优快钻井技术

优快钻井技术（通用6篇）

篇1：优快钻井技术

优 快 钻 井 技 术 教 案 授课人：丁向京 课题：优快钻井技术 培训目标：通过课堂讲授，使学员掌握优快钻井技术主要内容及优点，了解优选井位、钻头的基本过程 重点：优快钻井定义及内容，优点及意义 难点：井位优选中涉及到的轨迹控制内容 教学方法：课堂讲授 授课时间：50分钟 授课内容：

一、概述 2000年后，中原油田定向井、大斜度井、水平井等结构复杂井逐渐增多，大部分生产井是双靶定向井，靶心距最小要求到了10m。这些都给钻井技术提出了新的问题。各钻井公司配套了单、多点测斜仪器，也增配了随钻车及仪器。与之相关的配套技术及技术研究也逐渐增多，事故复杂的预防及井眼轨迹控制技术成为钻井工作的核心问题。特别是2000年以后，随着新型PDC钻头的全面推广使用及长寿命螺杆的应用，与之相关的钻具结构简化，都使钻井速度进一步提高，事故复杂逐年降低。2002年后优快钻井技术在全油田推广开来，这项技术以单弯螺杆及优质PDC钻头的双驱复合钻进为核心，是应用螺杆和高效PDC钻头，通过对钻头选型、优选钻井参数和泥浆参数来实现提高机械钻速，提高井身质量和固井质量的一种技术。实现了对轨迹的随时监控和调整，使穿过馆陶组后1到2趟钻打完进尺成为可能。随着PDC钻头种类的完善及随钻仪器MWD、LWD的应用，这项技术更趋完善，这几年逐渐增多的水平井也是这种技术的延伸。这项技术在缩短钻井周期的同时，客观上也减少了油气层的裸露时间，保护了油气层。随这项技术的逐渐深入，机械钻速不断提高，钻井周期逐渐缩短，经济效益也显著提高，以下是各公司近三年主要技术指标： 单 开钻完井位（口）（口）总计 2007 2006 2005 228 236 230 60 68 212 254 240 57 73 完 成 进 尺（m）733718 735496 734587 186562 211699 钻机 钻月速 完成井机械钻速(m/h)11.91 13.16 10.80 11.16 13.70平均 井深（m）3077 2966 3069 3078 2895 合计 37.07 33.01 36.42 40.58 32.50平均建井周期（d）迁装 2.09 1.89 2.05 2.08 1.96 钻井 27.17 22.99 26.11 30.75 23.08 完井 7.80 8.13 8.26 7.75 7.46（台月）（米/台月）267.81 249.29 278.88 72.23 70.54 2739.69 2950.4 2634.1 2583 3001.1 一 2007 公 2006 司 2005 二 2007 公 2006 司 2005 三 2007 公 2006 司 2005 四 2007 公 2006 司 2005 67 43 49 46 69 65 64 56 54 53 69 38 53 48 62 69 70 55 59 53 214600 143923 152094 153886 216248 193937 207423 186985 177766 158678 75.69 60.39 54.32 59.36 70.65 66.04 77.83 64.54 58.39 66.00 2835.2 2383 2800.0 2592.4 3061 2936.7 2665.1 2897 3044.5 2404.2 12.56 10.19 11.76 10.97 13.89 13.29 10.61 12.31 13.86 9.19 3108 3143 3094 3122 3000 2840 2997 3116 3088 3065 33.79 39.33 36.79 37.29 34.13 32.04 36.41 36.25 31.38 39.08 2.29 1.96 2.25 2.33 2.50 2.04 2.08 1.13 1.29 1.46 23.92 29.00 26.67 26.17 24.33 22.38 25.63 26.17 20.29 29.54 7.58 8.38 7.88 8.79 7.25 7.63 8.71 8.96 9.79 8.08 从上表可以看出，钻井四公司2006年与2005年相比，机械钻速提高4.67米/小时，提高幅度50.82%，钻井周期缩短9.25天,幅度为31.31％。兄弟钻井公司指标也大幅增加说明优快钻井技术已基本成熟。外部市场优快钻井技术也迅速推广，新疆项目的莫北工区，在平均井深高达4050米的情况下，平均钻井周期由原来的28天，缩短为目前的20天左右，创莫北工区最高指标。

二、优点

1、高效PDC钻头配合动力钻具钻井，避免了高转速下牙轮轴承的先期失效，从而有利于减少事故的发生；

2、使用动力钻具配合有线或无线随钻仪器监测井身轨迹，有利于控制井身质量，提高机械钻速；

3、使用的钻具结构得到有效简化，钻井参数更有利于优选，使粘卡几率大大降低；

4、使用复合钻具钻进时，钻头转速可达180转/分，而转盘转速较低，有利于大幅度提高机械钻速，延长设备的维修周期；

5、井眼轨迹平滑，狗腿度易于控制，有利于提高井身质量和固井质量；

6、钻井液固相控制科学、合理，有力的保护了油气层、提高了设备的维修时效，为井下安全营造了良好环境；

7、可以大幅度降低起下钻频率，节约钻井周期，有利于保护油气层。

三、内容 优快钻井技术中，优是优质、优选的意思，即优质高效的施工，优选指优选井位、剖面、钻头、螺杆、钻具组合、参数及泥浆性能等，目的是快，即快速钻井。

（一）井位优选 井位优选主要从以下几个方面考虑：

1、方位及Ⅰ靶位移的确定，2、地层对井斜方位的影响，3、避开大漏层、破碎带等复杂地层。这其中，Ⅰ靶合适位移的确定是较为复杂的，以目前造斜工具造斜能力及钻井水平所限。二维三段制双靶井仍是目前中原油田的主要井型，井口位置的确定取决于双靶的方位及靶前位移的确定，根据这两项数据和地面条件即可确定井口坐标。

1、井位确定应遵循的原则 a.依井深浅不同、造斜点钻时快慢确定靶前位移预留量； b.按照地区不同调整靶前位移； c.多靶井方位尽量在一条线上； d.根据邻井实钻资料和地层倾向倾角，适当调整靶前位移和方位;e.根据造斜工具实际造斜率确定实际靶前位移;f.地面河流、村庄、高压线、公路等障碍物将影响靶前位移时，尽量以地面服从地下原则确定井位； g.地下断层、漏层靶前位移调整要避开； h.钻井工艺技术对靶前位移影响，调整合适靶前位移。

2、方位确定 按照多靶井方位尽量在一条线上的原则，多靶方位的确定是首先要考虑的因素。根据甲方提供的上下靶垂深、坐标值及靶心半径这些数据可确定方位线 也可以用以下坐标图直观得表示出来： X坐标即南北坐标，Y坐标即东西坐标。以Ⅰ靶为原点，根据△E坐标为负值，△ N坐标为正值可以判断从Ⅰ靶到Ⅱ靶应该在第四象限。计算得Ⅰ靶到Ⅱ靶方位线为348.50°。一般要求井口在两靶方位线上，偏差控制在3°之内。

3、Ⅰ靶位移的确定 Ⅰ靶位移既靶前位移，靶前位移的确定需要考虑的因素很多，需要确定最大井斜角аmax及造斜率等，以下是具体步骤：（1）确定穿靶井斜 穿靶井斜一般既是这口的最大井斜аmax，求法比较简单，先确定两靶垂深差和位移差，即△H和△S。目前中原油田内部普遍采用双驱复合钻进，剖面大部分是直增稳三段制设计，特别是长寿命螺杆的大量的使用，使定向、扭方位钻进一趟钻完成得以实现。当前使用的单弯螺杆主要有：0.75°、1°及1.25°单弯单扶和双扶螺杆，各种弯螺杆因本身弯度区别，其滑动增斜率、双驱中的增斜或稳斜情况都有所区别，但也具有一定的规律，见下表： 弯外壳角度 0.75° 1° 1.25° 滑动增斜率（°/10m）1-1.5 1.2-1.5 1.4-1.6 单扶双驱增斜率（°/100m）3－4 4－6 5－8 当然增斜率和很多因素有关，如地层可钻性、钻时、钻压以及井斜大小等，以上数据只是平均数据。（2）最小位移及最合适位移的确定 最小位移即完全靠滑动增斜至Ⅰ靶，并且井斜正好达到最大井斜аmax，此时Ⅰ靶位移最小，这里采用平均角法，造斜率按照4°/30m，可按照以下公式计算： Smin＝аmax/4°╳30m╳sin(аmax/2)平均角法本身就存在误差，这里两测点间距又过长，所以sinаmin仅是近似值，仅在定井位时使用，施工过程中需要软件跟踪。最合适位移是剖面优选的结果，现场施工过程中，总是想尽量缩短随钻时间，因为随钻钻时约是双驱的3倍以上。一般做法是先滑动增斜至10°－15°，然后双驱增斜。具体公式是：（假设第一次随钻至10°开始双驱,双驱增斜率按4.5°/100m计算）S合适＝10°/4°╳30m╳sin（10°/2）＋｛（аmax－10°）/4.5°╳100m+60m｝╳sin[（аmax+10）/2] 加号前面为随钻所需位移，数据直接计算可得约为7m。加号后面是双驱增斜井段，利用平均角法求出得位移。中间60m的含义是预留出的扭方位井段。

（二）钻头优选 钻头优选主要指PDC钻头的优选，PDC金刚石钻头采用不同形状规格的切削齿，不同的布齿密度，露齿高度与布齿方式，并匹配相应的水力布置，可适应不同地层使用而获得最佳效果。使用整体螺纹式可换喷嘴，方便现场水力设计，满足不同的钻井水力要求，使用安全可靠。螺杆和PDC钻头都适合在低钻压、高转速条件下工作，螺杆运转时提供的高转速为PDC钻头快速钻进创造了有利条件，两者在井下的工作时间都较长，可减少不必要的起下钻时间，因此，两者的配合是最佳的 钻头优选在优快钻井中占重要地位，钻头优选是提高机械钻速的关键，针对不同地层、不同区块或同一区块不同厂家型号PDC钻头试用、对比，其结果很快被推广。例如：卫75块及卫77块PDC钻头优快分析 卫75及卫77区块作为一个新的开发区块，PDC钻头无经验可循，技术发展部积极进行技术探索，顺利完成了这四口井的施工。卫75块及卫77块数据表 队号 井号 完钻月份 井型 井深（m）40449 20488 32612 45753 卫75-12 卫75-9 卫75-15 卫77-9 3月 7月 8月 11月 斜直井 定向井 定向井 定向井 3250 2870 3190 3198 14.29 12.42 15.49 20.25 19天15小时 17天13小时 14天9小时 13天8小时 32天 26天15小时 26天20小时 24天23小时平均机械钻速（m/h）钻井周期 建井周期 从上表可以看出，随时间的推移，技术在不断总结完善，平均机械钻速不断提高，钻井周期连续缩短。四口井钻头使用对比表 井号 钻头型号 生产厂家 卫75-12 ZY924B 中原 使用井段(m)1407.25-2670.46 进尺(m)1263.39 东营、沙一 沙

二、沙三 GP526L G536XL 卫75-15 ZY924B ZY924B G544HZ 卫75-9 WH461 ZY924B DS752AB 卫77-9 ZY924B G544HZ 川石 川石 中原 中原 川克 武大 中原 成都 中原 川克 2670.46-2757.00 2757.00-3180.00 1413.00-2285.00 2285.00-3101.00 3101.00-3190.00 1416.00-1947.50 1947.50-2447.00 2447.00-2870.00 1560.00-2730.00 2730.00-3198.00 86.36 423.00 872 816 89 531.5 499.5 423 1170 468 沙四 中生界 东营，沙

一、沙二 沙

三、沙四 沙

四、中生界 东营、沙

一、沙二 沙

二、沙三 沙

三、沙

四、中生界 沙三下 中生界 3.80 6.36 12.46 9.60 4.05 15.41 6.24 6.02 18.57 6.83 90 98 90 100 95 100 90 100 100 100 85 65 80 95 85 80 80 95 90 90 19.00 地层 机械钻速（m/h）入井新度（%）99 出井新度（%）65 通过上表可以看出：同一井段中原ZY924B与武汉地大WH461相比，ZY924B有明显优势，川石G536XL与川克G544HZ基本相同，从卫75-9井ZY924B机械钻速6.24米/小时表明，旧钻头严重影响机械钻速，成都迪普DS752AB与川克、川石存在明显差距。课后作业：

1、什么是优快钻井技术。

2、优快钻井技术包括那些内容？

篇2：优快钻井技术

一、填空

1、非定向钻具组合，在钻进时，立管压力由，，等几部分组成。

（钻杆内、钻杆外、钻铤内、钻铤外、钻头压降）

2、当钻头喷嘴压降增加时，（不会）

3、喷射钻井的喷射射流的主要作用是：

（清洁钻头、清洗井底、水力破岩）

4、选择刀翼式PDC时，主要根据地层的可钻性来选择PDC钻头的刀翼数量，并确定相应的钻头型号，当地层可钻性高时，选择PDC钻头的刀翼数要，反之，当地层可钻性差时，选择PDC钻头的刀翼数要。

（少、多）

5、刀翼式PDC钻头，要有足够的钻头压降才能获得较高机械钻速，但在组合喷嘴时，一定要考虑和安排好每个喷嘴的水功率分配，对于主刀翼前的喷嘴要求其水功率的分配。（增加或加大）

6、钻头水功率＝钻头压降×泥浆泵排量＝钻头压降×（+……）。

（1＃喷嘴流量、2＃喷嘴流量、3＃喷嘴流量、4＃喷嘴流量、5＃喷嘴流量）

7、当井壁泥饼质量差（泥饼虚厚），在钻井施工过程中，经常会引发起下钻困难、定向托压、粘附卡钻和抽吸等问题，严重影响钻井施工进度，为了解决这些问题必须在施工中要加强泥浆管理，重点严格控制泥浆的含量，一般含量为2－3.5%，不能超标。

（般土）

8、为了提高上部直井段的钻井速度，确保井身质量，在施工前，我们要从钻具组合、钻头选择和钻井参数等几个方面进行考虑。如果考虑钻井参数方面要提高，提高，选择适合的。选择钻具时主要考虑、、等防斜、降斜组合方式。（钻头压降、转盘转速、钻压；钟摆钻具、塔式钟摆、塔式钻具）

9、深部地层由于地层岩性较硬，地温较高，使用牙轮钻头钻进时，为了提高机械钻速，在选择钻井参数时，主要提高有利于提高机械钻速。

（钻压）

10、门限钻压值是指：钻压值。

（达到地层岩石破碎的最小）

11、在排量一定的情况下，螺杆钻具的压降大小反映了螺杆大小。

（功率）

12、泥浆的常规性能参数包括（）。

13、常用的泥浆体系有（聚合物、硅基、抑制性）。

14、定向井、直井泥饼摩阻系数分别不超过（0.08、0.10）。

15、钻井液固相含量对钻速较大影响。在一般情况下，钻井液中的固相含量每降低（1％）。钻速可提高（10％）左右，为此必须严格控制钻井液内的固相含量，一般低于4％为宜，在固相含量相同的情况下，固相在钻井液中的状态不同，也会出现不同的钻速。一般在4％的固相含量条件下，（不分散钻井液）比（分散钻井液）钻速提高将近1倍。

16、岩屑在钻井液液柱压力和地层压力差的作用下，被紧紧压在井底不能离开。这种情况被称为（压持效应）。

17、钻井液在渗透性地层不断失水，在井底留下一层泥饼，岩屑和泥饼参混在一起形成一个垫层，不但阻碍岩屑离开井底，还隔离了钻头，严重时发生钻头泥包，该现象被称为（井底垫层）。

18、要使岩屑及时离开井底进入环空，就必须克服压持效应和井底垫层的影响，而（钻井液射流）的作用就是它们的克星。试验证明，（射流）对井底的清岩作用是一个连续的过程。先是由于射流冲击力的不均匀使井底岩屑发生翻转，然后在井底液流的作用推动下从中心移动到边缘进入环空，从而使岩屑及时地、迅速地离开井底，始终保持井底的干净。

19、喷射钻井共提出四种工作方式：（最大射流喷速）、（最大钻头水功率）、（最大射流冲击力）、（以及组合方式）。

20、（最大钻头水功率）工作方式认为清洗井底是对岩屑做功，所以认为水功率越大越好；（最大射流冲击力）工作方式认为射流冲击力是清洗井底的主要因素，应以冲击力达到最大为标准；（最大射流喷速）工作方式实际上是提高射流动压力，从而增大井底的压力梯度；

21、喷射钻井四种工作方式那一种工作方式最好哪？目前国内各油田使用最普遍的是（最大钻头水功率）、（最大射流冲击力）。

22、在采用最大钻头水功率喷射钻井方式的目标函数极值是泵的额定泵压(Pr)等于2.8倍的循环压耗（Pl），即Pr =2.8Pl；在采用最大冲击力喷射钻井方式的目标函数极值是泵的额定泵压(Pr)等于1.9倍的循环压耗（Pl），即Pr =1.9Pl。

23、井底射流压力梯度越大，射流对井底岩宵的清移效果越好，使用不等径双喷嘴（直径比0.68-0.72）和单喷嘴会收到很好的效果，采用三喷嘴组合效果较差，但由于受牙轮钻头单喷嘴额定嘴流量限制，为了防止发生过早刺掉喷嘴的问题，现场一般采用三喷的嘴组合形式。

24、在实施喷射钻井的钻井方式时，选择排量的大小尤为重要，合理的排量既能充分满足环空携岩的要求，又能使钻头获得最大的钻头水功率，减少功率损耗。施工中选择排量的范围介于达到（环空临界流速所需的排量）和钻井泵的（额定排量）之间。

25、环空临界流速是指钻井液达到紊流状态的临界流速，大于该流速为紊流，小于该流速为层流。其对应的排量为临界排量。

环空临界流速的计算公式为：

Vcr={30.864µpv+[(30.864µpv)＋123.5ζ

其中：

Vcr——环空临界返速，m/s；

µpv ——塑性粘度，mpa.s；

µpv＝θ

ζyp6002yp×ρd(dh-dp)]}/[24ρd(dh-dp)] 20.5-θ300

300——屈服值（动切力），pa； ζyp＝0.479(2θ-θ600)

ρd——钻井液密度，g/cm；

dh——井眼直径，mm；

dp——钻杆外径，mm；

例1：50531钻井队的红16－32井，泥浆性能为：1.18、50、4、0.5、3/

5、0.5、9；600、300转的读数为分别为45、30，∮215.9mm井眼和∮127mm钻杆环空。

环空临界返速为：Vcr＝1.34m/s；

按理论环容为：23.97 L/m，则所需最低排量为：Q＝32.12L/s。

该井在此泥浆性能条件下，采用30 L/s的排量钻进，泥浆上返的流型为层流状态，该流型清洗效果较差。

例2：50529钻井队的板南4－18井，泥浆性能为：1.16，44，7/0.5，1.5/2.3，0.5，9；300转的读数为分别为42、27，∮215.9mm井眼和∮127mm钻杆环空。

3环空临界返速为：Vcr＝1.23m/s；

按理论环容为：23.97 L/m，则所需最低排量为：Q＝29.48L/s。

该井在此泥浆性能条件下，采用30 L/s的排量钻进，泥浆上返的流型为紊流状态，该流型清洗效果较好。

由以上的两个举例可以看出，要取得较好的井眼清洗就必须降低泥浆的塑性粘度，即尽可能降低泥浆的固相含量，才能获得紊流流型，达到良好的清洗井眼的目的。

26、最小排量：是指钻井液能够携带岩宵上返所需的最小循环排量。现场确定最低返速的经验公式为：

Vmin=18.24/(ρd×dh)；

Qmin＝钻杆与井眼的环容×Vmin

dh——井眼直径，cm；ρd——泥浆密度，g/cm

以50531钻井队的红16－32井，泥浆性能为：1.18、50；∮215.9mm井眼和∮127mm钻杆环空为例：

最小返速为：Vmin =18.24/(1.18×21.6)＝0.715 m/s；

按理论环容为：23.97 L/m，则所需最低排量为：Q＝17.1L/s。

若为∮215.9mm井眼和∮127mm钻杆的环空，则：

环空临界返速为：Vmin =18.24/(1.18×31.1)＝0.496 m/s；

按理论环容为：63.29 L/m，则所需最低排量为：Q＝31.39L/s。

通过以上计算，可以得出结论如下，目前我们在∮215.9mm井眼采用的28－32L/s的循环排量和在∮311.1mm井眼采用的55－60L/S的循环排量均远大于最低环空返速要求，即使井径有扩大现象，也是足以满足返速要求的，故我们在应用高压喷射钻井时，不应采用过大的排量，防止沿程压力损失过大，而被迫降低钻头的压降。

在选择排量时还要考虑钻井速度对排量影响的问题，快的钻井速度要求排量要大，反之，可以小一些；对于定向井，由于马达有额定排量的要求，则优先考虑，防止因排量不足出现马达不能正常工作的现象。

27、岩宵滑落速度及环空净化能力评价

（1）岩宵滑落速度

Vs=(0.071×drc×(ρrc-ρd)

drc——岩宵直径，mm;

ρrc——岩宵密度，g/cm3(一般取2.5 g/cm3);

ρd——钻井液密度，g/cm3;

ζyp0.6673)/(ρd×µf)0.333 Vs——岩宵滑落速度，m/s;——屈服值（动切力），pa；

ζyp＝0.479(2θ300-θ

2600)Va——钻进时采用的排量下的环空返速，m/s;Va＝1273×Q/（dh-dp）

µf——视粘度，mPa.s

µf =µpv+0.112×(ζ

（2）环空净化能力

Lc =1－Vs/ Va

Lc——净化指数，无因次量；

例1，以529钻井队板南4－18井：泥浆性能1.16，44，排量为30L/s，216井眼，127钻杆，600和300转读数为42，27。yp2×(dh-dp)/Va)

则：Vs=(0.071×drc×(ρrc-ρd)

Lc=1－Vs/ Va＝0.833 0.667)/(ρd×µf)0.333＝0.21m/s;

例2：50531钻井队的红16－32井，泥浆性能为：1.18、50、4、0.5、3/

5、0.5、9；600、300转的读数为分别为45、30，∮215.9mm井眼和∮127mm钻杆环空。

则：Vs=(0.071×drc×(ρrc-ρd)

Lc=1－Vs/ Va＝0.844

以上两个举例，当泥浆粘度、切力增加时，岩宵下滑速度程减慢趋势，在施工过程中，当泥浆粘切较低时要注意循环泥浆携带岩宵。

二、简答题

1、使用螺杆钻具钻进时，经常会遇到机械钻速较低的情况，你判断有哪些可能的因素？

答：（1）、排量不足；（2）、岩石可钻性差；（3）、钻头泥包；（4）、马达损坏；（5）、钻头磨损严重或选型不合理；（6）、钻头水功率低或喷嘴匹配不合理；（7）、泥浆性能差，托压；(8)、钻压不足。

2、如何防定向托压的发生？

答：在泥浆上，合理选择钻井泥浆密度，尽可能降低泥浆的固相含量，搞好泥浆和井眼的净化工作，定向前加足润滑剂，可以混原油的井逐渐向泥浆混油，使含油量达到6－8％。在工程上，尽量简化定向钻具组合，尽可能使用加重钻杆，根据返砂和拉力情况及时搞短起下。

3、水利参数计算：

钻头压降：△Pb＝(544.4×ρd×Q)/A

钻头水功率：Nb＝△Pb×Q

环空返速：Va＝1273×Q/(dh-dp)

管柱内压耗：△Ppi＝7628×ρ

管柱外压耗：△Pca＝7628×ρ

µpv＝θ6000.8dd2222 0.667)/(ρd×µf)0.333＝0.19m/s;×µpv×L×Q/di0.21.80.21.84.8 320.8×µpv×L×Q/((dh-d)(dh-d))µpv ——塑性粘度，mpa.s；-θ3004、流态判别：同25条。

5、清洁指数：同27条。

6、08年提速推动的重点工作:

⑴以（高压喷射钻井）为基础，大力推广应用（成熟配套钻井）技术。

⑵在中、深井试验应用（20MPa）以上喷射钻井。

⑶加大PDC钻头的应用力度，PDC进尺占年总进尺的（60％）以上。同时要探索进一步提高PDC钻头压降，提高钻井速度的问题。

⑷解放思想，加强研究和资料统计，利用已取的成功经验，推广应用高质量PDC钻头，克服馆陶组砾石层和沙河街玄武岩层PDC钻头不可钻的问题，力争在油区较大面积区域得到推广应用。

⑸在浅层，大力应用PDC钻头，即使用∮444.5mm和∮311.1mmPDC钻头钻深表层或二开上部直井段。

⑹采取有效手段避免明化镇组和馆陶组起钻困难、抽吸等问题，借鉴其他兄弟油田的经验，从工程角度，应用∮222.2mm（8 3/4〞）的牙轮和PDC钻头解决该问题。

⑺为了提高钻井速度、降低事故复杂，必须要加强“两个净化”工作，即（泥浆净化）和（经验净化），确保为安全钻井提供良好的井下环境。

篇3：金溪2井优快钻井技术

通过对参考井的统计分析发现, 该区块钻井地质难点主要有:

(1) 地层沉积环境差异大, 压力系统分布规律复杂, 预测误差大。

(2) 地质条件复杂:倾角大、断层多、岩性复杂多样化, 大大影响钻井效率的提高。

(3) 区块井漏问题严重, 得不到有效控制。参考井统计该发现, 区块出现漏失或恶性漏失的几率高。

(4) 区块井下复杂多发, 故障率高。

(5) 深部地层小井眼钻进, 裸眼段长, 钻进摩阻较大, 施工风险高。

2 金溪2井提速工艺技术

2.1导向涡轮+孕镶金刚石钻井技术

为解决金溪2井自流井组、须家河组地层硬度高、研磨性强、钻速低, 易井斜的难题, 提速提效, 采用了9~1/2”高速导向涡轮+12-1/4”孕镶金刚石钻头配套技术, 金溪2井共下涡轮入井4趟, 钻进井段为1608.62~1688.53m、1691.32~1710m、1721~2070.50m, 总进尺448.09m, 纯钻时间224.91h, 涡轮工作时间457.00h, 平均机械钻速1.99m/h。

图1为涡轮与常规钻进进度对比图。图中红色曲线井段1608.62m-2070.50m是涡轮钻具施工井段。本井涡轮钻进机械钻速按地层对比:珍珠冲段机械钻速为1.37m/h, 为本井相同井段牙轮钻头2倍。须四段机械钻速为2.52m/h, 为本井相同井段牙轮钻头的5.29倍。雷口坡组平均机械钻速达到2.88m/h。大大地提高了钻井速度, 节约了钻井成本。

珍珠冲段机械钻速为本井相同井段牙轮钻头2倍, 须四段机械钻速为本井相同井段牙轮钻头的5.29倍。成功实现了自流井组珍珠冲段-雷口坡组12-1/4”井眼优质高效钻井, 并成功实现了对该井段的井斜控制。全部涡轮施工井段井斜控制在3°以内, 闭合位移控制在50米以内, 闭合方位45°, 闭合位移正位移37米。孕镶金刚石涡轮钻井技术在现场应用中取得良好的效果, 在提高机械钻速与井身质量做出了突出贡献, 使机械钻速获得了极大提高, 井身质量也得到了有效保证。实践表明, 高速导向涡轮+孕镶金刚石钻头在硬地层条件下能够稳定的工作, 其高转速大扭矩为钻头在井底提供了良好的工作条件。

2 扭力冲击器+PDC钻井技术

金溪2井四开钻遇的吴家坪组, 硅质团块含量高, 在10%~30%左右, 个别段甚至高达50%左右, 普通PDC钻头、牙轮钻头钻速低, 寿命短, 一只钻头平均在20m进尺左右, 起下钻频繁。为提高钻速和纯钻利用率, 采用了扭力冲击器+PDC钻头钻进。

在金溪2井四开长兴组、吴家坪组、茅口组和栖霞组的钻进中, 总共使用扭力冲击器钻进7趟钻, 总进尺439.14m。钻进参数:钻压:80~100KN;转速:50~65rpm;排量:16L/S;泵压:19~23MPa;密度:1.46~1.48 g/cm3;粘度:68~73s;含砂:0.3%;固含:20%。

通过本井应用, 证明扭力冲击提速效果较明显, 是常规PDC或牙轮的2~3倍 (常规钻头钻时约在60min) , 单趟进尺更是常规钻进的4倍左右。其中第7趟钻, 使用效果尤为明显。对比同井段牙轮钻头, 进尺提高约5倍, 机械钻速提高约2~3倍。

3 高效牙轮钻井技术

四开地层钻遇吴家坪组, 使用了2只MX-DS50DX进口牙轮钻头, 有效克服该地层岩石中含硅质团块, 研磨性强, 牙轮钻头寿命较短, 进尺较少的特点, 提高了本井的施工效率。尤其是第二只入井的MX-DS50DX钻头纯钻时间为124.17h, 为国产牙轮钻头寿命的6倍;进尺76m, 为国产牙轮钻头的5.51倍。

4 结语

(1) 针对高研磨性、高陡度的须家河地层, 选用导向涡轮+孕镶金刚石工艺, 既可提高钻井效率, 又可保证井深质量。

(2) 飞仙关组灰岩易漏地层, 推荐选用扭力冲击器+PDC钻井工艺, 既可提高钻井效率, 又可实现随钻堵漏。

篇4：浅谈优快钻井技术的特点与应用

关键词：优快钻井技术 特点 应用 效果分析

中图分类号：TE242文献标识码：A文章编号：1674-098X（2013）05（a）-0090-01

近些年来，各种新型的钻井技术应用在采油作业中，优快钻井技术就是众多新型钻井技术中的一项重要研究成果。优快钻井技术以单弯螺杆及优质PDC钻头的双驱复合钻井为核心，为了提高机械钻速，同时提高井身质量和固井质量，该项技术采用螺杆和高效PDC钻头，来达到此目的。该项技术具有适应外界地质环境、满足陆上石油开采需求的优势，因而对油田而言，应用前景较为乐观。

1 优快钻井技术的特点

1.1 有效避免不安全因素、提高作业效率

处在高转速状态时，钻头的牙轮轴承容易产生先期失效问题，要想有效避免这一问题的发生，保障油田开采的安全问题，我们应在选择使用优快钻井技术的时候同时选用优质的PDC钻头，再配合动力钻头的双钻头模式，这样就能达到此效果。另外，简化优快钻井技术的钻具结构，实现钻井参与优选，这将会有效降低钻井过程中的粘卡几率，以确保钻井作业的持续而稳定地进行。为了利于更好地保护油气层，增强设备的维修失效，创造安全的井下工作环境，我们还在应用该项技术的同时加强了钻井液固相的控制，使钻井液在使用时保持良好的性能。

1.2 质量安全稳定、工作周期较短

使用动力钻具是该项技术的另一个特点，因此它能够在检测井深的轨迹时获得清晰、准确的数据，帮助作业人员控制井身质量，明显提高了自身的机械转速。当使用复合钻具钻井时，钻头的转速可达到180 r/min，而转盘的转速却会因此而减缓，这样一来，整体的钻速明显提高了，也就延长了钻井设备的维修周期。优快钻井技术的井眼轨迹平整光滑，易于控制和操作。

2 优快钻井技术在石油开采中的应用

在进行正式的石油开采工作前，应先分析判断该开采区域是否适合于利用优快钻井技术，应考虑到实际工作中的钻探试验结果后才可以做出最终选择。

2.1 钻井液的性能指标

2.1.1 一开井段

一开井段采用的是预水化的坂土浆一开钻井，为了顺利开展钻井工作，在钻井的过程中技术人员适当补充了聚合物胶液，这样做的目的是确保一开钻井液参数能够达到设计要求，钻井液漏斗粘度达到了40 s以上，以此来保证钻井过程中携砂和井壁的稳定性。

2.1.2 二开井段

为了保障钻井过程中的稳定性，二开井段采用的是回收一开坂土浆外加聚合物胶液稀释，在正常攥紧的过程中用细水液流的方式均匀、缓慢地加入预水化聚合物胶液，在加入的过程中使用了四级固控设备固定，这也是泥浆性能指标中低粘、低密度、低切、低固相等方面能够达到的。此外，为了有效预防可能出现的安全质量问题（如井壁垮塌等），还需要适当补充预水化坂土浆，并加入适量防塌剂，以此来提高泥浆的性能。当钻头按要求达到确定位置后，还需要加入适量的降失水剂。将失水降到作业充许的标准范围之内，确保泥浆参数达到设计标准的最低值。

2.2 钻铤断裂失效的预防

在钻井作业过程中，由于地质结构等原因，可能发生钻铤断裂、粘螺纹等现象，这样不利于石油的正常生产，反而会增加石油的生产成本。然而，粘螺纹的现象也是普遍存在的，在使用优快钻井技术时，我们应认真分析钻铤断裂失效的主要原因，并对旋螺纹扭矩、钻井参数等进行试验与分析，针对客观存在的问题，制定了详细的预防措施。在使用优快钻井技术的过程中，一井、二井均未发生不良事故，也证明了所采用的措施能够保障石油生产持续、稳定地进行。

3 应用效果分析

通过在一开井段、二开井段、以及在其它后续应用中选择使用优快钻井技术，不仅使钻具的早期失效问题得到了控制，还缩短了整体的钻井周期，提高了机械钻速和纯钻利用率，使整个石油开采的效率有了显著提高。

在实践中，我们还发现了一些客观存在的问题有待进一步解决，比如钻头泥包问题。多频率地发生钻头泥包不仅会在下钻的过程中影响钻井的生产效率，还可能直接影响到钻头的使用效率。要想解决钻头泥包的问题，一方面需要做好钻头设计，比如一定要确定好最佳的钻井液排量，同时查找在钻井液粘切和井眼轨迹等方面是否有容易产生钻头泥包的原因，再看看钻井液的pH值和电位等方面是否有可以进行改进和完善的地方，以此从根本上解决钻头泥包问题。

4 结语

其实任何一种先进、优良的钻井技术都有一个共同的特点，就是必须使用正确的方法，应用在适当的作业阶段中才能发挥其最大的功效。优快钻井技术也不例外，我们不能说它是最高级的应用技术，必竟每个领域的行业技术都是在不断发展的，以后可能还会有更高级的出现。但如果我们用最恰当的方式利用它，它就是最好的。当我们对某个钻头的选用觉得不合理，或是某个参数的设计效果使用不理想时，是否会质疑这项技术本身存在问题，还是会尝试在原来的基础上做出小小的调整，尝试一下优化这项技术呢？如果在油田开采工作进行时，我们多想一想，多试一试，也许不仅能把问题解决掉，还能优化作业阶段，获得一劳永逸的效果。相信在我们的不断实践与研究的过程中，一定会使优快钻井技术发展得更加精湛。

参考文献

[1]张庆良，仝继昌，李陆武.尼日利亚Stubb Creek油田优快钻井技术[J].中外企业家，2011（7）.

[2]刘健.定向井优快钻井技术在老168丛式井平台的应用[J].科技与生活，2010（5）.

[4]杨亚少，李兵，田三忠.油田机械采油工艺分析[J].现代商贸工业，2013（1）.

[5]张绍槐.现代导向钻井技术的新进展及发展方向[J].石油学报，2003（3）.

[6]沈忠厚，黄洪春，高德利.世界钻井技术新进展及发展趋势分析[J].中国石油大学学报（自然科学版），2012（3）.

[7]张金成，位华，于文红.空气钻井技术在普光气田的应用[J].石油钻采工艺，2006（6）.

[8]李文明，陈绍云，刘永贵.优快钻井配套技术在希50-54井应用实践[J].探矿工程-岩土钻掘工程，2010（6）.

[9]张忠乾，曹向峰，曹继飞.硬地层PDC钻头优快钻井配套技术研究进展[J].西部探矿工程，2012（12）.

篇5：现代钻井技术

《现代钻井技术》大作业

注意事项：题目是在某一个学生工作室下载的，不知道题目是否一样。另外，答案是本人在网上找的，不知道是不是准确，仅供参考。

1、正考学员、08秋及以后重修学员要通过网络在线提交的方式上交大作业，不接收和批阅书面材料；

2、08春及以前重修学员要以书面（纸张大小为A4纸）形式上交大作业；

3、抄袭、雷同作业一律按零分处理。

一、回答下列问题（每小题12分，共60分）

1、欠平衡压力钻井的优越性？为什么？

答：优越性：欠平衡钻井的主要优点是对油层表皮的损害小。在枯竭油层钻加密井对产量的影响很小或没有影响；在高渗地层和裂缝性地层采用欠平衡钻井，可以限制钻井液侵入地层，防止渗透率下降；在硬地层采用欠平衡钻井可以大幅度提高机械钻速，降低钻井风险，节约钻井成本。

原因：

1、由于井筒内钻井液液柱压力低于地层压力可以减轻钻井液向地层中的渗透；钻井过程中地层流体可以进入井眼，在井口监测返出液可以及时提供良好的产层信息；欠平衡钻井是在关井导流状态下进行，从而降低井喷失控的危险；采用负压钻进，有利于钻头对岩石的破碎，提高钻速，降低综合钻井成本。

2、欠平衡压力钻井确定负压差的依据？

答：欠平衡压力钻井主要根据以下几个方面确定负压差：

（1）地层孔隙压力；

（2）井壁稳定性；

（3）地层流体流动性；

（4）底层流体的地面处理及控制能力。

3、钻井过程中地层伤害的主要形式？

答：钻井过程中地层伤害的主要形式有：

（1）固相颗粒及泥饼杜塞油气通道；

（2）滤失液是地层中粘土矿物膨胀而杜塞地层孔隙；

（3）钻井液滤液中离子与地层离子作用产生沉淀杜塞通道；

（4）产生水锁效应，增加油气流动阻力。

4、大位移井的特点及关键技术？

答：特点：与常规中半径相比，大位移井具有高难度、高投入、高风险的特点，但是一口成功的大位移井，能实现远距离的开发目的，既节约投资，又能获得好的效益。

关键技术：（1）管柱的摩阻和扭矩；（2）管柱设计技术；（3）轨道设计技术；

（4）井壁稳定技术；（5）井眼清洗技术；（6）固井完井技术；（7）轨道控制技术。

5、试述特殊工艺井在油气开发中的作用。

答：随着老油田后期开发难度的增加，提高油藏采收率成为油田进一步发展的关键。因此，利用分支井、侧钻水平井、径向水平井、大位移水平井等特殊工艺井技术，可以有效地开发传统钻井工艺“束手无策”的小油藏、低渗透油藏、枯竭油藏以及剩余油资源。同时，可以减少布井数量，降低开发成本；少占土地，减小环保压力。

二、论述题（每题20分，共40分）

1、科学化钻井的总体目标是什么？如何达到？

答：总体目标：

（1）向信息化、智能化方向发展；

（2）向多学科紧密结合、提高油井产量和油田采收率方向发展；

（3）向有效开采特殊油气藏方向发展。

如何达到：

（1）能引进的采取引进一消化一创新的技术路线来跟踪前沿，不能引进的国内自主开发；

（2）在水平井钻井技术、多分支钻井技术和欠平衡压力钻井技术三大新钻井技术方面，我国目前还有许多基础工作要做，建议有计划地组织攻关；

（3）钻井科研工作者在观念上应有新的转变。目前石油工程技术的发展要求钻井工程不仅要建油流通道，而且要担负提高单井产量和油田采收率部分任务以及

开发开采特殊油气藏的任务，因此钻井科技人员应熟悉和了解采油工程和油藏工程有关理论和技术。

2、结合本油田油气藏的特点，谈谈如何用钻井的手段提高采收率。

答：大港油田所在的黄骅坳陷在构造性质上为一中新生代的断陷盆地，二、三级断层十分发育，油气藏总体上是以复杂的断块型油气藏为主要特征，单个储油构造规模小，油藏之间相互独立、连通性差，给油田开发、特别是后期开发带来很大难度，大港油田充分利用钻井新技术，以定向钻井、水平井、侧钻井等技术手段来提高老油田的采收率。例如：

大港油田作业一区已投产侧钻井２１口，初期日产油量４２４．４３吨，平均单井日产油达到２０．２吨，大于１０吨的井数占５２．４％，目前日产油稳定在７吨左右，已累计采油２．７万吨。

该区在总结历年侧钻井实施效果的基础上，将侧钻井选井目标锁定在油藏构造清楚、油砂体分布落实、能量充足、单层厚度大、剩余油密集的井区，并选择构造砂体有利的部位定向侧钻，以提高侧钻井的成功率。

篇6：快速钻井技术介绍

默认分类 2009-11-15 09:32 阅读10 评论0

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引用

wangjie869@126 的 快速钻井技术介绍【飞马钻井配件公司】

众所周知，提高钻井速度是加快油气勘探开发步伐的重要途径。多年来，特别是重组分立以来，经过甲乙双方的积极投入和广大钻井工作者的努力，油田拥有了一系列加快钻井速度的技术，钻井速度也逐年提高，但与国外先进的钻井速度指标相比，仍存在着很大的差距。

一、大港油田采用的优快钻井技术

目前，油田用于优快钻井的成熟配套技术有：

1、高压喷射钻井与优选钻井参数钻井

●钻头：除钻砾石、安山岩、玄武岩等硬质岩性用HJ517或H517牙轮钻头外，其余地层如明化镇、馆陶中上部、不含砾的沙河街组、孔店组、中生界首选PDC钻头，也可选用HAT127牙轮钻头。

●喷嘴：牙轮钻头组装中长喷嘴或不等径普通双喷嘴或三喷嘴(大小嘴径比为1:0.68-0.72或1:0.68-0.72:0.68-0.72)。

●钻具组合：

常规钟摆钻具(用于防斜和降斜)：钻头+短钻铤1-2根或钻铤1-3根+稳定器+钻铤18-21根+加重钻杆+钻杆。

常规满眼钻具(用于稳斜和防斜)：钻头+稳定器+短钻铤1根+稳定器+钻铤1根+稳定器+钻铤18-21根+加重钻杆+钻杆。

常规增斜钻具(用于增斜)：钻头+稳定器+钻铤1-3根+稳定器+钻铤单根+稳定器+钻铤18-21根+加重钻杆+钻杆或钻头+稳定器+钻铤18-21根+加重钻杆+钻杆或钻头+稳定器+钻铤1-3根+稳定器+钻铤18-21根+加重钻杆+钻杆。

导向钻具(可用于定向、造斜、稳斜、降斜和纠偏)：钻头+导向马达+无磁钻铤1根+MWD+稳定器+钻铤18-21根+加重钻杆+钻杆。

●钻压：对于牙轮钻头，除防斜吊打、定向、扭方位外，最大的安全钻压为每英吋20KN。对于PDC钻头，钻压一般在40-80KN。●转速：对于机械钻机，在上部地层采用Ⅱ档或Ⅲ档的转速，在中深部地层采用Ⅰ档或Ⅱ档转速。对于电动钻机，采用适合牙轮钻头的95rpm。使用PDC钻头时，可采用动力钻具+转盘的复合钻井方式或转盘不低于Ⅱ档的转速。

●泵压：牙轮钻头的泵压达到17Mpa以上，PDC钻头的泵压达到14Mpa以上。穿漏层、定向与扭方位可适当降低泵压。

●排量：φ311.1mm及以上尺寸井眼的排量≥55L/S。φ244.5mm井眼的排量≥30L/S。φ215.9mm井眼的排量≥28L/S。φ152mm井眼的排量≥10L/S。

2、高效能PDC钻头和引进牙轮钻头钻井

在中深部地层中，选用进口的PDC钻头和牙轮钻头，可缩短起下钻时间，提高钻头的行程钻速。如：板深4井的Φ444.5mm井眼使用两只进口牙轮钻头打完2500m的井深，平均机械钻速达到了 m/h，比板深7井的同类型井眼少用牙轮钻头__ 只，机械钻速提高了 %。

3、PDC钻头+动力钻具钻井

直井采用PDC钻头＋1°螺杆钻具+螺旋钻铤1根+稳定器+螺旋钻铤18-21根+钻杆的钻具组合；定向井采用PDC钻头+导向钻具+无磁钻铤1根+MWD+稳定器+钻铤18-21根+加重钻杆+钻杆的钻具组合，均可加快钻井速度。特别是在油气层中钻井速度的提高，有利于缩短钻井液对油气层的浸泡时间，减少对油气层的污染。今年50528钻井队在官39-67井中应用该项技术，仅用15天21小时就打完井深2778米的直井。

4、防卡钻具组合

在定向井的钻具组合中，采用螺旋钻铤、加重钻杆和随钻震击器。随着井底位移和井下阻力的增加，为减轻钻具上提的总吨位，可用加重钻杆取代螺旋钻铤。水平井采用倒装钻具，即加重钻杆靠近钻头，螺旋钻铤接在加重钻杆的上面。

5、优质钻井液与完井液

一般情况下，在上部地层选用经济适用的聚合物钻井液体系，中深部地层采用有机硅钻井液体系。对于低压油气层来讲，在井身结构设计合理，技术套管封固了复杂地层的情况下，可采用低密度低固相的钻井液体系来保护油气层，如：聚合醇钻井液、甲酸盐钻井液等。对于易塌地层，宜采用硅盐钻井液。在油气层保护方面，进入油气层前加入屏蔽暂堵剂，揭开油气层后适当补充屏蔽暂堵剂。

6、井眼润滑、稳定与净化

●井眼润滑：如果录井允许，采用最经济适用的原油做钻井液的润滑剂，控制原油含量在6-8%，并加入磺化沥青改善泥饼的质量。如果录井对萤光有要求，可在钻井液中加入水基润滑剂、膨化石墨、极压润滑剂、低萤光磺化沥青等低萤光润滑剂。完井时，为确保电测和下套管的顺利进行，还可在封闭液中加入塑料微珠。目的是在直井中控制钻井液的摩阻≤0.10，在定向井中控制钻井液的摩阻≤0.08。

●井眼稳定：主要依靠力学和化学作用维护井壁的稳定，即钻井液的静态压力能平衡地层的坍塌压力或当量密度≥地层坍塌压力梯度，钻井液的高温高压失水≤10ml，钻井液中含有一定比例的防塌剂。工程上采取相应的措施，如：起下钻中途开泵要避开易垮塌地层；起钻及时灌满钻井液；钻进中出现掉块时，及时提高钻井液的密度和粘切等。

●井眼净化：钻进时保证排量，使用四级固控设备控制钻井液的含砂量，及时短起下钻清除井壁的岩屑床。快速钻进时，接单根前后做到晚停泵早开泵，并控制环空岩屑浓度≤6%，必要时，中途循环除砂。起钻前和下钻到底充分循环除砂。

7、近平衡压力钻井

在保证井下安全(不塌、不喷)的前提下，尽量将钻井液的密度降低，一方面可避免压差卡钻，另一方面可加快钻井速度，缩短钻井液对油气层的浸泡时间。

8、欠平衡钻井

可在地层稳定的井眼中实施，该项技术有利于保护油气层、提高钻井速度、穿易漏失的地层。如：油田在板深7等 口井中，应用液相欠平衡钻井技术保护千米桥潜山油气层并提高钻井速度。

9、PDC可钻式浮鞋浮箍

技术套管的浮鞋浮箍采用可钻式，有利于再次开钻时，直接下入PDC钻头钻进，减少一次起下钻作业。如：泛华反承包市场，下表套用可钻式浮鞋浮箍，二开直接下PDC钻头钻进。

10、组合与随钻测井

常规井的中完和完井采用大满贯测井技术，可节省电测时间，缩短钻井液对油气层的浸泡时间。目前，测井公司正在推广此项技术。

大位移井和水平井在进入油气层前，下入LWD，可实现随钻测井，节省钻杆输送法测井的时间，缩短完井时间。如：去年实施的五口水平井全部使用LWD钻穿油气层。

11、低密度早强水泥浆固井

对于安全窗口窄的易漏失井和低压井，使用低密度早强(24小时强度≥14MPa)水泥浆体系固井，可防止固井过程中的井漏，减轻固井对油气层的污染。目前，油田水泥浆的最低密度可达1.40g/cm3。

二、国外先进的钻井技术

国外在加快钻井速度方面的技术有高压喷射钻井、旋转导向钻井、闭环钻井、大位移水平井钻井、气液相欠平衡钻井、垂直钻井、套管钻井、连续油管钻井、无侯凝固井、快速拆装井口装置、快速下套管工具等。下面以赵东平台为例，介绍一些国外的先进技术。

（一）基本情况

赵东海上油田是CNPC与美国APACHE石油公司合作开发的第一个海上油田。平台位于河北省黄骅市南排河镇赵家堡村东南渤海湾海域，距陆地大约8公里，平均水深7米。平台总重6800多吨，上下总共4层，是国内最大的海上固定式综合生产平台，设计钻井能力为60口。赵东平台是由美国APACHE公司作为作业者，大港油田滩海工程公司以日费的方式提供钻井服务，同时由Schumberger和BAKER INTEQ公司提供定向井技术服务，Schumberger公司提供固井、测井服务，Weatherford公司提供钻井工具、套管钻井和下套（油）管服务，南海MI提供泥浆技术服务，BAKER公司提供完井技术服务。

该平台于2003年2月25日开始施工，至2003年12月28日仅用283.5d就完成了第一期26口井（包括4口水资源井、13口生产井、9口注水井）的施工，钻井总进尺达56655.8 m，平均机械钻速为48.47m/h。完成井（含4口水平井）基本采用两开制，钻井施工前将26"导管砸至75m左右，入泥深度35m左右；一开有24口井采用了13 3/8＂68ppf-K55套管钻井技术，另两口井采用常规171/2＂钻头开眼，下入13 3/8＂68ppf-K55-BTC扣型套管的方法；二开基本采用121/4＂钻头开眼，下入9 5/8＂47ppf-N80-BTC扣型套管作为完井套管；同时有4口井还进行了81/2＂井眼的施工（其中2口井采用裸眼完井技术，2口井下入了7＂尾管）。

（二）采用的先进技术与工具

在国外石油钻井行业中，由于人员工资高、技术服务费昂贵，造成钻井作业的的施工成本非常高，例如赵东平台施工阶段日成本基本保持在20万美元左右，浪费1小时就是近万美元的损失，所以促使作业者广泛应用新工艺、新技术，大胆改进施工作业程序，来缩短钻井作业的周期，达到节约施工成本的目的。

1、套管钻井技术