下T6-361井多井防碰绕障技术

下T6—361井是一口双靶定向井，由于受地面和地质条件的限制，必须穿越9口井，其中最近的4口井防碰距仅为13—32m，钻井施工难度大，是一口较典型的多井防碰绕障定向井。在优化井身剖面设计、优选钻具组合、采用导向钻井技术的基础上，采取了一系列安全钻进措施，顺利钻至设计井深。对该井的地质工程设计、井眼轨迹控制及防碰绕障技术等进行了介绍，对同类型井的施工有一定的借鉴。     

高密井网钻井防碰绕障技术研究——以准噶尔盆地陆梁油田LUD8173井为例

随着油气田开发程度的不断提高,老油田部署井网越来越密,在高密度的井网条件下,定向井和水平井钻进过程中防碰问题显得日益突出,采取有效的防碰技术是钻井施工成败的关键。LUD8173井是准噶尔盆地陆梁油田一口典型多井防碰绕障定向井,该井邻井数量多达十几口,防碰最近距离12.64m,靶前位移51.37m,防碰绕障难度大,施工风险高。对防碰邻井资料进行分析、模拟防碰数据、找出防碰技术难点和重点,优选出最佳防碰绕障方案、优化井眼轨迹设计、优选钻具组合和配合导向钻进技术,使得该井绕障顺利成功,井眼轨迹平滑,精确入靶,靶前距离50.03m,与实际相差0.15m。该井绕障成功,为相同类型绕障井防碰问题具有一定的借鉴作用。     

密集井网直井段井眼轨道交碰风险计算新方法

井眼防碰是密集丛式井网定向井施工面临的一个主要难题，为了有效减小密集井网加密井直井段井眼交碰风险，综合考虑名义间距、基准井和比较井的井径之和以及邻井数等因素，在分析Brooks运用概率评价井眼交碰方法的基础上，提出了比较全面的密集丛式井网井眼交碰风险计算新方法。该方法以基准井井眼中心轴线为圆心、基准井与比较井间名义间距为半径作圆，通过基准井、比较井井径之和与此圆周长的比值计算偏移概率，采用井眼测点位置坐标的正态分布概率密度函数沿井深方向的定积分计算交碰概率，基准井与比较井的实际交碰概率为偏移概率与交碰概率的乘积，通过基准井与各比较井实际交碰概率求和确定综合交碰风险，并将综合交碰风险按照行业标准划分为3个风险等级，得到以综合交碰风险为评价指标的风险评价方法。该方法可定量评价一口基准井与多口比较井之间的综合交碰风险，对加密井钻井防碰理论研究及指导生产实践具有重要意义。     

丛式井井眼防碰技术措施探讨

在丛式定向井作业中,防碰作业一直是定向井作业重中之重的工作。本文介绍了6个防碰技术措施的关键性因素,每个要素都要围绕最小允许分离规则来进行,贯穿了从定向井设计、施工、完成、数据备份的全过程,在钻井过程中的每一名人员都需要遵守,并且互相监督,才能够有效规避碰撞风险。     

芳90-96钻井平台小井距定丛井防碰技术研究

为防止芳90-96钻井平台小井距井眼施工发生相碰,施工前进行了丛式定向井井排线的优化设计、造斜点的优选和造斜率的优化,施工中直井段应用MWD进行随钻监测,造斜段进行三维轨迹绕障,稳斜段加密测斜防碰,成功完成了该钻井平台8口井防碰施工,为小井距定丛井钻井防碰积累了宝贵经验。     

G0-7三维水平井井组工厂化钻井工艺

G0-7三维水平井组部署在长庆油田苏里格气田东南部,由1口直井、2口定向井、2口常规水平井、4口三维水平井组成,采用工厂化钻井作业"一字型"施工模式,3部钻机同时施工,每部钻机施工1口常规井和2口水平井。针对丛式井组施工难点,从防碰绕障、井身剖面优化、井眼轨迹控制、降摩减阻等方面制定一系列措施,形成"预分法"井眼防碰绕障、三维井剖面优化、三维井井眼轨迹控制及CQ-SP2钻井液体系等特色技术。该丛式井组水平井平均机械钻速达9.68 m/h,同比提高18.19%,平均钻井周期为55.67 d,比原有模式施工周期缩短8.82%。该井组工厂化作业顺利完成为长庆油田部署三维水平井井组工厂化作业提供了有力技术支撑。     

丛式井组加密井防碰技术及应用

大型丛式井组加密井防碰形势严峻,通过对井眼轨迹距离扫描方法进行分析,优选出最近距离法作为轨迹距离扫描方法,并对轨迹误差影响因素、误差椭圆、分离系数进行分析,最后以一个已完钻36口井的大型海上丛式井组加密井为例,通过距离扫描、分离系数计算、测量仪器优选、钻具组合优化及现场施工工艺优化完成了2口井防碰工作,对类似防碰井施工积累了宝贵经验。     

陀螺测斜与测固井质量一体化技术研究与应用

为了解决水平井段或大斜度井段无法实现陀螺复测和深层防碰风险高的问题,同时为上返补孔和侧钻创造条件,研究了陀螺测斜与测固井质量一体化技术。设计了专用陀螺挂接筒,实现了陀螺测斜仪器与测固井质量仪器的有效挂接,通过缆芯分配与信号传输方案设计,实现了两套系统独立工作。研究形成了陀螺测斜和测固井质量一体化技术方案。陀螺测斜与测固井质量一体化技术在现场应用中测井过程顺利,复测井段60~1 400 m,作业耗时14 h,比传统两趟作业节省12 h;测井效果良好,所测数据满足陀螺复测和固井质量评价技术要求;串联工具串比单独陀螺作业增加了电缆头张力及CCL等辅助信号,能够准确地判断井下仪器状态,降低施工风险,满足了大斜度井作业要求。该技术的开发成功为海上丛式井深层防碰提供了资料录取手段。     

尾管固井工艺在水平井BP1井的应用

水平井固井难度大，宝平1井更是一口井眼极其不规则、井下情况异常复杂的高难度的水平井，给固井施工带来了很大的难度。固井施工中采用了尾管固井工艺技术，这是该项技术首次应用于高难度的水平井。该井的施工成功为定向井、水平井的固井探索出了一个新方法，并提供了良好的范例和宝贵的经验。同时表明，川局井下作业处生产的XG—7悬挂器结构先进、性能可靠，能适用于定向井、水平井固井施工。     

丛式井防碰技术在金县1-1油田的应用

针对金县1-1油田油藏呈条带状分布、开发层位相近,断层众多、井眼轨迹受限,滚动开发、靶点调整频繁,槽口众多、隔水管锤入偏斜,浅部地层松软、造斜难度大等定向井作业难题,综合实施槽口优选和钻井顺序优化、防碰设计精细化、井眼轨迹控制、操作规范化等关键技术措施,形成了一套系统的丛式井防碰技术。该技术在金县1-1油田48口丛式井防碰绕障作业中取得了成功应用,并已推广到辽东湾地区丛式井钻完井作业中,有效保证了钻完井作业的顺利进行,对今后海上其他地区丛式井防碰作业具有借鉴意义。     

宝浪油田B1217井大斜度双靶井防碰绕障技术

B12 17井是宝浪油田宝北区块的一口大斜度、变方位、双靶、三维防碰绕障定向井 ,施工中最大井斜5 1° ,双靶间垂深差值小 ,受地面和地质条件的影响 ,必须穿越 2口井 ,最近的防碰距仅为 10～ 13m ,造斜段长达 2 6 6m ,钻井施工难度大。从地质设计、工程设计、剖面优选、钻具组合和防碰绕障、井下安全等方面采取严格的工艺措施和优化方案 ,保证了钻井的顺利完成。     

渤海油田侧钻井轨道优化设计方法

渤海油田利用老井侧钻可实现老油田剩余油经济有效开发,不同的侧钻轨道设计方案决定着防碰风险大小、老井眼弃井工艺、侧钻后井身结构等等,如何选择最优的侧钻轨道至关重要。基于安全、经济、高效的设计准则,提出一种“井位匹配+自下而上的侧钻点优选”的渤海油田侧钻轨道设计方法,该方法应用于渤海某油田3口井的钻完井设计中,结果表明：该方法可实现轨道防碰风险降低、井控风险可控,降低成本100余万元,能够满足地质油藏所有需求。该方法在满足安全的前提下,可大幅提高侧钻井的经济性及方案设计的效率,为渤海油田侧钻井轨道设计提供了一种新思路。     

油田修井作业自动化装备研制

针对油田修井作业过程中劳动强度大、工作环境差、工作风险大等现状,研制了油田修井作业自动化装备。该装备由管杆输送装置、自动吊卡装置、井口多功能卡座装置、大钩导向装置、液压及自动化控制系统组成,解决了修井作业中管柱的自动抓取与排放、自动定位与对中、自动上卸扣以及废液防喷溅与回收等技术难题。在胜利油田4口井的试验结果表明,该装备完全实现了井口作业的无人化操作,降低了工人的劳动强度及人身伤害风险,减少井口周边环境污染。     

苏53区块“井工厂”技术

苏里格气田是典型的低压、低渗透、低丰度致密砂岩气藏,储层物性差,单井产量低,经济效益差。为提高该气田的开发效果和经济效益,通过不断探索和实践,结合储层特点和钻井作业条件,建立了一套适合该气田的以"方案设计最优化、工程技术模板化、施工作业流程化、作业规程标准化、资源利用综合化和队伍管理一体化"为核心的"井工厂"作业模式。方案设计最优化包括地质方案、钻井方案和压裂方案的优化;工程技术模板化包含"1+2+2"钻头选型及与之相配套的技术模板;施工作业流程化就是按照流程批量钻不同井段和分批次进行连续压裂作业;作业规程标准化是为工厂化钻完井与压裂制订标准化的作业规程。"井工厂"作业提高了苏53区块的作业效率,缩短了钻井周期,节约了生产成本,仅用210 d就完成了一个平台13口井（10口水平井、2口定向井和1口直井）的征地建井场、钻井、完井、压裂、试气和投产等工作,而且13口井经过大规模同步体积压裂改造,有效地提高了单井产量。      

浅层多井防碰相对井间距预测模型的建立与现场验证

随着加密调整增产技术在海上油田的广泛应用,防碰问题已经成为严重影响钻井施工安全的主要问题之一。根据钻头破岩激发的振动波在地层及套管中的传播规律,建立了浅层多井防碰相对井间距预测模型,并利用所建模型对涠洲11-1N油田在钻井A16井的3口风险邻井套管头振动信号进行了分析处理,得出了监测井段钻头与各风险邻井套管的相对距离,其结果与COMPASS扫描分析结果较为一致。所建立的预测模型具有实时、快速特点,可以作为预测浅层多井防碰相对井间距的一种识别方式,为现场防碰作业提供参考。     

大斜度长裸眼定向井钻井液技术

饶阳凹陷留楚区块大多数井为大斜度长裸眼定向井,井身剖面为"直-增-稳"三段制、双或多靶点定向井,井身结构为二开井,井斜角在48°～56°之间,水平位移为1 000～1 597 m,裸眼段长达3 000～3 500 m,井壁不稳定,钻井难度及风险大。通过优化钻井液工艺技术,应用加有组合润滑防卡剂、防塌剂以及抗温降滤失剂和有机硅的聚磺润滑防塌钻井液,较好地满足了安全钻井要求。与该区块同类型未使用该技术的井相比,完成的15口长裸眼大斜度定向井平均钻井周期缩短了37.3%,建井周期缩短了32.6%,完井电测时间缩短了60.7%,传统电缆测井完成率为93.3%,其中有7口井实现完井电测一次成功,平均井径扩大率小于10%,特别是楚29-87X井等7口井平均井径扩大率控制在6%以内。     

南海高温高压气田密集丛式井表层?660.4 mm井段安全钻井技术

南海高温高压气田采用丛式井模式,表层?660.4 mm井段集中批钻作业面临着上层隔水导管鞋易漏失、浅部松软地层钻进造斜率难保证、密集型井槽井眼碰撞的难题,限制了表层钻井的作业时效。为此,针对性地采取井槽防窜漏工艺、优化井眼预斜钻具组合、开展表层防碰设计及安全钻进参数控制,形成了适合该区域的丛式井表层?660.4 mm井段安全钻井关键技术。现场应用效果表明:(1)?660.4 mm井段钻井采用顺序"跳打"方式,在隔水导管内清淤,出隔水导管后实施钻进参数控制,并在固井时实施中间液附加量和排量控制,解决了表层大尺寸井眼、槽口密集环境下的井间窜漏问题;(2)优选大尺寸马达导向工具,根据预斜情况调整马达弯角至1.5°,提高了在浅部松软地层海水钻进作业的预斜效果;(3)钻具组合中配套MWD工具、新增Mob Stab工具,满足一趟钻预斜、稳斜、防碰要求;(4)基于隔水导管不同偏斜角度的表层防碰设计及安全钻进参数控制的关键在于1～3个立柱钻进的钻井液类型选择、提拉与划眼操作选择以及不同位置的高低排量选择来确保造斜效果。结论认为该套技术能有效缓解该气田表层?660.4 mm井段作业中的窜漏和防碰压力,作业提效50%以上。     

利用钻井泵施工的MTC固井技术

介绍了ＭＴＣ的配方试验、固井方案设计和设备配套的情况，并以Ｌ５８－Ｘ２６井为例，描述了用钻井泵施工的ＭＴＣ固井过程。所试验５口井的固井质量均为优质。该固井技术能简化施工工艺流程，缩短施工时间及降低施工风险与成本，值得推广应用。     

元坝地区固井技术难点与对策探讨

川东北元坝地区面临井深、高温、高压、固井安全密度窗口窄、防漏防窜矛盾突出等诸多技术固井难题。针对元坝地区已完成井固井质量不稳定、环空窜气的现状,创新性地在元坝15口井固井作业中使用了泥饼固化防气窜固井技术,该技术有效提高了固井质量,对下步该地区提高固井质量、减少环空窜气有一定的借鉴意义。     

海上救援井设计关键技术分析

随着中国海油挺进深水战略的实施,深水井必须具有完整的备用救援井方案,但国内尚没有海上救援井设计作业的相关规范指南及经验,因此需要对救援井设计、作业的关键技术进行研究与分析。在对比分析救援井和常规定向井区别的基础上,认为救援井设计的技术难点在于测距、连通及压井作业,开展救援井作业时机、救援井数量确定和井口位置选择等基本设计,救援井测距定位方案、连通方案、井眼轨迹设计及定向作业等中靶设计,以及救援井压井作业等关键技术分析,总结各关键技术的具体实施细则,可为海上救援井设计及作业提供参考与指导。本文部分研究成果已在南海LW21-1-1井等深水井的备用救援井方案设计中获得成功应用。