单筒双井占位钻具钻井技术在海上油气田的应用

海上油气田丛式井开发中,井槽口数量是制约平台钻井数量的主要因素,采用单筒双井钻井技术可
以有效提高井槽口利用率。常规单筒双井技术在表层钻进时只能采用开路钻进,且无法进行造斜,实际工程中适
用范围受到限制。使用占位钻具的单筒双井技术在常规技术基础上进行了扩展,其中“占位钻具”是关键设备。占
位钻具的使用能够满足单筒双井表层闭路深钻、浅层预斜和浅层气钻进的要求,拓宽了单筒双井技术的适用范围,
该技术在海上油气田渤中２５－１区块、蓬莱１９－３油田成功应用并取得了良好效果。     

渤海油田单筒双井浅部表层套管打捞实践与认识

近年来,为有效解决海上平台槽口数量的限制,单筒双井技术在渤海油田逐步推广应用。本文以V44井和V46井单筒双井事故处理为例,因V44井已固井Φ339.725mm表层套管发生局部破损变形,导致V46井一开钻井提前遇阻,亟需处理。在Φ914.4mm隔水导管内,Φ339.725mm表层套管偏心,在处理破损套管过程中,引入鱼顶困难,导致发生插偏、套劈鱼头等复杂情况。通过优化钻具组合与特制工具,现场利用内引钻具,配合套捞一体顶部接头、割捞一体捞矛、修套铣锥、倒扣公锥、滚子扶正器等工具,成功将浅层破损Φ339.725mm套管打捞出井,并完成对扣回接,恢复了井筒完整性,为后续同类型作业提供了宝贵经验。     

单筒双井与批量钻井技术在南堡1-3导管架的应用

针对冀东油田南堡1-3区东一油藏,利用导管架钻井比人工岛更能提高开发效益。为降低导管架及钻井工程成本,在冀东油田首次应用了单筒双井技术,满足了9个井口槽部署15口井的要求。文中采用密集井口整体防碰设计,解决了上部有限空间密集轨迹防碰问题;采用非标尺寸井筒适应单筒双井井身结构,减少了表层套管下入挂碰的发生;通过实例介绍了批量钻井与单筒双井技术的结合优势;利用占位钻具及2个分支井眼表层快速分离工艺,实现了安全钻井和缩短整体钻井周期的目的。研究成果可为类似导管架单筒双井钻井工艺的应用提供借鉴。     

单筒双井占位钻具技术在蓬莱油田的应用

占位钻具技术除解决传统单筒双井受井眼尺寸、工具及技术的限制外,还实现表层闭路深钻、浅层大幅度造斜、精准控制井眼轨迹、钻有浅层气、断层风险地层钻井作业。其技术引入大大拓展了传统单筒双井的适用范围,该项技术在蓬莱油田成功应用并取得了良好的效果。     

渤海油田钻井降本增效技术现状与展望

渤海油田是我国海上油气增储上产的重要支撑.针对渤海油田地质条件复杂、多套压力系统并存、井壁稳定性差、钻井作业风险高、低效井综合治理难度大等难题,以安全钻井作业为准则,开展基于井壁稳定性研究的大位移井极限延伸技术、高效利用槽口的单筒双井技术、缩减套管层次与尺寸的井筒瘦身技术、防腐管材动态综合分析优化技术、基于决策树模型的...     

基于受限空间的井槽再造钻完井技术应用研究

本文结合渤海油田实际,经过分析优化,探索并形成了一套基于受限空间的井槽再造钻完井技术,主要包括隔水导管重置技术、单筒双井技术、外挂内挂槽口与双层套管开窗技术等。应用效果表明,基于受限空间的井槽再造钻完井技术有效解决了渤海油田现有槽口利用中存在的问题,取得了良好效益,为渤海油田稳产增产奠定了基础。     

单筒双井占位钻具技术研究及在渤海油田的应用

传统的单筒双井技术一般为两口井共用一个一开井眼,受工具、工艺和技术的限制,一开井段中完井深较浅(约300.00~400.00 m),且存在一开井段双井轨迹无法分离、扩眼易出现新井眼、水泥用量大等问题,严重限制了一开井段单筒双井作业的顺利实施。为解决该问题,结合渤海A油田的具体情况,引进了占位钻具技术,并通过改造悬挂基座等配套工具、细化工艺及优化设计,成功实现了海4井、海22井两口井的井眼轨迹独立预斜、一开φ339.7 mm套管分别加深至1000.00 m和600.00 m,同井深情况下水泥用量相对减少50%以上,既达到封固浅层气地层、降低井眼轨迹碰撞风险及减小水泥用量的目的,又为后续二开、三开等井段留足了安全余量。最终海4井和海22井的完钻井深分别达到4428.00 m和3173.00 m,实现了安全、高效作业,有效缩短了工期,取得了较大的经济效益。      

海上油田丛式井表层开路预斜技术

通过渤海地区开发井井筒布置密集易发生碰撞的特点说明了丛式井钻井作业中表层预斜技术的必要性。针对传统表层预斜技术拆卸井口消耗时间长的缺陷,提出了不安装井口,直接采用海水钻进并辅以大弯角马达造斜的开路循环预斜技术,并确定了其钻具组合及施工参数的优化方案。目前,该技术已成功应用于渤海地区54口井,节约了钻井成本,增加了钻进效率,对于渤海以外的其他海域油田本研究也具有一定的推广意义。     

海上平台井槽高效利用关键技术北大核心CSCD

经过多年开发,渤海多数油田已进入建设的中后期,产量逐年递减,因此高效利用珍贵的槽口资源,弥补产量亏欠,成为油田保产的重要措施。针对当前井槽利用存在的无槽口可用、槽口不可用、槽口未尽用等问题,结合渤海油田实际,经过分析优化,探索并形成了一套全方位的海上平台井槽高效利用关键技术,主要包括井槽扩展技术与水下基盘技术、非常规隔水导管下入技术和大尺寸隔水导管开窗技术、老井槽口再利用技术与单筒双井技术等。应用效果表明,海上平台井槽高效利用技术解决了渤海油田现有槽口利用中存在的问题,取得了良好的经济效益,为渤海油田稳产增产奠定了基础,对后续槽口使用具有借鉴意义。     

海上平台井槽高效利用关键技术

经过多年开发,渤海多数油田已进入建设的中后期,产量逐年递减,因此高效利用珍贵的槽口资源,弥补产量亏欠,成为油田保产的重要措施。针对当前井槽利用存在的无槽口可用、槽口不可用、槽口未尽用等问题,结合渤海油田实际,经过分析优化,探索并形成了一套全方位的海上平台井槽高效利用关键技术,主要包括井槽扩展技术与水下基盘技术、非常规隔水导管下入技术和大尺寸隔水导管开窗技术、老井槽口再利用技术与单筒双井技术等。应用效果表明,海上平台井槽高效利用技术解决了渤海油田现有槽口利用中存在的问题,取得了良好的经济效益,为渤海油田稳产增产奠定了基础,对后续槽口使用具有借鉴意义。     

单筒双井固井技术在海上油田的应用

本文介绍了渤海石油开发中应用的单筒双井固井技术,分析了单筒双井固井作业水泥浆体系、施工过程及问题处理。     

海上平台超大尺寸预留隔水导管井槽高效利用技术

考虑到后期调整井的需要,海上油田建造导管架时一般会预留部分井槽,这些预留井槽一般尺寸较大,且未锤入隔水导管。目前海上通过钻入法下入的隔水导管最大尺寸为φ762 mm,要下入φ914.4 mm单筒双井隔水导管需要解决一系列技术问题。以锦州25-1南油田平台φ914.4 mm单筒双井隔水导管下入为例,结合槽口情况,分析了单筒双井隔水导管的技术要求,优化了隔水导管串、相配套的套管串及井口装置的设计,避免了转盘、导向槽的限制,成功实现了φ914.4 mm井槽单筒双井隔水导管的钻入法下入。该技术在国内尚属首次应用,这为充分利用海上油田的有限槽口资源,节省海洋浮吊资源,降低开发成本,摸索出一套成功的作业经验。     

单筒双井钻井技术在渤海油田的应用

总结了渤海油田首次在渤西油田开发中,应用了国外的钻井新技术--单筒双井技术,成功地在一个井筒里钻成了2口单独的定向井。特点是:首次实现了在?762 mm导管里下入了2口井的?244.8mm表层套管;首次在?660 mm井眼中,成功地进行了2根?244.8mm套管的固井作业;首次在同一井眼里,实现2井眼的分别准确定向作业,首次成功地使用了单筒双井的井口头进行?177.8mm的固井作业。使用了陀螺定向防磁干扰MWD随钻跟踪准确钻达2口井的4个靶区,成功地实现了近井距,单筒双井4靶点的井眼轨迹精确控制,为海上丛式井技术又增加了一门新实用技术,并为今后进一步降低开发成本提高井口平台使用效率,摸索出了成功的经验。     

非对称单筒双井技术在文昌13-2油田的应用

南海西部文昌13-2油田目前共有开发井12口,油田已经没有空井槽,为充分开发油田,提高采收率,确定在文昌13-2油田A平台内挂4个?762 mm井槽,采用单筒双井技术,利用平台125t修井机,在?762 mm隔水管内下入?339.7 mm套管和?244.5mm套管,并利用?339.7 mm套管进行单筒双井的固井作业,实现了在同一井槽内完成2口不同井身结构的水平井钻完井作业。以同一槽口A16h井和A17h井为例,介绍了非对称单筒双井钻井程序、工艺特点以及钻井期间注意事项。单筒双井技术在文昌13-2平台成功的应用,充分地利用了井口平台的空间,减少了工程造价,降低了开发成本,摸索出了一套成功经验。     

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。     

防碰技术在金县1-1-A平台的应用

金县1-1-A平台开发井作业中,在平台槽口有限、开发区域集中、断层众多轨迹受限、滚动开发地质认识不断更新、靶点频繁调整的背景下,充分考虑油田区块内上部地层极软不易造斜、馆陶底砾岩井段滑动困难、隔水导管锤入偏斜等因素,统筹设计定向井轨迹、增加控制点、优化单井轨迹结构,通过应用表层预斜、防碰绕障、陀螺定向、表层直井段防斜打直等技术,配合优选钻具组合、优选钻井参数等措施,形成了一套完整的浅、深层防碰应对技术措施,成功完成金县1-1-A平台首批钻井任务,为油田的顺利开发打下较好的基础,对金县1-1-A平台后续丛式井的开发以及渤海油田的二次跨越均有着重要的借鉴意义。     

预弯曲动力学防斜技术在空气钻井中的应用

针对高陡构造地层自然造斜能力强、空气钻井井斜控制难度大的难题,文章基于空气钻井条件下的钻具组合动力学特征研究,将预弯曲动力学防斜技术应用于空气钻井中,利用带预弯曲结构的特种钻具组合空气钻井时在井眼内形成特定的涡动轨迹,引起钻具组合的统计质心向下井壁方向震动,从而实现向下井壁的冲击力。预弯曲防斜钻具组合在A井试验表明,该方法纠斜防斜效果明显,最大井斜仅1.14°,满足钻井设计要求,与邻井相比机械钻速提高了273%。     

海上单筒双井稠油热采钻完井技术

为避免海上油田平台空间和井槽数对采油的限制,利用单筒双井技术开采稠油油藏。在 热采过程中,单筒双井不仅受高温流体影响,而且小井眼防砂也面临挑战。在常规热采井钻完 井技术基础上,结合单筒双井井身结构特点,对单筒双井钻完井工艺、井眼轨迹控制和定向井 设计等进行优化。设计了补偿工具以减小热应力对完井管柱的影响,并完成了完井管柱的优 化和改进。单筒双井钻完井技术现场应用,作业成功率为１００％,充填效率超过１１０％,达到了 设计要求,没有发生出砂及管柱损坏现象,满足了海上安全环保要求,延长了防砂有效期,为提 高稠油热采效果奠定了基础。     

不规则井筒内力学分析与施工参数优化

不规则井筒越来越多,水平井的井斜、方位角变化,都会增加井下作业施工难度,影响钻具起下负荷、钻磨铣施工参数。通过简单研究钻具在不规则井筒内的受力,解决施工中的疑问,避免钻具在井筒内因吨位不准确而影响施工效果,甚至造成井下工程复杂事故。     

渤海油田大井眼表层一次预斜技术分析

目前渤海油田已成为我国国内原油第一生产基地，伴随着渤海油田持续增储上产的步伐，渤海油田正在以每年新增400-600开发/调整井的速度践行能源报国使命，实施的开发/调整井均为定向丛式井，近50%的井存在表层井眼碰撞风险，尽管表层预斜技术在渤海应用相对成熟，解决了过去以往常规浅层预斜难题，但随着渤海油田深井和大位移井的日益增多，且成本控制压力大，大井眼表层如何实现一次高效预斜成为解决问题的关键，本文通过采用“决策树”配套优化方案、“量体裁衣”设计非标尺寸工具、“精准制导”优化轨迹设计，以及“精细化”控制作业实施，高效实施了4口大井眼表层一次预斜，取得了较为理想的应用效果。