安塞油田水平井轨迹控制技术

本文简要介绍了安塞油田五口水平井的井和结构及钻井施工指标，并详述了在该油田水平井钻进过程中控制轨迹的做法，分析了安全原柱法在轨迹控制中存在的问题，并确定了入靶井斜和位置，第二增斜段终了井深和初始井斜角位置，介绍了所采用的钻具组合以及其它技术措施。     

石西油田水平井轨迹控制技术

石西油田石炭系油藏油层埋藏深度大，地层压力系数高，水平井钻井施工难度大。本文着重论述了已钻３口水平井的井眼轨迹设计特点、井眼轨迹控制影响因素、下部钻具组合特性、井眼轨迹监测技术以及有待于进一步研究和发展的内容，希望对于今后推广应用深井水平井钻井技术起到积极的作用。     

吉7丛式防碰井轨迹控制技术

越来越多的大型油田采用丛式井开发技术,随着大型油田的开发,丛式井定向钻井技术得到了长足的发展和提高,丛式井组开发可节约大量的道路建设、井场建设投资,节省地面空间,便于采油集中建站和管理,具有广阔的应用前景。     

陕北油田水平井轨迹控制技术研究与应用

随着陕北油田开发的不断深入,水平井已经逐步成为开发的主流,但由于各区块是多年施工的老区块,区域跨度较大,地层岩性差别较大,防碰形势日趋严峻,并且存在不同层位的滚动开发,轨迹控制思路很难统一。对防碰技术、入窗点技术要点、水平段的精细化控制、优化钻井参数,提高滑动效率等技术和方法进行了分析,根据分析结果选择对水平井轨迹有效控制的技术及优化钻井参数和钻具组合,经现场应用证明整体钻井提速效果显著。     

吉林油田浅层丛式水平井井眼轨迹控制技术

浅层丛式水平井技术是吉林油田扶余地区完善井网、高效开采的有效手段,而浅层丛式水平井的井眼轨迹控制是其成功实施的关键技术。通过对吉林油田扶余城区12号丛式水平井组井口间距小、井浅、井多等技术难点的系统分析研究及现场钻井试验总结,形成了一套完善的浅层丛式水平井井眼轨迹控制技术,即优化井口排布、直井段防斜打直、优选造斜点、轨迹误差保守计算、优化钻具组合、提高轨迹测量精度、有效防碰绕障和精细施工等。并利用该技术在扶余城区12号丛式水平井组顺利实施32口井(其中水平井23口,大位移定向井8口,直井1口),创下国内单个平台水平井数量最多的纪录。现场应用表明,浅层丛式水平井技术可成功解决因井场征地困难、地面受限等原因造成的储量难动用问题,为扶余油田受限油藏的集约、有效开发提供了一种新的途径和方法,具有广阔的应用前景。      

渤海油田水平井防砂管柱打捞方案优化

水平井防砂管柱打捞效率的高低直接影响作业成本,开展防砂管柱打捞精细化设计有助于提高效率。该文基于对渤海油田水平井防砂管柱打捞效率低的分析,针对待打捞防砂管柱较长、环空间隙较大的井,形成了分段切割、套铣、打捞的方法;针对待打捞防砂管柱较短、环空间隙较小的井,形成了切割打捞配合磨铣的方法。实践结果表明,防砂管柱打捞方案精细化设计可有效提高打捞效率,实现工期费用可控,降低作业成本,该文提出的防砂管柱精细化打捞方案设计方法具有一定推广价值。     

页岩气井工厂防碰绕障井眼轨迹控制技术

涪陵页岩气采取井工厂水平井开发模式,井眼防碰是提高钻井效率的重要措施。针对工区井网布置密集、地质构造复杂、直井段易斜,易导致同平台井之间直井段防碰压力大,不同平台井之间轨迹交叉等难题,施工中采用直井段防斜打直技术、防碰预控技术及三维绕障轨道设计和轨迹控制技术,有效控制井眼轨迹,达到优质钻井的目的,为后续页岩气井工厂安全、顺利施工奠定了良好基础。     

长庆马岭油田水平井钻井防碰绕障技术

长庆油田水平井在老油田部署较多，受施工地形条件和周围邻井限制，钻进过程防碰问题特别突出，采取有效的防 碰技术是决定水平井施工的成败。马岭油田是长庆油田公司20 世纪70 年代开发的老油田，南平1 井为马岭油田防碰绕障的 典型水平井，为保证施工质量和安全，对防碰资料进行了分析，找出防碰绕障的难点及重点，在施工前进行了相关模拟防碰数据 预算，优选出最佳防碰绕障方案。根据方案选择适当的钻头、钻具和工具仪器进行施工，按防碰绕障方案有效控制轨迹。使用 该防碰技术后，该井井眼防碰绕障非常成功，而且井眼轨迹平滑，做到了精准入窗，保证了后续施工顺利进行，提高了钻井速度。该技术在长庆马岭油田水平井推广应用效果明显。     

薄油层水平井轨迹控制技术

中原油田水平井主要开发油藏类型为复杂断块油藏和中深层低渗断块油藏,地层复杂,标志层少,油层薄,轨迹控制难度大。经过多年的水平井钻井技术研究和大量的钻井实践,形成了一套具有自身特色的薄油层水平井钻井技术,较好地满足了油田地质和开发的需要,取得了一定的效果。文章分析了中原油田的地质特点与水平井钻井技术难点,从井身剖面类型优选、着陆控制方法、水平轨迹控制技术等方面介绍了中原油田薄油层水平井轨迹控制技术。     

浅层水平井井眼轨迹控制技术

克拉玛依油田九8区齐古组稠油油藏底部构造形态为一由西北向东南缓倾的单斜,地层倾角3°~9°,油层渗透率高,埋深仅200m,用直井开发单井产量低。钻了4口浅层水平井,井身剖面为斜直-增-稳(水平段)型,斜井深493~538m,垂深170.60~179.80m,水平位移403.50~477.80m,水平段长201.08~233.30m,斜深与垂深比2.82~2.99,平均单井产量比直井提高3倍多。文中介绍了浅层水平井的剖面设计、井眼轨迹控制、钻具结构等。     

浅层水平井钻井轨迹控制技术

从浅层水平井钻井轨迹控制的难点入手,对其技术控制要点和策略展开研究和讨论.     

元坝超深水平井轨迹控制技术

川东北元坝区块是中国石化南方海相重点勘探开发区域,元坝地区海相储层埋深超深,具有高温、高压和高含H2S等特点,水平井钻井存在测量仪器和定向工具选择难、轨迹控制难度大等技术难点。通过应用高温高压旋转导向和高温螺杆+MWD对比,优选了定向钻井的工具组合;结合理论和实钻经验,形成了适合元坝地区的超深水平井轨迹控制技术,为元坝地区海相储层的高效开发提供了技术支撑。     

超短半径水平井轨迹控制技术

随着油田开发进入中后期，许多油水井井况恶化，甚至报废。修复报废井，开采薄油层，已成为中原油田稳产的重要措施。在老井中洗套侧钻采用超短半径水平井打开目的层可降低钻井成本、最大限度地增加泄油面积，乃为国内、外所公认。但实现水平段的轨迹控制是一项关键技术，尚待解决参考国外相关技术不失为启发思路的一有效手段。本文重点介绍了超短半径水平井的最新成果、井眼轨迹控制方法以及井眼轨迹自动控制技术的发展趋势，对推动     

渤海某油田调整水平井着陆垂深误差分析

随着钻完井技术的不断进步和地质油藏的开发需要,水平井在渤海油田应用越来越广。在底水、边水发育的油藏中布置水平井作业,重点在于水平井着陆段的钻进,即找油过程。油层的加深或变浅不仅影响地质油藏油水界面等的研究决策,而且影响水平井着陆的正常钻进和工期费用。水平井着陆深度预测精度主要为地质因素和钻井因素,此文从钻井工程系统误差入手,分析着陆误差产生的原因,并提出应对措施,以期对后续调整井深度预测提供依据。     

渤海油田稠油水平井防砂筛管耐温能力的确定

渤海油田热采水平井防砂筛管选型时参考的耐温能力未考虑井况的影响,导致部分热采水平井选用的防砂筛管不能满足注热要求而发生破坏。为此,在分析稠油热采水平井防砂筛管注热时受力的基础上,综合考虑弯曲应力与热应力对防砂筛管破坏的影响,给出了稠油热采水平井防砂筛管耐温能力的数值模拟计算方法。利用该方法计算了渤海油田6口热采水平井防砂筛管的耐温能力,分析了单位狗腿严重度下星孔、金属网布和桥式复合3种防砂筛管的耐温能力降低幅度。研究发现:考虑弯曲应力计算出的耐温能力与现场实际较吻合;单位狗腿严重度下星孔、金属网布和桥式复合3种防砂筛管耐温能力降低6~16℃;单位狗腿严重度下防砂筛管耐温能力的降低幅度随防砂筛管径向尺寸增大而增大;防砂筛管基管钢级越高,耐温能力降低幅度越小,且钢级对耐温能力降低幅度的影响程度大于径向尺寸;TP110H和BG110H钢级的金属网布或桥式复合防砂筛管具有较高的耐温能力,能满足渤海油田热采水平井的注热要求。研究结果表明,稠油热采水平井选择防砂筛管时,应考虑弯曲应力对防砂筛管耐温能力的影响,否则会导致防砂失效,影响稠油热采开发效果。      

元坝超深水平井井眼轨迹控制技术

元坝地区水平井钻井施工难度大、风险大,安全开发级别要求高。井眼轨迹控制技术是水平井钻井整套技术的关键环节,在分析元坝区块水平井施工难点的基础上,首先对入井工具、仪器、钻具组合及钻井参数进行了优选及优化分析,然后根据施工要求有针对性的提出了元坝超深水平井轨迹控制技术方案,包括超深水平井侧钻技术、造斜段井眼轨迹控制技术、超深水平井着陆控制技术、水平段轨迹控制技术等。在此基础上,优选出了适合元坝超深水平井的高温高压测量仪器,形成了超深井井眼轨迹控制技术及操作规程,提高了钻井效率。     

长裸眼段水平井轨迹控制技术

介绍了吉林长深气田长深1更井各井段钻进技术,重点探讨了不同钻具组合在长裸眼直井段、造斜段及水平段的轨迹控制应用技术,希为今后实施同类井提供相应的技术借鉴。     

煤层气多分支水平井轨迹控制技术

多分支水平井因能够有效提高煤层气产能而成为煤层气开采的主要井型,但由于技术和经验不足,在钻井施工过程中,钻速慢、井下复杂情况时有发生。文中分析了多分支水平井在各个阶段的轨迹控制难点,并探讨了悬空侧钻、老眼重入等技术难点及控制要点,给出了造斜段轨道设计运算过程,通过合理选择随钻测量系统,精确控制了钻井全过程轨迹参数。该井眼轨迹的精确控制为我国煤层气多分支水平井整套工艺的施工提供可靠的技术借鉴和准确的参考数据。     

煤层气羽状水平井井眼轨迹控制技术

为了提高煤层气的钻遇率、减少井下复杂事故,开展煤层气羽状水平井井眼轨迹控制技术研究至关重要。通过分析煤层气产出机理和羽状水平井技术特点,给出了羽状井井眼轨迹控制综合分析流程图及常用的控制方法,详细介绍了随钻电阻率、自然伽马测井等测井响应井眼轨迹综合控制技术及不同地层倾角煤储层井眼轨迹实施跟踪预测控制技术。研究结果表明:准确掌握煤储层物性参数、地层倾角及顶底板岩性等是实现井眼轨迹有效控制的基础和关键,在钻进过程中通过实时跟踪和分析钻井参数,并结合随钻电阻率、自然伽马测井及综合录井信息等对井眼轨迹进行实时监测和调整,可有效控制钻头在目标层中最佳层位延伸钻进,从而可确保煤储层钻遇率及减少井下复杂事故发生。     

浅层大位移水平井轨迹控制技术

建页HF-1井由于靶前位移非常小,只有235.11m,造斜段进尺只有370m,不适合用悬链线等降低摩阻的轨道设计方法,因为这几种剖面都要求有相对较为充足的靶前位移才可实现。因此,将剖面类型选为单圆弧剖面(直-增-水平),这种剖面轨迹简单,减少了大斜井段稳斜井段进尺,增加了连续定向增斜进尺,能保证井眼轨迹平滑,同时减少了局部增斜和降斜井段,减小了钻柱与井壁接触面积,能有效降低全井摩阻和扭矩。在此基础上做出了比较符合现有施工条件的0.35°/m造斜率的井眼剖面。文章介绍了该井技术难点和施工经过,阐述了大位移水平井摩阻扭矩分析的重要性,对高摩阻产生的原因和如何避免进行了分析,对国内实施页岩气水平井的开发施工具有一定的指导意义。