番禺30-1气田丛式井浅层钻进防碰绕障技术

针对番禺30-1气田丛式井平台已钻井表层井眼位置存在不确定性、利用空槽口钻调整井时容易在浅层钻进中与邻井相碰的技术难点,研究了防碰绕障技术。在井眼轨道设计过程中,利用Landmark软件进行防碰计算,分析根据电子多点测斜数据绘制的邻井井眼轨迹的误差情况,选择合适的绕障初始点、绕障方位、造斜率和绕障近距离段,利用碰到套管的征兆,修正绘制的邻井井眼轨迹并重新进行防碰扫描,设计新的绕障轨道进行施工。在实钻过程中,使用陀螺测斜仪对井眼轨迹进行监控,减小井眼位置的不确定性,选用1.83°弯螺杆进行陀螺定向钻进,快速脱离邻井,且在钻进中随时监测碰撞邻井套管的征兆和返出物中的水泥含量。A11井在钻进过程中应用了防碰绕障技术,顺利钻至井深541.00 m后,距相邻的A8H井5.50 m,距A5H井3.30 m,且呈逐渐远离趋势,成功解决了浅层钻进中的防碰绕障问题。番禺30-1气田丛式井浅层钻进防碰绕障技术可为其他气田类似高密度丛式井浅层钻进防碰绕障提供技术参考。      

丛式井和救险井井眼轨迹相互位置计算

井眼轨迹计算是丛式井和救险井必需要进行的工作之一。丛式井要求井眼之间保持一定距离以防止井眼相碰;救险井则要求两井连通井段间距尽可能小,最好相碰。本文介绍在丛式井和救险井井眼轨迹上任意测点的井距计算方法,以算出该测点与周围邻井在水平面上及法平面上的井距;通过误差分析计算该测点在一定概率下的空间分布情况,求出其误差椭圆(球),并与邻井同一深度误差椭圆(球)进行对比,分析它们的相对位置;通过安全圆柱法对正钻井规定一个以井口为中心有一定半径的弯曲圆柱安全范围。本文方法可在任意测点计算邻井侵入这个安全圆柱的情况。随着计算点的增多,连续每个测点的侵入点,形成各个邻井对正钻井的侵入线。以上三项计算可为丛式井中的井眼防碰和救险并与喷井的连通提供可靠的设计及施工依据。     

三维地质导向系统研发与应用

为了提高大斜度井和水平井钻井地质导向精度,解决二维地质导向技术在井斜方位角变化较大、储层非均质性变化严重、断层发育等复杂地质条件下的不足,研发了三维地质导向系统,实现了将不同来源类型的数据加载到包含地质构造和钻井轨迹的三维可视化模型中,通过综合分析判断钻头在储层中的位置及储层的构造特征,从而为实钻过程中井眼轨迹调整提供依据。目前三维地质导向系统已在渤海油田随钻导向中取得成功应用,有效地指导了该地区大斜度井和水平井井眼轨迹调整及地质油藏决策,提高了油气田开发的经济效益。     

川西浅层气藏小井眼长水平段水平井钻井技术

小井眼长水平段水平井是开发低渗低效油气田的有效途径之一.介绍什邡104-2HF井储层特征,分析该井的钻井技术难点,对井身结构和井眼轨迹进行了优化设计.实钻过程中,采用了大井眼侧钻技术、待钻井眼轨迹优化技术及小井眼井眼轨迹控制技术,提高复合钻进比例和钻井效率,确保井眼轨迹平滑和地质中靶,井身质量良好.文章介绍的小井眼长水平段水平井钻井技术在该地区具有一定的推广价值.     

页岩气双二维水平井轨迹优化设计与应用

水平井井眼轨迹设计是“井工厂”模式开发页岩气的重要组成部分,研究合理的井眼轨迹有利于降低页岩气钻井施工难度,提高经济效益。针对页岩气水平井的钻井难点,提出了双二维井眼轨迹设计方法。从降低钻井成本、减小钻柱摩阻扭矩、防止丛式井相碰等方面对比分析了双二维水平井相对于三维水平井的优点。结果表明：将水平井的轨迹设计在2个相交的铅垂面中,在每个铅垂面内只有井斜变化没有方位变化,大大降低了钻井施工难度;在钻具组合和工程参数相同的情况下,双二维水平井的水平段摩阻扭矩更小;同时,双二维水平井在降低导向钻井成本和邻井碰撞风险等方面具有明显优势。双二维水平井轨迹优化设计方法可有效降低页岩气井水平井钻井成本,实现页岩气藏的高效开发。     

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。     

随钻测井地质导向技术在水平井钻井中的应用

鄂尔多斯盆地陇东地区长7段致密油储层岩性变化快、井控程度低、单砂体厚度小、砂体横向连续性差且纵向上分布不稳定,水平井随钻地质导向难度较大,砂体钻遇率偏低。针对上述难点,根据地质特征及开发要求,采用地质建模的方法沿砂体展布方向设计水平井井轨迹靶点,为水平井钻进提供依据;根据区域地层对比结果,结合导眼井目的层段测井曲线特征确定导向标志层;在造斜段导向过程中,利用随钻测井曲线特征结合录井资料识别标志层,预测着陆点位置及距离并调整钻井造斜率,保证井轨迹精准入靶;在水平段导向过程中,根据随钻伽马正演及伽马成像反演结果控制井轨迹,确保井轨迹在目的层段中穿行。形成了钻前地质设计、在造斜段确定曲率、在水平段调整井轨迹的水平井钻井全周期地质导向工作流程。应用结果表明：该地质导向技术适用于陇东地区水平井钻井,能够有效指导水平井钻进并提高储层钻遇率。     

地质导向钻井技术在高7平1井的应用

水平井设计目标油藏的深度、位置、分布规律等与实际存在一定误差,从而影响了水平井的应用效果。地质导向钻井技术在一定程度上可以减少甚至消除这种误差。介绍了地质导向钻井技术的概念、组成、特点。高7块砂体高部油层厚度较薄、断层位置不明确,采用了地质导向钻井技术随钻监测地质参数和井身轨迹参数,判断出井眼轨迹与设计数据的误差,但受人为因素的影响,该井并没有根据随钻监测数据及时调整井眼轨迹,致使井眼轨迹已钻出油层。建议同类井应根据地质导向测井数据,及时调整轨迹,从而保证井眼轨迹位于油层内理想位置。     

基于MWD和LWD信息估算钻头在地层中的位置

本文基于随钻测井和随钻测量资料,通过对水平井、大位移井等在钻进时测量的实时数据分析,建立自然伽马GR、深探测电阻率Rt与储层厚度H关系模型,以及随钻测井仪器的探测深度、传感器到钻头的距离与地层界面的几何关系模型,计算钻头在地层中的位置和钻头上下倾钻进方向,使钻头沿设计的井眼轨迹或实际地质目标钻进,尽可能地钻达理想的靶点,起到对钻井地质导向的作用。将此法应用于某油气田的水平井地质导向钻井中,明显地提高了有效储层的钻遇率。     

女MH－1水平井钻井技术及分析

女MH-1水平井是大港油田钻成的第一口长半径水平井,也是目前国内陆地上最深的水平井.由于油顶深度及地层对井眼方位漂移不确定等因素的影响,该井井眼轨迹控制难度较大.本文将从油藏地质概况及钻井的主要特点、钻探效果、钻井技术等方面来介绍女MH-1水平井的情况,并分析讨论井眼轨迹控制等技术.     

给定井眼方向的修正轨道设计方法

在定向钻进过程中,井眼方向及其变化规律是井眼轨道监测与控制的关键参数.修正轨道设计作为井眼轨道监控的重要组成部分,对修正设计目标点的井眼方向往往有一定的要求.根据定向钻井工艺技术的特点,本文构造出了具有两个圆弧段和一个直线段的三段式剖面,从而解决了给定井眼方向条件下的修正轨道设计问题,为井眼轨道的有效监控奠定了基础.本文的设计方法避开了求解约束方程组,使得求解过程是一致收敛的,并且所有计算公式在理论上都是精确解,因此其普适性、精确性、稳定性和收敛性得到了保证,可广泛应用于定向井、水平井、大位移井、多目标井的修正轨道设计.     

华北油田雁63断块丛式井快速钻井技术

随着定向井技术的不断完善,丛式井钻井技术现已在国内各大油田广泛应用。华北油田雁63断块根据地质构造特征采用了定向丛式井开发,井眼采用五段制井眼轨道设计剖面,该区块布井多,井网密,整拖距离5 m,上直段并行井段长,井间碰撞因素较多,钻井施工过程中绕障难度大,对井眼轨迹控制和监测技术要求高。针对华北油田雁63断块丛式井特点在实钻过程中采用了定向剖面优化设计,MWD无线随钻定向与监测,及时调整井眼轨迹,保证了井眼轨迹的规则,减少了后期采油杆管的偏磨效应,施工过程中通过优化钻井参数、简化钻具结构、严格控制轨迹、优化钻井液体系等技术措施实现了安全快速钻井。     

海上薄油层多分支水平井钻井技术

为提高海上中后期油田的生产能力,针对储量分散、天然能量弱的薄层油藏,决定采用多分支水平井技术提高单井产量和采收率,降低综合开发成本。根据某海域A油田的油藏特点,分析了薄油层钻井作业设备能力有限、工程设计限制多、中靶精度要求高、井眼轨迹控制挑战多、钻井施工风险高、储层保护难度大等问题。通过对平台钻井设备评价改造、井身结构及井眼轨道优化设计、复杂井眼轨迹的精细控制、钻井液优选等方面的研究及应用,成功实施了水平井、分支井、小井眼和薄油层的钻探作业,提高了油田勘探开发整体效益,为今后海上薄油层多分支水平井的钻井作业提供了参考。     

东海油气田超深大位移气井钻井关键技术

为了稳定东海油气田油气产量,在某断块部署了一口超深大位移井。针对大位移井高扭矩大摩阻、油基钻井液漏失、套管下入困难、电测固井质量手段受限等特点,设计阶段应用基于多目标优化的大位移井轨道设计方法优选了修正悬链线轨道类型,优化了井眼轨迹和井身结构设计,施工中采用摩阻扭矩随钻监测技术、ECD控制技术、旋转尾管挂技术等一系列大位移井钻井关键技术,确保了该井的顺利完成,完钻井深6 866 m,水平位移5 350.49 m,水垂比1.7,裸眼井段3 614 m、75°稳斜4 134 m。该井应用的系列钻井关键技术能满足超深大位移井钻井作业要求,具有广阔的推广应用前景。     

冀东油田深层大斜度井井眼轨迹控制技术研究与应用

冀东油田深井井身结构复杂、钻穿多套层系、设计靶点多等因素,给钻井井眼轨迹控制带来巨大挑战。通过分析导向钻具组合与单扶钻具组合定向造斜特性及总结轨迹控制过程中遇到的难点和不同区块的自然造斜和方位漂移规律,研究出一套适合深层大斜度井的井眼轨迹控制技术,解决了钻井过程中存在的诸多轨迹控制难点,为深层油藏勘探开发奠定了基础。     

主动磁测距技术在裸眼落鱼井中的重入试验

主动磁测距技术通过对井中套管、落鱼等施加一定的激励,使套管、落鱼等产生相应的磁场强度,探测目标井套管或落鱼的管柱与新钻井眼的距离及相对位置关系来实现井眼连通,在原油泄漏井、井喷失控井等救援方面有重要应用价值。文章介绍了国内自主研发的主动磁测距技术在储气库贯穿盖层及储气层的落鱼废弃井眼中的重入试验,拓展了磁测距技术的应用领域。针对废弃井眼井斜角度大,盖层上部有长段留置钻具的情况,设计新井眼轨迹为渐进探测段、试碰段、回填侧钻伴行段、重入段,并制定了基于主动磁测距技术的轨迹控制要求,对可能出现的复杂情况制定了配套技术措施。该技术在南堡1-29储气库12-198井中进行了现场试验,新钻井眼成功进入废弃井眼,验证了自主磁测距技术在裸眼落鱼井中重入导向的可靠性,其轨迹设计及探测方法、作业流程可为同类型井的应用提供技术借鉴。     

织金区块浅层煤层气J形大位移水平井钻井技术

织金煤层气区块存在煤层钻遇率低、储层保护难度大、水平连通井钻井成本高、经济收益低等问题,为此,在分析该区块J形水平井工程技术难点的基础上,从井眼轨道优化设计、井身结构优化设计、井眼轨迹控制技术等方面进行了浅层煤层气J形大位移水平井钻井技术研究,并在织平1井进行了试验。织平1井顺利完钻,水平段长500.00 m,水平位移818.98 m,最大井斜角97.6°,钻遇煤层293.00 m,煤层钻遇率58.6%,远高于水平连通井的煤层钻遇率(43.6%),且钻井成本为U形水平连通井的58%。这表明,采用J形水平井钻井技术可以解决织金煤层气区块存在的问题,可以在织金区块推广应用。      

东方1-1气田丛式水平井及大位移井钻井技术

东方1-1气田的丛式水平井及大位移井在采用常规的定向钻井技术的条件下，使用Landmark公司的Compass＆wellplan软件对该项目的所有井进行优化设计，优化底部钻具组合，井眼轨迹、井身结构及钻井顺序方案。使用导向马达＋AGS＋MWD／LWD的组合，解决了大斜度长稳斜裸眼井段的井斜控制问题和摩阻大、滑动送钻困难与井眼轨迹控制和控制方位漂移及提高机械进尺的问题，优快地完成了该项目的所有大位移水平井。     

大庆油田致密油平台三维水平井钻柱摩阻分析

平台水平井是大庆油田致密油开发的主要形式,平台布井的方式导致部分水平井轨道出现三维井段。钻井施工中三维水平井较二维水平井钻柱摩阻更大,限制着水平井的延伸极限。在软杆理论模型的基础上,通过分析三维井段钻柱与井壁的接触形式,给出钻柱挫动的计算模型,采用Landmark软件模拟与实际施工情况相结合的方法进行了验证。模拟结果表明,三维井段钻柱与井壁的接触面积大于二维井段,扭方位时的井斜角大小与钻柱摩阻正相关,三维水平井整体摩阻系数达到0.4以上。钻井设计和施工过程中应根据三维井段钻柱摩阻规律,优化设计水平井轨道和井身结构、合理分配钻具组合中加重钻杆位置、提高钻井液润滑性、采用降摩减阻工具等方式降低钻柱摩阻,提高平台水平井的延伸长度,以保证致密油平台的高效开发。     

伊拉克鲁迈拉油田S形定向井降摩减扭技术

鲁迈拉油田S形定向井钻井过程中摩阻扭矩大,部分井出现扭矩超出顶驱扭矩额定上限的问题,严重影响了钻井速度,导致钻井周期延长、钻井成本增加。为此,从井眼轨道优化、试验应用旋转导向系统和水力振荡器、优选钻井液润滑剂等方面开展了降摩减扭技术研究,形成了适合鲁迈拉油田S形定向井钻井需求的降摩减扭技术:采用S形井眼轨道,最优井眼曲率为（2.85°~3.00°）/30m,最大井斜角为30°;优选应用加量均为3%的液体润滑剂RH3和固体润滑剂超细膨化石墨;水平位移大于500.00 m或定向施工须进入Mishrif层的定向井应用旋转导向系统,其余定向井应用水力振荡器,以提高机械钻速,降低扭矩。该降阻减扭技术在鲁迈拉油田13口S形定向井进行了应用,扭矩降低30%以上,机械钻速提高37.7%,较好地解决了该油田S形定向井钻井摩阻扭矩大的问题。