基于熵权法的大位移井井眼轨迹设计方案优选

井眼轨迹设计对大位移井安全高效钻井作业的实现极为重要.大位移井钻井存在长裸眼段井壁稳定性差、摩阻扭矩高、管柱屈曲严重、井眼清洁难度大等问题,井眼轨迹设计需要对其进行综合分析与评价.基于熵权法构建了大位移井轨迹设计方案评价模型,充分依据评价指标的数据本身波动情况计算权重与方案得分,实现了大位移井井眼轨迹设计方案的定量评价...     

SHL大位移井井眼轨迹设计

SHL维宁气田的大位移井采用超大位移定向井作业方式,设计井深在12 000 m左右,水平位移达11 000 m,水垂比接近4,作业难度大,对施工设计、设备、材料提出了极高的要求。此文主要从钻井井眼轨迹设计入手,着力对井眼轨迹组成的几个要素进行优化,分别从造斜点的选择、稳斜段井斜角的确定及造斜段设计方法的优选等三个方面,在满足有效开发储层的前提下,确定SHL大位移定向井井眼轨迹的最适合设计,以期降低作业期间的扭矩摩阻,减少施工难度。     

基于PWD的大位移井井眼不清洁识别方法

针对大位移井由于大斜度井段长容易导致井眼不清洁的状况,提出采用井下工程参数测量仪(PWD)所获取的井下环空压力进行井眼不清洁的早期识别。首先分析了引起大位移井井眼不清洁的原因,随后指出井眼不清洁时井下环空压力变化特征,并通过实测环空压力与理论计算值之间差值识别法以及环空压力概率密度识别法进行井眼不清洁的综合识别。利用上述理论分析,编制了相应的计算程序,对某大位移井钻井实际数据进行了现场测算,根据计算出的井眼不清洁综合识别指数Ed值的大小及时采取了相应措施,证明该方法可以实现井眼不清洁的早期识别报警。     

南海大位移井眼轨迹精准控制技术应用

近年来,南海珠江口盆地开发井大多数井属于大位移井及水平井,比一般定向井造斜率更高、水平延伸距离更长和稳斜角更大,加大了实施过程中对造斜工具和井眼轨迹控制技术的要求,作业难度更大.由于造斜要求高,以往大位移井在钻进期间的机械钻速与轨迹控制不可兼得,存在顾此失彼的情况.为解决大位移井高效钻进期间的井眼轨迹控制问题,从设计、...     

水平井、大位移井井眼净化技术研究

水平井、大位移井井眼净化已成为影响勘探与开发速度的关键因素,是目前亟待解决的重大技术问题。鉴于此,对影响水平井、大位移井井眼净化的因素,即钻杆偏心度、环空返速、转速、钻井液性能等方面进行了详细分析,并对近年来国内外水平井、大位移井井眼净化新技术进行了分类归纳总结,从实时监控调节设备参数、井眼净化机械设备以及携屑剂等方面进行了介绍,其中,携屑剂涉及加重携屑剂、高粘度携屑剂、纤维携屑剂、岩屑包裹剂以及浮选携屑剂等。以上井眼净化新技术对于保证安全钻井、提高钻井速度、缩短钻井周期及加快油气资源勘探开发进程具有一定的理论意义和实用价值。     

南海流花超大位移井井眼净化技术

为适时监测井眼环空净化状况,结合国内外最新研究成果,建立了一套大位移井井眼净化监测和计算方法。该方法可将立管压力转换为循环钻井液当量密度(ECD),做出实测ECD曲线、理论环空无岩屑床ECD曲线和理论环空存在一定厚度岩屑床ECD曲线,通过对比分析,实现对环空井眼清洁程度进行监测,并对环空平均岩屑床厚度进行定量评价。利用该方法对南海Liuhua 11-1-17 B3ERW 4井进行了计算分析,研究结果与实际情况相吻合。计算结果表明,在整个钻进过程中不同井段均有岩屑床形成,其中?444.5 mm(特别是井斜角大于45°)的井段,所形成的岩屑床高度均为最高,是大位移井中携岩最困难的井段。该计算方法简单实用,可以对环空岩屑床的形成进行监测,并能给出环空平均岩屑床高度的范围,为现场施工提供指导。     

大位移井井眼清洁计算精度提升探索及实践

中海油利用e-Drilling软件进行井眼清洁实时模拟,该软件计算结果误差较大。为提高井眼清洁计算精度,开展井眼清洁计算新方法探索。通过环空岩屑颗粒悬浮所需临界流速、环空钻井液流动速度计算,将临界流速和钻井液流速进行对比,以此确定岩屑床的厚度,进而计算环空岩屑浓度及井筒ECD（当量循环密度）。利用新方法对A区域两口大位移井进行计算,并和e-Drilling软件计算结果以及实测ECD值进行对比,结果显示新方法计算精度提升明显。通过实际应用可以看出,该方法具有较高的技术价值。     

大位移井井眼清洁技术简析

大位移井指水垂比大于或等于2且测深大于3000m的井或水平位移超过3000m的井,由于其井斜大、稳斜段长、水平位移长导致井眼清洁较常规定向井困难,如果作业过程中井眼得不到有效的清洁,则可能会发生憋压、蹩扭矩、卡钻等工程事故,因此井眼清洁技术是大位移井钻井工程中的难点和重点所在。大位移井井眼清洁主要受钻井参数、钻井液性能、钻井液流态、钻井液返速等多方面影响,文章分析了井眼清洁的主要影响因素并推荐合理的作业参数,旨在减少大位移井作业过程中的复杂情况和工程事故的发生。     

海底大位移井井眼净化程度和卡钻可能性监测

在稳态拉力-扭矩模型的基础上,考虑海底大位移井井眼轨道和钻柱的特点,建立了用于监测海底大位移井钻柱与井眼摩擦系数的数学模型,提出了判断井眼清洁程度,井眼光滑程度,缩径,坍塌,键槽等复杂状况的方法.     

钻柱旋转对大位移井井眼净化影响规律的研究

为了研究钻柱旋转对井眼净化效果的影响规律,选择215.9mm井眼及127.0mm钻柱作为环空尺寸,取钻柱的偏心度为0.5,选择20m作为轴向长度构造物理模型。采用欧拉多相流数学模型对问题进行分析处理,内边界条件设定为旋转,外边界条件为井壁(不考虑其摩擦效应)。数值模拟结果认为,钻柱旋转带动液、固相做周向旋转运动,其与轴向流动耦合使得环空内固相运动方式与钻柱无旋转时有很大的不同,类螺旋流动是液、固相的主要运动方式,钻柱旋转不仅能降低环空内固相含量,而且还会使固相移动速度增加,从而促进水平井段的井眼净化。     

救援井井眼轨迹设计切入角分析

墨西哥湾漏油事件的发生,使得救援井设计越来越受到海洋石油的重视。众多案例表明,救援井井眼轨迹与切入角的合理设计是保障救援井与事故井顺利对接的关键,然而目前关于井眼轨迹与切入角的理论分析方面尚未有深入的讨论。文中首先分析了救援井常用的三段式和S型井眼轨迹,发现三段式井眼轨迹适用于简单救援井,S型井眼轨迹可以在降斜过程中调整切入角,适用性更强。在S型井眼轨迹设计的基础上,针对直井事故井,引入了"切入转折点"的设计理念,通过研究井眼轨迹切入角、井斜角等参数的几何关系,给出了轨迹参数的计算公式,建立了救援井考虑对接段切入角的井眼轨迹设计方法。现场工程实例证明,该设计方式具有较好的效果。该方法为完善救援井轨迹设计理论提供了新的理论支撑,对深水救援井设计提供了理论指导。     

建平1井井眼轨迹控制技术

建平1井是江汉油田第一口水平气井，同时也是江汉油田用水平井开发海相天然气资源的首次尝试。介绍了建平1井基本情况与井眼轨迹设计，详细讨论了井眼轨迹控制方面的特点、难点，在此基础上，对增斜段、着陆控制过程中及水平段钻进平稳控制过程做了比较详细的介绍，并结合实际给出几点建议。     

涠洲油田大位移井井眼清洁技术及应用

大位移井稳斜角大、稳斜段长,钻井过程中岩屑在井筒中易堆积形成岩屑床,导致摩阻增大、起下钻困难、井下漏失甚至卡钻等井下复杂情况,因此,井眼清洁是实现大位移井作业安全与效率的关键技术之一。南海西部海域的涠洲油田滚动勘探不断获得突破,但区域内均以断块构造的边际油田为主,依靠海上周边生产设施实施大位移井开发,成为实现边际油田低成本开发的有效途径。面对涠洲油田井壁失稳问题突出、大位移井钻井井眼清洁难度大的挑战,参考幂律流体偏心环空模型,通过提高油水体积比降低强封堵型油基钻井液的流变性,稠度系数K降低41%;配合水力及钻井参数的优选,增大钻进中偏心环空的紊流区域;采用井眼清洁辅助工具等技术措施,实现钻井液的高效携岩,突破了大位移井携带岩屑困难的技术瓶颈。上述技术的应用,解决了涠洲11-4N油田高稳斜角大位移井井眼清洁技术难题,提高了钻井过程中的携岩效果,减少了辅助清洁井眼时间,为边际油田的大位移井开发提供了经验。     

基于轨迹优化扩展大位移井窄安全密度窗口

S区块位于俄罗斯萨哈林岛东部海域,计划采用大位移井海气陆采技术进行开发。该区设计井深达12 000 m（垂深为2 800 m）,水平位移约11 000 m,水平位移与垂直深度之比达3.93,初步设计四开井身结构。以往直井钻探表明,该区奥科贝凯组（Okobykaiskiy）下部及达吉组（Daginskiy）地层安全钻井液密度窗口窄（约0.3~0.4 g/cm3）、漏、塌、卡风险高,而大位移开发井相应井段窄安全密度窗口问题愈加突出。针对当前对于扩展窄安全密度窗口相关研究的不足、特别是局限于通过钻井液性能优化扩展安全密度窗口的现状,围绕窄安全密度窗口大位移井钻井难题,提出应综合力学、化学多手段全方位扩展窄安全密度窗口:首先,自井眼轨迹设计环节将优化井身剖面、改善井周围岩应力状态、扩展安全密度窗口有机结合起来,开展井眼轨迹主要参数对安全密度窗口的影响规律分析,在此基础上,兼顾井眼轨迹控制难度及施工摩阻等因素优化井眼轨迹,降低坍塌压力、提高地层破裂压力,实现安全密度窗口的先期扩展,为后续通过优化钻井液性能等手段进一步提高安全密度窗口奠定良好基础,并最终为窄安全密度窗口安全、高效钻井创造有利条件。研究形成的扩展密度窗口相关技术在S区块大位移井钻井设计中成功应用,使得目标层段安全密度窗口较轨迹优化前扩展幅度达25%~100%,对窄安全密度窗口难题的应对及防治具有指导意义。      

大位移井井眼净化的理论与方法

井眼净化是否良好直接影响到井眼摩阻、轨迹控制、钻井效率和安全钻井,直接关系到大位移钻井的成败,因此,井眼净化是大位移钻井的关键技术之一。从工程施工所需参数的角度定性的讨论衡量井眼净化的4个基本判别准则、从理论上推导出适用于现场井眼净化的一套计算方法,且分井段的讨论了在保证井眼净化良好条件下的临界机械钻速计算,并把井眼净化准则、相关计算和有关经验结合起来,得出了大位移井井眼净化工作程序,对现场施工具有指导意义。     

金侧平6井井眼轨迹控制技术

介绍了大庆油田在φ１４０ｍｍ套管内开窗侧钻的第二口科学试验水平井－金侧平６井的工程设计与现场施工情况,包括井身剖面设计、套管段铣、井眼轨迹控制等问题。重点介绍了其井眼轨迹控制技术。该井的成功,为在大庆油田推广应用短半径水平井钻井技术奠定了基础。     

高平1井井眼轨道与井身结构设计

高平1井是胜利油田部署的一口大位移水平井探井,主要目的是利用水平井技术钻探平面3 km范围内不整合面下的多套目的层,具有垂深浅、水平段长的特点。合理的井身结构、轨道优化设计和摩阻分析是保证该井顺利施工的重要技术措施。在分析摩阻、扭矩的基础上,进一步分析了该井轨道设计中的造斜率、造斜点和靶前位移,确定了剖面类型及延长技术套管的井身结构,设计结果在现场进行了工程应用,应用效果良好,达到了设计目的。      

小井眼丛式井井眼轨迹控制技术

吉林油田为开发低产低渗透油田,在1个平台上钻了4口φ152.4mm的小井眼丛式升,井深1729.47~1855.53m,最大井斜角42°,最大水平位移514m,比常规井眼降低成本19.1%。井眼轨迹控制是小井眼丛式钻井技术的重点和难点,文中探讨了钻具组合、上部井眼曲率、钻井参数以及钻头选型对小井眼轨迹控制的影响,并建立了相应的井眼轨迹控制模式。     

江汉湖区浅层大位移定向井长10X井井眼轨迹控制技术

长10X井是江汉油田为实现长湖区块“湖油陆采”部署的一口浅层大位移双目标定向斜井，该井在没有顶部驱动、无随钻测井情况下，利用自主开发技术，依托油田定向井技术在Φ311.15 mm井眼，运用“PDC＋单弯螺杆+有线随钻”组成的钻具组合系统，在造斜段选择范围小、地层松软的情况下，实施浅层（井深284 m）定向造斜，完钻井深2030 m，完钻垂深1462.22 m，水平位移1238.26 m，位移与垂深比为0.85的定向钻井，采用有线随钻仪器，钻成浅层大位移定向井。长10X成功钻探，初步形成了一套用有线随钻测斜仪钻探位移／垂深大于０.８５大位移定向钻井技术，扩大了有线随钻测斜仪应用范围，为其它油田勘探和开发类似区块提供了经验。