丛式井防碰技术措施-钻井_百度文库
渤南油田老区加密丛式井防碰控制技术
渤南油田老区加密丛式井防碰控制技术
随着科技的不断进步，油田钻井技术正在不断创新升级，渤南油田老区加密丛式井防
碰控制技术应运而生。
该技术能够有效降低井筒在钻进过程中发生意外事故的概率，提高
钻井效率，保证工作人员的安全。
渤南油田老区属于中高压气藏，气压在20~70MPa之间，井深一般在3000~6000米之间。
传统的钻井技术对这种地质情况下的井筒控制较为困难，容易产生碰撞等事故。
而渤南油
田老区加密丛式井防碰控制技术，采用了双钩筒工作原理，通过钩筒间的连续调整，能够
实现对井筒的高效控制，避免发生碰撞事故。
首先，该技术运用了丛式井钻进方式，将井筒分为不同的层次进行钻探，实现了钻进
过程的渐变式控制。
其次，通过井筒内的测量装置，可实时监测井筒的位置变化，通过计
算得出井筒与井壁之间的距离，利用反馈控制系统即时对钻头位置进行调整，从而避免井
筒与井壁之间的碰撞，保证了井筒的稳定。
除此之外，渤南油田老区加密丛式井防碰控制技术还采用了智能钻井平台技术，通过
智能算法分析已钻进的井段的特征，实现对井筒下一段的预测和调整，在保证安全的前提下，提高了钻井效率。
此外，该技术还运用了数据共享技术，实现了钻井数据的互通共享，提高了钻井的协
同作业能力。
同时，该技术还能够实现远程监测和控制，让钻井作业更加安全高效。
总之，渤南油田老区加密丛式井防碰控制技术以其高效安全、智能化、数据共享等优势，成为了油田钻井领域的一大创新，对油田开发具有十分重要的意义。
丛式井井眼防碰技术措施探讨
对于防碰技术措施而言，会同时涉及到定向井设计、MWD测斜数据的质量控制、测斜数据管理以及数据库管理的措施，只有采取有效的技术措施，将丛式定向井钻井中的所有过程把控到位，才能最大限度减小和规避风险的发生。
1 数据结构完整性管理定向井数据库是在一个区域内的所有井的3D地图，它记录了一个区域内所有井的绝对与相对位置。
通常情况下，一个区域应该只有一个主数据库，并由专人管理并有一份管理要求与使用计划，以更好地维护该数据库，以避免数据库的篡改，数据丢失等风险。
管理要求与使用计划应该包括：专人负责维护数据库内数据更新并定期审核；· 专人维护数据库软件的版本更新以及地磁模型等参数的实时更新；· 制定数据库访问流程与访问权限，梳理数据库的只读与只写批准用户；· 对于井眼设计数据，要求定期将数据备份在专用文件夹中并保持处于最新状态；· 存储所有MWD以及陀螺测量报告与测量数据在专用井文件夹中。
2 井眼位置不确定性井眼轨迹的不确定性是在整个防碰作业中至关重要的。
所有设计轨迹以及实际轨迹都需要指定一个可容忍的误差范围估计。
测斜工具的误差模型就是用来生成这种误差范围估计，它包括了所有的误差源以及保守性方面的误差。
对于不同的测量工具需要选择相应的误差模型，对于陀螺测斜工具，测量模型一般由陀螺厂家提供，而对于MWD测量工具，现如今最基本的误差模型为ISCWSA误差模型，而对于不同厂家的MWD探管可根据ISCWSA误差模型的基础数据以及MWD探管的自身刻度数据进行优化从而计算出一个最佳的误差模型用于轨迹测量中。
3 井眼轨迹测量计划制定井眼轨迹测量计划是定向井轨迹设计过程中非常关键的一步。
在整个施工过程中，只有严格坚持测量计划，井眼轨迹控制的目标才能得以实现。
如果在施工过程中出现了确实要偏离测量计划的情况，应当按照变更管理的程序制定变更管理（MOC），以避免潜在的井眼位置不确定的风险。
测量计划内容与要求应该包括：· 测量工具以及误差模型的选择；· 底部钻具组合（BHA）；· 测斜间距需求以及测斜校正需求；· 设计轨迹防碰扫描报告；· 所有井眼轨迹设计数据都要包含套管的尺寸。
丛式井防碰技术措施-钻井_百度文库
丛式井防碰技术措施
1、钻井队在整拖后为防止钻台前倾而使井口指向老井,应认真校验井架水平,并确保天车、转盘、井口在同一条铅垂线上;
2、一开钻进要严格按设计要求控制钻压,均匀送钻,确保一开井眼打直,要求一开钻具组合中加入无磁钻铤,起钻前投电子多点。
下完表层套管后,视井架底座高低,量好联入,以正拖不碰井口为基准。
(钻井队提前准备好无立杆的井口帽子
3、二开直井段是防碰的重点井段,确保上直段井眼打直是防碰关键。
二开即采用双无磁钻铤配MWD进行监控(中间放置托盘,以便于电子多点的使用和电子单点的校验;
4、钻完水泥塞钻出表套30-50米后要有测斜数据,两井间距严禁小于5米,若井斜不利于防碰要立即向正位移方向控制井斜在1-2°之间定向钻进。
使防碰距离越来越远。
5、每30-50米测斜一次,特殊井段加密测斜,并根据测斜数据由定向井工程师绘制防碰图,计算防碰距离,防止两井相碰。
6、在本井直井段钻进时,井眼轨迹走向还应考虑相邻下口井的安全距离。
7、在两井并行井段钻进时,必须由副司钻以上人员操作刹把,如果发现有钻速突然加快、放空、蹩跳等现象要立即停止钻进,将钻头提离井底,分析情况后再决定下步措施。
8、在两井并行井段钻进时,震动筛要有专人负责观察、捞取
砂样,如有垮塌掉快、铁屑、水泥块、泥浆污染、性能变化等异常现象,要立即停钻分析原因。
9、上直段要使用电子单点不定点进行测量,随时对MWD的控制井段进行校验,以确保所有数据准确无误。
如发现测量结果不统一应立即停钻,查明原因,采取措施方可钻进。
10、队长、技术员和值班干部、司钻要高度重视各项防碰措施的落实。
二连项目部工程技术中心。
【平台丛式井防碰优化】 丛式井
【平台丛式井防碰优化】丛式井摘要：丛式井的施工原则是在施工前按照防碰考虑对整个平台进行合理设计，在施工前期最大限度贴近设计线，当出现两口或多口井需要防碰绕障时采用适当的方法进行绕障。
通过参数对比，从钻具组合，轨迹数据的测量，仪器的统一规划等方面进行分析，以确定各项防碰措施的合理性和可行性。
关键词：丛式井设计防碰优化定向井丛式井是指在一个井场或平台上，钻出若干口甚至上百口井，各井的井口相距不到数米，各井井底则伸向不同方位，由一列设定的井按设计的井身轨迹(即定向)施工完井后所组成。
利用丛式井组开发油田,可节约大量的道路建设、井场建设投资。
对采油集中建站、集中管理,对开发浅海、滩涂油田具有广阔的应用前景。
由于丛式井本身的特点，使得在设计、施工的过程中，有很多的难点，其中防碰工作更是重中之重。
1、丛式井施工难点(1)造斜点浅，易形成软键槽。
造斜点在表层（浅表层或二开大井眼定向）,在起下钻或钻进过程中易形成软键槽、井壁台阶、糖葫芦井眼，容易出现起下钻遇阻和遇卡问题。
(2)水平位移大、目的层靶心距要求高，井眼轨迹控制难度大。
(3)丛式井组间相距较近，井身结构复杂，防碰工作严峻。
(4)大井眼深、大斜度稳斜裸眼井段长，清洗携岩效果差，极易形成岩屑床，易造成井下情况复杂。
(5)位移大，垂深浅，钻具摩阻和扭矩大。
(6)井眼清洁问题突出，容易出现钻井液中固相含量高，起下钻困难。
(7)浅地层井壁垮塌和井壁稳定问题，容易出现地层蹩漏或垮塌。
2、设计防碰由于丛式井在一个井场或平台上，钻出若干口甚至上百口井，各井的井口相距不到数米，在这么密集的井网内，给防碰工作造成了非常大的压力。
针对具体情况，通过合理地选择井位布置、井身轨道、造斜点、造斜率、井斜角和钻井顺序等方面完成丛式井的防碰设计。
2.1井位布置井位布置应考虑如下几点：(1)井口之间应有足够的防碰距离，大型丛式井组井口距离一般要不小于5m。
(2)用外围的井口打位移大的井，用中间的井口打位移较小的井。
丛式井防碰技术措施钻井
丛式井防碰技术措施钻井引言：随着石油工业的发展，对于油气资源的开发利用也越来越重视。
钻井是石油勘探中不可或缺的一部分，丛式井作为一种常用的钻井方法在油气开采中得到广泛应用。
然而，在丛式井钻井过程中，碰撞事故是常见的问题，严重影响项目的进度和安全。
因此，针对丛式井防碰技术措施的研究成为了一个重要的课题。
一、丛式井钻井的概述丛式井钻井是一种利用多口钻井设备，同时在一个油气层中钻井的方法。
其主要优势体现在提高钻井效率、减少钻井时间和降低成本等方面。
然而，由于井管井壁间距较小，井身布局复杂，使得丛式井在钻井过程中容易发生碰撞事故，给工作人员的生命安全和设备的完整运行带来巨大威胁。
二、丛式井碰撞事故的危害1. 人员伤亡：碰撞事故会导致井下工作人员受伤甚至死亡，对人员安全造成极大威胁。
2. 设备损坏：碰撞事故可能导致钻井设备的损坏，需要花费大量的时间和金钱进行维修和更换。
3. 延误项目进度：碰撞事故会导致钻井工作停止，项目进度受阻，给整个油气开采项目带来不利影响。
三、丛式井防碰技术措施1. 预测与规划：在钻井前对丛式井井身布局进行充分的评估和预测，制定详细的钻井规划，避免井身碰撞风险的发生。
2. 探测装置的应用：安装合适的井下测量和探测装置，实时监测井身位置和运动状态，及时发现异常情况。
3. 控制井身运动：通过控制钻具的旋转速度和井身的升降速度，控制井身的运动和伸缩，减少发生碰撞的概率。
4. 工艺优化：优化钻井工艺，采用合适的井身布局设计，减少交叉口和弯曲段的数量，降低碰撞事故的风险。
5. 培训与教育：加强对井下工作人员的培训和教育，提高他们的安全意识和操作技能，减少碰撞事故的发生。
四、实际应用案例。
丛式井防碰技术措施
丛式井防碰技术措施为了进一步加强我队防碰工作，强化干部职工防碰意识，坚决杜绝碰套管恶性事故的发生。
安全、优质、快速的完成本年度钻井生产任务，特制定如下措施：一．防碰岗位责任制⒈工程技术员：⑴．认真校核工程设计，特别是拖井架后的设计位移、方位要计算准确，并及时给工艺大队汇报。
⑵．表层钻进开眼要直，按规定间距测斜，准确阅读测斜胶片，计算，绘制防碰图，做好轨迹预算。
⑶．二开直井段合理确定钻井参数，严格控制井斜，直井段井斜不得超过2度，对易斜地层采用吊打防斜，必要时果断采用动力钻具纠斜。
⑷．每测一个点，及时计算一个点，防碰图上画一个点，至少对轨迹预测100米，以便有相碰时能提前选择井段采取绕障作业。
（5）.必须进行绕障作业时，应及时向工艺大队联系，制定相应的技术方案和技术措施。
（6）加强定向井仪器的检查，要求角单元每使用范围口井校验一次。
2、驻井干部：（1）、对工程技术员反映的问题要采取措施，安排专人捞取砂样、分析。
（2）、进行绕障作业时负责值班监督工作。
3、司钻：（1）、认真执行工程技术员规定的钻井参数，不得擅自更改。
（2）、钻进时出现蹩跳现象时，必须立即停钻循环，并驻井干部、工程技术员反映，认真分析井下情况，确定不是相碰造成的蹩跳方可恢复钻进。
（3）、绕障作业时坚守岗位负责刹把操作。
4、副司钻：（1）、钻进时勤观察泵压变化，发现异常要认真分析，及时向驻井干部、工程技术员反映。
（2）、绕障作业时坚守岗位负责刹把操作。
5、场地工、地质工：负责防碰绕障作业井段捞取砂样，每钻进一米，捞取砂样一次，发现砂样中有铁屑，立即告诉司钻停钻循环并工程技术员汇报，确定不是相碰方可恢复钻进。
6、大班：进行防碰绕障作业前对所管辖的设备安排专人检查保养，确保特殊作业施工时设备正常，不致引起井下复杂。
二、防碰措施：１、井架前拖距离大于5.5米。
２、表层钻进严格要求测斜，直井段控制好井斜，若有异常，要加密测斜。
３、强井眼轨迹计算及预算，作好防碰图。
渤南油田老区加密丛式井防碰控制技术
渤南油田老区加密丛式井防碰控制技术摘要：随着渤南油田勘探开发程度的不断提高，加密丛式井正变得越来越普遍。
渤南油田老区加密井的防碰绕障井多、轨迹控制要求高，整体施工难度大，受老井轨迹数据不准确等因素影响，钻进过程中井眼碰撞风险高，对钻井和油田的正常生产构成了潜在威胁。
本文提出了相应的解决方案，对老区加密井的设计和施工具有重要的借鉴意义。
關键词：加密井；丛式井；防碰；轨迹控制利用丛式井或是老平台加密井对油田进行开发，可节约大量的基础建设投资、节省地面空间，可以使油田的开采井网更加合理、优配，便于采油集中建站管理。
已逐渐成为油田老区的主要开发方式。
如何监测和控制井眼轨迹，有效穿过或避开老井，是钻井技术中的难点。
防碰问题已经成为影响钻井作业顺利进行的关键因素。
1 渤南油田概况渤南油田属整装注水开发砂岩油藏，已进入特高含水开发后期。
布置加密丛式井是开发难动用边际油藏，提高地层能量的有效方式。
2 存在的问题与技术难点2.1 无总体设计方案总体防碰与钻井顺序优化是加密丛式井优化设计的关键。
因渤南油田为分期布置。
以前开发时受当时技术条件所限，未考虑到以后会追加井。
2.2 老井轨迹数据不精确油田开发前期施工的井只有电测数据，数据点间隔段长，部分无方位。
2.3 小靶半径多目标井增加了施工难度井网密集度增高，防碰难度提高，实时可控井段增长。
同时对于中靶精度要求越来越高，定向井靶半径越来越小，导致绕障余量更小。
2.4 设计造斜率高部分井局部设计造斜率过高，增加了施工难度和后续施工的风险，以及增加了采油工具的偏磨，缩短了采油工具及套管的使用寿命。
3 技术措施3.1 进行详细的防碰扫描借全邻井数据，对设计井进行防碰扫描。
对有相碰危险的井段，采用三维绕障。
渤南油田老井多且密集，对绕障难度大的新井，应远离生产井。
3.2 优化轨迹设计对有防碰或造斜率偏高的井，进行井眼轨道优化。
确保井眼平滑，避免同台井及老井井眼相碰。
尽量选易于实现、技术成熟的轨道类型。
丛式井防碰技术措施
丛式井防碰技术措施一、预防措施防碰工作要本着“主动防碰、有效施工”的原则，强化防碰意识，坚持及早预算，提高施工效率，削减井下风险。
1.测量井位时，对井场老井要同时复测老井井口坐标。
对于前拖距离超过30m，或者前拖时左右偏移较大，井队要申请复测井口坐标。
对于邻井较多，绕障难度大的井，也要复测井口。
2.设计时要对本井场周围的邻井摸排清查，并查找测斜数据。
3.一般井架前拖距离≥6米。
井架前拖前技术员应计算好井口位置，预算防碰难度，根据预算结果适应调整前拖距离，不能盲目前拖，把井口置于防碰最被动的位置开钻。
4.开钻前要对井口安装进行校正，确保天车、转盘、井口三点一线，最大误差不超过20mm；表层开钻前三个单根钻进时要轻压吊打，确保油井表层井斜角≤1°。
5.表层较深，并朝不利方向倾斜（发展）的，要在表层钻井中果断下入螺杆绕障。
6.如果按照滚动开发顺序必须先施工前大门方向的井，应采取预绕障措施，即在布井最少的方向绕出一段位移，便于后续井的施工。
7.对于直井段朝不利方向倾斜的井，应当果断采取提前绕障的措施。
立足于整体防碰，采用“四合一”钻具结构的，提倡二开主动向设计方向定出1根的做法。
8.对于两台以上钻机同井场施工，施工前应组织防碰协调会，统一规划防碰图，及时互通测斜数据。
9.在老井场施工的定向井，在已投产井数据为磁单点测斜时，新老两井距离不小于12米，在已投产井数据仅为连斜时，新老两井距离不小于15米。
10.二开后技术员要监督清理振动筛，避免表套内所钻铁屑对防碰判断的影响。
11.防碰距离接近4米，且有相碰趋势，必须进行绕障，预算防碰距离小于3米必须立即停钻分析并上报技术办。
12.防碰绕障时，应当考虑绕障过程还会向不利方向走一段位移，井斜越大所需掉头的位移越大，因此绕障方案必须谨慎论证，绕障施工在4m以内进行时，必须由技术办负责现场施工，预计最近距离小于2m必须填井测钻。
13.绕障施工一般优先考虑降斜扭方位方案。
丛式井防碰要求
丛式井防碰要求1、防碰井段坚决杜绝存在侥幸心理，决不能有打打看的思想，由于仪器、测量数据本身存在的系统误差，防碰距离小于警戒线，按下表采取相应措施：2、井队必须至少有两套测斜仪器。
采用磁单点的井队要配备10度罗盘。
仪器及时校验，确保测量数据的准确。
3、严格按设计要求测斜，两井有防碰要求时加密测点，并及时根据测斜数据变化调整参数。
4、防碰工作要从井组的第一口井做起。
提前做出防碰预算，保证前拖距离满足防碰要求，准确丈量前拖距离并上报技术办，观察前拖后大门方向是否准确，如拖距大于25米，应及时联系复测井口。
表层有防碰危险的在表层钻井中应下入螺杆预绕障。
5、高度认识表层井斜在丛式井防碰中的意义，合理选用钻具组合和钻井参数，严格按50米间距测斜，严防表层井斜超标。
6、老井场加井，有些老井数据不全不准，甚至没有防碰数据，要进行预绕障，二开后立即朝有利方向预绕障使井眼轨迹脱离防碰威胁。
7、防碰井段必须要及时输入计算机，同时绘制手工防碰图，并观察分析轨迹趋势，坚持做到测一点、计算一点、防碰图绘制一点，并预算200米；斜井段防碰由于井斜较大，位移走得快（往往前一个测点两井相距还有十几米，钻进50米后就要相碰），因此更要监控预算向下200米井段的防碰趋势。
8、防碰图必须张贴在绘图板上，并上墙。
要求统一采用1:100比例绘制，清晰、准确，图例要标明井序和前拖距离。
9、防碰时要有井组整体防碰意识，如果有防碰趋势或轨迹发展将影响下口井的施工，都要及时绕障采取措施。
10、相同地层尽量采用同一钻具组合、同一参数，尽量避免两井靠近。
11、绕障施工宜早不宜迟，上部较下部施工效率高、更安全；绕障施工时要根据工作量和难度，合理选择钻头、螺杆，必要时下入牙轮钻头带直螺杆施工。
不能抱着复合试一试的想法。
12、绕障施工前要进行方案交底，施工期间严格执行全员防碰绕障制度，要安排生产干部现场值班。
丛式井的防碰
原设计： KOP：270m INC：75.35度
优化设计： KOP：220m INC：67.87度
由于E12井初始造斜方位在45度~50度， 因此该井出始造斜时，工具面定在40度，稳 斜方位50度，稳斜至800米左右调方位至59 度左右,安全通过。E12.pdf
b： F平台F13井与F7井进行防碰绕障。 F7井已先期完钻，而F13井造斜点较深设 计在470米，直井段260米左右，而表层 数 据显示，井眼向F7井偏斜，若按趋势预测， 则两井很可能相碰， 实钻在210米进行防 碰绕障，向偏斜趋势的反方向即30度滑动钻 进6米，使用MWD测斜，效果较好，后直井段 实施轻压吊打钻进安全通过防碰井段。 f13.pdf
而keeper 陀螺则恰好能弥补MWD的不足，它 可以在磁环境下定向、测量井眼轨迹。利用 两仪器的互补性解决了这种大平台小井距的 井网模式、磁环境下定向、测量井眼轨迹的 问题，此技术早在SZ36-1地区已经实施效果 较好，在QHD326地区得到广泛使用。 例： a：E平台E9井与E12井进行防碰绕障。 当时E12井已完钻，而造斜段方位与设计 相比偏小，造成与E9发生碰撞危险。经与基 地协商E9井进行陀螺绕障施工。
丛式井的防碰
—— QHD32-6区块的防碰概况及总结
一、丛式井平台的整体防碰设计 二、QHD32-6区块的碰撞征兆、 防碰具体实施状况及特点 三、确保防碰措施全面贯彻施行 的注意事项 四、结束语
一、QHD32-6地区丛式井平台的整体防碰 设计。
1、现在的5*7导管架结构增加了危险性 2、根据QHD 32-6地区的地层岩性及可钻 性，设计钻具组合、钻井参数。 3、预先对平台内部邻井及外部其它井进 行防碰计算和优化设计。 4、根据平台的特点结合防碰预案建立该 项目防碰措施。
渤南油田老区加密丛式井防碰控制技术
渤南油田老区加密丛式井防碰控制技术渤南油田是中国大陆内陆最早开发的海相盆地油田之一，具有油田老区特有的地质构造、油气藏特征和油气开采特点。
随着原油价格的上涨和国内外市场需求的增长，渤南油田老区的开采任务越来越繁重，如何提高油井的产能、减少事故风险成为了油田管理者面临的首要挑战。
加密丛式井是解决这一难题的关键之一，而井防碰控制技术的应用则是保障加密丛式井安全生产的重要手段。
一、渤南油田老区加密丛式井的特点1. 高产能：渤南油田老区地质条件复杂，油井开采难度大，一般的传统油井产能有限。
为了提高产能，延长油井寿命，同时减少生产成本，渤南油田老区采用了加密丛式井的开发模式。
加密丛式井是一种多层平行井和斜向井相结合的开采方式，通过多层次的沿层导向打井技术开采油藏。
2. 井距密集：加密丛式井设计井距短，多井高密度开发，提高了对地下油气资源的有效开采，同时减小了单井产能下降速度，延长了油田的寿命。
3. 井防碰控制难度大：由于加密丛式井的井距密集，井口空间狭窄，对井防碰控制要求高，管理难度大。
井防碰控制技术的应用成为加密丛式井安全生产的重中之重。
二、井防碰控制技术的要求1. 精准定位：加密丛式井井距密集，井口空间狭小，需要对井位进行精准定位，采取智能控制手段进行井防碰控制。
2. 实时监测：井防碰控制技术需要实时监控井位、井口周边情况，及时发现并处理井防碰情况。
3. 高效反应：一旦发现井防碰情况，需要迅速采取措施，避免事故的发生。
4. 安全可靠：井防碰控制技术必须保障安全可靠，避免误报误警及不必要的停产，同时避免事故的发生。
三、井防碰控制技术的应用1. 高精度测定井位技术：通过地理信息系统、卫星定位及导航技术，实时监测井位，指导井口周边区域的作业。
2. 防碰控制系统：利用无线通讯技术，将井位监测数据传输到中心监控平台，实施井防碰控制。
3. 智能控制技术：利用先进的智能控制技术实施井防碰控制，通过算法分析，根据井位情况实施智能控制。
渤南油田老区加密丛式井防碰控制技术
渤南油田老区加密丛式井防碰控制技术随着石油勘探逐渐向深海、高海拔、复杂岩性和冰雪等恶劣环境发展，油田井场的设施和设备也在不断升级，其中井防碰控制技术在油田生产中起着至关重要的作用。
在渤南油田老区，加密丛式井是一种常见的钻井方式。
加密丛式井具有较小的占地面积、成本低廉、井筒稳定等优势，在渤南油田老区广泛应用。
然而，由于油田井场的地质环境复杂，地震等自然灾害频发，加密丛式井在钻井过程中存在诸多的地质难题和操作难度，这就要求油田企业必须采用适当的井防碰控制技术来解决这些问题，确保安全高效地完成钻井任务。
加密丛式井钻井过程中的地质难题主要有两个方面。
第一，加密丛式井井壁稳定问题。
在钻探深度较浅的情况下，加密丛式井井筒一般比较稳定，但是随着钻井深度的增加，井下温度、地质压力等因素的影响会增大，导致井壁失稳。
第二，加密丛式井钻井过程中可能遇到岩溶地质条件，导致井面失稳、钻头卡出等情况。
此外，加密丛式井还存在操作难度大的问题，如井眼弯曲度大、难以控制钻井液体积等。
为了解决加密丛式井地质问题，渤南油田老区采用了一系列的井防碰控制技术。
首先，采用良好的钻探技术和完善的管控系统，严格控制井下钻探作业的过程，防止出现意外情况。
此外，采用高强度的钢管来加强井深部分，确保井壁的稳定性。
其次，对于可能出现岩溶情况的区域，采用高强度的井壁处理材料，确保井面稳定。
最后，钻井过程中加强现场作业人员的培训，提高他们的技能水平和应变能力，以应对各种突发情况。
综上所述，加密丛式井防碰控制技术在渤南油田老区钻井过程中具有非常重要的作用。
油田企业必须根据井场地质情况和特点，采用适当的井防碰控制技术，以确保钻井顺利完成，保障工作人员的安全，并提高钻井效率。
丛式井组总体防碰与钻井顺序优化技术及应用研究
丛式井组总体防碰与钻井顺序优化技术及应用研究摘要：丛式井组钻井是油气勘探开发中的一项重要技术，其钻井顺序对井组总体钻井效率与安全性具有重要影响。
本文通过分析丛式井组钻井的特点与存在的问题，提出了一种基于钻井顺序优化的丛式井组总体防碰与钻井技术，并在实际勘探开发案例中进行了验证。
关键词：丛式井组；总体防碰；钻井顺序优化；勘探开发1.引言丛式井组是指在同一地质层段内通过一口主井与一口或多口副井相连的一种井组配置形式，其可以实现多井共享地层资源，提高勘探开发效率。
然而，在丛式井组钻井过程中存在着井组钻井顺序不合理导致防碰困难、效率低下等问题，因此有必要对丛式井组总体防碰与钻井顺序进行优化研究。
2.丛式井组总体防碰技术在丛式井组钻井过程中，由于井眼之间的相对位置关系较为复杂，容易出现井眼碰撞问题。
为了解决这一问题，本文提出了一种基于井眼碰撞预测模型的防碰技术。
通过对钻井过程中的各个参数进行实时监测和分析，可以建立井眼碰撞预测模型，并及时采取措施来避免井眼碰撞的发生。
3.丛式井组钻井顺序优化技术为了提高丛式井组钻井的效率与安全性，本文提出了一种基于遗传算法的钻井顺序优化技术。
该技术通过对井组不同钻井顺序进行模拟，并结合制约条件和目标函数，通过遗传算法寻找最佳钻井顺序。
在模拟过程中，考虑了井眼位置、孔隙压力、岩层破裂等因素对钻井顺序的影响，以及井组钻井效率与安全性的综合评价。
4.实例验证与结果分析以油田丛式井组钻井为例，采用本文提出的丛式井组总体防碰与钻井顺序优化技术进行了实例验证。
结果表明，经过优化的钻井顺序可以显著提高钻井效率，并有效避免了井眼碰撞的发生。
同时，通过改变钻井顺序，还可降低井组钻井过程中的风险与复杂性。
5.结论与展望本文提出了一种基于钻井顺序优化的丛式井组总体防碰与钻井技术，并在实际案例中进行了验证。
结果表明，该技术可以提高钻井效率和安全性。
未来的研究可以进一步优化钻井顺序优化算法，提高丛式井组钻井的自动化和智能化水平。
河50密集丛式井组井身轨迹控制与防碰技术
河50密集丛式井组井身轨迹控制与防碰技术摘要：胜利油田河50断块丛式井组1987年开发，共计钻井45口，经过20多年的开采，该区块已经进入高含水期。
为提高该区块的产量和采收率，2009年胜利油田在该区块部署了34口新井。
新老井网相当密集，防碰难度高。
针对河50的防碰难题，特别制订了各项防碰措施，合理控制井身轨迹，最终完成的34口井井身质量全部合格，未发生钻井事故，节约了钻井周期和钻井成本，顺利完成了河50区块的增产开发。
关键词：河50；丛式井组；防碰1 引言原《河50丛式井组》是石油天然气总公司“七.五”攻关项目，1987年12月至1989年4月共打45口井。
经过20多年的开采，进入高含水期，整个区块产量已不到80吨。
为了提高该区块的产量和采收率，搞好二次开发，该区块相继布署了34口井。
是油田2009年增油上产的重点区块之一。
该区老井45口比较密集，由于当时仪器精度低，老井眼数据准确性偏低，给防碰带来难度。
此区块于1989年投入开发。
目前由于多口井套管破损、管外窜槽，导致油水井沙三段不能正常开采。
随着地质专家对该区块地层的不断认识，为完善井网，恢复注水，补充地层能量，在该区块部署7个平台，油水井34口，新老井总计79口井。
新老井网相当密集，防碰难度高。
2 井身轨迹控制与防碰技术河50所有井的靶区半径都设计在15m之内，而且有20口井设计为双靶，这就对井身轨迹控制提出了更为苛刻的要求，不能够采取大范围的绕障措施，只能在十分有限的空间内进行防碰施工。
“尽量避免相碰，不能损坏临井套管”，这是河50项目参战各方在充分考虑诸多客观不利因素后达成的共识。
针对河50的防碰难题，我们特别制订了以下防碰措施：2.1 防碰扫描每口井接到设计后，在开钻前利用landmark软件的防碰扫描功能，把整个河50区块所有老井新井进行全盘扫描，做到一览无余，输出报告并画出扫描图，做出防碰预案，给现场监督汇报后进行技术交底，重点提示防碰危险井段。
江汉油田丛式井防碰技术
江汉油田丛式井防碰技术谢学明1、丛式井防碰设计要考虑的问题：（1）井口间距保持在3-4 m ,井底间距保持在400-500m，一般采用排井部署井网。
（2）油层埋深条件是选择丛式井井数的重要条件，埋深小于400 m的油层原则上不设计丛式井组，埋深小于600m的油层选择2-4口井，埋深在800-1000m 之间的油层选择5-6口井，超过1000m的油层选择6-9口井，共一个井组。
（3）地质与地形条件，地质条件复杂，中上部地层有严重的井漏、涌水、地层倾角大、方位易漂移等地质情况时应该选择井数少的丛式井组；地面条件相对较好，征地和路面条件好的地区也可选择井数少的丛式井组。
（4）钻井队伍设备能力和成本因素，现有钻井设备大部分采用的小钻机，整体设备能力差，定向仪器简陋，一般采用单点测斜设备进行控制，精度低，但同时工程成本较低。
当水平位移过大，垂深1000m，水平位移超过300m时，现有队伍能力在工程精度、动力条件等方面很难满足要求。
坪桥油田的油层埋深在900-1400m，地面条件较差，部分地区中上部地层掉块严重，综合考虑以上条件，初步采用1口直井+4口定向井组成的丛式井井组（如图所示），在各项条件得到改善后可以考虑9口井共一个井场的方式。
图 5口井组成的丛式井组图丛式井组控制面积2、碰套管原因分析碰套管最可能发生在二开上部直井段和定向井段，有以下几方面原因：（1）所钻井要求的方位与井架整拖方向一致，早期完成井在随后施工井的下方，相碰可能性大。
（2）所钻井的位移方位与相邻井的位移方位相差不大，两井眼轨迹夹角太小。
（3）相邻井轨迹在防碰图上分析在安全椭圆范围内，但在实际施工过程中，由于操作失误和仪器误差，发生碰撞几率很大。
（4）调整井在绕障过程中，由于井斜方位误差导致两井眼相碰。
（5）相邻两井的直井段产生反向位移。
同一平台相邻井距仅4m，一旦两井产生反向位移，两井相碰可能性极大，P74—120井与P76—120井相碰，就属于这种情况。
冀东油田人工岛丛式井钻井防碰技术
冀东油田人工岛丛式井钻井防碰技术边瑞超;周洪林;曹华庆【摘要】冀东油田人工岛丛式井井网密度大,钻进中易发生井下碰撞问题,为解决该问题,研究了防碰技术.通过分析冀东油田人工岛丛式井的钻井技术难点,提出了针对性技术措施:正钻井碰撞高风险井段使用牙轮钻头;应用低刚性钻具组合,使井下钻具获得更大的挠度变形空间;进行随钻MWD磁场强度监测,根据磁场强度异常值判断正钻井与邻井套管的距离,预警碰撞风险,指导正钻井防碰.综合这些技术措施形成的冀东油田人工岛丛式井钻井防碰技术,在冀东3号人工岛丛式井组进行了应用,降低了钻进中发生井下碰撞的概率,表明该技术是防止正钻井与邻井套管碰撞的有效技术,可为冀东油田人工岛加密钻井提供安全保障.%Due to high-density well spacing for cluster wells in the artificial island of Jidong Oilfield,there was a high likelihood of down-hole collision problems.Therefore,anti-collision technology was studied for solving this drilling problem.By analysis of drilling technological difficulties of cluster wells in the artificial island of Jidong Oilfield,specific technical measures were put forward:cone bits were used at a specific locations to minimize the risk of collision while;low rigidity bottom hole assembly was applied to make down-hole drilling tools have more deflection deformation space;MWD magnetic field intensity monitoring while drilling was carried out and anti-collision drilling was guided by programming a pre-warning casing distance risk for downhole adjacent wells by detecting magnetic field intensity anomalies.Thus,the anti-collision technology of cluster wells in the artificial islands of Jidong Oilfield was developed by integrating these technicalmeasures and applying them in cluster well groups for the artificial islands of Jidong No.3,thereby reducing the downhole collision probability while drilling.To summarize,this study showed that this anti-collision technology is effective for preventing drilling collisions with casings of adjacent wells and can provide safety assurance for infill drilling in the artificial islands of the Jidong Oilfield.【期刊名称】《石油钻探技术》【年(卷),期】2017(045)005【总页数】4页(P19-22)【关键词】丛式井;钻井;防碰;随钻监测;人工岛;冀东油田【作者】边瑞超;周洪林;曹华庆【作者单位】中国石油集团渤海钻探工程有限公司定向井技术服务分公司,天津300280;中国石油集团渤海钻探工程有限公司定向井技术服务分公司,天津300280;中石化华东石油工程公司六普钻井公司,江苏镇江212003【正文语种】中文【中图分类】TE28冀东油田自开发以来在陆地、滩海钻了数千口各种类型的定向井，由于各区块的钻井都较为集中，井网密布，因此新井钻井时防碰问题十分突出。
丛式井防碰技术
成功避免钻穿套管。发现碰撞征兆后果断决定起 钻换牙轮钻头。下13 3/8”套管作业中，在199 米～206米套管遇阻10吨，证实与原C24井套管有 碰撞危险。
0.63米 C 6 井 存 在 防 碰 问 题
C6 C1 C4 C9h 32# 31#
C 24 井 与 原
C24m
C2
30#
C2w
C14
绕障设计
注意与C7防碰
与C7井防碰扫描详细数据
在515m距离最近，危险段380~600m
作业措施； 作业中控制轨迹与设计吻合，否则除C7井 外与其它井产生防碰问题 加强防碰趋势预测，根据防碰趋势向防碰 有利的结果调整轨迹 在危险段稳斜钻进，利于对碰撞征兆的判 断
钻具组合及参数 171/2″BIT(PDC)+9 5/8″motor（1.5°） +16 3/4″STB+8″NMDC(1)+8″HOS(1)
2）防碰措施要科学，防碰措施要有比对、有论证，忌主观
片面 3）要对表层数据测全、测准，否则防碰没有依据 4）不要片面夸大牙轮钻头在防碰中的作用，牙轮钻头要与 合理的防碰措施相结合才能达到理想的防碰效果，否则难 免产生后患。
参考文献
1 《 集束预斜技术的首次应用 》 3 《WHP BZ25-1C钻井工程设计》
在观上增加了防碰风险 2) 隔水导管偏斜、表层偏斜、直井段偏斜 3) 测量数据误差 4) 油藏的特殊要求（先钻腰部、调整顺序、改 变井位）
客观因素
导 管 不 直
客观因素
槽口间距： 2.0 m x 1.8 m 槽口排列： 4 X 9
C6 C1 C4 C9h 32#
大平台、小井距
31# 30#
渤南油田老区加密丛式井防碰控制技术
渤南油田老区加密丛式井防碰控制技术渤南油田是中国油田开发的重要基地之一，其老区加密丛式井的开采难度较大，需要运用先进的技术来保证生产效率和安全。
防碰控制技术是其中的重要组成部分，本文就渤南油田老区加密丛式井防碰控制技术进行详细介绍。
一、加密丛式井介绍加密丛式井是一种将多口油井按照一定间距排列在同一个井筒内的油井开采方式。
其特点是资源利用效率高，占地面积小，减少了采油平台和井口的数量，降低了生产成本和管理成本。
二、防碰控制技术由于加密丛式井在同一个井筒内开采多口油井，因此在作业过程中易出现井间碰撞的问题。
严重的碰撞甚至可能导致井筒断裂，影响生产效率和安全。
因此，防碰控制技术成为必不可少的关键技术。
1. 前置排线系统前置排线系统是指在井筒中通过布置排线，分别控制井筒不同部位的井口，从而避免井间碰撞的发生。
前置排线系统一般包括前闭合系统、前限位系统和前限压制系统三种主要系统。
其中前闭合系统的作用是控制井底防缓冲装置的闭合和开启，限制井筒内油管的自由下降；前限位系统用来控制油管的上下位置，避免产生过短或过长的自由下降而导致的碰撞；前限压制系统则起到压制安全阀的作用，使井筒内油管在安全压力范围内运行。
后置排线系统一般是指井筒内多口油井的控制系统。
通过对油管下部的防震装置进行控制，可以实现对口径较小的油管的保护。
同时，后置排线系统还可以通过对井筒内各口油井的液面进行实时监控，避免形成差压作用而产生井口振荡和井间碰撞。
3. 人工干预系统在加密丛式井的开采过程中，通过对井筒内油管上的人工干预装置进行干预，可以进一步降低井间碰撞的风险。
人工干预系统包括井下执行器、井口控制器、特殊道具等多种设备。
通过人工干预系统可以实现对井筒内油管的控制和调整，减少不同油井间的干扰。
三、结论加密丛式井的防碰控制技术是其高效安全开采的必要保障。
在前置排线系统、后置排线系统和人工干预系统的多重作用下，可以实现有效避免井间碰撞和井筒断裂的发生，保证生产效率和人员安全。
丛式井技术要点及措施
第四部分丛式井技术要点及措施4.1 总体原则4.1.1 采用交叉钻表层，减少水泥窜槽；最浅造斜点的外排井出套管鞋，待MWD无磁干扰就提前造斜，有利于防碰及防磁干扰。
4.1.2造斜点的选择: 根据甲方提供的原始数据计算出位移和方位,按照定向井原则，井网布置避免交叉，位移大的安排在边缘槽口,造斜点的选择原则是在地层均一、可钻性好的地层,但密集型丛式井为降低稳斜段的井斜角,造斜点尽量浅，相邻井的造斜点相互错开50米,平台从外到里造斜点依次加深，边缘造斜点最浅的井为220米至平台中心最深的KOP为420米，避免来自横向的磁干扰及井眼碰撞。
4.1.3 QHD32-6地区已完成了十几口的探井，油层位置已经清楚，对于如此小的井距密集型平台，钻井顺序必须按照定向井施工原则,即采用先浅后深(造斜点)、先外(边缘大位移、大斜度)后里，否则会后患无穷。
如果采用定向井钻井原则，还避免不了，就要用陀螺定向.要避免磁干扰、碰撞，除按以上原则外，必须保证一次造斜的成功,否则就会打乱整个钻井顺序，给下步作业带来困难。
4.2 大平台小井距最难解决的问题是井眼防碰随着快速定向钻井大规模的展开，其浅层造斜技术、井眼控制技术和解决大斜度井滑动摩阻技术都有成熟的经验。
但由于单平台井口密度的逐渐增加，井眼相碰矛盾日趋尖锐，表层碰撞的可能性越来越大，锦州地区和绥中地区都有过惨痛教训的例子，小井眼的防碰必须按照定向井防碰预案实施，并且从上到下必须重视，相互让路，加强合作，避免该类事故的产生。
以下是影响井眼发生碰撞的主要因素：：4.2.1. 单平台井数的增加、井距的减小：97年前渤海单平台井数为4～16口，井距2～3米。
由于井眼密度小，其防碰问题不突出。
随着上千万吨的开始，为降低建平台的投入、增加平台的利用率，于97年底开始大平台小井距的作业，QHD32-6油田的井距缩小到1.5x1.7米，其井眼交叉的可能性越来越大，井眼防碰问题迫在眉睫。
4.2.2. 直井段偏斜：现有的钻井技术不可能将所有的直井段吊直为零，其原因是地层的不均一、邻井水泥环的影响等因素，使井眼产生偏斜。
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丛式井防碰技术措施
1、钻井队在整拖后为防止钻台前倾而使井口指向老井,应认真校验井架水平,并确保天车、转盘、井口在同一条铅垂线上;
2、一开钻进要严格按设计要求控制钻压,均匀送钻,确保一开井眼打直,要求一开钻具组合中加入无磁钻铤,起钻前投电子多点。
下完表层套管后,视井架底座高低,量好联入,以正拖不碰井口为基准。
(钻井队提前准备好无立杆的井口帽子
3、二开直井段是防碰的重点井段,确保上直段井眼打直是防碰关键。
二开即采用双无磁钻铤配MWD进行监控(中间放置托盘,以便于电子多点的使用和电子单点的校验;
4、钻完水泥塞钻出表套30-50米后要有测斜数据,两井间距严禁小于5米,若井斜不利于防碰要立即向正位移方向控制井斜在1-2°之间定向钻进。
使防碰距离越来越远。
5、每30-50米测斜一次,特殊井段加密测斜,并根据测斜数据由定向井工程师绘制防碰图,计算防碰距离,防止两井相碰。
6、在本井直井段钻进时,井眼轨迹走向还应考虑相邻下口井的安全距离。
7、在两井并行井段钻进时,必须由副司钻以上人员操作刹把,如果发现有钻速突然加快、放空、蹩跳等现象要立即停止钻进,将钻头提离井底,分析情况后再决定下步措施。
8、在两井并行井段钻进时,震动筛要有专人负责观察、捞取
砂样,如有垮塌掉快、铁屑、水泥块、泥浆污染、性能变化等异常现象,要立即停钻分析原因。
9、上直段要使用电子单点不定点进行测量,随时对MWD的控制井段进行校验,以确保所有数据准确无误。
如发现测量结果不统一应立即停钻,查明原因,采取措施方可钻进。
10、队长、技术员和值班干部、司钻要高度重视各项防碰措施的落实。
二连项目部工程技术中心。