浅析冀东油田深井钻井技术

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冀东油田超深井高深1复杂情况分析

冀东油田超深井高深1复杂情况分析一、工程设计概况高深1井一开用660.4mm钻头钻进323米使用表层套管封住平原表层松软地层，使用444.5mm钻头钻进至2572米用技术套管封住馆陶砾岩层，使用311.1mm井眼钻进至4433米以保证地层压力梯度，使用215.9mm钻进至5577m，直至探到中生界潜山后，下尾管，用欠平衡打五开152.5mm井眼并裸眼完井。

本井为五开五段制井，该井设计井深5125m，最大井斜角为15°，设计方位21.22°最大位移为：265.12m，井底垂深为：5693.69m。

设计造斜点1800m，造斜终点20XX年.29m，降斜始点2742.29m，降斜终点3117.29m，靶点T：4108.2m，靶区半径为50m。

高深1井的难点在于：一是深井钻探资料、实测压力资料不足，安全施工风险大。

二是埋藏深、潜山井温高，钻井液及工具抗高温性能要求高。

三是深部地层可钻性差，钻井速度低，钻井周期长。

四是井深、靶半径小，井身轨迹控制要求严。

五是井深、高温、温差大、环空间隙小，7〞尾管固井质量不易保证。

六是风化壳及花岗岩裂隙比较发育，易发生井漏等。

二、井眼轨迹控制过程及出现问题分析本井于0-330m一开直井段钻进，使用660.4mm尺寸的牙轮钻头，通过投测自浮单点和起钻投多点显示，直井段井斜控制的较好，均控制在1°以内。

本井于330m开始二开444.4mm井眼钻进，扫塞钻进至378m 后直接下入马达仪器跟踪轨迹钻进。

使用的中成1.5度马达和进口S-MWD仪器。

导向钻进时一旦发现井斜有上涨趋势立即进行定向反扣钻进，使得本井上部直井段轨迹控制较好，井斜控制在2°以下。

钻进至1793.17m时开始定向，由于井眼尺寸较大，造斜率较低，纯滑动造斜率1.5-3°/30m。

本井于2542m开始三开311.1mm井眼钻进，三开前替换了全部泥浆。

并更换了高温多点YSS仪器。

试述冀东油田优化钻井降本增效的措施

冀东油田石油钻探工程选择的是高新技术手段，这种高新技术手段能够将石油钻井作业的效率得到最大限度的提升。第一种方法是，将钻井液更换为国产钻井液，这种方式不仅能够增加钻井作业的国产化率，同时还能降低购买钻井液所需的经济成本，最终实现节能降耗的要求；第二种方法是，对导向钻具和ＰＤＣ钻头进行了完善和优化，通过改进后的技术措施，极大缩减了整个钻井作业所需的工期，并且还能推广模块化钻井技术，完成了批量化钻井作业。冀东油田通过对石油钻井工程工序的不断优化，提升了作业效率，对优化技术实施过程进行严格的把控，严格控制钻井的质量红线，从而钻探出了一个有一个符合质量标准的优质井筒，保障了冀东
一、对冀东油田使用钻井技术的简要分析
由于冀东油田所处位置特殊，其所钻探的油井一直有着井斜大、位斜大等特征，通过对油井位移超过两千米的中深层油藏的钻井措施的优化，从而探索出了能够更适合中深井快钻井的有效钻头，通过这种特色钻头，不仅能够符合石油钻探的标准，同时还能极大提升钻井的速度和效率。
石油化工
试述冀东油田优化钻井降本增效的措施
冯杨中石化中原石油工程有限公司钻井二公司
【摘要】本文主要研究了在对冀东油田进行钻井工程中，使用相应的优化钻井技术来达到降本增效的效果。通过优化后的钻井技术手段，能够从最初的
钻井设计作业开始，就能降低石油钻井工程中所需的施工成本，从而实现降低石油钻井工程中的能耗，提升钻井工程的钻探效率，保证整个石油开发工程
油田的正常生产。二、冀东油田优化钻井设计降本
增效的措施冀东油田在进行钻井工程的过程
中，通过对钻井进行优化和设计，实现了油田生产降本增效的目标，最终取得了比以往更有效的成果。
１．对钻井成本预算及核算制度的分析。对当前冀东油田的实际钻井情况进行分析，研究了钻井作业的成本和预算，通过石油钻探整个过程的成本管理和有效的成本核算体系，不断对超过预先设定好的石油钻井成本进行分析，从而找到了导致整个石油钻井作业成本超支的关键环节，对这些关键环节进行从新设计和优化，避免了许多不必要的作业，降低了作业支出，最终更经济、有效的完成了冀东油田钻井作业。

冀东油田NP12—X168大位移井钻井工艺

冀东油田NP12—X168大位移井钻井工艺【摘要】NP12-X168井是冀东油田在南堡2号人工岛钻成的一口大位移井。

由于本井造斜点较浅、造斜地层软、造斜井眼较大、大斜度稳斜段长、水平位移大等，所以该井施工起来困难极大。

为了保证施工顺利进行，通过优化井眼轨迹剖面、制定有效轨迹控制方案，选择合适的造斜工具及钻具组合，实施合理的钻井参数，落实各项技术措施等，顺利完成了钻井施工。

从井眼轨迹控制、钻井液技术、大井斜长稳斜井段套管下入等方面介绍了本井实施过程中采取的技术和措施。

对该区域滩海大位移海油陆采钻井施工提供借鉴意义。

【关键词】NP12-X168 大位移长稳斜段摩阻扭矩轨迹控制随着冀东油田勘探开发的深入，大位移井越来越多地成为降低钻井成本、提高勘探效率、开发边际油田的有效手段。

目前国内外大部分大位移井主要依赖旋转导向、油基泥浆等先进技术，钻井成本高。

NP12-X168井通过精细论证、精心组织、深度合作、严格措施落实，使用常规钻井技术，顺利完成钻井任务。

NP12-X168井完钻井深5040m，垂深2547.36m，水平位移3802.33m，水垂比1.49，稳斜段长3440m，实际造斜点446m，最大井斜72.4°。

1 基本情况1.1 地质简况NP12-X168井为落实南堡1-29南断块NgⅣ和Ed1油藏油层分布及储量规模，进而评价单井产能，为该断块整体实施提供依据。

本井地质分层为平原组0～-300m，明化镇组-300～-1700m，馆陶组-1700～-2310m，东营组-2310～-2550（未穿）m。

目的层主要以灰色泥岩、灰色泥质砂岩、浅灰色细沙岩、灰白色凝灰岩为主。

1.2 井眼轨迹设计NP12-X168井采用“直—增—稳”三段制井身剖面，分段设计数据见表1。

该剖面为准悬链线剖面，可减少钻进扭矩、起下钻摩阻，增加钻具的滑动能力，从而得到广泛应用。

1.3 井身结构设计一开508mm套管封隔平原组地层（0～323m），为下部安全钻进建立井口。

浅析小井眼钻井技术在冀东油田的应用

浅析小井眼钻井技术在冀东油田的应用冀东油田主力区块勘探开发时间较长，小井眼钻井技术具有明显应用优势，对老油条区块挖潜、抑制采油井况恶化等具有明显作用，本文就是对小井眼钻井技术应用进行的探究。

标签：小井眼；钻井技术；井身轨迹冀东油田勘探开发时间较长，主力区块逐步进入开发中后期阶段，开发状况日益复杂，特别是整体上复杂断块油藏的构造特点，使钻井中存在较为严重的温度、压力和盐度较高问题，井矿条件日益恶化，在当前注水开发应用较多的情况下，油井增产稳产存在较大的难度。

针对这一现状，应用小井眼钻井技术，在老油井实施有针对性的开窗侧钻和小井眼钻井，可以节约钻井成本、提升采油作业效益和油气采收率。

1 小井眼钻井技术措施1.1 小井眼复合钻进技术小井眼钻井要优先选择高效钻头和动力钻具组合应用，通过PDC钻头应用提升扭方位等作业速度。

冀东油田小井眼钻井技术多是对老油井进行下部地层的开窗侧钻，主要目的层位是沙一段、沙二段和沙三段，可利用保径较短的PDC 钻头进行定向，利用保径较长的钻头进行复合钻进，实践证明，相比传统的单纯牙轮钻头钻进，复合钻进可提升钻速60%以上。

要优化螺杆钻具应用，利用单弯螺杆对钻进轨迹进行控制。

特别是Ф95mm的螺杆可在无稳定器辅助的情况下进行小井眼钻井轨迹的控制，可根据实际需要优选适宜弯曲角的单弯螺杆进行应用。

1.2 井身轨迹控制技术井身轨迹控制要结合具体区块和具体钻进层位优选适用的螺杆钻具进行应用。

在开窗后初期钻进中，要选择Ф118mm牙轮钻头+Ф105mm（无磁钻铤1根和DC钻铤2根）的钻具组合进行20m左右的钻进，实现与老井眼的有效隔离，防止钻井中的井眼碰撞问题；在单点测量后再进行起钻作业，如果实际方位与设计情况存在较大出入，就要下入Ф118mmPDC钻头+Ф95mm1.5度的单弯螺杆+1根Ф105mm无磁钻铤+6根Ф89mm承压钻杆，利用该套钻具组合中单弯螺杆的特性实现迅速的扭方位钻进，在1个单根30度以内的扭方位需求下，一般可以将方位扭到设计方位。

浅析冀东油田南堡区块玄武岩地层钻进

浅析冀东油田南堡区块玄武岩地层钻进X赵忠生(胜利石油管理局海洋钻井公司胜利五号平台,山东东营　257000) 摘　要:近几年来,钻井队经常在冀东油田南堡区块施工,在每口井的钻进过程中,常常钻遇玄武岩,而玄武岩地层坚硬却易塌,所以钻遇玄武岩是在该区块施工的重点和难点,克服该难点必将加快钻进速度,同时也避免井下复杂情况的发生。

关键词:玄武岩;泥浆性能;牙轮钻头;PDC 钻头中图分类号:P 588.14+5∶T E 242　文献标识码:A 文章编号:1006—7981(2012)08—0050—011　合理的泥浆性能泥浆密度的选取一般根据地层孔隙压力、地层破裂压力以及地层坍塌压力,通常地层孔隙压力<地层坍塌压力<地层破裂压力,然而,对于玄武岩地层的泥浆密度选择考虑地层坍塌压力至关重要。

对于玄武岩井段施工,泥浆密度大小的选择显得尤为重要,因玄武岩地层易坍塌,不及早提泥浆密度平衡坍塌压力,会导致在以后的施工中出现种种事故,如钻进期间出现蹩、跳现象,起钻出现掉块卡钻等。

通过在冀东油田南堡1区块的几口井的施工总结出来的经验,平衡地层坍塌压力的最小泥浆密度为1.28g/cm 3。

在南堡1-31井施工中,馆陶组玄武岩井段1997～2346m,然而钻进至井深2049m 时,泥浆密度才为1.16g /cm 3,后提至1.28g /cm 3,当钻至井深2250m 时,下钻至2214m 划眼不到底,预计井底堆积大量玄武岩掉块,划眼出现严重蹩钻现象,导致设备烧毁,设备恢复正常后,划眼到底总用时12h 。

当钻至2316m 时,在接单根过程中出现掉块卡钻,而且相当严重,最终划眼到底,用时6h 。

该井二开完钻井深2376m ,中途电测结束后,准备通井下技套,然而通井下钻不到底,划眼到底总用时28h,而且将原有的泥浆密度1.28g/cm 3提至1.33g/cm 3,这才保证技术套管顺利入井。

在南堡1-16井施工中,二开完钻井深2590m,由于地质方未确定准玄武岩井段,导致三开后出现30m 的玄武岩,导致三开施工非常被动,在施工中经常出现玄武岩掉块,最终将泥浆密度提至1.30g/cm 3,才保证该井顺利完工。

冀东油田老井眼开窗侧钻水平井尾管固井技术初探

冀东油田老井眼开窗侧钻水平井尾管固井技术初探随着冀东油田开发的不断深入，调整区块老井开窗侧钻水平井需求越来越多，解决好开窗侧钻井固井技术瓶颈，对油田的增产和可持续发展具有十分重要的意义。

冀东油田开窗侧钻水平井固井面临着压力窗口窄，环空间隙小，水泥环薄，循环摩阻大，顶替排量受限，施工中出现漏失及憋堵风险大，工具可靠性等诸多技术难点。

本文旨在分析固井难点，提出合理的解决方案，指导现场固井施工。

标签：冀东油田;开窗侧钻;水平井;尾管固井1基础数据高104侧平X井属于冀东油田高尚堡油田高浅北区块Ng油层构造的一口采油井，钻头尺寸118.5mm，完钻井深2298m，垂深1845m，开窗侧钻点1850m，下入95.25mm尾管管+88.9mm筛管。

钻井液密度1.16g/cm3，粘度54s;地质分层：Nm底界为1795m，Ng未穿。

邻井提示：周围存在CO2注气井，注气层位易发生气窜;本井存在断层[1420m（Nm，断距30m）、1625m（Ng，断距20m）]，同时多年开采后地层压力系数低（0.76），固井中易发生漏失，压稳和防漏技术难度大。

油层位置：油顶2063m（斜深）。

2固井技术难点分析1、小井眼窄间隙固井，水泥环薄，密封性能不易保证。

顶替效率难保证;2、悬挂器与上层套管的间隙小，环空间隙小，循环流阻大，顶替排量受限，施工中出现漏失及憋堵风险大。

导致替浆压力高，排量小，固井作业时间较长;3、侧钻井眼小，受井眼軌迹、完井工具、套管接箍、滤砂管和扶正器影响，固井施工存在一定风险;4、该工艺使用完井工具较多，悬挂器、封隔器、分级箍等工具压力系统间隔小，对各工具的可靠性要求较高，施工工艺复杂;5、井深浅、温度低，低温条件下水泥浆/水泥石性能（强度发展缓慢）难以保证;6、工具可靠性：水平井尾管固井工艺复杂，对固井工具及附件可靠性要求高（悬挂器、分级箍、封隔器、扶正器等）。

3固井技术方案3.1固井方式采用滤砂筛管完井：膨胀悬挂尾管+筛管顶部注水泥完井工艺，主力油层下筛管，上部固井。

冀东马头营构造大斜度丛式井快速钻井技术

冀东马头营构造大斜度丛式井快速钻井技术摘要：丛式井是冀东油田马头营凸起构造解决井场征地困难、实现高效开采的有效手段。

唐71平台通过优化钻井参数、钻具组合、三维防碰技术、PDC钻头优选、精准井眼轨迹控制技术以及低固相不分散聚合物钻井液体系的使用，机械钻速有了很大的提高，因此总结唐71平台井实钻过程中的一些关键技术措施，为今后冀东油田滩海海域、人工岛丛式井快速钻进提供借鉴。

关键字：快速钻井浅层定向丛式井防碰井眼轨迹控制1.唐71平台快速钻进主要技术难点1、唐71平台井均为6段制剖面轨迹设计，设计井斜大且轨迹辅助。

其中唐171X3井设计最大位移达1611.7米、最大井斜81.04、水垂比达1.22。

导致岩屑清洁困难，钻柱的摩阻、扭矩大，轨迹控制难度大，馆陶组复合钻进降斜严重，稳斜效果差导致频繁调整，定向比例大。

后期降斜段时钻机负荷大、扭矩大，接单根时转盘倒转严重，严重影响钻井安全。

2、大井眼浅层定向。

造斜点分布在200~380米，一开井眼大（φ374.6mm钻头），由于地层疏松，在水力冲击下钻时快，且井眼扩大率大，造斜率低。

3、丛式井井间间距小，口井数量多，而且主要集中在上部防碰，导致可绕障空间狭窄等技术难点。

4、为了降低钻井成本，缩短钻井周期，二开全井使用PDC+螺杆提速，定向时工具面不稳定且控制难度大。

5、上部泥岩缩径严重。

二开明化镇组泥岩缩径严重，施工的几口井等均不同层度的出现短起下时下钻遇阻，破立柱划眼才能下到底。

三、主要技术措施及效果1、优化钻具结构和钻井参数钻具组合必须强度满足施工要求，摩阻小、能够充分发挥导向钻井技术的作用，简化钻具结构、保障井下安全并且造斜要略高于设计造斜率。

1.一开浅层地层疏松且井眼大，上部采用钻压20KN~30KN、排量50L/S复合钻进至造斜点。

造斜点滑动钻进时先用单泵排量32L/S、钻压20KN~30KN，并控时3~4min/m以提高造斜率。

滑动钻进每打完一个单根用双泵排量50L/S循环以保障携沙。

冀东油田南堡23-平2111阶梯水平井钻井技术

段之间增加５０ｍ的调整控制井段，以更好地满足中靶要求，井眼轨迹设计如表１所示。
２．２井眼轨迹控制技术
当ａ１ ≠ｎ２时
优化钻井参数、优选钻头并制定Leabharlann 合理的轨迹控Ｒ一
制措施，全井采用１．２５。单弯，水平段对钻具进行倒
表２井身结构数据
该井身结构的主要特点是： ①＋３３９．７ｍｍ套管下至直井段，封隔平原组及明化镇组上部地层，为下部安
两次，使井身质量达到合格。在增降井斜过程中保
持小的造斜率，使井眼圆滑。造斜段前期施工由于
要求。２．４井眼净化
（２）运用泥饼控制技术，使钻井液形成薄而韧的
ＭＷＤ＋钻铤钻杆＋震击器＋钻杆。该钻具组合用
于增斜井段的施工，实际施工时可依据井眼轨迹造斜的需要进行调整。三开水平段采用倒装钻具组合：钻头＋导向马达＋欠尺寸扶正器＋无磁＋ＬＷＤ＋抗压缩无磁钻杆＋斜坡钻杆（１８。）＋加重钻杆＋震击器＋加重钻杆＋钻杆。上述钻具组合共性表现在３个方面：①优选钻具选择造斜率略大于设计造斜率的导向钻具组合，增加转盘方式钻进的比率，有利于修整井壁； ② 倒装钻具，即将重型钻具上移，底端位于井斜３０。～６０。之间，依靠钻铤、加重钻杆重量推动钻具顺利下钻或加压；③ 简化钻具，尽量避免刚度和外径有较大差别的钻具组合在一起，在保证正常施工的前提下，选用刚度小、外径小的钻具。（２）优化钻进方式。为了保证在施工过程中控制好井眼轨迹，加大划眼力度，每个单根打完后划眼

冀东油田最深风险探井完成固井

冀东油田最深风险探井完成固井
石艺
【期刊名称】《石油钻采工艺》
【年(卷),期】2011(33)2
【摘要】2011年3月16日,冀东油田公司最深风险探井——堡古2井Φ508
mm套管固井施工顺利完成。

堡古2井是冀东油田部署在曹妃甸工业园区内的一
口五开风险探井,设计井深5905 m,井身结构为五开潜山井,是冀东油田陆地滩海中井深最深、难度最大的一口风险探井。

工程一开用直径660.4 mm钻头钻至353 m,直径508 mm套管下深350 m,是冀东油田目前大尺寸套管下入最深的一口井。

【总页数】1页(P15-15)
【关键词】冀东油田;固井施工;探井;风险;工业园区;井身结构;套管;曹妃甸
【作者】石艺
【作者单位】
【正文语种】中文
【中图分类】TE256
【相关文献】
1.海上埕岛油田最深开发井组CB326井组固井技术探索 [J], 古峰
2.塔里木油田最深探井英深1井钻深已逾7000m [J],
3.胜利油田探井完井工艺与固井质量分析 [J], 张宏军
4.长庆油田最深的天然气区域探井完井 [J],
5.重点风险探井高探1井三开中完固井顺利完成 [J], 吴彦先;钟守明
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冀东油田侧钻水平井钻井液技术方案

冀东油田侧钻水平井钻井液技术方案钻井液是在油气钻井过程中起到冷却、润滑、控制井壁稳定、封堵井眼、输送切屑等作用的重要工作液体。

冀东油田地质条件复杂，油井水平井开发技术成为新的技术突破点。

本文将提出一种适用于冀东油田侧钻水平井的钻井液技术方案。

首先，钻井液的基本要求是要满足取芯、控井洞、冷却润滑井底钻具的需要。

由于冀东油田地质复杂，需要采用高强度的钻井液来防止井壁失稳。

因此，在钻井液配方中，应添加适量的高效钻井液增稠剂和稳定剂，如悬浮剂、聚合物分散剂等，以增加钻井液的黏度和稳定性。

其次，考虑到冀东油田井温高的特点，钻井液中应添加合适的冷却剂和抗热剂，以提高钻井液的耐高温性能。

同时，还应搭配恰当的钻井液体系，如钾基钻井液、聚合物钻井液等，来满足井下高温环境的需要。

在钻井液技术方案中，还应考虑到井底沉积物的清除和切屑带出。

冀东油田地层包括泥岩、砂岩、页岩等多种类型，井底沉积物较多，需要使用高效的切屑清除装置和切屑剂。

此外，还可以在钻井液中添加一些抗凝剂和降黏剂，以减少粘结切屑的生成，提高切屑的带出效果。

钻井液中的添加剂也应根据冀东油田的特点进行选择。

例如，在悬浮剂的选择上，可以选用聚合物悬浮剂和抗高温悬浮剂，以适应复杂地层中的工作条件。

在增稠剂的选择上，可以选用聚合物增稠剂和硅酸盐增稠剂，以提高钻井液的黏度和稳定性。

总之，冀东油田侧钻水平井钻井液技术方案应考虑到地质条件的复杂性和井底环境的特殊性。

在钻井液的配方中，应添加适量的高效钻井液增稠剂、稳定剂、冷却剂、抗热剂和抗凝剂等，以满足钻井过程中的需要。

此外，还应注意切屑的清除和带出，选择合适的切屑清除装置和切屑剂。

通过合理配方和技术措施，可以提高侧钻水平井的钻井效率和安全性。

冀东南堡油田开窗侧钻完井难点及技术对策

Ｕ翮茜
实施套管开窗侧钻定向井技术，可充分利用老
套管串结构：３ｍｍ钻杆＋悬挂器＋４９ｍｍ８套管＋筛板＋套管浮箍＋４９ｍｒ套管＋浮箍＋８ｎ短
４９ｍｍ短套管＋旋流管＋浮鞋８
井资源，降低开发成本，短钻井周期，少钻井及缩减油气采集过程中对环境的污染，获得较好的经济效益和社会效益。侧钻完井方式的优化选择和成功直接影响整个侧钻效果。冀东油田储层埋藏深、质地条件复杂、出砂情况严重，重影响到侧钻完井的成严
的情况，对套管固井射孔完井、管＋封隔器完井、管＋封隔器上部固井完井技术及难点进行了筛筛
研究，出了解决对策。并成功应用１提４口水平井，取得了良好的经济效益与社会效益。
关键词侧钻筛管封隔器完井
功。在此情况下选择良好的完井方式显得十分重
要。
（）ＹＣ油基钻井液乳化冲洗液，高对环２用Ｊ提空油膜的冲洗效果；选顶替排量，高顶替效率。优提使用ＹＣ油基钻井液乳化冲洗液、Ｊ清水隔离液和前导水泥浆，配方为：ＹＣ冲洗液， ① Ｊ用量１４．
套管串
悬挂器膨胀工具总成（内含球）
引鞋＋，８９套管＋筛管＋夺８９套管２跟＋／．，８８．
解决油层出砂问题。

冀东油田定向钻井技术总结

冀东油田定向钻井技术总结冀东油田定向钻井技术总结立足市场、开拓进取，为冀东油田增储上产作贡献各位领导、专家：大家好！在刚刚过去的一年，我公司冀东定向井服务队在监督中心党委、监督中心领导的关怀下，在钻井监督办的指导下，服务队职工立足冀东市场，拓展工作思路，不断完善管理制度，积极采用新技术、新工艺，服务水平不断提高。

04年负责完成的40口定向井中靶合格率100%，井身质量合格率100%。

全年未发生一起质量和安全责任事故，取得了一些成绩。

下面，我根据公司冀东服务队去年的服务情况及一些想法和大家进行交流，欢迎批评指正。

一、牢固树立质量是生存之本的观念观念是影响定向井施工成败的关键因素之一。

定向井工程师是定向井施工的主体，他的行为靠观念支配，是否树立了质量意识、为甲方服务的意识是影响定向井施工成败的关键因素。

我们知道在冀东油田服务的有大庆油田、大港油田、华北油田、中原油田、辽河油田的钻井队伍，有华北、中原等多家定向井施工队伍，各个油田对定向井的要求和验收标准也不一样。

在有些油田，定向井施工如果遇到方位、井斜角漂移较大影响中靶或已经脱靶而脱靶较少时，可以通过其它手段（比如修改靶点、修改测量数据）中靶。

冀东油田严格有效的管理制度和严密科学的管理程序堵住了这种经济但影响企业发展生命的不良手段，因此，必须树立质量是企业立足并占稳冀东市场的基础的观念。

二、完善内部管理程序，精心组织现场施工在技术管理上公司建立了完善的管理监督机制。

制订了工程师责任制、汇报制度、监督制度、例会制度、培训制度。

明确责任工程师为第一责任人，负责口井现场勘察、施工预案及应急预案的制订、现场施工、技术措施的落实、现场安全环保措施的落实、施工情况的汇报等。

冀东服务队成立技术组对施工预案进行审核；在定向或扭防卫施工时，协助责任工程师工作，以防止责任工程师因长时间工作产生疲劳造成的失误；技术组每天负责收集施工信息进行分析并向公司汇报；公司工程技术部对技术措施、工程质量进行把关。

冀东南堡油田开窗侧钻完井难点及技术对策

选择和成功直接影响整个侧钻效果。东油田储层埋藏深、质条件复杂、冀地出砂情况严重。严
重影响到侧钻完井的成功。针对冀东油田储层情况对套管固井射孔完井、管＋隔器完筛封井、筛管＋隔器上部固井完井技术及难点进行了研究，出了解决对策。并成功应用１次．封提４
（）用零自由水水泥体系，３采解决水平段水泥浆析水上移问题。
采用的水泥浆配方为：四川嘉华Ｇ级＋％微硅＋．％Ｇ０００％Ｇ０＋％Ｆ７＋．－Ｌ３２０６Ｓ＋．５６３３１Ｆ０８％ＪＲ。
２１管柱结构．．２
取得了良好的经济效益与社会效益
关键词：侧钻：筛管；隔器完井封
ｌ刖菁
实施套管开窗侧钻定向井技术，可充分利用老井资源，降低开发成本；用老井地面集输设施，利
减少重复建设投资；用老井井场，少永久性占地面积，利减降低征地费用；利用原井眼，缩短钻井周期，降低钻井成本，时也可减少钻井及油气采集过程中对环境的污染．望获得较好的经济效益同可和社会效益。侧钻完井方式的优化选择和成功直接影响整个侧钻效果。冀东油田储层埋藏深、地质条件复杂、出砂情况严重，重影响到侧钻完井的成功。在此情况下选择良好的完井方式显得十分严

冀东油田侧钻水平井钻井液技术方案(1)

冀东油田侧钻水平井钻井液技术方案第一部分：施工技术准备1对该地区钻井难度的估计、对该地区钻井的认识根据我们在冀东油田多年的施工情况，该区块侧钻井段地层为棕黄色泥岩与粉砂岩互层，下部多见棕黄、绿灰色泥、泥质粉砂岩与灰色粉、细砂岩互层上部为绿灰、灰色泥岩与灰色含砾不等粒砂岩互层。

在钻进中应该注意和防止地层造浆，划眼或卡钻等井下工程事故发生。

所以适合地层特点的优质泥浆和精心操作、精心施工至关重要。

油层段既要做好保护油气层工作，又要保持井壁稳定，保证安全、快速钻进是我们工作的重中之重。

2泥浆工程技术难点与施工设想开窗水平井钻井的难度及钻探风险都是非常大的。

客观地、认真地分析和正视地质情况的复杂性，有针对性地采取特殊的泥浆工艺措施是我们配合顺利完成钻井工程的关键。

泥浆技术难点与施工的初步意见和建议主要有以下几点。

2.1防漏堵漏问题由于是侧钻水平井，如果发生井漏，对油层的损害是极为严重的，所以，在施工中应尽量避免发生井漏，在钻进时，体系中加入适量CaCO3，以提高体系的封堵作用，增强井壁的承压能力，防止井漏的发生，又可以酸化解堵，有利于保护油气层。

一旦发生井漏,可根据漏失情况采取静止堵漏、桥塞堵漏、桥浆随钻堵漏及综合堵漏等方法进行封堵。

由于侧钻井井眼小，一定要控制起下钻速度，避免压力激动，造成井漏的发生。

2.2井眼稳定问题井眼稳定问题是水平井泥浆施工的最大难点之一。

可采取如下措施：1) 采用金属离子聚合物或甲酸盐或聚硅氟钻井液体系，提高钻井液的抑制防塌能力，严格控制钻井液失水量。

2) 用液柱压力来平衡地层压力是保持井眼稳定、防止或减缓井壁坍塌和缩经的最有效措施。

钻进中井内出现垮塌现象，调整钻井液性能仍无效时,应及时果断地提高钻井液密度，以制止继续垮塌。

3) 一定要控制起钻速度，避免抽吸，起钻过程中应该用重钻井液灌满井眼。

4) 避免定点循环泥浆，冲成糖葫芦井眼。

2.3井控问题井控技术是本井施工的关键技术，为配合钻井工程，泥浆工程除执行常规井控措施外，将采取如下特殊井控措施：要储备一定量的加重钻井液，密度1.30g/cm3以上。

冀东3号岛大斜度井钻井技术_刘小龙

引用格式：刘小龙，靳秀兰，张津，等 . 冀东 3 号岛大斜度井钻井技术［J］. 石油钻采工艺， 2012， 34 （4）：7-11. 摘要：冀东油田 3 号人工岛四面环海，岛体面积 0.1475 km2。为加快油田开发速度，达到多部钻机同时作业互不影响的目的，采用了丛式井组布井方式，通过方案优化合理规避了上部井眼碰撞的风险。针对岛上大斜度井多 , 馆陶组有大段玄武岩易垮、可钻性差的特点，以 NP13-X1046 井和 NP13-X1042 井 2 口井为例，进行了井身结构优选、钻井液体系研制、钻头优选和钻井技术措施的研究，并应用在实际钻井过程中，使岛上的大斜度井钻井能够顺利进行。关键词 : 人工岛；大斜度；钻完井；技术中图分类号： TE243 文献标识码： A
冀东 3 号岛大斜井钻井技术
刘小龙 1 靳秀兰 2 张津 1 王清利 3 薛建兴 4 凌红军 4
（1. 渤海钻探第五钻井分公司，河北河间 062450；2. 渤海石油职业学院，河北任丘 062552； 3. 渤海钻探第二录井公司，河北任丘 062552；4. 冀东油田公司，河北唐山 063004）
作者简介：刘小龙 ,1968 年生。1993 年毕业于华北石油职工大学钻井工程专业， 2011 年毕业于天津职业技术师范学院机械设计及其自动化专业，现主要从事钻井技术应用及井控管理工作，工程师。电话：13784165144。E-mail：bxl0813@。
8 速 2 278.20 m/（台 · 月），机械钻速 18.41 m/h。 1.2 NP13-X1042 井该井为四开井，设计井深 4 322 m，实际完钻井深 4 305 m，完钻层位东一段，井底垂深 2 743.38 m，全井最大井斜 59.73 °，最大水平位移 3 043.17 m，水垂比 1.11。该井于 2010 年 2 月 28 日开钻， 2010 年 5 月 17 日完钻， 2010 年 6 月 2 日完井，钻井周期 43.16 d，完井周期 20.39 d，建井周期 63.55 d，钻机月速 2 030.66 m/（台 ·月），机械钻速 21.52 m/h。这口井因故在四开前停工 34 d。

随钻测井技术及其在冀东油田的应用

ａｐｉａｉｎｃｎｉｏｓａｅｓｍｍｅｐＦｅｄａｐｉａｉｎｓｏｄｔａＷＤｉｒｖｄｔｅａｖｎａｅｕｎｇｏｔｅｉｇａｄｐｌｃｔｏｏｄｔｎｒｕｉｄｕ．ｉｌｐｌｔｏｈｗｅｈｔＬｃｓｐｏｅｏｂｄａｔｇｏｓｉｅｓｅｒｎｎｆｒｔｎｅａｕｔｏｆｈｏｉｏｔｌｗｅｌ，ｎｓｔｅｂｓｈｉｅｆｒｗｅｌｌｇｉｇｏｏｌａｅｔｔｒｌｓｏｍａｉｖｌａｉｎｏｒｚｎａｌｓａｄｉｈｅｔｃｏｃｏｌｏｇｎｆｃｍｐｉｔｄｓｒｕｅｗｅｌ．ｏｃｕｃ
可获得地层的真电阻率，时发现易受泥浆污染的及低压油气层；根据实时测井资料可以及时进行地层
导向，准确命中目标。
是钻井液侵入影响电缆测井的电阻率所致。
３随钻测井应用
随钻测井的应用：是根据实时测井数据进行一
ｉｕｔｗｅｌ．ａｙｉｙＬＷＤａａｏｒｈｎ２０ｗｅｌｎＪｄｎｌｅｄ，ｈｈｒｃｅｓｉｓｏＷＤｅｈｏｏｙａｄｉｓｆｅｌｌｓＡｎｌｓｓｂｙｄｔｆｍｏｅｔａ０ｌｓｉｉｏｇＯｉｌｔｅｃａａｔｒｔｃｆＬｉｆｉｔｃｎｌｇｎｔ
ｗｅｌｌｇｉｇｗｈｌｒｌｎａｄｓｌｅｔｅｃｎｔｃｉｎｐｏｌｍｆｗｉｅｌｅｏｒｌｐｐｒｎｐｒａｉｎｌｇｉｇｉｉｈ —ｄｆｌｏｇｎｉｅｄｉｌｇ，ｎｏｖｈｏｓｒｔｒｂｅｏｒｉｒｄｌｉｅｔａｓｏｔｔｏｇｎｎｈｇｉｕｏｎｉｏｉ－

冀东油田人工岛丛式井钻井防碰技术

第45卷第5期石油钻探技术V o l .45N o .52017年9月P E T R O L E UM D R I L L I N G T E C HN I Q U E S S e p.,2017收稿日期:20170613;改回日期:20170907㊂作者简介:边瑞超(1972 ),男,天津大港人,1993年毕业于大港石油学校钻井工程专业,2005年毕业于长江大学石油工程专业,工程师,主要从事定向井现场施工与管理工作㊂E m a i l :619314463@q q.c o m ㊂◀钻井完井▶d o i :10.11911/s y z t js .201705004冀东油田人工岛丛式井钻井防碰技术边瑞超1,周洪林1,曹华庆2(1.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;2.中石化华东石油工程公司六普钻井公司,江苏镇江212003)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㊂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㊂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㊂关键词:丛式井;钻井;防碰;随钻监测;人工岛;冀东油田中图分类号:T E 28 文献标志码:A 文章编号:10010890(2017)05001904A n t i -C o l l i s i o nT e c h n o l o g y f o rD r i l l i n g Cl u s t e rW e l l s i n t h e A r t i f i c i a l I s l a n do f J i d o n g Oi l f i e l d B I A NR u i c h a o 1,Z H O U H o n g l i n 1;C A O H u a q i n g2(1.D i r e c t i o n a l W e l l T e c h n o l o g y S e r v i c e s B r a n c h ,C N P C B o h a i D r i l l i n g E n g i n e e r i n g C o m p a n y L i m i t e d ,T i a n j i n ,300280,C h i n a ;2.S i n o p e cH u a d o n g O i l f i e l dS e r v i c eC o r p o r a t i o nL i u p uD r i l l i n g C o m -p a n y ,Z h e n j i a n g ,J i a n gs u ,212003,C h i n a )A b s t r a c t :D u e t oh i g h -d e n s i t y w e l l s p a c i n g f o r c l u s t e rw e l l s i n t h e a r t i f i c i a l i s l a n do f J i d o n g Oi l f i e l d ,t h e r ew a s ah i g h l i k e l i h o o do f d o w n -h o l e c o l l i s i o n p r o b l e m s .T h e r e f o r e ,a n t i -c o l l i s i o n t e c h n o l o g y w a s s t u d -i e d f o r s o l v i n g t h i sd r i l l i n gp r o b l e m.B y a n a l y s i s o f d r i l l i n g t e c h n o l o gi c a l d i f f i c u l t i e s o f c l u s t e rw e l l s i n t h e a r t i f i c i a l i s l a n do f J i d o n g O i l f i e l d ,s p e c i f i c t e c h n i c a lm e a s u r e sw e r e p u t f o r w a r d :c o n eb i t sw e r eu s e da ta s p e c i f i c l o c a t i o n s t om i n i m i z e t h e r i s ko f c o l l i s i o nw h i l e ;l o wr i g i d i t y b o t t o m h o l e a s s e m b l y w a s a p pl i e d t o m a k e d o w n -h o l e d r i l l i n g t o o l s h a v em o r e d e f l e c t i o n d e f o r m a t i o n s p a c e ;MWD m a g n e t i c f i e l d i n t e n s i t y m o n i -t o r i n g w h i l e d r i l l i n g w a s c a r r i e do u t a n da n t i -c o l l i s i o nd r i l l i n g w a s g u i d e db yp r o g r a mm i n g a p r e -w a r n i n gc a s i n gd i s t a n ce r i s kf o r d o w n h o l e a d j a c e n tw e l l sb y d e t e c t i ng m a g n e t i c f i e l d i n t e n s i t y a n o m a l i e s .Th u s ,t h e a n ti -c o l l i s i o n t e c h n o l o g y o f c l u s t e rw e l l s i n t h e a r t i f i c i a l i s l a n d s o f J i d o n g O i l f i e l dw a s d e v e l o p e d b y i n t e gr a -t i n g t h e s e t e c h n i c a lm e a s u r e s a n da p p l y i n g t h e mi nc l u s t e rw e l l g r o u p s f o r t h ea r t i f i c i a l i s l a n d so f J i d o n gN o .3,t h e r e b y r e d u c i n g t h ed o w n h o l e c o l l i s i o n p r o b a b i l i t y w h i l ed r i l l i n g .T os u mm a r i z e ,t h i s s t u d y sh o w e d t h a t t h i s a n t i -c o l l i s i o n t e c h n o l o g y i s e f f e c t i v e f o r p r e v e n t i n g d r i l l i n g c o l l i s i o n sw i t h c a s i n g s o f a d j a c e n tw e l l s a n d c a n p r o v i d e s a f e t y a s s u r a n c e f o r i n f i l l d r i l l i n g i n t h e a r t i f i c i a l i s l a n d s o f t h e J i d o n g Oi l f i e l d .K e y wo r d s :c l u s t e rw e l l s ;d r i l l i n g ;a n t i -c o l l i s i o n ;m o n i t o r i n g w h i l e d r i l l i n g ;a r t i f i c i a l i s l a n d s ;J i d o n g O i l -f i e l d冀东油田自开发以来在陆地㊁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㊂2000年后,随着勘探开发的深入,该油田开始利用人工岛钻高密度丛式井对重点区块进行开发,由于石油钻探技术2017年9月老平台㊁人工岛井网密集,不同时期完成井的井口坐标定位㊁钻井过程中各种仪器测量误差的影响[12],发生了数起严重的井下碰撞事故㊂经过研究总结, 2014年冀东油田开始在防碰井中配套应用了随钻监测磁异常值跟踪分析㊁低刚性钻具和牙轮钻头等防碰技术措施,并在南堡2号㊁3号人工岛丛式井钻井防碰作业中取得了成功㊂该技术解决了钻井过程中用物理量(磁场强度)值确定正钻井与邻井套管相对距离的难题,提出了发生碰撞时正钻井钻具组合对邻井套管不产生破坏的作业方法㊂研究表明,当正钻井测点距离邻近已完成井0~4.00m时,利用该技术可以检测到因受磁干扰而出现的磁场强度变化;不足之处在于,由于随钻仪器存在一定测量盲区,正钻井只能对上部直井段㊁相对平行的邻井井眼进行监测,且不能精确定位邻井的套管方位㊂为此,笔者通过分析冀东油田人工岛丛式井钻井防碰的技术难点,给出了相应的技术措施,并在几百口丛式井钻井中进行了现场应用,取得了很好的防碰效果㊂1技术难点冀东油田人工岛丛式井的特点为浅造斜㊁多段制㊁大位移,浅层防碰点多且距离近,由于井眼轨迹复杂,加之井网密布,钻井施工难度非常大,极易发生井眼交碰㊂而定向井钻井中常应用P D C钻头和造斜钻具组合,由于复合片工具特性加上造斜钻具刚性较强,基本上无挠性变化空间,当发生碰撞时,尤其在滑动钻进过程中不易发现井下异常,且当因为滑动钻进慢而转变为转盘复合钻进㊁发现蹩跳钻㊁钻井液漏失等问题时,套管已经发生破损㊂具体有以下技术难点:1)浅层防碰点多㊁距离近㊂人工岛平台丛式井组通常设计为三开井身结构,采用直增稳降剖面,井眼轨迹交叉频繁,正钻井在老井网中穿行,绕障防碰点多,防碰高风险井段在井深100.00~ 1500.00m,与邻井井眼轨迹防碰距离3.00~ 15.00m,某些井组的浅层防碰中心点距离仅有2.00m㊂2)钻头对套管的损坏㊂钻井提速主要依靠P D C钻头,分析碰撞井可知,绝大多数钻穿套管的钻头都是P D C钻头㊂目前定向P D C钻头采用浅内锥㊁高稳定性设计,在螺杆高速转动下,切割套管较为快速,滑动钻进过程中不会产生明显的蹩跳钻,数分钟内即可磨穿邻井套管㊂3)常规造斜组合对套管的影响㊂人工岛丛式井基本上全井都使用弯螺杆钻具组合钻进,包括弯螺杆㊁稳定器㊁MWD短节㊁无磁钻铤㊁常规钻铤和加重钻杆,工具串中的稳定器与井眼直径仅差4.0~ 10.0mm,旋转钻井时钻具组合无挠度变形空间,当发生井下碰撞时,稳定器挤压切割套管,极易钻穿套管㊂分析冀东油田人工岛碰穿套管故障资料可知,故障通常发生在正钻井初始小井斜井段,钻具组合为 P D C钻头+螺杆+稳定器+MW D+无磁钻铤+钻铤+加重钻杆㊂因此,优选钻头及钻具组合,并应用直观有效的监测方法,对丛式井钻井防碰施工意义重大㊂2解决措施在数百口井的人工岛上钻井,首先需解决浅层防碰问题,对碰点集中的上部直井段进行实时随钻磁场监测,当发现异常变化时,立即采取有效措施,如控压吊打或绕障分离;为防止碰破套管,在防碰井段使用高挠度低刚性的钻具组合和牙轮钻头,减少对套管的偏磨,确保油井套管的安全㊂2.1井眼轨迹控制1)直井段钻井措施[3]㊂针对冀东油田人工岛单组平台,采用单排5~6口井4.00m间距槽口㊂为防止在造斜之前产生侧位移,影响其他未钻井井眼轨迹前进的方向,对于平台风险较大的直井段,选择使用牙轮钻头配合螺杆钻具,用轻压低转速方式钻进,控制井斜角,防止与邻井相碰㊂2)随钻磁场监测㊂套管是具有磁性的管材,套管串会产生高于大地正常磁场的附加磁场㊂当正钻井测点距离邻近已完成井0~4.00m时,磁性随钻测量仪器MWD测出的磁场强度会出现磁干扰现象,因此当正钻井井眼轨迹即将接近防碰高风险井段时,可采用该方法对磁场强度进行监测㊂实钻数据表明,随钻测量的磁场强度偏离当地磁场标准值ʃ3%时,说明两井距离小于2.00m㊂而磁场强度异常的正负值则表明测点在套管的不同极性位置㊂井眼轨迹控制过程中,当发现磁干扰变强㊁偏离该标准值时,结合定向井软件扫描数据决定是否进行井眼轨迹调整㊂2.2钻具组合1)钻头优选㊂对于防碰距离为2.00~4.00m㊃02㊃第45卷第5期边瑞超等.冀东油田人工岛丛式井钻井防碰技术的井段,为保证井下安全,防碰井段优选牙轮钻头配合螺杆钻进㊂选择牙轮钻头的原因是,其工作方式与P D C钻头完全不同,牙轮接触井底时为挤压方式,而P D C钻头为剪切方式㊂当滑动钻井中牙轮钻头的3个牙轮与套管碰撞接触时,钻头产生有规律的波动挤压,钻具震动明显[4],易于被井口操作人员发现㊂而P D C钻头与套管接触时,钻具震动相对较小,操作人员不易分辨㊂另外,套管壁厚仅为7.0~12.0m m,在螺杆高转速下金刚石复合片高速切割套管,短时间内便可磨破套管㊂2)使用低刚性钻具㊂低刚性钻具的特点是螺杆后面不连接稳定器和常规钻铤㊂在ϕ444.5m m和ϕ311.1m m井眼,采用牙轮钻头+螺杆+MW D+加重钻杆+钻杆的钻具组合;在ϕ215.9mm井眼,采用牙轮钻头+螺杆+MWD+钻杆+加重钻杆的钻具组合㊂采用该钻具组合可以降低其整体刚性,从而具有更大的挠度变形空间㊂尤其在复合钻进时,钻柱与井眼的间隙相对较大,可有效防止钻具因刚性过高而挤切套管㊂旋转钻进中,管柱的受力及井眼的几何形态较为复杂㊂其中,管柱中的许多问题无法采用函数及微分方程精确求解,因此用能量原理法代替较为合理[5]㊂假定井斜角为20ʎ,钻压为100k N,单根钻杆或钻铤两端接头为铰支束,用能量法计算管柱中心点处的最大挠度,结果见表1㊂表1钻杆与无磁钻铤的最大挠度T a b l e1D e f l e c t i o n v a l u e o f d r i l l p i p e s a n dn o n-m a g n e t i c d r i l lc o l l a r s钻柱类型直径/mm每米重量/(N㊃m-1)钻压/k N井斜角/(ʎ)最大挠度/mm钻铤158.01194100208.7无磁钻铤171.41358100207.1无磁钻铤203.22072100205.3钻杆127.029********.2从表1可以看出,采用钻杆倒装钻具组合钻进防碰井段,挠度值相对较高,可减少对套管的损害㊂3应用效果冀东油田人工岛丛式井钻井应用配套防碰技术后,已连续三年未发生碰穿邻井套管的问题,其中南堡2号㊁3号人工岛等重点区块已完成200口丛式井,未发生正钻井碰穿邻井套管情况㊂以下以南堡3号岛N P1517大斜度井为例,介绍冀东油田人工岛丛式井钻井防碰技术现场应用情况㊂1)设计数据㊂N P1517井钻遇平原组㊁明化镇组和馆陶组地层,目标层为东营组,钻探目的是开发南堡油田1号构造油气储量㊂井身结构:一开井段,ϕ444.5m m钻头钻至井深283.00m,下入ϕ339.7 m m表层套管;二开井段,ϕ311.1mm钻头钻至井深2103.00m,下入ϕ244.5mm技术套管;三开井段,ϕ215.9mm钻头钻至井深3800.00m完钻,下入ϕ139.7mm油管完井㊂该井井眼轨道设计数据见表2㊂表2N P1517井井眼轨道设计数据T a b l e2D e s i g n p r o f i l e d a t a o fW e l lN P1517关键点井深/m井斜角/(ʎ)方位角/(ʎ)垂深/m位移/m狗腿度/((ʎ)㊃(30m)-1)造斜点380.0000380.0000稳斜点1138.7053.1204.91034.60327.202.1降斜点3211.8053.1204.92279.101985.200入靶点3550.6039.6204.92512.402229.701.0出靶点3675.9034.6204.92612.402305.201.0井底3800.0030.4204.92717.402372.001.0设计扫描数据显示,该井组为5口定向井,井间距为4.00m㊂图1所示为N P1517井与邻井的井眼轨迹水平投影,其中蓝线为N P1517井的设计井眼轨道,红色为邻井的井眼轨迹㊂设计正钻井N P1517井与邻井N P1706井在井深255.50m处相距2.78m,与邻井N P1070井在井深540.10m处最近距离为8.87m,与邻井N P1162井在井深911.70m处相距9.90m ㊂图1N P1517井与邻井的井眼轨迹水平投影F i g.1H o r i z o n t a l p r o j e c t i o n o fW e l l N P1517a n d a d j a c e n t w e l l s2)井眼轨迹控制㊂一开井段,为解决N P1517井与N P1706井在井深255.50m处仅相距2.78m 的问题,下入低刚性钻具组合:ϕ444.5mm牙轮钻头+ϕ244.5mm螺杆+接头+ϕ203.2mm无磁钻铤+ϕ203.2mmMWD短节+接头+ϕ127.0m m加重钻杆+ϕ127.0m m钻杆㊂一开直井段的重点是防㊃12㊃石油钻探技术2017年9月斜,为保持井眼间合理的距离,采用钻压40~60k N吊打,钻盘转速60r/m i n,并实时进行磁场强度测量㊂表3为N P1517井防碰监测数据㊂表3N P1517井钻井防碰监测结果T a b l e3A n t i-c o l l i s i o nm o n i t o r i n g r e s u l t s o fW e l lN P1517井深/m正钻井磁场强度/G s 标准磁场强度/G s磁异常比,%与N P1706井中心距离/m30.550.53010.53851.583.94 58.390.53000.53851.573.89 86.350.54000.53850.353.79 114.290.54000.53850.353.68 142.410.54300.53850.803.58 170.500.54300.53850.763.44 199.190.54700.53851.603.42 227.900.56700.53855.243.30 256.820.55000.53852.063.35 267.450.54800.53851.693.42 299.000.54100.53850.463.93从表3可以看出,测点30.55m处随钻仪器测量的磁场强度异常比为1.58%,分析认为,正钻井N P1517井与邻井N P1706井的间距为4.00m,说明邻井的ϕ339.7mm套管磁场干扰半径可达4.00m;钻至测点井深199.19m时,发现邻井套管磁场干扰值逐渐升高,磁场强度异常比由0.35%提高到1.60%,说明井下碰撞风险开始增高㊂因此,钻盘转速降至40r/m i n,钻压降至20k N,钻至井深227.90m 时发现磁场强度异常比高达5.24%,说明两井真实的距离并非扫描计算数据所显示的3.30m,磁场数据显示N P1517井与N P1706井非常接近㊂此时,发出防碰预警,要求井口操作人员关注井下钻柱震动情况,有蹩跳钻现象立即停钻[6],同时录井人员要勤捞取砂样,以判断井下钻进情况㊂钻至井深267.45m 时磁场强度异常比降至1.69%,说明两井已安全分离㊂二开井段的钻具组合:ϕ311.1mm牙轮钻头+ϕ244.5mm螺杆+ϕ203.2mm浮阀+ϕ298.0mm 稳定器+ϕ203.2mmMWD+ϕ203.2mm无磁钻铤+ϕ127.0mm加重钻杆+ϕ127.0mm钻杆㊂对表3中的磁场强度异常比及N P1517井与N P1706井的中心距离进行分析后,确认一开结束后两井之间的距离已足够大,不会发生碰撞问题㊂因此,二开造斜点之前井段下入小直径稳定器,在钻压20k N㊁转速40r/m i n条件下钻进至井深299.00m,测量数据显示磁异常比降至0.46%,说明两井已不会碰撞,N P1517井穿过N P1706井风险防碰井段,钻至造斜点㊂299.00~1100.00m井段未出现磁异常比大于2%以上的磁场数据,最终完成浅层防碰施工㊂4结论与建议1)人工岛丛式井钻井中, 牙轮钻头+螺杆组合是碰撞高风险井段安全钻进的技术保障㊂2)为保证邻井套管安全,对于碰撞高风险井段须采用低刚性钻具组合,用加重钻杆或钻杆替换钻铤,通过降低钻具刚性来减小钻柱对套管的损坏㊂3)利用MWD随钻仪器的磁场测量功能,结合正钻井与邻井中心点距离扫描,可发现并行的丛式井组套管磁场异常值变化,从而及时预警两井碰撞的可能,确认风险后调整钻井参数,采用低转盘钻速㊁小钻压钻井,尝试通过碰撞井段㊂而对于多井空间交叉的井眼,因正钻井测量盲区较长,用该方法进行防碰作业指导意义不大㊂4)为提高磁场强度测量精度,必须采用高精度高稳定性的随钻仪器㊂另外,对于碰撞高风险井段有必要加密测点,以便准确地发现邻井套管的磁场干扰㊂参考文献R e f e r e n c e s[1]刘永旺,管志川,史玉才,等.井眼防碰技术存在的问题及主动防碰方法探讨[J].石油钻采工艺,2011,33(6):1418.L I U Y o n g w a n g,G U A NZ h i c h u a n,S H IY u c a i,e t a l.D i s c u s s i o no n p r o b l e m so f w e l l b o r ea n t i-c o l l i s i o nt e c h n o l o g y a n da c t i v ea n t i-c o l l i s i o nm e t h o d s[J].O i lD r i l l i n g&P r o d u c t i o nT e c h n o l o-g y,2011,33(6):1418.[2]刘刚,陈超,蔡鹏,等.井眼防碰监测技术在南海油田W9H的应用[J].科学技术与工程,2012,12(26):66016604,6617.L I U G a n g,C H E NC h a o,C A I P e n g,e t a l.T h e a p p l i c a t i o n o f a n-t i-c o l l i s i o nm o n i t o r i n g t e c h n i q u e i n t h eW e l lW9Ho f t h eS o u hC h i n aS e a O i l f i e l d[J].S c i e n c e T e c h n o l o g y a n d E n g i n e e r i n g,2012,12(26):66016604,6617.[3]刘晓艳,施亚楠,李培丽.丛式井组总体防碰与钻井顺序优化技术及应用[J].石油钻采工艺,2012,34(2):912,16.L I U X i a o y a n,S H IY a n a n,L IP e i l i.T e c h n i q u e so f c l u s t e rw e l lg e n e r a l a n t i-c o l l i s i o na n dd r i l l i n g s e q u e n c eo p t i m i z a t i o n[J].O i lD r i l l i n g&P r o d u c t i o nT e c h n o l o g y,2012,34(2):912,16.[4]李鹤林,李平全,冯耀荣.石油钻柱失效分析及预防[M].北京:石油工业出版社,1999:1920.L IH e l i n,L IP i n g q u a n,F E N G Y a o r o n g.F a i l u r ea n a l y s i sa n dp r o t e c t i v em e a s u r e s f o r o i l d r i l l s t r i n g s[M].B e i j i n g:P e t r o l e u mI n d u s t r y P r e s s,1999:1920.[5]吕苗荣.石油工程管柱力学[M].北京:中国石化出版社,2012:7885.L Y U M i a o r o n g.P e t r o l e u m e n g i n 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冀东油田南堡2-11井钻井技术

冀东油田南堡2-11井钻井技术
王荣
【期刊名称】《钻采工艺》
【年(卷),期】2006(029)005
【摘要】南堡2-11井位于河北省唐海县南堡开发区南堡村东约5 km处,属渤海湾盆地南堡凹陷2号构造,钻探的主要目的是落实该构造东一段油气显示情况,为"海油陆采"做准备,该井设计井深4 168 m(垂深3 200 m),最大井斜52.02°,井底水平位移2 338 m,是一口四开五段制三靶定向预探井.该井在施工中采用井身结构优化、轨迹控制、井眼净化、摩阻控制等多方面先进的钻井及钻井液技术,成功完成了钻井、地质施工任务.全井施工安全无事故,并取得了可喜的经济效益.文章对该地区大位移定向井安全施工具有借鉴作用.
【总页数】3页(P124-125,128)
【作者】王荣
【作者单位】中原油田钻井三公司安厦前指
【正文语种】中文
【中图分类】TE243
【相关文献】
1.大斜度井取芯工具在冀东南堡油田的应用 [J], 刘春来;张洪君
2.冀东油田南堡23-平2111阶梯水平井钻井技术 [J], 李云峰;李然;沈园园;张锋刚;王攀
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4.冀东首口小井眼开窗侧钻井南堡280侧井钻井技术应用与研究 [J], 吕清杰
5.冀东油田南堡1-2号和1-3号人工岛大斜度井固井施工难点及解决对策 [J], 来东风;赵永光;靳鹏菠;谢鹏伟;邓威;吴亚春
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冀东油田深部难钻地层PDC钻头优化设计

冀东油田深部难钻地层PDC钻头优化设计
徐小峰;李云峰;王昶皓;李士斌;宋巍;周岩;陈春来
【期刊名称】《钻采工艺》
【年(卷),期】2022(45)5
【摘要】冀东油田深部地层岩性复杂,具有硬度高、研磨性强,极不均质等特点,导致PDC钻头的平均进尺和使用寿命均较短,严重制约着钻井效率。

文章针对此问题,开展该地区岩石的XRD实验,获取了岩石矿物组分,结合地展硬度、塑性系数和PDC钻头的可钻性测试结果,建立了深部地层抗钻特性剖面;建立岩石破碎条件下的地层—PDC钻头系统力学模型,分析单齿复合片破岩时的受力状态:随着后倾角的增大,轴向力先增大后平稳,侧向力则出现拐点。

综合室内抗钻特性测试和数值模拟结果得到最优后倾角为15°、最优喷嘴组合为两个直径16 mm的中心喷嘴+5个直径14 mm的外围喷嘴时钻头有利于破碎致密泥岩、硬夹层,机械钻速提高明显,这对冀东油田持续提速降本具有重要意义。

【总页数】7页(P22-28)
【作者】徐小峰;李云峰;王昶皓;李士斌;宋巍;周岩;陈春来
【作者单位】中国石油冀东油田钻采工艺研究院;东北石油大学
【正文语种】中文
【中图分类】TE9
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