单筒双井技术在渤海的应用课件

单击此处编辑母版标题样式,单击此处编辑母版文本样式,第二级,第三级,第,*,页,中海石油(中国)有限公司天津分公司,单筒双井技术在QK17-2油田的应用,渤海石油油田服务有限公司,钻完井中心,2002年01月,单筒双井技术在QK17-2油田的应用渤海石油油田服务有限公,单筒双井技术 QK17-2油田的应用,QK17-2油田情况介绍,单筒双井概况,单筒双井9-5/8LST井口系统结构及组成,作业程序,认识和体会,2,单筒双井,QK17-2油田简介,QK17-2油田,简介,3,QK17-2油田简介QK17-2油田3,QK17-2油田的地理位置,H,4,QK17-2油田的地理位置H4,QK17-2油田情况介绍,QK17-2,油田是渤海西部海域的一个中型断块油田，主体夹持在两条掉向相反的断层之间，分东西两个构造高点。采用正方形规则井网布井，设计总井数,29,口，其中生产井,18,口，注水井,6,口，水源井,2,口，预留井槽,3,个。,5,QK17-2油田情况介绍 QK17-2油田是渤海,单筒双井概况,单筒双井技术是采用双井井口系统，将主井眼分成两个分支的互成,180,的两个分井眼，根据靶点的坐标，在二开钻进中以不同的造斜点朝各自的方向钻进，以达到从单个槽口钻两口井的目的，从而节省油田开发费用。,6,单筒双井概况 单筒双井技术是采用,井 眼 轨 迹 示 意 图,P30、P31、P32H、P33,7,井 眼 轨 迹 示 意 图P30、P31,单筒双井概况,为了提高丛式井平台的利用率，降低油田开发成本，经济地开发油田，QK17-2油田首次应用了单筒双井钻井技术，利用,2#,槽口钻成了双井,P2,和,P14,井，见附图一。,P2,井设计方位,318.99,，,P14,井设计方位,247.31,。首先在,30,“隔水导管内用,26,”钻头及组合钻至一开设计深度，然后分别下入长管及短管,9-5/8,”套管，同时用专用送入工具下入,9-5/8,”,LST,井口系统；第三步在长管井中进行固表层作业，再在短管井中进行固表层作业；第四步，候凝后，进行二开作业。作业过程中，防碰问题尤为突出。经过精心设计、策划、组织、施工，成功地完成了单筒双井的作业，总建井周期,8.67,天，比设计提前,13.33,天。,8,单筒双井概况 为了提高丛式井平,单筒双井概况,9,单筒双井概况9,单筒双井概况,10,单筒双井概况 10,N,8,P30,16,P31,32,P33,24,P32,7,P6,15,P11,31,P25,23,P18,6,P10,14,P12,30,P24,22,P17,5,P5,13,W1,29,P23,21,P16,4,P3,12,P4,28,P22,20,P15,3,P9,11,P7,27,P21,19,P13,2,P,10,P8,26,P20,18,P19,1,P1,9,P26,25,W2,17,P27,槽 口 号,井 号,N,8,P30,16,P31,32,P33,24,P32,7,P6,15,P11,31,P25,23,P18,6,P10,14,P12,30,P24,22,P17,5,P5,13,W1,29,P23,21,P16,4,P3,12,P4,28,P22,20,P15,3,P9,11,P7,27,P21,19,P13,2,P,10,P8,26,P20,18,P19,1,P1,9,P26,25,W2,17,P27,槽 口 号,井 号,P2&P14,11,N8163224715312361430225132921,单筒双井9-5/8LST井口系统结构及组成,9-5/8 LST,井口系统（见图,1,）由以下几部分组成：,1,环板总成，见图,2,。,2,9-5/8 L.S.T,井口头总成。,3,球阀总成。,4,总阀总成。,5,连接法兰。,6,丝堵。,7,试压孔。,12,单筒双井9-5/8LST井口系统结构及组成 9-5/8,单筒双井9-5/8LST井口系统结构及组成,13,单筒双井9-5/8LST井口系统结构及组成13,单筒双井9-5/8LST井口系统结构及组成,14,单筒双井9-5/8LST井口系统结构及组成14,作业程序,一、,表层作业,1,表层井身结构示意图见图3。,2,组合一开26钻具组合如下：,26 BIT(R1,28*3)+SUB+8DC2+SUB+2 6STB+SUB+8DC1+SUB+5HWDP18,钻进参数：钻压1050KN，转速100转/分，排量4500升/分,3,钻井作业程序,（1）,钻至设计井深308米。,（2）,循环海水，替稠泥浆55 方。,（3）,短起至套管鞋内，下钻到底，探沉砂，无。,（4）,垫稠泥浆110方。,（5）,起钻。,（6）,下套管准备。,（7）,下长管井P14 9-5/8套管至307.83米，前2根套管每根套管各加1个刚性扶正器（扶正器翼片两端倒角70），浮鞋下深307.83米，浮箍顶深306.59米。,（8）,起，甩套管头送入工具。,（9）,下短管井P2井9-5/8套管至273.74米，前8根套管每根套管各加1个刚性扶正器（扶正器翼片两端倒角70），浮鞋下深273.74米，浮箍顶深272.10米。,（10）,起，甩套管头送入工具。,15,作业程序 一、表层作业15,作业程序,16,作业程序 16,作业程序,1,固井作业程序,长、短管都下入后再固井，分两次固井，先固长管，水泥浆返至短管套管鞋，然后固短管，水泥浆返至井口。,（1）,注水泥示意图见图4。,（2）,固井施工程序：,A、利用非钻机时间在小平台连接P14井水泥头及固井管线，泥浆泵压井管线循环，排量147冲/分（2878升/分）。,B、,固井泵试通水1.59KL。,C、在长管井P14注领浆9.1KL，平均密度1.60/cm3，最大密度1.65g/cm3，最小密度1.58g/cm3。,D、,注尾浆13.5KL，平均密度1.84g/cm,3,，最大密度1.90g/cm,3,，最小密度1.70g/cm,3,。,17,作业程序 1 固井作业程序17,作业程序,E、,释放碰压塞。,F、,固井泵替海水74BBL，未碰压。,G、,放压，确认无回流。,H、,倒换水泥头至P2井。,I、接泥浆泵压井管线循环。,J、,在短管井P2井注水泥，领浆72.8KL，平均密度1.64g/cm,3,，最大密度1.75g/cm,3,，最小密度1.50g/cm,3,。,K、,注尾浆79KL，平均密度1.87g/cm,3,，最大密度1.96g/cm,3,，最小密度1.78g/cm,3,。,L、,投胶塞。,M、,替泥浆66BBL。,N、,关井侯凝。,18,作业程序 E、释放碰压塞。18,作业程序,一、,轨迹优化设计,单筒双井轨迹优化设计主要体现在造斜点的选择，造斜率的选择，长、短管的分配及防碰和防磁干扰等问题上。,1,单筒双井槽口选择,根据两井P2和P14井的方位，满足油藏开发钻生产井的需要，尽量减少与邻井的碰撞机率，选用2#槽口，下30隔水导管。,2,长、短管分配,P2井占用短管，P14井占用长管,19,作业程序 一、轨迹优化设计19,作业程序,3,、,造斜点选择及长、短管下深,考虑邻井P1、P9、P7、P8井的实钻轨迹，以及给未钻井P26井留出一定的空间，因此P14井造斜点选在450米，长管下深300米左右。短管的下深主要基于以下两方面的因素：（1）尽量减少长、短管交叉的机率，特别是尽量避免短管的底部被长管占领，因此两管下深不宜错开太多，选在3050米；（2）保证短管井造斜时在长管鞋前侧钻出去，因为此段水泥有足够的强度满足侧钻的要求。短管下深270米左右。短管井造斜点选择一方面要考虑钻头出短管鞋后与长管几乎紧贴对长管的碰撞造成破坏，另一方面出短管鞋后尽量短的井段开始造斜并考虑水泥环对后期钻井的影响。P2井造斜点选在280米。,20,作业程序 3、造斜点选择及长、短管下深20,作业程序,4,、,造斜率的选择,一般选择大于,3,/30m,为宜，保证快速偏离直井段。但不宜过大，最好不超过,5,/30m,，以免给后续作业通过该处时造成困难。,5,、,钻井顺序,先钻长管井（,P14,），可以不用陀螺，直接用,MWD,定向，后钻短管井（,P2,），则必须用陀螺仪初始定向。,6,、,井身结构,P14,：,30 X 77,米,+9-5/8X 307.83,米,+7 X 2061.63,米,P2,：,30 X 77,米,+9-5/8X 273.74,米,+7 X 2117.06,米,21,作业程序 4、造斜率的选择21,作业程序,现场施工,单筒双井的轨迹现场施工与常规井不同的地方主要体现在造斜的初始阶段，如何更快更安全，更少或不对周围套管造成伤害最为关键。在施工中采取了以下措施：,1、,不占井口时间用高精度双轴速率陀螺仪测量长、短套管轨迹，准确判断长、短套管的相对位置。,为了准确地分析判断长、短管下部段的相对位置，采用高精度双轴速率陀螺仪测量了长、短套管的轨迹，测量间隔15米。,根据陀螺测斜数据，对数据进行了计算处理并分析，在垂深209.90米处（短管井P2水泥面211.5米），短管井位于长管井的东南方向0.35米（井眼中心距）见图5。,22,作业程序 现场施工22,作业程序,23,作业程序 23,作业程序,2,、,模拟实钻轨迹并进行防碰分析,陀螺测斜结果表明：短管井,P2,位于长管井,P14,东南方向,0.35,米，因此长、短管的选择、造斜点、双井井口、钻井顺序均可按原设计进行；否则，相应长、短管的选择、造斜点、双井井口、钻井顺序应作相应修改。,单筒双井的防碰，主要是短管的防碰，考虑邻井,P1,、,P9,、,P7,、,P8,井及本井,9-5/8,套管基本上向南偏,0.50.8,米，其中,P2,井朝,161.79,度方向偏,0.80,米，,P14,进朝,180,度方向偏,0.51,米。因此，模拟,P2,井实钻轨迹时，初始造斜先从,350,方向，然后再逐步调至目标方位，并实时进行防碰计算与预测。,24,作业程序 2、模拟实钻轨迹并进行防碰分析24,作业程序,3、,利用牙轮钻头初始造斜，开始10m内每米记录钻压，扭矩，钻时，分析周围邻井套管走向，作好轨迹趋势预测。,（1）,钻具组合：,8-1/2 BIT+6-3/4 PDM(1.1)+8-1/8STB+6-1/2S.DC1+6-1/2NMDC1+6-1/2MWD+6-1/2NMDC1+6-1/2F/V+6-1/4F/J+6-1/4JAR+5HWDP19,钻头型号：MX-1 喷嘴：24X3,（2）,先用牙轮钻头造斜至井斜10左右，确保已偏离长管井P14井井眼。,25,作业程序 3、利用牙轮钻头初始造斜，开始10m内每米记录钻压,作业程序,钻至造斜点前，短管井（P2）与长管井（P14）基本上平行而走，井距很小，钻头侧边与长管井偶尔接触，扭矩摆动大（300700AMPS），钻速较慢，各段钻井参数及钻速记录如下：,钻压：1030KN 排量：2000L/min顶驱转速：30r/min,井段（m）钻 速（m/hr）,274.0 178.015,278.0 279.58,279.5 280.03,于280米开始陀螺定向。,26,作业程序 钻至造斜点前，短管井,作业程序,第一柱（280309m）：初始造斜朝350方向定向，避开长管和P9、P1井。钻井参数及钻速记录如下：,钻压：1050KN排量：1800L/min,井段 （m）钻 速（m/hr）,280.0 290.0 20,290.0 300.030,300.0 309.045,27,作业程序 第一柱（280309m）：初始造斜朝350方向,作业程序,第二柱（309337m）：造斜朝340350方向定向，避开长管和P9、P1井。钻井参数及钻速记录如下：,钻压：3050KN排量：2200L/min,井段 （m）钻 速（m/hr）,309.0 319.090,319.0 329.090,329.0 337.090,28,作业程序 第二柱（309337m）：造斜朝340350,作业程序,（3）,换PDC钻头导向钻进，防碰问题已较安全，以下的轨迹控制与常规井相同。,钻具组合同前。,钻头型号：AG526喷嘴：18X2+20X3,钻进参数：钻压：3080KN，排量：2300L/min，顶驱转速：80100r/min。,（4）,泥浆保持良好的润滑剂和携砂性能，与常规井基本一样。密度1.031.25，漏斗粘度：3855秒，塑性粘度732mpa.s，屈服值：1820pa。,29,作业程序 （3）换PDC钻头导向钻,作业程序,4、,起下钻至初始造斜段处要控制起下钻速度，防止水泥环掉落。,5、,P14井完钻井深2065米，P2井完钻井深2122米，其它作业程序如短起下钻，电测，下套管与常规井作业相同。,30,作业程序 4、起下钻至初始造斜段处要控制起下钻速度，防止,作业程序,6,、,7套管悬挂器坐挂程序如下：,（1）,在下入7“套管前，应用专用回收工具回收井口头保护套。,（2）入冲洗钻具组合，保持泵压700-900PSI冲洗井口头处约10分钟。,（3）,作下7套管准备并下7套管至设计深度。,（4）,下7套管悬挂器慢慢通过防喷器和井口头，并坐在井口头上。,（5）,手压泵对井口头试压3000PSI，稳压15分钟。,（6）,按设计要求固井。,（7）,倒开送入工具并回收。,31,作业程序 6、7套管悬挂器坐挂程序如下：31,作业程序,32,作业程序 32,作业程序,33,作业程序 33,六、认识和体会,1、,单筒双井技术应用于大平台丛式井布井，可大大节约成本，在,QK17-2,油田成功地得到了应用。,2、,渤海人自行设计，自行施工，应用,KVAERNER NATIONAL,公司的单筒双井井口装置，钻成了渤海第一口单筒双井，双井总建井周期,8.67,天。,3、,单筒双井表层套管分管采用刚性扶正器，扶正器翼片两端倒角,70,，且两分管的扶正器安放位置应相互错开。,34,六、认识和体会34,4、单筒双井的表层套管接箍外端面如磨成45小倒角，对表层套管两分管的下入十分有利。,5、,利用高精度双轴速率陀螺测量单筒双井套管井迹精度可靠，可以作为判断单筒双井分管相对位置的依据。,6,、,单筒双井直井段打直是十分必要的。,35,4、单筒双井的表层套管接箍外端面如磨成45小倒角，对表,望提出宝贵意见,谢 谢,望提出宝贵意见谢 谢,