摘要：受限于海上槽口资源有限,利用老井侧钻挖潜剩余油是目前渤海油田稳产增产的重要手段之一[1]。侧钻方案设计需综合考虑工程实施难度和经济性,从不同侧钻方案的对比分析中优选出最佳方案,达到降本增效的目的。本文以渤海油田某井为例,针对实际井况开展侧钻方案精细化分析,对于后续同类井的侧钻方案优选工作具有一定的借鉴意义。

摘要：渤海油田是我国海上重要能源基地,调整井钻井作业是渤海油田增储上产的有效手段与关键支撑,而高效利用槽口资源是实现调整井钻井降本增效的重要途径。针对老油田低产低效井增加、槽口资源日益稀缺的问题,通过分析渤海油田成熟的侧钻工艺技术,开展槽口置换技术研究,形成了槽口置换的流程与方法。现场实施结果表明,该技术可有效降低钻井作业难度及费用,预留出的空槽口以备后续油田调整井需要,为渤海油田高效利用槽口资源提供了新的思路与指导方法。

摘要：为准确、有效贯通应急救援井与井喷事故井的通道,需要优选应急救援井位置和合理匹配钻井装置。开展水深122 m以内自升式钻井平台救援井就位优选关键技术研究,包括潮流流向优选、风向优选、浅层地质灾害性特征风险规避、钻井平台优选、救援井钻井设计等。钻井平台优选解决了水深与钻井装置作业能力合理匹配问题,使用全新计算公式后,预测精度由原来的70%上升至90%,有效保障海上大型设施安全,可为国内海上油田井控技术体系建设前期基础性研究提供参考。

摘要：为解决海上生产平台槽口数量不足和油田增产稳产的需求之间的矛盾,以低效水平井A1H井治理为例,介绍了利用低效井侧钻多底井设计与实施。为满足油藏后期新井眼与老井眼轮采的要求,设计采用四级完井方式,主井眼下入临时封堵管柱,下入可回收式斜向器进行开窗作业,采用壁挂式悬挂系统,配合分支井眼导向器,为分支井眼建立通道的同时,预留主井眼重入通道。主井眼导向工具可实现后期分支井眼的封闭及主井眼的重入,实现主井眼与分支井眼的轮采。现场作业过程顺利,表明设计合理,配套工具可靠,为后续类似低效井的治理提供了经验。

摘要：大位移井钻井已成为目前复杂地区油气勘探开发的重要手段,合理的井身结构设计是大位移井钻井作业成功与提高作业效率的关键。大位移井井斜大、稳斜段长、水平位移大、裸眼井段长、水垂比高的特殊属性导致钻井作业难度大且风险高。通过对大位移井钻井技术特点进行分析,确立了大位移井井身结构设计原则与思路,制定了大位移井身结构设计流程,设计过程应综合考虑长裸眼段井壁稳定性差、摩阻扭矩高、管柱屈曲严重、井眼清洁难度大等影响因素并形成一体化的技术思考。研究思路与成果在渤海油田某大位移井设计中得到了成功应用,创造了渤海油田大位移井水垂比3.22的纪录,从而为大位移井井身结构设计优化与安全施工提供了技术参考。

摘要：为了降低海上评价井长期试采的成本,利用现有生产平台低效井侧钻评价井。介绍了3口低效井侧钻评价井的方案优化过程,针对评价区块储层不确定性较大的情况,轨迹设计时综合考虑了评价井位与备用井位,优化侧钻轨迹设计,能够降低作业难度,减少总进尺。结合测井工具现状及机具作业能力,优化井身结构,在满足评价井资料录取的前提下降低作业难度。结果表明,利用低效井侧钻评价井能够实现油藏对目标区块的评价作用,在满足安全的前提下,评价成本大幅度降低,3个典型案例为低效井侧钻评价井提供了可供参考的方案设计优选经验。

摘要：近几年渤海油田低效井侧钻设计的工作量大幅度增加,为了降低低效井侧钻的成本,针对浅层侧钻方案设计存在多种可行方案的情况,以A1H1、A2H1、A3H1三口井的方案优选过程为例,结合老井槽口位置、套管程序、固井水泥返高和作业机具等因素,评估每种方案的作业难度、作业费用以及后期井眼再次利用的情况,优选设计方案。现场实施结果表明3口井所选侧钻方案合理,能够最大限度地降低侧钻井的作业成本。优选过程对渤海油田低效井浅层侧钻方案设计有一定参考意义。

摘要：Y-1油田是南海东部开发的第一个稠油油藏油田,属于边水驱动,储层厚度薄、非均质性强、黏土含量高。油田开发初期采用优质筛管防砂完井,生产过程中由于黏土运移堵塞筛管,导致油井产能低且递减迅速。为解决此类问题,在调研国内外分支井完井技术和经验的基础上,优化设计了一套适合高含黏土稠油油藏的主井眼充填防砂的分支井完井管柱,一方面可以通过分支井增加泄油面积、释放油井产能,另一方面可以在主井眼内下入筛管并进行充填防砂,减缓生产过程中细粉砂堵塞筛管,延长油井寿命。现场试验结果表明,该分支井充填防砂完井技术稳定可靠,油井产能增加明显,产能稳定,为类似常规稠油油田高效开发提供了宝贵的经验。

摘要：要实现科学、优质、经济、安全的钻井作业,取得预期的钻探目的和经济效益,一个重要的前提就是要有合理的井身结构。科学探索井设计井深5355 m,是渤海湾目前为止最深的一口预探井,同时也是一口高温高压井,该井的钻探对今后渤海湾向深层进军具有重要的指导意义。通过分析该井地震层速度及周边已钻井的钻井、测井等资料,得出了该井的3个地层压力剖面;通过收集处理邻近油田已钻井起下钻等数据,给出了该井进行井身结构设计时所需的6个井身结构系数;并以此为基础,结合周围区块已钻井在钻井过程中出现的复杂情况,以确保钻井成功率为首选目标,设计了合理的井身结构,优化了套管层次,进一步减少了钻井过程中复杂情况的发生。

摘要：为了降低小井眼钻井作业风险,提高固井质量,对152.4 mm井眼液压扩眼器结构原理和力学性能进行了研究,并制作了样机。152.4 mm井眼液压扩眼器主要由上接头、螺旋扶正套、环形剃刀组件、固定套、摩擦环及下接头等组成。对样机的压耗、刀翼张开、刀翼自动收回及强制收回等功能进行了验证,同时对扩眼效果进行了预评估。验证结果表明,该液压扩眼器的压耗约为1.38 MPa,小于计算的最大压耗1.96 MPa,满足现场作业需求;液压扩眼器能够实现正扩眼、倒扩眼和随钻扩眼作业,正扩眼和倒扩眼井径均达到190.5 mm以上,井径较规则,扩眼效果较好;在随钻扩眼中,刀翼张开最大扭矩达到14 kN·m。