丛式井技术范文

丛式井技术范文（精选7篇）

丛式井技术 第1篇

关键词：丛式井组,优快钻井,井眼轨迹

1 工程概况

河南油田06年在新疆某地区布置了4组丛式井组。参照以前钻井情况可知:该地区钻井周期长且成本较高。该地区的地下情况较特殊, 地层中红层、煤层发育, 且砾石层厚度较大。而丛式井井距为8m, 极易相碰。此外, 复杂的井下情况也制约了丛式井优快钻井技术的发展。优选参数和剖面设计, 合理的运用滑动加复合钻进技术, 以确保定向段的井眼轨迹规则平滑从而起到简化钻具结构的功效。进入斜井段下部之后, 采用加重钻杆替代钻铤为钻头提供钻压, 斜井段则采用18°的斜坡钻杆, 以降低钻柱摩阻和扭矩, 从而保证井下安全。在定向钻井段完成之后, 采取合理的钻具结构及钻井参数, 确保了在微增斜段, 方位漂移幅度较小, 从而降低了中途扭方位次数, 并以最快速度完成钻井, 此技术具有全角变化率较小、固井质量较好和钻井周期较短等优势。

2 丛式井优快钻井技术探析

2.1 井眼轨迹的设计及其控制

该丛式井组的井身剖面选择典型的“直、增、稳”三段制的L型剖面。这种剖面具有如下优点:简单可靠;较短的井身长度;较小的转盘扭距;较小的钻具摩擦阻力。与此同时, 其存在的稳斜段较长和井斜较难控制等缺点也制约了其应用。因此, 在实际施工过程中, 必须严把设备安装质量关。

(1) 井身剖面设计中相关参数的确定

综合考虑丛式井组目的层的深浅、剖面类型及水平位移等特点, 新疆该地区丛式井组的造斜率K应选择在0.1°/m。

(2) 井眼轨迹控制技术

参照以前该地区的设计资料可知, 新疆该地区的井斜较难控制, 其方位漂移较多, 且井斜变化率与方位漂移速度有关。一般来说, 井斜变化率越大其方位变化率也就越大, 方位漂移受井斜的影响也较大;井斜越大, 方位就相对稳定。运用复合钻井技术, 采取定向造斜一次到位的钻井方法, 成功解决了复杂地层增稳斜难的技术难题, , 对提升造斜段井眼轨迹的控制精度及其一次造斜中靶率具有极其重要的理论和实践意义。由于完钻井眼轨迹与设计井眼轨迹总是存在偏差的, 因而应随时开展井眼轨迹的预测工作。在实际的丛式井组的施工过程中, 由于具体条件经常变化, 因而常常出现已完成的井眼轨道偏离设计轨道的实际情况。因此, 需要及时对下部井段进行预测, 并进行二次剖面的设计, 以期取得最佳的施工效果。

2.2 丛式井防碰技术

新疆该地区的丛式井的地面井距离较近, 只有8m。因而, 为了防止井眼间互相碰触而出现事故, 在施工中各井的直井段井眼轴线应确保平行, 绝不能相交。为造斜井段打好基础, 为了避免吊打防斜时钻井效率过低, 釆用同一井组中在直井段采取的钻具组合和钻井参数相同的办法, 该方法既可以防止碰撞, 也可以适当增大钻压、提高钻速, 并提高直井段的钻井效率。与此同时, 对直井段或斜井段, 应掌握实钻井身的轨迹资料, 并根据邻井井眼轨迹数据资料的相对位置进行防碰扫描, 并通过计算防碰扫描数据, 绘制局部放大的防碰图, 以指导实际施工中钻进时防碰。

2.3 丛式井井场布井方式

新疆该地区丛式井组采用“一”字形排列, 通过多口井的实际施工经验取得了较好的效益。经过现场施工人员的不断探索, 较合理的钻井施工顺序为: (1) 钻水平位移大且造斜点位置浅的井; (2) 钻水平位移小且造斜点位置深的井, 以便于定向造斜施工及井眼轨迹的控制。

2.4 钻井参数的设计

选择具体的钻井参数时主要依据钻头和螺杆钻具的推荐参数, 并考虑到设备的实际状况, 同时要结合井眼轨迹控制的实际需要。通过综合分析来确定钻井参数调整的原则如下: (1) 定向井钻井的钻压要比直井的高, 取钻头推荐钻压上限值才能获得较理想的钻速; (2) 转速对定向井的井身轨迹的影响并不大, 对PDC钻头自身来说, 并没有转速上限。其中, PDC钻头用于转盘钻时, 转速则主要取决于设备和钻具的实际情况, 因而三高效果较好。通过对丛式井的携屑问题的分析研究可知, 单纯采用大排量或改善泥浆性能都不能有效地清除岩屑床。实践经验表明, 把改善泥浆性能、适当增大泥浆排量和机械除屑三者有机地结合起来则是清除岩屑床最有效的方法之一。

3 三高钻井技术探析

在钻井设备满足要求的前提下, 实施高排量、高转速和高钻压的三高钻井技术以提高机械钻速。实践经验表明, 复合钻井技术是快速的大幅度提升钻井速度的最主要的手段之一。运用复合钻井技术, 并加上选用适合地层的PDC钻头的有效运用, 可大大加快机械钻速, 缩短钻井周期, 而且井眼轨迹平滑, 能一次性完成造斜、增斜、稳斜、降斜和扭方位等施工任务, 并有效地控制井身质量。在新疆该地区的丛式井组使用该技术均取得了较理想的效果。

4 结论

通过优快钻井技术的实施, 极大的加速了丛式井的钻井速度, 缩短了钻井和完井周期, 从而大大减少了钻井成本, 提升了钻井施工的整体经济效益。进一步发展和完善配套导向钻井技术、二高及三高等钻井技术, 扩大优快钻井技术的应用范围与深度。复合钻井技术的广泛应用, 一方面大幅度的加快了机械钻井速度, 另一方面也丰富了稳斜和增斜钻具的类型。实现导向钻进和旋转钻进技术相结合, 能连续控制井眼轨迹, 主动控制井斜及其方位, 从而避免了许多繁杂的辅助工作, 大大简化了施工工序, 提高了生产效率和经济效益。丛式井钻井施工的关键在于井眼轨迹控制技术运用的成功与否。实践表明, 选择合适的井身剖面和随钻设计、控制, 制定切实可行的钻井安全技术措施非常重要。

参考文献

[1]李培佳, 冯志明, 李红, 刘国渝.浅层丛式井钻井工艺[J].钻采工艺, 2004, (02) .[1]李培佳, 冯志明, 李红, 刘国渝.浅层丛式井钻井工艺[J].钻采工艺, 2004, (02) .

[2]张广垠, 由宏君, 马开良, 张宗林.定向井丛式井整体开发技术[J].西部探矿工程, 2004, (04) .[2]张广垠, 由宏君, 马开良, 张宗林.定向井丛式井整体开发技术[J].西部探矿工程, 2004, (04) .

丛式井抽油技术的发展趋势 第2篇

随着石油勘探和钻井技术的日臻成熟, 丛式井在近年来油气田开采中的应用得到了快速的发展。丛式井抽油技术与过去的单井 (或分散井) 抽油技术相比较, 具有节约钻井成本、便于完井后油井的集中管理、减少集输流程、节省人、财、物的投资等优点, 是近年来油气田开采常用和推广的技术。

1 丛式井抽油技术的特点

丛式井是指在一个油气开发井场或平台上, 同时钻出若干口井甚至上百口井, 各井的井口相距一般在2~6米, 而各井井底则伸向不同方位、不同深度。丛式井抽油技术是指在石油开采中 (甚至包括天然气、瓦斯气开采) 充分利用丛式井的优势, 联合丛式井钻井技术、丛式井抽油机及其辅助设备技术、自动化控制技术、GPS通讯远程控制技术等先进技术, 使用一种先进的丛式井钻采系统进行相应的油气矿藏的开发技术。

丛式井抽油技术主要有下列优点:可满足钻井工程上某些特殊需要, 如制服井喷的抢险井;可加快油气田勘探开发速度, 节约钻井成本;有利于节约油田占用土地面积, 更好的保护耕地和节约能源;便于完井后油井的集中管理, 减少集输流程, 节省人、财、物的投资;等等。

丛式井抽油技术是在长期的油田开发实践中逐步形成并成熟起来的。长庆油田和陕北油田所处的鄂尔多斯盆地特有的低渗透、特低渗油藏, 限制了单井产量的提高。要实现油田的有效开发, 节约征地费用、降低能耗、提高开发效益就成为一种必然的选择。油田科技工作者以此为出发点, 大胆探索, 创造出了既能提高油田开发效益, 又大量节约能耗、物耗和土地消耗的油田开发工艺技术, 并得到了推广应用, 这就是丛式井抽油技术。

丛式井抽油技术最主要的优点是提高了原油产量和开发效益。多年来, 科研人员先后研究并在丛式井组中应用了普通气锚、塔式气锚、螺旋气锚、井下油气分离器、偏心凡尔防气泵、双腔式防气泵、承载环阀式防气泵等防气工具, 有效解决了防蜡清蜡等一系列影响油田开发的问题, 收到了理想效果。通过以上措施的综合应用, 使油井免修期平均达335天, 抽油泵效平均达35%以上。

其次是节约了能源资源。针对丛式井组的特点, 开展了地面流程简化工艺技术的研究, 探索出了节约能耗物耗的丛式井组双管流程和小区块串管流程, 并且在通讯技术发展的基础上, 探索了远程管理和控制抽油机的新技术。这样, 可以大幅缩减采油区、队的资源消耗量, 并提高了管理效能。

第三是丛式井抽油技术的推广应用, 大量节约了土地, 为国家保护“18亿亩耕地红线”作出了贡献。原来单个标准井场的面积为3亩, 合并为一个井组后, 每增加1口井, 井场面积增加240平方米, 按每口井增加1亩地计划, 每一个井组平均5口井, 总计可节约土地面积折合为10亩。同时, 还节省了用于修建道路的土地占用。

第四是为企业节约了大批费用。如节约了土地占用, 也就节约了征地费用。据计算, 按照以上计算口径, 仅减少井场占地一项, 每个井组可节约征地费用21万元。同时也可节约道路修建费用32万元, 搬迁费和钻前施工费也因此而省下来。此外, 丛式井组还可以节约集输系统费用, 井打在一起, 勿需修建集输系统, 据计算每个井组可节约费用达48万元。更重要的是, 丛式井组可以减少劳动用工, 从而长期节约工资性支出。虽然由于井场集中, 造成钻井位移增大和井深加大, 也会带来工程费用的增加, 但两者相抵, 节约费用的效果仍然十分显著。另外, 丛式井抽油技术相对于单井抽油技术, 也节约了输电线路的投入, 特别是在陕北油田更为明显, 分布在各个山头的井场, 仅输电线路一项投入就几乎占到总投入的1/4, 因此采用丛式井抽油技术还可相对节约其输电成本。

2 丛式井抽油技术的发展趋势

由于丛式井抽油技术拥有相对于单井抽油技术的无可比拟的优点, 因此, 该技术从上世纪90年代开始, 就被广泛应用和推广。近几年来, 丛式井抽油技术的发展趋势主要表现在如下几方面。

2.1 积极推广采用先进的丛式井钻井技术

如长庆油田近些年来开展了定向井优化设计及诊断技术、定向井抽油杆柱扶正防磨、清蜡防蜡、清垢防垢以及防气等工艺技术的配套及丛式井组简化地面流程技术的研究, 使丛式井采油工艺水平得到了不断地提高, 满足了长庆低渗透油田的开发的需要。另外, 积极开展大井组定向井作业、平台优化和井眼轨迹控制技术也是丛式井施工的核心技术, 经过近年来重点科技攻关, 该技术日趋完善, 并在国内各大油田得到了推广应用。

2.2 积极利用丛式井的优势, 推广丛式井专用节能抽油机 (系统)

丛式井钻井完井技术已趋于完善, 但是丛式井的机械采油技术仍然非常落后, 至今还没有一种可行的丛式井抽油机。如何充分利用丛式井井距小的特点, 实现一台电机拖动相邻的多口油井同时采油, 最大限度地满足丛式井采油工艺需要, 节约电力消耗, 提高抽油机和抽油系统的使用寿命及抽油效率, 国内外许多专家学者进行过深入的研究并且获得了相关的成就。目前, 国内在丛式井抽油机方面的专项技术已经有所突破, 现在就需要尽快结合节能技术和新的丛式井抽油机技术, 在丛式井抽油技术中大力推广丛式井专用节能抽油机 (系统) 。

2.3 积极推广远程监管技术在丛式井油田中的应用

通过在丛式井抽油机的微电脑控制柜中加装无线监测模块, 对抽油机常见故障停机、停电以及井场偷盗等异常情况实施远程报警, 对油井示功图、回压、温度、电流、电压、平衡率、耗电量、产液量及相应的油水所占比例等关键生产参数24小时连续监测、分析, 使各级生产、管理人员随时掌握采油井的设备工作状况, 以保证油井正常高效安全运行。

3 结语

建立能源资源节约型社会将成为我国长期坚持的基本国策。而作为能源生产企业, 同时也作为耗能大户, 各个油气开发和开采企业都在竞相采用更加节能更加先进的采油技术, 以提高采油效率、降低采油成本, 而基于节能技术的丛式井抽油技术恰恰是目前来说最好的一个选择。

摘要：丛式井在近年来得到了快速的发展, 本文通过分析丛式井抽油技术的特点和发展趋势, 阐述了丛式井抽油技术在新世纪油气田开采中应用的优越性和必要性。

关键词：丛式井,抽油机,发展趋势

参考文献

[1]陈祖锡, 葛云华, 周煜辉.用丛式井开发油田的方案设计[J].石油钻采工艺, 1992 (06) .

[2]周家俊.油田产能建设与科技发展[J].国外油田工程, 1995 (03) .

[3]方宏长, 阎存章, 周继涛.油田开发设计方法[J].石油勘探与开发, 1996 (05) .

苏里格气田丛式井组快速钻井技术 第3篇

苏里格气田丛式井组钻井技术难点[1]

(1)上部地层:700 m—1 100 m井段易斜,防斜打快矛盾突出;

(2)中部地层:造斜段所处延长组地层存在砾石,不但滑动造斜钻进速度慢,也加速了PDC钻头的提前损坏;

(3)下部地层:

(1)地层研磨性强:延长组底部、刘家沟、石千峰、石盒子组存在大段含砾砂岩,对钻头、钻具及井下工具磨损严重。

(2)山西组、太原组存在多套煤层,最厚的达10 m之多,煤层的垮塌带来井下的安全事故,增加钻井周期;

(4)增斜稳斜井段长:地层漂移规律难寻,对钻具组合控制井眼轨迹能力尚未完全掌握,导致在下部可钻性差的地层频繁滑动钻进调整井斜和方位,钻头托压、螺杆自锁、PDC钻头侧切能力差、机械钻速低等问题突出。井斜方位变化大造成井下磨阻大、遇阻遇卡多,常规定向井工艺技术难以满足其要求。

(5)提速的潜力在下部井段

只占整个井深三分之一的下部井段(2 400 m以下井段),施工所用时间占整个钻井周期的2/3,因此提速的潜力集中在下部井段。

1丛式井井身剖面优化

1.1剖面优化原则

(1)满足定向钻井的要求:对于固定平台上丛式井,每一口井的设计都要满足气田开发的要求,为了避免井眼交叉,井眼应设计成三维空间。

(2)利用地层自然造斜规律,减少人工造斜的工作量;

(3)选择合适的井眼曲率。最大井眼曲率,表示为[2]:

式(1)中:KT为动力钻具顺利起下的极限井眼曲率;D为钻头直径;LT为动力钻具长度;DT为动力钻具外径;f为间隙值:软地层f=0,硬地层f=(3～6)mm。

1.2剖面优化设计

针对上述两个难点和提速潜力分析,优化井身剖面,总体思路:提高造斜点,采用“直-缓增-缓降-小井斜稳”剖面,该剖面对井眼方位漂移严重的地层尤其实用(见表1),尽可能提高造斜点,把定向、增斜、稳斜甚至降斜段的施工在上部可钻性较好的地层段完成,克服在下部可钻性差的地层中扭方位等难题,提高下部井段机械钻速,缩短钻井周期。

(1)造斜点:根据苏里格地区的地层情况和井身结构,提高造斜点在(600—800)m。缩短上部易斜井段的长度,克服防斜与打快矛盾,有利于上部井段防碰,同时也可适当缩短从式井间的间距(6 m—8 m),便于地面建设和管理。

(2)增、降斜率选择:按照常规定向井优选原则即可,根据井深和水平位移大小,增斜率在(2～3)°/30 m的范围内优选;降斜率在(1.5～2.5)°/30m范围内优选。

(3)最大井斜角的确定:借鉴实践经验,井斜角在(15～30)°的井,既能有效调整井斜和方位,又能顺利进行钻进、电测和固井。根据井深和水平位移大小,优选稳斜段长度,最大井斜角尽量确定在(15～30)°的范围内。

(4)斜井段长度优选:在满足上述设计要求和现场施工工艺的条件下,尽可能缩短斜井段长度。把定向、增斜、稳斜甚至降斜段的施工在上部可钻性较好地层段完成,克服在下部可钻性差地层里扭方位等难题。

2定向井PDC钻头优化设计

结合地层可钻性,从PDC钻头的复合片、冠部形状、齿型、切削齿力平衡、钻头的导向能力等方面设计[3,4],在试验的基础上进一步改进PDC钻头。

(1)PDC钻头冠部形状设计:浅内锥、短外抛物线形冠部形状;

(2)切削结构设计:复合保径、双重保护切削结构;

(3)抗涡动布齿设计:使钻头刀翼的侧向力趋于零;

(4)切削齿角度设计:螺旋角度布齿;

(5)导向能力设计:全尺寸PDC复合片做保径齿,提高钻头的导向能力。

通过理论优化、现场试验,优选了苏里格气田定向井钻井的PDC钻头,通过实验(表2),上部地层使用切削齿相对较高的四刀翼定向井钻头,该钻头特点是刀翼少,易定向,钻速快,双级切削结构,肩部及保径齿的密度和强度都得到了加强,钻头的使用寿命得到了提高;下部地层使用五刀翼井钻头,该钻头特点是钻速快,而且经过改进后,肩部及保径齿的密度和强度都得到了加强,钻头的使用寿命得到了提高。

3钻具组合优化及钻井参数优化

3.1二开直、增、稳井段

该井段是井眼轨迹控制的关键井段,采用“单弯双扶”钻具组合(应用情况见表3):φ215.9 mm钻头+φ172 mm单扶螺杆(1.25°～1.5°)+短钻铤(2 m～4 m)+φ211 mm稳定器+φ165 mm无磁钻铤1根+φ165 mm钻铤12根+φ127 mm加重钻杆9～12根+φ127 mm钻杆+方钻杆。

3.2降斜段

降斜段:采用降斜底部钻具组合,则考虑钻头井斜力与方位力的共同作用,其性能由井斜角、钻压、钟摆长度之间的平衡关系决定。钻具组合:φ215.9 mm钻头+φ165 mm无磁钻铤1根+φ165 mm钻铤1根+φ211 mm稳定器+φ165 mm钻铤12根+φ127 mm加重钻杆9～12根+φ127 mm钻杆+方钻杆。

3.3稳斜段

采用双稳定器钻具结构(垂直剖面如图1):

φ215.9 mm PDC*0.3+φ214 mm Stab(双母)×1.8+φ165 mm DC×8.9+Ф212 tab×1.54+431×460×MWD×0.9+461×410×0.49+φ168 NMDC+φ165mm DC(13根)+φ127 mm DP

3.4 钻井参数优化设计

根据螺杆钻具高效使用的需求[5],优化排量在(28—32) L/s之间,同时也满足了携岩所需的环空返速。考虑到刘家沟组部分地区存在严重漏失,有时需要堵漏,要求喷嘴直径尽量大一些,以避免堵喷嘴现象出现,提高钻井时效。分段参数优化设计(表3、表4)

4 结论

苏里格气田以从式井组为开发方式新模式,形成了苏里格气田丛式井快速钻井配套技术,主要体现:

(1) 采用“直—缓增—缓降-小井斜稳”的井身剖面,降低最大井斜角的同时,避免了长井段稳斜对钻井速度的不利影响,在现场实施过程中,表现了很好的适应性。

(2) 通过PDC钻头的优化和优选,上部地层使用切削齿相对较高的四刀翼定向井钻头,下部地层使用五刀翼钻头。

(3) “单弯双扶”钻具具有较好的小井斜稳斜效果。经过优化钻井参数,在上部井段采用该钻具斜井段机械钻速与邻近直井的机械钻速相差无几,为实施“直—缓增—缓降-小井斜稳”的井身剖面提供了保障。

(4) 双扶钻具组合在苏里格地区的增斜、降斜规律还需要进一步试验与总结。在以后的钻井施工中,有针对性的调整钻具结构,充分利用地层自然漂移规律来实现增稳斜钻进的要求,从而降低滑动钻井次数,提高机械钻速。

参考文献

[1]欧阳勇,吴学升,高云文,等.提高苏里格气田钻井速度的技术研究与应用.天然气工业,2008;28(增刊B):59—61

[2]韩志勇.定向井设计与计算.北京:石油工业出版社,1989

[3]黄文学.长庆姬塬油田定向井下部钻具组合研究.科教视野,2007;34:70—71

[4]罗恒荣,唐玉响,徐玉超,等.新型定向井PDC钻头的研制与应用.石油钻探技术,2007;35(5):87—91

丛式井技术 第4篇

近年来我国的水平井数量在逐步增加, 施工规模也越来越大, 为了充分利用有限的压裂设备资源, 降低生产成本, 生产提速, 各大油气田的“工厂化”作业模式开始逐步兴起, 无论是从组织模式、设备配套方面均处于研究应用的起始阶段。与国外相比较, 在施工规模、现场的配套设施以及压裂的专用井口及闸阀的使用, 还存在较大的差距。

2 国外水平井“工厂化”的现状及现场配套

随着水平井、丛式井、体积压裂井越来越多, 导致压裂工作量越来越大。国外的水平井“工厂化”已经相当完善, 特别是专用的井口及控制闸门、高低压管汇总成、连续混配系统、输砂系统 (小型砂漏) 、低压地面流程 (小型低压分配器) 、仪表控制系统 (解决仪表车同时控制2台混砂车和10台以上压裂车的控制系统) 。

3 连续混配系统

利用现有的连续混配车, 可大幅度提高施工效率, 单日施工3段以上, 在单井压裂段数增加情况下, 平均施工周期大为缩短。目前美国的连续混配车的最大排量9.4m3/m i n。我公司研发的连续混配车最大工作排量为8.0m3/min。

4 液体性能参数

4.1 施工所需液体性能参数

依据压裂施工设计要求, 0.4﹪CJ2-6 (HPG) 的基液粘度大于39m Pa.s, 0.55﹪CJ2-6 (HPG) 的基液粘度大于60m Pa·s。

4.2 连续混配车所配液体性能参数

配液浓度:0.2﹪-0.6﹪ (粉水重量比) ;配液精度:±2﹪;出口粘度:在水温20℃时, 瓜胶粉溶胀程度不低于85﹪ (出口粘度与最高粘度的比值) 根据不同的粉比, 连续混配现场测得的液体参数经过多口井的现场取样测试对比, 连续混配车所配液体的粘度完全符合施工设计要求。

5 水平井、丛式井井场地面设施的布局及要求

5.1 模式一

该模式适用于施工排量小于5.0m3/min;需要6台2000型主压车, 2台混砂车, 2台700型, 2台连续混配车。先用连续混配车将配好的胍胶基液泵送到倒液区的大罐里。

5.2 模式二

该模式适用于施工排量小于5.0m3/min;需要6台2000型主压车, 2台混砂车, 2台连续混配车, 用2号混砂车的齿轮泵 (泵注范围50-500L/min) , 完全可以满足设计要求的比例泵注水剂料, 并在管汇内与胍胶基液混合, 再泵送到100 m3大罐里, 由此可以节省下2台700型。

5.3 模式三

该模式适用于施工排量大于5.0 m3/m i n;需要8台2000型主压车, 2台混砂车, 3台连续混配车, 用2号混砂车的齿轮泵 (泵注范围50-500L/m i n) , 按照设计的比例泵注水剂料, 再泵送到100 m3大罐里, 由此可以节省下2台700型。

5.4 模式四

该模式适用于丛式井场的压裂, 需要6台2000型主压车, 2台混砂车, 1台连续混配车, 用2号混砂车的齿轮泵 (泵注范围50-500L/min) , 按照设计的比例泵注水剂料, 再泵送到100m3大罐里。压裂顺序从远到近, 逐口井施工, 只需要移动连接井口的高压管线。

6 采用“工厂化”模式在长庆气田的实际应用

采用“工厂化”模式组织生产, 合理安排人员, 将干部、操作人员分成倒班制:设备不停机, 人员轮流制;强化夜间施工的措施, 从井场的照明, 关键岗位的防控, 一步步细化各项安全措施, 高效、优质、快速的完成了22井次, 160层次的施工, 统计数据见表二。其中靖67-X X裸眼封隔器18段压裂用液10730m3, 加砂1091.6m3。

7 大型压裂施工还需要配套的设施

7.1 油套同注使用的专用井口及控制闸门

目前使用的井口是700型和1050型, 额定工作压力是70Mpa, 105Mpa, 主通径是65mm, 78mm;它的极限排量是2.3 m3/min和3.2 m3/m i n, 无法满足大排量施工, 对于“工厂化”施工须配套专门的井口压裂球头, 压裂时与井口连接利用球型压裂井口, (6通道、8通道) , 可以根据施工排量要求连接多条高压管线。

7.2 光套管压裂使用的专用井口压裂头

该井口压裂头下端与采气树上法兰连接, 每一个压裂头中间有四个接口, 可以连接四条高压管线, 上端可安装一个闸阀, 用于放压或其它功用。该井口压裂头还可以多个串连使用, 以满足超大规模施工的需要。

7.3 高低压管汇总成

在一个地方集中放置10台以上主压车, 如果没用高低压管汇总成, 无法实现联接, 同时也无法解决管线之间因排量不对等而产生振动, 因此设计6头和8头的高低压管汇总成。如6头高低压管汇总成可以满足5m3/min压裂施工, 8头的高低压管汇总成可以满足8m3/min压裂施工.

8 结论

水平井、丛式井采用“工厂化”模式的主要优点:

(1) 由于目前的井场面积普遍较小, 采用模式化配套工艺规程, 可以减少井场占地, 尽可能的增加井场的可用空间。

(2) 由于使用连续混配, 不需要人工配液, 极大的降低作业队人员的劳动强度。

(3) 采用模式化配套工艺规程, 能够优化施工组织, 加快生产进度, 可以节省大量的时间。

(4) 优化设备组合, 减少设备资源占用, 省出2台700型, 可以有效缓解700型紧缺问题。

(5) 采用连续混配车配液, 混砂车倒液, 可以减少液体的浪费, 节约水资源和化工料。

(6) 丛式井场, 减少设备的移动、重新摆罐的风险和时间。

(7) 施工作业现场分为:配液区、过度区、储液区、压裂区四个区域, 能够使大型施工井场的岗位分工区域明确, 互不干扰, 从而有效降低现场施工作业风险。

(8) 水平井和大型压裂采用“工厂化”作业方法, 提高时效、缩短投产周期、降低施工成本, 实现低成本有效开发。

摘要：目前国外水平井的应用比重在逐年增加, 其中美国2011年的水平井数量达到16100口, 占总井数的30﹪。水平井技术是促使油气田快速发展的重要手段。随着长庆油气田的产能建设任务的增加, 各区块的水平井、丛式井、体积压裂井等大型施工的井位越来越多, 这些井的施工特点总结起来就是“四多一长”:设备多、用液多、砂量多、井场储液罐多、施工时间长。以往常规井的施工组织模式已经不能满足生产提速的需求, 因此, 探讨一种提高时效、减少井场占地、加快施工速度、缩短投产周期、降低施工成本的水平井、丛式井“工厂化”压裂配套技术, 成为破解目前限制我们生产提速瓶颈的有力法宝。

关键词：“工厂化”配套设施,技术研究

参考文献

丛式井技术 第5篇

垦东12区块,位于黄河入海口南岸1公里处,一条5km长的进海路,把陆地与4个人工岛连在一起。含油面积7.7Km2,石油地质储量1759×104t,产能规模20×104t。垦东12平台存在着造斜点浅、井斜大、井间距小、水平位移大、井身轨迹控制难、井网密集及防碰绕障任务重等技术难点。

1 油藏特征

(1)油层纵向上含油井段长:从馆陶上段6砂组到明化镇6砂组40个含油小层均有油层发育。

(2)油层单层厚度薄:垦东12块平均单井钻遇油层8.4层24.0m,平均单层厚度为2.9m。

(3)地层破裂压力:钻遇地层为较疏松的沙泥岩地层,承压能力差,地层破裂压力略大于地层孔隙压力,平原组、明化镇组地层破裂压力当量钻井液密度为1.40g/cm3。

2 井身结构与固井工艺

根据区块地层和油藏特点,导管Φ508mm下深20～60m;表层采用Φ346.1mm钻头+Φ273.1mm套管,油层采用Φ241.3mm钻头+Φ177.8mm套管。定向井采用套管射孔方式完井,水平井采用精密滤砂管完井、筛管顶部注水泥工艺。

3 存在的技术难题

存在的问题主要有:井眼状况不佳、地层承压能力低、裸眼段长、顶替效率不高以及油水系统复杂,易造成窜槽等难题。

3.1 井身质量与井眼状况

目的层为明化镇组和馆陶上段,储层为曲流河相沉积的高孔高渗疏松砂岩,油层发育受构造、岩性双重因素控制,纵向上具有多套油水系统,地层松软,坍塌掉块,易出现糖葫芦井眼,井眼扩大率控制难,裸眼段长,水泥浆要求返出地面。

3.2 井身结构与固井工艺

大多为大斜度定向井和大位移水平井,存在套管下入困难、套管居中差、水泥浆难以完全充填,提高套管居中度,合理地设计套管扶正器的数量至关重要。水平井筛管完井、顶部注水泥工艺,关系到分级箍、封隔器、热应力补偿器等特殊工具,工具的选择关系到工艺的成败。

3.3 水泥浆与钻井液配伍性及地层胶结的适应性

目的层疏松、渗透率高、水敏性强,水泥浆与地层难以实现良好的胶结,油基钻井液也影响水泥胶结强度,需要采取措施强化水泥浆的界面凝结;海水钻井液体系对水泥浆的稠化时间有较大影响,因此水泥浆性能非常重要,水泥浆体系要兼顾这些影响因素,能经受酸化压裂作业。

4 技术措施

良好的固井质量是油井成功开采的关键,为确保固井质量,主要采取以下技术措施。

4.1 优选钻井液体系,优化钻井液性能,合理选择钻井参数,为固井提供一个良好的井身质量

通过优选钻井液体系、优化钻井液性能,采取合理的钻井参数和钻井工程技术措施,保证井径规则、井眼的清洁,目的层段井径扩大率控制在10%以内,避免“糖葫芦”井眼,保证井眼质量。

4.2 水泥浆体系的优选

4.2.1 表层套管

优选低温早强水泥浆体系。在G级水泥中加入早强剂、促凝级,水泥石强度达到8MPa/8h,采用内插固井工艺,确保顶替效率,保证套管鞋处固井质量,水泥浆返出地面,确保质量,以牢固安装套管头等井口装置,满足海上复杂气象安全生产的需要。

4.2.2 油层套管

四号平台平均井深2057.38m。而地层破裂压力当量钻井液密度为1.40g/cm3。必须选择采用低密度水泥浆体系+正常密度水泥浆体系,才能满足水泥浆返出地面的要求,低密度水泥浆体系选择漂珠微硅低密度体系、泡沫低密度体系、粉煤灰低密度体系,可以满足降低液柱压力、防止漏失、保护套管、稠油热采的需要。油层以上200m至井底,应当选择常规密度加砂水泥浆体系,为满足复杂油水关系封隔、防漏、防窜、防裂需要,应当使用塑性微膨胀水泥浆体系,可选择复合纤维晶格微膨胀防漏增韧水泥浆体系或胶乳防窜水泥浆体系。

5 施工与效果

5.1 钻井施工

平台钻井施工中,应用浅层定向、随钻轨道校正、三维防碰绕障、地质导向钻井等密集型丛式井优快钻井配套技术,在浅层采用控制排量和钻速等措施保证造斜率和井径扩大率。

5.2 油层固井施工

垦东12-4斜12井为例:

(1)基本数据:完钻井深2915m,最大井斜71.4°,井深50m开始定向,273.1mm表层套管下深1400.86m,水平位移1049m,垂深750m,位垂比1.39:1;177.8mm油层套管水平位移2389.77m,完钻垂深1105.63m,位垂比2.16:1。

(2)技术措施:采用4套水泥膨胀封隔器封隔油、水隔层;采用刚性滚轮扶正器和双弓弹性扶正器交替安放;下套管过程中活动套管,以驱动窄边的钻井液,清除老钻井液;针对油基钻井液固井采用了驱油前置液;为保证固井质量,采用了固井二界面整体固化胶结技术。

(3)固井施工:选择驱油性冲洗液4m3,隔离液6m3,前导水泥浆6m3,漂珠微硅低密度水泥浆65m3,复合纤维晶格微膨胀防漏增韧体系水泥浆36m3,碰压后,管内反复蹩压、放压4次膨胀水泥封隔器,固井施工正常。

5.3 效果

垦东12-4斜12井,固井后24h变密度测井,一界面固井质量优良,二界面固井质量合格。据统计:垦东12平台4个岛共固井114口井,固井施工顺利,一界面固井质量优良率100%,二界面油层固井质量合格率94.74%,二界面目的层水泥封固优良率87.72%,水泥浆返出地面100%,满足了开发的需要。

6 结论与建议

(1)优选井身轨迹控制技术、防碰技术、限制井径综合技术、井眼清洁技术、润滑防卡技术、优质钻井液技术等综合配套技术,对套管安全下入,保证固井质量非常重要。

丛式井技术 第6篇

鄂尔多斯盆地为“低孔、低渗、低压”的三低油藏,发育多套层系,部分区块两套储层上下重叠,可以同时进行开发。目前,低渗透油藏开发要补充能量,采用“菱形反九点” 注采井网开发,一套井网开发中两油层靶点上下垂直重叠。由于黄土塬地貌特点普遍采用丛式井开发。因此,丛式井两层双中靶要保证两油层在一套井网不变情况下达到双中靶,必须对井身剖面进行优化设计,在保证后期压裂改造和双层采油不受影响条件下,适当调整井身剖面,提高钻井速度,降低钻井成本。

1 井身剖面适应性分析

定向井井身剖面有多种,常用的“直-增-稳”剖面、“直-增-降”剖面、 “直-增-增”剖面、悬链线剖面等[1]。由于长庆油田油井几乎没有自然产能,必须经过储层改造后投产,且采油泵下入较深,为保证后期改造、采油及修井的需要,开发井普遍采用“直-增-稳”剖面。由于注水井的存在,两层双中靶井双靶点必须在上下较小的圆柱靶范围内变动,同时要保证穿越一定的厚度、一定的井底水平位移,通过井眼轨迹优化技术[2,3],实现大井组钻井。目前2 000 m以内的浅油层中靶半径20 m,较深的油层中靶半径30 m,如果两层双中靶按上部油层中靶半径20 m,下部中靶半径30 m进行设计,为保证下部井段采用“稳斜”剖面,优选两种剖面进行分析。

1.1 “直—增—稳”剖面

“直—增—稳”井身剖面钻井工艺技术配套,根据目前最大井斜角要求≤35°,实现大井组钻井,最小井斜角>15°。根据数据模拟计算,井斜角15°≤R≤35°可以穿越层间跨距7 m—93 m(表1)。即两储层层间跨距较小的条件下,可以实现两层双中靶(图1)。

1.2 “直—增—稳—微降—稳”剖面

“五段式”井身剖面,通过上部井段的增斜和稳斜,已经实现了“三段式”井身结构的功能,即具有一定的井底水平位移,可以实现大井组丛式钻井,如果下部井段进行适当调整,让井斜角适当变小,在一定靶区范围,可以实现穿越层间距更大的两个储层(表2)。

2 “五段制”剖面优化设计

为满足大井场丛式井钻井的顺利实施,提高钻井速度,必须对井身剖面进行优化设计,使井身剖面不但满足钻井要求,还要保证后期压裂改造和采油不受影响,井身剖面对采油的影响最大,定向井中抽油泵最好下在稳斜井段,增斜和降斜井段狗腿度不能过大,减小抽油杆摩阻。

2.1 造斜点选择

常规“三段式”定向井造斜点一般选择在1 200 m—1 500 m进行造斜(图2),减少斜井段进尺,双靶点井由于井身剖面的改变,调整井段增多,下部井斜角要采用“微降-小角度稳斜”进行钻井施工,最终达到双靶点中靶要求,这就需要上部井段根据该井的井底水平位移大小,适当提高造斜点,在进入第一个靶点上方时井斜和方位调整到位,有利于下一步小角度稳斜施工,根据下部“微降-稳斜”井段需要500 m左右的调整井段,所以造斜点上移至800 m左右为宜。

2.2 井斜角选择

首先对油层井段为0°时进行分析:当穿过双靶点的井段为0°时,真正意义上实现了一套井网不变条件下双中靶,从数值模拟上完全可以达到,但在实际生产过程中,下部井段防斜打直很困难,特别是定向造斜后井斜角再调整到0°,需要不断调整井斜和方位,同时钻具组合也不同于中部井段的降斜、稳斜钻具组合,影响钻井周期,增加钻井成本。

“五段式”井身剖面具有两段稳斜井段,有利于增大井底水平位移,所以,第一稳斜段井斜角可以适当缩小,根据钻井作业施工难度,15°—25°钻井施工相对较好。第二稳斜段要保证一定的穿越层间跨距,应该选择较小的稳斜角,鄂尔多斯盆地下部地层在复合钻进过程中存在自然降斜率,可以控制在5°—7°,增加复合钻井井段。第二稳斜段井斜角选择5°—7°,穿越层间跨距41—286 m。如过层间跨距较大,可适当调小稳斜角。

2.3 增斜率及降斜率选择

增斜率选择: “五段式”剖面第一稳斜段对水平位移贡献较大,因为这时的井斜角最大,丛式井组井数较多时,水平位移较大的井可以适当增加第一稳斜段井斜角,但一般不要超过20°,有利于微降斜井段施工,而且较小的狗腿度有利于后期改造和采油[4,5]。

降斜率选择:降斜的目的主要是为了使井斜角减小,可以在中靶半径≤30 m时穿过一定的层间厚度,达到双中靶目的。随着井深的增加,钻柱的摩阻和扭矩不断增大,所以降斜率不能过大,陇东下部地层在复合钻进时具有自然降斜率,自然降斜率一般在2°/30 m,所以降斜率选择要充分考虑地层自然降斜率的因素,使复合钻井井段增加,提高钻井速度。综合考虑以上因素,降斜率选择1°—2°/30 m,基本达到70%以上采用复合钻进施工。

3 现场应用

“两层双中靶”井在华庆白XX井区和姬塬黄XX井区两个试验区进行布井试验,白XX区块长6和长8两层间跨距在160 m左右,布井34口,最大井场为5口双靶点井。黄115区块长6与长8层间跨距在200 m左右,布井13口,最大井场为5口双靶点井。

从统计数据分析,白XX井区的13口井长6和长8中靶半径分别是11.81 m和12.66 m,黄XX井区的9口井长6和长8中靶半径分别是11.05 m和13.67 m,完全满足设计中靶半径要求。如果两层之间再有小层可以开采,也可以推广至多层系开发(图3)。

摘要：鄂尔多斯盆地部分油田区块发育相互重叠的多套层系,单井开发多套层系,可以有效提高单井产量,降低钻井成本。针对长庆油田目前一套井网多层开发特点,通过不同井身剖面、不同层间跨距等条件与注采井网适应性进行对比分析,优选出“直-增-稳-微降-小角度稳斜”五段式井身剖面及优化设计“五段式”井身剖面的造斜点、造斜率,通过两个试验区43口井钻井实践,初步实现一套井网两层双中靶钻井技术。

关键词：一套井网,双中靶,剖面优化,造斜率

参考文献

[1]万幸黎.关于定向井井身剖面选择问题.石油钻采工艺,1989;4:28—29

[2]张晓诚,刘亚军,王昆剑,等.海上丛式井网整体加密井眼轨迹防碰绕障技术应用.石油科技论坛,2010;5:13—15

[3]李文飞,朱宽亮,管志川.大型丛式井组平台位置优化方法.石油学报.2011;32(1):163—165

[4]王明,朱维耀,李继山,等.低渗透油藏菱形反九点压裂井网两相渗流分析.岩土力学,2010;31(10):3296—3298

丛式井一机双采抽油设备研究 第7篇

目前, 一机双采抽油设备在国内还没有相对成熟的技术, 需要研究和解决的技术问题还很多, 如实现双井不同参数运行, 单侧油井作业单侧油井正常运行, 举升设备精确平衡等。如果完成丛式井一机双采抽油设备的研制, 将具有良好的经济效益和广阔的应用前景。

1设计思路

1.1总体结构

丛式井一机双采抽油设备采用“T”字形塔架框架设计, 主要由塔架、电动机、减速箱、驱动轮、配重箱、配重导向轮、调节轮、底座等部分组成[1]。以永磁同步电动机为动力, 变频器为控制, 直接驱动滚筒。缠绕在滚筒上的钢丝绳通过导向轮的换向作用, 带动光杆上下运行, 在2口井载荷自平衡的条件下, 实现1台抽油机同时抽汲2口油井。一机双采抽油设备设计额定悬点载荷80 k N, 适用井距7~9 m (图1, 图中单位是mm) 。

1.2传动总成

动力通过电动机、齿轮传送带、传动总成、滚筒总成传递到钢丝绳悬绳器, 对比于游梁式抽油机, 采用滑动螺旋传动方式, 具有传动比大、传动平稳、精度较高等特点, 取消了四连杆机构, 减少了能量损失;同时, 采用齿轮带使电动机带动减速机构, 从而减少打滑, 提高皮带传动效率。

1.3电控装置

采用低转速永磁同步电动机与变频器组合的方式控制抽油机的运行, 功率因数最高可达到0.95~1。与异步电动机相比, 永磁同步电动机降低了线路和电网的能量损耗, 实现冲速的无极调节, 匀速运动时间长、速度低;同时, 使抽油机运行过程中呈现慢—快—慢的速度变化, 降低了惯性载荷和峰值电流, 保护钢丝绳等设备, 确保长期平稳运行。

1.4辅助主、次配重平衡

主配重用于2口井同时生产时的平衡微调, 通过在上部箱体内添加重物, 采用柔性连接方式进行传动, 替代了常规抽油机曲柄回转离心力平衡, 实现了精确平衡。次配重用于平衡单井作业时正常生产井的杆柱重量, 保证在单井作业时另1口井在平衡状态下的正常生产。

1.5可调伸缩臂

可旋转60°, 伸缩1m, 实现不拆卸情况下的单井作业。

2应用效果

2012年现场试验1台, 截至目前已累计运行768d。与安装前的2台游梁式抽油机相比, 日节电136.6k Wh, 有功节电率59.9%, 年节电4.99×104k Wh。

试验中, 将1#井停止生产, 将次配重悬挂于主配重上增加抽油机平衡配重, 启动2#井一端正常生产;冲速2.3 min-1, 冲程3 m, 样机平稳运行2 d, 单井上、下电流分别为1.2 A、2.5 A, 实现了单侧油井作业单侧油井生产。

3结论及认识

1) 利用平台井井距近的特点, 开展丛式井一机双采抽油设备研究;利用双井“自平衡”原理降低了抽油机的举升能耗。通过现场试验, 实现1台抽油机抽汲2口油井, 有功节电率是2台常规游梁式抽油机的60%左右。

2) 该工艺在节电的同时, 具备双井以不同生产参数运行、单井作业不影响另一口井生产、抽油机精确平衡、传动效率高等优势, 适用于外围油田丛式井开采, 具有较好的经济效益和广阔的应用前景。

3) 该设备的水平伸缩臂、斜支撑臂在单井作业中仍存在水平伸缩臂调节难度大, 需拆卸支撑臂等问题, 为进一步提高技术适用性, 将在下步研究攻关中进行改进。

摘要：随着大庆外围油田开发的不断深入, 受限于地理条件和投资成本, 丛式井布井方式逐年多样化。丛式井一般采用游梁式抽油机, 存在能耗高、效率低等问题。为减少丛式井生产中的能耗, 降低一次性投资, 开展丛式井一机双采工艺技术研究。采取控制系统驱动电动机运行, 通过组合减速传动使抽油机的动力源和终端负载作换向运动, 拖动抽油杆上下反复运行, 2口井的抽油杆柱之间形成天平式的自平衡, 相互不断地交换储存和释放势能的过程, 实现了运行时的平衡, 达到1台抽油设备同时抽汲2口油井目的。与游梁式抽油机相比, 平均单井可减少投资6.8万元, 综合节电率可达50%左右。一机双采设备可以有效降低油田开发成本, 具有较好的节能效果。

关键词：丛式井,一机双采,抽油,设备

参考文献