海上丛式井网加密调整防碰关键技术
海洋钻井装备智能防碰技术在海洋石油981平台上的应用
海洋钻井装备智能防碰技术在海洋石油981平台上的应用【摘要】本文将从当今世界上海上钻井平台最先进的海洋钻井装备智能防碰技术——SZMS（SZMS：Smart Zone Management System）技术的研究背景、方法技术、发展现状及它在中国第一艘第6代超深水全动力定位半潜式钻井平台海洋石油981上的应用等几个方面进行简单的分析和探讨。
【关键词】海洋钻井装备；智能防碰；SZMS；海洋石油981；安全1.研究背景安全是一切生产实践活动的基础，特别是在高投入、高风险的海洋石油工业中更是如此，因此研究和发展深海海洋钻井装备的安全技术就显得尤为重要，也很有现实意义.作为海上石油钻井平台来说，钻台区域是整个海上石油钻井平台作业最危险的工作区域。
因此钻台设备的安全直接关系到生产作业，整个平台、平台上所有工作人员的安全。
为此科研人员总是在试图寻找各种办法去攻坚克难，采用各种先进技术去最大限度降低人为因素以外的设备安全风险。
而本文所探讨的SZMS技术则是现今世界上发展比较成熟技术，成功应用于中国第一艘动力定位超深水半潜式钻井平台海洋石油981平台，因此对SZMS技术的研究对于未来中国这方面的自主开发和其在海上石油平台上未来的更好应用有很大现实意义。
2.海上钻井装备智能防碰技术发展历程早期的海上石油钻井平台钻井设备的安全主要是单纯的靠人工去减少和防范事故风险的。
它的实现方法是先通过作业前的安全指导和风险分析，然后通过作业过程中的多人辅助查看钻井作业过程，发现危险状况就人为的告知危险区域的作业人员注意安全。
这种方法就要求钻井作业中的每个参与者都绷紧神经，集中精力。
但是人的精力和视野范围毕竟是有限的，因而早期钻井设备发生的事故是很多的，后果也是很严重的。
后来随着科技的进步，人们在一些存有高风险的重要的设备如钻井绞车上加上智能防碰天车系统，来减少事故的发生，但是这只是单个设备自身的安全防碰，并不能完全避免其与其他设备的碰撞，特别是对于现今很多自动化设备的平台而言，迫切的需要一种全新的钻井装备安全管理技术来确保人员和设备的安全，来确保海上钻井平台钻井作业的顺利进行，而现今很好的运用于世界上很多钻井平台的SZMS技术正是乘着科技发展的春风而应运而生的一种智能化的海洋钻井装备防碰技术。
井眼防碰实时监测技术在渤海某井组的应用
井眼防碰实时监测技术在渤海某井组的应用刘刚;夏向阳;刘闯;蔡鹏;杨超【摘要】渤海油田某井组是海上丛式井组中井数最多、密集程度最高的井组之一.为了防止井眼碰撞、窜槽,针对井间距小、井网密集、井斜大、周围老井井眼轨迹参数不准、井眼净化难度大等问题,此井组采用了表层防碰实时监测技术.结果表明:在三口井的危险井段实施了防碰实时监测,在隔水管打偏的A-14井预警一次,经过WMD测斜数据和COMPASS扫描计算出的中心距与传感器采集的振动信号特征存在明显的对应关系,验证了预警的准确性,并说明该方法可有效降低井眼碰撞风险.【期刊名称】《科学技术与工程》【年(卷),期】2015(015)021【总页数】4页(P123-126)【关键词】丛式井;定向;防碰监测;振动【作者】刘刚;夏向阳;刘闯;蔡鹏;杨超【作者单位】中国石油大学(华东)石油工程学院,青岛266580;中国石油大学(华东)石油工程学院,青岛266580;中国石油大学(华东)石油工程学院,青岛266580;中海油能源发展安全环保分公司,天津300456;中海油能源发展安全环保分公司,天津300456【正文语种】中文【中图分类】TE243随着石油勘探开发进入深海，海上钻井技术面临越来越多的挑战，海上钻井作业受到海上平台的限制，作业空间狭小，通常采用丛式井作为主要井型。
丛式井加密技术推广后，由于井间距不断减小，丛式井碰撞问题日益凸显，井眼碰撞，轻者停产修井，造成经济损失，重者会造成原油泄漏，污染环境，甚至威胁到石油工人的生命安全。
因此，丛式井防碰一直是各大石油公司亟待解决的热点问题［1］。
现有常规防碰技术主要包括钻前防碰设计和钻井过程中各种井眼轨迹控制技术。
钻前防碰设计是丛式井防碰设计的基础，如果邻井井眼数据缺失或不全会给钻前设计带来很大困难，并且增加施工过程中井眼碰撞的风险。
井眼轨迹控制通常是建立在随钻测量仪测量数据准确的基础上，但是常用的钢制钻具组合在地下会被地磁场磁化产生局部磁场，磁力测量工具在该局部磁场和正常地磁场的合磁场下工作，其方位角输出值不能反映实际轨迹的真实值［2］。
211219783_海上调整井优快钻井技术及管理实践
56 近年来，随着新能源的快速发展，并逐步替代传统能源，能源供给竞争明显。
随着世界能源需求持续快速增长，油气开采仍将占据能源供给主要地位，钻完井投资占海上油气勘探开发生产投资的一半，因此，管控钻完井成本，进行钻完井降本增效是提高油气开采资产收益的关键一环[1-2]。
优快钻完井作为一种全新的钻完井模式，在发展中采用科学分析和积极进取的态度解决 钻井作业中的新问题，不断地创新思维、创新技术、创新管理、创新机制。
同时，钻井专业与其他专业部门、综合管理部门密切配合及相互渗透，形成一套对现场钻完井作业强有力的支持系统[3]。
本文以南海东部地区番禺4-2B油田6口加密井槽调整井为例，根据该区块地层特点、设备能力及作业难点，通过党建引领、管理提升、技术提升、区域协同等措施，高效完成该6口井的钻完井作业，通过总结和研究，建立了一套适应于调整井的优快钻完井配套技术，对于海上调整井降本增效具有借鉴和指导意义。
1 工程概况1.1 井身结构设计番禺4-2B油田6口加密井槽调整井设计井身结构为：一开打桩锤入Ø508.0mm隔水导管至泥面以下49m；二开钻表层Ø406.4mm井眼，下入Ø339.7mm表层套管；三开钻Ø311.15mm井眼至着陆井深，下入Ø244.5mm套管；四开钻Ø215.9mm井眼水平段至完钻井深；裸眼完井，优质筛管或流量控制装置（ICD）控水筛管防砂。
1.2 井槽设计番禺4-2B平台原井槽为5×7分布，槽口间距2.286m×2.286m，平台已无空余槽口。
为减缓油田产量递减速度，实施加密井槽调整井进一步完善主区生产井网成为维持油田稳产的主要手段[4]。
为充分利用平台资源，降低勘探开发成本，本次调整井新设置并安装6个内置井槽在平台现有井槽内部，安装在现有井槽中间 [5]。
海上调整井优快钻井技术及管理实践程忠1 雷鸿1 聂斌21.中海石油（中国）有限公司深圳分公司 广东 深圳 5180672.中海油能源发展股份有限公司工程技术深圳分公司 广东 深圳 518067 摘要：随着勘探开发迈入新区新领域，为实现新的跨越，海上油田开启了新优快钻完井征程，通过技术和管理的全面提升，实现降本增效的目的。
小井距密集丛式定向井防碰技术
小井距密集丛式定向井防碰技术
魏刚;张春琳;邵明仁
【期刊名称】《内蒙古石油化工》
【年(卷),期】2010(036)002
【摘要】越来越多的海洋、陆地的大型油田采用丛式井开发技术,随着大型油田的开发,丛式定向钻井技术得到了长足的发展和提高,平台的结构由2×2、4×4发展到5×7、5×8、4×10的丛式井平台,井距由2m×2m缩小到1.5m×1.7m.井距
1.5m×1.7m在国内渤海最早采用,查阅很多资料,国外也没有发现如此小的井距.井数多、井距小导致小井距密集丛式平台定向井防碰问尤为突出.小井距密集丛式平台在渤海油田开发中占举足轻重的地位,本文介绍渤海油田海上油田小井距密集丛式井定向井防碰技术,该技术在渤海海上油油田开发中取得了巨大成功.
【总页数】3页(P99-101)
【作者】魏刚;张春琳;邵明仁
【作者单位】中海油能源发展股份有限公司监督监理技术公司;中海油能源发展股份有限公司监督监理技术公司;中海油能源发展股份有限公司监督监理技术公司【正文语种】中文
【中图分类】TE243
【相关文献】
1.合川地区丛式定向井钻井技术实践
2.合川须家河油气藏丛式定向井钻井技术研究
3.芳90-96钻井平台小井距定丛井防碰技术研究
4.大平台丛式定向井施工防碰技术探讨
5.YSL油田丛式定向井钻井提速配套技术研究
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海上丛式井组钻井顺序优化模型及求解方法
海上丛式井组钻井顺序优化模型及求解方法
曹向峰;管志川;史玉才;薛磊;张欣
【期刊名称】《中国石油大学学报（自然科学版）》
【年(卷),期】2016(040)003
【摘要】海上丛式井组待钻井较多且井口间距较小,优化钻井顺序有助于防碰和采用批钻井方式.综合考虑防碰要求并兼顾批钻井要求,以井眼分离系数作为井眼交碰风险评价指标,以整个井组的防碰井段总长度最小作为钻井顺序优化目标,建立海上丛式井组钻井顺序优化模型及遗传算法求解方法,给出实例计算分析.结果表明:以整个井组的防碰井段总长度最小作为海上丛式井组钻井顺序优化指标是可行的;建立的钻井顺序优化方法能够满足海上丛式井防碰及批钻井要求.
【总页数】6页(P96-101)
【作者】曹向峰;管志川;史玉才;薛磊;张欣
【作者单位】中国石油大学石油工程学院,山东青岛266580;中石化胜利石油工程有限公司钻井工艺研究院,山东东营257017;中国石油大学石油工程学院,山东青岛266580;中国石油大学石油工程学院,山东青岛266580;中国石油大学石油工程学院,山东青岛266580;中海油安全技术服务有限公司,天津300452
【正文语种】中文
【中图分类】TE21
【相关文献】
1.多个气田整体开发优化模型及其求解方法 [J], 李强;钟海全;王渊;冷有恒;郭春秋
2.丛式井组总体防碰与钻井顺序优化技术及应用 [J], 刘晓艳;施亚楠;李培丽
3.海上密集丛式井组再加密调整井网钻井技术探索与实践 [J], 姜伟
4.基于凸优化模型的Sudoku求解方法及其GUI实现 [J], 胡静
5.丛式井组总体防碰与钻井顺序优化技术及应用研究 [J], 曹刚
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密集丛式井组优快钻井关键技术研究与应用
密集丛式井组优快钻井关键技术研究与应用——钻井工艺研究所一、项目背景随着胜利油区油气勘探开发不断深入，勘探开发的区域也不断扩大。
滩浅海（湖）井组的开发对于胜利油田的持续性发展具有重要的现实意义，利用人工岛密集丛式组开发滩浅海（湖）油气田有利于优快钻井技术的规模实施，实现从钻井、完井、作业等系统化的“井工厂”模式，钻井效率进一步提高，开发成本也得到大大降低。
青东5项目是胜利油田部署的大型海油陆采密集丛式井组，共部署井位61口，钻井施工具有以下难点：井间距小、造斜点浅、大尺寸井眼浅层定向造斜率低、防碰任务艰巨、部分井水平位移大，涉海作业环保要求高等。
另外，青东5井组属于勘探新区，控制井位少，存在四个大断块，地质构造复杂，油藏落实难度大，以少井地区断块油藏地质构造模型为基础，以井间防碰和避开断层为原则将地质构造模型与密集丛式井轨道设计结合形成初步井组轨道设计方案。
井组施工期间，根据油藏方案调整情况，通过井间防碰扫描形成预案，再通过地质工程一体化评价优化井组整体轨道设计方案，直至形成最终优化方案。
二、项目目标通过研究，形成大型密集丛式井组钻井工艺配套技术及三维绕障主动防碰技术。
三、关键技术及创新点1、大型密集丛式井组施工难点分析（1）项目运行管理1）多部门同时作业，生产组织运行难度高。
一个井场，二到四部钻机同时施工，钻井、录井、定向、测井、固井等多部门协同作业，且搬安、电测、固井加上泥浆拉运等作业环节施工车辆多，极易发生地面“拥堵、停待”现象，在生活、安全及管理方面压力巨大.（2）项目施工技术1）表层大井眼定向，造斜点浅，造斜率低。
平原组位于地表，地层非常疏松。
为了满足无线信号的正常传输和井下安全又必须达到一定的排量，井眼扩大率大，造斜率低，井眼轨迹控制难度大。
2)井网密集，防碰难度大。
井数多，井网密集，井口间距仅2-5mm，地下井眼轨道密集交错，既要考虑与已完钻井的防碰，又要考虑不能侵占待钻井的井眼轨道，且大位移井（>1500m）、大井斜井（>45°）多，轨迹控制精度要求更加严格，防碰绕障任务艰巨。
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。
海油陆采高难度大型丛式井组固井技术
１ ０ ７
海油陆采高难度大型丛式井组固井技术
于 飞（ 山 东胜 油 固井 工程 技 术有 限公 司 山 东 东营 ２ ５ ７ ０ ６ ４ ）
摘要 ： 垦东 １ ２平 台是 胜 利 油 田重 点 开 发 的 海 油 陆 采 区块 ， 也 是增 储 上 产 的 重 点 施 工 项 目 ， 存 在 着造 斜 点 浅 、 井 斜
４ ． ２ ． ２ 油 层套 管
砂组 ４ ０个 含 油 小 层 均 有 油 层 发 育 。 （ ２ ） 油层单 层厚度薄 ： 垦东 １ ２块 平 均 单 井 钻 遇 油 层 ８ ． ４层 ２ ４ ． ０ ｍ， 平 均 单层 厚度 为 ２ ． ９ ｍ。 （ 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 ． ４ ０ ｇ ／ ｅ ａ３ ｒ 。 ２ 井 身 结构 与 固 井 工 艺 、 根 据 区块 地 层 和 油 藏 特 点 ， 导管 ｃ １ ） ５ ０ ８ ｍｍ 下 深 ２ ０ ～ ６ ０ ｍ； 表 层采用 ＜ Ｉ ＞ ３ ４ ６ ． １ ｍ ｍ钻 头＋ ￣ ２ ７ ３ ． １ ｍ ｍ 套 管 ．油 层 采 用 ｑ ｂ ２ ４ １ ． ３ ｍ ｍ 钻 头＋ １ ７ ７ ． ８ ｍ ｍ套管。 定 向井 采 用 套 管 射 孑 Ｌ 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
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海上丛式井网加密调整防碰关键技术
[摘要]介绍了海上丛式井网加密调整平台位置优选、定向井轨迹优化、防碰绕障技术，上述加密调整井钻井工程技术在渤海油田的成功应用，极大的推动了我国海上油气田开发生产能力，提升了海上丛式井、定向井钻井技术水平，为今后海上油气田进行大规模调整提供了可靠的技术保证。
[关键词]海上丛式井网加密调整井平台位置优选防碰绕障
中图分类号：te242 文献标识码：a 文章编号：1009-914x（2013）13-0019-02
1、前言
目前，海洋石油资源的勘探开发已进入了一个新的阶段，水平井、大位移井和丛式井的应用越来越广泛，油气开发正向着更深更远的目标发展。
与此同时，随着部分油田进入到开发的中后期，采油速度和采收率降低幅度大、综合含水上升快，产量递减快等问题逐步暴露[1]。
由于海上油田开发高投入、高风险的特点，通过单纯的增加油井数量和平台数量来提高产量的方式，受到了项目经济性的制约和限制。
因此，采取丛式井网整体加密的方式，即在原来的丛式井网中再打加密调整井，成为了海上油田高效开发、提高采收率的重要手段。
但这种特殊的调整方式给钻井设计和作业带来诸多技术挑战和难点。
海上丛式井网一般是以平台为中心点向四周发散的轨迹分布，由于井网密集，井眼之间碰撞风险非常大。
如何从新建平台位置的优
选、定向井轨迹优化设计方面最大程度降低井眼防碰风险，并提高现场作业的防碰监测与绕障技术已成为今后一段时间内海上调整井安全作业的关键技术之一[2]。
2、海上丛式井网加密调整井防碰关键技术
2.1 老井井眼轨迹数据精确再处理技术
2.2 丛式井网钻井平台位置优选技术
与陆上钻井成本构成相比，海洋钻井平台日费和定向钻井费用（日费）均比较高，而平台位置优选是降低钻井总进尺、作业难度及钻进周期最基本和最有效的手段之一。
在原来已十分密集的丛式井组中再度加密钻出加密井网，使得加密调整井新建平台位置的选择是一个非常复杂的过程。
首先需要对已存在的井眼轨迹进行分析，再根据以“井口位移法”（井组的井口位移之和最小）确定的初始调整井平台位置进行新钻井轨迹设计，并与老井网进行防碰分析，最后根据防碰分析结果对平台位置进行调整，直到所有井均满足防碰要求为止。
针对上述平台位置优选的复杂性，研究形成了以三维地质模型及原有井网为设计环境的平台位置优选方法。
基于三维井位设计软件decisionspace和定向井设计软件compass实现了含水平井平台位置优选的方法。
2.3 井眼轨迹优化及防碰绕障技术
在丛式井网加密调整井的设计与施工中，除了需要时刻注意实钻轨迹与设计轨迹的相符程度及其变化趋势，以确保中靶并保持良好
的井身质量外，还需要考虑邻井的设计轨迹和实钻轨迹，用于进行防碰计算与设计。
在井眼轨迹防碰绕障设计时，需要综合考虑油藏钻井顺序、井斜方位等因素，合理分配槽口，确定造斜点、造斜率及关键绕障控制点。
并采用最精确的最小距离法[3]进行防碰扫描。
通过计算井眼距离的分离系数，来判断井眼间距是否处于危险情况，并做出相应的决策。
用参考井和比较井的中心距和两井的误差椭圆半径之比来表示井的接近程度，如比值等于1说明两井相切，即有可能蹭着邻井；如比值大于1，说明两井是安全的；如比值小于1，说明两井不安全，很有可能碰撞套管，图1、图2分别为渤海某调整井绕障前后的防碰中心距示意图。
2.4 丛式井网井眼轨迹控制技术现场实施要点
3）精密测量仪器确认已钻井眼轨迹，所有表层段都要有陀螺测斜数据，为后期井的防碰计算提供准确数据。
直井段陀螺测量轨迹间隔不大于10米/每点。
陀螺定向过程中，及时用mwd工具面及实测结果检验、判断陀螺定向方向是否正确、以及造斜率是否满足要求。
5）防碰风险井段应采用牙轮钻头钻进通过。
3、渤海某油田加密调整井防碰设计实例
3.1 油田概况
渤海某油田现有平台6座，油井179口，注水井24口，水源井5口。
现进行综合调整方案新增调整井101口，其中水平井88口，定向井13口。
3.2 技术挑战
定向井防碰设计涉及方案较多，新增井与多口老井或新井同时存在浅、中、深层防碰问题；综合考虑原有工程设施和提高新增调整井可实施性为原则，同时考虑钻井难度和防碰风险，平台数确定及平台位置优化难度较大；部分定向井第一稳斜角较大，二次造斜扭方位大，实际作业过程中需同时克服防碰问题，综合作业难度大；靶前位移短，狗腿度较大，造斜率偏高，反扣严重，同时稳斜段较短，下泵作业难度大。
3.3 解决方案
针对此油田的加密调整存在的技术难点，结合现有工程设施提出了三种大方案。
利用前述方法对每一种方案进行了多轮平台位置优选和井轨迹优化。
对于存在防碰问题的调整井，分步骤分类进行优化调整：对于存在防碰问题的老井复测陀螺；对新钻井，存在防碰问题的井段，根据套管鞋位置确定复测陀螺深度，减小上部井段的误差椭圆；对存在防碰问题的井段采取随钻测陀螺技术，减小该井段的误差椭圆；考虑三维误差椭球，计算方向性分离系数。
通过优化并综合考虑经济性因素，最终设计结果见图3所示。
4、结论和认识
针对目前我国海上油气田开发的技术特点，以及加密调整井的复杂情况，通过探索、实践、研究得出了一套适合于海上加密调整井钻井技术，包括平台位置优选、防碰扫描、绕障防碰等。
并将研究
成果在工程实践中得到了很好的应用。
参考文献
[1] 张凤久，罗宪波，刘英宪，等.海上油田从式井网整体加密调整技术研究[j].中国工程科学2011.13（5）
[2] 姜伟海.上密集丛式井组在加密调整井网钻井技术探索与实践[j].钻井工程2011.31（1）
[3] 柳贡慧，董本京，等.误差椭球及井眼交碰概率分析[j].钻采工艺，2005，23（3）：5-12
作者简介
谢仁军（1983～），男，工程师，现主要从事海洋石油工程技术研究。