单筒双井技术在渤海的应用

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1、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9-5/8"LST井口系统结构及组成作业程序认识和体会2QK17-2油田简介QK17-2油田简介3QK17-2油田的地理位置H4QK17-2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18

2、0°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井眼轨迹示意图P30、P31、P32H、P337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

3、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9单筒双井概况10N8P3016P3132P3324P327P615P1131P2523P186P1014P1230P2422P175P513W129P2321P164P312P428P2220P153P911P727P2119P132P10P826P2018P191P19P2625W217P27槽口号井号N8P3016P3132P3324P327P615P1131P2523P186P101

4、4P1230P2422P175P513W129P2321P164P312P428P2220P153P911P727P2119P132P10P826P2018P191P19P2625W217P27槽口号井号P2&P1411单筒双井9-5/8"LST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9-5/8"LST井口系统结构及组成13单筒双井9-5/8"LST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．

5、组合一开26"钻具组合如下：26"BIT(R1,28*3)+SUB+8"DC2+SUB+26"STB+SUB+8"DC1+SUB+5"HWDP18钻进参数：钻压10~50KN，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P149-5/8"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

6、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

7、，最小密度1.58g/cm3。D、注尾浆13.5KL，平均密度1.84g/cm3，最大密度1.90g/cm3，最小密度1.70g/cm3。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/cm3，最大密度1.75g/cm3，最小密度1.50g/cm3。K、注尾浆79KL，平