基于遗传算法的丛式井平台部署优化研究

丛式井钻井平台位置优化是油田开发前需要关注的重要问题,在应用枚举法、动态聚类法等方法进行平台位置优化时,要依靠经验或方法本身存在一定局限性。为此,以横向靶前位移最小和总投资费用最小为目标,建立了钻完井费用模型、采油工程费用模型、地面建设费用模型和维护费用模型的平台总投资规划模型,采用双权值法对平台位置和靶点坐标进行优化分配,并基于Python语言的遗传算法进行平台位置规划部署。应用大庆油田某区块44个靶点的坐标数据,进行了平台位置优化设计,结果表明,以横向靶前位移最小为优选目标的平台总投资规划模型,可以快速地优化钻井平台位置,给出平台位置范围和靶点分配,并可以根据不同地形选取合适的平台位置和靶点坐标,人为因素影响较小,可以很好地解决丛式井平台部署问题,对其他区块平台部署有很好的借鉴意义。

海洋丛式井典型浅部井漏复杂情况案例分析及处理措施

渤海部分油田由于长期开采导致产能大幅度降低,利用现有低产能老井进行侧钻新井位是增产的有效措施之一。海上油田受平台面积限制,井网设计密集且槽口间距小,使得浅层侧钻钻井作业面临诸多挑战。本文以渤海油田某井在浅层侧钻过程中发生的典型浅部井漏案例为研究对象,详细分析了在高密度井网和有限空间条件下,如何有效应对窜槽口漏失、邻井工程性裂缝和窜通海底失返性漏失等复杂钻井情况。通过对案例的深入分析,文章揭示了井壁稳定性不足、水泥石质量差及地质条件复杂等因素对井漏的影响。在此基础上,本文提出了一系列针对性的处理措施和预防策略,包括改进钻井液设计、优化水泥浆配比及施工工艺,以及采用先进地质预测技术。特别是在侧钻操作中,采用了先进的钻井技术和特种工具,以规避已知风险区域并提高侧钻成功率。本研究对于类似条件下的海洋油田开发具有重要的参考价值和实际意义。

大型丛式井组平台位置优化方法

丛式井组钻井平台位置优选是丛式井钻井技术中的关键问题之一。根据地质靶点的分布情况,将"控制靶点位移之和最小",或"控制井眼长度之和最小",或"控制钻井成本之和最小"等条件作为优选平台位置的指标(目标函数),建立了丛式井钻井平台位置优化数学规划模型,并根据遗传算法的理论原理对模型进行了求解。实例分析表明,所建立的模型及遗传求解方法能够在综合考虑地面限制条件等环境因素的前提下,优选出钻井平台位置,并满足现场安全钻井施工的要求,同时大幅度降低了钻井综合成本,发挥出了丛式井钻井技术的优势。

长庆小井眼丛式井钻井技术

长庆油田自 1998年至 2 0 0 0年进行了小井眼定向井、丛式井钻井技术研究 ,形成了一套完善的工艺技术。针对小井眼定向井特殊工艺及长庆油田地层、油藏特征 ,分析了长庆小井眼定向井的井身结构和井身剖面 ,给出了适合长庆小井眼定向井钻井的设备、工具配套 ,重点分析了长庆小井眼定向井井眼轨迹控制技术、底部钻具组合力学特性对井斜和方位的影响及小井眼定向井钻头的合理选择 ,并且对最佳参数配合进行了分析 ,形成了长庆小井眼定向井、丛式井轨迹有效控制的成套技术。小井眼丛式井能够达到降低浅油层钻井成本的目的 。

丛式井平台井口布置方法

为了进一步优化丛式井的设计,研究了丛式井平台井口和靶点的优选和分配问题。当井口分布呈多排多列且不均匀分布时,首先对井口和靶点进行直线或同心圆划分,再基于井口与靶点的连线在水平面上的投影两两不相交且水平位移平方和最小的方法(即不相交水平位移最小距离法),建立了不相交水平位移最小距离法计算模型,并编制了相应的分析计算软件。以吉林油田某丛式井组为例,利用编制的软件进行了井口和靶点的优选及分配,快速求出了最优分配结果。这表明采用不相交水平位移最小距离法可以快速求出最优的分配结果,可提高设计人员的工作效率。

浅层丛式井钻井工艺

应用丛式井钻井技术开发浅层油气藏是降低钻井综合成本 ,提高原油产量的途径之一。平台优化和井眼轨迹控制技术是丛式井施工的核心技术 ,经过重点科技攻关 ,该技术日趋完善 ,并在国内各大油田推广应用。但是 ,应用丛式井钻井技术开采浅层油藏技术和低产油藏技术还需做进一步的完善。文中结合近年来在内蒙古科尔沁、陕西安塞、延安等地区承钻浅层丛式井钻井实践 ,讨论浅层丛式井井眼轨迹控制的技术问题和施工难点、重点。

丛式井组总体防碰与钻井顺序优化技术及应用

针对丛式井组井间距小、钻井数量多、井间防碰钻井顺序优化难度大的技术特点,利用观察法结合系统科学方法,对平台与钻机整拖方向、目标点与井口位置、各目标井方位关系等进行了系统研究,以老168丛式井组为例,借助于Paradigm软件计算辅助手段,提出了一套钻井顺序整体优化思路与方法,并分析了钻井顺序排列规律。研究表明,对于密集型丛式井组钻井顺序优化,在分析防碰控制不利因素的基础上,根据油藏特点与布井规律分析钻井顺序优化原则,结合平台自身特点确定钻井顺序优化的方案,借助计算软件进行钻井顺序实施前的不断优化与实施过程中的持续优化。最终得到既满足油藏要求、又满足钻探目的的最优化钻井顺序,为国内海油陆采大型丛式井组钻井方案总体规划提供了科学依据。

基于蚁群算法的丛式井井口分配方法研究

为充分利用井口,降低成本,提高钻井效率,保证钻井安全,以井口—靶点的水平投影距离之和最小为目标函数,构建蚁群算法,求解丛式井井口分配模型,以投影不相交或很少相交为约束条件,建立惩罚函数及丛式井井口分配蚁群算法模型,并编制软件。实例表明,该模型求解分配方案能够较好地满足现场应用,可以快速有效地求出较优的分配方案。

基于概率分析的密集丛式井组造斜窗口确定方法

造斜点深度分配是决定密集丛式井组整体防碰设计效果的关键因素之一,而造斜点深度选择范围即造斜窗口是合理分配造斜点的前提。为此,从概率分析的角度,分析了南堡油田152口上直段较长井(900 m以内设计为直井段)的实钻井眼轨迹数据,得出了上直段水平位移偏差随井深的变化规律,建立了上直段水平位移偏差概率分析模型,形成了一种可以确定密集丛式井组造斜窗口的方法。通过在南堡1-3人工岛密集丛式井组设计与施工中的应用,证明该方法可以为南堡油田密集丛式井组轨道设计提供相对合理的造斜窗口。

定向井丛式井整体开发技术

介绍了江苏油田工程院对码头庄、高集、韦庄和陈堡等小断块油田进行了钻井工程整体设计技术和定向井丛式井技术整体开发 ,节约运费 ,缩短周期 ,节约钻机作业费 ,取得了明显的经济效益和社会效益 ,因此只有把勘探和开发有机的结合起来 ,才能最大限度地提高勘探开发整体效益。

用丛式井开发油田的方案设计

本文讨论了用丛式井技术开发一个油田(或区块)的过程中,钻井、地面建设、油气集输等9项费用对油田建设总投资的影响。通过分析,建立了以油田建设总投资最小为目标函数的规划模型,并根据钻井工程中1个丛式井平台控制一定面积的井位这一具体情况,提出了求解这一规划问题的方法。通过对辽河油田杜48区块平台规划的验算,证明了这种规划方法可为决策提供依据。

导向钻井技术在埕北6B丛式井组的应用

介绍了胜利油田埕北６Ｂ丛式井组６口定向井的工程设计， 并分析了其钻井难点及对策， 详细述叙了利用导向钻井技术钻定向段及稳斜段的技术措施。６口定向井平均钻井周期４．３１ｄ， 平均机械钻速３２．３６ｍ ／ｈ， 与该区块１９９７年用常规钻井技术所钻井眼相比， 机械钻速明显提高， 钻井成本明显降低， 经济效益显著。

长庆苏里格气田苏25区块丛式井钻井工艺技术应用研究

苏里格气田地处毛乌素沙漠腹地,植被稀少、生态脆弱。随着苏里格气田的勘探开发,使本来就十分脆弱的生态环境变得更加脆弱。为了有效地改变这种现象,钻井由单井变为丛式井。针对苏25区块钻井存在的难点,项目组开展了钻井工程优化设计、根据实钻地层情况及时调整造斜点和井身剖面、丛式井防碰、根据地层造斜能力和方位自然漂移量及时改变钻具组合和调整钻井参数,引入低速螺杆取代普通螺杆,大大缓解钻头快速磨损等技术。在苏里格完成了二个丛式井组,减少了建设用地,保护了环境,钻井施工中首次使用低转速螺杆,填补了国内使用低转速螺杆的空白,解决了在该地区定向钻进钻头因磨损而先期损坏的难题,使复合钻井成为现实,并提高机械钻速20%以上,为该地区今后丛式井钻井积累了经验。

长庆小井眼丛式井固井技术

小井眼固井由于其井眼尺寸小、环空间隙小 ,给固井作业带来较大困难 ,常规固井技术难以保证其固井质量。针对长庆油田小井眼井浅、地层低压低渗、油层有底水或油水同层、丛式开发等具体特点研究出的小井眼固井实用技术 ,在现场应用中见到了良好效果。重点论述和介绍了该技术的工艺。

草4丛式井组相碰事故经验与教训

草桥4号平台位于乐安油田济阳坳陷东营凹陷乐安-号纯化断裂鼻状构造带上,用于开发沙四段4砂组构造腰部,是一个由8口定向井组成的丛式井组。该井组在钻井过程中,由于受到施工条件限制,地质因素影响等,防碰难度大,先后发生交叉相碰和平行相碰两起井眼相碰事故,造成较大的经济损失。介绍了两起事故发生的经过并详细阐述了事故处理过程,综合分析后认为造成井眼相碰主要是由于无总体设计方案、直井段轨迹漂移、造斜点选择不合理等原因造成的,从中总结出了经验和教训。该事故具有典型性和代表性,对今后丛式井的设计和施工具有重要的借鉴意义。

兴瓦油田定向井、丛式井整体开发钻井技术

针对兴瓦油田大斜度、大位移井多,丛式井组整拖距离小,且每组井井数多的特点,从井身结构的优化、井身轨迹设计、方位提前角的确定、井眼轨迹控制技术、防碰技术等方面的具体措施和工艺要求入手,详细描述其操作要领和施工步骤。该工艺技术对其它复杂小断块油田的开发具有一定的指导意义。

密集丛式井防碰技术研究现状及发展趋势

密集丛式井钻井密度大、井口间距小,钻进时受邻井轨迹数据不准确、仪器测量精度及井眼轨迹控制等因素影响,井眼碰撞风险较高,已成为制约密集丛式井安全优快钻进的主要因素之一。在对国内外密集丛式井防碰技术研究现状进行广泛调研的基础上,结合现场防碰监测作业经验,分析总结了井眼相碰的原因;对现有井眼轨道优化设计方法、井眼轨迹精确控制技术、井眼轨迹误差模型、井眼轨迹实时三维可视化、防碰风险评价指标、防碰作业要求及防碰监测技术等进行了分析;基于大数据及人工智能在油气田开发中的应用,探讨了未来密集丛式井防碰技术发展趋势。本文对密集丛式井防碰技术研究现状的调研分析,可为保障密集丛式井安全钻进提供指导。

丛式井试油测试工艺技术

丛式井基本为大位移、大井斜的井,对联作试油工艺技术的应用影响很大。从难点分析、管柱结构设计及配套工具的设计加工等方面,系统介绍了针对不同试油目的、不同井筒条件的针对性试油工艺技术。此项工艺技术确保了大港和冀东油田"海油陆采"工程的顺利实施,同时,扩大了联作试油工艺技术的应用范围,实现了负压射孔、地层测试、酸压及排液求产的一体化作业技术在复杂井中的应用。经大量的现场应用证实,工艺具有良好的应用效果及前景。

丛式井钻头距邻井井筒距离的计算模型

根据振动弹性波的球面扩散和吸收衰减理论,结合振动波在地层和套管中的传播特性,在一定假设的基础上,建立了基于振动信号检测钻头距邻井井筒距离的计算模型。分析认为,在浅层井段,当井斜角和方位角变化不大时,PDC钻头和牙轮钻头距邻井井筒距离模型具有相同的形式。利用江苏油田陈3-105井实时采集的数据对所建PDC钻头距邻井井筒距离的计算模型进行验证。结果表明,对于井间距离在10 m之内的监测井段,所建模型可较准确地预测钻头趋近趋势。

苏里格气田储层地质研究及丛式井开发模式应用——以苏里格气田A区为例

长庆气区苏里格气田目前正处于快速上产阶段,选择一个合理的开发模式对其发展有着重要的意义。通过对苏里格气田A区地质资料的深入研究、分析,针对储层发育特点,设计了丛式井组多井型结合的开发模式,并在近几年的实践中取得了显著的效果,为苏里格气田实现少投入、多产出,提高经济效益,实现科学高效开发提供了一种思路。