大斜度小半径长稳斜段丛式井钻井技术

大斜度小半径长稳斜段丛式井钻井技术 (原创)谢学明 徐全心 已在《江汉石油科技》公开刊物发 表 关于同志近三年现实表现材料材料类招标技术评分表图表与交易pdf视力表打印pdf用图表说话 pdf 摘要 坪北过去在“投资少、成本低”的背景下，采用单点定向钻井模式进行常规定向井轨迹控制，常因井斜和方位的变化造成多次起下钻，延长了钻井周期，增加了钻井成本。目前，由于勘探开发的需要，必须实施大斜度小半径长稳斜段丛式井钻井技术，才能开发延伸距离较远的山底油藏。因此，改变老的定向钻井模式，应用新的导向钻井技术将显得十分必要。本文介绍了长稳斜段轨迹控制的三种方法，具有一定的指导借鉴作用。 大斜度 小半径 稳斜 轨迹 控制 丛式井 关键词 前言 坪北地层平缓，地层倾角较小，方位漂移无规律，当井斜角小于30?时，方位忽左忽右，漂移不确定，过去采用单点定向钻井模式，非常被动，一口井要纠几次方位，井斜的变化也很大，很容易脱靶。对于设计垂深1200m，位移500m的定向井，靶半径为30m，控制方位允许偏差?3.5?，控制井斜允许偏差?2.3?，如果使用老的单点定向钻井模式来完成井眼轨迹控制，难度是可想而知的。在控制过程中进行井斜和方位的调整在所难免，这样就增加了起下钻次数，需要多次倒换钻具来实现井眼轨迹的控制。当中靶半径由30m减小至10m后，控制方位允许偏差仅?1.2?，控制井斜允许偏差仅?0.8?，这样就不能再使用单点定向模式了，如果位移超过500m，井斜和方位的控制范围就更小，就更难中靶。本文介绍的三口大斜度井，位移都超过了900m，靶半径均为10m，并且稳斜段较长，必须改变过去老的定向钻井模式，大胆应用 “PDC钻头+导向马达+欠尺寸稳定器+MWD无线随钻”组成的导向钻井技术，实现连续定向，不用起下钻，一趟钻完成增斜、降斜、稳斜的定向钻井模式，控制井眼轨迹平滑，减少起下钻次数，提高钻井速度。 一、地层对丛式井井眼轨迹的影响分析 井眼轨迹控制就是控制井斜和方位的变化，掌握地层的自然造斜规律和方位的漂移规律，优选钻具组合和钻井参数，随时调整井斜和方位，使井眼走向沿着预先设计的轨道运行。然而，由于诸多因素的影响，实钻井眼轨迹很难与设计轨道同步运行，其主要影响因素有以下两点: (1)地层对井斜变化的影响规律 沿地层倾向附近钻进时, 地层只有降斜作用，且降斜作用最强, 随井斜角的增大而增强。例如P59-121井，在井深430m处开始定向，采用1?单弯螺杆，全程滑动定向钻进至680m，井斜34.51?，方位88.34?，平均造斜率只有13.2?/100m，而在同一平台的其它方位钻井时，平均造斜率25?/100m，这就说明工具的造斜率有一部分被地层的降斜力抵消了，所以，沿地层倾向附近钻进时,要选择较大的工具造斜率才能满足设计要求。 (2)地层对方位漂移的影响规律 在钻井过程中，当钻进的井眼方位与地层上倾(或下倾) 方向一致时, 井眼方位最稳定;当井斜角小于地层倾角时, 除沿上倾(或下倾)方向钻进外, 井眼方位均漂向地层的上倾方向;当井斜角大于地层倾角时, 沿倾角?90?范围内钻进, 井眼方位将漂向地层的倾向方向。而沿其他方向钻进时, 井眼方位漂向地层的上倾方向，但是随着井斜角的增大, 方位趋于稳定, 即地层对井眼方位的影响作用减弱。 (3)丛式井井位布署 丛式井井位布署要根据地层对井斜和方位的影响规律来进行。在丛式井设计中，对不同方位的井要进行整体布局，尽量减少由于地层因素的影响造成井斜变化和方位漂移，避免出现重复定向，甚至发生碰套管故障。当沿着地层倾向附近钻进时，设计的位移应小一些，防止造斜率低井斜达不到要求;当钻进的井眼方位与地层上倾(或下倾) 方向不一致时，设计的井斜角应大于45?，使方位趋于稳定。先打位移大的井，后打位移小的井;丛式井两井造斜点应错开不少于10m，可有效避免造斜点附近两井串通和相交。P199-5平台发生过碰套管故障，该平台P76-120井在二开钻水泥塞时，钻至表层套管鞋处发生蹩跳现象，震动筛上有铁屑返出，于井深 215.84m将邻井套管钻穿。因此，针对这三口大斜度井必须精心设计，做好安全椭圆扫描计算。是由于这三口大斜度井是后来增加的，没有经过整体设计和整体布署，与该平台已完井的21口中有7口井需要重点防碰，地面井距4m，上部井段地层自然方位与设计方位都在第一象限，相邻两井方位差10?左右。所以防碰工作是重中之重。 二、导向钻井技术的应用 导向钻井技术的的优势最主要应用在长稳斜段钻进中，因为任何钻具在地层 因素的影响下，是不能保证井斜和方位稳定不变的，再加上靶半径仅10m的大位移长稳斜段，其井斜和方位的控制范围就更小，靶区几乎是一个点。因此，长稳斜段的井眼轨迹控制除了采用导向钻井技术之外还辅助下列三种方法: (1)余留划眼法。当井斜缓慢下降时，采取每钻进一根单根划眼两遍，剩余井底2m不划。原理:由于井底钻具组合1.5m左右有稳定器，下井壁存在一定的台阶，扶正器趟在下井壁具有上翘趋势，即增斜趋势，能达到抑制降斜的目的。 (2)微调稳定器外径法。当出现微增井斜时，采取降低螺杆本体稳定器的外径或者增加单弯螺杆上面欠尺寸稳定器外径的方法，即可达到稳斜的目的。 (3)短距离滑动定向加复合钻进的方法。当需要微调方位时，工具面放在要 求的位置，滑动定向几米再复合钻进，即可达到稳方位的目的。 以P72-124井为例，设计剖面“直-增-稳”三段制，设计目的层垂深1210m，方位64.36?，位移915m。施工经过: 1、直井段(0-223m) 一开采用塔式钻具组合， Ф311.2mmPDC钻头+Ф178.8mm钻铤3根 +Ф158.8mm钻铤6根 钻压20,30kN吊打钻进，采用电子多点测斜仪监测井斜方位，防止直井段打斜，确保直井段最大井斜角小于1?，直井段井底位移不超过1.5m，为下部井段井眼轨迹控制打好基础，同时也为丛式井防碰创造了良好条件。 2、增斜段(223-503.5m) 钻具组合:Ф215.9mm钻头+Ф172mm(1.25?)单弯螺杆+MWD+Ф158.8mm无磁钻铤1根+Ф158.8mm钻铤3根，钻井参数:钻压80kN、泵压10Mpa、排量30L/S。使用MWD无线随钻测斜仪跟踪测斜，有效控制造斜率，如果造斜率大于设计，立即停止滑动钻进，采用旋转复合钻进，这样既满足了设计造斜率的要求，又提高了定向速度，并且使整个增斜段轨迹平滑。该井实际造斜点在223m，井斜1.5?，方位81.7?，增斜至井深503.5m，井斜47.6?，方位65.26?，达到了设计要求，整个增斜井段轨迹平滑，施工顺利。 3、稳斜段(503.5-1673.52m) 稳斜段是大斜度井施工的难点，位移越大，稳斜段越长，井斜角和方位角的控制范围就越小。既要保持井眼轨迹平滑，降低摩阻和扭矩，又要避免在富县组地层定向，防止富县组垮塌、阻卡、电测困难等复杂故障，全井段采用导向钻井 技术一直稳斜至完钻。其关键问 题 快递公司问题件快递公司问题件货款处理关于圆的周长面积重点题型关于解方程组的题及答案关于南海问题 是钻具组合的选择，本井优选了两种稳斜钻具组合，复合钻井斜变化率?1?/100m，方位变化率很小，可忽略不计。 钻具组合1:Ф215.9mm钻头 +Ф172mm(1?)单弯螺杆+MWD+Ф210mm稳定器+Ф158.8mm无磁钻铤1根+Ф127mm加重钻杆3根+Ф127mm钻杆30根+Ф127mm加重钻杆27根+Ф127mm钻杆 钻具组合2:Ф215.9mm钻头 +Ф172mm(1?)单弯螺杆+MWD+Ф212mm稳定器++无磁短节+MWD+Ф127mm无磁承压钻杆1根+Ф127mm加重钻杆3根+Ф127mm钻杆30根+Ф127mm加重钻杆27根+Ф127mm钻杆。 钻井参数:钻压40—60kN、转速60r/min、泵压10—12Mpa、排量29—32L/S。 P72-124井实钻结果:井深1587.39m，垂深1210m，最大井斜48.78?/689.7m，闭合方位64.38?，水平位移915.21m，靶心距4.56 m，设计轨道与实钻轨迹见图1:. 图1 P72-124井设计轨道与实钻轨迹图 三、 导向钻井与常规定向钻井应用情况对比 对于小位移小半径靶圈的定向井来说，预留合适的方位漂移量，完成全井轨迹控制最少需3趟钻，如果预留方位漂移量不合适，则需要多次更换钻具来调整方位;对于大位移小半径靶圈的定向井，井眼轨迹控制难度更大，如果通过预留方位漂移量、调整钻具组合来实现井眼轨迹控制的话，起下钻次数会更多，甚至难以中靶。而采用目前国内外较先进的导向钻井技术，在钻进过程中能随时进行 井斜和方位的调整。 钻具组合1或2，是在过去常规定向钻具组合中增加了一个欠尺寸稳定器，并且将钻铤和加重钻杆移到上面，形成倒装，这一创新起到了防粘卡和稳斜的作用，还可避免因摩阻扭矩增大导致钻压加不到钻头上的“托压”现象，特别是在大斜度长稳斜段定向井中，配合高效能PDC钻头和大功率螺杆钻具能一次性完成增斜、降斜、稳斜、纠方位等作业，实现滑动钻井与旋转钻井相结合的钻井方式，真正起到了导向钻井的重要作用，大幅度提高机械钻速，减少起下钻次数，降低工人劳动强度，缩短钻井周期，节约钻井成本，具有显著的经济效益。见表1(靶半径均为10m): 表1 导向钻井与常规定向井应用情况对比表 最大 机械定向 钻井 调整钻 钻井周井深位移 井号 井斜 钻速m m 次数 方式 具次数 期 m/s ? P31-90 1475 381.58 18 2 常规 6 12d5h 12.2 P33-88 1524 450.56 21 2 常规 7 10d17h 10.02 P70-118 1411 510 23 3 常规 8 11d11h 9.8 P72-124 1673 976.26 50 1 导向 1 12d3h 12.67 P74-124c 1800 1157.1 58 1 导向 1 10d4h 10.06 P74-125 1666 990 49 1 导向 1 11d3h 16.5 从表1可以看出，使用导向钻井技术的井比常规定向井的位移和井斜大，施工难度大，井深是增加的，调整钻具次数是减少的，机械钻速是提高的，钻井周期是缩短的。 四、结论与 建议 关于小区增设电动车充电建议给教师的建议PDF智慧城市建议书pdf给教师的36条建议下载税则修订调整建议表下载 1、导向钻井技术是成功钻探大斜度小半径长稳斜段丛式井的关键技术。 2、稳斜段是大斜度井施工的重点和难点，P72-124井稳斜段长1345m，创坪北油田稳斜段最长的历史记录。 3、大斜度小半径长稳斜段丛式井的井眼轨迹控制要求精益求精，不要留方位漂移量，必须始终沿着设计轨道中线走，才能顺利中靶。 4、丛式井平台井网密集，建议进行整体规划、整体设计、整体布署，包括井架整拖方向和打井顺序等，做好邻井防碰扫描图，杜绝碰套管故障的发生。