渤海地区垦利油田大位移井固井实践
大位移井TH10314X井177.8mm尾管固井难点分析
杂情 况 ， 固井作 业 带来 了较 大的难度 。主要 难 点 包括 狗 腿度 大 、 管 下入 摩 阻大 、 内斜 井段 存在 给 套 井
套管居中度不高、 套管易贴壁造成泥浆难以被驱替 、 含有二叠系易漏地层 ， 施工压力窗口小， 固井技 对 术提 出了较 高的要 求 ； 因此 通过要 求钻 井队通 井时采 用双扶 正 器进 行通 井 ， 高入 井钻 具的 刚度 来 对 提 比钻杆和套管的刚性 ； 通过对比优选刚性树脂螺旋扶正器来降低套管摩 阻及提 高斜井段居 中度等方
法 来降低 难度 系数 。 关键 词 ： 固井 ； 大位 移 ； 狗腿度 ； 双扶 正 器 ； 刚性 ； 旋扶 正 器 螺
中 图分类号 ： ２ ６ 文 献标识 码 ： 文章编 号 ：Ｏ ４ ７ ６ ２ １ ） ７ ０ ６ － ０ ＴＥ ５ Ｂ １ ０ —５ １ （ ０ ２ ０ － ０ ９ ３
具体数据 ： 造斜点 ４４． ８ 水平位移 ４ ２８ 斜深为 ０５ ６ｍ， ０．ｍ， ６ ０ｍ； １６ 最大 井 斜 ３ ． ７， 深 ４ １． １ 最 大 狗腿 度 ３５ 。井 ６２ ３ｍ； ４． ５， ５３。井深 ４ ７． ６ ２９３ ｍ。由于井内狗脚度变化大 ， 造成 下部井段测井仪器下人困难， 故该井 ５ ｌｍ 以下井段 １ｌ 没 有进行 测井 。该 井 的复杂情 况还包 含 ： 出现过 １ 卡 次 钻 、 次掉钻具以及 ４ ３ 次井漏。处理这些事故给井 内增 加 了更 多的不 确定 因素 ， 保证 固井 质量增 加 了更 多 的 对
头 ＋２根 ６１ ４ 钻 铤 ＋ １根 ８１ ４ 旋 流 扶 正 器 ＋ ２根 —／ ” —／
２ １ 针对 下套 管难 采用 的措施 ．
６１４钻铤 ＋８１４旋 流 扶正 器 ＋５根 ６１４钻铤 ＋原 —／” —／ —／”
渤海油田钻井提效新技术及其应用实践
渤海油田钻井提效新技术及其应用实践邓建明;刘小刚;马英文;崔治军;叶周明【摘要】渤海油田部分油田已进入综合调整开发期,钻完井工程面临地质油藏条件复杂、环保和安全形势日益严峻、油气开发成本高等难题.通过创新发展优快钻完井技术体系,形成了渤海油田钻井提效新技术体系,包括加密井网表层防碰技术、膨润土深钻技术、硬地层钻头综合优选技术、中深部地层钻具组合优化技术等.这一系列钻井提效新技术已在歧口18-1、垦利3-2及秦皇岛32-6等油田取得成功应用,较一次优快钻井作业效率提高40.54％,具有广阔的推广和应用价值.【期刊名称】《中国海上油气》【年(卷),期】2016(028)003【总页数】5页(P106-110)【关键词】渤海油田;钻井提效新技术;加密井网表层防碰;膨润土深钻;硬地层钻头综合优选;中深部地层钻具组合优化;作业效率【作者】邓建明;刘小刚;马英文;崔治军;叶周明【作者单位】中海石油(中国)有限公司天津分公司天津300452;中海石油(中国)有限公司天津分公司天津300452;中海石油(中国)有限公司天津分公司天津300452;中海石油(中国)有限公司天津分公司天津300452;中海石油(中国)有限公司天津分公司天津300452【正文语种】中文【中图分类】TE24220世纪90年代中期，原油市场低迷，而渤海地区大部分已探明油气田属于边际油气田，高效低成本钻井成为开发渤海边际油气田的必由之路。
通过学习和创新，创立了适合渤海油田的优快钻井技术体系。
优快钻井技术是通过集成先进、适用技术，创新作业流程和结合应用现代管理模式而形成的一项系统优化配套技术，体现了实现油气田开发效益最大化的理念[1]，在渤海油田发展中起到了举足轻重的作用，已成为中国海油的一种“优快”精神。
目前渤海油田已进入大开发阶段，面临着2个方面的难题：一方面，预开发的油田中储量大、油品好的大型优质油田越来越少，综合调整项目、稠油油田、三低油田等开发效益差油田比例较大；另一方面，社会公众环保意识逐步提升，提升发展的质量和效益已经成为社会期待的发展模式。
大位移井固井技术分析
调整钻井液 性 能 和循 环 洗 井是 提 高 顶 替效 率 必 不 可 少 的 重要 步 骤 。套 管 下 到 位后 ，以还 空返 速 为 ０９７ ．２ ｓ ．１￣１５ｍ／ 的速度循环 钻井液 ２ 以上 ，减少钻井液 的胶凝 ，扫 除下套 管时刮下 的岩 屑和软泥饼 。同 周
［ 关键词］大位移 井； 固井技术 ；居 中度 ；顶替效率 ；水 泥浆
［ 中图分类号］Ｔ ２ ３ Ｅ ５
［ 文献标识码］Ａ
［ 文章编号］１７ — ４９ （００ １ Ｎ ０ — ２ ６３ １０ ２１ ）０ 一 ２５ ０
大位 移井 一 般指 水平 位 移 与垂 深之 比大 于 或等 于 ２ 、测 深 大于 ３０ｍ 或水 平 位 移超 过 ３０ ｍ 的井 。 ００ ００ 当水 平 位移 与垂 深 之 比超过 ３ 、测 深 大于 ３ ０ｍ 时 ，为 高水垂 比大位 移井 。与 常规井 相 比 ，大位 移井 具 ００ 有 高难度 、高投 人 、高风 险的特 点 。近 年来 ，南海 东部 地 区的一 些对 外合 作 项 目中 ，大位 移井 作 业较 为 频繁 ，已经完 成 的 ３口大 位移 井 的测 深 ／ 垂深 分 别 为 ８２ ／ ７０ ８ ８２ ４ 、８ ３／ ８８ ８８ ２ ９ 、８０ ／ ８０ ８６ ２４ ｍ，且 均 采用 油 基钻 井液 钻进 。在大 位移 井 固井 施 工 中普遍 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 、套 管下 入 困难 、套 管 居 中难 、顶 替效 率 不高 以及 油 基钻 井 液影 响水 泥胶 结 强度 等 。笔者 通 过研究
表 １ 大 位 移 井 扶 正 器 使 用 数 量 统 计
由表 １ 知 ，现场 固井 作 业 中必 须适 时使 用 扶正 器 ，而且保 证 扶正 器合 理 的加 装 数 量 ，才 能 大 幅度 可 地 提 高套 管居 中度 ，从 而保 证 固井 作 业顺 利进 行 。
渤海钻探固井队建议
渤海钻探固井队建议一、引言渤海钻探固井队是一支专业的团队，致力于在渤海油田地区进行钻探和固井作业。
为了提高工作效率和安全性，我们向管理部门提出以下建议。
二、提升团队效率1. 加强团队协作：鼓励团队成员之间的密切合作和信息共享，通过定期会议和交流，及时解决问题和分享经验。
2. 优化工作流程：对钻探和固井作业流程进行评估和改进，减少重复工作和不必要的环节，提高作业效率。
3. 提升技术水平：加强团队成员的技术培训和学习，引入先进的钻探和固井技术，提高作业质量和效率。
三、加强安全管理1. 强化安全意识：定期组织安全培训和演练，提高团队成员的安全意识和应急处理能力，确保作业过程安全可控。
2. 严格执行操作规程：建立严格的操作规程，确保团队成员按照规程进行工作，避免操作失误和事故发生。
3. 完善安全设备：更新和维护钻井设备和安全设备，确保其正常运行和可靠性，降低事故风险。
四、优化资源配置1. 合理安排人员：根据作业需求和人员技能，合理安排团队成员的工作任务，避免人员闲置和工作负荷过大。
2. 提高设备利用率：优化设备使用计划，合理安排设备的运输和维护，提高设备利用率和作业效率。
3. 节约能源和材料：加强能源和材料的管理，减少浪费和损耗，降低作业成本和资源消耗。
五、改善工作环境1. 加强基础设施建设：改善作业场地和设施条件，提供良好的工作环境和生活条件，提高团队成员的工作积极性和满意度。
2. 关注员工福利：关心团队成员的身心健康，提供必要的保险和医疗福利，提高员工的工作满意度和忠诚度。
3. 鼓励创新和改进：鼓励团队成员提出改进意见和创新想法，建立激励机制，推动团队不断进步和发展。
六、加强沟通与合作1. 与合作伙伴密切合作：与渤海油田地区的其他团队和单位建立良好的合作关系，共同面对挑战和解决问题。
2. 与管理部门沟通：定期向管理部门汇报工作进展和存在的问题，寻求支持和解决方案，共同推动工作的顺利进行。
七、总结通过以上建议，渤海钻探固井队将能够提高工作效率和安全性，优化资源配置和工作环境，加强沟通与合作，为渤海油田地区的钻探和固井作业提供更加优质的服务。
渤海D油田WHPA平台大位移水平井钻修机钻井作业实践
１ ２ 施 工 难 点 ．
遇 的地 层 为 平 原 组 和 明化 镇 组 ， 藏 较 浅 ， 结 性 埋 胶
差 ， 利 于 定力 不 足 ， 约 了钻 井 程 安 １ 制
第 一作 者 简 介 ：李 凡 ， ，二 师 ， 男 ］程 毕业 于原 江汉 石 油 学 院 石 油 工 程 专 业 ， 要从 事 海洋 石 油 钻 完 井 技 术 及 管 理 ｒ作 。地 址 ： 津 市 塘 沽 Ｉ 主 ． 天 ｊ （ 渤海 石 油路 ６ ８号 海 油 大 厦 Ｂ座 （ 编 ：０ ４ ２ 。 ８ 邮 ３ ０ ５ ）
全顺 利施 工 ， 主要体 现在 ： 顶驱 实际 连续输 小扭矩 ①
最大 值 为 ３ Ｎ・ 而 利 用 Ｉ ｎ ｍａｋ软件 模 拟 计 ０ｋ ｍ， ｄ ｒ ａ 算 （ Ａ１ Ｈ 井 为例 ） 最 大扭 矩 发生 在 ２ ． ｎｉ 以 ９ ， １ ９Ｉｔ ５ ｎ ．
井 眼 段 旋 转 钻 进 时 ， 用 １ ７Ｆｍ 钻 杆 最 大 扭 矩 为 使 ２ ｉ ｌ
第 ２ ４卷
第 ２期
中 国 海 上 油 气
ＣＨ Ｉ Ａ ＦＦＳＨ Ｏ ＲＥ Ｉ Ｎ Ｏ ＯＩ Ａ ＮＤ ＧＡ Ｓ
Ｖ ｏ ． Ｎ Ｏ． ｔ ２４ ２
Ａ Ｄ ． （１ ｒ ２ Ｊ２
２１ ０ ２年 ４ 月
渤 海 Ｄ 油 田 Ｗ ＨＰ 平 台 大 位 移 水 平 井 Ａ 钻 修 机 钻 井 作 业 实 践
术 的综 合应用 ， 保证 了渤海 Ｄ油 田大位移 水平井安全 顺利完 钻 ， 平均 节约 工期 ３ ３ ， ． ９ｄ 这在 渤 海钻 井史 卜 是一 次新的技术 突破 。本 文 是对 渤海 Ｄ油 田应 用钻
渤海油田N13井“插旗杆”固井事故处理技术
钻井 是一 项高 风险 作业 。固井 作业 是钻 井 中的
一
工具 面后 发现 定 向方 位偏 差较 大 ．如果 继续 钻进 不
道 重要 程序 ， 具有 不 可逆转 性 。 要 求作 业 时一次 性
仅不 能满 足后 续轨迹 控制 要求 而且会 对 对周边 其他 井产 生较 大 的防碰影 响 ， 因此 决定注 水泥 回填侧 钻 。 下光 钻杆 至 ２ ６ １ ｍ， 循环， 注入 水 泥浆 ， 设计 封 固井底 ２ ６ １ ～ ８ ４ ． ３ １ ｍ， 注 入结 束 后 ， 拆 掉循 环 接 头 ， 起 钻 即 遇
疗 洪 ， ， 津 ∞ ３
摘 要
２
炯
固井 是 钻 井作 业 中 的重 要 工 序 ， 很 难 有 重 复 作 业 的机 会 ， 必 须 一 次性 实现 质 量 要 求 。但 是 由 于客 观 因素 的存 在 ， 不 可 避
免 地会 发 生 某些 固井 事 故 ， 如“ 插旗杆” 事 故便 是 固 井事 故 中的 典 型 。 渤 海 某 区块 Ｎ １ ３井在 一 开 ４ ４ ４ ． ５ ａ ｒ ｍ 井 眼作 业 时 由于轨 迹
》 一 ｜ 。 一 ｜ ｜ ｜ ｜
一 ｜
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李 ● 和 凡 ■ ， ■ 海海 ■ ■ 勰 源 种 ■
井壁稳定问题(1)
壁稳定问题变得非常复杂。
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岩石力学
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4、井壁稳定的研究方法 井壁稳定性的研究方法目前主要有三种：一是泥浆
化学研究，二岩石力学研究，三是化学和力学藕合起 来研究。
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岩石力学
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1、泥浆化学方面研究 从泥浆化学方面研究井壁稳定，主要研究泥岩水化
岩石力学
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2、井壁失稳与岩石破坏类型的关系 井壁失稳时岩石的破坏类型主要有两种：拉伸破坏、
剪切破坏。
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岩石力学
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剪切破坏又分为两种类型：
一种是脆性破坏，导致井眼扩大，这会给固井、 测井带来问题，这种破坏通常发生在脆性岩石中，但 对于弱胶结地层由于冲地作用也可能出现井眼扩大。
另一种是缩径，发生在软泥岩、砂岩、盐岩等地 层，在工程上遇到这种现象要不断地划眼，否则会出
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岩石力学
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2、力学方面的研究
岩石力学研究主要包括地应力状态的确定、岩石 力学性质的测定、井眼围岩应力分析，最终确定保持 井眼稳定的合理的泥浆密度。
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岩石力学
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3、化学的力学的藕合研究 泥浆化学和岩石力学藕合起来研究，尽可能地搜集
井眼情况资料（如井眼何时以何种方式出现复杂情 况），尽可能准确地估计岩石的性能，确定起主要作
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岩石力学
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厚壁筒模型的解为：
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当井内流体与地层流体相互渗透时，还应考虑流体 渗滤的作用所引起的附加应力场。将以上三方面综合起 来（或叠加起来），即得直井井壁围岩应力分布：
NP12-X168井大位移井钻井技术应用
１ ２ ７ ｍｍ复合 钻具 。
Ｌ ＡＮＤＭＡＲＫ软件 ， 分 析钻 具受 力 ， 计算 在 一定 摩 阻下
位移的最大延伸 。当钻具发生正 弦弯 曲时滑动困难 ， 发 生螺 旋 弯 曲时 钻具 将 自锁 。通 过对 最 为 复杂 的 ＮＰ １ ２ － Ｘ １ ６ ８ 井三开井段分析 ， 得到 了钻具弯曲最小钻
２ ． １ 井眼轨 迹控 制技 术
能 实 现 的 。大 位 移 井 井 眼 轨 迹 采 用 准 悬 链 线 剖 面 设
计， 有利于降低扭矩 ， 降低事故复杂 ， 提高大位移井 的 成功 率 。优化设 计 的井 眼轨迹 设计 见表 ２ 。
为 了提 高井 眼轨 迹 的控 制 能力 ， 加快 钻 井进 度 ， 该 井 全井使 用 导 向马 达 ， 施 工 中严 格执 行设 计 轨迹 ， 保 证
第一作者简介 ： 汪胜武（ １ ９ ８ ０ 一 ） ， 男（ 汉族 ） ， 湖北仙桃人 ， 长江 大学在读研究生 ， 研究方 向： 石油钻井工程 、 石油与天然气 Ｔ程。
２ ０ １ ３ 年第 ｌ Ｏ 期
西部探矿工程
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的抗扭能力等 ， 完成 了钻柱设计 ， 见表 ３ 。为降低压耗 ， 提 高 井 眼清 洁能 力 ， 该 井 ３ １ １ ． １ ｍｍ 以上 井 眼全 井 宜
西部探矿工程
２ ０ １ ３ 年第 ｌ ０ 期
Ｎ Ｐ １ ２ － Ｘｌ ６ ８ 井大位移 井钻 井技术应用
汪胜 武 涂 玉林
（ １ ． 长 江大 学 ， 湖北 荆州 ４ ３ ４ ０ ２ ３ ； ２ ． 中国石 油化工 股份 有 限公 司石 油工 程技术 研 究院 ， 北京 １ ０ ０ １ ０ １ ）
大位移井的关键技术
Critical Technologies for Success in Extended Reach Drilling大位移定向井的关键技术SPE 28293（运志森译于2000年9月）摘要/概况：本文介绍了大位移定向井（ERD）的关键技术，ERD是工业界关键行为，因为它能够使油田开发最大化地减少平台或井场数量，同时也为利用其他方式难以获得的油藏开发提供一条途径。
这些能力在一些项目中提高了利益的边界值，并能够使得边际油田的开发具有经济可行性。
回顾ERD技术，它包括扭矩/阻力，钻柱设计，井壁的稳定性，井筒的清洁，套管层次的考虑，定向钻井的优化，钻井动力以及钻机的能力。
这些技术构成了成功钻成大位移井的关键技术。
本文基于BP勘探公司在Wytch Farm 油田在追击大位移定向井世界记录目标的钻井经验获得的，它是结合了作业现场认识和当前技术评价的结果。
Wytch Farm 油田大位移井项目的概况BP勘探公司拥有大半的股份，并代表它的合作伙伴ARCO英国有限公司，Premier Consolidated 油田，Clyde石油，Purbeck 勘探公司和Goal 石油进行WF 油田的作业。
WF油田是1974年探明的，位于伦敦的西南部在英格兰Poole附近大不列颠海岸线上。
该油田的主要产层是Sherwood's Triassic 的砂岩，可采原油储量为270，000，000桶，油藏埋深1585米。
该油田大约1/3位于Poole 弯的海底之下。
由于应用ERD技术更有利于从海岸开发该油田的海上部分，原先计划用修建人工岛来开发海上油田的计划被取消，海岸井场的描述见－图1，这是1991年的决策，接着不同类型的ERD相继在工业界上完成，并使得ERD技术在WF油田应用的可能性更加明显（参考文献1）。
为了避免应用人工岛，利用ERD来开发海上油田部分还可望节省＄150，000，000的开发费用，并提前了3年开发了海上油田（参考文献2）。
大位移井钻井技术
② 用大位移井开发近海油气田
以前开发近海油气田要建人工岛或固 定式钻井平台。
现在凡距海岸10公里左右油气田均可 从陆地钻大位移井进行开发，不需要 复杂的海底井和海底集输管线。 海油陆探
海油陆采
在5公里的潮汐和滩涂地带，用修海堤或海上修公路建人 工岛等方法开发。 缺点
修堤、筑路、建人工岛费用高 建造海底管线、铺设电缆施工困难且费用高
13-3/8"/MD:1104.38m
井底垂深：2845.49m
井底位移：4128.55m
-1500
水平段长：602m
-2000
ROB1:3º /30m
STP/MD:3455m
HA:64.9º ROB2:3º /30m INC:90º HSL:602m 4500
TD:5387m
-2500
9-5/8"/MD:3607.16m 7"/MD:4359;hanger:3490m
旋转导向钻井系统，8-1/2″钻头打到底。 钻井及固井，共123天。
世界上水平位移超万米的大位移水平井
序 位 移 测 深 垂深 号 (m) (m) (m) 1 2 3 国家与油田 井号 M-11spy CN-1 M-16spz 完井周期 (d) 173 128 123
10114 10685 1605 英国，威奇法姆 10585 11184 1657 阿根廷，火地岛 10728 11278 1637 英国，威奇法姆
大位移井技术
大位移井主要用于海上油田开发和海油陆采。目前已钻成600多口大
位移井，水平位移超过10000m的井3口，最大水平垂深比达到6.55。
大位移延伸井世界最高水平纪录
BP公司于1999年在英国北海完成的M-16SPZ井，水平位移 10728m，平垂比大于6.6，是目前世界上水平位移最大、水 平位移垂深比最大的一口井。
义109-3井固井技术研究
５ ８ 微 硅 ＋ｉ 降失 水剂 ＋ｌ 减 阻剂 十Ｏ ７ 膨胀 ． ． 剂 ＋现 场水 。低 密高 强水 泥浆 体 系的设计 ∞ 是 基 于 ］
因此较 高 的水泥 浆密 度会 产生 压漏 地层 的危 险 。 （ ）固井 时水 泥 浆 与钻 井 液 密 度差 较 小 ， 泥 ５ 水 浆 顶替 效率 低 ， 导致 混 浆严 重 ， 成 的水 泥 环 薄 弱 ， 形
１ ６ ／ ｍ。 ． ５ｇ ｃ ，钻 井 液 黏 度 ５ ａ・ ， 失 １８ ｍ。 ２Ｐ Ｓ 漏 ０ 。
因此 ， 固井过 程 中如 何 防 止漏 失 、 气窜 、 制 水 泥 防 控 浆 的 稠化时 间成 为 固井施工 的技术难 题 。
２ 固 井施 工 难 点
（ ）该井 要求 全井 封 固 ， １ 井底 承压 高 ， 长 的封 超 固段 有可能 出现井 漏 的危 险 。 （ ）该井 油 气 层 异 常 活跃 ， ２ 固井 施 工 时容 易 发 生高压 流体外 窜 。
０ ０ ３ ４ ５ ｍ） 在 １３ ０ ｍ 处 填 井 ， 部 扩 眼 至 ０ ～ ５ 。 ５ 上
一
项 目
钻头 尺 寸 井 深
Ｈ 八 ｍｍ ＊ ｍ）
套 管 尺 寸 井深
Ｈ ／ ｍｍ ＊ｍ） （ ３ ９ ７＊４ ９ ０ ３． ０．７
封 固井 段
Ｈ／ ｍ ４１ ． ～ ０ ０ １０ ．
开
４ ４ ５＊４ １ ０ ４． １ ．
二 开 三 开
３１ ．１＊２ ４ ０． ２ ４ ５＊２ ４ ９ ８ １３４ ． １ ４ ０ ４． ３ ． ９ ０ Ｏ～ ２ ４ ０ ０ ． ４ ２ ５ ９＊３８ ０ ０ １ ９ ７＊３ ８ ４ ０ １． ５ ． ３． ８ ． ３８ ０ ０～ ０ ０ ５ ． ．
超级大位移井固井技术
超级大位移井固井技术现状一、国内目前超级大位移井基本情况中国南海东部石油公司与美国的PHILIPS和PECTEN石油公司合作钻成三口水平位移大于8000m的大位移井。
西江24—3—A14井, 创造了多项当时的世界先进指标, 水平位移8063m, 水平位移与垂深比为2.7, 垂直深度2986m, 测量深度9238m。
在固井技术方面, 主要采用的技术有:1.套管漂浮下入技术对于大位移井, 为了减少套管下入的摩阻力, 在下套管作业时采用漂浮接箍。
将下部一段套管掏空, 使套管在大斜度井眼中底边不会紧贴井壁。
使下套管的磨擦力大大降低, 有利于套管顺利下到预定位置。
从南海东部三口井95/8’’的实施情况来看, 有两口井成功, 有一口井失败, 说明这一技术固然好, 但存在一定风险, 特别是下套管中途遇阻后, 不能实现循环洗井, 可见该项技术有一定局限性, 需要我们进一步探索新的方法和技术。
2.漂珠固井技术漂浮固井技术就是利用比泥浆密度轻的水或柴油作为部份顶替液, 使下部套管在注入水泥浆后在浮力作用下, 保持一定居中的技术, 虽然没有详细介绍该项技术, 但在海上作业实施起来有一定难度。
3.采用了旋转尾管悬挂器固井技术利用旋转套管的办法达到清洗井内滞留岩屑或泥浆从而提高固井质量的目的。
4.套管居中技术为了保证固井质量, 套管居中是需首先考虑的问题, 南海东部A18井95/8’’套管扶正器使用情况: 5050-1506m两根加一只螺旋扶正器；1506-500m每根加一个螺旋扶正器。
500—井口, 每三根一只滚动扶正器。
从扶正器的使用量来讲较大。
5.井眼清洁技术井眼规则、干净, 尽可能携带出岩屑也是保持固井质量的另一个重要因素, 他们采用的技术有:①采用油基钻井液, 利用油基钻井液具有润滑性、低失水、稳定性强, 有较高粘度和切力等优点, 尽可能携带出岩屑, 形成优质泥饼, 规则井眼, 为固井提供一个较好的环境。
②钻进时排量高于保持环空岩屑悬浮状态的环空钻井液上返速度对应的排量要求。
海油陆采高难度大型丛式井组固井技术
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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
机械偏心式随钻扩眼器在渤海油田某调整井施工中的应用
机械偏心式随钻扩眼器在渤海油田某调整井施工中的应用摘要：规则、平滑的井眼状态以及较大的套管与裸眼尺寸间隙，对整个钻井工程中的起下钻、下套管、固井作业均有较好的意义。
随着渤海油田调整井的深入进行，大斜度井、大位移井等数量剧增，这给钻井作业带来井下安全的考验。
基于上述情况，渤海油田尝试采用扩眼技术，尤其近年引入机械偏心式随钻扩眼器，该工具对清除岩屑床、消除局部狗腿严重度、砂泥岩交接台阶等有较好的效果，同时将原井眼整体扩眼，有利于起下钻、电测以及下套管作业的顺利进行。
本文通过对机械偏心式随钻扩眼器结构、原理的介绍，以渤海油田某区域为例，进行应用分析，对比得出实际效果。
关键词：扩眼器;随钻偏心式机械装置;渤海油田0前言渤海油田从最浅的开发层位明化镇下段到最深的沙河街组乃至太古界潜山，均有普遍的共性难点问题，即井型难度高、井眼轨迹复杂，以及地层不均质性的存在，这些因素与钻井工程的现有技术局限性叠合后，使得井F情况更加复杂。
如何保证井况安全、如何有效做到起下钻、电测顺利、套管下入顺利、固井作业安全顺利是渤海钻井工程的关键问题，也是整个行业钻井技术的核心问题。
国内外各大油田均有尝试，扩眼技术便是解决相关问题的技术之一。
为此渤海油田尝试应用了机械偏心式随钻扩眼器。
1渤海油田的共性难点分析1.1井型复杂、定向井轨迹难度高统计数据显示，渤海油田近年来年钻井量中，50％以上为水平井或者大斜度井。
同时由于海上丛式井作业特点，几乎90％以上的定向井为三维井，在浅层需要防碰扭方位、在深层则更多的是中靶扭方位，井眼轨迹可谓复杂至极。
工程方面，渤海油田在上部井段一般使用螺杆马达钻具定向钻进，地层的局部不均质导致造斜率的不稳定，因而局部狗腿严重度也难以控制，定向钻具所带扶正器的消除效果有一定的局限性质，较高的局部狗腿严重度对起下钻、下套管均有一定的风险。
1.2携砂和井眼清洁问题轨迹的复杂也导致了钻井过程中携砂或者井眼清洁的难度，岩屑床的存在对大斜度井或者大斜度井段的井况安全有严重的影响。
大位移井钻井技术
造斜点
水平位移/垂深 2 水平位移/垂深≥2
垂
深
水ห้องสมุดไป่ตู้位移
目 录
第二部分
大位移井的特点及用途
大位移井的特点及用途
1、大位移井的主要特点 一是水平位移大 能较大范围地控制含油面积， 水平位移大， 一是水平位移大，能较大范围地控制含油面积，开发相同面积的 油田可以大量减少陆地及海上钻井的平台数量； 油田可以大量减少陆地及海上钻井的平台数量； 钻穿油层的井段长， 二是钻穿油层的井段长 可以使油藏的泄油面积增大， 二是钻穿油层的井段长，可以使油藏的泄油面积增大，可以大幅 度提高单井产量。 度提高单井产量。 2、大位移井的用途 用大位移井开发海上油气田从钻井平台上钻大位移井， A 、用大位移井开发海上油气田从钻井平台上钻大位移井，可减少布 井数量，减少井投资。 井数量，减少井投资。 B、用大位移井开发近海 油气田 以前开发近海油气田要求建人工岛或固定式钻井平台， 以前开发近海油气田要求建人工岛或固定式钻井平台，现在 凡距海岸10公里左右油气田均可从陆地钻大位移井进行开发。 10公里左右油气田均可从陆地钻大位移井进行开发 凡距海岸10公里左右油气田均可从陆地钻大位移井进行开发。
大位移井的发展状况
大位移井始于上世纪20年代， 大位移井始于上世纪20年代，由于当时的技术限制大位移井钻井技术发 20年代 展缓慢。进入80年代后半期， 80年代后半期 展缓慢。进入80年代后半期，随着相应的科学技术和其它钻井技术 的发展，如水平井、超深井钻井技术等， 的发展，如水平井、超深井钻井技术等，大位移井钻井技术才迅速 发展起来。 发展起来。 98年的记录 年的记录） 国外情况 （98年的记录） 1）垂深与水平位移之比最大的是C-30定向井，水平位移为1485米， 垂深与水平位移之比最大的是C 30定向井，水平位移为1485米 定向井 1485 总垂深为294米，垂深与水平位移之比达1：5.05。 总垂深为294米 垂深与水平位移之比达1 5.05。 294 水平位移最大的井M 11井 水平位移10114 10114米 2）水平位移最大的井M-11井，水平位移10114米。 1999年 1999年 英国北海的M 16SPZ井 其水平位移达到10728 平垂比大6.7. 10728米 英国北海的M-16SPZ井，其水平位移达到10728米,平垂比大6.7. 全井井深世界第二(世界最深油气井) 11278米 钻井及固井， 全井井深世界第二(世界最深油气井)，11278米；钻井及固井，共 123天 123天。
延长油田浅层大位移水平井固井优化技术
延长油田浅层大位移水平井固井优化技术刘云【摘要】固井作业是一次性工程，一旦固井质量出现问题，补救作业一般无法达到封固合格的要求，并且水平井固井存在一定的固井工艺难点，包括弯曲井段曲率大，套管不易下入；斜井段套管与井壁发生长段面积的多处接触，井斜越大，摩阻力越大；环空的严重偏心度使窄边钻井液不能有效清除；易形成集中的水带，尤其是水平井游离水易集中与井眼上方，使油气串通；且直井中常用的固井附件不能使用，需要改进或重新设计。
延长油田东部的部分区域油层埋深浅、存在低压、易漏失层，该区域内的井在固井过程中易发生地层破裂、水泥浆漏失现象。
这不仅使水泥浆返高不够，也对地层造成了污染，严重影响了固井质量和油水井的后续生产。
%Cementing job is a one-time project,once the cementing quality problems,remedial cementing opera-tions are generally unable to meet eligibility requirements,and there is a certain level of well cementing cementing process difficulties,including the curved portioncurvature,casing under difficult into;inclined casing and the bore-hole wall segments occur long segment of multiple contact area,the greater the deviation,the greater the friction re-sistance;annulus serious eccentricity so narrow mud can not effectively clear;easy to form a concentrate with water especially easy to focus on horizontal wells and above the free water borehole so that oil and gas collusion;and ver-tical wells cementing common attachment can not be used,need to be improved or redesigned. And the extension of the eastern part of the region′s oil reservoir is shallow,there is a low pressure,easy thief zone,the region in the wellcementing process prone to the formation fracture,grout leakage phenomenon. This not only makes the grout is not high enough to return,but also resulted in the formation of pollution,seriously affecting the quality of cementing oil wells and subsequent production.【期刊名称】《延安大学学报（自然科学版）》【年(卷),期】2015(000)003【总页数】4页(P72-75)【关键词】水平井;固井质量;套管;摩阻力;固井附件【作者】刘云【作者单位】延长油田勘探开发技术研究中心，陕西延安 716000【正文语种】中文【中图分类】TE256由于水平井已经成为提高低渗透油田开发效益的一项重要技术手段，该技术的应用将越来越广，水平井数量也将日益增加，向规模化发展。
固井服务中心-文档资料47页
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CMTG
软件设计
运用第三代固井软件对各种不同类型固井作 业进行科学设计，能够满足油层保护，流型 计算和特征数据分析等的要求。
服务能力
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固井设计&施工
CMTG
1.优快钻井------表层
设计原则：
保证两个套管鞋的封固质量；确保水泥上返到井口；实现 裸眼的水泥浆填充；不占用钻机时间。
集中表层工艺
尾管工艺 单级固井中所列举的原则，同等适用 尾管悬挂器的三个关口“入井、出上层套管鞋和到底” TIW(德州）尾管悬挂器的下入、座挂和脱手 各种井况下冲洗隔离液用量和水泥浆比重因势而易 避免留高塞或替空（低压循环、测泵效、指定活动池、观察啮合） 避免环空桥堵（循环干净、“水量”控制、调控泵速大幅变化） 后续施工控制技术（起钻、循环&蹩压，钻塞参数、CBL、试压）
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固井技术
CMTG
5.低密高强水泥浆固井
设计原则：
保证套管鞋的封固质量；确保油气水层的层间封隔；实 现裸眼的水泥浆良好填充。
施工工艺
单级固井中所列举的原则，同等适用
运用堆积－－级配理论优选体系；保证常规性能和水泥
浆稳定性的一致性；
1.677
使用专业的干混水泥设备；
1.665
1.666
生产井占有率:100% 客户占有率: 2 / 2
客户占有率: 1 / 1
Western South China Sea
Eastern South China Sea
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客户和合作伙伴
CMTG
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产品和服务
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先进的固井设备是我们成功的保证
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漂浮下套管技术在渤海油田大位移井中的应用
88大位移井是指水垂比大于或等于2且测深大于3000m 的井或水平位移超过3000m的井[1]。
渤海油田海上钻井模式是首先在海上布导管架，导管架的位置是根据该区块主力开采油层的走向和位置确定的，其次进行钻井开发。
随着渤海油田进入中期大开发，主力油层周边有开采价值的小油层也开始进入开发阶段，由于成本和技术的原因，前期导管架设计时不能兼顾到这些小油层，后期开发时设计了高难度的大位移井。
随着大位移井的逐渐增多，一套适用于渤海油田大位移井的漂浮接箍下套管技术[2]逐渐成熟。
这种技术的推广应用，有效的保证了大位移井套管的下入到位，具有巨大的经济效益和市场价值。
1 漂浮接箍下套管技术原理水平井下套管过程中，将漂浮接箍连接在套管串合适的位置上，从而在套管内构成临时屏障，漂浮接箍以下的套管串内充满空气，而漂浮接箍以上的套管串内充满钻井液。
这样一方面实现了下部套管串在下套管过程中处于漂浮状态，降低套管对井眼低边正压力，从而减小了下套管时的摩擦阻力；另一方面，由于漂浮接箍上部分的套管柱内充满了钻井液，钻井液柱的重量直接作用于套管柱上，推动井眼内的套管顺利下入。
1.1 漂浮接箍漂浮下套管的套管组件主要有浮鞋、浮箍和漂浮接箍，其中漂浮接箍是整个技术的关键。
漂浮接箍是连接在套管串上的密封装置，渤海常用的漂浮接箍为戴维斯公司生产的[3]，它有内、外筒两部分组成，外筒上下通过FOX 扣/BTC扣与上下套管连接，内筒分为上、下滑套，上滑套和下滑套分别用上锁销和下锁销与外筒连接，在外筒与上下滑套之间的接触面均采用密封圈密封。
漂浮接箍下入的过程中处于关闭状态，使其下部密封的空气和上部的钻井液分开，漂浮接箍以下的套管串始终处于漂浮状态。
套管到位后，通过加压剪切上销钉，上滑套下行露出循环孔，从而连通漂浮接箍上下管串。
漂浮接箍的打开压力（漂浮接箍以上液柱压力+地面压力）为3500～4000 Psi。
1.2 胶塞漂浮接箍下套管固井时总共使用三个胶塞，指示塞、底胶塞、顶胶塞，导管到位打开漂浮接箍后，投入指示塞，指示塞坐落到漂浮接箍上之后，剪切下锁销，指示塞连同上下滑套一起下行，最后坐定在浮箍上。
海油陆采钻完井技术现状分析_
79随着海洋石油勘探开发技术的不断发展，深水海域油气资源的钻采技术和配套设备也不断完善。
但是，滩海区域处于沿岸潮间带与深水域之间，由于滩涂地区的潮汐影响极其严重，驳船很难靠近油井场地的目标位置，相对油田建设而言，属于高难度施工区域[1]。
“海油陆采”是指通过围海造堤或建设人工岛，并采用与陆地油气藏相似的钻井采油方式，实现对滩海油气资源的效益开发。
它是在特殊的滩海环境条件、海工技术和陆采技术而形成的滩海油藏开发模式[2-5]。
1 海油陆采丛式钻井技术由于海油陆采技术是在人工岛上进行钻进，为了使人工岛控制更多的储层、更大的储层面积，降本增效，使用了丛式井技术。
1.1 常规钻井防碰技术常规钻井防碰主要通过防碰扫描、分离系数计算和柔性钻具进行防碰绕障。
滩海人工岛井口间距小，井网密集，井眼轨迹在地下交错，极易发生井眼相碰，因此人工岛上作业需要结合防碰扫描计算来评估井眼碰撞的风险。
目前常用的防碰扫描算法有法面距离扫描、水平面距离扫描和最近距离扫描三种[6]；分离系数计算方法是评估井眼碰撞风险的主要方法之一。
分离系数的计算方法主要包括：传统方法、垂足曲法、中心向量法、最小间距法和缩放法[7]；柔性钻具技术在增大井眼直径、增加延伸极限和可操控性等方面优势明显，其由钻杆短节铰接相连而成，通过控制钻杆短节长度和短节之间弯角（以下称短节夹角），对钻具造斜能力进行调控，以满足不同曲率半径分支井眼的钻井要求[8]。
在滩海地区使用柔性钻具需要搭配高转速螺杆海油陆采钻完井技术现状分析于琛1 李萍1 姜晓辉2 王建龙1 贾培娟1 罗洁1 刘轩1 杨振2 张美玲31. 中国石油集团渤海钻探工程有限公司工程技术研究院 天津 3002802. 中国石油大学（北京） 北京 1022493. 山东科瑞油气装备有限公司 山东 东营 257000摘要：滩海地区油田建设存在“陆上设备下不去、海上设备上不来”的问题，这导致我国渤海滩海地区油气资源丰富但难以开采。
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渤海地区垦利油田大位移井固井实践
发表时间：2019-01-02T17:28:21.263Z 来源：《基层建设》2018年第32期作者：隋赛
[导读] 摘要：2018年初渤海地区垦利油田刚完成的一口大位移井固井作业，该井完钻井深4566m，最大井斜60.12°，井斜大、稳斜段长，钻遇三处断层及多个煤层段，钻井期间还发生断层漏失情况。
中海油田服务股份有限公司油田化学事业部天津 300459
摘要：2018年初渤海地区垦利油田刚完成的一口大位移井固井作业，该井完钻井深4566m，最大井斜60.12°，井斜大、稳斜段长，钻遇三处断层及多个煤层段，钻井期间还发生断层漏失情况。
本文分析了该井固井技术难点及相应固井现场实践，包括水泥浆体系、前置液优化，套管扶正器加放，防漏压稳、可划眼高抗扭尾管附件选取，机械式可旋转尾管悬挂器送钻等技术分析及总结成功经验，可供此类具有复杂井况大位移井固井作业作为参考。
关键词：大位移井；技术难点；现场实践
引言：
垦利区块油田位于渤海南部海域莱州湾内，为复杂断块油田，沙河街组地面原油为轻～中质常规原油。
此次完钻的这口井，目的是揭开主力含油层位沙三段设计完钻井深超过4500m，最大井斜60.12°，井斜大、稳斜段长，井底温度达到90℃以上。
其中，12-1/4”井眼从1498m开始钻进，中完井深3699m，段长超过2000m，井底井斜58.33°，最大井斜60.12°。
钻遇2处断层：断层1位于2226m，断距约20m；断层2位于2745m，断距约25m。
其中断层2处钻进期间发生漏失后成功堵漏。
9-1/2”井眼完钻井深4566m，3700m钻遇断层3，本井段含煤层较多，分别位于3889m～3890m、3891m～3892m、3918m～3919m、3965m～3966m、4192m～4193m、4221m～4222m、4232m～4233m、4249m～4250m、4262m～4263、4271m～4272m。
一、固井难点
1本井为大位移井，稳斜段比较长，循环过程中难以保证井眼清洁，易形成岩屑床，存在发生环空桥堵风险；
2本井斜度大，稳斜段比较长，存在下套管遇阻风险，尤其是7”尾管下放过程，避免出现提前做挂风险；
3本井存在3处断层以及大量煤层，12-1/4”井段还发生了漏失，因此要控制固井作业期间环空返速及井底当量，避免固井作业期间发生漏失。
4套管居中难。
通常情况下为了减少摩阻，便于套管下入，一般会控制套管扶正器数量以降低风险，使套管居中度无法保证。
5水泥浆性能要求高，如密度、流变性能、自由水、失水等；水泥浆的稠化时间、井底循环温度需精准确认。
二、相应措施
1技术套管首重安全
本井12-1/4”井段段长超过2000m，中完钻井液密度均为1.40sg，因此在确保油气层段均达到有效封固的同时，降低井底当量密度，避免压漏地层。
①前置液设计：
优选前置液体系，使用“双作用隔离液”代替传统“隔离液+冲洗液”模式，降低冲洗液对井壁的冲刷。
由于该井段发生漏失，采用“堵漏+双作用隔离液”体系，确保作业期间施工安全。
同时，调整隔离液密度及粘度，密度1.4sg与泥浆保持一致，粘度大于泥浆粘度20s。
②循环过程优化：
因本井段钻井期间发生漏失，根据完钻后通井期间井底最大循环排量，反推标准井眼（12-1/2”）与钻杆（5-1/2〞）环空返速是0.95m/s，循环期间先小排量打通，之后逐级提高排量循环，每次提排量幅度不超过0.4 m3/min，最大排量为1.60m3/min（标准环空返速
0.92m/s）。
循环结束时控制气全量在5%以下；
③优选水泥浆体系，优化配方性能：
在设计初期采用“膨润土+防窜聚合物”水泥浆体系三段浆柱结构。
然而，经化验室对其所备添加剂样品进行化验时，发现前置浆与后置领浆相容性存在问题。
根据化验结果，以及现场实际情况，决定采用防窜胶乳聚合物水泥浆体系采用两段式浆柱结构，即：尾浆1.90sg、封固井底以上500m，领浆1.70sg，封固至上层管鞋以上100m。
同时，根据现场投电石结果，计算井眼扩大率，合理优化水泥浆附加量，避免水泥浆泵入过量，导致井底压力过大，压漏地层。
附表为化验室两种水泥浆相容性实验结果，图为垦利区块地层坍塌破裂压力系数
2生产套管安全质量兼顾
①尾管挂及附件选择：
采用WFD可旋转、防提前坐封尾管悬挂器，遇阻下压吨位不得超过10t，提活后再次尝试下放，如果通过继续下入，如不能通过，缓慢开泵，泵压不能超过R型送入工具液锁解除压力的70%。
尾管串加装扭矩环并使用可划眼式浮鞋，下入过程中可旋转下入。
旋转时，设定顶驱停转扭矩，扭矩值为悬挂点测得扭矩值+套管扣最大抗扭值或悬挂器最大抗扭值其中最低值的70%。
②套管居中度及扶正器加放：
目前渤海湾尾管扶正器加放原则为：重叠段宜选用双弓弹性扶正器，裸眼段宜选用半刚扶正器；井底以上100m、油气层段及其上下100m井段，采用3根套管加2个扶正器，其它井段适当加放。
因避免摩阻较大以及尾管旋转下入时导致弹性扶正器变形失效，参照前期大位移井资料，现场实际加放数量为井底以上100m、油气层段及其上下100m井段，采用3根套管加1个半钢扶正器，其它井段4-5根套管加1个半钢扶正器，全部采用半钢扶正器。
③前置液设计：
优选前置液体系，采用“堵漏+双作用隔离液”体系，确保作业期间施工安全，增加隔离液占裸眼环空长度，减少对断层及煤层段泥饼的冲刷，密度与钻井液一致，粘度高于泥浆粘度10s；
④循环过程优化：
为保证井眼清洁风险。
完钻后短起下入过程中分段扫入稠浆，携带井内沉积岩屑，达到起下钻通畅、顺畅，避免井底沉沙多，发生环空桥堵；本井尾管旋转下入到位后，循环2周，进行坐挂、脱手等作业。
根据通井最大排量，反推标准井眼（8-1/2″）与钻杆（5〞）环空返速为1.34m/s。
⑤优选水泥浆体系，调配配方性能：
根据前期探井测试和取样资料，研究了垦利该油田的压力系统和温度系统。
垦利油田压力系数1.01，温度梯度为3.0℃/100m，属正常压力和温度系统。
因此，确定水泥浆化验温度及井底静压：BHST为91℃，BHCT为73℃，BHP为5365Psi。
采用两段式浆柱结构：采用领浆1.80g/cm3，失水36ml，自由水0ml，稠化时间大于400min，返至尾管悬挂器以上200m；尾浆1.90g/cm3，失水30ml，自由水0ml，缓凝尾浆稠化时间316min，速凝尾浆稠化时间209min，返至尾管挂顶。
三、小结：
通过以上针对大位移井制定的各项技术措施，施工过程中未发生环空桥堵，未发生漏失，保证尾管下放到位，最终测得全井段固井质量优秀。
后续大位移井固井作业，可借鉴此井的成熟经验，从而保证固井施工顺利。
参考文献：
[1]康建平.南海东部大位移井固井技术.石油天然气学报，2013年
[2]范鹏，罗宇维等.番禺30-1气田大位移井固井技术浅析.长江大学学报（自然科学版），2011年。