定向、水平井轨迹控制

井下动力钻具组合
转盘钻具组合（BHA）
BHA参数:
•稳定器的安放位置； •稳定器与井眼的间隙； •钻铤的抗弯刚度； •钻铤的每米有效重量； •钻铤的刚柔组合； •钻头的各向异性特性；
•特殊接头等。
转盘旋转钻进与滑动钻进特性
旋转钻进方式：主要有如下两种
–转盘旋转钻进方式（如：ERD偏爱此种）
特殊工艺钻井概念
高边（High side）
定向井的井底是个呈倾斜状态的圆平面，称为 井底圆。井底圆上的最高点称为高边。从井底 圆心指向高边连线的方向称为高边方向。高边 连线在水平面的投影线所指的方向线为井底方 位线。
工具面角（Tool face angle）
它是表示造斜工具下到井底后，工具面角所在 位置的参数。工具面角有两种表示方法：1.重 力工具面角(高边工具面角) 2.磁性工具面角
井眼轨迹预测与定向控制方法

井眼轨迹的主要影响因素分析：
–钻头、BHA结构及操作参数的影响（可控制因素） –地层因素的影响（不可改变的客观因素） –井眼几何参数的影响，以及动态因素的影响

井眼轨迹预测方法：
–有效钻力与“平衡曲率法”结合，进行定量预测
定向控制方法：
–底部钻具组合（BHA）和钻头的优选方法 –随钻井眼轨迹监视与操作参数控制方法 –利用地层自然造斜规律进行控制
磁偏角（Declination）
在某一地区内，其磁北极方向线与地理北 极方向线的夹角。计算方法是以地理北极方向 线为始边，磁北极方向线为终边。顺时针为正 ，逆为负。
定向、水平井的主要用途


在地面上难以建立或不允许建立井场的地区，要勘 探开发地下的石油等资源，唯一的办法是从该地区 附近打定向井； 在海洋或湖泊等水域上勘探开发石油时，最好是建 立固定平台或从岸边打定向井和丛式定向井； 可使用定向井饶过所钻遇的地下复杂地层或障碍物 等； 打定向水平井和复杂结构井，可扩大勘探效果及提 高开发效益和采收率； 在发生卡钻、断钻及井喷着火等恶性钻井事故的情 况下，用侧钻井、救援井来处理这类事故最有效。
定向、水平井眼轨迹控制技术
钻井欠平衡井控技术服务公司
目
录
–特殊工艺钻井概念 –井眼轨迹控制原理 –底部钻具组合及其特性 –井下动力钻具造斜率的预测方法 –转盘钻具组合的力学分析方法 –参数研究——影响因素分析 –高效防斜理论 –测量与计算方法
特殊工艺钻井概念



预置轨道，是指按勘探或开发目标要求设计出的井眼轨 道，其基本类型包括直井，定向井或水平井，等等。 沿预定轨道偏离垂直方向而钻达地下目标层位的井，称 为定向井；将定向井的井斜增大到86度以上（90度左右 ）并在油藏内部钻进一定长度的井，称为水平井。 定向井和水平井可通称为斜井，其井眼形状不同于传统 的直井，最明显的特点是斜井从井口到井底有一个“大 斜度水平位移”。在一个井场或海洋平台上钻出多口井 ，这些井组合起来称为丛式井。 在石油勘探开发过程中，由于经常遇到种种客观条件的 限制，或出于经济和社会效益等方面的考虑，打直井难 以实现预期目标，而打斜井及丛式井则可扬长避短、兴 利除弊，获得理想的效果。
特殊工艺钻井概念
水平位移（displacement or closere distance） 井眼轨迹上的任意一点与井口铅锤的距离称为 该点的“水平位移”。也称该点的闭合距 视平移（vertical section）

水平位移在设计方位线上的投影长度，称为视 平移。如下图所示。OQ为设计方位线，OT曲线 为实钻井眼轴线在水平面上的投影，其上任一点 P的水平位移为OP，以Ap来表示。P点的 视平移 为OK。当OK与OQ同向时为正值，反向时为负 值。视平移是绘制垂直投影图时重要的参数，单 位为m。
角度可调的弯曲结构及其特点

角度可调的弯曲结构包括：弯接头\弯外壳等 。其中，目前实现了井下角度可调的弯曲结 构，只有弯接头一种。角度可调的弯曲结构 的主要优点：
与径向尺寸可调的非弯曲结构相比，弯曲结构的 定向控制性能可调范围大，适应性强； 便于同其它井下工具进行组合，灵活，可靠； 既可用于定向控制，也可用于高效防斜及稳斜控 制；既可用于井下动力滑动钻进，也可用于转盘 旋转钻进。
–井下动力滑动钻进方式（如：CTD最典型）
转盘旋转钻进方式的优缺点
–转盘旋转钻进的优点：
轴向阻力小，便于施加钻压及大位移延伸 排量大，钻柱涡动，洗井效果较好 便于修整井壁，井眼光滑，质量较好 一般情况下机械钻速较大
转盘旋转钻进方式

转盘旋转钻进的缺点：
–钻柱旋转与振动，损失大量机械能量 –扭矩损失巨大，要求钻柱抗扭强度高 –井下工具（包括钻头等）的使用寿命降低 –管柱摩擦磨损严重，特别是套管磨损 –定向控制精度较低，特别不利于方位控制 –钻柱刮拉和撞击井壁，不利于井壁稳定控制 –要求钻机旋转驱动功率较大 –要求无线随钻测量 –钻进间断较多，等等
– Formation A: – Formation B: – Formation C: – Formation D: – Formation E: Ir1<Ir2<1 (Ddip<Dstr<Dn) Ir1=Ir2<1 (Ddip=Dstr<Dn) Ir1=Ir2>1 (Ddip=Dstr>Dn) Ir1>Ir2>1 (Ddip>Dstr>Dn) Ir2<Ir1<1 (Dstr<Ddip<Dn)
Selection of Well Profiles
复杂结构井示意图
1、井眼轨迹控制原理
1、钻头与地层相互作用因素：
–钻头：特殊结构，侧切特性，各向异性 –地层：岩性，可钻性，各向异性，几何产状 –钻头作用力：钻压，侧向力，钻头转角，扭矩 –高压射流作用：清洗碎屑，辅助轴向破岩
2、钻柱及其底部钻具组合（BHA）分析
2、底部钻具组合及其特性
1. 底部钻具组合（BHA）系统：
–钻头，钢钻铤，无磁钻铤，螺旋钻铤，加重钻杆等 –稳定器，减振器，震击器，扩大器等 –井下动力马达，弯接头，弯外壳，可变径稳定器等 –测量系统
2. BHA荷载及约束：
–地层对钻头的反作用力，动力载荷 –横向和轴向分布载荷，扭矩，摩擦阻力，液力 –井眼约束：井径，井斜，曲率和挠率，井壁支撑 –荷载及井眼约束条件随钻变化
3、井下动力钻具造斜率的预测方法
井下动力钻具造斜率预测
S1=DH-DS1: distance clearance of first stabilizer , in S2= DH-DS2: diametrical clearance of second stabilizer, in B1=angle adjustment for under-gauge of 1st stabilizer, deg B2=angle adjust adjustment for under-gauge of 2nd stabilizer, deg B=Equivalent angle for single bend, deg θ=effective motor angle, deg
–确定钻头对地层的机械作用力：井斜力和方位力 –确定钻头指向：转角 –确定钻压及钻头扭矩 –确定钻柱或BHA任一点内力和挠度
3、钻头与地层相互作用模型——三维钻速方程
石油钻井中使用的牙轮 钻头
塔里木钻井使用的钻头
改 进 后 的 171/2FS2663 在 迪 那 2 井 1325-3129m井段共计4次入井，累计进尺 1723.48m ， 累 计 纯 钻 711.9h ， 平 均 钻 速 2.42m/h，171/2PDC钻头在塔里木油田首 次取得突破 针对山前构造地层变化频繁，夹层研 磨性强的特点，选用了DS66GJNSW钻头， 在 柯 深 101 井 81/2井 段 应 用 ， 累 计 进 尺 1098.27m，平均钻速1.15m/h，与柯深1 井同井段相比节约周期165天，节约成本 1160万
为了保证造斜钻具和套管安全、顺利下井， 必须对设计剖面的井眼曲率进行校核，应该使井 身剖面的最大井眼曲率小于井下马达组合和下井 套管抗弯曲强度允许的最大井眼曲率值。
井下马达定向造斜及扭方位的井段井眼曲 率Km应满足下式：
式中： Km－井眼曲率，°/100m； Db－钻头直径，mm； DT－井下马达外径，mm； LT－井下马达长度，m。
Ir2<1<Ir1
Ir1>Ir2=1 Ir1=1>Ir2
(Dstr<Dn<Ddip)
(Ddip>Dstr=Dn) (Ddip=Dn>Dstr)
– Formation L:
Ir1=1<Ir2
(Ddip=Dn<Dstr)
钻头与地层相互作用矢量
o 井眼轴线
ef er et e
钻头 ed
pd I b (e f pu I b (e f p s I b (e f
ed ) (1 I b )( e f ea )( ea ed ) eu ) (1 I b )( e f ea )( ea eu ) e s ) (1 I b )( e f ea )( ea e s )
– Formation F:
– Formation G: – Formation H:
Ir1<1<Ir2 (Ddip<Dn<Dstr)
Ir1<Ir2=1 Ir2>Ir1>1 (Ddip<Dstr=Dn) (Dstr>Ddip>Dn)
– Formation I:
– Formation J: – Formation K:
井下动力滑动钻进方式
井下动力滑动钻进方式的优缺点