深井和超深井钻井技术全套

深井和超深井钻井技术全套
深井、超深井钻井技术问题主要包括：复杂深井井身结构及套管柱优化设计，深井高效破岩及钻井参数优选技术，深井用系列高效钻头，深井钻井装备以及其他配套技术在深井中的应用等问题。

一、复杂深井井身结构及套管柱优化设计
1.井身结构设计
传统的井身结构设计方法对生产井和探井没有区分，都是自下而上进行设计，这种设计可以使所设计的套管层次最少，每层套管下入的深度最浅，节省成本。

对于深井钻井，尤其是深探井钻井来说，一般对所钻地区的情况掌握不清，要切实保证钻达目的层、提高深井钻井的成功率，就必须有足够的套管层次储备，以便一旦钻遇未预料到的复杂层位时能够及时封隔，并继续钻进。

但目前的套管、钻头系列有限，只能有2~3层技术套管，只能封隔钻井过程中的2~3个复杂层位。

因而，希望每一层套管都能尽量发挥其作用，希望上部裸眼尽量长些，上部大尺寸套管尽量下得深一些，以便在下部地层钻进时有一定的套管层次储备和避免小井眼完井。

自上而下的设计方法能很好地体现上述想法，可以使设计的套管层次最少，每层套管下入的深度最深，从而有利于保证实现钻探目的，顺利
钻达目的层位。

自上而下的设计方法的基本过程是：根据裸眼井段必须满足的约束条件，首先从地表开始向下确定表层套管的下入深度，然后向下逐层设计每一层技术套管的下入深度，直至目的层位裸眼井段必须满足的约束条件均为
式中i一—计算点序号，在设计程序中每米取一个计算点；
Pmmax ------ 裸眼井段的最大钻井液密度，g/crrP; Ppmax——裸眼井段钻遇的最大地层孔隙压力系数，g/cm3；Sb——抽吸压力系数，g/cm3；
Pcmax一—裸眼井段的最大井壁稳定压力系数，g/cm3；Ppi——计算点处的地层孔隙压力系数，g∕cm3;
Hi——计算点处的深度，m;
△P——压差卡钻允值，MPa;
Sg——激动压力系数，g/cm3；
Sf——地层破裂压力安全增值系数，g/cm3；
Pfi——计算点处的地层破裂压力系数，g∕cm3;
Hmax ----- 裸眼井段的最大井深，m;
Sk一一井涌允量系数，g/cm3。

在以上的裸眼段约束条件中，比传统的设计方法增加了坍塌压力的约束条件，从而使井身结构设计更加趋于合理。

2、复杂深井超深井套管和钻头系列
国外深井超深井的套管和钻头系列的特点是井眼直径大，多数采用一层或两层较大尺寸的导管来封隔疏松表层，常用的导管尺寸有20in(Iin=25.4mm)、24in、26in s30in x36i∩s42in等，最大到48in o许多深井、超深井都采用了较大尺寸的表层套管，最终井眼尺寸都为8½in,下入7in套管或尾管完井，或下入最小直径为5in的油层套管。

其优点如下。

①全井都能用5in或更大尺寸钻杆钻进，可使用性能合适的配套钻井设备及工具，使水力、钻头类型等钻井参数得以优化，钻具扭断和钻杆扭断机械事故大大减少。

②有利于取心作业、打捞作业和生产测试等。

③井深结构留有一定的余地，在遇到较大的钻井问题时可以多下一层套管柱。

国内深井钻井中通常采用的套管程序为：
2OinT13½i∩→9½in→7in→5in,少数陆地深井和海洋钻井已采用30in→20in→13½in→9½in→7in→5in的套管程序。

对于地质条件相对复杂的深井、超深井来说，其井身结构一般采用3~4层技术套管。

现有的套管程序适用于地质条件不太复杂的地区，但在复杂地质条件下的深井、超深井中，这种单一的套管程序对钻井液的依赖性太强，井身结构方案调整余地小，很难满足复杂地层深井钻井的要求。

其主要存在以下几个方面的问题。

①套管层数少，不能满足封隔多层复杂地层的要求。

②现有深井的套管设计程序中套管柱之间的间隙大，钻井成本高，机械钻速低。

目的层套管与井眼的间隙小，易发生套管阻卡，难以保证固井质量。

③下部井眼尺寸小，不能满足采气和井下作业的要求，不利于快速、优质、安全钻井，也不利于进一步加深钻进。

3.套管柱优化设计
套管柱优化设计是在满足安全的条件下确定费用最低的套管柱组合方案。

优化设计模型的具体实现有多种方法，其中利用数据库的结构化查询语言实现优化模型的求解是最直接高效的方法。

由于深井和超深井的井底温度和压力很高，套管柱所处的工作环境的特点不同于浅井，此时高温高压对套管柱内部气柱压力分布影响显著，需要用更准确的方法计算。

温度对油、套管柱的强度、螺纹密封性及腐蚀性有较大的影响，
在套管柱设计中应给予考虑。

二、深井高效破岩及钻井参数优选技术
如何提高深井超深井钻井速度是钻井工程领域迫切需要解决的重大技术难题之一。

它涉及钻井工程的各个环节，是一个十分复杂的系统工程问题。

上部井段虽然地层较软，但常见砾石层，同时由于机械破岩能量不足，大直径井段钻井速度普遍较低；中部井段一般层岩性变化较大、复杂情况较多，而且311.2mm(12½in讲眼在2500m以下井段的机械钻速也不高；深部井段，由于高围压下岩石强度大幅度增加，岩石可钻性变差，岩石破碎难度增加，加之水力能量不足，速度更慢。

由此可见，深井和超深井从整体上看机械钻速较低，而且由于钻井周期长还容易导致各种井下复杂情况和钻井事故的发生，这样又会给快速钻井技术的实施带来不利影响。

1,深井大直径井段高效破岩及洗井技术通常把井眼直径在311.2mm 以上的井段称为大直径井段。

按我国目前主要采用的套管程序，大直径井段主要指井深超过1500m的444.5mm(17½in)井段及井深超过2500m的3112mm井段。

大直径井段钻井速度慢主要表现为：随着井眼增大和井深增加，机械钻速明显下降，单只钻头进尺减少。

在一些地区的相同井段，用
215.9mm(8½in)钻头钻进，平均机械钻速为6~8m∕h;用311.2mm钻头钻进，平均机械钻速为3~4m∕h;而用444.5mm钻头钻进，平均机械钻速为1~2m∕h0当大直径钻头钻遇致密泥页岩地层时，平均机械钻速甚至可能低于0.5m∕h.
(1)大直径井段的钻井技术问题
大直径井段的钻井技术问题主要是洗井、破岩、钻头和装备问题。

①大直径井眼的洗井问题。

与常规215.9mm井眼相比，由于井眼尺寸增大，444.5mm井眼在水力参数、井底清洗和岩屑携带能力等方面发生了明显的变化，它们在很大程度上影响了大直径井段的钻井速度。

大直径井眼钻进需要的排量大及钻头可利用的水力能量随着井深增加而急剧下降。

80%以上的水功率损耗在循环系统上，井底和钻头清洗状况不良，影响钻井速度在软地层中使用444.5mm钻头普遍存在泥包现象。

因此，大直径井段较深时在水功率利用方面就存在着严重的问题。

随着井眼尺寸增大，环空返速大幅度减小，岩屑举升效率急剧下降，较大粒径砾石难以被清洗携带出来，增加重复破碎。

大直径井眼中岩屑携带能力降低也是导致大直径牙轮钻头在砾石层中机械钻速很低的一个重要原因。

②大直径井眼中破岩问题。

对旋转钻井来说，破岩机械能量可以采用比钻压（即钻压/钻头直径）与转速的乘积来衡量。

由于目前使用钻具的限制，大直径钻头上施加的钻压普遍不足，在上部软地层所需机械破岩
能量小，水力因素影响较大，机械破岩能量对钻速的影响不显著。

但随着井深的增加，地层逐渐变硬，大尺寸钻头机械破岩能量不足的影响就越来越显著。

遇到难钻地层，机械能量不足会明显影响钻头的机械钻速。

③大尺寸牙轮钻头方面的问题。

目前，国产大尺寸牙轮钻头系列不全，可选型号少；大尺寸牙轮钻头齿面结构存在问题，一是随牙齿直径增大，同一齿圈上相邻牙齿之间的齿顶间距加大，影响破岩效率。

二是随牙齿直径增大，齿顶圆柱面半径相应增大，这会明显降低齿顶与井底的接触应力，影响破岩效率。

④钻井装备方面的问题。

在大直径井段钻井过程中，钻井装备的实际能力也制约了钻井速度的提高。

由于大直径井段要求钻井液排量较大，对钻井泵配备和工况提出更高的要求；444.5mm井眼每米进尺的岩屑量是215.9mm井眼的4.23倍，因此对钻井液固控设备的处理能力提出了更高的要求；国内普遍缺少139.7mm以上的大钻杆和254mm以上的大钻铤系列，极大地制约了钻头的水力能量和机械能量的发挥，限制了大直径井段钻井速度的提高。

(2)大直径井段高效破岩及洗井技术
当前，深井大直径井段钻井技术的根本问题就是钻具、钻头与钻井工艺要求不相适应。

因此，解决问题的关键就是要进行钻井装备与钻井工艺的配套，使之与深井大直径钻井的工艺要求相适应。

①采用大尺寸钻杆，改127mm内加厚钻杆为139.7mm内平钻杆或
168.3mm钻杆，降低沿程压耗,解放水力能量，强化水力参数，提高井底水功率和喷射速度。

②强化水力参数，合理使用喷嘴组合，改善井底清洗状况，消除井底清洗死角，充分发挥水力清岩和辅助破岩作用。

③应针对地层岩性特点，改进钻头齿面结构和水力结构，提高钻头质量；研制新型钻头，完善大尺寸钻头系列，加强钻头合理选型。

④使用大尺寸钻铤，强化钻井参数，提高井底破岩机械能量。

⑤采用中转速大扭矩的井下动力钻具，通过提高转速来提高机械钻速。

⑥提高钻井装备的配套能力。

对于较长的大直径井段，应尽可能配备3台钻井泵保证双泵打钻，减少修泵停钻时间，提高钻井时效。

另外，对于深井上部的大直径井段，井身质量是至关重要的问题，必须采取适当的钻具组合和防斜措施，加强井斜监测，保证井身质量的要求。

2、深部井段高效破岩技术
(1)深部井段的钻井技术问题
①深部井段高围压作用。

深部井段由于高围压作用，岩石机械性质明显变化，致密泥页岩、泥质砂岩和砂质泥岩等地层岩石的强度、硬度增加，而且岩石从常压下的脆性向塑脆性或塑性转化，牙轮钻头牙齿的破岩效果变差；在高密度钻井液条件下井底的岩屑压持效应十分明显，机械
钻速很慢。

②深部井段井底水力能量严重不足。

在深部井段，由于钻柱长、钻井液密度高、黏度大，沿程压耗非常大，水功率利用率很低，井底清洗不良，不能发挥水力辅助破岩作用。

③深部井段钻头选型和使用受限。

在深部井段，由于牙轮钻头轴承密封系统的橡胶元件在井底高温高压作用下容易出现永久变形、老化、应力松弛等问题而失效，工作寿命较短。

目前，除了因地层原因不得不选用牙轮钻头外，一般情况下不选用。

而且由于深井起下钻时间长，工作寿命短，就会导致行程钻速低，因此一般选用无运动件、耐磨且寿命长的金刚石类钻头。

如果深部地层适合PDC钻头钻进，PDC钻头是最佳选择。

但往往深部地层硬度较高，PDC钻头不一定适用，这样，就只能以TSP钻头或孕镶金刚石钻头作为主要选择对象。

而这类钻头吃入深度有限，在转盘方式下机械钻速不高。

(2)深部井段高效破岩技术
①采用井下动力钻具钻井方式。

采用井下动力钻具钻井方式，配合自锐式金刚石钻头，高转速钻进，提高机械钻速。

在欧洲地区，采用涡轮钻具配合自锐式金刚石钻头钻进，单只钻头进尺一般在200~500m,机械钻速在 2.5~5.0m∕h,已成功地应用到深井段的致密泥页岩和泥质砂岩地层中。

在3500~6700m井深范围内，钻井液
密度一般为13~2.0g∕cm3,在高转速条件下可以较大幅度地提高难钻地层的机械钻速。

我国四川等地使用巴拉斯金刚石钻头配合动力钻具，也取得了较高的机械钻速。

②采用大钻杆或复合钻杆。

采用大钻杆或复合钻杆，尽量减小沿程压耗，发挥水力能量。

采用139.7mm钻杆或内平式127mm钻杆，尽量优化井底水力参数，以强化井底水功率。

使用牙轮钻头时，应采用新型加长组合喷嘴、新型侧喷嘴等改善井底流场，加强水力清岩和辅助破岩作用，及时清除井底岩屑，提高钻头的破岩效率，避免井底重复破碎。

③正确选用牙轮钻头。

由于岩屑录井的要求和岩性等原因，有时必须使用牙轮钻头。

此时要正确选用合适的牙轮钻头，对于研磨性低的泥页岩难钻地层可选用钢齿钻头。

选用金属密封的中转速滑动轴承牙轮钻头或高转速的滚动轴承牙轮钻头，配合中转速（转速为200~250r∕min）、低压降、大扭矩的减速器涡轮钻
具，可较大幅度地提高难钻地层的机械钻速。

④合理设计井身结构。

合理设计井身结构，做好地层压力预测和监测，减少井下复杂情况。

对于初探井，在井身结构设计时应留有余地，保证在遇到复杂的地质情况时仍能顺利钻进，达到勘探目的。

国外一些石油公司在设计井身结构时往往采用311.1mm钻头钻达目的层，留下一层技术套管的余地。

这样初探井的勘探成本可能更高，但勘探成功率可能更大。

我国的初探井一般在设计井身结构时采用215.9mm钻头完钻，如发生井下复杂情况而无法处理时，由于小井眼
钻井速度较慢，一般就被迫事故完井。

这样就达不到预定的勘探目的，延误勘探进度.因此，井身结构设计时要做好地层压力预测工作，掌握可靠的基础数据，考虑到现有钻井工艺技术水平及新技术的应用，在施工过程中，做好地层压力监测，及时发现异常情况，减少井下复杂情况和钻井事故的发生，是提高钻井速度的前提条件。

⑤合理调整钻井液性能。

由于深部井段钻速慢，泥页岩地层在钻井液中长期浸泡下因水化作用造成岩石强度降低，容易引起井壁不稳定。

因此，应通过合理调整钻井液性能，降低滤失量，提高滤液的抑制性，防止泥页岩水化。

同时，合理控制钻井液的密度和黏度，在保证井下安全的情况下，尽量降低钻井液密度和黏度，为充分发挥水力能量、清洗井底、降低井底压差、提高破岩效率创造有利条件。

3,深井钻井参数优选技术
(1)深井钻井参数优选遇到的问题
钻井过程是一个十分复杂的多因素相互作用过程，参数多变而且有的参数难以准确取得，在深井条件下优选钻井参数，受到的约束条件更多，计算误差更明显，所以，需要综合考虑各方面因素，权衡利弊，才能得到一个相对合理的结果。

(2)深井钻井参数优选技术及其应用深井钻井参数优选技术应立足于现场，对有的参数通过现场实际数据进行反演计算，再代入计算模型，利用现场的实际数据对计算结果进行实时校正和优化，这样可以消除理论计算模型的系统误差，从根本上保证钻井参数优选结果的可靠性和实用性。

实际应用都是采用〃深井、超深井的钻井参数优选软件〃对钻压、转速优选，进行钻井水力参数计算与优化。

在优化模型中，用钻头实际使用结果来校正理论计算结果，以消除各种因素带来的计算误差，并实时更新〃校正系数〃。

这样，得出的优化计算结果能较好地符合现场钻井条件。

对钻井水力参数，用实际泵压来校正理论计算泵压，以消除各种因素带来的计算误差，并实时更新〃校正系数〃，再将〃校正系数〃带入理论计算模型中对水力参数进行优化计算。

这样得出的优化计算结果具有很好的现场一致性。

三、深井钻井装备与工具简介
深井钻井装备与工具是影响深井钻井技术水平的重要因素。

下面主要介绍我国近年来围绕深井钻井需求所研发的一些重要装备、工具和仪器。

1、顶部驱动钻井装置顶部驱动钻井装置（简称〃顶驱〃）是机电液一体化的较为复杂的钻井装置，DQ-60P采用顶部驱动钻井装置能大大降低钻井卡钻事故概率，提高作业效率和工作的安全性。

顶部驱动钻井装置具有结构新颖、工作可靠、性能完善、制造容易、维护方便等特点，完全满足现场钻井工艺要求，是复杂地质条件下的深井超深井钻井的重要装备。

可以说，顶驱已成为石油钻井行业的标准配备装置之一。

2.液控盘式刹车系统
盘式刹车是20世纪80年代后期出现在钻井、修井设备上的一种新型刹车，是以液压和气动（或电-液）控制，以刹车盘与多副刹车钳为制
动偶件的一种机电液一体化系统。

该系统能够提高钻井机械钻速、改善井眼质量、降低钻井成本、保证生产安全，易于实现自动送钻及自动化钻井，大大减轻司钻的劳动强度，与传统的带式刹车相比具有突出的优越性。

特别是在复杂地质条件下深井、超深井钻井作业中表现出的优越性，越来越受到国内外油公司和钻井承包商的欢迎。

3、FZ28-105液压防喷器
FZ28-105液压防喷器包括FZ28-105单闸板防喷器、
FZ28-105双闸板防喷器、FS28-105钻井四通及
FH28-35/105环形防喷器。

该防喷器组是国内最先研制成功且工作压力(105MPa)较高的井控装备，填补了国产超高防喷器的空白，使我国在深井、超深井油气勘探作业中压力控制能力得到提高。

FZ28-105液压防喷器工作介质为油、气、水和钻井液，适用温度范围为29-121o C o可配备液控系统单独使用，也可与其他防喷器组合配套使用。

4、深井涡轮钻具
随着我国石油工业的发展，复杂地质条件下的深井、超深井的比例不断增加。

为了解决复杂地质条件下的深井、超深井钻井中深井段机械钻速低、钻井成本高的问题，国内成功研制了WZ系列深井涡轮钻具和新型复式涡轮钻具。

经现场应用证明，用涡轮钻具快速打井可以提高井身质量和机械钻速，缩短建井周期，降低钻井成本。

如果钻井工艺措施得当和配用合适的金刚石钻头，在深部地层和复杂地质条件下更能发挥作
用。

5.新型高效钻头
(1)适用于深井钻头的特点
钻头选型主要取决于所钻进的地层。

在深井钻井中，井底岩石实际上是处于一种特殊的状态。

随着井深的增加，作用在井底岩层上的围压也随着增大，岩石的压入硬度有明显的提高，岩石的塑性也随着增大，岩石的破碎形式随着围压增加而由脆性破碎转变为塑性流动。

为了克服深井中围压与液柱压力对破岩效果的影响，最有效的破岩方式是剪切。

PDC钻头是以剪切作用破碎岩石，所以PDC钻头比较适合在深井钻井中使用，而对深井中岩石可钻性较差的岩层，使用TSP钻头比较合适。

(2)深井用金刚石钻头
TSP钻头是以热稳定聚晶金刚石为切削齿，这种三角聚晶齿在高温下仍能保持高的耐磨性，而且尖的齿易切入地层，具有犁削作用，因此适于中硬地层。

这种钻头的特点是：双锥形冠部，适用于高抗压强度中硬地层，在碳酸岩及致密地层更有效；可用于转盘或井下电动机；深井和高密度钻井液条件下效果更好。

PDC抗回旋钻头为中圆轮廓，七刀翼开放式深流道，中等密度布齿。

外锥PDC切削齿后布有若干金刚石孕镶齿，其作用是限制PDC切削齿的切削深度及钻压突变引起的扭矩突变和降低钻头振动，保护PDC
切削齿，起到抗回旋作用；金刚石孕镶齿还起到辅助切削作用。

这种钻头的特点是：抗回旋设计扩展了钻头在硬地层中的应用；特殊的布齿与角度设计可保持切削刃锐利，提高钻速；中圆锥冠部，中等布齿密度；适用于中硬、硬地层；可换式螺纹喷嘴；可用于转盘或井下电动机，钻进推荐使用高比水功率。

此外，还有针对山前构造地层软硬交错、夹层研磨性强等特点结合钻头保径易磨损、高密度钻井液带来井底压持效应强等问题，联合设计和改进的各种类型的钻头。

改进后的钻头增强了钻头的抗冲击性、耐磨性和穿透地层的能力，减少钻头回旋时出现的侧向振动，提高钻头穿越夹层的稳定性，从而提高了钻头的使用寿命。

(3)深井用牙轮钻头
适用于深井的三牙轮钻头有多种型号，其中E系列钻头是综合金属密封、浮动轴承、大覆盖布齿设计、侧向切削等技术而开发的新型钻头系列，适应高转速和大钻压钻进。

单牙轮钻头结构简单，应用领域比较广，兼有三牙轮钻头和PDC钻头的优点，又分别弥补了二者的不足，工作扭矩比PDC钻头在相同钻压和地层的条件下更低，比三牙轮钻头更适用于强度和塑性同时都大的地层洞时也能适用于PDC钻头难于对付的硬夹层和其他复杂地层。

镶金刚石复合齿的单牙轮钻头，使用寿命长。

四、深井、超深井及其配套技术
1.复杂地层孔隙压力评估技术不确定性异常地层孔隙压力，会给油气勘探、开发及钻井工程带来了很大的困难，对于深井和超深井，地层孔隙压力评价尤其重要。

了解地层孔隙压力空间分布，更有利于对特殊地质环境下的油气藏进行评价，指导油气勘探。

地层孔隙压力评估技术在利用地震资料钻前预测地层孔隙压力、利用测井资料钻后评价地层孔隙压力、利用MWD（随钻测量）和1WD（随钻测井）资料随钻检测地层孔隙压力以及利用钻井资料随钻监测地层孔隙压力诸方面都取得了新的进展。

与传统方法相比，不论在理论基础还是计算精度方面都有了很大的提高，使得地层孔隙压力确定技术由过去的经验、半经验阶段走上了科学化阶段。

2.随钻同心扩孔技术
大直径井段采用〃随钻同心扩孔〃或〃两次成孔〃的阶梯式钻井钻进技术提高钻井速度。

〃随钻同心扩孔〃钻井工艺为：采用311.2mm钻头作为领眼钻头，在领眼钻头上方适当距离处接444.5mm的牙轮扩孔钻头或PDC扩孔钻头，领眼钻头和扩孔钻头同时工作，领眼钻头钻出311.2mm井眼，扩孔钻头再随钻同心扩孔至444.5mm o这样，不仅可以提高钻速，而且有利于防止井斜。

〃两次成孔〃钻井工艺为：先采用215.9mm或311.2mm钻头钻出井眼后，再用444.5mm的牙轮扩孔钻头或PDC扩孔钻头扩至444.5mm,分两步完成。

这样可以缓解444.5mm钻头机械能量和水力能量严重不足的问题。

这两种钻井工艺在破岩机理上的共同特点是形成阶梯井底。