大位移井

采用高强度钻杆：


实现钻杆接头的应力平衡


解决套管磨损问题



一种方法是在钻杆上带胶皮护箍 在大位移井中，橡胶护箍很快就被破坏； 改变钻杆接头表面上的铠装材料，既有较高的耐磨性， 又可减小对套管的磨损； 在钻杆上加非旋转钻杆保护器 这是目前最有效的方法。

解决套管下入问题





采用滑动导向钻井系统，尽可能旋转钻柱。 需要定向时用滑动钻进方式； 不需要定向时用旋转钻进方式； 采用动力钻具压差载荷加压； 采用液力加压器加压； 开发先进的旋转导向钻井系统，彻底抛弃滑动钻进方 式，这是最终的解决方法。

解决钻柱旋转扭矩的问题：


提高钻杆的抗扭能力； 使用高抗扭的螺纹脂； 采用高扭矩的螺纹联接

国内外技术水平对比



1997年6月我国南海东部钻成西江24-3-A14井水平位移 8062.7米，垂深2985米，井深9238米。当时世界第一。 1998年1月BP公司在英国WytchFarm油田钻的M11井，总井 深10658米，垂深1605米，水平位移达10114米，首次突 破1万米水平位移大关。 目前世界上位移最大的大位移井在阿根廷海上，位移达 11000多米。
A14井的井眼轨迹图


井眼清洁问题
造成井眼清洁问题的原因：

井斜角很大，岩屑在自重作用下下沉，很容易形成岩屑床。 岩屑上返过程中，路程很长，岩屑被磨得很细，很难从泥浆中清除。

井眼清洁是大位移井井下安全的最重要的条件之一。解决的 方法：

要有足够大的钻井液排量； 要有强大的地面固相控制系统； 钻柱旋转的作用； 泥浆要有好的流变性能； 起钻前的充分循环； 必要的“短起下钻”； PWD环空压力监测；

高效能的钻头

9238米深的大位移井，全井仅仅用了12只钻头，包括一只钻13-3/8” 套管的水泥塞的钻头，一只是用于冲洗7”尾管内部的6”钻头。实际 钻进的钻头只有10只。 用于导向钻井系统的钻头都是高效PDC钻头。不仅钻速快，而且进 尺长。 我国“川石-CHRISTENSON”公司提供的特制PDC钻头从设计到送 到平台上，仅用了不到一个星期。 钻头的总费用较高，达到350万美元。

多级螺纹或多级台肩，可增大扭矩； 铝合金、钛合金钻杆等，ND-165高强度钻杆，比G-105钻杆 重量减小25％。钛合金钻杆的屈服强度比S-135 高25％，而 密度只有S-135 的50％。 高强度钻杆的接头抗扭强度，低于管体；采取增大上扣扭矩， 牺牲抗拉强度，增大抗扭强度，使钻杆适应高扭矩的需要。

管柱的摩阻摩扭给钻井带来的问题

钻柱起钻负荷很大，下钻阻力很大； 滑动钻进时加不上钻压，钻速很低； 旋转钻进时扭矩很大，导致钻柱强度破坏； 钻柱与套管摩擦，套管磨损严重，甚至磨穿； 套管下入困难，甚至下不到底； 导致严重的粘滑振动(Stick/Slip Vibration);
大位移井钻井技术
大位移井钻井技术
定义：
水平位移超过3000米，平垂比大于1 或大于2 。
为什麽钻大位移井




①利用大位移井开发海上油气田，可以显著提高开采控制 面积，从而可以减少海上钻井平台数量，降低油气田的开 发成本，便于油气开采管理； ②大位移井在油层中的钻穿距离达数千米，泄油面积大， 采收率比常规开发井高出许多，单口井产量可以增加几十 倍甚至上百倍； ③大位移井可以减少油气井的数量，从而可以节省海底 井口设备，节约大量投资； ④用大位移井开发小断块油气藏及不同类型油气田具有 显著的经济效益。

解决起下钻摩阻问题的方法：



使用顶部驱动，起下钻时可适当旋转钻柱，改变摩阻 方向； 优化井眼轨道形状，减小摩阻； 国外用悬链线轨道或准悬链线； 提高造斜点，降低造斜率； 控制稳斜角：αK=ATN(1/μ) ； 改善泥浆的润滑性
XJ24-2-A14井轨道设计

解决滑动钻进加不上钻压问题



规定MTV：根据最小上返速度规定了每个井段的最小排量；例如，121/4“井眼计算的最小排量为56.7升/秒，要求大于60升/秒，实钻采用 66.7升/秒。 由于一台泵软管的问题，压力上不去，排量降到51.7～55升/秒， 岩屑携带不上来，导致了一次卡钻事故。 强大的泥浆净化系统： 80目线性振动筛2台； 180～200目高速振动筛3台； 离心机两台； 除砂器1台； 除泥器1台； 短起下和倒划眼的作用：有时倒划眼的岩屑量是正常钻进时的3倍。
• 井眼稳定问题
• 井眼稳定问题包括：井塌和井漏。 • 在大位移井中，垂直方向变化很小，所以地层的破裂压力和 井壁的坍塌压力，数值变化不大。但随着井眼的加长，起下 钻和开泵时引起的压力波动将随着增大，从而引起井塌和井 漏的可能性也增大。最大压力波动点在井底。泥浆密度的选 择范围很小。
• 当井眼方位与最 大地应力方向一 致时，地层被压 裂的可能性最大， 井眼稳定问题最 严重。 • 要注意选好泥浆 密度。 • 起下钻和开泵， 要特别注意，尽 可能减小压力波 动。
国内外技术水平对比

装备与技术上，国外钻大位移井的装备齐全、工 艺配套。拥有导向钻井系统、优质钻井液、先进 的井下工具和仪器等高新技术，以发挥综合工艺 技术配套应用的优势，提高施工速度和井眼轨道 控制精度、减少事故、降低成本。在这方面我国 的差距更大。
• 先进的导向钻井系统
• 导向钻井系统组成：高效能的钻头 + 可调弯角的弯外壳螺杆 钻具 + MWD／LWD + 遥控可变径扶正器 。不起钻，连续进行 轨迹控制。 • 1. 中子测量；2. 脉冲发生器；3. 涡轮发电；4. 电阻率测 量；5. 井径测量；6. 密度测量；7. 定向测量；8.多向接头； 9. γ 测量；
国内外技术水平对比


时间上，国外大位移井比我国早几十年，最大井 深和水平位移都超过万米。 软件上，国外十分重视软件的研制与开发，已形 成了一系列辅助钻井软件，用以优化大位移井的 剖面类型和井眼轨道设计。同时，通过对现场数 据的实时采集、分析和处理来监测施工情况，及 时地指导现场生产。而国内还没有自主开发的大 位移井商品化软件。

大位移井的基本问题 管柱在井内的摩阻摩扭问题； 测量与轨迹控制问题； 井眼清洁问题； 井眼稳定问题；


设备、工具、仪器要求
顶部驱动；
MWD,
LWD； 一般要使用三台泥浆泵； 5，5-1/2，6-5/8的复合钻柱； 使用润滑性更好的油基泥浆； 强大的泥浆净化系统； 导向钻井系统；
采用滚轮式套管扶正器； 使套管与井壁之间有滑动摩擦，变成滚动摩擦； 采用漂浮法下套管 漂浮接箍以下的套管内是空的，没有钻井液； 漂浮接箍的位置需要仔细计算；要考虑套管的抗挤 强度问题； 在下套管过程中不能循环泥浆； 利用顶部驱动的重力；
漂浮法下套管

解决钻柱的粘滑振动问题

类似于“蹩钻”。 蹩钻是钻头上扭矩的剧烈变化引起的； 粘滑振动是钻柱上摩阻扭矩的剧烈变化引起的。 危害是：钻速降低，钻头寿命降低，钻柱的强度安全系数 降低，钻进能力降低；据说，周向粘滑振动将使钻井能力 的减小20％。 粘滑振动还会激发起钻柱的其他振动，特别是横向振动， 危害很大。国外已经开发了井下监测钻柱振动的仪器。 采用旋转回馈系统，有的称为软扭矩系统。


XJ24-3-A14井经济效益
6月23日交井投产，初产为1672桶（6.29桶等于1方） 约265方，含水63％。以后产 量 逐日增加，直到 7000桶（1000吨）稳住；含水逐日减少，减到2.2％稳 住。到1997年底已经生产了16万多吨，价值约2000万 美元。已将投入的全部成本收回。 而且，这口井在钻井中，还有大的发现，新发现5个油 层，最厚的一个是15.4米。地质储量翻了一番。 由于A-14井的效益很好，且储量翻番，所以1999年又 打了一口大位移井A-17井。




先进的轨迹控制技术
• 遥控可变径扶正器：商品 • 可调弯角的弯外壳螺杆钻具：美 名称，TRACS，哈里伯顿 国Baker Hughes公司的导向马达， 的最新产品。可变直径1英 井下工作可达300小时以上。可 寸。其优点是与MWD相联 提供PDC钻头破岩需要的高扭 系，调了直径之后，可通 矩。弯角可调。 过MWD的传输系统传到地 • MWD：随钻测量。Anadrill 面上来。MWD的信号一直 Schlunmberger 公司的最新产品， 到9100多米仍可传输。 M10型的MWD。连续波传送， • 轨迹控制的效果：两个靶 • LWD：随钻测井。包括浅电阻 心距分别为60米和45米。 率和深电阻率，自然γ，地层密 而设计给出的靶区半径是 度测井，等。完全代替电缆测井。 152米。 （但未达到地质导向的水平。）



Байду номын сангаас

测量与轨迹控制问题
随钻测斜，是准确控制井眼轨迹的前提条件。大位移井更不能 用电缆测量。在大位移井中，MWD已经成为常规方法 。 随钻测井，是准确控制井眼进入预定的目标层的前提条件。在 大位移井中，LWD(FEWD)也应该成为常规方法 。 遥控可变径扶正器。 使用导向钻井系统(最好是旋转导向系统)。一套钻具组合下去， 可完成增斜、稳斜、降斜、扭方位等各种轨迹控制要求。 使用高效能的钻头、井底动力钻具等，提高一趟钻的工作时间 和进尺。 由于井眼特别长，加上泵压的波动，MWD / LWD的信号由井底传 到地面后大大衰减，甚至接收不到。还要解决信号传输问题。