优快钻井技术(四公司)VIP

优快钻井技术,钻井四公司,内容,二,概述,优快钻井技术内容,复合钻进注意事项,引言,多年来，技术人员就致力于两大问题的解决：螺杆定向时，牙轮钻特别易掉牙轮；定向过程中因种种原因全角变化率很难控制，2001年初，中原油田逐步引进了单弯螺杆和PDC钻头。,什么是？为什么？,一、概念,优快钻井技术是应用长寿命螺杆和高效PDC钻头，从井位优选开始，通过对钻头、螺杆、剖面、钻具组合、钻井参数及泥浆参数等的优选实现的一体化钻井技术，是提高机械钻速缩短钻井周期的有效途径。它包括钻井工艺、钻头、工具、泥浆、钻井设备、钻井仪表在内的综合配套技术。（全称应该是优快钻井综合配套技术）研究初期，中原油田在机械钻速、钻井周期、事故复杂时效等多种指标，与国内外先进指标存在较大差距，实施优快技术研究过程中，各项指标大幅度提高。,什么是？,优,优质,优选：优选井位、钻头、螺杆、钻具组合、参数等,快,快速钻井,快速完井,快速组织生产,“一高一低”,“八个心中有数”,为什么？,不同地区研究内容不同,例如：优快钻井综合配套技术在镇泾地区的应用难点：表层裂缝性井漏，二开以下井段渗透性、裂缝性井漏、缩径垮塌以及钻井速度慢等诸多技术难题。应用：石灰堵漏、防斜打直、钻头优选、随钻防漏平衡穿漏等工艺技术。完善：钾铵基聚合物低固相钻井液体系抑制性理论基础和作用功能和丛式定向井优快钻进工艺技术。形成：适合镇泾地区施工特点的优快钻井综合配套技术。,2009年获奖成果,2008年获奖成果,油田内部部分高指标,1、40队施工的春9-24井完钻井深3203米，钻井周期13天6小时，平均机械钻速26.15米/小时。2、40队施工的卫79-平1井完钻井深3529米，最大井斜94.61，水平段长227米，平均机械钻速13.09米/小时；钻进到井深3348米、井斜86.2时，钻井周期25天18小时，因地质原因3348米填井侧钻，全井钻井周期43天6小时，建井周期53天。3、50队施工的新16-5井完钻井深3981米，最大井斜45.12，10天12小时上3000米，钻井周期20天12小时，平均机械钻速25.14米/小时。4、32队施工的胡63-25井完钻井深2720米，4天20小时上2000米，6天20小时完钻,平均机械钻速25.89米/小时。,2005-2008年完成井数据,1、井位优选2、剖面优选3、钻头优选4、钻具组合优选5、参数优选6、螺杆等工具优选7、钻井液体系优选,重在优选,复合钻进优点,解决了掉牙轮问题、通过随钻仪器可随时监测井身轨迹；可施工小半径多靶定向井及水平井，有利于控制井身质量；钻具组合得到简化，使粘卡几率大大降低；复合钻进时，钻头获得较高转速，而转盘转速较低，有利于大幅提高机械钻速，延长设备维修周期；井眼轨迹平滑，狗腿度易于控制，有利于提高井身质量和固井质量；钻井液固相控制科学、合理，有利于保护油气层，为井下安全提供保障；可以大幅度降低起下钻频率，缩短钻井周期。,二、优快钻井内容,井位优选技术是优快钻井技术的重要内容之一，是优质快速打好井的前提。定井位过程中，方位及靶前位移是确定井口位置的关键。,（一）井位优选,单双靶井井位确定的关键单靶井考虑因素：自然倾角、倾向、方位影响，地面障碍，地质断层（防井漏）直井及垂直靶井位：直井井位移动，垂直靶井的最大井斜确定反推井位移动的恰当位移双靶井井位确定要点：双靶井最大平均井斜计算公式反算靶前位移最小值注意各地允许的全角变化率（度/30米）对靶前位移最小值影响。,定井位人员由地质录井公司、钻井公司协调科及技术部成员组成。本文仅从工程技术的角度探讨定井位及优选井位的方法。从工程上来讲，井位优选主要从以下几个方面考虑：1、方位及靶前位移的确定，2、地层对井斜方位的影响，3、避开大漏层、破碎带等复杂地层。,1、井位确定应遵循的原则井口位置的影响因素很多，地面条件限制了不少井口的实际位置，但我们仍需要先确定最优井口位置，依照地面服从地下的原则，将实际井口位置尽量靠近这个点，为下步顺利施工奠定基础。最优井口位置应遵循以下原则：（1）多靶井方位尽量在一条线上；（2）按照地区不同调整靶前位移；,（3）依井深不同、造斜点位置及钻时快慢确定靶前位移预留量；（4）根据邻井实钻资料和地层倾向倾角，适当调整靶前位移和方位;（5）根据造斜工具实际造斜率确定实际靶前位移;（6）地面河流、村庄、高压线、公路等障碍物将影响靶前位移时，尽量以地面服从地下原则确定井位。,2、方位确定按照多靶井方位尽量在一条线上的原则，多靶方位的确定是首先要考虑的因素。,根据甲方提供的上下靶垂深、坐标值及靶心半径这些数据可确定方位线，具体计算如下：N坐标X-XE坐标Y-Ytg=E坐标/N坐标E坐标东西坐标两靶差值N坐标南北坐标两靶差值双靶方位线也可以使用画坐标图的方法，直观又简单。,例如上表所列的卫77井：靶心坐标：3970645：20352380靶心垂深：2590米靶心半径：20米靶心坐标：3970940：20352320靶心垂深：2950米靶心半径：30米利用公式：N坐标=X-X=3970940-3970645=295(m)E坐标Y-Y203523202035238060（m）则tg=E坐标/N坐标-60/295-0.2034得：-11.4966即360-11.4966348.50（度）,也可以用以下坐标图直观得表示出来：X坐标即南北坐标，Y坐标即东西坐标。以靶为原点，根据E坐标为负值，N坐标为正值可以判断从靶到靶应该在第四象限。计算得靶到靶方位线为348.50。,一般要求井口在两靶方位线上，偏差控制在3之内。,3、靶前位移的确定,靶前位移的确定需要考虑的因素很多，需要确定最大井斜角max及造斜率等，以下是具体步骤：（1）确定穿靶井斜穿靶井斜一般即是这口的最大井斜max，求法比较简单，先确定两靶垂深差和位移差，即H和S。然后用公式：tgmaxS/H求出max例如上例中的卫77-井：H=2950-2590=360(m)S=295+(-60)=301.04(m)则：tgmaxS/H=301.04/360=0.836可得最大井斜：max=39.9,（2）造斜工具造斜率的预测目前中原油田内部普遍采用双驱复合钻进，剖面大部分是直增稳三段制设计，特别是长寿命螺杆的大量的使用，使定向、扭方位钻进一趟钻完成得以实现。当前使用的单弯螺杆主要有：0.75、1及1.25单弯单扶和双扶螺杆，各种弯螺杆因本身弯度区别，其滑动增斜率、双驱中的增斜或稳斜情况都有所区别，但也具有一定的规律，见下表：当然增斜率和很多因素有关，如地层可钻性、钻时、钻压以及井斜大小等，以上数据只是平均数据。,（3）最小位移及最合适位移的确定,最小位移是完全靠滑动增斜至靶，并且井斜正好达到最大井斜max，此时靶位移最小，这里采用平均角法，造斜率按照4/30m，可按照以下公式计算：Sminmax/430msin(max/2)平均角法本身就存在误差，这里两测点间距又过长，所以sinmin仅是近似值，仅在定井位时使用，施工过程中需软件跟踪。,最合适位移是剖面优选的结果，现场施工过程中，总是想尽量缩短随钻时间，一般做法是先滑动增斜至1015，然后双驱增斜。具体公式是：（假设第一次随钻至10开始双驱,双驱增斜率按4.5/100m计算）S合适10/430msin（10/2）（max10）/4.5100m+60msin（max+10）/2加号前面为随钻所需位移，数据直接计算可得约为7m。加号后面是双驱增斜井段，利用平均角法求出得位移。中间60m的含义是预留出的扭方位井段。,案例1,文209-69井是我公司在油田内部施工的一口三靶定向井。根据给定数据计算：穿一、二靶是37.5井斜，二、三靶是21.5井斜，并且方位不在一条线上。我们先后算出所需最大及最小井斜、穿一、三靶井斜，最终确定26这个可兼顾三靶的角度，根据这个井斜定出了靶前位移120米（实际118.31米），但因地面条件限制，一、三靶方位偏差4.97，超过3的要求。,案例2,卫77-井：可利用公式求出这两种位移Sminmax/430msin(max/2)=39.9/430msin(39.9/2)=102.1mS合适10/430msin（10/2）（max10）/4.5100m+60msin（max+10）/2=6.54m+724.4msin24.95=6.54m+305.57m=312.11m因此定井位时，靶位移不能小于102.1m，尽量控制在312.11m附近。,例如45753队施工的云9-7井最大井斜46.75，因地面条件限制靶前位移仅102.28m（经计算最小位移须150m），经讨论制定了一套特殊施工方案，要求中完打出反向位移不小于50m，中完井斜必须降至2以内，该井实际施工以这个思路顺利施工，6天上2000m并创造了区块最快记录。,（二）剖面优选,剖面选择决定了宏观轨迹控制方法，与钻井速度、井下安全息息相关，剖面选择非常重要。根据地质要求，多靶井多采用三段制，垂直靶采用五段制;应避开井下地质断层、漏失等地下复杂情况;盐层比较发育，应选用四段制或五段制剖面，减小穿盐层时的井斜角；剖面选择应以简单、控制容易、井下施工安全为条件。,考虑：造斜位置、技套下深、最大井斜、简单易施工,注意：,在定向井施工中，特别是大斜度、大位移定向井，钻井工程设计几乎都是以4/30m的造斜率设计造斜段。现场实际施工中，造斜率又不能完全确定，若按工程设计剖面施工，势必造成定向难度增加。或因实际造斜率太低，增加起下钻时间。另外，滑动钻进与复合钻进钻时差距很大，一般在3倍以上。加大复合钻进增斜段是提高钻井速度的有效途径之一，即采用双增剖面。特别是大井斜、大位移深部定向井中，效果更为显著。,剖面选择,剖面类型选择二维定向井形状:铅垂、增斜、稳斜、降斜组成多种剖面，主要：三段式、五段式、双增、悬链等1、定向井剖面类型：“J”型、“S”型：“水平井”2、“J”型：剖面简单、易操作3、“S”型：4、水平井5、悬链,待钻井眼设计-,（三）PDC钻头优选,PDC钻头采用人造聚晶金刚石复合片作切削齿。复合片由薄层人造金刚石和碳化钨的基体在高温高压下压制而成，切削齿的尺寸有3/8、1/2、3/4、1等选择，在较低的钻压下可吃入底层，靠剪切作用破碎岩石而获得较高钻速。冠部轮廓有抛物线形、圆形和锥形三种，其中冠部轮廓形状为抛物线形的钻头适用于各种软地层，具有进尺多，机械钻速高，稳定性好的特点，适合于转盘及井下动力钻具；冠部轮廓形状为圆形的钻头，工作面积小，水力集中，清冼较好，有利于钻穿硬夹层，在转盘钻井中常用；冠部轮廓形状为锥形的钻头，吃入性好，稳定性强，适合于转盘及高转速下动力钻具钻井。,PDC金刚石钻头采用不同形状规格的切削齿，不同的布齿密度，露齿高度与布齿方式，并匹配相应的水力布置，可适应不同地层使用而获得最佳效果。螺杆和PDC钻头都适合在低钻压、高转速条件下工作，螺杆运转时提供的高转速为PDC钻头快速钻进创造了有利条件。两者在井下的工作时间都较长，可减少不必要的起下钻时间，因此，两者的配合是最佳的。,钻头优选在优快钻井中占重要地位，针对不同地层、不同区块或同一区块不同厂家型号PDC钻头试用、对比，坚持每月对PDC钻头进行统计，效果好的很快被推广。,在优选钻头过程中，用机械钻速最高，性价比最好的PDC钻头，是基本原则；选择的钻头厂家始终保持三家左右。几年来试用了中原、川克、川石、迪普、百斯特、神通、奥尤等不同厂家钻头，优选出ZY924B、GS605F等一批性价比高的钻头，目前，钻头技术不断进步，钻头优选工作也将持续进行。,钻井四公司2007年4月份完成井PDC钻头使用分析月报,（四）钻具组合优选,增斜钻具组合：,按增斜能力分为强、中、弱三种。使用中要注意：1.钻压越大，增斜能力越大；2.L1越长，增斜能力越小；3.近钻头扶正器直径减小，增斜能力也减小。4.注意保持低转速。,稳斜钻具组合,按稳斜能力分为强、中、弱三种。在使用中要注意保持正常钻压和较高转速。若需要更强的稳斜组合，可使用双扶正器串联起来作为近钻头扶正器。,降斜钻具组合,按降斜能力分为强、弱两种。使用中要注意：保持小钻压和较低转速对于强降斜组合来说，L1越长则降斜能力越强，但不得与井壁有新的接触点。,复合钻常用钻具组合,合理的钻具组合和钻进参数是快速钻进的基础。以油田内部为例：8-1/2钻头+7钻铤二根+214扶正器+6-1/4钻铤+5钻杆，钻进参数：钻压160KN，转速IIIII档，排量28l/s，泵压18MPa，过馆陶地层吊打，平均机械钻速均在45m/h以上，高的能达到70m/h以上；根据直井段长确定钻具组合。一般段长小于300m直接下入所选定的可定向造斜、增斜钻具；,设计井斜超过300，下入8-1/2PDC钻头+单扶单弯螺杆+6-1/4无磁钻铤一根+6-1/4钻铤5到6根+5加重钻杆15根+5钻杆设计井斜小于200下入8-1/2PDC钻头+双扶单弯螺杆+6-1/4无磁钻铤一根+6-1/4无磁钻铤5-6根+5加重钻杆15根+5钻杆参数：钻压1-8T，转速0I档，排量28l/s，泵压16-18MPa。钻压应根据现场情况合理调整，进尺最快的钻压为钻进所选的钻压。,段长大于500m。下入8-1/2PDC钻头+172mm直螺杆+7钻铤一根+214扶正器+6-1/4钻铤+5钻杆参数：钻压2-4T，转速I档，排量28l/s，泵压18MPa;到定向点时起钻。改下增斜，稳斜所需钻具组合;12-1/4井眼选用12-1/4钻头+9钻铤1柱+8钻铤2柱+7钻铤3柱+5钻杆,参数：钻压18吨，转速IIIII档，排量45l/s，泵压18mp;钻进东营及以下地层时，下入12-1/4PDC钻头+245mm直螺杆+8钻铤2根+7-3/4无磁1根+7钻铤2柱+5钻杆。参数：钻压5-8T，转速I档，排量45l/s，泵压18mp。,（五）螺杆优选,准确预测下部钻具组合的造斜能力是井眼轨迹控制关键。1、下稳定器的位置和弯曲角度对钻具的造斜率影响最大。0.75单弯螺杆钻具组合0.75单扶单弯螺杆钻具加PDC钻头组合，在濮7-147井等6口井试验中，定向造斜率适中，一般为1214/100m。目前使用中与1单弯单扶比较初始增斜率偏小而较少使用。双驱复合钻进时增斜率28/100m。,1单弯螺杆钻具组合1单弯单扶螺杆是目前使用的主流，因其增斜率接近甲方对全角变化率的要求（连续三点不超过5/30m和单点不超过7/30m），可以减少定向段长。一般采用1单弯单扶螺杆加PDC钻头钻进，定向造斜至井斜1015后，启动转盘复合钻进，每100m增斜率3-8，如果方位偏移随时进行调整，一般工作量不大，是目前优快钻井的主要方法。1单弯双扶螺杆带PDC钻头组合稳斜钻进稳方位效果好，稳斜效果取决于地层倾向、井斜大小及上扶正器尺寸。正常情况下增降斜率0.52.5/100m，井斜较大（30以上）时主要表现为降斜。,1.25或1.5单弯螺杆钻具组合1.25单弯螺杆自然造斜和造斜率较高，全角易超标，用于难以造斜的井段。但是，由于1.25或1.5单弯螺杆弯度大，钻头偏移量大，双驱复合钻进时螺杆芯子受交变应力较大。一般弯外壳角度超过1.5时严禁启动转盘复合钻进。,2、上稳定器位置和外径对钻具组合造斜率影响不大。减小上稳定器的外径或增加上稳定器与马达之间的距离，钻具组合的造斜率略微增加。但是采用转盘方式钻进时，其位置和外径对钻具组合的增斜、降斜和稳斜效果的影响较大，是控制大段稳斜井段井斜的主要调节手段。,3、井斜角的大小对工具的造斜率有一定影响。实践中发现井斜大时造斜率偏高。而在井径扩大情况下，造斜率很低，原因是下扶正器没有撑住井壁。另外深井或反扣情况下，单弯螺杆效果不佳。,4、地层可钻性对造斜率的影响,在现场使用过程中，对于一定的钻具组合，复合钻井具有不同的导向规律，有时甚至出现截然相反的效果。主要原因是地层倾向与井眼方向的关系。若地层为顺向，增斜率为1.52.5/100m，地层为反向，降斜率为24/100m。井斜越大，降斜率越高。因此，在预算时，要充分考虑地层倾向和倾角，留有一定的增降斜量。,现场问题,采用改变螺杆支点间隙和距离的方法，改变钻具的受力结构，可达到降斜变成为稳斜、稳斜变为微增的目的。为此，把原来螺杆的上稳正器210mm(或212)减小后增加反作用力，推出了190、195、200、206、208、210、212mm的几种稳正器尺寸，根据不同区块、井斜进行合理选用；另一种方法是两扶正器间加一约3m的短钻铤。这些改变作用明显、效果较好。,(六)轨迹控制,井眼轨迹控制能力高低是优快钻井技术最核心技术，影响整个钻井速度。井眼轨迹圆滑是提高全井机械钻速，预防井下复杂事故的关键。在定向井施工中，特别是大井斜、大位移定向井，钻井工程设计的几乎都是以4/30m的造斜率设计造斜段。,现场实际施工中，造斜率不能完全确定，若按设计剖面施工，势必造成定向难度增加。或因实际造斜率太低，增加起下钻时间。另外，滑动钻进与复合钻进时差距很大，一般在5倍以上。为降低定向时间，加快机械钻速，有效地控制造斜率，加大转盘复合钻进造斜段是加快机械钻速，提高钻井速度的有效途径之一。特别是大井斜、大位移深部定向井中，效果更为显著。,油田内部双驱钻进轨迹控制原则：,馆陶组后500米为界决定是否下防斜组合。尽量减少稳斜段长度。尽量2500米前完成随钻工作量。稳斜段可以考虑使用上扶为208毫米的扶正器（常规为212毫米）稳斜。,三是作好实钻轨迹控制图，每测一个点必须及时计算，标在控制图上；,一是直井段施工必须定点测斜及时发现问题，定向前必须测多点，根据所测结果决定下步措施；二是定向根据不同情况采取不同措施，严防狗腿超标，定向点超过井深2500m要及时混原油，加快定向速度缩短随钻时间，数据要及时用单点校核；,四是控制好最大井斜严防超标。五是搞好轨迹监控，发现异常，在现场及时判断处理，灵活应变，并保持与主管领导的沟通，尽可能减少随钻时间，保证优快钻井顺利实施。在施工过程中，根据最大井斜大小及靶前位移长短，结合本区块增斜率情况，合理选择具体控制方式。目的是利于控制、尽量增加双驱时间以提高钻井速度。,具体轨迹控制方案，根据最大井斜不同采用不同的方式。（1）对于最大井斜小于25的井，穿过馆陶后，下入1单弯双扶稳斜组合，一次将井斜增至最大井斜后稳斜中靶。根据稳斜段长短，考虑到稳斜段降斜因素，适当放大最大井斜角。（2）对于最大井斜大于25的井，一般使用1或1.25单弯单扶螺杆增斜组合，随钻增斜到12-15后双驱增斜，根据邻井增斜率及方位漂移情况，预测增斜率，井斜到位后，起钻换双扶稳斜中靶。对于最大井斜介于2535之间，稳斜段较长的井，可以采用上扶203mm（或205mm）扶正器，下扶212mm的单弯双扶缓增组合，按12/100m的增斜率缓增中靶，减少长井段稳斜中的降斜现象。（3）对一、二靶距离不同，入一靶井斜，中一靶远、近端也不同，考虑稳斜钻具降斜率、增斜组合最大井斜，根据实际情况对待。原则是中一靶时充分考虑二靶，确保中靶。,（七）钻井参数优选,PDC钻头破岩主要以切削为主，转速对机械钻速影响至关重要，螺杆与转盘叠加，其转数增加，因此，对于中深部地层较合适，机械钻速能大幅度提高。复合钻进由于钻压小，所用钻铤少，通常1-2柱钻铤，摩阻明显减小，对于大位移、高密度深井施工安全从源头上提供了保障。高速钻进，控制全角变化率很方便，避免了弯接头选用不当而进行起下钻作业，定完向后不用扩眼，节省大量时间。,随钻操作注意事项：扭方位时，一次动50度以下为宜，井斜方位同时完成，使轨迹更平滑。磁性高边在井斜6度即可换为重力高边。2000米以前可以使用液压大钳锁转盘配合开泵转工