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1、大位移井的基本问题韩志勇,1. 大位移井的定义；2. 大位移井的用途和重大意义；3. 大位移井的基本问题；,一. 大位移井的分类和定义,大位移井分浅层大位移井和深层大位移井。美国、加拿大都打过一些浅层大位移井。水平位移1000多米，但垂深只有200米左右。使用斜井钻机甚至修井机打的。深层大位移井，必须使用钻井的高技术。目前说的大位移井主要指的是深层大位移井。大位移井的定义，没有统一标准，且是个发展概念。初期认为有两个条件：水平位移超过3000米；平垂比大于1 ，后提出水平位移超过3000米；平垂比大于2 。,定义的界限：主要反映了技术难度。大位移井技术是在水平井技术基础上发展起来的，是当代定向
2、井钻井技术的新的高度，新的里程碑。目前国外的大位移井水平位移远远大于3000米；平垂比也远远大于2.,一. 大位移井的分类和定义,大位移井技术是在水平井技术基础上发展起来的，所以比水平井技术要高一个台阶。在设备、工具、仪器等条件上，比水平井要求更高：钻机上必须有顶部驱动；一般要使用三台泥浆泵；钻杆使用5，5-1/2，6-5/8的复合钻柱；使用润滑性更好的油基泥浆；有强大的泥浆净化系统；使用导向钻井系统；使用MWD, LWD, 等；如果不具备上述条件也打成了大位移井，说明你定的大位移井的界限太低。,二. 大位移井的用途和发展,大位移井的主要用途是油藏所在的地球表面上，难以建立钻井井场，建立井场需
3、要花费很大代价，从距离很远的已有的陆上钻井井场或水上钻井平台上向该油藏钻探井或开发井。,二. 大位移井的用途和发展,大约从30年代初，在美国加利福尼亚海岸上向海里钻定向井时，就可以认为这种思想就是钻大位移井的思想。但由于当时技术的限制，实际只能钻小位移的定向井。 现代大位移井大约从80年代末、90年代初开始。 1. 1989年开始，美国Pedernal油田(是距离加利福尼亚海岸6.5 公里的海上油田)在原钻井平台上钻大位移井，少建了一个平台，省了1 亿美元。至1993年，共钻了6 口大位移井，水平位移为25004473米。 2. 1990年开始，美国Dos Cuadras 油田( 是距离加利福
4、尼亚海岸9公里的海上油田 )在原海上C 平台和B 平台上钻了9 口垂深非常浅相对水平位移非常大的大位移井。其中，C29 井垂深293 米水平位移1156米，KP3.95；C30 井垂深294 米，水平位移1485米，KP5.05；都创造了当时的世界记录。,二. 大位移井的用途和发展,3. 1990年开始，挪威的海上油田Statfjord油田从原来的C 钻井平台上连续钻了4口大位移井。其中C10井水平位移5006米，创造了1990年的世界记录。1991年钻的C3井水平位移达到6086米，1993年钻的C2井水平位移达到7290米，创当年世界记录。 4. 1992年开始，挪威的Oseberg海上油
5、田用水平井和大位移井开发两个平台之间(两个平台相距15公里)的油，共钻了17口水平井。其中1995年完钻的C26A井水平位移达到7853米，在油层内延伸2100米。创1995年的世界纪录。 5. 1991年开始，英国的海上油田Wytch Farm油田钻大位移井。原计划建立40个人工岛，后改为从陆上钻14口大位移井，开发该油藏，可节约1.5亿美元，而且采油期提前了三年。,二. 大位移井的用途和发展,6. 1996年Wytch Farm油田钻的LM-05SP 井，垂深1605米，测量井深8700米，水平位移达到8035米，创造了1996年大位移井的新的世界记录。 7. 1997年我国南海东部石油公
6、司，与国外合作，在西江油田的24-3区块上，利用已有的钻井平台，向24-1区块上钻了一口大位移井，井名为西江24-3-A14井。全井井深9328米，水平位移达到8063米，创造了1997年的新的世界纪录。8. 1998年2月，英国BP石油公司在英国南部WF油田又创造了新的大位移井世界纪录，测量井深10656m，水平位移10114m，位移与垂深比值6.13。 9. 1999年，英国BP Amoco公司在英国Wytch Farm 油田打的一口大位移井，创造了大位移井至今的最高记录：水平位移世界第一，10728米；全井井深世界第二(世界最深油气井)，11278米；使用旋转导向钻井系统PowerDri
7、ve，8-1/2”钻头打到底。钻井及固井，共123天。,XJ24-3-A14井的目的和意义,南海东部石油公司的位置 现已开发的油田共有四个：流花；陆丰；惠州；西江。,XJ24-3-A14井的目的和意义,XJ24-3-A14井的目的和意义,三个区块：XJ24-3 ，XJ30-2 ，XJ24-1 。前两个是主力区块。两个钻采平台，每个平台可钻井分别为30口和28口井 。生产出来的油，通过输油管线，送到“南海开拓号”油轮上。,XJ24-3-A14井的目的和意义,XJ24-1该区块是美国PHILIPS公司的风险勘探区，1986年1月8日钻完第一口探井XJ24-1X，发现了11个油层。 XJ24-1区块
8、的情况：位于XJ24-3区块的钻采平台东南（116）约8公里处。油藏圈闭面积不到2平方公里，是一个小油田，或称为XJ24-3油田的卫星油田。该海域水深100米左右。,XJ24-3-A14井的目的和意义,如何开采XJ24-1区块？建立一个卫星钻采平台（无人操作）要花7000万美元，加上钻井费用和按照7年开采期计算的作业费，加起来的投资将超过一亿美元。按采收率25计算，可采出100万吨油。按120美元一吨算，可得1.2亿美元。基本上没有开采价值。所以，从1986年到1996年，10年时间，该区块没有开采。,90年代以来，大位移井技术的出现和发展，很自然提出用大位移井来开发这个油田。1995年，大位
9、移纪录是8035米。经过论证，该井于1996年11月22日开钻，1997年5月19日完钻，6月10日完井。全井钻进时间85天，完井周期仅仅101天。该井原计划投资2400万美元。实际打井费用1800万美元，加上论证及各项行政开支，共花钱2000万美元。,XJ24-3-A14井的目的和意义,效益 ：1997年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
10、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XJ24-3-A17井。,三. 大位移井的基本问题,可归纳为四大基本问题：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；,三. 大位移井的基本问题1. 管柱的摩阻摩扭问题,管柱的摩阻摩扭问题是大位移井技术的头号问题。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 Vib
11、ration);,三. 大位移井的基本问题1. 管柱的摩阻摩扭问题,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(倒划眼时要特别谨慎)；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：K=ATN(1/) ；改善泥浆的润滑性,大位移井的轨道设计,大位移井轨道设计研究，国外很重视，但很少有公开发表的研究文章。英国BP 公司在Wytch Farm油田上用悬链线或准悬链线，没有具体讲。有一篇文章中谈到设计方法：增斜段的曲率是变化的，开始的曲率11.5/30米，最后增到2.5/30米。曲率增加的方式是连续的，每400米曲率增加0
12、.5/30米。据说这种曲线可使套管可下重量增加2527%。这实际上是一种恒变增曲率曲线。据我们研究，这种曲线并没有多大优越性。,XJ24-2-A14井轨道设计,XJ24-2-A14井泥浆降摩阻摩扭技术,采用低毒油基泥浆，商品名称VersaClean。提高油水比：试验表明，90：10的油水比与62：38的油水比进行比较，前者比后者摩阻降低50%。实际使用在12-1/4“井眼，油水比为75：25；在8-1/2“井眼，油水比为85：15；使用塑料小球：据试验，使用塑料小球，可降低摩阻摩扭15%；从井深7248米开始用，井深超过9000米后，每钻一个立柱，加入塑料小球约123公斤。泥浆的实际润滑性很好
13、，非常有利于减小摩阻系数。根据实钻数据用计算机软件进行拟合，钻柱在套管内的摩阻系数为0.19，在裸眼井段内为0.17。（值得注意的是：裸眼井段内摩阻系数竟然小于套管内的摩阻系数）,三. 大位移井的基本问题1. 管柱的摩阻摩扭问题,解决滑动钻进加不上钻压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；,三. 大位移井的基本问题1. 管柱的摩阻摩扭问题,解决钻柱旋转扭矩的问题：主要办法是：提高钻杆的抗扭能力。使用高抗扭的螺纹脂；据说可提高抗扭27%；采用高
14、扭矩的螺纹联接多级螺纹或多级台肩，可增大扭矩；采用高强度钻杆：铝合金、钛合金钻杆等，重量小，强度高；实现钻杆接头的应力平衡(见下两张片子)：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。,三. 大位移井的基本问题1. 管柱的摩阻摩扭问题,实现钻杆接头的应力平衡：在旋转条件下，随着井斜角的增大，钻柱的拉力将减小，而扭矩将增大。,三. 大位移井的基本问题1. 管柱的摩阻摩扭问题,实现钻杆接头的应力平衡（或称应力分配）：以NC-50 (411410)接头为例，当公接头内径为4-3/4“时，若上扣扭矩为30千磅英尺，则承拉能力为200千磅；若
15、上扣扭矩为25千磅英尺，则承拉能力为450千磅；,三. 大位移井的基本问题1. 管柱的摩阻摩扭问题,解决套管磨损问题一种方法是在钻杆上带胶皮护箍据说在大位移井中，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象个扶正器，不随钻杆旋转。与套管之间不旋转，所以不磨套管；但与钻杆之间有相对旋转；这是目前最有效的方法。,XJ24-3-a14井对 套管磨损问题的解决,特别在弯曲井段，钻柱以很大的正压力作用于套管壁，在旋转时引起套管磨损。采用了“非旋转钻杆保护器”（NRDPP Non-Rotating Drill Pipe Prote
16、ctor）。在套管保护段，每根钻杆单根加一个。这样在NRDPP与套管之间是不旋转的，代之以NRDPP与钻杆之间的旋转。,未使用NRDPP时，泥浆出口捞出大量铁屑，而且逐日增加。（三天，150克，270克，750克）据说最多一天可捞出3.7公斤。使用NRDPP之后，铁屑大量减少。（三天，260克，85克，65克）。而且，钻柱的摩扭大大减小。在可比的情况下，使用前摩扭为22000英尺磅，使用后为1200017000英尺磅。,三. 大位移井的基本问题1. 管柱的摩阻摩扭问题,解决套管下入问题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
17、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；,XJ24-3-a14井对 套管下入问题的解决,钻柱下不去，可用顶部驱动旋转起来下入。套管由于丝扣问题，不能承受大的扭矩。所以下套管是大位移井最大的难题。这口井采取了两个主要技术：带轴向滚柱的套管扶正器。将套管与井壁之间的轴向滑动摩擦，变成了轴向滚动摩擦。,XJ24-3-a14井对 套管下入问题的解决,第二项技术是：套管漂浮技术。一个漂浮接箍可使一段套管中空。从而减小对井壁的正压力。,XJ24-3-a14井对 套管下入问题的解决,套管漂浮接箍的工作原理：a. 漂浮状态，隔开上下；b
18、. 压力剪断上销钉，打开循环孔；c. 剪断下销钉，下行碰压。,三. 大位移井的基本问题1. 管柱的摩阻摩扭问题,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；粘滑振动还会激发起钻柱的其他振动，特别是横向振动，危害也很大。采用旋转回馈系统，有的称为软扭矩系统。国外已经有产品，是荷兰人研究的；我国应早研究解决。石油大学已经在理论上和原理上进行了大量工作，下步研究需要协作。,三. 大位移井的基本问题2. 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
19、。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 。由于井很深，不宜采用起钻更换钻具组合。还要有能在井下及时变更组合性能的手段。初期用遥控可变径扶正器。必须使用导向钻井系统(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。必须使用高效能的钻头、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。,井眼一直用MWD测量。MWD
20、属磁性测量原理，其测量精度需用高精度的陀螺系统进行校核。采用的是“双轴速率陀螺”，比普通单轴自由陀螺仪的精度高510倍。双轴速率陀螺，测井斜的误差是0.05，测方位的误差是0.1，长度测量误差是0.17。而且这种仪器的测量速度很快。,使用高精度速率陀螺仪，对MWD校核的结果表明，MWD的精度是足够的。在4463米深处用速率陀螺一直测到井口，与MWD测量结果对比。以陀螺为准，MWD的垂深方向误差6.65米，径向误差2.27米，侧向误差14.92米。测量结果表明，该井的条件下，磁性干扰并不大。,XJ24-3-A14井先进的测量技术,XJ24-3-a14井 先进的轨迹控制技术,先进的导向钻井系统导向
21、钻井系统组成：高效能的钻头 + 可调弯角的弯外壳螺杆钻具 + MWDLWD + 遥控可变径扶正器 。不起钻，连续进行轨迹控制。,XJ24-3-a14井 先进的轨迹控制技术,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，一只钻头可打1000多米。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。,XJ24-3-a14井 先进
22、的轨迹控制技术,可调弯角的弯外壳螺杆钻具：美国Baker Hughes公司的导向马达，井下工作可达300小时以上。可提供PDC钻头破岩需要的高扭矩。弯角可调。MWD：随钻测量。Anadrill Schlunmberger 公司的最新产品，M10型的MWD。连续波传送，LWD：随钻测井。包括浅电阻率和深电阻率，自然，地层密度测井，等。完全代替电缆测井。（但未达到地质导向的水平。）,遥控可变径扶正器：商品名称，TRACS，哈里伯顿的最新产品。可变直径1英寸。其优点是与MWD相联系，调了直径之后，可通过MWD的传输系统传到地面上来。MWD的信号一直到9100多米仍可传输。轨迹控制的效果：两个靶心距分
23、别为60米和45米。而设计给出的靶区半径是152米。,XJ24-3-a14井 先进的轨迹控制技术,下图是A14井的井眼轨迹图。,XJ24-3-a14井 先进的轨迹控制技术 A-17井的轨迹图,三. 大位移井的基本问题3. 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；,XJ24-3-A14
24、井 井眼清洁问题,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，12-1/4“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。由于一台泵软管问题，压力上不去，排量降到51.755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；180200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。,三. 大位移井的基本问题4. 井眼稳定问题,井眼稳定问题包括：井塌（井壁稳定）和井漏（压力稳定）。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
25、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。,三. 大位移井的基本问题4. 井眼稳定问题,井眼方位与井眼稳定的关系：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。,XJ24-3-A14井 井眼稳定问题,这口井的井眼方位(114.9)正好与最大水平地应力方向(120125)一致，是最不利的方位。而且是无法改变的，只能采取其他措施。美国人用他们的岩石力学模型，预测珠江口的定向井井斜超过45，
26、将发生井斜和井漏。但该地区在这口井之前已经顺利地钻过水平井。说明预测模型不准确。定向井条件下的地层破裂压力：石油大学葛洪魁教授研究认为，在垂直主应力不是最大主应力的情况下，定向井的破裂压力，不比垂直井小。最小可按垂直井破裂压力计算。XJ24-3-A14井采取的办法：该井采用的低毒油基泥浆(VersaClean), 基本上没有失水。非常有利于泥页岩的井壁稳定；修改井眼轨道，躲开地层破碎带；改善钻井液性能，采取必要的措施，减小压力波动；控制泥浆密度不超过1.15，当量循环密度不超过1.27；,大位移井技术的新进展,韩志勇,一. 新纪录，新进展，新挑战,新记录：这是英国BP Amoco公司在英国Wy
27、tch Farm 油田打的一口大位移井，创造了新记录：水平位移世界第一，10728米；全井井深世界第二(世界最深油气井)，11278米；旋转导向钻井系统PowerDrive，8-1/2”钻头打到底。钻井及固井，共123天。,一. 新纪录，新进展，新挑战,这是 1998年创记录的M11井。打了两个井眼：M-11Z,井深9688米，然后侧钻打了M-11Y,井深10658米，水平位移达10114米。水平段的长度达到4900米以上。9-1/2“套管下到8881米。,一. 新纪录，新进展，新挑战,新进展：1995-1997年水平位移由8035米增大到8062米； 1997-1999年水平位移有8062米
28、增大到10728米。我国XJ24-3-A14井在1997年是第一，而1999年变成了第六。,一. 新纪录，新进展，新挑战,一. 新纪录，新进展，新挑战,新挑战：大位移；大平垂比；,一. 新纪录，新进展，新挑战,澳大利亚正在计划大15000米的水平位移井；英国正在计划大16000米的水平位移井。,二. 大位移井的轨迹控制技术,这是1999年大位移井国际研讨会的重点内容。轨迹控制新技术的出现，是带有标志性的成果。是钻井技术的具有划时代意义的重大进展。斯仑贝谢(Schlumberger)的PowerDrive(旋转导向钻井系统)贝克休斯(Baker Hughes)的AUTO-TRACK (井下闭环自
29、动跟踪控制系统)埃尼阿吉普(ENI-Agip)和贝克休斯共同研究的SDD系统(垂直钻井装置),二. 大位移井的轨迹控制技术PowerDrive,旋转导向钻井系统的结构：偏置部分：在旋转过程中始终给钻头一个侧向力；控制部分：始终控制侧向力的方向；上面MWD部分：测量信息及传输；全部都旋转，偏置部分内有不转动的控制部分；,二. 大位移井的轨迹控制技术PowerDrive,产生侧向力的原理,二. 大位移井的轨迹控制技术,总运行情况：井数：47 口；下井次数：138次；工作时间：11610小时；总进尺：47780米；最大井深：11278米；最大井眼曲率：11/ 30米；最长一次进尺：1389米；最长一
30、次下井时间：163小时,基本数据：长度：4.9米；排量：5001000gpm转速：40220rpm压降：100psi最小钻头压降：500psi最高温度：120C泥浆密度：7.520ppg数据传输：通过MWD,二. 大位移井的轨迹控制技术,PowerDrive 的优越性工具简单，不增加地面设备；工具的压降低，小于100psi ；与实时的Schlumberger MWD,LWD,APWD配合；传输高速，适合快速钻井；接受和发送数据同时进行；与井眼没有静止的接触部分井眼清洁好；卡钻的风险小；标准的钻井作业；,二. 大位移井的轨迹控制技术,旋转钻进与滑动钻进的钻速比较。,二. 大位移井的轨迹控制技术P
31、owerDrive应用情况,Wytch Farm 油田M11井：下井6次，配合地质导向仪器，钻水平段原计划64天，实际40天，节约24天，节省资金120万美元；平均日进尺原计划34米，实际53米。,二. 大位移井的轨迹控制技术PowerDrive应用情况,Wytch Farm 油田M-15井：这是一口阶梯式水平井，两次转向。以7/30米和5/30米的造斜率，分别在19000ft和22000ft处转向。设计日进尺320ft ，实际日进尺530ft。全井节省6天时间。,二. 大位移井的轨迹控制技术PowerDrive应用情况,英国，Brent油田一口在已钻井区绕障的水平井。井眼在水平段以4.33/
32、30米的曲率，扭方位51.8，成功绕过障碍，并钻进油层。一趟钻，钻进3195米，纯钻120小时，泥浆循环工作50小时。,二. 大位移井的轨迹控制技术PowerDrive应用情况,挪威。这是一口在井斜角60情况下扭方位的井。由于地层原因，滑动钻进特别困难。用PowerDrive 一趟钻，95小时，钻进3596ft，机械钻速37.8米 /时。井眼曲率4.07/30米。,二. 大位移井的轨迹控制技术PowerDrive应用情况,马来西亚。Bekok A7st井。这是一口从老井中反向侧钻的井。钻进1389米，51m/时，日进尺513米。井眼曲率2.03.7/30M米。井斜由40增至70。,二. 大位移
33、井的轨迹控制技术PowerDrive应用情况,挪威。这是一口在井斜角77下用扶正器组合钻进使井眼向左偏离（虚线）的井。用PowerDrive 纠方位。在井斜77情况下，方位从188扭到198。机械钻速70ft / 时，以前为3349 70ft / 时。,二. 大位移井的轨迹控制技术AUTO-TRACK,滑动导向系统三：滑动钻进速度慢，旋转时井眼扭曲，摩阻摩扭大；AUTO-TRACK：连续旋转钻进钻速快，井眼光滑且很直；摩阻小；,二. 大位移井的轨迹控制技术AUTO-TRACK,两个环：井下控制闭环：按照给定的轨道钻进，或按照地质导向钻进；井下与地面的双向传输；低边改变井下钻井模式。,二. 大位
34、移井的轨迹控制技术AUTO-TRACK,传感器的位置：,二. 大位移井的轨迹控制技术AUTO-TRACK,不旋转的导向扶正套结构,二. 大位移井的轨迹控制技术AUTO-TRACK,导向原理,二. 大位移井的轨迹控制技术AUTO-TRACK,优越性：轨道导向和地质导向，都可连续旋转钻进；地面与井下双向传输，改变井下钻进模式；井眼光滑且很直，摩阻摩扭很小；钻速快，起下钻少，节省时间，降低费用；极其精确的中靶；下套管，固井，完井都很顺利；,二. 大位移井的轨迹控制技术AUTO-TRACK,优越性：轨道导向和地质导向，都可连续旋转钻进；地面与井下双向传输，改变井下钻进模式；井眼光滑且很直，摩阻摩扭很小
35、；钻速快，起下钻少，节省时间，降低费用；极其精确的中靶；下套管，固井，完井都很顺利，无需电缆测井；,到1999年7月1 日止的基本数据：作业井次：155总作业时间：17700h.总进尺：60.9万英尺；(到99.11已超过100万英尺)最大作业井深：7666米；现有两种尺寸：6-3/4“ 和8-1/2” 。,二. 大位移井的轨迹控制技术AUTO-TRACK,井眼光直的重要性：摩阻摩扭小；井眼清洁；使用水基泥浆的潜力：费用低；环保有利；除砂易，少跑泥浆；减少粘卡完井和下套管容易；固井质量高；,二. 大位移井的轨迹控制技术AUTO-TRACK应用实例,这是一口在海上平台上钻的三维水平井：常规方法钻
36、12-1/4“，80%进尺要滑动钻进。旋转转速最高60rpm 。循环携岩时间加长，钻速下降50%。用AUTO TRACK 带PDC钻头，下井两次，工作61.5小时，钻速95/时。比常规节省4天时间，节省经费40万。,二. 大位移井的轨迹控制技术AUTO-TRACK应用实例,这是一口大位移水平井。计划钻的12-1/4“井眼3400米，有3000米井斜为70。由于要探测上部的气顶，要求钻进时带三组合的FEMWD。实际用8-1/4“AUTO TRACK,一趟钻钻完3621米，用93.5小时，平均钻速为38.6米 / 时，最后的250米由于地质家的要求而控制钻速。比常规节省6天；节约100万；稳斜段井
37、斜误差为0.15。,二. 大位移井的轨迹控制技术AUTO-TRACK应用实例,这是一口打水平段的实例。原井在水平段断钻具，要求从85开始向下侧钻，井斜角增至95，同时扭方位，然后钻进水平段。实际：井斜8590，方位172160。在1336米的水平段垂深误差为0.2米。7“尾管下入和固井顺利，且可旋转。节约60万,二. 大位移井的轨迹控制技术AUTO-TRACK应用实例,又一口井：预计后段油层下倾，实际碰到断层，且油层上倾。,二. 大位移井的轨迹控制技术AUTO-TRACK前景,油田开发上的应用：断层油藏；边际卫星油田降低成本，提高采收率,二. 大位移井的轨迹控制技术AUTO-TRACK前景,D
38、esigner Wells (设计师井)高难度的三维定向井，水平面上有较大的方位变化；井口固定条件下，希望钻的各种定向井；必须是使用高新技术钻出的井。,二. 大位移井的轨迹控制技术AUTO-TRACK前景,二. 大位移井的轨迹控制技术AUTO-TRACK前景,二. 大位移井的轨迹控制技术SDD垂直钻井装置,AGIP公司在10年前开发了SDD。后来又与Baker Hughes一起开发了AUTO TRACK 。SDD的整个钻柱是不旋转的，只有马达轴带动钻头旋转。有一个可膨胀式扶正器，四个扶正块，在液缸的驱动下，可给钻头以纠斜力。每0.2秒测一次井斜，若有偏离若达到0.14，就会立即纠正。,二. 大
39、位移井的轨迹控制技术SDD垂直钻井装置,右图是三口井的水平投影图。其中一口是用常规技术钻的井水平投影图呈“8 ”字形状。一口是中间一段时间SDD中断，后又使用的井；一口是全用SDD钻的井，水平投影图是一个“点”,二. 大位移井的轨迹控制技术SDD垂直钻井装置,SDD钻出的井眼：井轴笔直；井壁光滑；井径规则；SDD已在22口井，钻了11500小时，进尺37500米。已从多次失败走向成熟。优点很多。其中最令人感兴趣的是，出现了一种新的井身结构，称为“Lean Profile(瘦剖面)”。或可称为“小环隙钻井技术” 。“瘦”到什么程度？如右图。可见主要是上部瘦，下部并不瘦。,三. 大位移井的测量技术
40、,英国Wytch Farm油田的大位移井，为了解决MWD、LWD以及其他井下信息的超长距离传输中信号受干扰而减弱的问题，斯仑贝谢公司开发了泥浆泵压力反馈系统，可以较好地消除泵压波动，保证信号传输。这是一个测量和反馈装置，并配以软件的系统。,四. 大位移井的井眼清洁问题,麦克巴泥浆公司开发了一套实时检测井眼清洁状况的软件系统。在井下MWD上装有一个环空压力测量仪器，称为APWD(钻井过程中的环空压力测量)测得的环空压力可实时传输到地面。经过软件处理，计算出环空当量循环密度ECD，环空静液密度ESD比较，实时给出井眼清洁情况的报告。,五. 大位移井的其他技术,完井技术：分枝井完井技术；水平井的砾石
41、充填技术；钻井设备能力：立根盒可装6-5/6钻杆8000米。,我国大位移井简况（截止2000年底）,韩志勇,（不包括我国南海东部公司的大位移井。）,一.我国陆上大位移井的记录,2000年，我国陆上钻了两口水平位移超过3000米的大位移井，创造了我国陆上大位移井的新纪录：胜利油田为海油陆采所钻的埕北21平1井，全井井深4837.40米，垂深2633.92米，水平位移3167.34m, 平垂比达到1.2，大港油田钻的港深691井，全井井深5464m,垂深4318m,水平位移3118m。,一.我国陆上大位移井的记录,我国位移超过2000米的大位移井8口。其中大港油田钻5口，胜利油田2口，冀东油田1口
42、。我国位移小于2000米超过1500米的大位移井超过20口。其中大港油田11口，胜利油田8口。我国最大水平位移井，在2000年以前是大港油田钻的F1井，达到2624.7米。目前是胜利油田的埕北21-平1井，达到3167.34米。,我国平垂比最大、位移超过1500米的井是大港油田1997年钻的红9-1井，达到1.45。新疆克拉玛依油田的浅层大位移井，也有一定的水平。水平位移最大达到546米，平垂比达到2.76。在大位移技术方面，主要是轨道设计和摩阻摩扭的研究。,一.我国陆上大位移井的记录,这是我国大港油田打的一口井F1井。井深：4420米；水平位移：2624.7米；垂深：时间：1996年平垂比：
43、,一.我国陆上大位移井的记录,这是我国大港油田打的红9-1井。井深：垂深：1180.6米；水平位移：1707.57平垂比：1.45时间：1996年,一.我国陆上大位移井的记录,这是我国冀东油田上的乐8X1井：时间：1997年井深：2756米；垂深：1626.4米水平位移：2000.6米平垂比：1.23,一.我国陆上大位移井的记录,这是我国胜利油田钻的桩1-17井。井深：2611.17米；垂深：1660.15米；水平位移：1694.69米；平垂比：1.02时间：1989年,一.我国陆上大位移井的记录,这是我国胜利油田钻的桩310井。井深：3467.81米；垂深：2587.46米；水平位移：191
44、4.52米；平垂比：0.73时间：1988年,一.我国陆上大位移井的记录,我国胜利油田钻的桩斜208井。井深：3440米；垂深：2540米；水平位移：1826.4米；平垂比：0.72时间：1992年,我国胜利油田钻的郭斜11井。井深：2342米；垂深：1400米；水平位移：1626.22米；平垂比：1.161时间：1996年,一.我国陆上大位移井的记录,我国新疆克拉玛依油田钻了一批浅层大位移井。如右上图所示。,二. 我国海上大位移井纪录,我国海洋石油总公司与外商合作钻的大位移井：,二. 我国海上大位移井纪录,我国海洋石油公司独立完成的大位移井,三. 石油大学大位移井研究简介1关于大位移井轨道设
45、计技术研究,大位移井轨道设计研究，国外很重视，但很少有公开发表的研究文章。英国BP 公司在Wytch Farm油田上用悬链线或准悬链线，没有具体讲。其作法是从初曲率11.5/30m，曲率连续增加到最后2.5 /30m。实际上是恒变增曲率曲线。,轨道设计新发展：特种曲线轨道；恒工具面角轨道；考虑方位飘移的轨道设计；待钻三维轨道；DISIGNER WELLS(设计师井)的设计；,三. 石油大学大位移井研究简介1关于大位移井轨道设计技术研究,1996年底，在大港油田举办的大位移井技术研讨班之后，根据大位移井轨道设计的特点，重新重视了一度销迹的关于定向井特种曲线轨迹的研究。1997年在石油钻采工艺上发
46、表了“定向井悬链线轨道的无因次设计方法”，1997年12月在西安举行的石油工程学会钻井理论学组年会上发表了“关于大位移井轨道设计问题的思考”。1998年在北京举行的国际石油工程会议上发表了“关于大位移井轨道设计研究”。对比了9种曲线，对国外使用的“准悬链线”提出了疑义。1999年针对胜利油田呈北12-平1大位移井的设计，作了大量的对比研究，对大位移井的轨道设计问题又有新的认识和提高。,三. 石油大学大位移井研究简介1关于大位移井轨道设计技术研究,石油大学(华东) 的文章：提出大位移井轨道设计是系统工程的思想：轨道设计应与井身结构、钻柱、钻进参数、泥浆性能、轨迹控制技术等设计结合起来进行。提出大
47、位移井轨道设计原则：最困难工况摩阻相对较小；全井井眼长度相对较短；较低造斜率；高造斜点和稳斜角要优选；变曲率曲线的增斜段；,对变曲率曲线的认识：1997年提出6种曲线对比；1998年又进行9种曲线对比；1999年研究有新的进展和结论；2000年提出11种变曲率曲线；,三. 石油大学大位移井研究简介1关于大位移井轨道设计技术研究,五种增曲率曲线：悬链线；修正悬链线；二次抛物线；恒变增曲率曲线；（即准悬链线）增曲率椭圆曲线；,六种降曲率曲线：侧位悬链线；侧位修正悬链线；侧位二次抛物线；恒变降曲率曲线；降曲率椭圆曲线；旋轮线,三. 石油大学大位移井研究简介1关于大位移井轨道设计技术研究,结论有待研究
48、。1999年有新认识。,9种曲线的设计结果的数据对比：,三. 石油大学大位移井研究简介1关于大位移井轨道设计技术研究九种曲线设计结果的图形对比,三. 石油大学大位移井研究简介1关于大位移井轨道设计技术研究,埕北21-平1井轨道设计：垂直段长（造斜点垂深）：1000m；圆弧过渡段：长230米，曲率为3/30m；悬链线井段：长1116.04米，最大造斜率为3/30m；稳斜段：长2266.81米，稳斜角75；第二造斜段：长75米，造斜率为6/30m。目标段：长130米，井斜角90；,三. 石油大学大位移井研究简介1关于大位移井轨道设计技术研究,这是埕北21-平1井的轨道设计图；采用的是悬链线。,井深
49、(m)井斜角()方位角()垂深(m)水平位移(m)N坐标(m)E坐标(m)曲率(/30m)0 0358.52000001000 0358.5210000000 垂直段1000m1230 23358.521223.8745.5545.53-1.183 圆弧过渡段230m1330.99 24.86 358.521316.1686.5486.51-2.24.571430.99 26.89 358.521406.15130.14130.09-3.36.651530.99 29.25 358.521494.41177.14177.08-4.57.761580.99 30.57 358.521537.75
50、202.06201.99-5.21.831630.99 32.01 358.521580.48228.02227.95-5.88.91680.99 33.58 358.521622.52255.09255.01-6.58.981730.99 35.28 358.521663.77283.35283.26-7.311.071780.99 37.14 358.521704.11312.88312.77-8.071.171830.99 39.18 358.521743.44343.76343.64-8.861.281880.99 41.41 358.521781.58376.08375.95-9.7
