大斜度大位移定向井井眼净化技术
【摘要】在大斜度大位移定向井中，岩屑在井眼中极易积累形成岩屑床，导致起钻困难、蹩泵、甚至卡钻，完井作业难度大、固井质量差。本文分析了岩屑床的形成及危害，总结了影响井眼净化效果的因素，提出了提高井眼净化效果的几项途径。在施工的多口大斜度、大位移定向井中应用效果良好，为施工该类型定向井提供了一定的技术支持。
【关键词】大斜度大位移定向井井眼净化岩屑床钻井液
随着油田勘探开发的不断深入，大斜度大位移定向井不断增多，这类井岩屑在环空中的下滑速度随着井斜角的增大而增加，岩屑携带困难，不断沉积到环空的底边形成岩屑床，极易造成卡钻、电测遇阻、固井质量不合格等问题。能否及时有效的清除岩屑是实现优快钻井的关键。
1 现场施工中影响井眼净化效果的因素
1.1 井斜角
除近乎直井外，不管使用何种钻井液，都与岩屑床的形成存在问题[1]，井斜提供了其形成的条件，其厚度取决于井斜角的大小。用清水或具有流变性的流体作钻井液，环空岩屑的总浓度、临界流速（可拖带走岩屑的最低速度）均随井斜角的增大而增大，净化效果则随井斜角的增大而降低。
1.2 环空返速
环空返速是影响岩屑床的主要可控因素。在任何井斜角度下，无
三维多靶点深井轨迹控制技术 一、概况 QK18-2油田位于歧口区块，大大小小的断层很多，地层相当复杂。QK18-2油田分北块、南块、中块，主要钻探沙河街的油层，平台结构3X4，间距2.0X2.3m，结构北角358.9度，井身剖面全部为三维多靶点定向井，方位最大变化68度，井斜最大变化35.86度。平均井深3515.64米，最深井深3938.42米，靶区半径控制范围:50m。QK18-2平台分两次批钻方式，第一批钻5口井，第二批钻7口井。QK18-2平台全部钻三维定向井的第一个丛式井平台，是丛式井集束作业难度最大的一个平台之一。 二、井身设计 第一类定向井（P3、P4、P6）：平均井深在3247米左右，目的层为沙河街。 井身结构：17-1/2”井眼+12-1/4”井眼+8-1/2”井眼 第二类定向井（P1、P8）：平均井深在3919米左右，目的层为沙河街。 井身结构：26”井眼+17-1/2”井眼+12-1/4”井眼+8-1/2”井眼 四、平台槽口图和井位图
五、项目难点 1、深井作业安全问题。 2、克服摩阻，保证滑动钻进。 3、二次造斜，二次造斜点深，是否容易造斜，是否滑得动。 4、合理优化轨迹。 六、施工思路 大位移三维多靶点定向井最大的困难是如何克服摩阻，保证滑动钻进和井眼轨迹合理控制。在井眼轨迹需要调整时，能够及时的调整，如果各方面原因不能调整时，怎样合理的把困难有效的克服，顺利中靶，是我们工作的重点。 1、总结本地区各地层的漂移规律，合理利用地层的自然漂移规律，达到有效控制井眼轨迹的目的。 2、裸眼井段长，摩阻大，扶正器托压严重，不能滑动钻进时，在轨迹控制不失控的情况下，合理利用井身结构，把困难转移到下一个井段或改变钻具组合。 3、合理选择第二造斜点，合理选择造斜率。 4、从始至终，要准确的预测井眼轨迹。 5、合理选择马达弯角，使之能够满足井眼轨迹控制的需要。 6、优化井眼轨迹，降低作业难度。 七、井眼轨迹控制 下面以P8井为例介绍井眼轨迹控制技术，中间穿插其它井遇到特殊情况下的轨迹控制：1、26"井眼轨迹控制 26"井眼主要任务是防斜打直，做好防碰扫描。利用大钟摆钻具，轻压吊打，钻进至208米，投测多点起钻。钻井参数控制：钻压：0.5~2.5吨；排量：4200升/分；转速：80转/分；平均机械钻速：62.45米/小时。 2、17-1/2"井眼轨迹控制 钻具组合：17-1/2"PDC+9-5/8"AKO(1.5)+16-1/2"STB+8"F/V+8"NMDC1+8"MWD+8"NMDC1 +7-3/4"(F/J+JAR)+X/O+5"HWDP13 P8井17-1/2"井眼造斜，造斜点248米，按照设计轨迹开始造斜，平均机械钻速45米/小时，钻进至683米造斜结束。反扭角20~40度。17-1/2"井眼主要在平原组和明化段，可钻性好，钻进至1213米17-1/2"井眼结束。井眼轨迹控制较困难： 1）17-1/2"井眼的欠扶正器尺寸选择有限，只有16-5/8"和16-1/2"两种，几乎没有选择的余地。 2）降斜率0.5~1度/30米，漂移率0.4~1.5度/30米。 3）裸眼井段长，滑动困难。裸眼井段超过600米之后，摩阻大，钻具托压严重。 3、12-1/4"井眼轨迹控制 钻具组合： 12-1/4"PDC+9-5/8"AKO(1.15)+11-1/4"STB+8"F/V+8"NMDC1+8"MWD+8"NMDC+7-3/4"(F/J +JAR)+X/O+5"HWDP10 P8井三维多靶点定向井，12-1/4"井眼主要控制好井斜、方位，越靠近设计轨迹越好。轨迹控制原则是，12-1/4"井眼稳斜稳方位，把二次造斜点推迟到8-1/2"井眼，降低作业时间。轨迹控制原则从始而终贯穿12-1/4"井眼。12-1/4"井眼完钻原则是进入东营组50米下9-5/8"套管。明化镇地层的漂移规律：降斜率为0.2~0.5度/30米，漂移率-0.2~0.3度/30米；进入馆陶组，降斜率为0.1~0.3度/30米，馆陶底部井斜有微增斜趋势，增斜率0.1~0.5度/30米；方位较稳定。馆陶底部有微增斜趋势后，滑动钻进非常困难，这也是使用PDC钻头的缺点，采取划眼和降低钻压的方法控制井眼轨迹。12-1/4"井眼的困难是裸眼井段长，滑动困难，必
大斜度、水平井施工注意事项 技术管理办 近几年，桩西油区的大斜度、水平井作业施工逐年增多，由于井斜大、摩阻大、在打捞、套磨铣、冲砂等施工中和直井相比存在很多不同之处，针对在作业施工中相继出项的一些问题，现编写如下施工注意事项，供大家参考。 1、探冲砂 事例：作业队在L163-X13井施工时，该井井斜63度，套管规范为177.8*2356.73，井深：2342.89m,油层井段：2290.0-2302.00m。起出原井后，下光油管探冲砂，探至油层附近后，悬重略有下降，但仍可继续下入，后反洗井泵压升至20MPa,洗井不通，倒正洗井循环出口出大量原油，洗井1周后上提管柱卡，后水泥车正憋配合活动出3根油管后正常。 孤岛一作业队在一水平井施工时，在探冲砂时中途无遇阻，开泵循环洗井正常，但上提卡。 原因分析： 在大斜度及水平井施工中，砂子沉降在下井壁上，在下管柱时管柱穿过砂桥通过时，可能遇阻不明显，当下入一定深度后，采用正循环时砂子会在某一点处聚集，但仍有循环空间。而洗井泵压可能变化不明显，也不憋泵，但由于砂子聚集会导致管柱被卡。 预防措施： 1、大斜度井、水平井建议起出原井后下探冲砂管柱时，在预计探至砂面30米处即开泵反循环逐根冲下。
2、如遇反洗不通的情况必须正洗时，一定要不停上下活动洗井。活动距离不小于5米。 3、在下钻中途有遇阻显示时，但仍能加压继续下入，这时应停止下放，起至正常位置开泵反循环冲下。 2、钻塞 事例：某队施工***井，井斜近60度，于2400m处注灰封堵后钻塞，钻塞后下通井总有10米左右放不到底，冲不动，由于该井井斜较大，管柱也转不动，采用螺杆钻钻塞很快就能钻下，但再次通井仍旧不下，后采用2个水泥车加
大位移定向井钻井液技术 摘要D1-4-161井完钻垂深2943.28m，斜深3493m，最大井斜为41.06°，井底水平位移1697.84m。井斜大、位移长是其主要特点。且37.45°~41.06°稳斜段(927.73~3493)长达2565.27m，这给携岩、砂床控制、防卡提出了较高要求。二开采用”双保”天然高分子钻井液体系，该井使用合理的流变性能和多种有效的工程技术措施解决了携岩和砂床的控制问题，用NFA25、PGCS-1、润滑剂等处理剂解决了护壁、润滑、防卡问题。 关键词大位移井眼净化润滑 鄂尔多斯东北部是中国石化具有战略意义的天然气勘探开发重点区域，大规模开发已经展开。由于受地面条件限制，近年来在鄂尔多斯盆地的井多为定向井，而且位移在1500m以上的井越来越多。D1-4-161井就是这样一口井。 1地质工程概况 1.1 地质简况 D1-4-161井位于陕西省榆林市榆阳区小壕兔乡耳林村一小队，D1-4-121井253.53o方向127.08m处。钻探目的以山1段气层为主要目的层，兼顾太2气层，新建产能。下古生界奥陶系风化壳可能有缝洞存在，马家沟组也可能有裂缝及溶洞，本井进入下古生界23米，有可能发生漏失，井漏可能引起上部地层垮塌而造成严重的复杂情况。 1.2 工程简况 该井从600m开始定向，造斜率为3.1°/30m，造斜终点为
927.73m，完钻垂深2943.28m，最大井斜为41.06°，井底水平位移1697.84m。钻井周期为36.07天，全井平均机械钻速为6.37m/h。井身结构为：一开Φ311.1mm×261.50m＋Φ244.5×260.60mm；二开Φ215.9mm×3493m＋Φ139.7mm×3491.39m。图1为D1-4-161井设计与实钻垂直剖面图。 2技术难点 2.1 井眼清洁 通常井斜在35°～65°之间的井段是钻井液携砂最困难、易形成岩屑床的井段，岩屑在大斜度井段的大量沉积，轻者会增大扭矩和拉力，重者岩屑床整体下滑堆积造成卡钻，D1-4-161井37.45°~41.06°稳斜段(927.73~3493)长达2565.27m，为避免和破坏岩屑床的形成，保持井眼清洁是施工的关键。
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- 71 - 第8期 大位移井井眼清洁技术简析 石磊，孙帅帅，王翊民 （中海石油有限公司天津分公司工程技术作业中心， 天津 300452） [摘 要] 大位移井指水垂比大于或等于2且测深大于3000m的井或水平位移超过3000m的井，由于其井斜大、稳斜段长、水平位移长导致井眼清洁较常规定向井困难，如果作业过程中井眼得不到有效的清洁，则可能会发生憋压、蹩扭矩、卡钻等工程事故，因此井眼清洁技术是大位移井钻井工程中的难点和重点所在。大位移井井眼清洁主要受钻井参数、钻井液性能、钻井液流态、钻井液返速等多方面影响，文章分析了井眼清洁的主要影响因素并推荐合理的作业参数，旨在减少大位移井作业过程中的复杂情况和工程事故的发生。 [关键词] 大位移井；井眼清洁；钻井参数；钻井液性能；钻井液流态；钻井液返速 作者简介：石磊（1988—），男，天津人，本科，学士学位， 工程师。中海石油有限公司天津分公司工程技术作业中心钻井副监督。 大位移井井眼清洁是一个系统工程，国外很早就已开始研究大位移井环空岩屑运移规律，而国内则是从上世纪80年代开始进行实验和理论的研究[1]。井斜角在45°～65°之内，环空岩屑清洁比较困难，容易形成岩屑床[2]，而大位移井由于其较长的稳斜段，较大的水平位移，定向井轨迹设计时很难避开45°～65°的稳斜角，因此大位移井作业过程中如果不能及时有效地进行井眼清洁，则极容易导致岩屑床的形成，造成复杂情况和工程事故发生。本文以建立钻井液为非牛顿流体的塑性流体模型进行研究，作业过程中钻井参数中的钻具转速，机械钻速；钻井液性能中的剪切应力、剪切速率；钻井液流态中的层流携砂、紊流携砂；钻井液返速等都会对环空岩屑运移规律产生影响，合理地调节相应参数来达到最优的井眼清洁状态是本文研究的重点。1 钻井参数对井眼清洁的影响 钻具的转动能将环空岩屑搅动起来，防止岩屑的沉降，有助于岩屑的清除，对一般钻井液来说，如果把钻具转速提高到100-120r/min ，岩屑 的清除效果会大大提高，而提高到150-180r/min 时岩屑清除效果更明显，但由于钻井设备和井下动力钻具的限制，作业过程中钻具钻速往往达不到最佳的清除岩屑的钻速，因此在允许的范围内提高钻具钻速有助于岩屑清除，其相应关系如图1所示。机械钻速是指作业过程中每小时的钻井进尺，机械钻速越高则钻头岩磨性越快，形成的岩屑颗粒极不均质，较大颗粒岩屑较多，相对应的环空中岩屑密度越大，极不利于环空清洁，因此相对的控制机械钻速有利于环空岩屑清除，避免岩屑床的形成。 2 钻井液性能对井眼清洁的影响 非牛顿流体的塑性流体的钻井液流体模型流动时的剪切速率和剪切应力之间的关系如图2所示，图2中流变曲线可以看出当t>tr 时，此时的钻井液体系还不能均匀地被剪切，继续增加t 值，当其数值达到一定程度后，此时的钻井液体系被均匀地剪切，此时的性能也达到了稳定值，其流变曲线变成直线，此直线的斜率为塑性黏度，直线段的延长与剪切应力轴相交的值称为动切应力，因此剪切速率和剪切应 力组成的流变曲线根
中文摘要 井眼轨迹的三维显示 摘要 本文介绍了国内外井眼轨迹三维显示技术的研究现状，归纳了常规二维定向井轨道设计原则和几种轨道类型的计算方法，以及井眼轨迹测斜计算的相关规定、计算模型假设和轨迹计算方法。从井位、井下测量和计算三个方面对井眼轨迹误差进行了讨论并简要说明了不同的井眼轨迹控制。在此基础之上，利用VB和MATLAB软件编制了井眼轨迹的三维显示软件，并简要介绍了该软件的设计流程、主要功能和难点处理，指出了软件的不足之处，展示了井眼轨迹三维绘图的所有运行界面，并附上软件说明书。最后，对井眼轨迹三维显示开发的研究方向进行了展望。 关键字井眼轨迹三维显示 MATLAB Visual Basic 轨迹计算轨道设计误差分析
重庆科技学院本科生毕业设计英文摘要 Abstract In this paper, at home and abroad well trajectory 3-D display technology of the status quo，Summarized the conventional two-dimensional directional well the track design principles and track several types of calculation method，And the well trajectory inclinometer terms of the relevant provisions, the model assumptions and trajectory calculation. From the wells, underground measurement and calculation of the three aspects of the well trajectory error was discussed and a brief description of the different well trajectory control. On this basis, using VB and MATLAB software produced a hole trajectory of the three-dimensional display software, and gave a briefing on the software design process, and difficulties in dealing with the main function, pointed out the inadequacy of the software, demonstrated the well trajectory 3-D graphics interface all the running, along with software manuals. Finally, the well trajectory 3-D display development direction of the prospect. Keyword:Well trajectory；3-D display；MATLAB ；Visual Basic；trajectory calculation ；trajectory design ；Error Analysis
第三章井眼清洗引言自井筒内除去钻屑是钻井作业中的非常重要的部分。任何井眼都应保持有效的清洗；无法有效清除钻屑将导致大量钻进复杂情况：起钻时超提力太大。转盘扭矩高、卡钻、井眼堵塞、地层破裂、钻速低、循环终止。所有这些不仅对近垂直井(井斜<30。)而且对大位移井都是潜在的问题。但总体看来，井眼清洗在近垂直井中问题不大。上面列出的问题在大位移井中很常见。井眼清洗质量取决于各种泥浆性能优化以及对钻进参数的选取。当遇到问题时，必须了解问题的实质以及产生原因何在，这样可以集中考虑其中几项以定出最合适的措施。影响井眼清洗的因素有大量钻进参数会影响井眼清洗；司钻可以控制其中一些，其它的则是由钻井作业的限制因素客观决定了。 岩屑运移下图(图3-1,图3-2)示意了一定井斜范围内岩屑运移的机理。在井斜小于30。的井中，岩屑能够被泥浆切力有效地悬浮，不会产生岩屑床(1区和3区)。在这种情况下，常规的基于钻屑垂直滑脱的返速计算仍适用。大体上，这些小斜度井环空返速通常要比直井大20~30%。超过30。的井，钻屑会在井眼底边沉积成床并可能沿着井筒下滑引起环空堵塞。沉积在井眼底边的钻屑要么作为一个滑动的岩屑层整体移动(4区)，要么交替地在泥浆与沉积层的界面上象涟波或沙丘那样运动(2区)。环空内的流型主要取决于泥浆排量和流变性。低屈服值的稀泥浆容易形成紊流使岩屑跳跃式搬运。高屈服值的稠泥浆提高了流体剪切力会引起岩屑床滑动。较理想的岩屑运移区是1区和2区。5区必然产生缩径问题。图3-1 岩屑的运移、图3-2 岩屑床的运动 流变性泥浆流变性对井眼清洗的影响取决于环空内的流态。为层流时增大泥浆粘度可以提高井眼清洗质量，这对低剪切流变性及高的YP/PV比值的情况特别有效。为紊流时，降粘会有利于清除钻屑。屈服应力屈服应力是泥浆低剪切性的量度。它由常规范氏 (Fann)粘度计的6rpm及3rpm的读数来确定，[YS=2*Fann3-Fann6]。该性质决定了流动泥浆能(动态地)悬浮起的钻屑大小。这个动态悬浮受钻屑大小和泥浆比重的影响。实际作业时，需要的最优值最好是基于现场资料由经验来定。泵排量泥浆流速提供携砂出井口的举升力。排量对大位移井的井眼清洗是非常重要的因素，而直井中的岩屑清除速度随环空返速及流变能力增加而增加。井眼几何形状井眼直径对环空返速影响很大。例如变17-1/2"为16"将提高环空返速约20%。 泥浆比重泥浆比重通过钻屑浮力影响井眼清洗。随着比重增加，钻屑就越容易返出井口，井眼清洗也就越容易了。实际上，泥浆比重的范围与其说是受井眼清洗的限制，倒不如说主要是受钻进因素(井壁稳定、当量循环密度、压差卡钻等)的影响。钻屑性质井眼清洗取决于岩屑的大小和密度两个方面。大小、密度的增加都要加大岩屑的下滑速度，这就使清除岩
石油钻井行业大位移延伸井钻井技术 近几年来，随着钻井工艺技术及钻井装备、工具、软件等技术的发展，诞生了大位移定向井，它的出现，为海洋平台钻井及在陆上开发滩海油气资源开辟了一条新途径，与其他井型相比，这项技术在油气勘探开发中起到了投资少、见效快和其它钻井方法无法替代的作用。 第一节国内外大位移井发展及技术现状 所谓大位移井世界上并无确切的定义，最初认为水平位移超过3000米或水平位移与垂深之比大于1的井即为大位移井，随着钻井及相关技术的发展，目前比较通用的概念是位移于垂深之比大于或等于2的井称为大位移井。井斜大于或等于86度的大位移井称为大位移水平井。由于各种原因使得方位发生变化的大位移井，称为三维大位移井。 大位移井始于20年代，随着科学技术和水平井钻井技术的不断发展，80年代大位移井才得到快速发展，九十年代以来，大位移井已经在油气勘探和开发中显示出其巨大的潜力。美国、挪威、澳大利亚、英国等几个国家先后钻成了一批有代表性的大位移井，位移与垂深之比大多都大于2，有的大于5，并取得了很好的经济效益。 Unocal公司在美国加利福尼压近海Dos Cuadras油田C平台上成功地钻了9口非常浅的水平位移很长的油井。其中C-29井和C-30井创造了当时的最高纪录。Ｃ－２９井高峰日产量１１３吨／天，储层内长度９４２米，总垂深层９３米，水平位移１１５６米，位移、垂深比３.９５Ｃ－３０井储层内长度１３４８米，垂深与位移之比达到了５.０５。 英国ＢＰ石油公司和斯伦贝谢公司在北海Wytch Farm油田成功地钻了数口大位移水平井，开创了利用大位移井技术开发整装油田的范例。其中１９９２年完成的Ｆ１９井水平位移５００１米，总井深５７５７米，水平位移、垂深比创当时欧洲纪录。 ＢＰ石油公司于１９９８年１月在英国南部的Wytch Farm油田完成的Ｍ１１井是目前世界上水平位移最大的大位移井，其水平位移达１０１００米，日产量高达２０，０００b/d 1997年6月，中国海洋石油总公司与美国菲理普石油公司合作在南海东部完成了一口当时世界上水平位移最长的水平井西江24-3-A14井，完钻井深9238米，垂深2985米水平位移8062.7米。大港油田利用国内技术于1991年独立完成了国内第一口大位移定向井张17-1井，测量井深3919.82米，垂深3000米，水平位移2279.83米。１９９６年完成的QK18-1井，该井井深４４０８米，位移２６６６米，是目前国内独立完成的水平位移最大的井。 胜利油田共钻过六口大位移井，其中１９９７年完成的郭斜１１井，测量井深２３４２米，垂深１４００.６米，水平位移达到１６２６.２２米,水平位移与垂深之比达到１.１６１，创我国目前水平位移垂深比最高纪录。 第二节大位移井的井身轨迹设计 大位移井井身轨迹剖面主要采用悬链线或准悬链线剖面。悬链线剖面是由Edward
第五章井眼轨道设计与轨迹控制 1．井眼轨迹的基本参数有哪些？为什么将它们称为基本参数？08 答： 井眼轨迹基本参数包括：井深、井斜角、井斜方位角。这三个参数足够表明井眼中一个测点的具体位置，所以将他们称为基本参数。 2．方位与方向的区别何在？请举例说明。井斜方位角有哪两种表示方法？二者之间如何换算？ 答： 方位都在某个水平面上，而方向则是在三维空间内（当然也可能在水平面上）。 方位角表示方法：真方位角、象限角。 3．水平投影长度与水平位移有何区别？视平移与水平位移有何区别? 答： 水平投影长度是指井眼轨迹上某点至井口的长度在水平面上的投影，即井深在水平面上的投影长度。水平位移是指轨迹上某点至井口所在铅垂线的距离，或指轨迹上某点至井口的距离在水平面上的投影。在实钻井眼轨迹上，二者有明显区别，水平长度一般为曲线段，而水平位移为直线段。 视平移是水平位移在设计方位上的投影长度。 4．狗腿角、狗腿度、狗腿严重度三者的概念有何不同？ 答： 狗腿角是指测段上、下二测点处的井眼方向线之间的夹角（注意是在空间的夹角）。狗腿严重度是指井眼曲率，是井眼轨迹曲线的曲率。 5．垂直投影图与垂直剖面图有何区别？ 答： 垂直投影图相当于机械制造图中的侧视图，即将井眼轨迹投影到铅垂平面上；垂直剖面图是经过井眼轨迹上的每一点做铅垂线所组成的曲面，将此曲面展开就是垂直剖面图。 6．为什么要规定一个测段内方位角变化的绝对值不得超过180 ？实际资料中如果超过了怎么办？ 答： 7．测斜计算，对一个测段来说，要计算那些参数？对一个测点来说，需要计算哪些参数？测段计算与测点计算有什么关系？ 答： 测斜时，对一个测段来说，需要计算的参数有五个：垂增、平增、N坐标增量、E坐标增量和井眼曲率；对一个测点来说，需要计算的参数有七个：五个直角坐标值（垂深、水平长度、N坐标、E坐标、视平移）和两个极坐标（水平位移、平移方位角）。
井眼清洁和ECD控制方法 1. 下钻过程中，每30柱灌浆并间断循环，剪切泥浆。 2. 下钻到底后，逐步提高排量和转速到设计值，循环直到ECD值到正常值。 3. 开始时低速钻进，直到ECD值正常。 4. 控制活动钻具的速度，避免产生激动或抽吸压力。 缓慢开泵和停泵。 泥浆返出井口后再活动钻具或转动钻具。 禁止快速活动钻具和停止活动钻具。 改变上提、下放方式之前需要有缓冲时间。 钻具开始转动后，注意观察岩屑返出和ECD的情况。 5. 监测扭阻，摩阻，泵压，岩屑及ECD的情况。 6. 监测出口泥浆和进口泥浆的性能变化。 7. 优化钻井速度以清洗井眼，钻速不要超过钻井设备清洁井眼的实际能力。 8. 每次接立柱前，至少要划眼/倒划眼一个单根。 9. 测斜时，至少提离井底一个单根以防卡钻。采用软开泵方式测斜。 10. 根据需要，采用轻/重泥浆洗井。 11. 采用洗井液洗井时不要停泵，直到洗井液全部返出地面。 12. 井眼清洁标准：循环至振动筛没有岩屑后，再泵入轻/重泥浆洗井，如果没有增加岩屑量， 则认为井眼已经清洗干净。 13. 起钻/下钻循环。每循环一个Bottom-Up将钻具起出一柱，最多起5柱。下钻循环时每循环 一个Bottom-Up下钻一柱，直到下到井底。 14. 对ERD井或存在抽吸现象的井，采用开泵起钻的方式起钻，排量为正常钻进的50-70%左右。 15. 如果必须倒划眼起钻，参数为正常钻进的50-70%左右，同时观察ECD和井眼清洁情况。 16. 如果井眼缩径或井眼被沉砂堵塞，下钻至少2柱，循环干净后再起钻。 17. 如果需要停止起下钻来维修设备，则将钻具座于卡瓦，保持钻具旋转并保持循环。
第四部分丛式井技术要点及措施 4.1 总体原则 4.1.1 采用交叉钻表层，减少水泥窜槽；最浅造斜点的外排井出套管鞋，待MWD无磁干扰就提前造斜，有利于防碰及防磁干扰。 4.1.2造斜点的选择: 根据甲方提供的原始数据计算出位移和方位,按照定向井原则，井网布置避免交叉，位移大的安排在边缘槽口,造斜点的选择原则是在地层均一、可钻性好的地层,但密集型丛式井为降低稳斜段的井斜角,造斜点尽量浅，相邻井的造斜点相互错开50米,平台从外到里造斜点依次加深，边缘造斜点最浅的井为220米至平台中心最深的KOP为420米，避免来自横向的磁干扰及井眼碰撞。 4.1.3 QHD32-6地区已完成了十几口的探井，油层位置已经清楚，对于如此小的井距密集型平台，钻井顺序必须按照定向井施工原则,即采用先浅后深(造斜点)、先外(边缘大位移、大斜度)后里，否则会后患无穷。如果采用定向井钻井原则，还避免不了，就要用陀螺定向. 要避免磁干扰、碰撞，除按以上原则外，必须保证一次造斜的成功,否则就会打乱整个钻井顺序，给下步作业带来困难。 4.2 大平台小井距最难解决的问题是井眼防碰 随着快速定向钻井大规模的展开，其浅层造斜技术、井眼控制技术和解决大斜度井滑动摩阻技术都有成熟的经验。但由于单平台井
口密度的逐渐增加，井眼相碰矛盾日趋尖锐，表层碰撞的可能性越来越大，锦州地区和绥中地区都有过惨痛教训的例子，小井眼的防碰必须按照定向井防碰预案实施，并且从上到下必须重视，相互让路，加强合作，避免该类事故的产生。以下是影响井眼发生碰撞的主要因素：： 4.2.1. 单平台井数的增加、井距的减小：97年前渤海单平台井数为4～16口，井距2～3米。由于井眼密度小，其防碰问题不突出。随着上千万吨的开始，为降低建平台的投入、增加平台的利用率，于97年底开始大平台小井距的作业，QHD32-6油田的井距缩小到1.5x1.7米，其井眼交叉的可能性越来越大，井眼防碰问题迫在眉睫。 4.2.2. 直井段偏斜：现有的钻井技术不可能将所有的直井段吊直为零，其原因是地层的不均一、邻井水泥环的影响等因素，使井眼产生偏斜。 4.2.3.钻井顺序不符合井眼防碰原则：定向钻井原则是“先外后里，先浅后深”---即先钻造斜点浅的定向井、依次钻造斜点深的井、最后钻直井；也就是说先钻位移大的边缘井、依次向平台中心钻。如果违背上原则，易产生碰撞。 4.2.4.直井段没有数据的丛式钻井：数据反映井眼的走向，没有数据就谈不上井眼防碰，有碰撞潜在的危险。 4.2.5小井距仪器的精度误差：我们知道所有的测量工具都有系统误差，随着井深的增加，其误差椭圆越来越大。 4.2.6.邻井套管对MWD磁干扰，产生测量偏差。
云南化工Yunnan Chemical Technology Mar.2018 Vol.45，No.3 2018年3月第45卷第3期 1 井眼轨迹控制技术 我们主要根据某一台井，其中5口定向井以及1口水平井。1）对这6口井来说，其造斜点是比较高的，而且地层比较软，在进行下钻的过程中，倾斜的地方就会非常容易出现由于发生阻碍二采区划眼手段，这样就容易形成新的井眼；2）对于底层的深度大于1000m的井而言，其成岩的性质是比较差的，这时候需要注意防止坍塌现象的出现，并且避免粘附性卡钻；当钻进等操作遇到不是非常平整的面的时候，这时候必须要注意防止倾斜以及防止泄露；3）对于下部地层来说，其地质情况是相对比较复杂的，而且可钻性是非常差的，这样就会容易出现坍塌以及泄露的情况。4）对于目的层而言，其中靶的半径大概是30m，因此对中靶的质量要求还是比较高的，这时候应该对井眼的轨迹进行严格的控制，如果有必要可以对作业的方位进行调整，如果井是比较深的，就必然会将施工难度增加。 2 对钻具组合进行设计 对于从式井钻井的钻具来说，通常采取的就是井下动力钻具，并且根据MWD将钻测量以及动力钻具组合起来提供导向。 对于钻井系统，通常采取的技术就是滑动导向复合钻井技术，不仅可以非常轻松的实现定向以及增斜的目的，还可以轻松的实现稳斜以及降斜的目的。在对井眼轨迹的实际情况进行参考之后可以对轨迹进行必要的调整，这样不仅可以将井的倾斜角降低，将定向速度提升上去，还可以将扭方位的次数降低下去。 3 井眼轨迹控制技术 3.1 直井段 对于定向井以及水平井直井来说，在对井身的轨迹进行控制的主要原则就是防止斜打直。当直井段并不是非常直得时候，钻井过程中钻到造斜点时，在这个地方会存在一定的井斜角，这对定向造斜是不是可以顺利的完成具有直接影响，而且位于上面部分的井斜所产生的位移也会对下一步井身轨迹控制造成一定的影响。如果在造斜点的位移小于零，为了能够满足实际的设计需求，在进行实际的施工过程中应该进行更大的造斜率以及更大的井斜角度；但是如果位移大于零，需要操作的与上述情况相反。如果在造斜点的位移是朝着所设计的方向两侧有所偏移，就会由原来的二维定向井变成三位定向井，而且在接下来的井身轨迹过程中也会产生一定的困难。对于丛式井而言，如果在直井段发生一定的井斜，会非常容易产生由于从式井里面的两口定向井的直井段的井眼发生相互碰撞而产生一定的安全事故，不仅会让新的井眼报废，也会让原来的井眼破坏。如果在直井段防斜打直已经与钻好的井发生相互碰撞时，为了在这种情况也可以顺利进行，通常采取的措施就是通过利用井下动力钻具，MWD随着钻侧斜仪与动力钻具的导向钻井技术相互配合。 3.2 造斜段 对于造斜段而言，其主要的特点就是造斜点比较高，而且地层也是比较软的，在向下钻进的过程中在造斜段会非常容易发生由于遭遇阻碍而采取划眼手段，这时候就会非常容易出现重新钻出来的井眼。因此在进行下钻或者是通井的过程中，如果遭遇阻碍，应该马上采取划眼的方式从而避免出现新的井眼。在进行造斜的过程中通常会采取滑动钻进同旋转钻进相互结合的方式并且缓慢的进行增斜，并且在已经规定好的造斜率进行造斜。为了确保井眼的轨迹是非常平滑的，对造斜率而言所遵循的方式应该是先低后高，对井眼的轨迹进行严格的控制，这样可以减少过大的不平衡情况。 4 结语 当从式井组的井槽位置已经确定以后，相关工作人员可以将位移大的井放在外围，位移小的井放置于内部。对于定向井而言，通常可采用井下动力钻具完成多种滑动导向符合钻井工序，通过上提造斜点、降低井斜角以及提升定向速度等措施延长稳斜段、缩短降斜断。 参考文献： [1] 蒋维.石油钻井工艺技术优化[J].云南化工,2017,44(12):77-78. [2] 党文辉,张文波,刘颖彪,等.金龙2井区复杂地层水平井井眼方 位优化探讨[J].钻采工艺,2015(5):99-101. [3] 何秋延.塔里木油田钻井过程中的安全管理措施[J].云南化 工,2017,44(12):84+86. 收稿日期：2018-1-22 作者简介：边跃龙，中石化中原石油工程有限公司技术公司。 doi：10.3969/j.issn.1004-275X.2018.03.131 浅析复杂地层钻井井眼轨迹控制技术 边跃龙 （中石化中原石油工程有限公司技术公司，河南 郑州 450000） 摘 要：主要针对钻井过程中遇到的一些比较复杂的地层特点以及轨迹控制的难点进行了介绍，对不同井段轨迹数据以及轨迹控制的难点进行了分析、对不同井眼轨迹控制技术进行了研究，还对各项钻井参数进行优化、对井深的轨迹进行了合理的控制，这样可以很好的达到施工标准。因为选择了比较好合适的井眼轨迹控制技术，所以可以很好的将轨迹的控制能力提升上去。 关键词：大位移钻井；底部钻具组合；轨迹控制 中图分类号：TE242 文献标识码：B 文章编号：1004-275X（2018）03-169-01 ·169·
大位移井： 大位移井的定义是测量深度与垂深之比（也有用水平位移与垂深之比）大于或者等于2，大位移井综合体现了当今最先进的钻井技术，它对于利用现有平台开发老油田的剩余油、开发滩海和极浅海油田实现海油陆等采具有巨大的经济价值。该项技术自20世纪90年代开始得到发展，目前国外已经钻成数百口大位移井。最大水平位移已经超过10000m。 大位移井分为浅层大位移井和深层大位移井，浅层大位移井是指垂深只有100～500m，水平位移与垂深之比较大的井，使用斜井钻机和修井机即可施工。美国和加拿大这种井较多。其中美国的B21井垂深只有206m，井深1353m，钻穿油层段1084m，水平位移970m，水平位移与垂深只比是5.66。 深层大位移井早期是指水平位移超过3000m，水平位移与垂深之比大于1；后来定义为水平位移超过3000m，水平位移与垂深之比大于2的井。1982～1990年水平位移由4473m增大到7290m，1990～1999年水平位移增大到10728m。它是由英国BPAmoco公司在英国Wytch Farm油田钻成的M-16Z井，水平位移10728m，井深11278m，钻井及固井时间共123天。1998年创记录的M11井打了两个井眼：M-11Z，井深9688m，然后侧钻打了M-11Y，井深10658m，水平位移10114m，其中水平段的长度达4900m。 一、大位移井的概念(Extended Reach Well ) （1）国际上普遍采用的定义：井的水平位移与垂深之比等于2 或大于2的井称为大位移井。 （2）另外的定义：水平位移等于3000米或大于3000米的井。 二、大位移井的特点及用途 1、大位移井的主要特点 ?一是水平位移大，能较大范围地控制含油面积，开发相同面积的油田可以大量减少陆地及海上钻井的平台数量； 二是钻穿油层的井段长，可以使油藏的泄油面积增大，可以大幅度提高单井产量。 2、大位移井的用途 (1)用大位移井开发海上油气田从钻井平台上钻大位移井，可减少布 井数量，减少井投资。 (B)用大位移井开发近海油气田 以前开发近海油气田要求建人工岛或固定式钻井平台，现在凡距海岸10公里左右油气田均可从陆地钻大位移井进行开发。 (C)开发不同类型的油气田 几个互不连通的小断块油气田； 几个油气田不在同一深度，方位也不一样，可采用多目标三维大位移井开发。 (D)保护环境 可在环境保护要求低的地区用大位移井开发环境保护要求高的地区的油气田。
大位移井钻井技术 所谓大位移井钻井技术，是一种高精尖的钻井工艺，是当今定向井、水平井技术的综合系统工程，可广泛地应用于滩海油田、海上油田和地面条件极其复杂的油气藏的勘探开发。尤其位于我国南海西江和渤海湾的近海地区的浅海区域有许多油田，可以利用大位移井钻井技术进行海油陆采，可节约大量的修建海堤或人工造岛等投资费用。 我国引进应用和研究大位移井钻井技术，是从1997年开始的。应用大位移井，不仅使西江24-1边际油田得以成功开发，而且极大地推动了国外先进的大位移井技术在国内的研究与应用。近年来，专家针对大位移井的六大技术难点，对大位移井钻井的优化设计理论、国产化配套技术、计算机应用软件技术等进行研究摸索，形成了正确的理论研究方法。在先导性实验井埕北21-平1井的施工中，首次在我国使用变曲率悬链线井身轨迹剖面设计方法，首次引进具有世界先进水平的调式AGS稳定器和FEWD无线随钻测量仪等组成带地质导向的先进钻井技术，并配合使用新型黑色正电胶硅聚钻井液，有效地解决了摩阻、扭矩等技术难题，这口井创出目前国内陆上大位移延伸井水平位移最长全国新纪录，并在大位移井优化设计、井眼轨迹控制、井下工具应用和研制以及钻井液、完井液等方面，取得了7项突破性的研究成果，形成了钻3000m以上大位移井的配套技术，开展了水平位移4000m以上大位移井的钻井工程设计及井眼轨迹控制技术模拟实验，具备了5000m以内大位移的施工能力。 与此同时，在塔里木酸盐岩地层中，打出一口超深水平井———解放128井，填补了国内钻井施工运用6in钻头水平段和采用世界先进的换压钻进技术边喷、边钻两项钻井技术空白，创出了水平井施工垂深最深的亚洲记录；并在渤海湾附近的桩西古潜山地层中，钻出一口水平位移超2000m的高难度海油陆探大位移延伸定向井---桩斜314井，均见到良好油气显示。
大位移井钻井液关键技术问题 摘要：文章以大位移井钻井液关键技术问题为研究对象，分别对其关键技术问 题如钻具磨阻与扭矩控制技术问题、井壁稳定技术问题、井眼净化技术问题进行 了研究分析，并提出了一些相应改进措施以供参考。 关键词：大位移井；钻井液；关键技术 1 降阻与降扭矩技术 1.1 科学选定钻井液体系 在大位移井作业中较为常用的钻井液主要有三种，分别为合成基钻井液、油 基钻井液与水基钻井液，在具体的钻井作业中，需要紧紧围绕设计情况选定最为 适宜的钻井液类型。为有效降低摩阻与扭矩，大位移井通常要运用具有良好润滑 能力的钻井液，如油基钻井液与合成基钻井液。近几年通过调查发现，世界范围 内约有七成左右的大位移井都采用油基/合成基钻井液。然而，传统意义上的钻井液主要将原油作为基础油，无法满足环保需求，而且造价很高。目前，很多专业 公司都开发出低毒性油基钻井液，改用基础油为白油，同时形成稳定的钻井液体系，如Vert-oil体系等。 1.2 钻井液性能调整 对于大位移井的钻井液而言，其流动摩擦主要和黏度、流速、管壁平滑度等 因素有关。在加入适宜的润滑材料以后，可借助钻井液管道管壁进行吸附，因此 提升管壁平滑度，达到降低摩阻的作用，同时也可采取性能调整策略类减少摩阻。对钻井液的黏土实际含量进行有效控制，同时运用固控装置，减少劣质固相的含量，缩减泥饼厚度，减小钻具和泥饼之间的接触面积；合理应用调节剂，对钻井 液粘滞性与流变性进行调整，进而达到提升润滑能力的目的。 1.3 润滑防卡技术 大斜度大位移井由于井斜大、水平位移长，在钻井及其它作业中，钻具、测 井仪器等与井壁的接触面积大，使得摩阻和扭矩增大，因此钻井液必须具有良好 的润滑性能，防止托压现象和粘附卡钻事故的发生，确保钻井和完井作业的顺利 进行。 2 大位移井钻井液关键技术问题 2.1 钻具磨阻与扭矩控制技术问题 对于大位移井来说，由于其具有井斜大，裸眼段长等特点，因此在具体进行 钻井过程中，会出现钻井管柱在井眼中出现偏心问题，在较长的裸眼井段中，钻 具与井壁解接触面积会更大，从而导致正常作业的钻井管柱会承受更大的摩擦阻 力与扭矩，进而对大位移井延伸造成了严重的限制问题，同时对井壁稳定性也造 成了不利影响。基于此，通过进一步改良钻井液体系，提升钻井液的润滑性，可 以有效减少钻具磨阻与扭矩，提高大位移井的延伸性能。因此需要选择合适的钻 井液体系。当前大位移钻井在作业过程中常用到三种钻井液体系，第一种是油基 钻井液体系，其以油作为连续相的油包水乳化钻井液，具有抗污染能力强，更加 有利于井壁的稳定、对油气层损害程度更小等优点，但这一类钻井液体系使用成 本较高，并且不利于环境保护；第二种是合成基钻井液体系，其在保留油基钻井 液优点的基础之上开发而来，其中应用最为广泛的为第二代合成基钻井液，其由 线性α烯烃、线性烷基苯、内烯烃、线性石蜡构成，相对于油基钻井液体系更为 环保。最后一种是水基钻井液体系，目前常见的水基钻井液体系有PEC钻井液、PEM钻井液、小阳离子钻井液等，其中PEM钻井液在我国海域应用较为广泛，