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
O.Anders 于1984年提出的，该剖面基于这样一假设：由于全井钻柱很长，而且有很大的长
径比，所以钻柱在井下的整体刚度很小，可以把钻柱看成一根柔索。把一根柔索的两端悬挂
起来，所呈现的形状即为悬链线。如果将井眼轨道也设计成悬链线，那末在一定条件下钻柱
在井内将呈现悬空趋势，这样钻柱与井壁几乎不接触。
与常规圆弧剖面相比，悬链线剖面具有以下几个优点：
１．井内钻柱达到一定长度后，当施加拉力时，其内部的张力将促使钻柱脱离下井壁，
在井眼内有居中的趋势，从而大大降低了摩擦阻力摩擦力矩，减少了钻柱及套管的
磨损。
２．由于悬链线井段的井斜角是缓慢递增的，所以可以使用比常规钻井更高的钻压，连
续增斜钻大目标点，有利于提高钻速。
３．由于井眼曲率是连续变化的，且随井深的增加，其变化也比较缓慢，所以使钻柱在
井下的受力状况得到改善，减少了钻柱的疲劳破坏，同时减少了出现键槽的机会。
４．在悬链线井眼中，有利于套管居中，给提高固井质量提供了有利条件。
由于悬链线上任何一点的切线都不可能是铅垂的，这就使得悬链线井段无法与直井
相切，必须作圆弧过度，于是降低了悬链线的实际应用效果。而侧位悬链线上端点与纵
轴夹角为零，将该点与造斜点重合，就不需要圆弧过度，从而达到理想的效果。下面着
重介绍侧位悬链线剖面的设计。
2．1侧位悬链线剖面的设计方法
1、 轨道关键参数的计算 如图2所示，所谓轨道关键参数，就是在设计计算的轨道未知数
中，需首先求出的参数，只要求出这些参数，轨道上的所有参数都可求得。一般情况下，
αb 和L W 为关键参数，可按下述两种情况设计：
（1） 已知αb 求L W
L w =142142cos ()ln cos cos ln sin απαααπααb b t b b b b Dt Da tg S tg ?? ??
??--+?? ?????? ????-+?? ???? (1 )
（2） 已知L W ，求αb ，
S Lw D D L t b t a w b -?--?sin cos αα=1142cos ln ()
απαb b tg -?? ???+ (2)
方程（2）中，只有1个未知数α b ,通过迭代运算可以求得αb ,
用下式计算悬链线特征参数α
α=S L t w b b -?-sin cos αα1
1
(3) 求出轨道的关键参数和悬链线特征参数后，就可进行轨道节点和分点参数的计算。
2.节点参数的计算 设计轨道是由垂直段、造斜段和稳斜段组成，相邻两个设计井段
的分界点称为节点。对于侧位悬链线轨道而言，α和b 为节点，其中造斜点α的参数已知，
下面计算b 点的井深、垂深和水平位移
L b=D a+a?tgαb(4)
D b=D a+ a?lntg
πα
42
+
?
?
?
?
?b(5)
Sb=a?
1
1
cosα
b
-
?
?
?
?
?(6)
3.分点参数的计算各井段内，以上节点为始点，每隔30m为一个分点，每个分点需计算的参数有井深、井斜角、垂深、水平位移、东西坐标、南北坐标和造斜率7项。
（1）造斜点以上的垂直井段不作分点计算。
（2）分点井深、井斜角、垂深、水平位移计算公式分述如下：
←侧立悬链线段
L i=D a+△L i (7)
αi=tg-1
?L
a
i
?
?
?
?
?(8)
D i=D a+ a?lntg
πα
42
+
?
?
?
?
?i(9)
S i= a?
1
1
cosα
i
-
?
?
?
?
?(10)
↑稳斜段
L i=L b+△L i (11)
αi=αb(12)
D i=D B+△L i?cosαb (13)
S i=S B+△L i?sinαb (14) →分点东西坐标和南北坐标以及分段平均造斜率的计算
N i=S i?cosθ0 (15)
E i=S i?sinθ0 (16)
Ki=αα
i i
i i
L L
-
-
-
-
1
1
(17)
２．２.不同轨道类型的对比
某井目标电垂深２９８５米，水平位移８０６２．７米，造斜点垂深４４２米，造斜点以上为直井段，给定稳斜段井斜角为８０°，设计方位角为１１４．９°，摩阻系数０．０９，井眼直径２１５．９mm;钻井液密度１．１g/cm3，钻压１００KN,钻进时转速８０r/min;机械钻速１０米／小时．悬链线轨道和剖抛物线轨道过度段的造斜率为２°／３０米，利用四种曲线分别进行轨道设计，再利用摩阻扭矩软件，对滑动钻进,
旋转钻进和起钻三钟工况下的摩阻扭矩分别计算，然后进行比较分析，结果见下表１．四种不同轨道类型的比较
从表中可以看到：
１．与其它三种轨道相比，侧位悬链线轨道的摩阻、扭矩和井眼长度最小，因此，侧位悬链线偶比圆弧线、悬链线和二次抛物线要好;
２．悬链线和二次抛物线轨道的最大曲率很大，易导致套管磨损及其它事故的
第三节大位移井钻井关键技术
大位移井钻井的关键技术主要包括以下几个方面：优化井眼设计、钻柱设计、降低摩阻和扭矩、井壁稳定及井眼净化、控制钻柱震动以及下套管等
3.1优化井眼设计
合理的井眼轨迹和井身结构设计是大位移井成功的第一步，在设计大位移井井眼轨迹时，应考虑尽量降低摩阻及井眼弯曲程度，目前比较流行的设计剖面是准悬链线剖面，因为该剖面扭矩和摩阻低，且造斜率较低。
3.2钻柱设计
大扭矩的顶部驱动系统需要使用高强度的钻柱，除此以外，国外大位移井钻井还采用了大扭矩接头、高扭矩丝扣油以及接头应力平衡等技术来提高钻柱的抗扭能力。
3.3降低扭矩和摩阻
通过使用高润滑性的泥浆、不旋转钻杆保护器和实时监测井下扭矩及摩阻可大大降低钻进时的扭矩和摩阻。
3.4 井壁稳定及井眼清洁
在大位移井特别是在大斜度井段确保井眼稳定是非常重要的。关键是要设计好泥浆比重，采用抑制性良好的泥浆；估计出井壁周围岩石的原地应力、最大水平应力方向和最小水平应力方向将有助于泥浆比重的设计。酯基泥浆和高含钾泥浆在大位移井中都得到了很好的应用。
3.5 控制钻柱震动
在大位移井钻进时常会发生扭转现象，严重影响钻头寿命、钻柱性能和钻速、甚至旋转钻井能力，旋转反馈系统可以监测和减少扭转震动，井下加速度计可实时监测井下钻柱的横向震动。
第四节 大位移井的摩阻和扭矩计算
在大位移延伸井的钻井过程中，由于钻具与井壁之间存在磨擦力，使井眼沿水平方向的位移受到限制。摩阻是指钻具的净重量与下钻载荷之间的差距；扭矩是佛转盘提供的扭矩与钻头工作扭矩差值。在钻进过程中，摩阻和扭矩是同时存在的，而且也是大位移井和水平井钻井过程中必须有效克服的关键技术和根本性的问题。大位移井钻井技术中与其它井的不同之处，或者说大位移井特殊工艺技术，大多数是由此而引出的，或者说都是与之密切相关的。
1、 摩阻、扭矩对大位移井的影响
（1） 、设计大位移井井身剖面时要考虑使用到摩阻、扭矩最小；
（2） 、确定对钻机能力的需求；
（3） 、设计钻具和下部钻具组合；
（4） 、监控井眼磨擦系数以防止钻井的复杂情况；
（5） 、选择井底完井工具，并确定能否转动安们；
（6） 、计算注水泥过程旋转和上下浮动时的尾管连接部位的摩阻碍和扭矩；
（7） 、计算狗腿部位的套管磨损；
（8） 、调整狗腿严重度的极限；
（9） 、确定钻柱、套管或软管是否会纵压弯曲；
（10）、计算利用定向井下动力钻具所能钻达的最大横向井段长度；确定在长的水平井段中
能否加足够的钻压。
综上所述，摩阻和扭矩的大小和计算，对大位移井的设计和施工都有着至关重要的作用，是大位移井的关键技术。者说
2、 摩阻碍扭矩的理论计算模型；
这种理论计算模型是以假定条件为基础的，即作用于钻柱的载荷完全是由策略及钻柱与井壁接触引起的摩阻力的作用所构成的。如图示：这些摩阻力是由于钻柱子与井眼之间的法向力和磨擦系数所开成的。
模型考虑了钻柱是由于连接的短节组成的，并传递拉力，但没有考虑弯矩。在分析计算每一段时，第一项要求是对法向力N 值进行计算。如下式：
N=()()[]
T T **sin *?Φα2+ （1） 然后计算拉伸增量如下：
?T W F =+*c o s α （2）
F=Fn （3）
或F W T ±=?α* （4）
此式中，正符合用于提运动（意思是轴向摩阻碍力加到重力效应上去），现时符号用于下效应运动（意思是从重力效应中减去轴向摩阻碍力）。
在钻柱旋转时，没有磨擦力影响（f=0），所以（4）简化为
?T W =*c o s α
（5） 当旋转时，摩阻力对扭矩增量的影响如下：
?M f N R =** （6）
式中：f=磨擦系数R=单元有效半经
F=轴向磨擦力α=井斜角
M=扭矩Φ=方位角
N=法向力
当钻具旋转与上下活动同时发生时，轴向摩阻碍力明显减少。这是因为，同速度知量分解为分量的方法一样，磨擦知量分解为轴向和径向分量。
VC-周向分量
V A-轴向分量
VR-合成速度
影响摩阻、扭矩的因素：
从摩阻碍、扭矩的理论计算模式中我们可以看出，影响正常摩阻碍、扭矩的因素主要有：（1）、井斜的大小和方位变化，即αt和?Φ
（2）、钻具重量，即W。
（3）、进壁泥磨擦系数，即f，
（4）、井深，即L
也就是说，摩阻扭矩与井斜角α，方位变化?Φ，钻具重W和泥饼f成正比，现时且随井深L增加，累积的摩阻碍和扭矩越大。
大伴移井由于井斜较大，斜井深，摩阻碍和扭矩也很大。随着井深增加（尤其是水平井位移增加），摩阻和扭矩也越来越大，直到过到钻具或钻机能力的极限。因此，摩阻和扭矩是制约大位移井水平位移的最主要因素。是大位移井设计钻井中最关键的因素。3、降低摩阻和扭矩的方法和途径
1）采用最优手井身剖面理论研究表明，悬链线式井身剖面可以有效地减少摩阻碍和扭矩，但实际上达到纯悬链线式井身剖面是困难的，只能是准悬链线式井身剖面。2）优化井身结构的设计严格选择下套管方案，采用套管悬浮和尾管转动等技术。使用顶部驱动等设备。
3）使用适合于大位移井的优质钻井液钻井液必须具有良好的携岩能力、抑制和润滑性，才能保证井眼稳定、畅通，其中润滑性是影响大位移井摩阻碍和扭知的一个重要参数，尤其值得注意。经现场实验证明，油基钻井液比水基钻井液在润滑性能上具有较大优势。
4）使用减少扭矩的工具使用橡胶或塑料滑套的不转动钻某些护箍可以有效地减少扭矩。
使用高强度轻质钻杆和可调钻柱稳定器等专用井下工具。
第五节钻大位移井对装备的要求
在大位移井钻井过程中，由于钻具与井壁之间的摩擦力，使井眼沿水平方向的位移受到限制，这种摩擦力也称为摩阻，它是钻具的净重与起下钻动载荷的差值，而扭矩是转盘提供的扭矩与钻头上扭矩的差值。钻井过程中摩阻和扭矩往往同时存在，所以大位移井克服摩阻和扭矩的问题成为钻大位移井的关键技术。当然形成摩阻和扭矩的原因很多，如键槽、粘卡、井眼不稳定、沉砂、钻具的侧向力等。
由此可见，随着大位移井位移的增加，井下的摩阻和扭矩也大幅度增加，井眼的稳定与净化问题也随之突出，所以大位移井钻井对设备、井下钻具、钻井液及净化设备提出了较高的要求。同时由于位移的增大，井眼轨迹测量须选用复合方式，方能取得较好的效益。
1）钻机设备的配套和要求
根据国外成功的经验，大位移井适合海上和滩海油气田的勘探开发，而钻机设备应选择负荷能力较大、操作性能较好的电动钻机，并安装顶驱设备。
就我国内陆油气田目前的状况来看，钻机仍以ZJ32和ZJ45两种型号为主，已无法满足大位移钻井的要求，必须选择新型钻机或对现有钻机进行技术改造，配套检测仪表，安装顶驱设备，对于浅层大位移井可以引进使用动力水龙头。配备三台F1600大功率泥浆泵保证大排量和高泵压的循环能力，采用先进高性能的固控设备，确保钻井夜的净化效果。
2）可靠的井下工具
为了避免在大扭矩和大的摩阻情况下引起钻具破坏，大位移井钻井应选择使用高强度钻杆和钻杆接头，国外某些大位移井施工中采用了铝合金或钛合金的轻质钻杆。
为了有效地加压钻进、控制井眼轨迹和减少摩阻，在大位移井中需要使用可控稳定器、非转动钻杆保护器、液力加压器等特殊井下工具。
3）优质钻井液和井壁稳定及井眼清洁
大位移井施工中的井眼稳定是非常重要的，井壁的稳定性赖于钻井液性能，高效泥浆必须具有良好的携岩能力、抑制性和润滑性，才能保证井眼的正常施工。
大位移井井眼清洁主要参数是钻井液的携岩性能和排量。钻井液水力参数、流变性、固控设备和必要的技术措施（如短起下等）也是井眼净化的关键。
4）井眼测量
大位移井施工的目的是通过测量仪器来控制井眼轨道，最大限度地钻穿产层。有线随钻测量和无线随钻测量已在深井、超深水平井中得到成功的应用，在浅层井段和增斜段选用有线随钻测量配合电子多点测量即能满足精度要求，又能有效的控制井身轨迹，在深井井段及水平段采用导向钻具配合MWD，缩短测量时间，提高钻井速度，从而也可以缩短裸眼段的滞留时间，为安全快速完井提供保障。
为提高中靶精度，满足施工需要，应用带地质参数的MWD无线随钻测斜系统用来实时测量、描述产层，特别是了解地层岩性及构造的变化，对确定套管鞋位置、产层入口及产层评价十分重要。
第六节大位移井推广应用情况及发展方向
在北海Wytch Farm油田，英国BP公司与斯伦贝谢公司原来计划建人工岛钻40口井开发海上的浅层油气，后改为钻14口大位移井代替人工岛，这样不但节省了1．５亿美元的开发费用，且可提前3年投产。在Dos Cuadras油田所钻的C—26A井，该井如果采用常规定向井并海底完井估计要花费2720万美元，而采用大位移井技术共花费2400万美元，不但节约了费用，且获得了更好的油藏泄油。
目前，国外大位移井钻井已发展到一个较高水平，据分析，国外大位移井的发展方向不再以增大位移与垂深比为主要目标，而是采用先进的导向钻井系统、优质钻井液、先进的工具和工艺技术，以提高施工速度和轨迹控制精度，减少事故，降低成本为主要发展方向。
由于我国在大位移井方面起步较晚，与世界先进水平相比还存在很大差距，根据内陆油田现有装备及技术水平，大位移井钻井技术试验可分为两个阶段。第一阶段利用现有装备、工具、仪器和技术增加少量的装备、工具配套进行3000-3500米位移井的试验研究，完成几口中国特色的大位移井；第二阶段引进包括顶驱在内的先进设备、工具、仪器和技术完成几口位移垂深比大于等于2的大位移井，形成一套自己的大位移井钻井技术。
大位移井的摩阻的扭矩问题
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。
大位移水平井钻井技术难点与施工工艺 伴随着水平井与定向井等诸多先进钻井技术的兴起，大位移井钻井技术应运而生，其是集水平钻井技术、定向井钻井技术、深井钻井技术以及超深井钻井技术的一种综合体现，从技术涵盖内容的角度来讲，大位移水平井钻井技术是当前钻井技术中最为全面的一项技术。目前阶段，大位移水平井钻井技术与普通水平井钻井技术之间的位垂比为1∶1，为了能够达到使井下磨阻扭矩降低的目的，并在此技术上有效优化相关井眼轨道钻井工艺设计、施工的具体方案以及钻井参数等关键技术，就一定要实现对井眼轨迹进行有效控制的目标。 标签：大位移井；水平井；钻井技术；轨迹控制 伴随着市场经济的飞速发展，我国在各项领域中相继进行了重大的技术突破，其中，在大位移水平井钻井技术上的研发就成为液体资源开采领域中的重中之重。而鉆井液技术的优化，对于泥浆性能的结构保持具有重要的保障作用，基于此，针对大位移水平井钻井技术难点与施工工艺这一话题进行深入探讨相当有必要。 1 大位移水平钻井施工技术难点 一般情况下，在大位移水平钻井施工期间，井眼的定向造斜问题极其容易造成地层疏松，进而导致坍塌事故发生。大位移水平井水平距离的长度都比较大，此时开展导向钻井施工的过程中，必须注意井眼轨迹的精度控制，避免因地层摩擦阻力过大为工程施工带来不必要的阻碍。通常情况下，靶心位置深度数据值并不大，钻具本身的重量也比较小，此种情况就导致上部产生的地层磨阻参数值比较大[1]。由于在钻井工程的施工过程中，会频繁的进行操作起下钻程序，所以很容易在水平段中出现不规则的井眼情况，使井眼施工更具复杂性。另外，岩屑床问题的出现，也比较容易产生降低机械钻速的负面影响，加大钻具之间的扭矩，为钻井工程施工带来一定程度的阻碍，更甚者会导致井下安全事故发生。 2 大位移水平钻井井眼轨迹施工控制现场的施工工艺 针对前文中提到的几点大位移水平钻井施工技术难点，必须从井眼轨迹的控制方法入手，为钻井工程的顺利完成大位移水平井的工程项目提供施工条件，采用相关的有效措施以及控制手段制定出科学可行的解决方案，才能提升大位移水平井钻井技术的应用水平。鉴于此，笔者将会在下文中提出相关的解决措施。 2.1 大位移水平钻井施工钻进工作開展前的技术难点解决措施 在大位移水平井的施工过程中，设计垂深浅，而且上部的地层也比较松软，进而致使整个地层的实际造斜能力降低，再加上造斜点在垂深空间内诸多条件的限制，所以应该最大程度的控制井眼轨道避开增斜过快问题的出现，降低井眼轨迹跨度数值过高，从而为实际施工带来方便[2]。当钻进A靶之后，伴随着被钻
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
第一章定向井（水平井）钻井技术概述 第一节定向井、水平井的基本概念 1．定向井丛式井发展简史 定向井钻井被（英）T ．A．英格利期定义为：“使井筒按特定方向偏斜，钻遇地下预定目标的一门科学和艺术。”我国学者则定义为，定向井是按照预先设计的井斜角、方位角和井眼轴线形状进行钻进的井。定向井相对与直井而言它具有井斜方位角度而直井是井斜角为零的井，虽然实际所钻的直井它都有一定斜度但它仍然是直井。 定向井首先是从美国发展起来的，在十九世纪后期，美国的旋转钻井代替了顿钻钻井。当时没有考虑控制井身轨迹的问题，认为钻出来的井必定是铅垂的，但通过后来的井筒测试发现，那些垂直井远非是垂直的。并由于井斜原因造成了侵犯别人租界而造成被起诉的案例。最早采用定向井钻井技术是在井下落物无法处理后的侧钻。早在1895年美国就使用了特殊的工具和技术达到了这一目的。有记录定向井实例是美国在二十世纪三十年代初在加利福尼亚享廷滩油田钻成的。 第一口救援井是1934年在东德克萨斯康罗油田钻成的。救援井是指定向井与失控井具有一定距离，在设计和实际钻进让救援井和失控井井眼相交，然后自救援井内注入重泥浆压死失控井。 目前最深的定向井由BP勘探公司钻成，井深达10，654米； 水平位移最大的定向井是BP勘探公司于己于1997年在英国北海的Rytch Farm 油田钻成的M11井，水平位移高达1，0114米。 垂深水平位移比最高的是Statoil 公司钻成的的33/9—C2达到了1:3.14； 丛式井口数最多，海上平台：96口；人工岛：170口； 我国定向井钻井技术发展情况 我国定向井钻井技术的发展可以分为三个阶段，50—60年代开始起步，首先在玉门和四川油田钻成定向井及水平井:玉门油田的C2—15井和磨三井，其中磨三井总井深1685米，垂直井深表遗憾350米，水平位移444.2米，最大井斜92°，水平段长160米；70年代扩大实验，推广定向井钻井技术；80年代通过进行集团化联合技术攻关，使得我国从定向井软件到定向井硬件都有了一个大的发展。 我国目前最深的水平井是胜利定向井公司完成的JF128井，井深达到7000米，垂深位移比最大的大位移井是胜利定向井公司完成的郭斜井，水平位移最大的大位移井是大港定向井公司完成的井，水平位移达到2666米，最大的丛式井组是胜利石油管理局的河50丛式井组，该丛式井组长384米，宽115米，该丛式井平台共有钻定向井42口。 2．定向井的分类 按定向井的用途分类可以分为以下几种类型： 普通定向井 多目标定向井 定向井丛式定向井 救援定向井 水平井 多分枝井（多底井）
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。
第七章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未移最大的井。 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
浅谈对大位移井钻井技术的认识 张瑞平 摘要：近几年随着定向井、水平井钻井技术的日趋成熟，大位移钻井技术在国内已有了很大的发展和应用。利用大位移井技术勘探开发近海油田，断块油气田、边际油田、稠油油藏及沙漠等复杂地面条件油田是一种经济而有效的先进技术。本文简单分析了大位移井钻井技术的关键问题。 关键词：大位移井、水平井、旋转导向钻井 1、大位移井概况 20世纪90年代出现的大位移井（Extended Reach Drilling）是在水平井钻井技术和深井钻井技术基础上发展起来的一种新型钻井方式，它集中了水平井和深井的所有技术难点。代表了当今世界最先进的钻井技术。 图1 大位移井示图 目前，国际上较为普遍采用的大位移井基本定义为，水平位移与井的垂深之比等于或大于2的定向井。航行角大于60°的井，称为大位移井（注：航行角是指钻大位移井稳斜段的井斜角）。国内定义为：垂直井深2000m以上，水平位移与垂直井深之比为2以上的井称为大位移井。 2、大位移井的优势 大位移井技术迅速发展的原因是它具有重要的经济价值。目前世界上许多国家利用这项技术来勘探开发海上、槟海、岛屿和地面条件恶劣地区的油气田，减
少建造平台人工岛和减少钻油气井数。老油气田可利用原有的基础设施钻大位移井，加速油田探边和开发，缩短产油周期，扩大泄油半径，提高单井产量和延长井的寿命；增加整个油田的产量和最终采收率，大大节约投资。因此，虽然这项技术还正在发展和完善之中，但已在世界各地取得了重大成效。 由此可见，大位移井有以下优势：（1）用大位移井开发海上油气田，可大量节省费用。（2）靠近海岸的近海油田，可钻大位移井进行勘探、开发。(3)不同类型油气田钻大位移井可提高经济效益：小断块的油气田，或几个不相连的小断块油气田，可钻1口或2口大位移井开发；若几个油气田或油气层不在同一深度，方位也不一样，可钻多目标三维大位移井开发，节省投资，也便于管理。（4）使用大位移井可以代替复杂的海底井口开发油田，既可节省海底设备，又可节省大量投资。（5）利用大位移井可以在环保要求高的地区钻井，以满足环保要求。 图2 用大位移井实现海油陆采（探） 目前，大港油田、胜利油田均已钻过超过3000m水平位移的大位移井，具有一定的钻大位移井经验。对加快对边际油田的开发，以及提高油田的整体经济
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，
南海东部大位移钻井技术调研报告 编写人： XXX 审核人： XXX
目 一、南海部大位移井介?????????????????????1 二、先井工具介????????????????????????6 三、南海部大位移完井介?????????????????????10
一、南海东部大位移钻井介绍 ( 一)西江24-3油田大位移钻井技术 在南海东部，主要是飞利浦斯公司，应用大位移井来开发西江24-3 油田，已经钻完的井有Ａ 14 井、Ａ 17 井、Ａ 18 井、Ａ 20 井。其中Ａ 14 井是第一口钻成的大位移井，是当时世界上水平位移最大的定向井，日产原油1000ｔ以上。因此，陆续布置了后来的几口大位移井。2002 年正钻 A22 大位移井。 1、在钻Ａ 14 井之前，设备及工具做了如下改进工作和准备工作 （1）井架额定载荷提高到6672kN，天车载荷提高到6005kN。 （2）钻杆排放量改造为φ139.7mm钻杆× 7010m。 （3）顶部驱动在 100r/min 转速下，扭矩从46 kN· m提高到 69kN·m。 （4）钻机绞车 滚筒大绳轮槽由34.925mm改为 38.1mm。 在 TPC可控硅系统加装STRS MKⅡ型的 Bentel 软扭矩旋转系统。 （5）整体式游动滑车大钩承载由500t 改为 650t 。 （6）钻井泵 由原来的 2 台 1600hp×34.5MPa改为 3 台 1600hp× 52MPa。 高压管线系统更换成52MPa。 （7）固控系统 普通线性运动振动筛 2 台（ 80 目）。 高速线性运动振动筛 3 台（ 180× 200 目）。 离心机 2 台。 除砂器、除泥器各 1 台。 （8）动力系统 将1600kW的钻井用发电机改造成可与平台主发电机并网使用。 （9）高强度钻杆 φ139.7mm高强度 S135钻杆。 2、Ａ 14 井的实际井眼主要参数： 造斜段： 401m～ 1731m，最大造斜率 2.99 °/30m； 稳斜段： 1731m～7910m，最大井斜角 85.9 °； 降斜段： 7910m～9238m，末端井斜角 54.11 °； 井底：垂深 2985m，斜深 9238m，水平位移 8062.7m； 靶心距： 90m。 3、Ａ 14 井的实际井身结构： 1