长裸眼定向井钻井技术

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钻井现场技术规定

第一部分钻进阶段技术管理规定一、钻表层1.表层井深应根据设计和到井套管的数量来确定。

表层井深应等于到井表层套管的总长度＋表层套管联入＋1～2米的口袋。

表层联入应根据设计要求和完井井口要求来确定。

2.钻表层前，钻井队技术员应落实好钻头、接头、井口工具、固表层工具、固井水、到井表套和钻具，校正好指重表，向班组明确表层钻深和最后一根单根号及方入，明确钻表层的参数，开好单井施工技术措施交底会，排好单井施工运行，把单井施工技术措施和运行图张贴上墙。

3.表层开眼时，应先用方钻杆接上钻头，前3根钻铤采用 5～10KN的钻压、65rpm 的转速、30L/S 的排量的参数钻进，以确保表层井眼开正，30米以下采用低钻压、120rpm 的转速、50-60L/S 的排量的参数钻进。

4.钻表层应按设计要求接够钻铤，随着井下钻铤单根数量的增加，钻表层钻压可由10KN逐步增加至50KN，但最大钻压不得超过50KN，以确保表层井眼吊直。

5.钻表层必须采用钻井液开钻。

在含砾的表层中钻进时，钻井液必须有较高的粘度和切力。

6.钻表层过程中，每接 3根钻杆或 1根钻铤要校对一次指重表，以确保指重表反映的钻压真实可靠。

7.钻表层要选择好钻头水眼，以起钻泵压达到8～10MPa为宜。

8.钻到预定井深，至少要循环2周，然后短起下钻至钻铤，下钻到底仍要循环2周以上，起钻前井筒内要替入粘度60秒左右稠泥浆，起钻要灌好泥浆，防止井口垮塌；超过600米深的表层，要起钻用单扶正器钻具组合通井。

9．如果表层内就开始造斜，起钻前封闭泥浆内要混入润滑剂。

二、全面钻进(一)钻头选择与喷咀组合1.凡是二开上直段井，二开第一只钻头应尽量4刀翼大切削齿PDC钻头。

2.在不含砾石、玄武岩、花岗岩、黄铁矿等硬质岩性的中深地层中应选用机械钻速高的PDC钻头钻进。

3.定向、扭方位、导向钻进时，应选用能适合井下马达高转速的钻头，如：(1)在井深小于1000米的上部地层中定向时，应选用P2或HAT127牙轮钻头；(2)在井深超过1000米的地层中定向时，应选用HAT127、HJT517牙轮钻头或 PDC钻头。

第三部分__大位移延伸井技术(ERD)

2014-12-29
李琪主讲
10
World Record – Extended Reach Well

M-16SPZ well, Wytch Farm, drilled 10,728 meters step out (35,196 ft)
– – – – – Well completed with 81/2-in. hole section PowerDrive rotary steerable system for directional control Deepest oil and gas well at 11,278 meter (37,001 ft) No mechanical or electronic MWD or motor failures 123 days to drill and case
测量技术、井眼稳定、井眼清洗、钻井程序、水力参数。
风险分析：成功率：69%，失败率：31% 投资预祘：（1）XJ24-1与XJ24-3联合开发：一个卫星小平台方案或采用水下井口生产系统方案费用大于7000万美元。（2）钻大位移延伸井：测深9450m水平位移8171m，钻完井周期计划为115天，7年期间可以采出石油122万吨，投资2400万美元。实施：1996年11月22日开钻，1997年6月10日交井投产，扣除钻机改造时间，实际作业时间101天，投资1810万美元。
2014-12-29
李琪主讲
3
The Calculated Step Beyond 10km
2014-12-29
李琪主讲
4
3.2 钻大位移井的目的和意义
1、开发海上油气田：10km左右的油田，可从陆地开发。 3、用大位移井代替海底井：不用海底设备，从而节省投资。

--高温高压定向井水平井技术PPT课件

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东投影 (米) (1:8769)
大庆油田公司
公司: 大庆油田公司 0
油田: 汪深气田设计线实钻线
井场: 汪深１-平１井参考井: 汪深１-平１井
垂直投影图
日期: 2008 11 10 投影方位: 0.00 度
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MWD随钻测量施工克服了开窗点深、水平段长、完钻井深、泵压高、排量低等技术难点，为大庆油田小井眼深井侧钻水平井的勘探开发探索了一条新思路。
国内施工实例
GE-LWD
施工实例五
大庆汪深1-平1水平井
施工时间：2009年7月~10月,施工井段：3305m~4305m 具体工况：井底静止温度125℃；环温度110℃；聚合醇聚磺钻井液：泥浆密度1.26g/cm3 , 粘度68s
误差
±0.1° ±0.25° ±0.5°
工作环境要求
工作温度工作压力
含砂量
泥浆密度泥浆粘度
≤175℃
≤170MPa
≤1℅
≤2.2 g／cm3
≤140s
高温高压工具介绍
高温GE-MWD
同一 MWD 适合各种钻铤尺寸
钻铤尺寸范围： 88.9mm～ 241.3mm
钻铤(mm) 钻铤内径（mm）
扶正器
普利门三孚莱 GE-Tensor GE-Tensor
规格型号及厂家 45mm
35mm/45mm 48mm
120.6mm 171.4mm
仪器厂家/型号
MDRO-021
GE-Tensor MWD/LWD

第九章---定向井(水平井)钻井技术新进展==小井眼

第九章定向井(水平井)钻井技术新进展9.1 小井眼钻井技术(Slim-Hole Drilling Technique)9.1.1 小井眼钻井技术概况所谓小井眼，国外定义为90%以上井段直径小于177.8毫米(即7”)的井眼，国内有些学者则认为：穿过目的层的井段是用小于7”钻头钻成的井眼。

早在五十年代，小井眼就十分流行，但由于修井和采油的一些难题，又使人们在六十年代又转回到较大尺寸的生产井。

在沉寂了一段时间之后，近年来小井眼钻井作业在世界上又悄然兴起，主要基于以下原因：①国际油价大跌，迫使油公司要寻找一种更廉价的勘探开发方法，小井眼便是其重要途径。

据BP等多家油公司的统计资料表明：在相同井深的条件下，但就井眼小所发生的场地、材料、运输、资料解释等费用就比常规井少30%，根据几个油公司的小规模试验，节约钻井费用的前景是40%～50%；②出于环境保护的压力，由于井眼小，泥浆用量，排屑量，场地占用施工机械等相应减少，对环保有利；③减少边远和地面交通困难地区的勘探风险，在世界范围内，探井成功率只占13%。

探井打小井眼除低费用风险外，更重要的是这些地区地震工作也十分困难，在少量地震的前提下，早期打一些连续取芯的小井眼探井，可及早搞清地下情况，及早决策。

小井眼钻井有如下几方面的优点：A：井场占地面积小，一般不到1200平米，特别适用于农耕区钻井，节约土地；B：钻井设备轻，钻机及辅助设备不足200吨，易于搬运安装；C：钻井作业人员少，每24小时只需6～8人；D：岩屑量少，不足常规井的10%，便于废物处理，利于环保；E：消耗性材料(如钻头、套管、泥浆处理剂、水泥等)费用只占常规井的45%，可节约大笔成本。

由于小井眼钻井有其优越的经济性，所以日益为一些石油公司所青睐，仅1990年，国外小井眼已钻1000余口，其中大部分在美国。

92年由美国Maurer公司组织、12个国家的40多家公司参加的一个大型研究项目—DEA67，对小井眼及柔管技术进行系统的评价和研究。

油田小井眼定向套管开窗侧钻技术

油田小井眼定向套管开窗侧钻技术【摘要】要提高原油产能，套管开窗的侧钻技术是一项有效的措施，能有效提高原油的产能，同时也能节约钻井投资以及地面建设的投资，降低了开采的成本，也实现了对原井上部套管和地面管网的充分利用，通过对开窗侧钻技术的探讨，明确了开窗所采用的各种技术措施，明确了小井眼双靶点的定向轨迹的控制方式，明确了扩孔技术以及完井技术的使用。

【关键词】油田小井眼定向套管开窗侧钻技术油田经过长期的发展，由于套管损坏的剥削，井底积累了更多的枯枝落叶等杂物，使其无法达到地质目的，造成许多井无法使用常规修井，以实现生产的恢复，以最大限度地利用了开采现场的地面设施，建立完善的注采油井的网络，挖掘出地下的产能，通过二次和三次采油提高原油的采收效率。

通过小井眼定向套管的开窗侧钻技术的使用，达到良好的石油增产的效果。

当前，小井眼定向开窗侧钻技术已经成为提高原油的采收效率，保证油井稳定和高产的重要途径和手段。

1 套管开窗技术1.1 窗口的优选定向套管小井眼钻井悬浮窗口一侧，一般位于窗口的位置约50米以上。

套管窗口的位置应尽量向下移动，同时还应选择地层较为稳定且固井质量较好的井段。

偏转点套管窗口的位置应选择固井质量和地层可钻性更好的，具有更为稳定的性能以及条件。

应尽量避免岩石的破碎地带，同时也应避免容易塌陷、泄露以及地层较大的地层，避免套管接触角度较大以及方向的自然漂移。

还应该确定的偏转点的深度，垂直深度和水平位移井设计的基础上，采取有效的基础上充分利用老井数量，降低了钻井长度，在一定程度上满足石油生产过程当中的实际需求。

套管开窗的长度应满足侧钻，保证测井和套管钻井通过的窗口无阻碍，一般窗口的长度为2-3m。

1.2 选择合适的开窗工具一般可用侧钻导斜的开窗技术，通过使用铣锥进行了窗口的开设。

利用侧钻的导斜打开了窗口，打开窗口具有平坦光滑的窗口的边缘，不容易形成模具的死台肩。

此外，还可以一次性开窗、修窗和扩展窗口开窗。

水平井钻井完井关键技术

水平井钻井完井关键技术摘要：随着新技术的不断发展，水平井完井技术作为连接钻井和石油开采而又相对独立的一门科学技术，为我国油气开发开辟了一种新的途径，并迅速在石油开采行业得到了广泛的推广和应用。

但是，目前水平井完井中存在的技术难点，仍然制约着该技术的进一步发展。

针对开采现场条件、设备的变化对水平井完井关键技术进行了探讨，以期为相关工作者提供一定的借鉴。

关键词：水平井；钻井；完井；关键技术引言我国石油产业近几年的规模不断扩大，为我国经济的发展提供了充足的石油能源。

但由于石油开采量的逐年增加也导致石油的产油量逐渐下降。

同时石油开采的地理环境也更加复杂，对石油开采的技术水平提出了更高的要求。

因此，我国石油企业为了解决这些问题，开始不断提高自身的钻井技术，从而保证油田的产油能力。

1水平井完井技术简介水平井完井技术于20世纪80年代开始用于石油工业勘探开采领域，我国于20世纪90年代引进、推广、应用，为我国提高油气开采效率和开采质量发挥了巨大的作用。

完井作业作为钻采过程的最后一道工序，同时又是采油的开始，为国内外油气田开采带来了巨大的社会效益和经济效益。

水平井完井技术是指水平裸眼井在钻井时，一旦达到设计井深，就应具有以一定结构将井底和油层联通的工艺过程，这样建立起来的水平井能为油层提供更多关于油层储藏的信息，对丰富人们对油藏的认识具有极大的作用。

完井方式的优选、完井工具的开发以及完井质量的好坏直接关系到探井能否顺利实施、油井能否长期稳定使用，并最终影响到油田的经济效益。

因此，在进行水平井完井作业时，必须严格遵守一定的原则，保证完井顺利进行。

2重点探区钻井完井技术2.1超深井安全高效钻井关键技术为降低超深井钻井过程中的钻井液漏失量并提高机械钻速，在建立地层压力剖面、研究井漏与井眼失稳机理的基础上，优化了井身结构，研制了系列钻井提速工具，研发了微流量早期监测系统及防漏堵漏浆，形成了超深井安全高效钻井关键技术，并取得了较好的应用效果。

侧钻井技术

汇报内容
1.技术概况 2.侧钻井的技术优势与适应条件 3.套管开窗侧钻关键技术 4.斜向器开窗侧钻井施工流程 5.存在的主要问题、新技术集成与下步攻关方向
选井及工程设计
开窗侧钻工艺流程
（1）通井、通径、试压（2）测陀螺（3）开窗侧钻
（4）定向钻进
（5）完井作业
1）前期准备
⑴审查原井内管柱尺寸、深度、结构、井下是
适用条件
在井型的选择上，为了挖掘剩余油潜力可细分为
五种类型：
①断失层
②局部微构造高点
③井间剩余油滞留区
④老井部分生产层段报废，原井仍有潜力的层系
⑤井网不完善的潜力层
结合剩余油分布特征及地面和井筒条件，优化侧钻井挖潜模式
侧钻断失层侧钻微构造高点剩余油滞留区
老井更新侧钻
加深侧钻
根据现有钻井、完井工艺技术水平，胜利油田在经济评价的基础上、结合胜利油田目前的开发状况，确定了侧钻井的选井原则。
铣锥
造斜器
套管开窗工具
磨铣开窗工具
锻铣开窗工具

套管开窗工具—斜向器
开窗多折面斜向器铣鞋沿第一斜面到达窗口最大宽度时，沿垂面铣出最大窗口，而后沿第二斜面完成开窗工作。
复式铣锥开窗
段铣器
一体式地锚斜向器
4）工具仪器
测量仪器：
MWD＋＋R 小尺寸有线随钻
电子单多点
陀螺测斜仪
专用钻具、钻头
200 160 120 94.6 64.5 18.1 20 16 19.3 16.3 15.2 13.3 12.9 8.8 2.9 97.8 91.7 92.4 88.2 4.1 3.3 4.6 2.8 0.3 96.4 97.4 96.7 98.2 98.4 1.9 97.7 12.4 85.6 97.3 109.3 106.2

1.1.2定向井

•井身剖面的基本概念 •井身剖面设计原则 •剖面类型 •设计方法
第二节定向井井身剖面设计
设计的最终目的：
• 选择满足要求的井身剖面类型 • 设计剖面结构参数
井身剖面：well profile
所钻井眼达到目标点的井眼路径或轨迹。又叫井眼轨迹 (well trajectory)
井身剖面的构成
井身剖面是由各种不同类型的单一形状空间直线段或曲线段光滑连接而成。常用的曲线段为圆弧段
井斜角 ———测点处井眼方向
线（切线，指前）与重力线间
的夹角，度。 Inclination,Inc 方位角 ———测点处正北方向
与井眼方向线的水平面投影线间的夹角，度， Azimuth,direction,head
第一节定向井的基本概念
一、定向井的基本要素
N
OO
井斜变化率 ——— 井斜角对井深的变化率，度/30米 (build rate,drop rate)
一、定向井的测量概述
一、定向井的基本要素
N A
A
E O
B
闭合方位角—在水平投影图上测点处正北方向与闭合方位线间的夹角，度 (closure azimuth)
第一节定向井的基本概念
一、定向井的基本要素
N坐标、E坐标和TVD坐标—测点在以井口为原点的NEHO三维坐标系里的北（N）、东（E）、垂深（TVD）三个坐标分量，米。 North, east coordinate 垂深 ——测点的垂直深度，米
假设稳斜段的长度为 L
垂深增量
H Lcos
水平位移增量
S Lsin
北坐标增量
E
N S cos Lsin cos
东坐标

水平井测井技术-全

按造斜率划分
1、大曲率半径水平井：造斜率为2°～6°／100ft，相应的曲率半径为3000～1000ft，大曲率半径水平井在钻达目的层之前就能达到一个很大的水平位移，水平段一般为2000～5000ft。 2、中曲率半径水平井：造斜率为8°～50°／100ft，相应的曲率半径为700～125ft，水平段长度一般为 1500～2000ft。 3、小曲率半径水平井：造斜率为1.5°～3°／ft，相应的曲率半径为40～20ft。小曲率半径水平井的造斜率很大，可在20～60ft的距离内迅速达到90°的斜度。水平井段一般仅有300～400ft。
水平井测井技术-使用条件
随着井斜角的逐渐增大，井下仪器与井壁的摩擦力Ff也不断增大，井下仪器向井底方向运动的分力FB逐渐减小（图 3）。当井斜角增大到约65° 时，井下仪向井底方向运动的分力FB减小到一个临界值，即该分力约等于井下仪器与井壁的磨擦力，这时，井下仪器再也无法借助于自身重力向井底方向运动，测井电缆下放井下仪器的作用消失。因此在井斜角大于65°的大斜度井和水平井中，必须借助外力将井下仪器推至井底，以便进行测井。
裸眼井水平井测井技术
裸眼井水平井测井技术
水平井概况及类型
水平井测井技术
湿接头式水平井测井技术裸眼井水平井测井技术提供的服务应用实例
水平井概况-国外
什么叫水平井？概括地讲，就是部分井段的井斜角为90° 左右的井。从钻第一口井起，人们一直钻垂直井，并严格规定每1000 米井段井斜角不能超过2°～3°。1954年，前苏联打成第一口 90的分支水平井，20世纪50年代，前苏联共钻43口水平井，进行水平井试验，其结论是技术上可行但无经济效益。50年代中期至60年代中期，这十余年间曾是水平钻井比较流行的时期，特别是分支水平井，作为一种提高产量的方法曾在前苏联以及美国、加拿大、意大利等国的许多油田受到重视,然而，由于受当时技术条件的限制，这种钻井方法是不经济的，尤其是与低成本的压裂处理相比更是如此。因此，60年代后期至70年代中期，水平井钻井急剧减少，仅在美国和前苏联少数油田钻了一些水平井。

天然气开采业中的钻井与完井技术

智能化钻井与完井：通过引入物联网、大数据和人工智能等技术，实现钻井与完井的智能化和自动化。
环保钻井与完井：通过改进钻井设备和工艺，减少对环境的影响，实现绿色钻井与完井。
市场发展前景
天然气需求持续增长
钻井与完井技术不断创新
环保要求提高，推动绿色钻井与完井技术发
展
国际合作与竞争加剧，推动
气等
6
钻井与完井技术的发展前景
技术发展面临的挑战
地层复杂多变，钻井难度大
环保要求提高，完井技术需要改进
钻井成本高，需要降低成本
技术更新快，需要不断学习和创新
技术创新方向
提高钻井效率：通过改进钻井设备和工艺，提高钻井速度，降低成本。
优化完井技术：通过改进完井设备和工艺，提高完井质量，降低风险。
旋转钻井：通过旋转钻头破碎岩石，适用于软地层和硬地层
冲击钻井：通过冲击钻头破碎岩石，适用于硬地层和超硬地层
定向钻井：通过控制钻头方向，实现精确钻井，适用于复杂地层
水平钻井：通过控制钻头方向，实现水平钻井，适用于油气田开发
钻井液：用于冷却钻头、润滑钻杆、携带岩屑，适用于各种钻井技术
完井技术原理
完井技术的目的是什么？
完井技术中的关键参数是什么？
完井技术的主要步骤是什么？
完井技术中的常见问题有哪些？
完井技术中使用到的主要设备是什么？
完井技术的发展趋势是什么？
完井技术分类
射孔完井：适用于薄层、多油层、高渗透率油气井
砾石充填完井：适用于薄层、高渗透率、高产油气井
套管完井：适用于深层、高压、高产油气井
4
完井技术介绍
完井技术概述
完井技术的定义：在钻井过程中，对井筒进行封堵、

青西小井眼开窗侧钻井

层，易发生井塌掉块硬卡。
2、悬浮与携带：井深、井眼小、环空间隙小、钻具抗拉强度小，井
斜不易控制，增加井眼净化难度。
3、润滑性：小井眼施工中，由于钻具尺寸小，柔性强，易粘附于井
壁造成粘附卡钻，良好的润滑性有利于减小摩阻。
4、固相控制：小井眼要求低固相以满足流变性和防粘卡的需要。由
于钻具柔性强，在加压的条件下，钻具与井壁形成“啮合作用”在固相
利用土粉加防塌剂配制成胶液进行防塌
国际钻井泥浆技术公司
经济社会效益
1、技术效益
Q2-38X的顺利完成，在青西油田长裸眼开窗侧钻定向井近10年来尚
属首次，为以后小井眼的开发提供了技术保障，奠定了切实有效的基础。
2、经济效益
Q2-38X实现了低廉高效的钻井液成本，（1）复杂事故损失率低 0.49%，与其它小井眼开窗侧钻井相比节约周期5天。（2）低廉的钻井液成本，Q2-38井每米成本553元/ 米（裸眼段），与2010年以前最好的侧钻井相比，每米节约330元/米。
0 2900 3000 3100 3200 3300 3400 3500 3600 3700 3800 3900 4000 4100 4200 4300 4400 4500 井深 m
Q2-38X井钻井液呈现“三大”特点是：1、密度与其它四口井相比降低了0.02-0.07g/cm3； 2、利用高液相粘度护井壁，提高井眼净化能力，维持低固相12%，有效的控制了摩阻20T，与其它四口井30-40T相比降低30-50%；3、高温高压失水6-8ml其它四口井8-10ml相比降低了2ml。
Q2-38
窿6
窿2
Q2-15
Q2-38
Q2-12
密度 g/cm3
1.4
80 60 40

定向井术语

10 定向钻井 directional drilling10.1 定向井 directional well:沿着预先设计的井眼轨道，按既定的方向偏离井口垂线一定距离，钻达目标的井。

10.2 丛式井 cluster well:在一个井场上或一个钻井平台上，有计划地钻出两口或两口以上的定向井，可含一口直井。

10.3 救援井(救险井) relief well:为抢救某一口井喷、着火的井而设计、施工的定向井。

10.4 多底井 multi-bore well:一个井口下面有两个或两个以上井底的定向井。

10.5 绕障井 detouring obstacles well:为避开在地下存在着某种不允许通过或难以穿过的障碍，沿一定井眼轨道钻达目标的定向井。

10.6 多目标定向井 multi-target directional well:有两个或两个以上目标的定向井。

10.7 大斜度井 high angle well:最大井斜角在60°~80°的定向井。

10.8 水平井 horizontal well:井斜角大于或等于86°，并保持这种角度钻完一定长度的水平段的定向井。

10.8.1 长曲率半径水平井long radius horizontal well:造斜率小于6°/30m的水平井。

10.8.2 中曲率半径水平井medium radius horizontal well:造斜率为6°~20°/30m的水平井。

10.8.3 短曲率半径水平井short radius horizontal well:造斜率高达1°~10°/m的水平井。

10.9 斜直井 slant hole:用倾斜钻机或倾斜式井架完成的，自井口开始井眼轨道首先是一段斜直井段的定向井。

10.10 井眼轨道(井眼轴线；井身剖面) well trajectory:表示设计的定向井井眼轴线形状的图形。

对长距离天然气管道定向钻穿越岩石层施工工艺的探讨

对长距离天然气管道定向钻穿越岩石层施工工艺的探讨长距离天然气管道是连接各地天然气资源与需求地的重要通道，而施工工艺中的定向钻穿越岩石层是其中关键的一环。

本文将通过对长距离天然气管道定向钻穿越岩石层施工工艺的探讨，介绍其原理、技术特点、应用范围及发展趋势，以期为相关领域的专业人士提供参考和借鉴。

一、定向钻穿越岩石层的原理定向钻（Directional drilling）是一种非常灵活和高效的井下作业技术，在传统井眼难以到达或无法到达的地方进行施工。

其原理是通过钻头的旋转和侧向推进，使钻孔的方向发生偏移，并且在地下进行弯曲穿越，以达到工程所需的目的。

在天然气管道施工中，由于地质条件的特殊性，常常需要在岩石层进行定向钻孔，以便在无需开挖大面积地面的情况下完成管道施工。

掌握定向钻穿越岩石层的原理是长距离天然气管道施工的关键。

1. 灵活性强：由于定向钻采用了钻头旋转和侧向推进的技术，能够在地下进行弯曲穿越，因此在施工过程中的适应性和灵活性较强。

2. 安全性高：相比传统的地面开挖方式，定向钻施工可以最大程度地减少地面的破坏和地质灾害的发生，保障了施工的安全性。

3. 施工速度快：定向钻穿越岩石层的施工速度通常较快，能够在较短的时间内完成管道的穿越工作。

4. 环境友好：定向钻施工不需要大面积的地面开挖，因此减少了土地资源的浪费，对周围环境的影响也较小。

定向钻穿越岩石层的技术广泛应用于天然气管道、石油管道、水利工程、市政工程等领域。

在长距离天然气管道施工中，由于管道线路的复杂性和地质条件的多变性，定向钻技术也被大量使用。

特别是在需要在岩石层进行穿越的情况下，定向钻技术更是不可或缺的重要工艺手段。

随着科技的不断进步和工程技术的不断完善，定向钻技术在长距离天然气管道施工中将迎来更广阔的发展空间。

未来，定向钻装备的智能化、自动化将成为发展的重要趋势。

定向钻技术的精准化和高效化也将得到更多的关注与应用，以满足长距禿天然气管道施工对技术的不断提升的需求。

钻井工程1主要技术指标及质量要求直井身质量要求井深m

（一）钻井工程1.主要技术指标及质量要求2.井型、井身结构及钻具组合井型：使用直井和定向井（丛式井）两种，通常丛式井组布置4-7口井。

井身结构：一开:Φ311mm钻头⨯表层井深m+Φ244.5mm（钢级为J55、壁厚8.94mm）套管⨯表层井深；二开:Φ215.9mm钻头⨯设计完钻井深+Φ139.7 mm套管（钢级为N80、壁厚7.72mm）⨯设计深度（1）直井采用二开井结构（一开钻入稳定基岩20m）A. 一开钻具组合Φ311.1mm钻头+Φ158.8mm钻铤+方钻杆B. 二开钻具组合：Φ215.9mm钻头+Φ158.8mm钻铤+Φ127mm钻杆+Φ133方钻杆C. 取心钻具组合Φ215.9mm取心钻头+Φ177.8mm绳索取心钻具+Φ177.8mm镗孔钻铤×3根+Φ127mm钻杆+Φ133方钻杆（2）定向井采用二开井结构（一开钻入稳定基岩20m）A. 一开钻具组合Φ311.1mm钻头+Φ158.8mm钻铤+Φ127mm钻杆+Φ133方钻杆B.二开直井段钻具组合Φ215.9mm钻头+Φ158.8mm钻铤+Φ214mm稳定器+Φ127mm钻杆+Φ133mm方钻杆C. 定向造斜段钻具组合：(a)Φ215.9mm钻头+Φ165 mm弯螺杆+定向接头+Φ158.8mm无磁钻铤+Φ158.8mm钻铤+Φ127加重钻杆+Φ127钻杆+Φ133mm方钻杆(b)Φ215.9mm钻头+Φ165 mm直螺杆+定向弯接头+Φ158.8mm无磁钻铤+Φ158.8mm钻铤+Φ127钻杆+Φ133mm方钻杆D.稳斜段钻具组合满眼钻具组合或带动力钻具的复合钻。

3.钻井主要设备要求4.钻井液一开：坂土浆钻井液；二开：聚合物钻井液。

（具体参数见钻井工程设计）5.下套管方案（1）表层套管串结构：Φ244.5mm套管+联顶节（2）生产套管串结构：Φ139.7mm浮鞋+Φ139.7mm套管1根+Φ139.7mm浮箍+Φ139.7mm套管串+Φ139.7mm短套管1根+Φ139.7mm套管串+联顶节（3）套管串结构要求（生产套管）a阻位至浮鞋10米左右；b磁定位短套管的位置在主力目的煤层顶上20±5米左右；c套管接箍不能进煤层，煤层厚超过套管长度，接箍可排在夹煤矸石中部；d须使用套管头；e一口井配备至少12个扶正器。

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长裸眼定向钻井技术钻长裸眼井的目的是加快油田的勘探、开发步伐，提高钻井速度，缩短建井周期，降低钻井成本；钻定向井的目的是增加油层穿透能力、避开地面障碍物、顺利钻达地质目的层。

而钻长裸眼定向井的目的集二者于一身，能够很好地解决复杂钻井问题。

1．长裸眼定向钻井技术难点（1）裸眼段长，摩擦阻力大，磁性/重力工具面角不易调整到位。

（2）转盘转动时扭矩大。

（3）斜井段最大井斜角较小，方位不容易控制。

（4）常规钟摆钻具的降斜率、方位漂移规律受地层因素、原井眼状况等因素作用难以掌握，为监测钟摆钻具的降斜率和方位漂移规律需要进行吊测，增加了钻井风险。

（5）井底可控制位移较小，中靶精度要求高，定向控制段的井眼轨迹调整范围较小。

（6）控制钟摆钻具降斜率的手段较少，降斜井段的轨迹控制难度较大。

2．技术对策针对长裸眼定向钻井的难点，在井身剖面、井眼曲率、定向造斜点、最大井斜角、造斜钻具组合及钻头等几方面进行优选，达到优化井身轨迹、避免井下复杂的目的。

2．1井身剖面类型的选择常规两维定向井的剖面类型主要有两种：一种是“直—增—稳”剖面，另一种是“直—增—稳—降—稳”剖面。

“直—增—稳”剖面的特点是井底水平位移可以很大，“直—增—稳—降—稳”剖面的特点是形式变化较大，如增斜后的稳斜段、降斜后的稳斜段可能很长，也可能很短，短到可能为零。

应视长裸眼定向井的地质要求，选择合理的井身剖面类型。

2．2井眼曲率的选择长裸眼定向井井眼曲率的选择应适中，井眼曲率过小，则造斜井段的钻进时间过长，稳斜段太短，往往使方位调整的回旋余地太小；井眼曲率过大，则钻具偏磨严重，摩擦阻力增大，起下钻困难，容易磨出键槽，造成键槽卡钻，还会给其它井下作业造成困难。

为了安全、优质、快速钻井，应该限制最大井眼曲率。

式中：K m --最大井眼曲率，°/30m ；D--钻头直径，mm ；()75.13728.02⨯--<TT m L fD D KD T--动力钻具外径，mm；L T--动力钻具长度，m；f--间隙值，软地层取f=0，硬地层取f=3~6mm。

2．3造斜点的选择（1）造斜点应选在比较稳定的地层，避免在岩石破碎带、漏失地层、流砂层或容易坍塌等复杂地层定向造斜。

（2）应选在可钻性较均匀的地层，避免在硬夹层定向造斜。

（3）造斜点的深度应根据设计井的垂直井深、水平位移和选用的剖面类型决定，并要考虑满足采油工艺的需要。

（4）选择造斜点位置时尽可能使斜井段避开方位自然漂移大的地层或利用井眼方位漂移的规律钻达目标点。

2．4最大井斜角的选择大量定向井的实践证明，井斜角小于15°，方位不稳定，容易漂移；井斜角大于45°，测井和完井作业施工难度较大，扭方位困难，转盘扭矩大，易发生井壁坍塌等现象。

因此，定向井的最大井斜角应控制在15～45°范围内。

2．5造斜钻具组合及钻头的选择由于裸眼段长，井眼摩擦阻力大，转盘转动时扭矩大，应选择工作扭矩较大的动力钻具。

定向井由于井斜的存在，井下钻具及钻头巴掌部分磨损较严重；且动力钻具的转速高，对钻头的轴承密封性能要求高，所以应选择钢级较好的钻具、带保径的金属密封牙轮钻头或定向PDC钻头。

在钻具组合中采用加重钻杆代替钻铤，它不仅可以减少钻具重量，还可以减少扭矩和钻具的刚度；同时用18°斜坡钻杆代替了普通钻杆，它既可以满足传递负荷、减小摩阻的要求，又能克服普通钻杆起下钻及钻进过程中刮擦井壁问题。

3．钻井实例：T810XK井T810XK井位于新疆塔里木盆地塔河油田8号油气田，为了提高钻井速度、缩短建井周期、降低钻井成本以及保护自然生态环境，要求该井设计为长裸眼定向井。

3．1井身剖面及参数的确定（1）由于该井要求最终井斜角为0°，所以选择“直-增-稳-降-直”五段式井身剖面类型。

（2）动力钻具选择Φ197mm螺杆，根据公式（1）计算得：K m＜6.41°/30m，同时参照1.25°5LZ197×7.0Ⅳ-DW推荐造斜率，选择K m=5.50°/30m。

常规钟摆钻具的降斜率选择为1.50°/30m。

（3）造斜点选择在石炭系卡拉沙依组上部，地层稳定，以砂泥岩为主，岩石硬度不大，适合于造斜钻进，造斜点井深4950.00m，造斜点以上裸眼段长达3750.95m。

（4）最大井斜角选择为17.96°。

3．2井身剖面设计1．井身剖面类型：直—增—稳—降—直2．基础数据造斜点井深：4950.00m水平位移：73.07m设计闭合方位：2.39°靶区半径：10.00m靶点垂深：5450.00 m3．井身剖面数据3．3T810XK井施工难点1．该井绝对井斜按设计直井段的井斜控制标准未超标，最大井斜角2.4°，但造斜点4950.00m处水平位移39.84m，严重超标；且闭合方位98.31°与设计方位2.39°有96.30°的夹角，在原地质目标不变的情况下必须在增斜的同时进行扭方位作业才能钻达设计靶区。

2．造斜点深、裸眼段长，井眼摩擦阻力大。

3．钟摆降斜钻具组合中为了减少变径接头数量，使用复合尺寸钻具，增加了钻进风险。

3．4T810XK井斜井段（4950.00～5459.87m）施工情况T810XK井斜井段共进行了9回次钻进，其中包括3回次动力钻具增斜钻进、1回次动力钻具稳斜钻进和5回次钟摆钻具降斜钻进，进尺509.87 m，HJ517G型牙轮钻头使用效果良好，金属轴承密封寿命长、密封性能好。

斜井段施工顺利，井身轨迹控制良好，准确中靶。

1．增斜井段（4950.00～5060.62m）钻具组合：Φ241.3mmHJ517G钻头(21mm×3)+ Φ197mm1.25°单弯螺杆钻具+531×410接头+Φ165mmNMDC×1+Φ170mmNM短节×1+411×4A10接头+Φ159mm DC×3+4A11×410接头+Φ127mm HWDP×48+Φ127mm 斜坡DP 钻进参数：W=120～200KN，Q=30l/s，P=22MPa由于造斜点处水平位移超标，且闭合方位与设计方位相差较大，增斜钻进的同时必须扭方位，经LANDMARK软件计算磁性工具面角为335.00°正中靶心，所以在增斜钻进井段将磁性工具面角调整至335.00°左右，以保证准确中靶。

增斜井段进尺110.62m，井斜由0.7°增至16.44°，平均增斜率4.27°/30m。

由于裸眼段长达3750.95m，摩擦阻力大，且螺杆钻具的稳定器为螺旋稳定器，动力钻具反扭角较大，调整工具面角所需时间较长，有时需上提下放数次钻具才能将工具面角调整到位，且井斜较小，磁性/重力工具面角精确度不高，给施工带来很大困难。

钻进至井深5060.62m，测得井深5043.24m处井斜13.9°、方位333.8°，5010.93～5043.24m井段增斜率达到5.73°/30m，预测井底井斜、方位都基本到位，决定启动转盘进行稳斜段钻进。

2．稳斜井段（5060.62～5145.47m）钻具组合：Φ241.3mmHJ517G钻头(21mm×3)+ Φ197mm1.25°/1°单弯螺杆钻具+531×410接头+Φ165mmNMDC×1+Φ170mmNM短节×1+411×4A10接头+Φ159mm DC×3+4A11×410接头+Φ127mm HWDP×48+Φ127mm 斜坡DP。

由于该钻具组合具有单稳定器增斜特性，所以井斜角一直在增加，达到本井最大井斜18.80°。

钻进参数：W=100～120KN，N=50rpm，Q=30l/s，P=22MPaΦ197mm1.25°单弯螺杆钻具组合复合钻进17.38m，井斜角由16.44°增加至17.13°，增斜率1.19°/30m。

1°单弯螺杆钻具复合钻进至井深5118.91m，测得井深5101.40m处井斜18.2°、方位331.7°，通过软件计算中靶心井斜角偏大、方位角偏小，考虑到下部降斜井段牙轮钻头钻进时井眼方位具有右手漂移趋势，于是调整重力工具面角，进行全力降斜钻进。

降斜钻进至井深5141.50m，测得井深5128.38m处井斜18.1°、方位331.0°，降斜效果理想，开启转盘复合钻进。

1°单弯螺杆钻具复合钻进5078.00～5118.91m井段，井斜角由17.13°增加至18.80°，增斜率为1.22°/30m；降斜钻进至5141.50m，井斜角下降为17.23°，方位角基本不变，降斜率为2.08°/30m。

3．降斜井段（5145.47～5459.87m）钻具组合：Φ241.3mmHJ517G / HA517钻头(21mm×3)+630×410接头+Φ177.8mmDC×1+Φ165mmNMDC×1+Φ241mm稳定器+Φ177.8mmDC×1+Φ241mm稳定器+411×4A10接头+Φ159mm DC×3+4A11×410接头+Φ127mm HWDP×48+Φ127mm 斜坡DP钻进参数：W=180～240KN，N=65～75rpm，Q=30l/s，P=19.5MPa由于井斜角较大，钟摆钻具的钟摆力较大，降斜率高，为控制该钻具组合的降斜率，采用大钻压W=240KN钻进。

为监控该钻具组合的降斜率及方位漂移率，钻进至井深5213.32m进行吊测，吊测数据见下表：由吊测数据可看出该钻具组合在钻压240KN下的降斜率在2.20°/30m左右，方位有些左漂，但左漂趋势不大，钻进效果理想。

于是在大钻压下一直钻进至井深5389.00m，YSS电子多点测得井深5368.10m处井斜4.95°，方位327.10°，井斜角已小于5°，钟摆力减小，降斜力相应减小，为了增加该钻具组合的降斜力，尽快将井眼吊直，将钻压降到180KN，一直钻进至降斜井段结束。

通过该井段的钻进，基本掌握了钟摆钻具的降斜及方位漂移规律：井斜角＞9°，降斜率在2.20°/30m左右、井斜角3～9°，降斜率在1.20°/30m左右、井斜角＜3°，降斜率在0.5°/30m左右；井眼方位受地层因素影响较大，井斜角较大时呈现左漂趋势，井斜角小时呈现右漂趋势，但变化不大，对整个井眼轨迹控制影响不大。