定向井优快钻井技术

2024-10-18

定向井优快钻井技术（精选7篇）

定向井优快钻井技术篇1

定向井目的在于降低勘探开发成本。但随着科技的进一步发展, 与直井比较而言, 定向井向优与快的方向发展亟待进一步提高。

1 影响因素分析

定向井钻井速度慢一直是石油工人普遍困扰的问题。什么原因产生的, 那要先对影响钻井速度的因素进行分析。

首先是井身剖面影响。由于小井斜增斜段长, 需要不断更换钻具组合, 这样就推迟了时间;再次就是方位漂移的问题。由于漂移方向与余量难确定, 也制约了钻井速度;然后是钻头选型的影响。PDC是较为先进的钻头, 但是在定向井钻探中并不适应, 采用传统的牙轮钻头固然会降低速度;最后, 定向井钻井速度还受事故及其它未料情况的影响, 如粘卡、砂卡等, 具体不再举例。

2 定向井钻探技术优快措施

2.1 导向钻井技术的改进

目前国内普遍采用导向钻井技术运用到定向井施工中。其算法这里不再表述了, 其一般采用工具为简化性滑动导向钻具组合, 事实证明, 该结构简单, 安全保障。这里还是建议运用滑动导向复合技术。因为该技术方便调整井眼轨迹, 中靶精度高, 起下钻换钻具结构的时间能够省下。根据实践得出, 采用滑动导向钻井技术, 在导向钻井过程中, 旋转复合钻进低于螺杆钻具所能允许的纯钻进时间1.8倍, 并且比值与单弯度数成正比。

运用导向钻井技术要具体情况具体对待。一般浅层定向井可以全面使用;中深定向井需要频繁更换螺杆钻具, 速度慢, 成本高, 不提倡全井段使用;大位移井和水平井如轨迹控制难度大, 推荐全井使用。

2.2 PDC钻头技术改进

钻头事关钻井速度、质量和成本, 一定要考虑与岩性相适应。目前定向井钻井主要使用牙轮钻头和PDC钻头。前者由于过去普遍使用, 业内人士都知之甚详, 所以本文重点对PDC钻头相应的改进技术进行介绍。

2.2.1“PDC钻头+导向钻具”复合钻进

采用这种改进技术, 由于钻具转速低, 钻头转速高, 机械钻速较为理想。滑动与旋转钻井方式的和谐搭配, 保证了井眼轨迹达到要求, 不受井斜及方位变化的影响。适合运用位移和轨迹控制难度较大的定向井。该钻井方式的不足之处时是不适宜中硬地层的运用。螺杆钻具寿命较短, 钻一口中深井需要更换多次, 增加了钻井成本, 同时也导致PDC钻头寿命长、进尺多的优点得不到充分发挥。

2.2.2 稳定器组合井身剖面

依然运用“直-定-稳”的操作模式, 将井斜在定向时直接定到设计最大井斜角, “PDC+稳定器结构”下入并稳斜钻进, 直至完钻。“PDC+稳定器结构”钻完大部分乃至全部稳斜井段只需一只钻头和一趟钻即可, 既节省了时间, PDC钻头寿命长、进尺多的优点也得到了充分发挥。

2.2.3 稳定器组合方位控制

使用PDC钻头会产生方位异向漂移, 一般在定向时向左预留3-40余量, 改进后的余量不留或向右留;使用PDC钻头时, Ⅰ档低转速钻进左漂, Ⅱ档高转速钻进右漂, 将二者结合交替钻进, 方位漂移即可得到有效控制;

2.2.4 稳定器组合井斜控制

这需要在施工中将最大稳斜角增大, 井斜降斜余量预留。钻具组合要求增斜能力强。对PDC的钻进参数进行优选, 为防止钻进时井斜大幅度降低, 可以采用“高钻压, 地钻速”的钻井方式进行操作。

2.2.5 改变钻井参数及稳定器数量

运用PDC钻头钻井一般使用低钻压, 高钻速的方式, 由于轨迹控制、增 (降) 斜、增 (降) 方位的需要, 在定向井钻进时可以进行试钻, 根据岩性不同, 采取“低钻压, 高钻速”、“中钻压, 中钻速”和“高钻压, 低钻速”中最为合适的钻井方式, 适时改变钻井参数;为了减轻钻机负荷, 使用PDC钻头钻井时, 因地制宜控制下部钻具稳定器的数量, 做到恰到好处。

2.3 定向井辅助时间技术改进

选择先进的轨迹监测仪器。过去普遍采用的是照像式单多点测斜仪, 如今采用的电子测斜仪。这里推荐使用随钻测量仪器 (MWD) 。MWD仪器通过钻井液传递测斜数据, 对井底井斜、方位可以随时监测, 不需要电缆等装备, 节省了工序和时间。在旋转钻进期间, 井底数据可以随时测出, 与电子多点监测相比, 节省了时间, 保证了安全。实践表明, 采用MWD与有线随钻、电子单多点方式相比, 可节省测斜辅助时间80%左右。

使用随钻井壁修整器。井斜较大及大位移定向井容易形成岩屑床, 在定向井施工中使用随钻井壁修整器, 可以在钻进过程中进行第二次井壁修整, 对已经产生的岩屑床进行破坏, 通过减少短起下次数来减少辅助时间。

3 结语

本文对定向井钻井速度影响因素进行分析, 提出了相应的改进措施, 起到了定向井钻井技术优快的效果, 希望能得到推广使用。

参考文献

[1]程丙方.“五段制”定向井优快钻井技术[J].内江科技.2013 (10) .

[2]郑丹.浅析定向井钻井工艺技术[J].中国石油和化工标准与质量.2013 (10) .

[3]陆华, 许钦锐, 刘永胜.江苏油田G6区块定向井优快钻井技术[J].西部探矿工程.2005 (07) .

镇泾油田优快定向井技术探讨篇2

(1) 方位均有左漂趋势, 常规扶正器钻具组合很难有效控制好井眼轨迹。不同层位左漂程度存在较大差异, 甚至同一层位, 不同井的方位漂移量也存在很大差异, 特别是在洛河组, 左漂趋势更加明显。采用常规扶正器增斜或稳斜钻具组合方位左漂严重, 有时甚至可达到6~7°/30m, 从而造成更换钻具组合扭方位几率增大。

(2) 不同层位井斜增、降变化大, 同一钻具组合在不同层位钻进轨迹控制的效果差别很大。在华池组有降斜趋势, 进入洛河--宜君组后增斜趋势明显, 洛河组下部增斜趋势减缓;进入安定组后有降斜趋势, 进入直罗组后增斜趋势也比较明显, 由于延安组有5层煤, 又存在较明显的降斜趋势;延长组长8以前降斜趋势也很大。同一套钻具组合在不同层位对轨迹控制效果差别很大。

(3) 地层原因导致频繁起下钻。由于地层原因引起方位、井斜变化的不确定性, 使用常规增斜或稳斜钻具组合很难满足不同层位轨迹控制的需要, 钻遇不同层位, 需要多次更换钻具组合, 从而导致频繁起下钻。

2 针对定向施工难点采取的技术措施

(1) 对于小位移定向井, 优选造斜点, 尽量将造斜点设计在可钻性好的洛河组, 并确保造斜结束时洛河组被钻穿, 防止在洛河组井斜、方位变化幅度大, 从而减小用螺杆二次调整轨迹的几率。

(2) 造斜时, 根据经验预留好方位漂移量和井斜变化量, 尽量做到利用地层方位的自然漂移和井斜变化中靶。

(3) 采用“PDC钻头+1.25°单弯螺杆+欠尺寸扶正器”的导向钻具组合配合MWD无线随钻测量技术, 随钻检测, 及时调整。

在二开直井段即可使用上述导向钻具组合, 便于对直井段进行实时监控。造斜结束后又可适时监控轨迹变化, 当轨迹参数超出预期变化后可及时进行调整, 从而避免因调整轨迹引起的频繁起下钻, 做到二开直井段、造斜段、增斜段、稳斜段一套钻具组合达到设计要求, 可以大大提高机械钻速和纯钻利用率, 缩短钻井周期。

3 优快定向井技术在红河26-1井的应用

3.1 井眼轨迹设计情况

该井是一口小位移定向井, 设计井眼轨迹参数见表1。

3.2 钻具组合

该井二开采用如下导向钻具组合:

8 1/2〞P D C钻头+1.2 5°单弯螺杆+431*4A10配合接头+4A11*4A10M W D循环短节+61/2〞无磁钻铤 (内置M W D随钻仪器) +4A11*410配合接头+5〞钻杆若干。

3.3 钻井参数及定向技术措施

钻压40—80K N, 排量28--30L/S;导向钻进转盘转速40-50r/min。

3.4 定向技术措施

(1) 二开直井段按设计要求及时监测, 测斜间距控制在50米以内, 防止井斜超标, 并做好与临井的防碰工作。

(2) 根据钻井设计、直井段轨迹情况以及各地层的增、降斜趋势选好合适的造斜点。

(3) 采取滑动、复合相结合的造斜方式, 在保证增斜率的情况下尽量以复合钻进的方式为主, 这样既可以提高机械钻速, 又可以保证井眼轨迹的平滑。

(4) 根据下部地层对井斜、方位影响的规律, 在造斜结束时对井斜和方位保持一定的预留量。下部地层增降斜趋势小的可偏低2度左右, 地层增降斜趋势大的情况下可预留3-5度;由于使用“P D C钻头+单弯螺杆”的钻具组合方位漂移趋势相对较小, 一般预留偏大3-5度。

(5) 通过调整钻井参数, 特别是钻压, 来控制井斜的变化幅度。增降斜趋势明显的地层, 采取20-30K N轻压吊打的方式钻穿;降斜趋势明显的地层, 采取增大钻压至80-120K N的方式来减缓降斜幅度。这样即减少了滑动钻进的井段, 又保证了轨迹的平滑。

(6) 使用M W D随钻仪器实时监测、控制, 这样既可减少测量时间, 还可防止因井斜、方位在不可预知的情况下变化太大造成轨迹难以控制、达不到设计要求。

3.5 现场施工情况

该井二开即下入导向钻具组合, 配合M W D无线随钻实时测量。由于洛河—宜君组底部垂深为1347m, 进入安定组后有降斜趋势, 因此现场将造斜点由设计的1300m上提至井深1280m。造斜结束时, 预测井底井斜为12.21°, 比对靶心井斜偏小2°, 方位314°, 比对靶心方位偏大3.5°。之后继续复合钻进, 在安定组基本稳斜, 有微降趋势, 钻穿安定组后井斜为11.73°, 方位314.3°;进入直罗组自然增斜, 钻穿直罗组后井斜增至16.04°, 方位左漂到308.8°;进入延安组自然降斜, 钻穿长7组后井斜降到9.12°, 方位308°;中靶后复合钻进至完钻。

该井实钻井身轨迹平滑, 预留井斜和方位基本符合地层的变化规律, 实钻靶心距11.72米, 满足设计要求, 达到了直井段、造斜段、增斜段、稳斜段一趟钻完钻的理想效果。从一开到完钻该井仅历时6.67d, 平均机械钻速33.56m/h, 纯钻利用率为41.56﹪。

在该区块施工的红河26-2、红河266、红河26-8井, 均采用了该技术, 都取得了较好效果, 屡创工区钻井周期新记录。

4 认识与结论

(1) 定向井施工中, 要认真分析总结并利用好地层对轨迹的影响规律, 以便有效控制和提高钻井效率。

(2) “PDC钻头+1.25°单弯螺杆+欠尺寸扶正器”, 配合M W D测量技术的定向技术模式, 能有效解决在该区块定向井施工中存在的井斜、方位变化幅度大, 一套钻具组合在不同层位控制效果差别大的技术难题。

(3) 该定向技术模式使机械钻速和纯钻利用率有了较大的提高, 缩短了钻井周期, 对镇泾油田的优快钻井起到积极的推动作用, 值得推广应用。

参考文献

[1]苏义脑.长半径水平井下部钻具组合的受力变形分析.水平井井眼轨迹控制, 石油工业出版社, 2000-09-27

优快钻井条件下地质录井技术研究篇3

关键词：PDC钻头,地质录井,技术改进

石油是一种重要能源, 对于我国的发展具有重要意义;随着钻进技术不断发展应用, PDC钻头已经广泛应用于油田的勘探工作中, 取得了良好的效果, 能够实现快速钻井, 但是依旧面临着许多挑战。因此, 文章针对优快钻井条件下地质录井技术的研究具有非常重要的现实意义。

1 PDC钻头的工作机理和优点分析

PDC钻头利用削尺进行地层的切削, 以此实现破碎岩层的效果, 实际上对岩层的切削是一种挤压作用, 在切削的过程中通过滑移变形把岩石变成岩屑。传统齿轮钻头和PDC钻头的工作机理不同, 牙齿钻头采用冲击破碎岩石的方式, 通常状况产生的岩屑体积相对较大, 但是PDC钻头的工作原理为切削破碎, 能够将大块的岩石破碎成体积较小的岩屑, 甚至是粉末状。PDC钻头具有钻头使用寿命长、钻井成本低、钻进速度快、安全系数高以及防止井斜等问题, 在实践应用的过程中能够有效的防止安全事故的发生。

2 PDC钻头对地质录井造成的影响分析

2.1 对岩屑采集的影响分析。

因为PDC钻头结构特征的影响, 岩屑颗粒非常小, 甚至被研磨成粉末状, 但是在实践生产的过程中需要采用40目震动筛布, 这样很容易导致出现漏失颗粒较小的砂岩, 采集到的真岩屑的含量明显低于实际值, 会对岩屑采集以及现场描述造成一定的影响。

2.2 对岩屑描述的影响分析。

由于采用PDC钻头对岩石进行破碎, 岩屑的颗粒非常小, 会对岩屑的描述产生一定的影响, 甚至还会出现因为颗粒太小, 在进行粉砂岩破碎时, 研磨后的手感、颜色等与泥岩类似, 导致出现描述错误的现象, 进而导致漏失了储层。

2.3 对地层与岩性的影响分析。

采用传统钻头进行钻进时, 通常需要利用钻时的变化对地层与岩性进行划分。而采用PDC钻头进行钻进时, 泥岩、砂岩钻时并不会产生明显的变化, 同时还会出现泥岩、砂岩钻时相反的状况, 特别是在进行螺杆的复合钻进施工是, 泥岩、砂岩钻时的差别非常小, 所以不适合采用单凭钻时划分地层与岩性的方式。

3 优快钻井条件下, 改进PDC钻头下地质录井技术的有效措施分析

3.1 改进岩屑的清洗与捞取方式。

因为PDC钻头研磨岩屑的粒度非常小, 不能采用40目的振动筛进行筛选, 而是应该采用超过80目的振动筛。如果在松软地层, 因为成岩性差、造浆容易, 岩屑的捞取应该在泥浆缓冲槽中进行;如果埋藏深度较深, 应该时刻观察振动筛的返砂状况, 然后选择相应的接砂位置, 以此保证所有新鲜的岩屑能够适量、连续的进入到接砂筒中。在进行岩屑清洗时, 应该避免采用水猛冲的方式, 而是应该严格控制水压进行缓慢的冲洗, 一边冲洗一边搅拌, 直至露出岩石的本色。

3.2 强化岩屑精细描述。

由于PDC钻头研磨岩屑的粒度非常小, 增加了现场识别与描述岩屑的难度, 需要采用一定的辅助工具进行描述, 例如, 采用电子显微镜、放大镜等, 在镜下对岩屑中不同矿物成本百分含量的变化状况进行观察, 同时对岩屑的胶结类型、胶结物进行观察, 采用近看岩性、远观颜色, 逐包观察、去伪存真的方式, 以此提高岩性描述的真实性和准确性。同时, 还应该认真落实油气显示, 严格的按照取样标准对岩屑的干、湿以及滴照进行仔细的观察, 如果PDC钻头研磨的岩屑粒度过小, 并且不能够挑选出片状的岩屑时, 必须选取刚洗净的混合样, 并将其制作成大面积的滴照, 晒干之后在观察荧光干照。在优快钻井条件下, 单位体积、单位时间内岩石破碎的非常充分, 并且破碎速度非常快, 同时还能够尽快的把岩层中的烃类物质返出, 更容易显示气测值的异常状况, 能够更加快速、准确的检测到是否存在气测值异常的现象, 为岩屑精细描述、油气显示提供了便利。

3.3 提高钻时的可利用性。

在优快钻井条件下, 采用PDC钻头进行泥岩、砂岩钻时并不会产生明显的特征, 由地层的成岩作用决定返出岩屑的特征, 则表明在PDC钻头条件下参考钻时对地层和岩性进行划分的方式也具有一定的可行性。如果埋藏深度相对较浅, 压实、成岩相对较差的地层, 钻进效率非常高, 钻时参考性也相对较差, 增加了泥岩、岩区、岩屑细小的区分难度。而随着埋藏深度的增加, 压实以及成岩作用越来越大, PDC钻头钻进施工时会表现非常明显的特征, 同时还可以利用钻时突变的界线显示地层岩性变化的分界线, 即可以利用钻时进行地层与岩性的划分。在实践应用的过程中, 不仅应该提高钻时的可利用性, 还应该根据岩屑的岩性、矿物成分等, 然后借助钻时对现场的岩性、矿物成分等进行校正。

4 结语

综上所述, 应用PDC钻头实施优快钻井的条件下, 因为PDC钻头会对岩屑描述、地层与岩性分析、岩屑采集等造成一定的影响, 会对岩性描述结果的准确性造成不良影响。因此, 为了保证岩性描述的准确性、真实性, 应该采取针对性的改进措施进行处理, 改进岩屑的清洗与捞取方式, 强化岩屑精细描述, 提高钻时的可利用性, 保证地质录井技术能够在优快钻井条件下快速、稳定的发展。

参考文献

[1]宋金鑫, 欧阳莉.优快钻井条件下地质录井技术研究[J].中国石油和化工标准与质量, 2014, (3) :63.

定向井优快钻井技术篇4

本井设计井身结构为:

直井段:12 1/4″×800m/9 5/8″×800m+8 1/2″×5140m/回填至造斜点,

水平段8 1/2″×5674.47m/7″×3500m+5 1/2″× (3500-5673m)

本井实际井身结构为:

直井段:12 1/4″×808.07m/9 5/8″×808.07m+8 1/2″×5140m/回填至造斜点

水平段:8 1/2″×5713.00m/7″×3502.99m+5 1/2″× (3502.99-5710.83m)

本井钻遇地层自上而下为新近系、古近系、白垩系、侏罗系、三叠系、二叠系、石炭系和志留系。石炭系与上覆二叠系和下伏志留系之间均为不整合接触, 自上而下可细分为灰岩段、砂泥岩段、上泥岩段、标准灰岩段、中泥岩段 (卡拉沙依组) 、角砾岩段和东河砂岩段共7个岩性段。

2 哈得11-5-2H井直导眼优快钻井技术

2.1 直导眼施工难点及重点

1) 一开表层易垮塌卡钻, 防止井壁坍塌是施工重点。

2) 二开3500m之前易井斜, 控制井眼轨迹, 直井防斜是施工重点。三叠系易泥包, PDC钻头防泥抱是难点。4274~4523m为二叠系地层, 进入二叠系20m就到纯玄武岩段, 玄武岩易垮塌, 研磨性强, 本井段的难点是扭力冲击器容易泥包, 及钻头抗玄武岩的研磨石施工重点。二叠系以下井段的优快钻井是重点。

2.2 直导眼施工技术措施

2.2.1 一开井段 (0-808.07m)

一开采用12 1/4″PDC钻头配搬土浆进行钻进施工, 重点是补充好泥浆量, 保证搬土浆充足, 无论是钻进、接单根、起下钻过程中, 均要保证井眼内泥浆量充足, 防止井塌。一开钻进至井深808.07m。

2.2.2 二开井段 (808.07-875m)

二开首先采用钢齿牙轮钻头钻穿套管附件, 进入新地层吊打超过50m, 将水泥块全部磨碎, 第一只钻头钻进至井深875m。

2.2.3 二开二叠系以上井段 (875.00-4274.00m)

采用Φ172mm北石螺杆+MS1952SS钻头。以小钻压2~4T, 转速50转, 泵压保持在23Mpa左右钻进。在钻进中合理优化参数, 一只螺杆直接到二叠系。

钻具组合:Φ215.9mm MS1952SS+Φ172mm螺杆+Φ158.8mm钻铤×1根+Φ212mm扶正器×1只+Φ158.8mm钻铤×16根+Φ127mm加重钻杆×15根+Φ127mm钻杆。

技术措施:

1) 钻进过程中严格控制钻压, 钻压不超过4t, 期间每15分钟记录一次参数, 便于观察参数的变化。

2) 每根单根钻完划眼一次, 划眼正常后再接单根。

3) 前期钻进800~1000m左右, 后期钻进24h左右短起一次, 起下钻阻卡, 主要以上下活动为主, 起钻遇卡少提多放, 下钻遇阻以上提为主, 上部地层严禁猛提猛压。

4) 控制好参数, 在2500m测斜一次, 3000m、3500m左右各测斜一次, 根据井斜变化来调节参数。3000m之后钻进采用“打五吊一”, 吊打时钻压控制在1t之内。

5) 钻头防泥包, 每次短起下, 提前1根开泵, 开泵后先将泵冲开至正常钻进泵冲, 然后再下放钻具探底。

6) 根据设计地层井深提前10m左右勤观察岩性, 若发现岩屑中出现凝灰岩, 则直接循环起钻。

7) 泥浆方面, 采用的是麦克巴的KLA-SHIELD体系, 密度控制好, 3400m之前不能超过1.12g/cm3, 3400m之后提到1.14g/cm3, 三叠系之前提到1.18~1.20g/cm3, 三叠系钻进期间观察是否有掉块, 若有掉块, 密度提到1.24~1.25g/cm3, 即二叠系允许泥浆密度的上限。在三叠系钻进前逐步加入抑制剂和润滑剂, 每班加上1t左右, 做好三叠系的防泥包工作。

8) 起钻之前, 先做短起下, 将三叠系泥岩段拉一遍, 保证井眼畅通, 正常后, 下到底将井底彻底循环干净之后再起钻。为下步使用扭力冲击器做好准备工作。

2.2.4 二开二叠系井段及二叠系以下井段 (4274.00~5140.00m)

二叠系为纯玄武岩段, 由于本井纯玄武岩段长, 钻头磨损严重, 造成机械钻速低起钻。二叠系以下井段继续采用PDC配合扭力冲击器进行提速施工。

钻具组合:Φ215.9mm UD513+扭力冲击器+Φ158.8mm无磁钻铤×1根+Φ158.8mm钻铤×1根+Φ212mm扶正器×1只+Φ158.8mm×16根+Φ127mm加重钻杆×15根+Φ127mm钻杆

技术措施:

1) 二叠系上部钻进开始钻头选用刚体钻头, 型号UD513, 下部选用U513M。

2) 选用麦克巴泥浆时, 由于麦克巴泥浆粘切低, 下部沉砂多, 长起下钻到底提前1柱接方钻杆, 开泵正常后再下放, 严禁在没有提到正常排量时下放钻具。

3) 探到井底后, 先接触井底循环冲洗钻头15~20分钟, 然后下钻压0.5T左右打钻0.5m左右井底造型之后, 再正常参数钻进。

4) 钻进参数:钻压8~12t, 转数60~65rpm, 泵冲85~90rpm, 若钻至纯玄武岩, 转数调到55rpm, 钻压在8t以内。

5) 钻进时看好扭矩和泵压变化, 扭矩异常及时调整参数。使用扭力冲击器钻进, 二叠系钻进一般钻时在15分钟左右, 纯玄武岩段在20~30分钟之间, 观察好钻时, 如果钻时超过40分钟, 则说明扭力冲击器或者钻头存在问题, 则循环起钻检查。

6) 二叠系钻进期间, 泥浆密度要控制在上限1.25g/cm3。必要时申请提高密度至1.30g/cm3。泥浆方面防塌剂要加足, 防塌剂的量要>3%。

7) 钻穿二叠系之后, 将二叠系拉一遍, 经过使用扭力冲击器的经验, 使用扭力冲击器钻穿的井眼比较规则, 而且井眼比牙轮钻穿的井眼普遍偏小。在二叠系起下钻时控制速度, 看好指重表, 遇阻不能猛提猛放, 以上下活动为主。

8) 石炭系使用扭力冲击器钻进期间控制钻压, 钻时快时钻压控制在6~8t, 钻时慢时控制在10~12t, 控制好参数, 防斜, 以防直导眼水平位移超标。

二叠系直至导眼完采用“扭力冲击器+PDC”技术。本井成功的实现了一根螺杆到二叠, 成功的应用了扭力冲击器, 克服了钻头泥包的难题。

3 哈得11-5-2H井定向及水平段优快钻井技术

3.1 定向及水平段施工难点

1) 裸眼井段长, 定向马达侧钻粘卡及拖压现象严重, 水平段钻进上提下放磨阻较大。

2) 水平段油层厚度较薄, 着陆及水平段稳平钻进难度大。

3) 定向段泥岩段造斜率不稳定, 油层钻进有较强的自然增降方位趋势

3.2侧钻及造斜井段轨迹控制

直井段侧钻采用Smith牙轮钻头+2.12度马达+Slim Pulse (MWD) 于4851m控时钻进, 由于裸眼段较长, 钻具托压及粘卡现象严重, 频繁活动导致侧钻效果降低。通过泥浆混入原油, 拖压状况有所改善。严格控制侧钻速度。钻进至4907m, 测斜井斜1.92°, 方位137.42°, 判断侧钻成功。起钻更换旋转导向工具。造斜段采用斯伦贝谢最先进旋转导向工具PD Archer (1) +Tele Scope (MWD) , 从4907m钻进到5187m, 单趟钻进尺280m, 钻进时间75.49小时, 丼斜增至80.3°。着陆段采用PD Archer旋转导向+Peri Scope+Neoscope+Tele Scope钻进, 2013年8月30日07:50钻进至5352m, 进尺119m, 由于工具时间到, 并且钻时相比同地层慢, 然后起, 顺利着陆、钻进水平段AB段。

3.3 水平段轨迹控制

水平段采用PD Archer旋转导向+Peri Scope+Tele Scope钻进由于水平段油层较薄, 地层倾角存在着一定的变化, 实际钻进过程中极易碰触上部角砾岩段。在水平段钻进过程中, 通过仪器测量值反应出井下工具扭矩波幅正常, 但是井口扭矩较大, 于是通过适当上下活动钻具, 改变钻进参数 (减小下钻压, 控制转盘转速) 等措施来保证井队设备和井下的安全。第四趟钻使用Archer顺利着陆, 进入水平段AB段。第五趟钻使用Archer一趟钻完水平段, 表现出了在哈得区块良好的造斜、降斜能力, 使得现场工程师能够很好的控制轨迹完全在油层里穿越, 顺利完成水平段钻进任务。Archer开泵时间121.53小时, 纯钻时间89.12小时, 机械钻速为4.04m/h。

3.4 定向及水平段体会及建议

1) 旋转导向工具PD Archer在哈得区块定向着陆及水平段钻进中具有无可比拟的优势。

2) 合理控制钻井参数, 减小井下工具震动及扭矩波幅以保护井下工具。

3) 定向钻进需要较好的泥浆性能、携砂性能, 是长裸眼段安全顺利钻进的关键, 也是我们成功侧钻的基础。泥浆性能好坏, 直接影响到井壁稳定以及携砂性能, 是井下安全施工的保障。

摘要：哈得11-5-2H井是哈得油田一口开发井, 在施工中优化各项技术措施, 采用一根直螺杆钻到二叠系;施工中克服了扭力冲击器容易泥包的难题, 成功的使用了两只扭力冲击器钻完直导眼。斜井及水平段成功采用斯伦贝谢地质旋转导向施工, 加快了施工进度。本井钻井周期65天, 比设计周期90天大大提前。本井优快钻井技术的总结对于本区块同类井的施工具有重要参考价值。

陇东气水平井优快钻井工程技术篇5

关键词：井漏,井塌,托压,抗高温

1 钻具组合的优化和性能评价

1.1 直井段钻具组合

1.1.1 一开用螺杆满眼钟摆钻具组合

在钻具组合选择上, 优先选择直螺杆小钟摆组合, 其次选择单弯螺杆大钟摆组合。钟摆钻具的钢性扶正器不能过小、接近钻头尺寸, 强化钟摆支点作用、更好的修正井筒。需要绕障时, 果断下小钻头 (206mm~222mm) 螺杆钻具施工。

1.1.2二开直井段钻具组合

该组合在陇东气水平井使用中、防斜效果理想, 钻至造斜点前, 井斜不超过2 度。钻进时, 单弯螺杆由于外部形式的原因, 在同等井筒环境和工作参数下, 更易疲劳损坏, 所以优先选择直螺杆组合。

1.1.3定向段钻具组合

由于钻头寿命的制约, 没有下四合一钻具的必要。

1.1.4水平段钻具组合

在庆1~11~65H1 井水平段用刚性扶正器、耐磨性好、钻具稳定性强、滑动段相对较少。121mm MWD短节以上加一定数量的加重钻杆, 进一步增加钻具的刚性, 有利于滑动时钻压的传递和工具面的稳定。

2 技术参数与工艺措施

2.1表层技术参数与工艺措施

表层封直罗, 进延安50米完钻, 上部80米左右黄土层下导管。黄土层易漏, 易塌, 洛河易漏失, 直罗易垮塌。整个过程优先解决井漏、井塌、井斜的问题, 保证井筒稳定和井身质量, 杜绝复杂, 不过分追求机械钻速。

2.1.1技术参数

钻压:黄土层10~50KN, 其他50~120 KN, 进稳定地层后钻压依井深增加, 综合井斜情况, 灵活调整;

转盘转速:50~70rpm;

排量:10~40L/S (控制泵冲或回水阀开启度) , 黄土层排量在10~20 L/S, 下部地层逐步增加排量, 若井漏及时降低排量。

泵压:2~12MPa (水眼推荐10mm~12mm) 。

2.2二开直井段技术参数与工艺措施

2.2.1技术参数

钻压:40~120KN, 依井斜的变化灵活调整。新钻头入井, 钻压不宜过高, 防复合片先期损坏, 降低钻头使用寿命。

转盘转速:50~70rpm;

排量:30~40L/S (控制泵冲或回水阀开启度) , 主要视地层渗漏情况确定, 在延安煤层及易垮塌井段降低排量。

钻头压降:2~3.5MPa。

2.2.2工艺措施

二开直井段落实主动防漏, 主动治漏, 主动防塌, 严格防斜, 平稳打快的技术思路, 落实如下工艺措施:

(1) 主动防漏、治漏。二开后发现渗漏, 及时随钻堵漏, 并在二开钻进段全程落实。钻穿延长后每次起钻前, 进行挤封堵漏, 逐步提高地层承压能力。

(2) 控制合理的排量。如果井下无渗漏, 可以在稳定不易塌井段适当开大排量, 释放机械钻速。井下有渗漏, 排量不宜过大, 并认真观察分析相同地层排量、渗漏量、同钻压转速下钻时的动态, 在排量上选取动态的平衡点

2.3二开斜井段技术参数与工艺措施

二开刘家沟下部造斜, 钻至山西山1~3 段入窗, 以甲方要求, 延伸50米左右水平段中完。山西组含煤层, 易坍塌, 刘家沟组中下部可钻性差, PDC钻头磨损严重, 钻时慢。斜井段关键是防漏, 防塌, 重点是控制井下复杂。石千峰易斜。山西夹层多, 软硬交错, 岩性多变, 对钻头损害大, 并含有薄煤层, 井斜40~60井段易形成岩屑床, 事故复杂隐患多。

2.3.1技术参数

钻压:40~100KN, 依井斜的变化灵活调整。

复合钻进转盘转速:50~70rpm;

排量:28~38L/S (控制泵冲或回水阀开启度) , 主要视地层渗漏情况确定。

复合钻进钻头压降:2~3MPa。

2.3.2工艺措施

(1) 主动防漏、治漏。如同直井段落实防漏、治漏措施。地层承压能力评价满足要求后, 不再挤封。

(2) 控制合理的排量。

(3) 钻井液转化时机要恰当, 提密度要合理。

2.4三开水平段技术参数与工艺措施

2.4.1技术参数

钻压:40~80KN, 依井斜的变化灵活调整。新钻头入井, 钻压不宜过高, 防复合片先期损坏, 降低钻头使用寿命。

复合钻进转盘转速:50~70rpm;

排量:12~18L/S (控制泵冲或回水阀开启度) , 在泥岩段降低排量, 防泥岩垮塌。

复合钻进钻头压降:1~1.5MPa。

2.4.2工艺措施

(1) 视井下情况, 均匀提密度。

(2) 滑动加润滑剂, 结合水力震荡器的使用, 以缓解滑动托压现象。

(3) 井下材料, 工具满足抗高温性能。

(4) 有效控制复杂, 预防井下事故。

3结语

3.1在工艺技术上, 首先严格落实施工方案, 在解决控制塌漏问题的基础上, 追求施工平稳可控常态化, 其次在钻头, 震荡器、钻具组合等井下工具上持续改进, 达到平稳施工、安全提速的目的。

定向井优快钻井技术篇6

为了能够提高塔河油田开发的效率, 降低钻井的应用成本, 实现油田的生产率上升的目标, 我国塔河油田开发钻井的井身结构普遍简化了, 已经由以前的四级井身结构转化为了三级结构。简化之后的井身结构的特点有很多, 比如:钻井的速度提快, 钻井的井身质量要求更高、设计的周期比较短等。但是根据不同区块, 设计的周期一般在63到75d之间。目前, 一些设计标准在钻井施工中的的技术指标比较高, 因此需要各个施工钻井的队伍熟练掌握好简化结构井的优快钻井技术, 从而适应、满足钻井市场的需求。其中, 优快钻井的技术主要包括快速钻井、井径的控制与组织管理等。

二、快速钻井技术

塔河油田因为简化结构井中一开和三开的井段比较短, 因此在钻井施工中必须严格的执行设计, 使钻井的井身质量能够得到保障。一般情况下, 钻井工程的施工速度可以提前设计, 因此在制定运行计划以及施工进度的同时需要考虑把塔河油田的二开长裸眼井段作为施工最关键的方向。在进行二开优快施工的关键技术就在于掌握好PDC钻头的使用技术以及配套的泥浆装备技术, 因为优质的泥浆也可以为钻井的井径提供有力的技术保障。

根据塔河油田的地层特点以及最近几年PDC钻头使用的经验总结以及改进, 现在的PDC钻头型号的选择基本上已经定型。PDC钻头的型号中, FS系列的钻头主要是使用了加厚爪形的PDC齿, 并且还应用了大螺旋刀翼的设计, 这样是该钻头具有防泥包技术, 也是非常适合塔河油田优快钻井的PDC钻头型号。而且经过多次的优快钻井技术的时间表明, 只要能够科学合理的使用PDC钻头, 保障优质的泥浆, 就可以塔河油田经济效益的最大化。

PDC钻头钻进技术主要是采用了定钻压井底的造型, 即:该钻井技术主要是接触到井底前排的大量冲洗, 然后使其慢慢接触到井底。一般情况下, 以 (50~60) r/min、5~10k N, 进尺是1.0m, 吧PDC钻头的牙轮钻井底模型修正为PDC模型, 另外, 如果没有异常的情况下, 可以打领眼。打领眼就是把钻铤的全部入到新钻井眼作为领眼的井段, 从而可以保证下一步在快速的钻井进程前提下, 使钻头的工作变的更稳定。打领眼的参数为:N=80~100r/min, W=10~30Kn, Q=40~35L/s。

在正常的钻井过程中, 送钻需要跟上钻压, 均匀平稳。在满钻的时候组要掌握好送钻的节奏。其中钻井的参数主要根据钻速、数据进行调整以及优选。另外, 每次PDC钻头接触到钻井底的之前, 需要将开泵达到正常的排量进行井底的冲洗, 然后以低转的钻速接触井底。如果不发生异常的情况下, 可以提高钻压转数进行钻进, 但是需要避免PDC片被冲击崩坏。

三、快速钻进技术

因为PDC钻头钻进的颗粒尺寸比较小, 钻屑的分散问题突出, 再加上钻屑多, 钻速快, 使得钻井液中的固相含量比较高, 因此很难控制。如果钻速控制不好, 就直接会影响到机械的钻速, 会严重造成井身的质量, 甚至进一步增加其性能的恶化。所以在实施PDC钻井技术之前, 钻井的固相控制在塔河油田优快钻井中也起到了关键性的作用。因此, 必须采取实际的措施来降低固相的含量, 从而可以保证接近平衡力的钻井。具体的措施由: (1) 缩短钻井中泥浆的维护处理周期, 实时进行剂胶液的补充与处理, 从而可以提高泥浆的抗污染能力, 控制钻屑的分散效果。 (2) 在塔河油田钻进过程中, 需要大量的清砂排放, 这样可以降低泥浆的无用固相的含量。但是在控制好固相和密度的基础下, 需要利用快速钻井技术来处理和维护, 合理、科学的失水, 可以间接地提高钻速。 (3) 在钻井的过程中, 固控的设备性能必须良好, 这样可以保证正常使用固控设备, 尽量控制固相的增长。

四、优快钻井技术的认识

严格组织与管理在钻井过程中的快速、优质以及安全施工中占据着重要的地位。因此, 应当将优快钻井技术的管理作为施工的重要部分。好的管理队伍不仅可以最大限度减少质量和安全的隐患, 还会缩短施工时间。具体管理组织工作为:首先, 在钻井之前的考虑要周全, 做好充分的准备, 避免开钻后出现不必要的麻烦。其次, 在钻井过程中, 安排必须合理, 有序。保证各个钻井阶段的安全性。在塔河油田的二开钻井阶段, 要把短提的工作合理安排, 尽可能在最短的时间内达到最好的提拉磨井壁的效果。同时, 三开钻井的井控是这三项井内中最安全的重点。另外, 做好各个施工单位的协调工作, 确保施工单位的连续性以及安全性。制定好施工方案并且有效、有计划的运行是至关重要的, 从而才能进行塔河油田优快钻井技术的系统管理, 提高钻井的效率。

五、结语

根据以上对塔河油田优快钻井技术的研究与实践表明, 采用钟摆的钻具组组合需要满足使用PDC的钻头钻进技术以及防斜的要求, 同时钻井参数一定要根据不同的井段科学的进行调配以及优选。在做好同步的钻井检测工作的同时还需要在技术操作方面严格把关。总之, 严密的组织管理在塔河油田钻井的快速、优质以及安全的施工工作中占据着重要的地位。

参考文献

定向井优快钻井技术篇7

1 元坝地区钻井技术难点分析

1.1 压力情况复杂

从元坝地区实钻情况来看, 纵向压力分布为常压-高压-常压[5,6,7,8]: (1) 千佛崖组及其以上地层为常压地层, 千佛崖组及部分下沙溪庙组地层有气层; (2) 自流井-须家河组地层为高压低渗、裂缝性气藏, 压力窗口窄, 漏、涌时有同层, 井下复杂问题多; (3) 嘉陵江组地层目前未钻遇较好气层, 但部分井钻遇高压盐水层。飞仙关组和长兴组地层同为一个常压压力系统, 以溶孔性气层为主, 且可钻性好; (4) 雷口坡组、茅口组和栖霞组地层有局部存在高压气层的可能。

1.2 复杂地层分布

由实钻资料得知, 元坝地区地质剖面上复杂地层较多, 钻进过程中地层不稳定, 易发生井漏、塌、斜等复杂情况, 钻井施工难度较大。影响该地区钻井速度的复杂地层主要有: (1) 剑门关组地层多存在裂缝性漏层, 且多数井上部有微出水层; (2) 上沙溪庙组地层上部的微出水层, 其承压不高, 钻井液密度超过1.90g/cm3时易漏;上沙溪庙组地层底部存在垮塌层, 空气钻井难以实施; (3) 自流井组-须家河组复杂地层有三个特点:a.油气藏多为裂缝性气藏, 压力窗口窄, 压井时易出现喷、漏同存;b.自流井组与须家河组地层的砂砾岩层可钻性极差, 机械钻速低、易发生井下故障;c.泥岩段不稳定, 易出现掉块卡钻; (4) 嘉陵江组地层多井钻遇高压盐水层, 对钻井速度造成了一定影响。

1.3 钻进事故及复杂情况

经对元坝地区已钻井进行分析, 该地区超深井平均非生产时效11.7%, 个别井甚至超过了20%, 严重影响了钻井施工进度。其故障与复杂主要分为以下几类[5,6,7,8]: (1) 钻具与钻头事故:空气钻过程中经常出现卡钻和断钻具事故, 须家河复杂层多发生钻头与卡钻事故。统计显示, 该类事故累计损失时间占该地区事故总时间的33.97%。 (2) 溢流、井漏:压力分布规律性不均衡, 溢流、井漏频繁发生, 不仅损失大量的施工时间、还损失大量钻井液造成巨大经济损失。 (3) 转浆复杂:气体钻井转换泥浆后, 多发生井下复杂, 被迫划眼甚至出现卡钻。 (4) 固井复杂与事故:地层承压能力难以准确掌握、井温高, 固井施工难度大, 固井时多发生漏失, 固井返速低、质量差, 固井复杂问题频发。

2 元坝超深井优快钻井技术

近两年来, 针对元坝地区的工程地质特点, 通过技术攻关和引入国内外先进的钻井工艺和技术, 大大提升了探区钻井技术水平, 逐步为元坝地区提高机械钻速开辟了一条合理的提速模式。

2.1 井身结构优化设计

元坝探区钻井普遍较深, 钻探茅口组的井已接近7500m, 区域的压力系统也十分复杂。优化前主要采用的是“Φ508.0mm+Φ339.7mm+Φ273.1mm+Φ193.7mm+Φ146.1mm”井身结构。该套井身结构存在下面几个方面的问题[9]: (1) Φ508.0mm导管下深浅, 不能有效封隔疏松表层及地表水, 导致导眼钻进过程中发生多次渗漏, 并严重影响了下一开次的空气钻实施; (2) Φ339.7mm表层套管下深浅, 不能有效封固上沙庙组低承压地层, 将承压能力较低的上沙庙组地层与压力较高的须家河组同时打开, 易引起井漏等复杂; (3) Φ273.1mm技术套管不能将须家河、雷口坡组的高压层位完全封固, 导致雷口坡、嘉陵江均使用高密度钻进, 增加了安全的风险, 同时受密度的限制, 许多提速措施难以实施, 钻井速度大受影响, 而且极易发生卡钻事故。

为此对元坝探区的井身结构进行了优化, 新井身结构增加了Φ508mm、Φ339.7mm套管和Φ273.1mm套管的下深, 有效封隔了复杂层位, 为实施新技术应用创造了条件。同时, 新井身结构设计“留有余地”, 如果在嘉陵江组钻遇高压层, 则可以提前下入Φ193.7mm套管, 采用Φ146.1mm尾管完井, 使得处理井下复杂情况的能力得到了提升。

2.2 钻井提速新技术

2.2.1 气体钻井技术

自2005年底首度在老君1井使用空气钻以来, 气体钻井技术已经成为探区内陆相控制井斜和提速的重要手段[10,11]。元坝陆相上部地层为白垩系以及侏罗系的蓬莱镇组、遂宁组地层, 地层厚度大;地层岩性不均, 以泥岩和石英砂岩为主, 岩性多变, 岩石坚硬, 可钻性差, 但地层相对稳定, 没有油气层, 比较适合空气钻井。白垩系下部地层普遍存在水层, 为了保证空气钻顺利实施, 井身结构设计导管下深500~700m, 采用泡沫钻井方式钻进。

结合川东北气体钻井的实践经验以及元坝地区的地层性质和井眼条件, 对元坝地区的气体钻井参数进行了优化, 如表1所示, 钻进过程中, 气体排量随井深的增加逐渐增大, 另外当出现破碎带或预测井下出水时可适当增加排量, 以保证井下安全。

针对空气钻对钻具损伤严重的特点, 空气钻实施过程中每趟钻均对钻铤及配合接头进行逐一探伤, 并通过适时调整钻井参数, 在钻具组合靠近钻头处使用双向减振器的办法, 减小跳钻对钻具和钻头的损伤, 从而保证了空气钻井的安全。考虑空气钻井安全的需要, 主要采用塔式钻具结构防斜:Φ444.5mm钻头+浮阀+Φ279.4mm钻铤×3根+831×730接头+Φ228.6mm减震器×1根+Φ228.6mm钻铤×6根+731×630接头+Φ203.2mm钻铤×8根+631×410接头+Φ177.8mm钻铤×2根+Φ139.7mm钻杆。

2.2.2 控压降密度钻井技术

元坝陆相下部地层主要钻遇下沙溪庙、千佛崖、自流井和须家河地层, 尤其自流井和须家河组为高压低产地层, 常规钻井钻井液密度高 (最高2.43g/cm3) , 机械钻速低 (平均钻速仅为0.63m/h) , 同时易出现地层漏失、压差卡钻、钻杆脱扣以及地层孔隙压力与破裂梯度之间的压力窗口狭窄而造成的既涌又漏等问题, 使非生产时间增多、井控难度加大。

高钻井液密度和较大井底压差是造成元坝地区该层段深井机械钻速低、井下复杂情况多的关键因素。压差增大容易产生压持效应, 影响机械钻速;容易压漏地层, 出现井下复杂情况, 并且在地层发生漏失过程中, 易诱发高压层产生溢流。采用液相欠平衡/控压钻井技术, 井口安装旋转控制头, 可以适当降低钻井液密度, 解决井漏或降低漏失程度, 在保证安全的前提下尽量减小“压持效应”, 提高机械钻速, 如果钻遇天然气发生气侵时可以在进行压力控制的情况下边处理边钻进。在自流井产层必须用能够压稳产层密度的钻井液近平衡钻开并钻完, 钻穿后如果气层发育状况不好, 在安全的前提下可以降低钻井液密度继续进行控压钻井作业至须家河产层顶部以上50m。

针对元坝地区陆相下部地层特点、压力状况以及井眼条件, 利用DRILLBENCH公司的钻井动态模拟软件———Dynaflodrill软件模拟计算了控压降密度钻井期间的钻井液密度参数, 如表2所示。

2.2.3 涡轮配合孕镶钻头钻井技术

元坝陆相下沙溪庙~须家河组岩性一般为砂泥岩互层, 地层软硬交错, 可钻性极差, 特别是自流井底部存在大段砾石层, 以及须家河组致密石英砂岩地层, 研磨性极强, 易造成钻头过早磨损。元坝1井在该层段钻进时平均机械钻速0.94m/h, 机械钻速最小的0.31m/h, 单只钻头进尺最低仅为4.59m。机械钻速慢、单只钻头进尺少、起下钻趟数多是导致元坝1井全井钻井速度慢、钻井周期长的最重要原因。

为了解决下部陆相地层提速瓶颈问题, 引进了孕镶+涡轮复合钻井技术, 为深井、硬地层、大尺寸井眼提高机械钻速提供了一套全新的模式。其中涡轮钻具的优点:高能量效率、高性能, 转速可以达到1444r/min, 是普通螺杆的5倍以上;工作平稳, 可以减少因为井下振动引起的损害, 如碎齿、胎体断裂、掉齿等, 延长钻头寿命;设计加工精细, 没有橡胶件, 工作寿命长, 可在井下工作400-1000h;孕镶金刚石钻头是一种自锐性钻头, 通过磨削破碎地层:金刚石镶进钻头本体内, 交叠设计可以保证钻头对井底全接触, 并且金刚石高耐磨性, 适合高转速, 对须家河组高研磨性地层比较适应, 如图1所示。其中涡轮钻具配合孕镶金刚石钻头复合钻井的钻具结构为:Φ311.2mm孕镶金刚石钻头+Φ241.3mm涡轮钻具+浮阀+Φ228.6mm钻铤×3根+731×630接头+Φ203.2mm钻铤×6根+Φ203.2mm震击器+Φ177.8mm钻铤×2根+Φ139.7mm HWDP×9根+Φ139.7mm DP。钻井参数:钻压50-130k N, 转速50-60r/min, 排量38-45L/s, 立压30-31MPa;泥浆性能:密度1.58-1.99g/cm3, 漏斗黏度55-58s。

2.2.4 螺杆配合PDC复合钻井技术

元坝地区海相地层, 地层埋藏深, 压力系数较低, 地层岩性主要是膏岩、灰岩、白云岩, 岩石抗压强度在200~400MPa之间, 抗拉强度5MPa左右, 具有高抗压、低剪切的特征, 同时岩性均质, 适合PDC钻头的使用[12]。高速螺杆与PDC钻头的配合使用与传统的低转速转盘驱动相比, 其“低钻压和高转速”的特点可以大大提高机械钻速, 缩短钻井周期, 并能有效地控制井斜和减轻对上部技术套管的磨损。

复合钻进时螺杆钻具钻井参数的选择既要考虑地层岩石的性质, 又要考虑到螺杆本身的性能, 使得PDC钻头达到最佳工作状态, 即机械钻速最快。为了实现这一目的, 钻压、转盘转速和钻井液排量必须控制在一定的范围。转盘转速控制在30~70r/min, 原则上井越深, 井眼越小, 转盘转速应越低。排量的选择在满足钻井要求的同时, 不要超过螺杆钻具允许的最大排量, 如果要求的排量太大, 可考虑选用带分流孔的空心转子螺杆钻具来解决大排量问题。

考虑到元坝地区井底温度较高 (预计150℃以上) , 推荐采用国民油井公司生产的Hemidril泥浆马达, 如图2所示, 为国民油井抗高温高效螺杆结构图。该螺杆钻具抗高温可达177℃, 最大输出扭矩20547N·m, 适用于井底高温、地层复杂的深井。其主要技术特点为: (1) 橡胶壁厚均匀, 能够减小泄漏与热量, 耐压更高, 扭矩更大; (2) 采用动力筋技术, 密封效率高, 少漏失、摩擦小, 有助于将压力转换成扭矩, 使更多功率传递到钻头, 提高机械钻速。

3 提速技术集成应用效果分析

针对元坝地区的工程地质特点, 通过开展上述优快钻井配套技术的研究, 选取了元坝10、元坝16、元坝103H、元坝124及元坝205井等5口井进行了元坝地区提速试验, 最终5口试验井平均机械钻速2.0m/h, 相比试验之前提高了26.58%, 试验井平均钻井周期331.86d, 较试验前缩短了29.4%。其中5口试验井Φ660.4mm导眼井段采用泡沫钻井技术平均机械钻速4.50m/h, 有效解决了上部大井眼携水携砂难题, 与泥浆钻相比, 单井便节约钻井周期30d以上;一开Φ444.5mm井眼段采用空气钻井技术, 平均钻进进尺2440m, 机械钻速高达10.25m/h, 相比试验之前提高了19.1%;元坝10、元坝103H井Φ311.2mm井眼自上沙溪庙组至须家河组地层采用控压降密度钻井技术, 应用井段分别为3267~4894m和3969~5075.3m, 平均机械钻速均相比试验之前提高了35%以上;元坝10、元坝124井Φ311.2mm井眼自千佛崖组至须家河组地层采用涡轮钻具配合孕镶金刚石钻头钻井技术钻进, 平均机械钻速1.19m/h, 较试验前提高了40%以上, 并且元坝124井使用孕镶+涡轮复合钻井第三趟钻创造了单只钻头钻穿自流井底部40.47m砾石层后, 仍钻进了须家河组高致密研磨地层314m的元坝地区钻井纪录;5口试验井Φ241.3mm井眼在海相地层雷口坡、嘉陵江及飞仙关组采用高效螺杆配合PDC钻头复合钻井技术, 分层机械钻速较试验前分别提高了15.4%、37.32%和73.22%。

4 结论与建议

(1) 元坝地区优化后的井身结构增加了Φ508mm、Φ339.7mm及Φ273.1mm套管的下深, 由于封隔了更多的复杂层位, 有效减少了上沙庙、自流井以及须家河地层复杂情况的发生, 同时避免了深层小井眼、小钻具施工, 使得机械钻速大幅度提高, 应对异常情况的能力大大加强; (2) 高转速的涡轮钻具配合具有高耐磨性和长寿命的孕镶金刚石钻头复合钻井技术, 能够较大幅度提高自流井、须家河地层的机械钻速及行程钻速, 是解决深井大尺寸井眼强研磨性地层机械钻速慢的有效手段; (3) 气体钻井、高转速涡轮钻具配合孕镶金刚石钻头复合钻井以及抗高温长寿命螺杆配合高效PDC复合钻井等技术针对性地解决了元坝陆相上部大尺寸井眼地层、下部自流井-须家河组高研磨性地层以及深部海相地层的技术难题, 适合在元坝地区进行深入的推广应用; (4) 建议针对元坝地区的不同地层特点, 进一步加大国产“孕镶金刚石钻头+涡轮钻具”、“高效PDC+抗高温螺杆钻具”等工具的研制与改进, 现场试验与推广应用, 以便尽快提升我国深井超深井钻井的技术水平, 同时实现显著降低钻井成本的目的。

摘要：元坝地区是中国石化川气东送工程的重要能源接替阵地。前期的钻探实践表明, 该地区地质因素复杂, 钻井过程中普遍存在溢流、井漏、垮塌等复杂和事故, 机械钻速低, 施工周期长, 严重影响了元坝地区的勘探开发进程。综合考虑元坝地区复杂的地质特点及前期钻井期间出现的复杂情况, 对元坝地区井身结构进行了优化设计, 使得处理井下复杂情况的能力得到了显著提升。通过开展气体钻井、液相控压钻井、下部陆相地层使用涡轮钻具配合孕镶金刚石钻头钻井, 以及海相地层使用抗高温长寿命螺杆配合高效PDC复合钻井等新技术的研究, 形成了一套适合元坝地区超深井提速的配套新技术体系。通过在元坝10井等5口井的超深井技术集成试验, 取得了显著的提速效果, 平均机械钻速2.0m/h, 相比试验之前提高了26.58%, 平均钻井周期331.86d, 较试验前缩短了138d。试验结果表明, 所形成的提速配套技术能够解决目前元坝地区的技术难题, 适合在元坝地区进行深入的推广应用。

关键词：超深井,井身结构优化,钻井提速,气体钻井,控压钻井,复合钻井

参考文献

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