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大位移钻井技术讲座韩志勇石油大学石油工程学院2003/09/24大位移井的基本问题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开发井。（不要打大位移探井）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2500～4473米。–2.1990年开始，美国DosCuadras油田(是距离加利福尼亚海岸9公里的海上油田)在原海上C平台和B平台上钻了9口浅层大位移井。其中，C—29井垂深293米水平位移1156米，KP＝3.95；C—30井垂深294米，水平位移1485米，KP＝5.05；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C—10井水平位移5006米，创造了1990年的世界记录。1991年钻的C—3井水平位移达到6086米，1993年钻的C—2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C—26A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WytchFarm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WytchFarm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BPAmoco公司在英国WytchFarm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PowerDrive，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：–①钻柱起钻负荷很大，下钻阻力很大；–②滑动钻进时加不上钻压，钻速很低；–③旋转钻进时扭矩很大，导致钻柱强度破坏；–④钻柱与套管摩擦，套管磨损严重，甚至磨穿；–⑤套管下入困难，甚至下不到底；–⑥导致严重的粘滑振动(Stick/SlipVibration);三.大位移井的基本问题1.管柱的摩阻摩扭问题•①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：αK=ATN(1/μ)；–改善泥浆的润滑性顶部驱动系统顶部驱动系统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WytchFarm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1～1.5°/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0.5°/30米。–据说这种曲线可使套管可下重量增加25～27%。–这实际上是一种恒变增曲率曲线。据我们研究，这种曲线的优越性并不太大。–石油大学作了大量研究。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，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•②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；–与可变径扶正器联用，增长旋转钻进时间；–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•③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：–在旋转钻井条件下，随着井斜角的增大，钻柱的拉力将减小，而扭矩将增大。–上扣要求：•上扣到最大扭矩时，台肩面上不能出现塑性屈服；•卸去卡瓦或吊卡后，台肩面上仍保持足够的弹性变形，保证连接密封；–API标准规定上扣扭矩限制：•P—螺距，m；•σs—材料的最小抗拉屈服极限，Pa；•Rt—丝扣连接段的平均半节径，m；•Rs—台肩面处的平均半径，m；•f—接触面肩的摩阻系数，一般可取0.08；•θ—螺纹牙角之半，θ等于30度；•A—公母接头的计算面积，公接头A=Ap；母接头A=AB；fRfRPATstscos21000三.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(411×410)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•④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-RotatingDrillPipeProtector）。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