水平井钻井技术介绍
水平井钻井技术介绍
水平井钻井技术第一章绪论水平井钻井技术是20世纪80年代国际石油界迅速发展并日臻完善的一项综合性配套技术，它包括水平井油藏工程和优化设计技术，水平井井眼轨道控制技术，水平井钻井液与油层保护技术，水平井测井技术和水平井完井技术等一系列重要技术环节，综合了多种学科的一些先进技术成果。由于水平钻井主要是以提高油气产量或提高油气采收率为根本目标，已经投产的水平井绝大多数带来了十分巨大的经济效益，因此水平井技术被誉为石油工业发展过程中的一项重大突破。第一节水平井的分类及特点水平井是最大井斜角保持在90°左右，并在目的层中维持一定长度的水平井段的特殊井。水平钻井技术是常规定向井钻井技术的延伸和发展。目前，水平井已形成3种基本类型，如图1—1所示。(1)长半径水平井(又称小曲率水平井)：其造斜井段的设计造斜率K＜6°／30m，相应的曲率半径R＞286.5m。(2)中半径水平井(又称中曲率水平井)；其造斜井段的设计造斜率K=(6°～20°) ／30，相应的曲率半径R=286.5～86m。水平井剖平面示意图(3)短半径水平井(又称大曲率水平井)：其造斜井段的设计造斜率K＝(3°～10°) ／m，相应的曲率半径R＝19.1～5.73m。上述3种基本类型水平井的丁艺特点和各自的主要优缺点分别列于表l—l和表1—2。大斜度井、水平井和多井底井技术的应用都有一个共同的目的．这就是降低综合成本和提高油层的开采量。对于同一尺寸的井眼，直井由于出油(气)面积比较小、其几何条件所提供的效率就比较低．而水平井几何条件所提供的效率达到最高，如图1—2和图1—3 所示。大斜度井(井斜角大于60°的井)主要适用于层状油藏。多井底井(在一个井眼内钻几口井)主要用于很厚的垂直渗透油层(具有低孔隙率和垂直裂缝的块状石灰岩)或者短半径横向引流类的井。1．天然垂直裂缝在垂直裂缝油藏中，油气完全处在裂缝中，裂缝之间的非生产底层一般为6~60m 厚，所以垂直井可能只钻到一个产层．也可能一个产层也钻不到，而水平井可以与产层垂直相交，横向钻穿若干个产层裂缝．这样就比垂直井的开采量要高得多。2．水锥和气锥1)水锥水平井可以在油层的中上部造斜，然后在生产层中钻一定长度的水平井段。水平井不仅减少水锥的可能性如图1—4 所示。2)气锥水平井的井眼全部在油砂中有助于避免气锥问题。并可以控制采收率，不致于使气锥的压力梯度过高。水平井成功地减少了水锥、气锥等有害影响。3．低渗透性地层由于固井的影响，石灰岩油藏的孔隙度和渗透率即使在短距离内也可能有相当大的变化。与此相似．砂岩油藏中内部岩层构造倾角的变化也能造成孔隙度和渗透率的变化，这些油藏水平相交可以提高产量。4．薄油层对于薄油层．通过在油层的上下边界之间钻个水平井段可以大大地增加井与油层的接触表面积。对于厚的油层则可以优先选择成本较低的直井完井方法，或者考虑应用多底井的可能性(见图1—5)。5．不规则地层平钻井已经成功地应用产开发不规则油藏。这种含油地层互不关联，孤立存在，地震测量也难以指定其准确位置．所以钻直井或常规定向井很难钻到这类油藏。然而短半径水平井可以从现有直井中接近油藏的位置进行造斜．并且可以避免可能的水锥和气锥问题。6．溶解采矿很多矿藏当今采用溶解采矿法进行开采，水平井可以提高这些矿藏开采的经济效益。7．边际构造、丛式井和加密井水平井可能适用于边际构造，为了在短期内增加总的开采量可以钻从式水平井组(见图1—6)。8．层状油层水平井采油获得的产量增量取决于油层垂直渗透率的值。在垂直与水平渗透率之比值较低的情况下，如水平纹理的油层，大斜度井的效率要远高于水平井的效率。如图1—7。9．重油产层在重油产层中、水平钻井技术具有提高产量的能力。横穿油藏的水平井既可以作为生产井也可以作为注水井。水平井具有如下的优点和应用：(1) 开发薄油藏油田，提高单井产量。水平井可较直井和常规定向井大大增加泄油面积，从而提高薄油层中的油产量，使薄油层具有开采价值。(2) 开发低渗透油藏，提高采收率。(3) 开发重油稠油油藏。水平井除扩大泄油面积外，如进行热采，还有利于热线的均匀推进。(4) 开发以垂直裂缝为主的油藏。水平井钻遇垂直裂缝的机遇较直井大得多。(5) 开发底水和气顶活跃的油藏。水平井可以减缓水锥、气锥的推进速度，延长油
井寿命。(6) 利用老井采出残余油。在停产老井中侧钻水平井较钻调整井(加密井)要节约费用。(7) 用丛式水平井扩大控制面积，减少丛式井的平台数量。(8) 用水平井注水注汽有利于水线汽线的均匀推进。(9) 用水平探井可钻穿多层陡峭的产层，往往相当于多口直井的勘探效果。(10) 有利于更好地了解目的层的性质。水平井在目的层中的井段较直井长得多，可以更多、更好地收集目的层的各种持性资料。(11)有利于环境保护；一口水平井可以替代一口到几口直井．大量减少钻井过程中的排污量。钻过水平井并取得显著经济效益的油气藏如：(1)薄砂岩油藏。(2)有底水、气顶的砂岩油层。(3)裂缝性或喀斯特洞穴型碳酸盐岩油气藏。(4)有垂直裂缝带的页岩油藏。(5)浅层未胶结砂岩沥青型稠油油藏o (6)浅层岩礁型稠油油藏。(7)储量很少的海上油藏。第三节国外水平井的发展概况和技术现状随着被誉为国际钻井3 大新技术的MWD(随钻测量仪)、技术的进步，使每年新钻成的水平井数量成倍增加，1989年这一年钻成的中长半径水平井的总数为257口(参见图1—8)。第二章水平井设计第一节水平井设计中的几个问题水平井的设计思路和基本方法是：目的层油藏地质设计—产量预测一完井方法选择一水平段设计一目的层以上的剖面设计一套管程序设计一井下工具、测量方法选择一水力参数设计与地面设备选择一经济评价。水平井设计是一个“先地下后地面，自下而上．综合考虑，反复寻优”的过程。图2—1是国外某公司给出的水平井设计流程示意图，大体反映了水平井设计过程的基本特征。一、油藏描述和精细地质设计1．对油藏进行综合的精细描述，建立水平井目的层地质模型。(1)目的层砂体预测。通过地震资料建立砂体判别模式，预测砂体分布；开展理论分析，定量确定目的层砂岩分布和孔隙度分布；划分沉积微相，预测砂体的平面分布，通过精细小层对比，分析砂岩的结构和平面变化；应用地层倾角的测井资料，预测砂体的增厚方向和延伸方向等。(2)油层顶部预测。油层顶界误差将给水平井的轨道控制带来困难，大的油顶误差会造成控制方案的改变甚至可能造成失控。有关工作主要是：利用油田的开发资料，研究目的层砂体沉积时的顶面形态，校正和确认目的层及其以上的不同油层顶面构造，确定目的层厚度和油层顶面的深度数据。（３）描述裂缝的发育特征。(4)描述储层内部物性夹层的分布特征。2．以地质模型为依据，应用油藏数值模拟技术，优化设计水平井井位参数1)确定水平井井位布置原则2)确定水平段长度和井眼直径的设计原则从理论上讲，水平段越长，井眼直径越大，水平井的采油指数(PI)就越大，产量就越高。仅对井眼直径的选值，还要综合考虑水平段的完井设计、全井的套管程序以及钻机能力等多种因素才能确定。对水平段长度，应根据砂体模型，泄油半径大小，具体的油藏开发设计要求和钻井成本，钻井和完井的工艺约束等因素综合考虑确定3)确定水平段方向确定水平段方向的基本原则就是如何获得最大的产能。对于靠天然能量开采的油藏，水平段方向最好与天然裂缝方向垂直，尽量多地穿透裂缝；而对注水开发的低渗透砂岩油藏，应综合考虑砂岩形态、天然裂缝方向、人工裂缝方向等因素，并结合油藏工程研究来确定水平段方向，二、水平井完井方法的选择目前的水平井完井可分为如下4种基本方法：(1) 裸眼完井。(2)筛孔/割缝衬管完井。(3)筛孔/割缝衬管带管外封隔器完井。
(4)衬(套)管注水泥固井射孔完井。此外还有砾石预充填完井、砾石充填完井和其他可进行选择性洗井及增产措施的选择性完井方法。⒈4种完井方法的比较1)裸眼完井法(1)费用低。
(2)没有产量损失。(3)使用裸眼封隔器可以进行增产作业。其缺点是：(1)可能造成井眼堵塞．甚至造成部分乃至全部井段报废。(2)生产控制性差。(3)修井作业困难。(4)废弃部分生产段困难。2)筛孔/割缝衬管完井法其优点是：(1)割缝或筛孔可保持油层与井眼间的可靠通道。(2)若割缝或筛孔尺寸适当可部分控制出砂。(3)在松软地层常用绕丝筛管控制出砂。(4)砾石充填筛管可以有效进行砂控。其缺点是：(1)不能控制生产。(2)废弃部分生产段困难。(3)不能进行生产测井。3)筛管/割缝衬管带管外封隔器完井法其优点是：(1)可在石灰岩裂缝地层中实现层段的隔离。(2)可隔绝水层和气层。(3)可达到部分准确的生产测井。(4)可完成部分选择性的增产作业。其缺点是由于管外封隔器同割缝衬管一道在裸眼井
中使用，很难预测和保证密封效果。4)衬(套)管注水泥固井射孔完井法其优点是：(1)在任何油层都可以有效地达到封隔作用。(2)在整个生产期间．任何时候都可以达到对原生水和气的封隔。(3)可以进行准确的生产测井。(4)能够完成选择性的增产作业或选择性生产。其缺点是水平井衬(套)管固井和射孔费用高，固井质量也较难保证。2.水平井完井方法的选择原则选择水平井的完井方法时必须考虑以下几点：(1)生产(包括产量、生产模式)。(2)生产测井。(3)生产控制。(4)预期的修井要求。(5)生产井注水、注气量的控制。(6)生产层段的废弃。(7)曲率半径对完井方法的限制。从曲率半径方面而言，短半径水平井一般只能用裸眼或筛孔剧缝衬管的完井方法，而中、长半径水平井则对4种完井方法并无限制。三、水平井靶区参数设计水平井的靶区一般是一个包含水平段井眼轨道的长方体或拟柱体。靶区参数主要包括水平段的井径、方位、长度、水平段井斜角、水平段在油层中的垂向位置以及水平井的靶区形状和尺寸即水平段的允许偏差范围。1．水平段长度设计设计方法是：根据油井产量要求，按照所期望的产量比值(即水平井日产量是邻近直井日产是的几倍)，来求解满足钻井工艺方面的约束条件的最佳水平段长度值。这些约束主要是指包括钻柱摩阻、钻机能力、井眼稳定周期及油层污染状况等因素的限制。⒉水平段井斜角确定确定水平段井斜角的设计值一般应综合考虑地层倾角、地层走向、油层厚度以及具体的勘探或开发要求。我国对石油水平井的水平段井斜角设计值的要求一般是不小于86°。在通常情况下，水平段与油层面平行，其井斜角为式中水平段设计井斜角，(°)；β油层地层倾角，(°)；依井眼方向与地层倾向的关系而定：若沿地层上倾方向，取“+”；若沿地层下倾方向，取“－”。3．水平段的垂向位置的确定油藏性质决定了水平段的设计位置。对于无底水、无气顶的泊藏，水平段宜置于油层中部；对于有底水或气顶存在的油藏，设计原则是水平段应尽量远离油水或气水界面；对于同时存在底水和气顶的油藏，应以尽量减小水锥和气锥速度为原则来确定水平段位置；对于重油油藏，为提高采收率，水平段应在油层下部，以便使密度较大的稠油借助重力流入水平井眼。4．水平井靶体设计水平井的靶体设计实质上就是要确定水平段位置的允许偏差范围，它将受两方面的限制：其一．严格控制允许偏差有利于把井眼轨道控制在最有利的地质储层内；其二，对允许偏差限制过严会加大实际钻井中井眼控制的难度，加大钻井成本。因此，在进行靶体设计时应综合考虑所钻油层的地质特性，钻井技术水平和经济成本等因素，在满足钻井目的的前提下，尽量放宽允许偏差，以降低控制难度和钻井成本。靶体的垂向允许偏差即靶体的高度，它与油层厚度及油藏形态有关，必须等于或小于油层厚度。靶体的上下边界应避开气顶和底水的影响，保证把水平段的井眼轨道限定在有利的范围内。一般来说，靶体上下边界对称于水平段的设计位置，但在有特殊要求的情况下并不必须对称．即上、下偏差可以是不等值的。靶体的宽度(即横向允许偏差)一般是其高度(即垂向允许偏差)的几倍(多为5倍)靶体的端面称为靶窗，后端面称为靶底，常见的靶体是以矩形靶窗为端面的长方体，或拟长方体，如图2—2 所示。加大靶窗的宽度，有利于降低着陆控制即中靶的难度。有时在地质设计允许的前提下，加大长方靶体两侧的方位允差，以减少在水平钻进时纠方位的麻烦，因而得到的是靶底大于靶窗的棱台形靶体。第二节水平井的剖面设计1．剖面设计要求可行的最简单造斜曲线是从造斜点井斜接近零度时开始，以单一连续的弧钻进到90井斜的单一均匀曲线。如果马达造斜钻具增斜特性的变化小于水平目标区的容许误差、那么这一设计便是最佳设计。但是，大多数马达造斜钻具增斜特性的变化性和误差都大大地超过水平目标区的允许误差。为了补偿这些变化性和误差，就有必要在造斜井段设计冲加一段调节用的斜直井段。设计造斜曲线首先要确定水平目标区。水平目标区有两种基本类型：①确定垂直深度的目标区；②确定在油藏中所在构造位置的目标区。按照水平井段靶区设计的不同要求，水平井井段的形状可分为以下几类（见图2—3）：①倾斜靶区剖面；②垂直靶区剖面；③蛇形剖面；④造位置靶区剖面。造斜曲线设计必须考虑到以下问题：①避开复杂地层造斜；②曲线末端即造斜结束时的位移最小；③造
斜井段的长度最短；④有一个调节井段以应付不理想造斜率的情况；⑤利用造斜井段的构造标记调整最终目标区的深度；⑥在目标区的容限之内；⑦轨迹要能够保证完成全部水平井段的钻进；⑧必须是允许使用所有必需的采油工具和设备的可完成井眼。某—些特定水平井的最佳造斜率取决于钻到目标区所需要的方向控制能力，以及避开在复杂地层造斜的造斜井段高度。如果只考虑造斜井段的钻进．那么最佳井眼曲率是可以达到的最高曲率。由于井眼曲率还影响着所有的后续作业，所以需要对高曲率的优点和其对以后作业的影响做出平衡。表2—1为应该考虑的若干曲率极限。剖面设计基本上是简单的几何计算。造斜曲率可以分为以下三种基本刘面类型：剖面设计基本上是简单的几何计算。造斜曲率可以分为以下三种基本刘面类型：①单曲率①单曲率——斜直剖面；斜直剖面；②变曲率②变曲率——斜直剖面；斜直剖面；③理想剖面。③理想剖面。2.单曲率—斜直剖面的设计单曲率—斜直剖面是最老、应用最为广泛的造斜曲线．见图2—4。这]类剖面的特点是，整个曲线由三段组成，造斜由上、下两个造斜率相同的造斜井段完成，中间为斜直的斜井段。这一造斜曲线的设计基础是，以工程计划中计划使用之造斜钻具的最小预计造斜率和最短斜直井段来选择造斜点和计划的造斜曲线末端的位置。在设汁中使用造斜钻具可能的最小造斜率是个关键。如果上部造斜井段的实际造斜率超过了预计的(最小)造斜率，可以调整斜直井段的长度来使下部造斜井段钻到目标区。这样就把钻到目标区的误差限制在下部造斜井段的实际与预计曲率的误差上选择适当的斜直井段长度是非常重要的．因为几乎没有能够实际保持井斜角不变的稳斜钻具组合。对高曲率井眼，更为复杂的做法是在钻斜直井段的头一到两个单根时不采用转盘钻，以防止底部钻具组合由于在高曲率的上部造斜井段内旋转而损坏。单曲率—斜直造斜曲线设计的最后一项选择是斜直井段的井斜角，最为普遍的选择之一是取45 图2—5表示了斜直线井斜角对曲率终点总位移的影响。3．变曲率—斜直剖面的设计变曲率—斜直造斜曲线的设计是为了进一步控制目标的垂直深度。典型的变曲率—斜直造斜曲线见图２—６。变曲率—斜直造斜曲线的设计方法是用上部造斜井段确定的马达造斜钻具组合的实际造斜能力，但是并不根据这一造斜率，而是利用比实际造斜率要低的预计造斜率来选择下部造斜井段的造斜点。变曲率一斜直剖面设计在垂直目标区的精度和目标区位置及方位之间提供了一个调整的范围。这个调整包括：靶区垂直深度跟造斜曲率终点位置的方位和位置对比。造斜曲率终点位置与终点方位的对比。靶区垂直深度，曲率终点位置和方位精度与费用的对比。4．理想造斜曲率剖面设计理想造斜曲率剖面就是没有斜立井段的弯曲率造斜剖面。图２—７为理想造斜曲率剖面设计方法简图。5．水平井剖面设计举例1)造斜及方位变化计算基本公式图２—８为造斜及方位变化轨迹计算图。⑵单曲率一斜直剖面设计计算举例题意：选用其造斜率为～100ft，设计最小斜直段的长度为１２０ft，倾角为，靶区倾角，靶区总垂深为9000ft。使用最小的工具造斜率设计单曲率一斜直水平井剖面。２－９为设计简图。第三章长半径水平井井眼轨道控制技术第一节水平井各种常用动力钻具的分类与结构特征图３-1表示了长、中半径水平井和井眼轨道控制作业的几种井下动力钻具的结构型式。在常规的定向井中，—般采用直动力钻具(螺杆钻具或涡轮钻具)加配小角度弯接头(弯角多在2度以下)进行定向造斜，这种钻具组合称为弯接头——井下动力钻具组合。与此不同的是，图３—1所给出的长、中半径水平井常用的动力钻具组合的结构特征是带有特殊的导向结构，如稳定器、垫块、弯壳体以及大角度弯接头等。这些水平井常用动力钻具可作如下分类。⒈按功能分类根据使用场合和主要作业功能，可分为造斜动力钻具组合和稳斜动力钻具组合，分别用于造斜井段钻进(着陆控制)和水平段钻进(水平控制)。对于长半径水平井，因其造斜率较低(K＜6度/30m)，这两种功能的钻具可采用同样的结构型式，或一台钻具组合只有两种功能：当定向钻进时，可钻出小曲率井段；当开动转盘导向钻进时，又可钻出稳斜井段和水平井段。相应的钻具结构如图３—1的D，F和B(当单弯壳休弯角较小时)；对于中半径水平井，因其造斜率较高[K＝(6°～20°)／30m]．这两种功能的钻具一般不再具有相
同的结构型式：用于造斜的钻具组合都采用定向钻进状态，其弯角值较大(弯壳体弯角值一般在1度以上)，如图３—l的B，C，E，G等。稳斜动力钻具已如上所述。2．按主机种类分类根据主机是螺杆钻具还是涡轮钻具又可把水平井常用井下动力钻具分为两类，但使用最广的是螺杆钻具。这两种钻具在导向结构方面往往差异较大：涡轮钻具因自身结构特点一般不易形成本体上的结构弯角，而且轴向结构尺寸长、故其导向部件常为偏心稳定器加同心稳定器(如图３—1中F)或垫块(图３—1中G)，也有经特殊设计的带有结构弯角短节的涡轮，但应用较少；螺杆钻具因自身的万向轴总成很容易产生弯角，故弯壳体、稳定器是其最常见的导向结构(如图３—1中B,C，D，E)，在特殊情况下也采用垫块作为导向结构(如图３一l 中G)。⒊按导向结构型式分类根据导向结构型式不同，水平井常用动力钻具可分为弯壳体动力钻具、弯接头加短直动力钻具(如图３—l中A)及偏心稳定器加直动力钻具(一般是涡轮钻具)多种。这种导向结构旨在造成钻具在井眼中的弹性变形，产生工具面和钻头侧向力，以满足定向相中、小曲率造斜的需要。图３—1中A所示的弯接头加短直钻具结构，其弯接头度数较大(一般在2°以上)，但其下的直动力钻具则要求很短(一般5m以下)，否则会因钻头偏移量(off set)过大而难于入井，同时也会降低造斜率。据资料介绍，国外某公司曾用2.5°弯接头加配3m长的短螺杆，钻出曲率为14°／30m的中半径井眼。第一节螺杆钻具的工作特性一、螺杆钻具的构成和工作原理如图３-3所示，螺杆钻具由4个部件组成，从上至下依次是：旁通阀总成；马达总成；万向轴总成；传动轴总成；其作用是把钻井液的水力能转化为机械能供给钻头，螺杆钻具是一台容积式井下动力机械⒈旁通阀旁通阀是螺杆钻具的辅助部件，它的作用是在停泵时使钻柱内空间与环空沟通，以避免起下钻和接换单根时钻柱内钻井液溢出，污染钻台，影响正常工作。旁通阀由阀体、阀芯、弹簧、筛板和阀座组成．如图３—4所示。2.马达总成马达是螺杆钻具的动力部件，马达总成实际上是由转子和定子两个基本部分组成的单螺杆容积式动力机，如图３—5所示⒊万向轴总成万向轴总成由两个元件组成：壳体和万向轴，万向袖的作用是把马达转子的平面行星运动转化为传动轴的定轴转动，同时把马达的工作转矩传递给传动轴和钻头。⒋传动轴总成传动铀总成的结构如图3—7所示。它由壳体、传动轴、上部推力轴承、下部推力轴承、径向轴承组及其他辅助零件总装组成。第三节着陆控制着陆控制是指从直井段末端的造斜点(KOP)开始钻至油层内的靶窗这一过程。增斜钻进是着陆控制的主要特征，进靶控制(着陆控制过程中的最后一次增斜钻进)是着陆控制的关键和结果，而动态监控则是着陆控制的技术手段。一、着陆控制的技术要点着陆控制的技术要点可以概括为如下口决：略高勿低、先高后低、寸高必争、早扭方位、稳斜探顶、动态监控、矢量进靶。l．略高勿低“略高勿低”集中体现了选择工具造斜率的指导思想，即为了保证使实钻造斜率不低于井身设计造斜率，为了防止因各种因素造成工具实钻造斜率低于其理论预测值，要按比理论值高10％至20％来选择或设计工具。当然也不能使造斜率高出太多，否则会给后续的钻进过程带来麻烦。2．先高后低在着陆控制中，实钻造斜率若高于井身设汁造斜率，控制人员一般总有办法把它降下来，例如，通过导向钻进方式(小弯角动力钻具并开转盘，其理论造斜率接近于零)，或通过更换造斜率低一档次的钻具组合。但是，若实钻造斜率低干井身设计造斜率，则不敢保证一定可以把下一段造斜率增上去，尤其是在着陆控制的后一阶段(大井斜区段)，这是因为所需要调整的造斜率值可能很高，而它对当前的工具是无法实现的，或即使技术上可以实现但现场并无这种工具储备。3．寸高必争着陆控制就是对”高度”(垂深)和“角度”(井斜)的匹配关系的控制，而“高度”往往对“角度” 有着某种误差放大作用. 4．早扭方位在着陆控制中，方位控制也很重要，否则很难使钻头进人靶窗。由于中曲率水平井井斜角增加较快，晚扭方位将会增加扭方位的难度。5．稳斜探顶在中、长半径水平井中，采用“稳斜探顶”的总控方案设计，是克服地质不确定度的有效方法，它保证可以准确地探知油顶位置，井保证进靶钻进是按预定的技术方案进行，提高了控制的成功率。“稳斜探顶”的条件是要在预定的提前高度上达到预定的进人角值()，这实际上
是给前期的着陆控制设置丁一个阶段控制指标。6．矢量进靶所谓“矢量进靶”，是指在进靶钻进中不仅要控制钻头与靶窗平面的交点(着陆点)位置，而且还要控制钻头进靶时的方向。7．动态监控动态监控”是贯彻着陆控制过程始终的最重要的技术手段，它包括对已钻轨道的计算描述、设计轨道参数的对比与偏差认定；对当前在用工具的已钻井眼造斜率的过后分析和误差计算；对钻头处状态参数()的预测；对待钻井眼所需造斜率的计算；对当前在用工具和技术方案的评价和决策，例如是否需要调整操作参数(钻压、工具面角、钻进状态(定向/导向)转换等)，起钻时机的选择(是否必须立即起钻或继续向下钻进多少米再起钻)等。动态监控一般是用水平井井眼轨道预测控制软件包在计算机上实施，但是轨道控制人员对着陆控制过程进行随时的抽检和监督，还是非常必要的。三、进靶分析1．确定起始点的井斜角和方位角在进靶钻进过程中要采取的措施之—就是要保持方位不致产生不希望的变化，而最好不要在进靶钻进过程中再去扭方位。2．进靶钻进的长度和所需的造斜率设进靶井段的起始点T的井斜角为如图3—8所示，靶窗高度为2h，着陆点A的井斜角(亦即水平井段的设汁井斜角)为。T点至靶中的垂增为，则进靶井段的长度⒊着陆点的靶心纵距、平差和造斜率如图3—8所示．. 第四节水平控制由于进靶既是着陆控制的结果，又是水平控制的开端，因此在制定方案时应使着陆点尽量小要靠近靶区的上限和下限，以免在水平控制的初期就可能被迫进行降斜或增斜操作。当然，对着陆点的横距也有类似要求，即不败太靠近靶窗的左方边界，以免在水中控制的初期就可能被迫进行扭方位作业。在进靶钻进中，最好不要使钻具组合的造斜率过高，这对后续的水平钻进及其他作业会带来不良影响，应当予以重视。另外需要说明，从经济方面看，在制订制方案时要尽量减少起下钻次数，尽量以较少的组合更换次数达到着陆控制要求。实现的方法可以有几种，例如设置调整段(短稳斜段)，以补偿造斜率误差；在钻进过程中调整工具面角来调整造斜率，这种对造斜率的改变实质上也属于“变更钻具组合”的广义内涵。水平控制是着陆进靶之后在给定的靶体内钻出整个水平段的过程.
一、水平控制的技术要点水平控制的技术要点可以概括为如下秘诀：钻具稳平，上下调整，到开转盘，动态监控、留有余地、少扭方位。1．钻具稳平“钻具稳平”的含意是从钻具组合设计和造型方面束提高和加强稳平能力。这是水平控制的基础。具有较高稳平能力的钻具组合可以在很大程度上减少轨道调整的工作量。⒉上下调整“上下调整”体现了水平控制的主要技术特征。在水平段中，方位调整相对很少，控制主要表现为对钻头的铅垂位置和井斜角(增降)的上下调整3．多开转盘开转盘的导向钻进状态与不开转盘的定向钻进状态相比有如下显著优点：减少摩阻，易加钻压；破坏岩屑床，清洁井眼；提高机械钻速；提高井限质量；可增加水平段的钻进长度。因此在水平段钻进少应尽量多地采用导向钻进状态方式，即应多开转盘，在水平段开转盘的进尺应不小于水平段总进尺的75%。但转盘转速应不大于60 r/min为宜。4．注意短起为保证井壁质量，减少库阻和避免发生井下复杂情况，在水平段中每钻进一段距离约50m左右，尤其是对定向纠斜井段)，应进行一次短程起下钻。⒌动态监控就是要对已钻井段进行计算，井和设计轨道进行对比和偏差认定；对钻具组合和稳平能力(导向状态)和纠斜能力(定向状态)进行过后分析和评价；随时分析钻头位置距上、下、左、右4 个边界的距离，并对长距离待钻井眼(如靶底或水平段中某一位置)做出是否需要调整井斜(上下) 和调整方位(左右)、何时进行调整(时机选择)的判断和决策等。除了在计算机上进行水平段的跟踪监控外，轨道控制人员应随时关注钻进过程，进行抽检，把握发展动态，及时作出判断和决策。6．留有余地如图3—9所示，水平控制的实钻井眼轨道在竖直平面中是一条上、下起伏的波浪线，钻头位置距靶体上、下边界的距离是控制的关键。对水平段的控制强调“留有余地”，就是分析计算这种滞后现象带来的增量，保证在转折点(极限位置)也不出靶，以留出足够的进尺来确定调整时机，实施调控。⒎少扭方位控制的方法是采用一定的工具面角定向钻进扭方位。应尽量减少扭方位的次数，而且宜尽早把方位调整好，这样即可利用靶底宽度造成的方仿允差直接钻完水平段。否则，后期的方位调整会显著加大扭方
位的度数。第五节井眼轨道控制应注意的一些问题一、测量仪器的选型及注意事项1．测量仪器造型及要求在水平钻井的着陆控制与水平控制中，一般选取无线随钻测斜仪(MWD)，以便使钻具可实现导向钻进(定向/转动两种方式)，增加可控性。在着陆控制的上部井段，也可以选用有线随钻测斜仪(如SST)，但只能以定向方式钻进。一般情况下要尽量避免采用单点测斜仪，因为一旦失控将会给后续的轨道控制作业带来很不利的影响，甚至会付出高昂的代价。2．有钱随钻测斜仪的工作原理、功能和性能有线随钻测斜仪土要有井下测量系统、地面计算机系统和绞车3部分组成。探管是井下测量系统的心脏，它主要由两套传感器(三轴磁通门和三轴加速计)、其他传感器及电子线路组成。探管的功能是测量井眼的各种参数，电户线路把各种参数变成电信号，通过单心电缆把信号输给地面计算机系统。计算机把各种电信号进行放大、译码处理，分别以数字形式直观显示在显示屏、司钻读数器和输入打印机，然后出打印机把各种井眼参数的测量结果打印出来。而计算机系统是有线随钻的控制中心．为井下仪器提供电源，监测井下仪器的工作状况，选择仪器的工作方式，测量所需的井眼参数。绞车用于起下电线(井下仪器)，电缆通过旁通接头利高压循环头进入钻杆内。表3—1示出了斯派里森公司(Sperry—Sun)SST系列有线随钻测斜仪的结构与性能指标，供读者参考。3．无线随钻测斜仪（MWD）的类型、原理与特性1) MWD的分类无线随钻测斜仪，简称MWD，由井下仪器总成、地面装备总成(接收仪表和处理系统)两部分组成。信号传输通道实现井下与井上两部分的联系与沟通。信号的传输方式可分为泥浆压力脉冲和电磁波。鉴于电磁波方式目前传输的距离受到一定的限制，所以当前用于现场作业的通常是泥浆压力脉冲方式。钻井液压力脉冲分为正脉冲、负脉冲、连续波3种。井下仪器部分有可回收式和不可回收式两种。在我国陆上、海洋钻井使用最多的有4种MWD产品：其中采用正脉冲方式的有斯派里森公司的MWD(井下仪器不可回收)和安纳聚尔(从Anadrill)公司的MWD(SLIM—1)型，井下仪器可以回收；采用负脉冲方式的有哈里伯顿(HallibMrtm)公司的MWD(BGI型，井下仪器不可回收)和原东方人—克里斯坦森(Eastman—Chistensen)公司的MWD(ACCU—TRAK)。对井下仪器的供电方式有两种：采用电池组供电(ACCU—TRAK)和采用泥浆涡轮发电机供电(如斯派里森公司的MWD))。井下电源部分组装在井下仪器总成内。2) 结构、工作原理与特性以ACCU—TRAK)。为例，MWD的井下仪器总成由顶部短节、脉冲发送器和测量传感短节、减压阀和信号传送短节、电池组和底部短节组成，组装在专用的无磁钻铤内，随钻具组合一起下井。在下井之前．测量工程师要根据轨道控制所要求的测量数据，对井下仪器总成进行特定的模式设置。在工作时，井下仪器总成将测量信号通过传输通道(对钻井液脉冲方式，传输通道就是钻柱中的钻井液流柱)发送到地面装备总成的接收部分。地面装备总成由接收仪表和计算机处理系统组成。安装在钻柱立管上的接收仪表(压电传感器)将井下传来的钻井液压力脉冲信号转化为电信号，内电缆送至控制箱内的计算机系统．进行放大、处理、译码，分别以数字形式直观显示在显示屏、司钻读数器和打印机，也可远程输送到基地数据中心。在立管上还装有询问阀(实际上是一个阻流阀)。现场工程师根据特定的时控程序，气控或手控该阀开关，发送负压脉冲至井下总成内的接收压力传感器，开始测斜工作。表3—2、表3—3分别给出了东方人—克里斯坦森MWD(AACCU—TRAK)系统的传感器性能和井下仪器的系列规格与性能；表6—7给出了斯派里森MWD系统性能数据。４．有关施工操作的注意事项为保证测量工作的正常进行，轨道控制人员应注意如下事项：(1)向测量工程师提供所需的各方面数据与参数。(2)认真了解和掌握所用的MWD的性能、特点及注意事项。(3)学习和掌握测量的操作规程、步聚、方法，能熟练地读取测量数据(如安装在司钻附近的显示仪)，以便及时判断控制状况。(4)当仪器出现不正常情况或测量信号失常时，配合测量工程师分析和寻求原因。二、钻头选型 1.水平井钻头选型特点以下列出水平井在钻头选型方面的特点，也就是选择钻头时应考虑的几个特殊问题：(1)水平井的着陆控制和水平控制井段，较多地采用并下动力钻具（其钻压值一般较低，而钻头转
速—般相对于转盘钻钻井为高)。(2)在中曲率造斜井段，要求钻头有较好的造斜性能。（3）在钻水平井段时，要求钻头具有较好的稳平能力（当以定向方式调整井斜或方位时，又往往要求有适当的造斜能力)。(4)较多地采用油基钻井液。(5)当采用MWD进行测量时，对钻头水眼尺寸及钻头水眼压降有一定的要求和限制。(6)为满足携带者屑的需要，对钻井液排量有一定的要求。因此，在水平井中较普遍地选用PDC钻头，但也常用牙轮钻头。2.钻头选型的原则和依据选型原则都是要使钻头在能完成轨道控制目标的前提下，取得最好的经济效益，而不是单纯注意钻头的价格。钻头选则的依据是：(1)地层条件。地层条件是选择钻头类型和结构的首要依据。地层条件包括地层类型、硬度、岩性(塑/脆性、研磨性、术均匀性)和层位厚度。(2)钻井方式。即：是用转盘钻进，还是用井下动力钻具钻进，后者又可分为是完全的定向钻进，还是导向钻进(定向／开转盘旋转钻进可以调整)。(3)钻井条件。钻头选型时要考虑的实际钻井条件，主要包括设备能力(机械部分与水力部分)、钻井液类型等。所选舞的钻头应与设备能力相适应．也要考虑钻井液类型的影响(如油基钻井液则优先选PDC钻头)。(4)钻井参数。钻井参数包括：钻压、转速和水力参数(排量与压力)。在水平钻井中，由于工艺要求往往对钻井参数已做出明确规定，这就要求钻头选型要与钻井参数相适应，确定钻头的切削结构、水力结构与保径尺寸。(5)邻井资料。包括邻并地质测井资料和邻井钻头使用记录。它对于钻头选型是极为重要、有效的技术参考资料，应予以足够重视。
3、PDC钻头与牙轮钻头选型指南以下给出我国江汉钻头厂的牙轮钻头PDC比钻头的迭型表格，(表3—
4、表3—5)，供读者参考。三、钻井参数选择注意事项1、钻压(1)钻压选择与钻头有关(2)钻压选择与转速有关。(3)螺杆钻具的推荐钻压值与最大钻压值对钻压选择提出了限制，最好选择推荐钻压值。(4)控制要求影响钻压选择2.转速(1)转速选择与钻头有关。(2)转速选择与钻压有关(3)井下动力钻具的特性基本上决定了转速。(4)在导向钻进方式下，转盘转速选最低挡速3、排量(1)水平井的排量主要取决于工艺需要。(2)井下动力钻具的额定排量基本上决定了工作排量。(3)排量选择与钻头有关(4)排量选择要考虑循环系统能力和地面设备的要求，防止因排量过大造成系统总压力过高。⒋压力压力选择，主要是钻头水眼压力(压降)选择，要综合考虑破岩和清洁井底要求，马达承压能力(传动轴轴承节的结构级别)和轴承受力状况，MWD的工作压力及地面设备的限制后做出决定。四、钻井操作的有关注意事项1．了解MWD功能特性，做好测量配合工作2组装钻柱组合 3 `下钻过程4．钻进过程5．起钻过程(1)起钻过程中当钻头接近技术套管时要减慢提升速度；遇卡时要采用相应措施小心处理。(2)起出钻头后，认真描述钻头作好记录。(3)严防井下落物。(4)钻具起出后进行认真检查，保证钻具随时处于安全、备用状态。第四章短半径水平井的并眼轨道控制通常人们把中短半径、短半径和超短半径水平井粗略地统称为短半径水平井。第一节第一节短半径水平井的几种常用工具短半径水平井的几种常用工具一、短半径水平井的常用工具常用的短半径水平井钻井工具基本上可以分为两大类，即地面驱动式柔性钻井系统和井下驱动的铰接肘链式马达系统。1．Eastman Chistensen公司的地面驱动型柔性钻具组合系统这一组合系统由如下4部分组成：(1)柔性铰接钻杆总成。(2)柔性弯曲造斜器总成。(3)斜向器总成。(4)铰接稳定器稳斜总成。如图4—1所示，这种柔性钻具组合由地面动力水龙头驱动柔性铰接钻杆旋转。柔性弯曲造斜器总成接在柔性铰接钻杆的下端，它由一个不旋转的柔性弯曲外壳、—个可旋转的内驱动轴及联接二考的轴承装置组成。柔性弯曲外壳是在一个预制弯曲的弯管内侧，切割成三分之二圆周的特殊形状割缝，以便具有一定的柔性以通过上部直井段，并在定向造斜时能使其下方的钻头对井壁施加—定的造斜力。内驱动轴将上部柔性铰接钻杆的施转和铀力传递给钻头，产生钻压和转矩，同时钻井液将从铰接钻柱、内驱动轴内部形成的通道流向钻头水眼。弯曲外壳外侧下方的两个垫块可形成支点并有助于产生较强的造斜力。安装在井底的斜向器起导向和辅助初始造斜作用；据资料介绍，这种柔性造斜组合可钻出曲率半径为6～12m (相应K＝9.55°一 4.77°和短半径井眼。
这种弯曲外壳在起下钻时将会造成大约4500N的钻头侧向力。用图4—l所示的铰接稳定器总成替换柔性铰接造斜器总成，将构成稳斜组合。两个稳定器均为欠尺寸稳定器。变换两个稳定器的尺寸配置可使水平井眼产生较轻微的造斜、降斜及稳斜作用。柔性铰接钻柱的作用在于使钻柱可通过弯曲的短半径井段，从而维持向前钻进。2．Eastman Christensen公司的井下驱动型铰接肘挂式马达系统该公司研制的井下驱动型铰接肘链式马达系统，可用柔性右线随钻测斜仪(柔性连接的有线测斜仪或无线测斜仪)进行实时测量和导向控制，克服了上述地面驱动型柔性钻具组合必须起下钻才能进行测量以及强度不足的弊病，因而将短半径钻井技术推进到一个新的阶段。这种井下马达系统可钻出200～300m长度的水平井段。该公司的铰接肘链式马达系统的基本结构如图４—2所示该系统采用螺杆钻具作为井下动力部件。PDC 钻头接在马达传动轴的下端。螺杆钻具的传动轴短节壳体上有一个近钻头稳定器。万向轴壳体为弯壳体，向上依次为螺杆马达、旁通阀和定向短节。在这些部件间装有特殊设计的铰链接头。定向短节以上是铰接式柔性钻杆(钻铤)或油管。它们的柔性可以使后续钻柱顺利通过前方造斜马达钻出的短半径弯曲井段。铰接式柔性钻杆(钻铤)将要进行特殊的设计和装配，以保证它们在下方马达助工具面内产生弯曲。造斜马达组合与稳斜马达组合在结构上的区别之处主要在于：前者配用造斜强的PDC钻头，采用一个螺杆马达短节，万向轴弯壳体上的弯角大；后者配用稳斜性强的PDC钻头，采用两个螺杆马达短节，万向轴壳体上的弯角小。目前这种铰接肘链式马达组合有120mm(4in)和95mm(3in)两种尺寸规格。相应的参数与尺寸如表４—1所示。3．Pre Mmg公司的井下驱动型饺接马达系统(ADM) 德国PKuLW公司在其产品ADS的基础上，推出了改进型的井下驱动型铰接马达侧系统，其结构如图４—3所示。ADM系统的基本结构与上述井下驱动型铰接肘链式马达系统相近，除采用铰接钻柱外，螺杆钻具部分也采用分段链接的方式．并配置偏心稳定器和侧钻钻头，从而构成短半径水平井造斜组合。目前这种工具主要有3种尺寸系列：120mm(4in螺杆马达)，17lmm(6in螺马达)和203mm(8in螺杆马达)；分别可钻的井眼直径：146—171mm(5—6in)，213一251mm(86一96in)．和248一311mm(9in一12 in)；相应的曲率半径可达20m、35m和65m左右。4．Sperry Sun公司的井下驱动型短半径工具系统图4—4是Spcrry Sun公司的短半径工具系统，其设计类似于上述提到的Preussag公司的ADS系统：该系统是用螺杆马达作为井下动力部件(其上接常规钻杆，不旋转)；马达以下是弯曲的铰接式传动轴，可在一个平面内产生弯曲；传动轴外壳不旋转，其中通过轴承组合装有旋转的心轴，它把轴力、马达转矩传递给钻头。钻井液是通过心轴内孔进行循环的。5．中国研制的JLZl20型井下驱动铰接肘链式短半径井下马达系统图４—5示出了由原中国石油天然气总公司石油勘探开发科学研究院研制的JLZl20型短半径马达系统。该系统包括：井下铰接造斜马达、稳斜马达以及由柔性图４—5接头与短钻铤组成的铰接钻杆组合。在马达组合的传动轴和万向铀壳体中间，有—个可调角度的铰链接头，可根据造斜率要求调整为不同单弯角度。当弯曲钻进时，用较大角度；当水平钻进时，采用较小角度，并通过调整和控制工具面，以钻出小幅度起伏的波浪式“水平井”井段。二. 中短半径水平井的常用工具中短半径水平井，通常是指井眼曲率K＞(20°一70°)/30m(相应曲率半径约为85～24m)的水平井。它介于中半径水平井与短半径水平井之间，因此所采用的工具类型是二者兼而有之：有井眼曲率
水平井钻井技术经验概述
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 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） 国外定向井发展简况
（表一）
10．井眼尺寸不受限制 11．可以测井及取芯 12．从一口直井可以钻多口水平分枝井 13．可实现有选择的完井方案 （4）．短曲率半径水平井的优缺点 优点缺点 1．井眼曲线段最短1．非常规的井下工具 2．侧钻容易２．非常规的完井方法 3．能够准确击中油层目标３．穿透油层段短（120—180米）4．从一口直井可以钻多口水平分枝井４．井眼尺寸受到限制
5．直井段与油层距离最小５．起下钻次数多 6．可用于浅油层６．要求使用顶部驱动系或动力水龙头 7．全井斜深最小７．井眼方位控制受到限制 8．不受地表条件的影响８．目前还不能进行电测 第三节定向井的基本术语解释 1）井深：指井口（转盘面）至测点的井 眼实际长度，人们常称为斜深。国外 称为测量深度（MeasureDepth）。 2）测深：测点的井深，是以测量装置 率是井斜角度（α）对井深（L?）的一阶导数。 dα Kα＝─── dL 井斜变化率的单位常以每100米度表示。 8）井深方位变化率：实际应用中简称方位变化率，?是指井斜方位角随井深变化的快慢程度，常用KΦ表示。计算公式如下： dΦ ＫΦ＝─── dL
水平井钻井技术及其在石油开发中的应用
水平井钻井技术及其在石油开发中的应用 经济的快速发展使人们对石油的需求急剧增加以及对环境保护意识的日益增强，如何高效，清洁，经济地开采地下能源已经成为目前继续解决的问题。在此情况下，水平井钻井技术应运而生。它是起源于20世纪80年代并在石油，天然气开发中得到广泛应用的一项综合技术。水平井钻井技术的发展对油井产量提高已经油田采收率提高都起到了只管重要的作用，水平井钻井技术的出现是石油钻井技术方面重大的突破。 水平井技术作为油气田开发的一项成熟，适用技术，在油气田开发中日益得到推广应用，近几年来，随着水平井工艺技术的突破性进展，综合钻井成本逐年下降，经济效益的显著提高，水平井在许多不同油气藏开发中逐步得到广泛应用。本文介绍了水平井的优点及应用范围，论述了水平井的施工技术，并结合钻井工程实例，详细说明了水平井钻井技术在石油开发中的应用，最后点出了水平井钻井技术的应用效果和存在的问题。并得出了相应的结论。 关键词：水平井，钻进工艺，攻关目标水平井钻井技术存在的问题，井眼轨迹控制，随钻测量。
第1章绪论 现在，随着经济的发展，人们对石油的需求越来越大，水平井钻井技术成为最重要的钻井技术之一。在此情况下，水平井钻进技术应运而生。它是起源于20世纪80年代并在石油、天然气开发中得到广泛应用的一项综合性技术。其目的主要是提高石油的产量，降低采油成本。并且随着MWD (随钻测量仪)、PDC (聚晶金刚石复合片钻头)和高效导向螺杆钻具的应用，水平井技术已日趋完善。 总的来说。21世纪水平井钻井技术发展的趋势是向自动化，智能化，轻便化和经济化的方向发展。 传统的公关领域，主要是为钻井施工提供实用心情的工艺技术和装备，目的是提高钻井速度，降低钻井成本。水平井是未来钻井队的主要作业方式，对水品经的研究和发展将成为我们今后的最重要的课题之一，一定要重视和完善。
论文--国内外水平井钻井技术及发展方向
职业技术学院 毕业论文 题目：国外水平井钻井技术及发展方向 所属系部：电子信息工程学院 专业：石油与天然气地质勘探技术 年月日
摘要 经济的快速发展使人们对石油的需求急剧增加，水平井钻井技术的发展对油井产量提高以及油田采收率提高都起到了至关重要的作用，水平井钻井技术的出现是石油钻井技术方面重大的突破。本文围绕水平井钻井技术的基本原理、基本概念进行了详细的介绍，对水平井钻井技术详细的了解，然后对国外水平井钻井技术的现状做了细致的分析，并在此基础上通过查资料总结出了现在国外水平井钻井技术存在的差异，使我们充分了解到国技术的差距，以便我们在今后技术改进方面有一个方向，接下来本文总结了我国现在水平井钻井技术存在的问题，并在此基础上最后给出了我国在接下来水平井钻井技术攻关目标以及研究方向。 关键词：水平井；钻井技术；水平井钻井技术差异的问题；攻关目标水平井钻井技术存在问题 目录 第一章概述---------------------------------------------------1 第二章水平井的基本概念及分类------------------------------------1 2.1水平井的基本概念---------------------------------------------1 2.2水平井的分类-------------------------------------------- 2 2.2.1按曲率半径分类（通常的分类方法）--------------------------2 2.2.2按照水平井的其他方面分类--------------------------------2 第三章水平井钻井技术的现状和趋势-------------------------------2
定向井(水平井)钻井技术概述
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
页岩气水平井钻井技术
页岩气水平井钻井技术 摘要当前我国页岩气水平井钻井施工整体表现出成本高、周期长、复杂事故多等问题。针对这些问题，本文对国内页岩气井进行了技术跟踪，归纳了当前我国页岩气水平井钻井过程中所面临的轨迹优化及控制、井壁稳定、摩阻扭矩、井眼清洁以及固井技术等难点问题。 关键词页岩气水平井轨迹控制井壁稳定摩阻 美国页岩气资源的规模化开发和商业化利用，正在改变着世界能源格局，而同为世界能源进口大国的中国，同样拥有丰富的页岩气资源。政策以及相关支持政策的陆续出台，不但表明了我国政府大力发展页岩气资源的决心，而且正在积极推进我国页岩气产业的全面、快速发展。 页岩气是指赋存于富有机质泥页岩及其夹层中，以吸附或游离状态为主要存在方式，在一定地质条件下聚集成藏并具有商业开发价值的非常规天然气。与常规天然气藏相比，页岩气储层孔隙度主体小于10％，储层孔隙为0~500nm，孔喉直径介于5~200nm，渗透率极低，一般多采用水平井并经水力压裂技术改造后进行开发。当前，公认的具备商业开采价值的页岩气藏需具备以下条件：①页岩气储集层厚度大于100ft（30m）；②富有机质页岩有机质丰富，TOC > 3 %；③成熟度Ro在1.1-1.4之间；④气含量>100ft3/t；⑤产水量较少，低氢含量；⑥黏土含量小于40 %，混合层组分含量低；⑦脆性较高，低泊松比、高杨氏弹性模量；⑧围岩条件有利于水力压裂控制。页岩气藏作为典型的连续型油气聚集，往往分布在盆地内厚度大、分布广的集“生-储-聚”为一体的页岩烃源岩地层中。页岩作为粘土岩常见岩石类型之一，是由粘土物质经压实、脱水、重结晶作用后形成的，其成分复杂，除包含高岭石、蒙脱石、水云母、拜来石等粘土矿物外，还含有诸如石英、长石、云母等碎屑矿物和铁、铝、锰的氧化物与氢氧化物等自生矿物，页岩层理构造发育，多呈页状或薄片状（图1左），并沿层理发育有大量裂隙和微裂隙（图1右），脆性高、易碎，外力击打作用下易裂成碎片，且吸水膨胀性强，长时间裸露浸泡后极易引起井壁缩径、垮塌、掉块等复杂事故。例如，四川威远-长宁构造完成的3口页岩气水平井，水平井段钻进过程多次遭遇井壁垮塌、掉块等复杂，引发卡钻、报废进尺等事故，并导致3口水平井储层段40%进尺作业占总作业时间70%以上。同时，页岩气水平井井壁失稳问题频发，不但严重影响到钻井周期、钻井成本等问题，还直接导致井身质量差、固井难度大、储层污染严重等问题，这些问题都给后续开发带来极为不利的影响。据不完全统计，截止2012年初，四川威远、长宁及云南昭通页岩气产业化示范区完钻的4口水平井，平均井深3357米，平均钻井时间118天，而北美地区井深4000~5000米，水平段1500~2000米的页岩气井钻井周期通常在15~20天，水平段钻井时间仅为5~8天。由此可见，我国相对落后的页岩气水平井钻井技术，已经成为制约我国页岩气工业快速发展的重要瓶颈。
水平井工艺技术措施
水平井技术措施 1. 侧钻 1) 直井段要保证钻直，钻进至造斜点测ESS，及时计算出井身轨迹数据，以此为依据计算设计下部施工的井眼轨道； 2) 侧钻井段要选择在井径规则、钻时较快的井段，最好是砂岩段； 3) 水泥塞要保证打实，候凝48小时以上，检查水泥塞质量。检查方法：修水泥面，试钻钻压50~80千牛，钻时不高于5~8分/单根，水泥塞质量达到上述要求后钻至侧钻点井深； 4) 侧钻用直马达加弯接头，使用MWD监测井身轨迹的变化情况，判断是否侧钻成功； 5) 严格按照推荐上扣扭矩紧扣； 6) 控制起下钻速度在15柱/小时以下； 7) 开泵前要确保已安放了钻杆泥浆滤清器； 8) 钻井参数服从马达参数，轻压，根据钻进直井段时的钻时选择控制好侧钻钻时； 9) 随时注意钻进时的返砂情况，根据返砂情况及时调整钻井参数，确认新井眼与老井眼偏离2米，新砂样达90%，可确定出新井眼，方可起钻； 10) 起钻前，充分循环至振动筛上无砂子返出； 11) 起钻后采用导向系统钻进。 2. 导向钻进 1) 严格按照推荐上扣扭矩紧扣； 2) 控制起下钻速度在15柱/小时以下； 3) 若下钻遇阻，划眼时应保证工具面是钻进该井段时使用的工具面； 4) 开泵前要确保已安放了钻杆泥浆滤清器； 5) 钻井参数参考马达使用参数； 6) 如果造斜率偏高，马达角度在2度以下可考虑采用10－30转/分以下的转速启动转盘导向钻进; 7) 如果造斜率偏低，起钻换高角度马达； 8) 工具造斜率应稍高于设计造斜率，避免因造斜率不足而起钻； 9) 实际施工过程中，应使实钻轨道尽量靠近设计轨道； 10) 根据现场实际情况，分段循环，及时短起下，保证井眼清洁； 11) 钻具倒装，原则是井斜30度以深井段采用18锥度钻杆，加重钻杆
浅谈水平井钻井工程技术的应用-工程技术论文-工程论文
浅谈水平井钻井工程技术的应用-工程技术论文-工程论文 ——文章均为WORD文档，下载后可直接编辑使用亦可打印—— 摘要：油气开发中,水平井钻井工程技术主要应用于较薄油气层、裂缝性油气藏的开发过程中。近年来,我国逐渐将油气开发重点转移到低渗透油气藏、裂缝性油气藏的开发中来,这就需要进一步加大对水平井钻井工程技术的研究力度。本研究主要探讨了油气开采中水平井钻井工程技术的现状及应用情况,并对水平井钻井工程技术的作用进行了分析,以期为我国油气开发效果的提高提供帮助。 关键词：水平井；钻井技术 水平井钻井主要通过增加地上集水建筑物、地下油气资源之间的接触面积,来达到提升石油开采效率的目的。经过几十年来的不断开发与利用,我国油气资源的储量逐渐降低,油气资源的开发难度不断上
升、开发环境日趋恶化。在这样的背景下,必须不断对油气开采技术进行创新,提高油气开采水平,避免不必要的资源浪费,实现石油行业的持续健康发展。 1水平井钻井工程技术的现状及应用情况 我国在水平井钻井方面起步相对较晚,技术水平与国外发达国家相比仍有很大的差距。但是,经过不断研究与实践,近年来,我们已经在水平井钻井方面取得了突破性的进展,技术水平得到明显提高,并在实践过程中不断改进、完善。就我国水平井钻井现阶段的情况来看,针对不同的储层及不同类型的油气藏,已经形成了有针对性的水平井[1]。实践发现,水平井钻井工程技术具有操作简单、效率高、产量高、成本低、污染少等一系列优势。水平井钻井技术在石油开采过程中的有效应用,有利于提高油气采收率、油气开采产量,还为实现不同油气藏之间的转换开发与利用提供了新的方法。随着节能降耗与绿色环保理念的不断深入人心与国家可持续发展战略的持续推进,能源短缺问题、能源供求矛盾问题越来越受关注,提高油田开发效率与质量,是现阶段石油行业面临的首要问题[2]。在这样的背景下,必须进一步加大对水
阶梯水平井钻井技术
阶梯水平井钻井技术 冯志明 颉金玲 (大港油田集团公司定向井技术服务公司,天津大港 300280) 摘要 阶梯水平井是在水平井完成第1水平靶区后,通过降斜、稳斜、增斜段的调整,进入并完成第2水平靶区井段的水平井钻井技术。该技术将水平井技术又推上了一个新的高度。使水平井的应用扩展到常规油气层,连续薄油层、断块油层等复杂油气田。文中从施工难点、优化工程设计、井眼轨迹控制3方面论述了阶梯水平井的钻井技术。列举了TZ406井、YX2P1井、LN61-H1井3口阶梯水平井的施工数据。针对TZ406井施工经过、施工要点、施工技术措施,对阶梯水平井的设计、轨道控制技术、施工难点经验、体会和认识,做了全面的论述。现场应用表明:阶梯水平井显著地增加了产量,大幅度地提高勘探开发的综合经济效益,必将成为油气田开发的重要手段之一。 主题词 水平井 导向钻井 井眼轨迹 工程设计 钻具组合 作者简介 冯志明,1966年生。1987年毕业于重庆石油学校钻井工程专业,工程师。 颉金玲,1945年生。毕业于华东石油学院,现任副经理,高级工程师。 阶梯水平井是指在一个井眼中连续完成具有一定高度差的两个或者多个水平井段,形成具有两个或多个台阶的井眼轨迹,用一个井眼开采或者勘探两个或多个层叠状油藏、断块油藏的水平井井型。利用阶梯水平井连续在这两个油层中水平延伸一定长度,节约了重复钻井的投资,增加了单井产量,可取得最佳的开发效果。 一、施工难点 1口成功的阶梯式水平井,能实现取代2口或多口水平井的开发目的,既节约投资,又能获得好的效益。常用于阶梯式水平井开发的区块具有以下特点:(1)层叠式或不整合薄油藏;(2)断块油藏;(3)上部油层断失或尖灭,存在下部可供开采的油藏。 1.目的层油层薄,区块复杂,井眼轨迹拐点多,不平滑,不利于送钻和钻压传递,控制和调整井眼轨道工作量大。着陆、阶梯过渡段控制困难。 2.对钻井装备、钻井液净化设备要求高,井眼的净化和携砂难度大,大斜度井段易形成岩屑床,造成井下复杂情况发生,需要有足够的动力,配套齐全的净化设备。 3.钻具组合、监测仪器等针对性强,技术含量高,钻柱受力复杂。 二、优化工程设计 1.优化井身剖面设计 阶梯水平井的地质设计,通常只给定AB段、CD段两个阶梯水平段的入窗窗口和目标靶区,工程设计则需要满足以下3个方面的条件。(1)满足地质对轨迹控制的要求:即中靶要求。(2)井下专用钻具、工具、仪器装备能满足设计井眼轨迹控制的要求。(3)完井电测、下套管、固井等完井工艺技术水平须满足开放要求。 阶梯式水平井,与普通水平井不同的是怎样依据地质要求,对第1水平段终点到第2水平段终点间的井身剖面进行设计。 2.优化井身结构 根据TZ406井、YX2P1井和LN61-H1井的施工技术,结合国内外其它地区阶梯水平井的施工经验、油层特点和完井方式,一般认为技套必须封固目的层以上的异常高压以及易垮塌、破碎带等不稳定地层,以保证水平井安全、快速地钻井和完井。 三、井眼轨迹控制技术 1.合理的钻具组合设计 分析近年来完成的数十口水平井资料,总结出几套适合于常规水平井和阶梯水平井施工,目前国内工艺技术和装备又能够实现的钻具组合结构。 (1)侧钻钻具组合。钻头+螺杆钻具+定向接头+无磁钻铤+MWD短节+钻铤+钻杆。该钻具组合常用于回填导眼后的侧钻井段和第1造斜井段的施工,平均造斜率达10～12(°)/30m。 (2)钻盘微转增斜钻具组合。钻头+稳定器+无磁钻铤+MWD短节+无磁钻挺+稳定器+钻铤+ 22石油钻采工艺 2000年(第22卷)第5期DOI:10.13639/j.od pt.2000.05.006
苏丹水平井钻井技术研究-石油工业论文-工业论文
苏丹水平井钻井技术研究-石油工业论文-工业论文 ——文章均为WORD文档，下载后可直接编辑使用亦可打印—— 苏丹1/2/4区水平井原设计二开准311mm井眼在1050m左右造斜，钻至1700m左右至着陆点(井斜在80°左右)，下技术套管，再水平钻进300～800m完钻。这样的设计存在如下问题：大井眼井段过长，施工后期泵压高，安全隐患较大；设备负荷重，维修时间多；大井眼机械钻速慢，影响钻井周期。针对存在问题，对井身结构进行了优化：①以前设计造斜点有时会在Jimidi泥砂岩交互层，造斜效果差。根据地层实钻资料及邻井资料，将造斜点移至泥岩稳定井段，提高了造斜效果。②技术套管从以前的1700m减少到1300m 左右，在井斜60°前下入，减轻设备负荷，缩短了钻井周期，降低了钻井成本。③随着老油区完钻井的增加，防碰问题将越来越严重，但为了尽量避免绕障而带来的施工难度，与地质人员和甲方协商，在满足地质要求的情况下，调整了地质靶点，避开障碍。 在水平段及大斜度井段，传统的钻柱结构已不再适用[2]。采用带欠尺寸扶正器的微增倒装钻具组合，将加重钻杆放置在井斜和全角变化率较小的井段，这样做减小了下部钻具的刚性，有效传递钻压和扭矩；减轻了水平段和接近水平段钻具向下井壁的压力；避免了钻杆台肩吃
入地层，摩擦阻力减小，避免了可能产生的卡钻。井斜60°以后，使用加重钻杆代替部分钻铤，简化下部钻具组合并降低了下部钻具刚性，将加重钻杆、震击器等加在30°～60°井段，减轻下部钻具重量，有利于钻具弯曲，减小摩阻，使滑动钻进加压更顺畅。确保井底获得足够的钻压，并减少黏卡的机会。钻具组合为：准127mm钻头＋准127mm 加重钻杆×2柱+准127mm钻杆×5柱+震击器+准127mm钻杆+准127mm加重钻杆9柱+准127mm钻杆。苏丹老区块内水平井目的层厚度大多在1.5～3m，应用LWD工具，将测得的数据与邻井的电测数据对比，及时进行判断，可以实时指导钻进的方向。同时，采用近钻头测量工具，减少了仪器零长，测量数据更接近井底，减小了预测误差和扭转方位的次数，施工效率更高。下入的LWD测井仪器组合为：Pulser+PSA+SEA+GR+THE+CPR。在着陆层位YabusⅥ之前，Adar和Yabus两层界面的测井曲线值有一明显变化：上部泥岩为低电阻值(1～2Ωm)和小密度(2.35g/cm3)，而下部大段泥岩为高电阻值(10Ωm)和较大的密度值(2.45g/cm3)，保证了准确找到第一个主要标志层。在着陆前15～20m左右时，根据深浅电阻率的相对变化值指导导向钻进，避免了在目标层里进行大的调整，保证了油层钻遇率。 限制苏丹水平井施工进度的主要问题是定向造斜段机械钻速低，平均机械钻速在5m/h左右，严重制约了全井的施工进度。影响施工进度的主要问题集中在两点：一是普通PDC钻头易憋钻，托压现象严重，机械钻速低；二是使用普通PDC钻头造斜时，工具面不易控制，定
第一章 定向井(水平井)钻井技术概述
第一章定向井（水平井)钻井技术概述 定向井、水平井的基本概念 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ＲyｔｃｈＦarm 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
水平井钻井技术论文
川西水平井钻井技术研究 【摘要】水平井是在定向斜井钻井技术基础上发展起来的一项钻井技术，单井增产效果明显。近年来由于水平井的大量投产，水平井技术在川西得到了较广泛的应用，通过不断研究和探索，总结出了部分川西水平井施工工艺技术。本文从川西地层钻井状况结合水平井工程难点进行分析，详细阐述了针对难点的技术措施，为今后的水平井施工提供参考。 【关键词】川西；水平井；钻井技术 一、川西地层钻井状况分析 川西地层复杂，上部地层易漏，下部地层高压，施工难度较大，下面以新场构造、孝泉构造、马井构造为例分析川西地层钻井状况：川西新场气田蓬莱镇组气藏为大型次生气藏，区块内为陆相砂、泥岩沉积，断层、裂缝不发育，新场构造地层岩石强度大、可钻性差、机械钻速低、钻井周期长，由于高压超高压地层，易出现常规钻井井涌、井漏等复杂情况。 川西孝泉构造气藏，为下覆地层通过断层裂缝向上运移而成的次生气藏，储层处高压状态，裂缝性高压气藏，往往伴随着井漏，严重时会导致井喷，并且裂缝通道的漏失安全密度窗口很窄，安全钻井液密度窗口选择困难，井控难度大。 马井构造位于川西中部，马井构造浅部地层的第四系及白垩系以种植土、砂砾层、泥岩及石膏、砾石为主。由于浅井段的砂砾层及地层界面的不整合接触在钻井过程中易发生井漏。砂砾层、泥岩与粉砂
岩及石膏夹层造成井眼失稳，极易产生井塌、掉块卡钻、下套管作业困难等情况。 二、川西水平井钻井施工难点 川西地区地质条件复杂，水平井施工风险高、易发生井下复杂情况，除设计上合理确定井身结构外，更重要的是解决施工过程中的难点问题。川西水平井施工难点主要集中表现在以下三个方面：一是轨迹控制难度大。由于水平井一般是三维靶体，井眼轨迹不仅要求进入窗口，更要求避免进入水平井段时由于钻头穿出靶体而导致的脱靶现象；摆放工具面角难度系数大。水平井斜井段不断延伸，随之井眼摩阻不断增大，导致钻具在井眼中不易转动，工具面角的摆放问题尤其表现出难度所在；控制难度系数大。因工具造斜能力的模糊性以及地质的不确定性和测量信息缺乏时效性等各种客观因素的制约，致使水平井中的水平井段控制和着陆控制难度大大增加。 二是钻柱与井眼之间的摩阻较大。受水平井造斜段井斜角的作用，井眼的弯曲程度对相应钻柱的受力具有较大的影响，并且当钻具进入水平段后，随着井眼轨迹的上下波动，摩阻越来越大，钻具拖压压风险增大。因此，确定合理的钻具组合是水平井又一施工难点。 三是井眼净化难度大。由于水平井段钻具整体躺在下井壁上，钻具与井壁的轴向摩擦和径向摩擦加大了起下钻阻力和扭矩，易造成钻具遇阻、遇卡、钻杆胀扣、脱开等井下复杂情况，大斜度井段和水平段的岩屑不易携带，易形成岩屑床，如果净化不好将导致摩阻和扭矩的增加，造成下套管和固井作业不能顺利进行，因此，加强井眼净化，
苏里格气井水平井快速钻井配套技术
苏里格气井水平井快速钻井配套技术 摘要：随着苏里格气田的不断开发，水平井规模开发已成为苏里格开发的重点。由于苏里格气田水平井钻遇气层多为薄产层，尖灭快，地质构造复杂，地质导向预测不准等原因，钻井过程中遇到许多影响因素，对钻井提速造成很大困难。结合今年水平井现场施工情况，分析了影响钻井提速的因素，提出预防措施及改进和研究方向，达到安全、快速、高效钻进的目的。 关键词:钻井提速预防措施轨迹控制钻井液 随着水平井钻井工艺技术的不断成熟，水平井开发达到了预期的效果。但是近年来的水平井钻井施工，也遇到了各种各样的情况，严重影响了钻井的施工速度，直接影响钻井效益。因此就影响苏里格气田水平井钻井提速的一些因素进行分析，以便找到钻井提速的有效措施。 2.制约提速因素 2.1.地质因素的影响 2.1.1地层稳定性差，增斜井段增斜困难，水平段稳斜困难。 2.1.2气层位置不确定性，增加了轨迹控制难度。 2.1.3地层的特殊性，地层缺失。 2.1.4地层倾角的影响，方位漂移。 2.1.5地层压实程度差，承压能力低，易发生井漏。 2.2钻井因素的影响 2.2.1水力作用的影响
排量大，对井壁冲刷严重，井径扩大率大，影响增斜、稳斜效果。 2.2.2钻井参数的影响 钻井参数不合理达不到单弯螺杆理想的造斜率。通常钻压大，转速低增斜率高，反之，增斜率则低。 2.2.3摩阻和扭矩的影响 由于水平段长、井斜角大，钻具贴于下井壁，重力效应突出，上提、下放钻具的阻力增加，钻进加压困难；钻柱摩擦阻力大、扭矩大，下部钻具易屈曲，传递扭矩困难，机械钻速大为降低。 2.2.4钻井液的影响 钻井液是钻井施工的血液，钻井液性能的好坏与地层的适应情况对钻井施工来说至关重要，甚至说钻井液性能是决定一口井成败的关键。钻井液性能差，水力清除井底岩屑的能力也大大降低，在很多情况下因岩屑不能及时清除而导致重复破碎，甚至泥包，致使钻头的机械钻速下降。严重的易发生堵水眼、缩径、掉块、井塌、油气侵、井漏、长井段的划眼、倒划等复杂情况，引起砂卡、粘卡、键槽卡钻等事故。 2.3钻井工具、仪器的因素 2.3.1钻头寿命以及钻头选型的影响 苏里格气田水平井钻遇地层多、岩性变化大。不同钻头厂家生产的不同钻头地层适应性有所不同，选型不同，寿命不同，钻井速度大为不一样。 三牙轮钻头复合增斜比较容易，返出岩屑有利地质导向辨认地
羽状水平井钻井工艺
定向羽状水平井钻井工艺 定向羽状水平井技术适合于开采低渗透储层的煤层气,集钻井、完井与增产措施于一体。其主要机理在于多分支井眼在煤层中形成网状通道,促进微裂隙的扩展,又能连通微裂隙和裂缝系统,提高单位面积内的气液两相流的导流能力,大幅度提高了井眼波及面积,降低煤层气和游离水的渗流阻力,提高气液两相流的流动速度,进而提高煤层气产量和采出程度。 一、钻井设备： 1.钻机、钻塔、钻铤和钻具。 2.造斜工具 中、长半径造斜工具（包括P5LZ165、PSLZ197、P5LZ120三种尺寸系列、多种结构规格的固定弯壳体造斜马达）和短半径造斜工具。 3.水平井测井仪器。包括钻杆输送式、泵送式两种测井仪器和下井工具,以及湿式接头和锁紧装置等。 4.射孔工具。包括旋转弹架和旋转枪身等2种高强度定向射孔枪和传爆接头。 5.完井工具。包括金属棉筛管、新型套管扶正器及其它9种完井工具 6.铰接式钻具 羽状分支水平井的井眼轨迹是空间弯曲线,既有井斜的变化又有方位的变化,通常需要在钻铤或钻杆连接处加装一个具有柔性连接的铰接式接头。这种接头具有万向节的功能,在一定角锥度范围内可以任意方向转动,同时具有密封功能。此外,采用铰接式钻具组合,最大限度降低扭矩、摩阻和弯曲应力。 7.可回收式裸眼封隔器/斜向器
斜向器是分支井钻井的关键技术工具,对分支井的钻井起着至关重要的作用,它在分支点处引导钻头偏离原井眼按预定方向进行分支井眼的钻进。煤层气钻进中的斜向器是可回收式带裸眼封隔器的,它由斜向器和封隔器两部分组成,斜向器的斜面上开有送入和回收的孔眼,用于施工作业中送入和回收斜向器,可膨胀式封隔器用于固定和支撑斜向器。 8.井眼轨道控制 由于煤层可钻性好,钻速快,单层厚度薄(3～6m),井眼轨迹控制难度大。为将井眼轨迹控制在煤层内,可采用“LWD+泥浆动力马达”或地质导向钻井技术。实现连续控制,滑动钻进,提高轨迹控制精度,加快钻进速度。同时要避免井眼轨迹出现较大的曲率波动。钻进中尽量避免大幅度变动下部钻具组合结构、尺寸和钻进参数,并控制机械钻速在一定范围内变化,防止井眼出现小台肩现象。 9.其它工具和装备。例如专用取心工具、无磁钻挺、纺锤形稳定器等多种工具和装备。 二、材料： 钻井液：油基钻井液、水基钻井液、无土相钻井液和气基钻井液。 套管等。 三、工艺流程： 1.煤层气羽状水平井完井方法 分支井作为水平井与定向井的集成与发展，其技术难点不再是钻井工艺技术而是完井技术。同水平井及直井相比，分支井完井要复杂的多，主要是分支井根部的连接密封以及分支井眼能否再次进入的问题。目前，国外分支水平井的完井方法主要有三种：裸眼完井、割缝衬管完井和侧向回接系统完井。裸眼完井较为常见，但易出现井壁坍塌等问题。割缝衬管完井虽然能克服这一缺陷，但安装比较困难。如果水平段的岩性比较硬可用裸眼完井或割缝衬管完井，一般较软岩石可用水平井回接系统完井。实际操作中，可根据具体情况进行设计对于煤层气定向羽状分支水平井的完井方式，工艺较简单。如要采用裸眼完井，直接投产。2.钻出工艺 目前国外主要采用以下四种方法钻出分支井： 1）开窗侧钻
水平井钻井技术难点及对策分析
水平井钻井技术难点及对策分析 致密砂岩油气藏、页岩油气藏正成为我国油气勘探开发的主流和热點，这些非常规油气资源只有通过水平井开采才能获得更好的经济效益，随钻地质导向在水平井钻井过程中发挥重要的作用。文中对水平井地质导向技术现状进行了介绍，分析了录井地质导向技术存在的难点，并针对性的提出了相应的技术对策，对提高水平井油层钻遇率具有一定借鉴意义。 标签：水平井；钻井技术 前沿 油气田的开发过程中，水平井的钻井技术能够数倍提高油气的产量，效果突出。因此，在油田开采建设中，水平井钻井技术得以迅猛发展，施工技术水平也日渐成熟和完善，在很大程度上已成为油田高效勘探开发的关键技术之一。在薄油气田和浅层油田的开发建设上，水平井钻井技术可以大大提高油井产量，提高油田的采收优率，取得了良好的经济效益。由于水平井钻井的技术含量较高，开采施工过程难度较大。在实际应用过程中也存在诸多问题，分析如下。 1 水平井采收率的影响因素分析 气层厚度对采收率的影响。通过研究，我们发现在各向异性比为1，地层损害忽略不计，同时气体性质和地层温度都相同的情况下，水平井采收率与气层厚度成反比例关系，即气层厚度减小时，采收率增加。反之亦然。研究表明，宜选择气层厚度相对较小的水平井进行天然气的开采。 井段长度对采收率的影响。水平井采收率与井段长度成正比，产量随井段长度的增大而增加。所以水平井通常比垂直井的采收率要高。 各向异性对采收率的影响。各向异性表现在水平和垂直方向渗透率不相等。研究发现，水平井采收率各向异性比（水平渗透率与垂直渗透率之比）成反比，即随着各向异性比增加，油气藏垂直方向渗透率减小，采收率随之减小。所以垂直裂缝油气藏用水平井开采的效果相对于垂直井开采较好。 水平井在油气藏中的位置及地层损害对采收率的影响。水平井位置影响采收率的实质是偏心距（水平井与井中心距离），呈“倒U”趋势，当水平井位于气井中部时，有最大采收率。同时，当水平井长度一定时，随地层损害程度的增加，采收率降低，应注重储层保护，避免过度损失。 2 水平井钻井技术存在的问题分析 2.1 水平井钻井专业技术人员队伍水平还需提高
水平井钻井技术介绍
水平井钻井技术介绍 水平井钻井技术第一章绪论水平井钻井技术是20世纪80年代国际石油界迅速发展并日臻完善的一项综合性配套技术，它包括水平井油藏工程和优化设计技术，水平井井眼轨道控制技术，水平井钻井液与油层保护技术，水平井测井技术和水平井完井技术等一系列重要技术环节，综合了多种学科的一些先进技术成果。由于水平钻井主要是以提高油气产量或提高油气采收率为根本目标，已经投产的水平井绝大多数带来了十分巨大的经济效益，因此水平井技术被誉为石油工业发展过程中的一项重大突破。第一节水平井的分类及特点水平井是最大井斜角保持在90°左右，并在目的层中维持一定长度的水平井段的特殊井。水平钻井技术是常规定向井钻井技术的延伸和发展。目前，水平井已形成3种基本类型，如图1—1所示。(1)长半径水平井(又称小曲率水平井)：其造斜井段的设计造斜率K＜6°／30m，相应的曲率半径R＞286.5m。(2)中半径水平井(又称中曲率水平井)；其造斜井段的设计造斜率K=(6°～20°) ／30，相应的曲率半径R=286.5～86m。水平井剖平面示意图(3)短半径水平井(又称大曲率水平井)：其造斜井段的设计造斜率K＝(3°～10°) ／m，相应的曲率半径R＝19.1～5.73m。上述3种基本类型水平井的丁艺特点和各自的主要优缺点分别列于表l—l和表1—2。大斜度井、水平井和多井底井技术的应用都有一个共同的目的．这就是降低综合成本和提高油层的开采量。对于同一尺寸的井眼，直井由于出油(气)面积比较小、其几何条件所提供的效率就比较低．而水平井几何条件所提供的效率达到最高，如图1—2和图1—3 所示。大斜度井(井斜角大于60°的井)主要适用于层状油藏。多井底井(在一个井眼内钻几口井)主要用于很厚的垂直渗透油层(具有低孔隙率和垂直裂缝的块状石灰岩)或者短半径横向引流类的井。1．天然垂直裂缝在垂直裂缝油藏中，油气完全处在裂缝中，裂缝之间的非生产底层一般为6~60m 厚，所以垂直井可能只钻到一个产层．也可能一个产层也钻不到，而水平井可以与产层垂直相交，横向钻穿若干个产层裂缝．这样就比垂直井的开采量要高得多。2．水锥和气锥1)水锥水平井可以在油层的中上部造斜，然后在生产层中钻一定长度的水平井段。水平井不仅减少水锥的可能性如图1—4 所示。2)气锥水平井的井眼全部在油砂中有助于避免气锥问题。并可以控制采收率，不致于使气锥的压力梯度过高。水平井成功地减少了水锥、气锥等有害影响。3．低渗透性地层由于固井的影响，石灰岩油藏的孔隙度和渗透率即使在短距离内也可能有相当大的变化。与此相似．砂岩油藏中内部岩层构造倾角的变化也能造成孔隙度和渗透率的变化，这些油藏水平相交可以提高产量。4．薄油层对于薄油层．通过在油层的上下边界之间钻个水平井段可以大大地增加井与油层的接触表面积。对于厚的油层则可以优先选择成本较低的直井完井方法，或者考虑应用多底井的可能性(见图1—5)。5．不规则地层平钻井已经成功地应用产开发不规则油藏。这种含油地层互不关联，孤立存在，地震测量也难以指定其准确位置．所以钻直井或常规定向井很难钻到这类油藏。然而短半径水平井可以从现有直井中接近油藏的位置进行造斜．并且可以避免可能的水锥和气锥问题。6．溶解采矿很多矿藏当今采用溶解采矿法进行开采，水平井可以提高这些矿藏开采的经济效益。7．边际构造、丛式井和加密井水平井可能适用于边际构造，为了在短期内增加总的开采量可以钻从式水平井组(见图1—6)。8．层状油层水平井采油获得的产量增量取决于油层垂直渗透率的值。在垂直与水平渗透率之比值较低的情况下，如水平纹理的油层，大斜度井的效率要远高于水平井的效率。如图1—7。9．重油产层在重油产层中、水平钻井技术具有提高产量的能力。横穿油藏的水平井既可以作为生产井也可以作为注水井。水平井具有如下的优点和应用：(1) 开发薄油藏油田，提高单井产量。水平井可较直井和常规定向井大大增加泄油面积，从而提高薄油层中的油产量，使薄油层具有开采价值。(2) 开发低渗透油藏，提高采收率。(3) 开发重油稠油油藏。水平井除扩大泄油面积外，如进行热采，还有利于热线的均匀推进。(4) 开发以垂直裂缝为主的油藏。水平井钻遇垂直裂缝的机遇较直井大得多。(5) 开发底水和气顶活跃的油藏。水平井可以减缓水锥、气锥的推进速度，延长油
新版河南油田水平井钻井技术模板
水平井钻井技术 班级: 油工61208班姓名: 侯宁宁 学号: 60207 序号: 08
水平井钻井技术 摘要: 近几年, 水平井钻井技术在我油田得到了快速发展, 施工技术逐步完善和成熟, 已成为油田实现高效勘探开发的重要技术手段, 特别是在薄油气藏和浅层油气藏开发方面取得了较好的经济效益, 本文对河南油田水平井钻井技术从合作、试验探索、发展到逐步走向成熟的过程进行了分析总结, 汲取施工过程中的经验与教训, 从水平井的设计、现场轨迹控制、井下复杂情况的预防等方面进行总结, 对水平井技术的进一步发展和完善提供有益的经验。 关键词: 水平井、轨迹控制、薄油气层、经验与教训 水平井一般是指井斜大于85o且在产层内钻进一段”水平”井段的特殊形式的油气井, 水平井技术于20世纪20年代提出, 40年代付诸实施, 80年代相继在美国、加拿大、法国等国家得到广泛工业化应用, 并由此形成一股研究、应用水平井技术的高潮。如今, 水平井钻井技术已日趋完善, 由单个水平井向整体井组开发转变, 并以此为基础发展了水平井各项配套技术, 与欠平衡等钻井技术、多分支等完井技术相结合, 形成了多样化的水平井技术。 近年来, 水平井总数几乎成指数增长, 全世界的水平井井数为4.5万口左右, 主要分布在美国、加拿大、俄罗斯等69个国家, 其中美国和加拿大占88.4%。在国内, 水平井钻井技术日益受到重视, 在多个油田得以迅速发展, 其油藏有低压低渗透砂岩油藏、稠油油藏、火山喷发岩油藏、不整合屋脊式砂岩油藏等多种类型, 石油剩余资源和低渗、超薄、稠油和超稠油等特殊经济边际油藏开发的低本高效, 是水平井技术发展的直接动力。 当前, 国外水平井钻井成本已降至直井的1.5至2倍, 甚至有的水平井成本只是直井的1.2倍, 而水平井产量是直井的4至8倍。国内塔中4、塔中16油
水平井钻井技术概述
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）