超长水平井及丛式水平井钻井技术
超长水平井及丛式水平井钻井技术
1. 钻超长水平井的技术挑战
1）井眼清洁；
2）高摩阻扭矩，需要高抗扭抗拉和耐压钻杆；
3）大斜度长裸眼稳斜段，套管的安全顺利下入；
4）平台设备能力配套与常规井差别，常规超深井考虑钻机的动力和提升载荷能力，而超长水平井侧重考虑水力和顶驱输送扭矩能力；
5）井斜大，裸眼段长，井眼侵泡周期时间长，影响井壁稳定性；
6）普通井的经验很多不适合超长水平井，超长水平井一旦出现失误，惩罚比普通井严重；
7）储层埋藏深度不确定性和仪器精度误差对钻井轨迹调整影响；
8）钻杆伸缩性大，在接近完钻深度只能单根钻，对复杂情况处理活动空间小。
井眼清洁；
井眼清洁在超长水平井中是个很关键的因素，制约超长水平井延伸能力。斜井清洁跟直井区别很大，至少需要比直井很长的循环周时间，而且在程序方法处理上也大大不同，随着井斜的增加，井眼清洁难度加大，岩屑上返更加困难，需要循环时间更长。
一．影响井眼清洁因素：
⑴井眼大小 ⑻岩屑尺寸
⑵钻杆尺寸 ⑼滑动定向比例
⑶排量 ⑽钻井速度
⑷转盘转速 ⑾井壁稳定性
⑸泥浆流变性 ⑿岩屑分散性
⑹井眼轨迹
⑺泥浆环空流态
二．井眼清洁原理
井眼清洁有两种方式，一从井眼机械直接运除出来，二通过分散，岩屑溶解在泥浆，这对于大尺寸浅表层采用海水钻就利用这个原理，边钻边造浆，把分散的岩屑带至地面直接排海，间隔打高粘把有颗粒形状的岩屑返出，达到井眼清洁。
a) 钻具的转速是井眼清洁的关键因素
在斜井中，井眼高边高速流体清砂作用象传送带，岩屑沉至井眼底边低速层，最终降至井眼底边形成岩屑床，中间岩屑运移长短的距离与井斜角度、排量、转速、流体的流变性及泥浆比重相关，岩屑运移传送带速度与排量相关。
钻具转速扮演在高角度井眼清砂关键因素，因为活动流体处于井眼高边，钻具和岩屑都倾向于井眼底边，通过钻具机械的搅动，将岩屑搅起至传送带上，且钻具的搅动，在钻具上会产生牵引力，部分岩屑也会伴随钻具转动螺旋上升，通过这两者的作用将岩屑带至地面，而钻具转速由井眼大小和单位进尺快慢决定，在12-1/4"、17-1/2"井段至少需要120RPM，8-1/2"井段需要70RPM以上，但高齿轮传送带仍需要钻具转速达到120RPM以上，钻具钻速越高，在钻具周围牵带岩屑越多，超过钻具接头的高度，另外使流体原自由流动高速通道变窄，产生紊流，进而搅动岩屑床，利于清砂，但这种高转速当时也许只将部分岩屑带出来，井眼干净仍需要长时间循环和倒划眼短起下等措施，这在后面小节论述。基于高转速清砂原理设计了清砂工具如带螺旋流道翼的钻杆，破坏岩屑床，更易将岩屑搅至传送带上，使清砂更好。关于在钻柱使用此类钻杆存在误区，不是只是使用一两根的问题，必须有足够的数量，因为它只是比普通钻杆稍好，在其的上部，相比普通钻杆，只是整体岩屑沉下来的距离稍远点。
b) 排量对清砂影响
排量对清砂是有作用的，岩屑毕竟经过泥浆的流动携带至地面，排量太低使得所谓携砂传送带过于狭窄，这样井眼环空很大空间被非激态泥浆占据，因此即使钻具的搅动，将岩屑搅离低边，但很难进到传送带，进到传送带也易从中掉离，因此井眼很难清洗干净，但对于小井眼8-1/2"，因钻杆和井眼间隙相对较小，井眼相对较易清洗干净。而在井眼上部的隔水套管，钻柱与套管间隙大，环空返速很低，岩屑很难上返，因此需要很高的排量，排量高造成系统的整个压耗过高，超过设备承受力，因此需在隔水管底部环空，与地面泵构成另外循环回路，通过单独泵适当提高隔水管清砂排量。
c) 井段井眼排量和转速参考要求
①17-1/2"井眼 150-180 rpm 1200-1500
gpm
②12-1/4"井眼 120-180 rpm 800-1000
gpm
③9-7/8"井眼 120-150 rpm 450-650 gpm
④8-1/2"井眼 至少》70 rpm，最好》120 rpm 350-500 gpm
高摩阻扭矩，需要高抗扭抗拉和耐压钻杆；
关于超长水平井摩阻扭矩认识归纳如下：
①对于高角度，垂深浅的井：高摩阻和低有效悬重会限制钻井深度，在无悬重或负悬重情况下，钻具必须通过旋转下到井深；
②垂深深的超长水平井：由于钻柱的负荷使钻井深度不会太深，因为下部钻具重量越重，旋转扭矩越大，超过钻柱的强度；
③S型剖面的超长水平井：如果井眼平滑缓降，井段不长，对钻柱摩阻扭矩影响不大，但对于降至井斜很小的井，因悬挂着有效钻具重量，会产生较高的摩阻扭矩；
④低角度井：摩阻一般不存在问题，滑动定向比较容易，但扭拒很高和套管磨损成为问题焦点；
⑤中角度井：结合高角度和低角度特性，摩阻比扭矩也许显得更关键，扭矩则为不定因素；
⑥高角度井：摩阻扭矩都很重要，如下部钻具重量重可能会产生高扭矩，因此在钻具组合上用加重钻杆代替钻铤，并控制一定数量，尽可能少加，在钻柱上采用复合钻柱和倒装钻具。
（b）钻具屈曲
钻具在井眼里由于受压而发生弯曲，在大尺寸井眼、小角度井，小的钻具刚性很容易发生受压失稳产生弯曲。高角度井难发生钻具弯曲，但不是不可能，在其稳斜段和直井段如钻具受压也会发生弯曲，在造斜段由于钻柱的弯曲应力存在使此段钻具弯曲更为困难。弯曲形态分正弦弯曲和螺旋弯曲。
（1）正弦弯曲：是钻柱发生弯曲的第一形态，也称蛇行弯曲，但由于钻具重量，钻具只在低边发生屈曲，但屈曲的钻具没有触及高边井眼的井壁，在钻井中不利因素影响钻压有效传递，在钻井中导向马达经常性发生制动，工具面不易控制。
（2）螺旋弯曲：钻柱发生二次弯曲形态，钻柱压缩象弹簧，充满整个井眼，由于井壁支点支撑消耗了钻压的传递，发生钻具自锁。
因钻具弯曲力远低于钻具材质的屈服值，因此钻具是可以受压弯曲的，不是不可以，但只局限于钻具静止状态，因为钻具旋转发生弯曲，产生交变应力使钻具很快发生疲劳破坏。对于钻具弯曲有害影响，可采取以下有效措施：
（1）采用尺寸大的刚性强的高强度钻杆；
（2）倒装钻具；
（3）在关键井段加强此处钻具的刚性；
（4）减小摩阻，提高泥浆的润滑性，使用减阻设备；
（5）采用旋转导向钻具代替常规导向马达；
（c）摩阻扭矩计算模型计算。
摩阻扭矩现在可以采用计算机软件理论计算，算法建立在普通的力学数学模型上，可以跟现场数据互动，通过现场数据可对软件输入数据进行校定。摩阻扭矩计算假设钻具两种形态：柔索模型和刚性模型。大多数模型计算都假设柔索模型理论计算，不考虑钻具的刚性和几何形态。
井眼剖面类型
以下为超长水平井眼剖面类型的几种选择：
1）直增稳剖面：适度的稳定造斜率（2.5º-3º/30m），减少稳斜角度和斜深。主要使用于垂深、12-1/4"井段的水力因素受限，没有浅层稳定性问题的井；
2）双增剖面：一般增斜至中间角度（如50º），稳斜，然后增至最终角度，这样设计使表层套管以合适井深下入复杂层段以下。这种剖面与拟悬链剖面比较，减少稳斜角和钻井井深；
3）拟悬链剖面设计；拟变曲率增斜最初解决表层井眼不稳定的问题，降低造斜段扭矩，但会增加稳斜角和完钻钻井斜深；
4）S型剖面设计：不利方面增加上部井段中间稳斜角，很可能造成钻下部地层钻具无悬重。在最后产层井深降低角度穿越主要从以下角度考虑：
a）减少产层地质垂深和测量仪器精度不确定性影响；
b）降低产层或深部地层作业风险；
c）在产层段减少泥浆比重；
d）减少可钻性差的地层钻入层段
e）如果深度根据垂深确定的话，可以减少整个井深；
5）三维水平井设计：根据地质和储层特殊要求设计。
超长水平井套管的下入程序
超长水平井由于摩阻大，特别在井身质量差的情况下，很早就可能将套管柱悬重放空，即使加上顶驱悬重，套管仍可能下不到底，因此在超长水平井要使用一些特殊的技术，如漂浮套管技术、套管柱加滚轮减阻器、套管倒装技术等帮助套管下入，套管倒装技术在普通定向井中也常用，下7"筛管，用钻杆送，在直井段使用部分钻铤代替部分钻杆，这就是倒装技术，同样将轻的套管放在下面，上面使用重的套管，属于套管串的倒装。以下着重介绍套管漂浮技术，这种技术只能局限于9-5/8"套管或更小尺寸的套管，特别适合相对垂深较浅的超长水平井。
a）套管漂浮技术定义
在套管前段不灌浆或注入空气或填充比管外环空泥浆比重轻的泥浆或其他液体，使前段套管在管外泥浆的浮力悬浮下，减少与井眼井壁接触，减少下入摩阻，这就是套管漂浮技术。由于前端套管空着或填充比重相对轻的泥浆，造成管内外静液柱差，加上下套管的激动压力，很可能将套管挤毁，所以漂浮套管技术比较适合浅垂深的超长水平井，主要是基于泥浆静液柱压力小的考虑，不管怎么样，漂浮套管设计要事先通过软件模块进行计算。
b）漂浮套管技术设计考虑关键点
-在下入或替浆过程中防止可能发生的套管的挤毁（静态和动态）；
-与泥浆密度相关的浮力系数；
-井漏和井控；
-钻井液库存储放：因为空的很长一段套管本体泥浆代排量数量很大。
c）套管漂浮类型
-单一的钻井液：指的是套管内使用只一种钻井液，套管可以全空或填充轻密度流体比如海水；
-双流体：指管内使用两种流体，泥浆和空气、重浆和轻泥浆，两种流体界面隔开，比重大的在上部套管，轻的流体在套管下部；
-内管柱法：套管下入过程中，需要循环，因此采用内管柱法插入套管鞋内与套管外的泥浆形成回路循环。
超长水平井固井设计
超长水平高角度井固井质量难以保证，主要存在以下几方面：
①套管非居中；使水泥浆顶替效率差；
②在超长水平井中因要控制ECD，因此泵送排量低，环空流体很难达到紊流；
③套管上下活动或旋转受限制，不自由；
④如果井内泥浆为油基泥浆，水泥胶结变差；
⑤水泥浆在胶结沉淀析出自由水在井眼高边形成通道，影响固井质量；
超长水平井工具
在常规井中，钻具设计加钻铤和足够长的加重钻杆，原则使受力中和点位于下部钻具组合内，钻压由下部钻具的重量提供，钻杆处于受拉状态，这种钻具组合适合于直井和低角度井。在高角度井中的钻具组合紧限于MWD/LWD组件，钻具组合尽量简单，加重钻杆的数量控制3柱左右，用途过渡井下仪器与钻杆的刚性差别，另外便于震击器加位，大多数钻杆处于受压状态，这种设计理念是由于当井斜高的时候，下部钻具重量沿井眼轴线的分量也越小，对钻压的有效帮助
分支水平井钻井技术
一丕 中国化工贸易 Ｃｈｉｎａ Ｃｈｅｍｉｃａｌ Ｔｒａｄｅ ！ 生三县～
分支水平井钻井技术
陈鹏
胜利油田黄河钻井三公司
摘要：多分支水平井已成为我国开采煤层气资源的重要手段。以前，较为先进的开采方式是采用水平井与直井连通，通过钻水平井与预先钻成的垂直
井连通后，再钻成多分支井。这样，通过一个水平井可以先后向多个垂直井连通，钻成多组水平分支井，最后将水平井井口封填，通过垂直井进行煤层气
的排采。本文结合ＺＹ—Ｈ４一ＬＳ井组对分支水平井进行了介绍，对以后开展此技术有借鉴。
关键词：分支水平井ｚＹ—Ｈ４一Ｌｓ井组
目前，国内还没有水平井与定向井连通的先例，没有可借鉴的经验技 术。ｚＹ—Ｈ４一ＬＳ井组，采用分支水平井和定向井一体化设计、一体化施工等
多项技术，成功实现了分支水平井与定向井的连通。 １分支水平井与定向井连通的技术难点 把煤层气排采井由直井改为定向井，与直井相比，定向井连通的技术
难点主要有： １）定向井和水平井的轨迹数据精度要求非常高
在空间范围内，直井的轨迹变化量较小，一口较为理想的垂直井，其
轨迹主要是垂直井深的变化。而定向井则不同，既有垂直井深的变化，又 有Ｎ值、Ｅ值的变化，其空间轨迹变化量远远大于直井。要实现连通，定
向井目标点数据必须准确，精度要求很高。同样，对水平连通井的轨迹控
制也提出了相应的精度要求。
２）定向井连通目标点未做洞穴，大大增加了连通难度 为了易于实现连通，垂直井通常在煤层段造一个洞穴，洞穴直径ｏ．５
～ｏ．６ｍ，大大降低了连通的难度。如果排采井为定向井，由于井斜较大， 如果在煤层中再造洞穴，煤层就容易形成大肚子使井壁不稳定，给连通及
水平井水平段施工带来很大的潜在钻井风险。为防止因定向井段煤层坍塌、
井壁不稳带来的潜在风险，在定向井煤层段仅仅下入了玻璃钢套管，而没 有扩孔做洞穴，使连通难度变大。
３）连通的方式与直井截然不同
水平井与直井的连通，至少是点对线的连通，加之在目标点又造了洞
定向钻井技术
目 录
第一篇 钻井工程
引言……………………………………………………………( )
第一章 定向钻井技术……..…………..……………………( )
第一节 定向钻井的发展过程……………………..……( )
第二节 定向钻井的基本概念……………………………… ( )
第三节 单点测斜…………………………………………….( )
第四节 有线随钻…………………………………………… ( )
第五节 无线随钻MWD……………………………………..( )
第二章 井下动力钻具………………………………………. ( )
第一节 井下动力钻具的发展..........................................( )
第二节 井下动力钻具的分类…………………..............( )
第三节 螺杆钻具………………………………………...( )
第四节 井下动力钻具的维修与管理…………………...( )
第五节 导向钻井系统………………………………….. ( ) 第三章 定向井施工工具…………………………………….. ( )
第四章 定向施工中钻具组合的使用………………………..( )
第二篇 钻井泥浆
第一章 钻井泥浆的发展过程……………………………… ( )
第二章 钻井泥浆的功用及性能…………………………….( )
第三章 钻井泥浆的现场维护调整………………………….( )
第四章 钻井中发生井漏 井塌 井喷的预防处理………….( )
第三篇 钻井地质
第一章 地质知识在定向施工中的应用…………………….( )
第五篇 定向工程的管理细则(行标)
第一篇 钻井工程
王钰民 纪烈斌 刘铸
引 言
定向钻井已经发展了几十年，所使用的工具和设备在不断的更新变化，相关技术也在不断的提高；设备由单点测斜到有线随钻 、MWD 、再到旋转导向，抛面有两维到三维；大位移井、水平井 、分支井。但目前为止陕北地区仍在使用各油田早已淘汰的单点测斜技术进行定向施工，因陕北地区目的层较浅，故仍有其市场和生存空间。其特点：简单方便、成本低、灵活省时。
罗1区水平井钻井提速技术
罗1区水平井钻井提速技术
姬塬油田罗1油气勘探开采区域位于陕西省定边县、吴旗县，甘肃省环县、华池县与宁夏自治区盐池县境内。构造单元属于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡，区内地表属典型的黄土塬地貌，地势北高南低，沟壑纵横，地面海拔1350m～1850m，相对高差500m左右。
罗1井区位于鄂尔多斯盆地一级构造单元陕北斜坡之上，区域构造表现为一平缓的西倾单斜，倾角仅半度左右，平均坡降6～10m/km，在大单斜背景上发育了由差异压实作用形成的一系列由东向西倾没的低幅鼻状隆起，鼻状隆起轴线近于东西向，宽度近3km～5km。这些鼻隆构造与砂体配合，有利于油气的聚集，具备钻水平井的条件。
本区块实施的水平井井身结构为：φ346mm钻头×φ244.5mm表套+φ215.9mm钻头×φ139.7mm油套的井身结构，在该区块没有实施分支水平井，没有下技术套管，井身结构比较简单。
2 井眼轨迹控制技术
2.1 φ311.2mm井眼表层段
钻具组合：φ311.2mmPDC+630*410接头+411*430接头+φ172mm单弯螺杆(1°) + 431*460接头+φ165mm无磁钻铤 +φ165mm钻铤X9根 +φ127mm钻杆。该区域表层井深较浅，深度在230米-320米之间，在该井段采用复合钻进的方式钻进，钻井液采用白土系分散体系，钻进时严格控制钻压2-40KN，利用转盘高转速，轻压吊打有效的控制井斜，按照设计要求30m测斜一次，当井斜超过1.2度时及时采取滑动钻进5米左右进行纠斜，泵压控制在0-4MPa，控制排量，有效的提高表层段的机械钻速。
2.2 φ222.2mm井眼直井段
采用"四合一"钻具组合：φ222.2PDC+φ172单弯螺杆(1°) + φ165短钻铤DC+
φ213mmStab+φ165 MWD接头 +φ170 NMDC +φ170Dc +φ127HBDp +φ127Dp 为了提高施工效率，在水平井二开直井段采用"四合一"配合MWD无线测斜仪导向钻具，直井段井斜较小，机械钻速较高，起下钻次数少，大部分井1趟完钻，从已完井的水平井来看，在防斜快速钻方面进取得较好的效果。可以看出机械钻速都在27 m/h以上，最高达到48.11 m/h，最大井斜基本也控制在2度以内，造斜点井斜都小于2度。
丛式三维水平井轨迹优化控制技术浅析
丛式三维水平井轨迹优化控制技术浅析X
翟文涛,赵林军,彭学光,李 业(胜利油田钻井技术公司定向井公司,山东东营 257064)
摘 要:通过分析丛式三维水平井的特点,得出了丛式三维水平井轨迹控制的难点,并针对这些轨迹控制的难点提出了相应的技术措施。特别对丛式三维水平井的防碰问题,扭方位井段轨迹控制等问题进行了分析。同时通过实例分析,总结给出了丛式水平井轨迹优化控制的要点,得出了丛式三维水平井轨迹控制的有关结论,提出了相关的建议。关键词:丛式井;三维水平井;轨迹控制 中图分类号:TE243+.1 文献标识码:A 文章编号:1006—7981(2012)03—0118—03
随着胜利油田开发的深入,目前在胜利油田布置的水平井受到井位的限制,多设计为丛式三维水平井井组,三维水平井井组的水平井轨道设计通常在井斜角较大之后扭几十度方位,同时受到靶前位移的限制,水平井的造斜率已经较高,这使得后期的狗腿度偏大,给水平井轨迹的控制带来了很大困难,并导致井下安全的风险。同时由于井组井间距较小,或设计及施工顺序的问题造成防碰形势严峻。本文通过对丛式三维水平井井组施工的分析,给出了该类型水平井井组轨迹优化控制的技术措施,对该类型水平井井组的优质施工具有重要指导意义。1 丛式三维水平井井组的设计特点丛式三维水平井井组是指井组井口大于等于两口,且至少有一口井身轨迹为三维设计的水平井的丛式井。表1为一丛式三维水平井井组中其中一口井的轨道设计数据:表1三维水平井设计数据井深m井斜°方位°垂深m水平位移m南北m东西m狗腿度°/100m工具面°靶点0.000.000.000.000.000.000.000.000.00621.850.00315.00621.850.000.000.000.000.00706.4617.75315.00705.1112.999.19-9.1920.970.001023.0984.1621.37893.63230.56224.11-54.1735.1353.181053.1490.4621.37895.00255.75252.07-43.2220.970.00A1300.1390.4621.37893.00484.33482.0746.780.000.00B
钻井工程技术规范
钻井⼯程技术规范
Q/YCZJ
延长⽯油油⽓勘探公司企业标准
钻井⼯程技术规范
油⽓勘探公司钻井⼯程部
⽬录
前⾔V 1范围 1 2规范性引⽤⽂件 1 3钻前基建⼯程 2 3.1井位勘定 2 3.2井场布置 2 3.3井场⼟建⼯程 3 4公路⼯程 4 5验收 4 6钻井设备的安装与调试 5 6.1⽔电安装 5 6.2机械设备安装 5 6.3井架安装与起升7 6.4电⽓设备的安装及调试8 6.5⽓控系统安装要求9 6.6顶驱安装、调试、使⽤9 7钻井环境安全要求1 1 8钻进作业1 2 8.1钻进1 2 8.2井⾝质量控制1 3 8.3取⼼1 4 8.4起下钻、接单根1 6 8.5钻头18 8.6钻具19 8.7钻具探伤、试压、倒换、错扣检查制度20 8.8螺杆钻具20 8.9钻井仪表的使⽤与维护2 1 9固井2 1 9.1固井设计2 1 9.2固井准备2 3 9.3下套管2 6 9.4注⽔泥施⼯2 6 9.5尾管固井27 9.6分级固井27 9.7环空蹩回压候凝289.8固井后期⼯作28 9.9套管试压28 9.10固井质量标准28 10钻井液29 10.1井场钻井液实验室29 10.2钻井液材料存放场所3 110.3容器、设备3 1 10.4钻井液性能3 1 10.5钻井液的配制及维护处理3 2
10.6钻井液固相控制3 4 10.7井漏的防治措施3 4 10.8储层保护3 4 10.9钻井液材料使⽤及管理3 5 11井控3 5 11.1井控设计3 511.2井控装置安装、试压、使⽤及管理37 11.3钻开油⽓层前的准备和检查验收4 2 11.4钻井及完井过程中的井控作业47 11.5溢流的处理和压井作业50 11.6防硫化氢安全措施5 1 11.7井喷失控的处理5 4 12定向井、丛式井、⽔平井5 4 12.1设计原则5 412.2钻具组合5 4 12.3定向钻进5 6 13⽋平衡钻井57 13.1适⽤条件57 13.2设计原则57 13.3井⼝装置及设备要求57 13.4施⼯准备57 13.5施⼯作业58 13.6⽋平衡钻井作业终⽌条件59 14⽓体钻井59 14.1适⽤条件60 14.2设计原则60 14.3设备及场地要求60 14.4施⼯准备60 14.5施⼯作业6 1 14.6⽓体钻井作业终⽌条件6 2 14.7安全注意事项6 2 15中途测试6 3 15.1测试原则6 315.2施⼯设计6 3 15.3施⼯准备6 4 15.4施⼯作业6 5 15.5资料录取与处理67 15.6H S E要求67 16井下事故的预防和处理6716.1卡钻67 16.2防断、防顿69 16.3防掉、防碰天车70 16.4防⽌⼈⾝事故7 1 16.5其它7 1 17完井和交井7 2 17.1完井质量要求7 2 17.2交井程序7 2 17.3交井资料7 3 附录A7 4 （规范性附录）7 4
老168丛式井组优快钻井技术
８２ 西部探矿工程 ２０１２年第ｌ期
老１６８丛式井组优快钻井技术
张乐启 ，郭 鹏，姚良秀
（胜利石油管理局渤海钻井总公司钻井一公司，山东东营２５７２３７）
摘要：胜利油田滩海地域的新生界第三系的馆陶组、东营组均具有丰富的油气资源。填海建造的人
工岛利用大型密集式丛式井进行开发，旨在用海油陆采方式开发，减少建设投资，降低开发成本的试
验新尝试。老１６８大型海油陆采丛式井组的施工，积累了丛式井组防碰、浅层大井眼定向、高造斜率、
浅层长裸眼井壁稳定、摩阻扭矩、井身轨迹控制、环保要求等丰富的经验，对其进行系统的总结与研 究。对丛式井组预防钻井事故与复杂，确保海油陆采丛式井的施工安全，提高了海油陆采丛式井的钻
井质量与速度，提高经济效益具有十分重要的现实意义。
关键词：老１６８；丛式井组；一趟钻；海水钻井液；循环再利用
中图分类号：ＴＥ２４３文献标识码：Ｂ文章编号：１ＯＯ４—５７１６（２Ｏ１２）Ｏ１一Ｏ０８２—０４
１老１６８丛式井组概况
胜利油田具有漫长的海岸线，为实施海油陆采工
程，经反复论证，在桩西油田北部滩海地区，填海建造的 人工岛利用大型密集式丛式井进行开发，旨在用海油陆
采方式开发、减少建设投资、降低开发成本的试验新尝
试。利用丛式井组开发油田，可节约大量的道路建设、
井场建设投资，节省地面空间。采用丛式水平井可以使
整装油田的开采井网更加合理、优配，油层的裸露面积，
提高采收率。同时便于采油集中建站、集中管理，具有 广阔的应用前景。
海岸线上老河口油田地处山东省东营市河口区的
东北部，其西南部为飞雁滩油田，东北部为埕岛油田。
老１６８块位于老河口油田的北部，其南与桩１０６块相
邻，东部为老１６３块（老１６３丛式井组，２００７￣２００８年
先后用两部钻井完成了３Ｏ多口），区域构造位于埕东凸 起北部缓坡带上。该地区水深４ｍ左右，距海岸线约
４ｋｍ。
２００９年３月３日老１６８丛式井组第一口老１６８一
高6断块水平井钻井液技术
高6断块水平井钻井液技术
【摘要】江苏油田高6断块属于高集构造的中部，钻探目的层为阜二段，完钻井深为2200-2800m，水平位移500-1000m。该区块水平井钻井液存在携砂困难、井壁易失稳、易产生岩屑床、摩阻扭矩控制难度大、储层易受污染等技术难点。采用复合金属离子聚合物正电胶润滑防塌钻井液，应用表明钻井液性能稳定，抑制性强、悬浮携岩能力好，易于维护，润滑防卡性能好，满足了施工需要。
【关键词】水平井钻井液 井壁稳定 润滑性
1 钻井液技术难点
1.1 地质因素
二开裸眼井段长，高6断块盐城组以水敏性强的软泥岩为主，易缩径；三垛组、戴南组以泥岩为主，易造浆、缩径，常发生钻头泥包，甚至憋漏地层；阜宁组地层井壁易垮塌，易引起长井段划眼，下钻和电测遇阻、遇卡现象。井眼防碰问题突出，由于地面条件限制，井组集中，丛式井较多，各井相互交叉，井身剖面优选困难，井眼防碰难度大。
1.2 工程因素
地质不确定性程度大，油层薄，仅0.5-1m，在实钻时根据追踪油层的需要，甲方多次修改地质设计，不断调整垂深和方位。井眼轨迹状况差，严重威胁井下安全，对钻井液性能提出了更高的要求。由于井眼轨迹调整频繁，钻具和井壁接触面积增加，增加了摩阻和扭矩，滑动钻进时易出现托压现象，复杂的井眼轨迹极易发生键槽卡钻和压差卡钻。
2 优选钻井液体系
2.1 直井段选用复合金属离子聚合物钻井液，重点是提高钻井液的抑制性、控制好三垛组泥岩造浆，防止钻头泥包，配方如下
膨润土浆+ 0 . 2 % ～ 0 . 3 % p m h a -ii+0.2%～0.3%coater+0.5～1.0%nh4-hpan 2.2 定向段选用复合金属离子聚合物润滑防塌钻井液，重点是提高钻井液的防塌性和润滑防卡能力，确保井眼稳定和良好的润滑性，配方如下
膨润土浆+ 0 . 3 ～ 0 . 4 % p m h a -ii+0.5～1.0%nh4-hpan+1.5%～2%fm-2+1-2%rhj-1+2%qs-4。
1 煤层气水平井钻井工程作业规程
煤层气水平井钻井工程作业规程
The Operation Regulation of Coalbed Methane Horizontal Drilling
1 范围
本标准作为中联煤层气有限责任公司（以下简称中联公司）企业标准，规范了煤层气水平井钻井工程作业全过程的程序和要求。包括水平井钻井工程设计、钻前准备及验收、水平井井眼轨迹控制作业、水平井测量作业、水平井完井作业、水平井钻井工程质量要求、健康、安全与环境管理（HSE）要求、水平井钻井工程资料汇交要求等六项内容。
本标准适用于煤层气勘探开发过程中水平井钻井工程的设计、施工作业、工程质量要求、资料汇交和验收。
2 规范性引用文件
下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。
Q/CUCBM 0301 煤层气钻井作业规程
GB/T 8979 污水排放要求
GB/T 11651 劳动保护用品
SY/T 5172 直井下部钻具组合设计方法
SY/T 5272 常规钻井安全技术规程
SY/T 5313 钻井工程术语
SY/T 5322 套管柱强度设计推荐方法
SY/T 5334 套管扶正器安装间距计算方法
SY/T 5358 砂岩储层敏感性评价实验方法
SY/T 5396 石油套管现场验收方法
SY/T 5411 固井设计格式
SY/T 5412 下套管作业规程
SY/T 5435 定向井轨道设计与轨迹控制
SY/T 5526 钻井设备安装技术、正确操作和维护
SY/T 5547 动力钻具使用、维修和管理
SY/T 5618 套管用浮箍、浮鞋
SY/T 5619 定向井下部钻具组合设计作法
SY/T 5672 钻井井下事故处理基本规则
钻井技术发展现状分析
钻井技术发展现状分析
李东旭 大庆钻探集团钻井二公司黑龙江大庆１６３０００ 【摘要】对于中国石油工业来说，钻井是一个熟悉的词汇。随着油田 的不断深入开发，钻井数量逐年增多，钻井难度日益加大。在钻井过程中， 各种常规钻井技术Ｅｌ益成熟，各种钻井新技术逐渐得到推广和应用，其中， 欠平衡钻井技术、定向井、丛式井钻井技术、水平井、大位移井、分支井钻 井技术等就得到了很好的推广应用，使钻井速度更快，钻井安全指数更高。 本文就目前海洋钻井技术和陆地钻井技术的发展现状进行了分析。 【关键词】钻井技术；水平井；发展 前言 近年来，国内钻井技术取得了长足进步，但总体应用规模与发达国 家比仍存在较大差距。国内外油田开发历史悠久，各项钻井技术已经发 展的比较完善，针对低压、低渗透、低产和难采储层等油气勘探开发的 钻井技术不断创新应用，其中包括气体钻井、控压钻井在内的欠平衡钻 井系列技术。海洋石油钻井起步较晚，但也有几十年的历史，在这个过 程中，技术创新层出不穷，海洋油气开发得到突飞猛进的发展。一般来 说，钻井涉及到诸多因素，如电气设备，环境因素，自然因素等，这些因 素中存在一些不安全隐患。控制钻井安全的技术对策在不断完善，如： 控制能量，危险最小化设计，隔离，闭锁，锁定，故障最小化等。 １ 海洋石油钻井平台技术 １．１升式平台载荷不断增大 自升式平台发展特点和趋势是：在提高平台可变载荷与平台自重比 方面应用高强度钢，高强度钢有很多优点，例如：增加平台可变载荷，提 高平台自重比，使得平台排水量增加，增加工作平台水深与平台自重比 率，提高甲板的可变载荷，在安全可靠性上大大提高，尤其提高了全天 候工作能力和较长的自持能力。 １．２多功能半潜式平台集成能力增强 随着开发难度的增加，出现了满足多海底井和卫星井采油需要的 宽阔甲板平台，这个平台上可以实现钻井、修井等作业施工。此外，平台 上还有一些功能完善的装备，如：处理油、气、水的生产装置，钻井施工 必备的立管系统、动力系统及辅助生产的运行系统。 １．３新型技术ＦＰＳＯ逐渐得到推广应用 由于ＦＰＳＯ装置具有大型化、具有深水作业能力，抗风浪能力强， 储油能力大，投资成本较低，还可以重复使用等优点。海洋油田开发已 经愈来愈多地采用ＦＰＳＯ装置。ＦＰＳＯ在甲板上布置了各种各样的管道 和生产需要的设备，实现了不同井之间的管线连接，并且配有符合生产 作业的系泊系统、火炬塔等复杂设备。该装置可以将采集的油气进行油 水气分离，处理含油污水、发电、供热、原油产品的储存和外输等功能， 被誉为“海上加工厂”。 １．４更大提升能力和钻深能力的钻机不断得到研发和使用 由于钻井工作向深水推移，有的需在海底以下５０００ ６０００ｍ或更深 的地层打钻，有的为了节约钻采平台的建造安装费用，需以平台为中心进 行钻采，将其半径从通常的３０００ｍ扩大至４０００ ５０００ｍ，乃至更远，还有 的需提升大直径钻、深水大型隔水管和大型深孔管等，因此发展更大提 升能力的海洋石油钻机将成为发展趋势。 ２ 钻井技术发展现状 ２．１中深井、定向井，丛式井钻井技术 中深井优快钻井技术：形成了适应中深井钻井的区域优化钻井 模式。２００７年，某钻井队在东部钻井施工中创造出队年进尺２００３２米 （４００１—４５００米井段）的中国石化石油工程新纪录。２００８年，某钻井队完 井２５口，平均井深２７８９米，钻井进尺７０００２米，在东部油田创出年钻井进 尺最高纪录。 定向井、丛式井钻井技术：积极推广应用定向井、丛式井钻井配套 技术。近年来针对老油田定向井、丛式井逐年增加和施工难度不断加大 的局面，强化定向井、丛式井施工工艺技术研究，加大顶驱、井下动力钻 具、钻杆、无磁钻铤等装备和工具的投入，做到了每口井上动力钻具和井 下马达，满足了工艺需求；改进施工工艺，全面推广随钻测量、复合钻井 等技术，实现了一趟钻具组合完成一口２０００多米井的目标。２００６－２００８ 完成９４口井的钻井任务，是目前国内井数最多的丛式井组。 ２．２水平井 深井钻井技术 水平井、大位移井、分支井钻井技术：公司先后完成了均创当时全 国陆地水平井位垂比和水平段最长新纪录金平１井（２．８０３：１）和高平１井 （４．０２：１）、全国第二口分支水平井等多口高难度水平井。 深井超深井钻井技术：２００７年完成的胜科１井，完钻井深７０２６ｍ，是 胜利油区第一口超深井，也是我国东部最深探井。创造出井底钻井液抗 温２３５￣Ｃ、固井水泥浆抗温２３５℃的国内石油行业新纪录。 ２．３钻井液技术 钻井液技术与保护油气层技术：形成了满足优快钻井的钻井液技 术、井壁稳定技术、井眼清洁与净化技术、防漏堵漏技术、钻井液抗高 温技术、盐膏层钻井液施工技术及油气层保护技术和环境友好的钻井 液施工技术。 ２．４固井完井技术 固井完井技术：熟练掌握了尾管及回接、分级、筛管顶部注水泥、 封隔器及水泥充填封隔器、预应力等固井工艺，配套完善了漏失井、高 压油气井、水平井、大位移井、分支井、深井和超深井固井技术、固井二 界面整体固化胶结技术。在水泥将体系方面，研究出抗高温高压、胶乳 防窜、超低密度等系列水泥浆体系，其中新型减轻材料超低密度水泥浆 的室内试验已达到Ｏ．９ｇ／ｃｍ 。 ２．５欠平衡钻井技术 近年来，持续深化欠平衡钻井在钻井提速、应对井漏等复杂情况 方面的应用，特别是推井气体钻在深井提速中的应用，提升气体钻井装 备能力，拓展气体钻井应用范围。全过程欠平衡钻井技术得到广泛推进 应用，与水平井技术相结合，最大限度发现和保护油气藏，提高单井产 量。 国外能成熟运用新一代欠平衡钻井技术，即在钻进、接单根、换钻 头、起下钻等全部作业过程中保持井下循环系统中流体的静水压力小于 目标油气层压力。国内，欠平衡钻井技术越来越多地与水平井多分支井 及小井眼钻井技术相结合，开发了＿一些新老油田，应用范围日益广泛。欠 平衡钻井技术发展方向是钻井模型分析、更有效的钻井液、更有效的井 底导向系统与马达。这有利干新的钻井液井控与地面分离系统的发展， 集成化是大趋势。欠平衡钻井技术将进一步朝安全、简便和适用的方向 发展。这项技术对于保护油层和提高钻井速度具有重要意义，将广泛用 于低压、低渗透油田。第一个５００１￣，是从中国现代石油工业开始￣２００６ 年，中国石油一共打的欠平衡井总数；第二个５００口是２０１２年一年实施欠 平衡钻井目标。两个５００１ｚｌ告诉大家：中国石油正以前所未有的速度和 紧迫感推动欠平衡钻井技术发展。 结束语 由于油田开发难度逐渐增大，薄差油层对钻井技术要求越来越高， 海洋钻井技术逐渐从浅水向深水转移，给钻井技术带来了困难和挑战。 不断引进国外先进钻井技术，不断创新现有技术水平，已经成为钻井技 术发展的主要方向。相信在广大钻井技术人员的共同努力下，不断探索 钻井技术和钻井设备的安全性能，就一定能够在理论上和实践中探索 出适合自身油田钻井的新技术。
水平井开发难点与开发技术
水平井开发难点与开发技术
【摘要】我国油田的开发是一个快速发展的过程，石油作为不可再生资源，油田的高效采收越来越受到重视，常规井开发难以提高单井产量，水平井可以增加其与地下油藏的相对接触面积而提高油田采收率，在油田的整个开发过程中，水平井以其单井控制储量大、泄油面积大、产量高的优点被广泛应用，在提高油井产量、提高油田采收率、提高开发效益的方面起着关键作用。本文系统梳理了近年来水平井实施过程中出现的常见难点，通过对水平井实施情况进行分析，结合油田基本地质特征，从应用水平井油田的特征、水平井开发难点、水平井开发技术、水平井实施效果四个方向入手，简要阐述水平井在实施过程中的难点与技术。
【关键词】水平井、油田特征、开发难点、开发技术、实施效果
1、 应用水平井油田特征
对于常规井难以高效采收的油田，为了提高油田单井产量，应用水平井开发是目前技术条件下的最佳方案。不同于常规油田，该类油田的主要地质特征包括:储油层数多，油层间砂岩厚度小，渗油率低，厚层砂岩一般都为河道沉积，在横向厚度上变化较大，岩层构造、岩层性质、断层等因素影响着油气水的分布，由于油水分布复杂，主要目的层以冲积平原背景下辫状河沉积体系为主，叠置砂体具有明显的方向性，油气储藏规模小，砂体分布范围小，有效砂体连通性差。储层敏感性强，压裂液易造成储层损害。
2、 水平井开发难点分析
1）水平井的提产效果受油田的储层地质特性影响大，根据统计结果显示，砂岩钻遇率一般都在70%以上，但当有效砂体规模不足，连续性和连通性不能达到砂岩钻标准，钻遇率就会降低至50%以下。水平井成功实施的关键因素包括油藏描述精度的高低、水平井设计和施工的技术高低。
2）水平井井型单一是制约油田采收率的主要因素，水平井开发后，受限于水平井结构上的单一性，水平井之间、非主力层和主力层之间仍然剩余着布局分散的部分油气储藏，这些剩余的油气储藏在后续开发时难度更大。新开发区块，受常规水平井构造和油藏的非均质性影响较大，水平井整体部署后造成井间储藏再次开发的困难。国外水平井油田开发经验证实，开发新的钻井组合方式，充分开采小层储藏油气，提高小层动用程度，是提高单井产量的关键。