大位移井尾管下入新技术
苏里格区块大位移井下套管关键技术研究
R0 R0 ≥ R ，以当前的套管柔性可以下入；否 ϟ༫ㅵࠡ䖬䳔㽕⹂ゟ䩽䕑㥋ˈ 䩽䕑㥋ⱘ䅵ㅫϢ䎳䏾ˈ ᳝ࡽѢњ㾷ѩϟ༫ㅵᨽ䰏ᚙ （3）当 DŽ
㑻DŽ ѩⴐ᳔ᇣ᳆⥛ञᕘ 腿度 ，（°）/30m ᔧ R0 t R ˈҹᔧࠡⱘ༫ㅵᶨᗻৃҹϟܹ˗৺߭ˈ䳔㽕᷵Ḍ䅵ㅫˈ䗝ᢽড়⧚ⱘ༫ 䩽䕑㥋
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苏里格区块越来越倾向井组式开发，为了降低防碰绕 障难度和获得更好的油气资源，大位移井部署的越来越 多。大位移井一般采用下滑套或者分级箍等特殊下套管固 井工艺，对安全快速下套管提出了更高的要求。 大位移井由于其斜度大、裸眼段长，在井斜超过20° 时，套管下侧紧紧贴着井壁，套管下行摩阻增大，同时套 管受到井壁向上的支撑力，相当于减少了套管自身重力， 靠其自身重力很难顺利下到井底，需要施加额外压力促使 其向下滑动。施加的外力过大可能使套管柱屈曲，屈曲的 管柱与井壁贴的更紧，使其阻力更大，有可能造成恶性循 环，增加下套管难度。
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ᇍᮑࡴ乱य़ϟय़༫ㅵᦤկᡔᴃখ㗗DŽ༫ㅵϞᦤᯊˈ䩽䕑㥋ㄝѢ༫ㅵ⍂䞡ࡴϞᦤ༫ 䩽䕑㥋 则，需要校核计算，选择合理的套管钢级。 ᓣЁ˖ ˗. üѩⴐ᳔⢫㝓ᑺ ˈ ˄e˅P R0 üѩⴐ᳔ᇣ᳆⥛ञᕘˈP >@ ϟ༫ㅵࠡ䖬䳔㽕⹂ゟ䩽䕑㥋ˈ 䩽䕑㥋ⱘ䅵ㅫϢ䎳䏾ˈ ᳝ࡽѢњ㾷ѩϟ༫ㅵᨽ䰏ᚙ
大位移井TH10314X井177.8mm尾管固井难点分析
杂情 况 ， 固井作 业 带来 了较 大的难度 。主要 难 点 包括 狗 腿度 大 、 管 下入 摩 阻大 、 内斜 井段 存在 给 套 井
套管居中度不高、 套管易贴壁造成泥浆难以被驱替 、 含有二叠系易漏地层 ， 施工压力窗口小， 固井技 对 术提 出了较 高的要 求 ； 因此 通过要 求钻 井队通 井时采 用双扶 正 器进 行通 井 ， 高入 井钻 具的 刚度 来 对 提 比钻杆和套管的刚性 ； 通过对比优选刚性树脂螺旋扶正器来降低套管摩 阻及提 高斜井段居 中度等方
法 来降低 难度 系数 。 关键 词 ： 固井 ； 大位 移 ； 狗腿度 ； 双扶 正 器 ； 刚性 ； 旋扶 正 器 螺
中 图分类号 ： ２ ６ 文 献标识 码 ： 文章编 号 ：Ｏ ４ ７ ６ ２ １ ） ７ ０ ６ － ０ ＴＥ ５ Ｂ １ ０ —５ １ （ ０ ２ ０ － ０ ９ ３
具体数据 ： 造斜点 ４４． ８ 水平位移 ４ ２８ 斜深为 ０５ ６ｍ， ０．ｍ， ６ ０ｍ； １６ 最大 井 斜 ３ ． ７， 深 ４ １． １ 最 大 狗腿 度 ３５ 。井 ６２ ３ｍ； ４． ５， ５３。井深 ４ ７． ６ ２９３ ｍ。由于井内狗脚度变化大 ， 造成 下部井段测井仪器下人困难， 故该井 ５ ｌｍ 以下井段 １ｌ 没 有进行 测井 。该 井 的复杂情 况还包 含 ： 出现过 １ 卡 次 钻 、 次掉钻具以及 ４ ３ 次井漏。处理这些事故给井 内增 加 了更 多的不 确定 因素 ， 保证 固井 质量增 加 了更 多 的 对
头 ＋２根 ６１ ４ 钻 铤 ＋ １根 ８１ ４ 旋 流 扶 正 器 ＋ ２根 —／ ” —／
２ １ 针对 下套 管难 采用 的措施 ．
６１４钻铤 ＋８１４旋 流 扶正 器 ＋５根 ６１４钻铤 ＋原 —／” —／ —／”
第十章 大位移井技术
第十章大位移井技术第一节大位移井意义及挑战一．大位移井定义大位移井即水平位移与垂深之比大于或等于2的，或者水平位移超过3000m的井。
但在深水井中概念稍许变化，称为深水大位移井，但其水垂比不能沿用常规大位移井大于或等于2的概念。
二．大位移井的历史目前世界记录是BP公司在Wytch农场钻的M16井：总井深=11，277m，水平位移=10，727m，TVD=1636m，水垂比=6.55；海上水平位移最大记录：澳大利亚的Goodwyn A18井：水平位移=8，306m，总井深=9，277m；国内西江24-3-A14井总井深=9，238m，TVD=2，985m，水平位移=8，062.7m，水垂比=2.7。
三．大位移井的主要作用1）水平位移大，能较大范围控制含油面积，开发相同面积的油田可以大量减少海上钻井平台的数量；2）省建人工岛和固定平台的费用；3）大位移井勘探开发近海油田，距海岸10km左右近海油田，均可从陆地用大位移井勘探开发；4）用大位移井代替海底井，不用海底设备，节省大量投资；四．钻大位移井的技术挑战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，而大位移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大位移井，大位移井一旦出现失误，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。
第二节大位移井井眼清洁井眼清洁在大位移井中是个很关键的因素，制约大位移井延伸能力。
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。
第三部分 大位移延伸井技术(ERD)
2020/3/2
李琪主讲
6
大位移井记录
时 间 井 号 所在油田 作业公司
1999.4
Cullen Norte 1
阿根廷
Ara
Total Austral
1999.7
M-16SPZ
英国 wichfarm
BP Amoco
M-11 wichfarm BP Amoco
M-15 wichfarm BP Amoco
M-9 wichfarm BP Amoco
M-9 wichfarm BP Amoco
测深 11187m
11278m 10659m 8892m 8303m 8303m
• 测量与中靶
• 套管和固井
• 完井和人工举升
• 后勤支持和特殊作业应急计划
• 主要钻井难点
2020/3/2
李琪主讲
20
中国第一口世界记录延伸井西江24-3-A14
（四）钻机改造
对原XJ-24-3具有6000m钻井能力的钻机进行升级改造
（1）预计主要负荷和动力需求
a、起下钻负荷值预计（最大 855387 lbf）
b、各阶段需要的动力预计——马力数（最大 7351 hp） c、扭矩要求：正常最大扭矩40000英尺磅（54.29m-KN)
瞬时超高扭矩60000英尺磅（81.44m-KN)
（2）升级改造项目
a、平台下部结构和基础
大钩/井架负荷，590/681t；钻台上立柱载荷，272.4t；转盘载荷，454t。 b、井架：额定载荷，681t；钻杆排放量，7015m。
大位移井钻井技术
① 工程设计人员先根据油藏地质部门提供的基本 数据计算出靶点数据，然后根据地质及地层情况、 中靶要求、现有设备及工具仪器的能力、可能使 用的钻柱和底部钻具组合特性等，给出造斜点深 度、稳斜角及造斜率等参数的可用范围；
② 对于各种曲线的轨道（圆弧轨道、双圆弧轨 道、悬链线轨道、修正悬链线轨道及恒变增曲率 曲线轨道等），分别改变造斜点深度、稳斜角及 曲线曲率等几个对轨道剖面形状影响较大的参数， 设计出一系列的轨道；
大位移井钻井技术 主讲：都振川
第一章 大位移井定义
及应用现状
一、开题意义及国内外现状
大位移井ERD（Extended Reach Drilling），目前国际上比较认同的 定义是水平位移与垂深之比大于2的 定向井、水平井。
垂 直 井 深
水平位移
大位移井技术起始于20年代,•近年来在世界范 围内得到广泛地应用,•90年代以来，在滩海油气田 开发中显示出巨大的潜力。
目前国际上已基本形成钻大位移井成熟的配 套技术，具体表现在：
1）世界上每年完成的大位移井数量在成倍增加， 且钻井周期越来越短，钻井成本明显降低。
2)控制实钻轨迹的手段更加先进，测量仪器录取数 据也由单一的井身参数向地质参数和油藏特性描述 等多方面发展。
3)研制成钻大位移井的多种井下工具系列。
4）已形成保持井壁稳定和井眼清洁的大位移井泥 浆体系。
主要用于开发海上或浅海滩涂油田
我国有广阔的海岸线和丰富的浅海滩涂油 气藏，仅胜利油田沿海岸长达414公里， 海上和滩海有着丰富的石油资源，已发现 十几个油气田，对于沿岸极浅海域的勘探 开发条件都十分困难，无论是从陆地还是 从海上进行勘探开发，大位移井无疑都是 一种有效的选择方案。钻大位移井可以实 现海油陆采、节省建平台或人工岛的投资。 在该地区钻大位移井一定能带来巨大的经 济效益。
大位移井的关键技术
Critical Technologies for Success in Extended Reach Drilling大位移定向井的关键技术SPE 28293（运志森译于2000年9月）摘要/概况：本文介绍了大位移定向井（ERD）的关键技术，ERD是工业界关键行为，因为它能够使油田开发最大化地减少平台或井场数量，同时也为利用其他方式难以获得的油藏开发提供一条途径。
这些能力在一些项目中提高了利益的边界值，并能够使得边际油田的开发具有经济可行性。
回顾ERD技术，它包括扭矩/阻力，钻柱设计，井壁的稳定性，井筒的清洁，套管层次的考虑，定向钻井的优化，钻井动力以及钻机的能力。
这些技术构成了成功钻成大位移井的关键技术。
本文基于BP勘探公司在Wytch Farm 油田在追击大位移定向井世界记录目标的钻井经验获得的，它是结合了作业现场认识和当前技术评价的结果。
Wytch Farm 油田大位移井项目的概况BP勘探公司拥有大半的股份，并代表它的合作伙伴ARCO英国有限公司，Premier Consolidated 油田，Clyde石油，Purbeck 勘探公司和Goal 石油进行WF 油田的作业。
WF油田是1974年探明的，位于伦敦的西南部在英格兰Poole附近大不列颠海岸线上。
该油田的主要产层是Sherwood's Triassic 的砂岩，可采原油储量为270，000，000桶，油藏埋深1585米。
该油田大约1/3位于Poole 弯的海底之下。
由于应用ERD技术更有利于从海岸开发该油田的海上部分，原先计划用修建人工岛来开发海上油田的计划被取消，海岸井场的描述见－图1，这是1991年的决策，接着不同类型的ERD相继在工业界上完成，并使得ERD技术在WF油田应用的可能性更加明显（参考文献1）。
为了避免应用人工岛，利用ERD来开发海上油田部分还可望节省＄150，000，000的开发费用，并提前了3年开发了海上油田（参考文献2）。
大位移井钻井技术要点
分析岩石物理性质
测试并分析岩石的密度、 孔隙度、渗透率等物性参 数，为钻井工程提供基础 数据。
评价岩石可钻性
根据岩石硬度、研磨性等 特性，评价不同地层的可 钻性，为钻头选型提供依 据。
储层类型划分及含油气性评价
划分储层类型
根据岩性、物性、电性等资料，划分储层类型，如孔隙型、裂缝 型等。
评价储层含油气性
预测控制策略
建立井眼轨迹预测模型，提前预测和调整井眼轨迹，减少纠偏工作 量。
钻具组合优化
根据地层特点和钻井需求，优化钻具组合，提高钻井效率和轨迹控制 精度。
定向钻井技术应用
定向井技术
利用井下动力钻具和随钻测量仪器，实现井眼轨迹的精确控制。
水平井技术
通过造斜井段和水平井段的精确控制，实现储层的有效钻遇和高效 开发。
存在问题分析
复杂地质条件下的大 位移井钻井技术仍有 待进一步研究和提高 。
大位移井钻井过程中 产生的废弃物处理和 环境保护问题仍需关 注。
部分专用工具和设备 存在性能不稳定、寿 命短等问题，需要改 进和优化。
未来发展趋势预测
01
02
03
04
随着深海、深地等资源的开发 ，大位移井钻井技术将得到更
广泛的应用和发展。
轨迹控制难点分析
地层不确定性
地层倾角、岩性变化等地质因素导致井眼轨迹难 以预测和控制。
钻具组合复杂性
钻具组合的刚性和稳定性对井眼轨迹有显著影响 ，需合理选择和搭配。
钻井参数影响
钻压、转速等钻井参数的选择和调整直接影响井 眼轨迹的形成。
轨迹控制策略制定
地质导向钻井
根据地质目标和实钻数据，实时调整井眼轨迹，确保中靶率和储层 钻遇率。
单一尺寸尾管技术可使大位移井钻深能力提高50%
进行 这项 研究 是为 了评价 采用传 统钻 井技术 与 膨 胀 管钻 井技术 在横 向延 伸方 面的优 缺点 以及对 资
本 效率 和 潜 在 油 田 开 发 的 影 响 。这 项 研 究 结 果 显 示 ，横 向延 伸 潜 力 可 增 加 ２ ～ １ ０ 。钻 井 特性 ０
盖 了不 同长度 的单一尺 寸尾 管 、尾 管 数 目和安 装深 度 。该模 型表 明 ，从 井 口大 约 ９ ５ｍ 到接 近 总 深 １ 度 ３ ５ｍ 的深度 范 围 内 ，使 用 ９到 １ 个 连 续 的 单 ０ １ 尺 寸尾管 可 以达到 １ ８ 的横 向延 伸 。 ５２ ９ｍ
◇ 改进 了钻 井实 际作业 的常规 技 术 ； ◇ 安装 两个 刚性 膨胀 管 尾管 以便 保 持 理想 的 完 井尺 寸 ； ◇ 安装 多重 、连续 的单一 尺寸 钻 井尾管 。
关键 词 大位 移钻井 膨胀 管 降低 成本
单 一尺寸 尾管
提 高产量
１ 引 言
在 过 去几年 里 ，传 统 的刚性 膨胀 管技术 已经被 更 可靠 的裸 眼井尾 管 和下套 管井修 井尾 管技术所 取 代 。作 为前期 工程 和钻 井 没计的一 部分 ，北海 主要 作业 者完 成 了钻井 设计 可行性 研究 。
维普资讯
３ Ｏ
国外 油 田 工程 第 ２ ３卷第 １ Ｏ期 （ ０ ７ １ ） ２ ０ ． ０
单一尺寸尾管技术可使大位移井钻深 能力提高 ５ ００ ／ ０
编译 ：盂金 焕 王金 旗 赵 川喜 （ 河南南阳油田研究院）
审校 ：纪 常杰 （ 大庆油田工程有限公司）
力 剖 面在裸 眼井 段 的压裂 梯度 范围 内 ，弯曲对 超载 提 升有负 面影 响 ，这 就意 味着需 要制 定细致 的 卡钻
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大位移井尾管下入新技术
针对大位移井作业裸眼段长，井斜大，尤其水平位移長，深部易坍塌地层井壁稳定性差，尾管下入难度大的难题，本项目创新使用扭矩环提高普通套管扭矩技术及旋转下尾管技术，成功实施了垦利10-4油田3口大位移井钻井作业，其中A2井完钻井深4788m，水平位移长达3930m，成为目前渤海油田水平位移最长的一口大位移井。
该项技术的成功实施，不仅降低了下7”尾管作业风险，缩短了钻井周期，同时也为该区域油田大位移井下7”尾管作业提供了新思路和技术保障，具有良好的应用前景，值得进一步推广应用。
标签：大位移井;7”尾管;扭矩环;旋转下尾管技术
1 概况
为进一步加快推进渤海油田“滚动、扩边”及勘探开发一体化发展，渤海石油管理局优选出垦利10-4油田为首个“短平快”项目的试点工程。
为节省上亿元新采油平台的建设费用，垦利10-4油田布置了3口大位移井[1][2][3]。
但是垦利10-4油田沙河街组地层煤层多，井壁稳定性差，容易坍塌，下尾管[4]风险极大。
为此，本项目创新采用一系列技术措施：采用钻后扩眼技术，有效降低深部易垮塌地层的坍塌风险，减少下7”尾管过程中遇阻风险及7”尾管旋转扭矩;采用“扭矩环+普通套管”代替高抗扭套管;采用旋转下尾管技术，使得井下管柱可实现旋转下入，增加了7”尾管下入遇阻后的处理手段。
2 大位移井深部地层7”尾管下入技术挑战
渤海海域深部地层地质构造复杂，本次实施三口大位移井的垦利10-4油田最为典型。
在大位移井深部地层下7”尾管作业主要面临以下技术挑战：
（一）沙河街组地层存在较多煤层段，且含有煤矸石，极易出现掉块，井壁稳定性差，容易造成尾管下不到位风险。
本次实施的三口大位移井每口井都有不等厚的煤层。
（二）常规尾管、浮鞋及尾管悬挂器无法满足作业要求，下7”尾管遇阻时，无法实现旋转下尾管。
（三）井斜高，稳斜段长，尤其水平位移大，尾管极有可能遇到下不到位的风险。
三口大位移井平均井深4585m，稳斜段均超3000m，最长稳斜段达3834m，最大井斜73.06°。
3 新技术应用
3.1扭矩环提高普通套管抗扭技术
本项目提出“扭矩环+普通套管”代替高扭矩套管的创新思路，并配合使用旋
转尾管挂和旋转浮鞋，实现尾管旋转下入，增加尾管下入过程中发生遇阻的处理手段，大大提高尾管下入成功率。
通过实验测试，普通套管上扣至△符号底边确认扭矩为9898ft.lbs，普通BTC 扣型尾管加入扭矩环后，上扣测试最高扭矩可大幅度提高至32000ft.lbs，极大提高了尾管的上扣最大抗扭。
“扭矩环+普通套管”代替高扭矩套管这一创新思路已经在垦利10-4油田三口大位移井钻井作业中成功实施，该项技术不仅缩短了尾管的采办周期，而且保障了井下安全，应用效果显著。
3.2旋转下尾管技术
利用旋转管柱来降低摩阻、提高下入能力是大位移井钻井作业的另一项关键技术。
采用旋转下尾管技术可以解决尾管中途遇阻难题，采用可划眼浮鞋、扭矩环及可旋转尾管挂，使得尾管串实现旋转下入，增加套管阻卡处理手段。
垦利10-4油田三口大位移井7”尾管串组合：7”可旋转划眼浮鞋+7”尾管（1Cr-L80、BTC、29lb/ft）+7”浮箍（1#）+7”浮箍（2#）+7”尾管（1Cr-L80、BTC、29lb/ft）+7”球座+7”尾管串（1Cr-L80、BTC、29lb/ft）+7”可旋转尾管挂。
根据实钻定向井轨迹和起钻数据反推井眼磨阻，然后模拟以10r/min，20r/min，30r/min的速度旋转下套管时的扭矩分布，为旋转下尾管设定扭矩限位提供参考。
（一）旋转下尾管期间参数的合理掌控
下放尾管遇阻后，切忌猛压，首先尝试提活管串（需综合考虑钻具、尾管挂、送入工具、尾管的最低抗拉强度），尝试再次下入。
如仍遇阻，先小排量顶通后，根据泵压缓慢提排量，切忌猛提排量。
控制泵压（悬挂器坐挂压力与送入工具液锁压力两者最小值的70%），返出正常后，继续尝试下放。
如需要旋转，设定顶驱扭矩上限。
小转速开启转速（最大转速≤20RPM），当扭矩稳定后，缓慢下放，尝试通过。
如果达到限位扭矩时管柱仍然没有转动，不再继续旋转，带扭矩缓慢下放，尝试通过。
如果划眼过程中出现憋压、蹩扭矩现象，迅速降低泵冲，释放扭矩。
（二）旋转下尾管作业注意事项
划眼参数掌握：划眼下套管不同于通井，过易垮塌层时尽可能采用低转速、小排量，最终目的是破坏岩屑床，下入套管。
处理复杂情况要果断：地质情况极为复杂的井，下放遇阻后，不建议多次尝
试上提、下放活动管柱尝试通过，该开泵时立即开泵、该划眼时立即划眼。
憋压蹩扭的适当处理：发生憋压情况处理时，上下活动管串方式寻找泄压点，停止转动，防止钻具脱扣。
4 现场应用效果
通过该技术的实施，垦利10-4油田3口大位移井的下7”尾管顺利下入到位，作业安全顺利，圆满完成了钻井作业。
其中A2井完钻井深4788m，最大水平位移3930m，是目前渤海油田水平位移最长的一口大位移井。
5技术应用前景
随着渤海油田的不断勘探开发，边际油田将越来越多，大位移井钻井技术作为一项提升边际油田剩余油的一项重要技术，将越来越多的应用到各大油田。
本次大位移井深部地层尾管下入新技术，打破传统思维，创新使用扭矩环提高普通套管扭矩技术及旋转下尾管技术。
为解决深部地层下尾管难题提供了大力支持，成功解决了垦利10-4油田沙河街地层尾管下入困难问题;且该项技术的成功实施，不仅降低了下7”尾管作业风险，缩短了钻井周期，同时也为该区域油田大位移井下7”尾管作业提供了新思路和技术保障，具有良好的应用前景，值得进一步推广应用。
参考文献：
[1]张绍槐等《大位移井摩阻扭矩监测方法》，石油学报，2000，21（1）.
[2]蒋世全等《大位移井钻井技术研究及在渤海油田的应用》，石油学报，2003，24（2）.
[3]廖华林等《大位移井套管柱摩阻模型的建立及其应用》，石油大学学报，2002，26（1）.
[4]阮臣良等《大斜度井旋转尾管下入关键技术》，石油钻探技术，2016，44（4）.。