大位移井关键技术研究进展

石油工业技术监督2003年8月

大位移井关键技术研究进展

周兴友

胜利油田黄河钻前公司　(东营257000)

摘　要　综合分析了国内外大位移井钻进过程中经常遇到的几项关键技术研究进展情况,包括降低摩阻和扭矩技术、井眼清洗技术、井身剖面和钻柱优化设计、井壁稳定技术、套管磨损预测与防治技术等,并对未来的大位移井总体技术发展方向作了展望。关键词　大位移井　关键技术　进展

Abstract　Acomprehensiveanalysisismadeofthedevelopmentintheresearchofsomekeytechnologiesthatareoftenusedindrillinggreatly-displacedwellsathomeandabroad.Theyindudetechnologyforreducingfrictionalre2sistanceandmomentoftorsion,borehole-cleaningtechnology,optimaldesignofwell-boreprofileanddrillingstring,technologyforstablizingboreholewall,andtechnoloyforpredictingandpreventingcasingwear.Aforecastismadeofthefuturetrendsofdevelopmentofthetechnologiesforgreatly-displacedwells.Keywords　greatly-displacedwell;keytechnology;development前　言

上个世纪20年代美国开始运用大位移井,20

世纪90年代该技术得到迅速发展,1997年6月在中国南海东部钻成的西江24-3-A14井水平位移是8060.7m。1998年1月BP公司在英国WytchFarm油田钻的M11井,总井深10658m,垂深1605m,水平位移达10114m,首次突破10000m水平位移大关。目前世界上位移最大的大位移井在阿根廷海上,位移达11000多米。大位移井技术主要用于以较少的平台开发海上油气田和从陆上开发近海油气田。

大位移井目前有两种定义[1]:一种是指测深等于或大于垂深2倍的定向井或水平井,当大于3倍时,则称为特大位移井,这是在第14届世界石油大会上挪威提出的;另一种是指水平位移等于或大于垂深2倍的定向井或水平井,这种定义法主要来源于英国的BP公司和美国的ARCO公司。大位移井钻井与完井的关键技术包括:井身剖面和钻柱优化设计,及下套管技术,井眼轨迹测量与控制技术,井壁稳定技术,洗井与固控技术,套管磨损预测与防治技术,以及钻柱振动控制技术等。在海洋及滩海油气勘探与开发中,应用大位移井技术,可获得明显效益。

本文将对钻进大位移井时遇到的几项关键技术

在国内外的研究发展水平进行分析探讨。

降低摩阻和扭矩技术

管柱的摩阻扭矩问题是大位移井技术的核心问题之一,它决定水平位移的最大延伸[2]。影响大位移井管柱摩阻扭矩的因素很多,如井身剖面、井眼几何特性、井眼净化、管柱结构、钻井液性能、钻遇地层性质等。在现场实践中,由于管柱的摩阻扭矩太大,可能出现以下情况:钻具起不上来或发生断钻具事故:套管柱组合不能下入合适的层位,不能顺利实现完井:测井仪器、采油设备不能顺利下入井下某一位置,导致井眼不能顺利采油从而报废等。由此可见,大位移井管柱摩阻扭矩预测与分析始终贯穿于大位移井的设计、钻井施工、完井、测井、采油等后续作业的全过程。摩阻扭矩预测可通过建立管柱与井壁摩阻扭矩模型,并求解计算管柱与井壁间的摩阻扭矩值。减摩技术主要是优化井下工具,以有效地减小管柱与井壁之间的摩阻扭矩。

大位移井摩阻产生的原因较多[3],主要有:①随着井斜角的增大,钻柱对井壁的载荷增大,致使钻柱运动阻力增大;②液柱压力与地层压力之差较大,产生使钻柱向井壁的推靠力,易形成压差卡钻;③洗井效果差使井眼岩屑床形成严重,以及井壁拥塌掉块容易产生砂桥卡钻;④井眼周围由于应力不

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平衡产生井眼变形,使起下钻阻力、钻井摩阻增大。有效地降低钻柱扭矩和摩阻对于确保大位移井钻井成功非常重要。除了井身剖面的优化设计外,通常还要采取以下措施降低扭矩和摩阻[1]:①钻井液润滑性。钻井液润滑性对扭矩和摩阻影响较大。润滑性能较好的低毒性油基钻井液能降低钻柱扭矩。试验证明,高油水比的油基钻井液可使金属—金属以及金属—砂岩之间的摩擦力下降近一半,而润滑剂的影响并不大;②使用降扭矩工具;③加强扭矩/摩阻的监测;④使用高强度钻杆;⑤提高地面设备的功率;⑥利用顶部驱动系数(TDS)来帮助解决扭矩和阻力的问题;⑦摩阻分析软件的应用。模拟不同的井眼轨迹、计算不同钻具组合条件下旋转钻进、滑动钻进及起下钻情况下的摩阻与扭矩值。

西南石油学院的贺志刚等人[4]根据大位移井钻井的特点,忽略钻柱刚度的影响,考虑到实钻轨迹中井斜、方位的变化,采用空间斜平面假设,建立了适合大位移井的摩阻扭矩三维软件计算模型,并编制了计算程序。建立的模型可用于计算大位移井各种工况下的摩阻和扭矩。实例计算表明,该文中提出的力学模型其理论计算结果与实测结果吻合程度较好,大钩载荷误差在15%以内,扭矩载荷误差基本上保持在20%以内。模型同时考虑了井斜和方位变化的影响。建立的模型更加贴近现场实际,不但适合于设计轨迹的摩阻扭矩预测。同时也可用于摩阻扭矩的现场监测分析。

井眼光滑程度、压差粘卡程度、缩径、明塌、键槽等复杂状况的方法。

石油大学的李相方等人[6]介绍了一种方法,可根据地面立压值来计算出环空压力,监测井眼不清洁的程度。其原理是:环空压力等于立管压力减去钻柱、井下动力钻具、MWD与钻头循环压降。井下动力钻具、MWD与钻头循环压降的计算是在假定井眼为清洁的情况下,通过立压、环空循环压降、钻柱与钻头压降等计算后获得。之后,将环空压力转换成循环钻井液当量密度,据此可以监测井眼清洁程度,为大位移井安全钻井提供了一定的依据。

胜利油田的张洪泉等人[7]则在分析岩屑床的形成及危害的基础上,对岩屑床的清除办法进行了探讨,提出了将提高泥浆返速、改善泥浆性能与机械清除岩屑相结合的方法。胜利油田多口井的现场应用表明,该方法能有效地解决高难度定向井的携岩问题,为优质高效的钻高难度定向井提供了一定的技术保证。

国外的麦克巴泥浆公司开发了计算岩屑滚动和岩屑悬浮的最小返速MTV的计算机软件。当井眼尺寸及PV/YP确定后,模拟不同井斜角得出不同MTV数值,而井斜角一定时,随着PV、YP的增大,所需的MTV则稍有减小。在同样条件下,使岩屑滚动的最小返速(Rollmtv)远小于悬浮岩屑的最小返速(Susmtv)。RollIIltv随井斜角增加而增加,在45°～65°井斜范围时达到最高,在井斜角65°以上则略有下降,而Susmtv在0°～90°范围内则随井斜角增加而大大增加。

井眼清洗技术

在大位移井正常钻进过程中,钻屑脱离钻井液

流向低边井壁沉积,此时环空分为稳定沉积层、沉积移动层、非均相的悬浮液流动层和假均相流动层,使钻井液流型和流变性更加复杂,导致钻井液悬浮体的均匀性被破坏;斜井中低边井壁的钻屑沉积层在停泵时会整体下滑,使携岩更为困难,并易造成砂桥卡钻。在斜井段容易形成稳定岩屑沉积层,其厚度随井斜角增大而增厚。随着井斜角的增大,岩屑的运动方向逐步偏离轴向,而接近径向运移,从而形成岩屑床。同时,随着井斜角的增大,钻柱偏心躺在井筒的低边井壁上,钻柱下侧环空间隙变小,使岩屑床清除更为困难[3]。

中国地质大学的李子丰等人[5]在稳态拉力—扭矩模型的基础上,考虑海底大位移井井眼轨道和钻柱的特点,建立了用于监测海底大位移井钻柱与井眼摩擦系数的数学模型,提出了判断井眼清洁程度、

井身剖面和钻柱优化设计

大位移井的井深剖面设计最主要的是保证不要超过钻柱的扭矩极限,并能满足以下要求:能尽量增大大位移井的延伸距离;能降低扭矩、摩阻和套管磨损:能提高管材、钻具组合和测量工具的下入能力等,光滑的井眼轨迹是钻大位移井成功的关键。

目前,大位移井的井深剖面主要有以下3种[8]:增斜—稳斜剖面,这种井身剖面的造斜率较低(<2°/30m),一般耀求采用大功率顶部驱动装置重钻柱结构才能达到水平位移较大的目标层;下部井段造斜剖面,这种井斜剖面的特征是造斜点较深,并能降低扭矩和套管磨损,采用轻钻柱结构和低功率的地面设备即可钻成;悬链线剖面,这种井身剖面的特点是扭矩低、钻柱与井壁之间的接触力几乎为零。但由于悬链线井身剖面使下部钻柱受压,而且,和常规

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井身剖面相比,井眼轨道较长,因此,出现了对其进行修正后的井身剖面,即准悬链线剖面,并逐步在国外的大位移井中成为标准。

关于钻柱优化设计问题,胜利油田的都振川[9]

在分析大位移井钻柱工作和受力特点的基础上,建立了一套适合于大位移井钻柱强度计算和校核的工程应用方法,现场应用结果表明,利用该方法计算得出的全井安全系数均大于2。此外,江苏石油勘探局的祖峰[10]则探讨了在打大位移井过程中不同井段的钻具组合问题。该文详细给出了不同井段钻头、稳定器、钻挺等钻具的组合结构,实践证明能很好地控制井眼轨迹,为实施大位移井顺利钻进提供了可操作性的参考。

国外曾有专门用于大位移井的钻杆设计技术[11]。通过利用高强度冶金技术、特定的处理设计标准以及对水力学、抗拉、抗扭及抗挤毁等方面的研究,对这种大位移井专用钻杆进行了优化设计。53/4in或57/8in钻杆可作为选择性产品,可满足大位移井水力方面和抗扭强度方面的要求。国外另有一种新型钻杆为钻大位移井提供了有利条件[12]。该钻杆水力效率有了极大提高,且消除了使用67/8in钻杆所带来的弊端。此文讨论了57/8inXR钻杆的工程原理,结合产品的开发进行新的工程设计,并考察了新型连续装置的构造和能力。

合醇钻井液等进行大位移井钻井作业。目前在英国北海、挪威Stafjiod及中国南海西江等油田创世界记录的大位移井都是用这两种钻井液钻成的。为进一步提高水基钻井液的防塌能力,对选定的钻井液体系常使用的各种防塌处理剂进行改性处理。目前钻井液的防塌处理剂主要有饵盐、防塌包被剂、有机硅防塌剂、沥青类制品、聚合醇类处理剂等。

(4)化学与力学精合控制井壁稳定的方法。建立泥页岩吸水后的膨胀应变的本构方程及泥页岩强度与含水量、水化时间的关系,据此对吸水后产生的水化应力计算,得出钻井液类型、钻井周期对泥页岩坍塌或缩径的影响规律,探索在水化作用下保持泥页岩井壁稳定的钻井液密度的计算方法。

(5)井壁稳定分析模型。诊断井壁稳定的计算机模型,用强度理论、多孔弹性介质理论等计算作用在井壁上的力,用求得的应力值与岩石破碎标准相结合预测出防止井眼破坏所必须的钻井液密度。石油大学的金衍等[13]从井壁稳定的力学机理出发,分析大位移井周的应力分布规律,建立大位移井井壁稳定的力学模型,并据此编制了Windows环境下的井壁稳定分析软件,形成一个方便工程问题分析的集成环境,利用该软件分析了影响井壁稳定性的因素,提出了大位移井钻井的最优井斜方位和安全泥浆密度的选择方法。

(6)钻井过程中的其它措施。在保证井眼清洁的前提下,钻井液环空流速不宜过大避免严重冲蚀井壁。尽量避免在泥页岩段长时间定点循环,减少剪切破坏。控制起下钻速度,开泵要平稳,避免产生过大的压力激动,防止井漏和井塌。尽可能提高钻井速度,降低钻井液滤失量,缩短钻井液对井壁的浸泡时间。

井壁稳定技术

在地层被钻开以前,岩石处于应力平衡状态,钻出井眼后,由钻井液替换原来的岩石,打破了应力平衡,同时,钻井液和井壁岩石有可能发生化学反应,进一步破坏井壁稳定。目前,大位移井中稳定井壁的措施主要有[3]:

(1)优化钻井轨迹设计。在构造应力区,应将井眼选定在适当的方位上,使井眼沿最小应力方向倾斜,或者说尽可能在垂直于最大应力方向钻井。当斜井段经过水敏易塌地层时,井眼拥塌问题变得更为突出,宜采用将明塌页岩井段的长度减为最小的井眼轨迹,使易拥塌地层区域减至最小。

(2)优化力学设计。在地层破裂压力与地层胡塌压力之间钻井液循环当量密度调节余地的大小是制约许多大位移井水平段延伸长度的主要因素。因此,大位移井必须正确考虑压力设计。

(3)化学控制井壁稳定的方法。根据地层特点选用合适的防塌钻井液。现常用油基钻井液、合成基钻井液、聚合物氯化饵钻井液、正电胶钻井液和聚

套管磨损预测与防治技术

套管磨损是钻井作业中不可避免的一个问题,

由于大位移井井身结构的特殊性,这一问题显得尤为突出。磨损使套管柱的抗挤毁强度、抗内压爆破强度等使用性能降低,对套管柱的安全构成了严重的危胁,它可能引起油气井控制问题,甚至引起井喷,严重的套管磨损有时可使一口几乎要完成的井报废。另外修理己磨损套管的费用很高,据统计,因磨损而加厚套管壁,石油工业每年要花费几千万美元。目前我国在进行管柱结构设计时,基本上没有考虑到套管的磨损问题。国外关于磨损对套管抗挤毁、挤内压强度使用性能的影响研究,主要是对月牙

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形的磨损形式进行分析。

西南石油学院的陈浩等[14]用硬度、摩擦因数、侧向力、钻柱接头外径、钻速和磨损时间建立起套管磨损速度模型,建立并推导了套管磨损面积的关系式及任意给定位置磨损套管的剩余壁厚的表达式。对开展套管磨损问题的研究磨损的预测、预防及套管柱的设计都有着十分重要的指导意义。

CNPC的高智海等[15]概述了钻杆柱的旋转及起

参　考　文　献

1　宋玉玲,董丽娟,李占武.国外大位移井技术发展现状[J].钻采工艺,1998,21(5):4-9

2　吴爽,李骥,张焱.大位移井技术研究的现状分析[J].石

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3　沈伟,谭树人.大位移井钻井作业的关键技术[J].石油钻

采工艺,2000,22(6):21-27

4　贺志刚,付建红,施太和,蒋世全,姜伟.大位移井摩阻扭

下钻、井壁狗腿严重度和泥浆成分等几种主要影响

因素:指出套管磨损的主要形式是月牙型磨损,介绍了月牙型磨损对套管的抗挤毁、抗内压强度的影响,并提出了两种磨损预测公式以及减少套管磨损的措施,为设计合理的井身结构提供了部分理论依据。

矩力学模型[J].天然气工业,2001,21(5):52-55

5　李子丰,李相方,单志刚.海底大位移井井眼净化程度和

卡钻可能性监测[J].石油钻探技术,2000,28(5):4-6

6　李相方,隋秀香,刘举涛,关文龙,唐德钊.大位移井井眼

清洁监测技术[J].石油钻采工艺,2001,23(5):1-4

7　张洪泉,任中启,董明健.大斜度大位移井岩屑床的解决

结论及展望

(1)钻井特别是大位移井作为技术密集型作

方法[J].石油钻探技术,1999,27(3):6-8

8　宋玉玲,姜德风,殷夜明译.国外大位移井钻井设计综述

[J].国外油田工程,1999.1:33-369　都振川.大位移井钻柱强度分析方法及应用[J].石油钻

业,每一项关键技术都要牵涉到多种学科,如力学、材料学、地质学、信息学等,而且,随着钻探深度及水

平位移的不断加大,对钻井工程技术人员的综合能力提出了更高的要求。

(2)大位移井钻井技术将进一步围绕降低成本、减少风险和提高成功率的目标而发展,将更广泛地用于海上油田、滩海油田和其它地面条件受到限制的油田。

(3)随着信息处理及三遥(遥测、遥传、遥控)技术的发展,结合大位移井钻进各工序的实际,必将开发出多种钻井自动及智能控制系统,做到对各关键技术中的主要参数进行实时测控,提高大位移井的钻探成功率。

探技术,2002,30(4):9-1110　祖峰.D2-19大位移定向井钻井应用技术[J].西部探矿

工程,2002.1:67.69

11　宋卫东译,汪海阁校.大位移井专用钻杆翁行芳[J].国

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12　马文英译,:周润才校.新型钻杆提高了在ERD和深水

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13　金衍,陈勉,柳贡慧,陈治喜.大位移井的井壁稳定力学

分析.地质力学学报,1999,5(1):4-11

14　陈浩,刘承杰.大位移井套管柱磨损的探讨[J].石油矿

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15　高智海,杨勇,赵克枫.套管磨损的研究进展[J].西安石

油学院学报,1999,14(2):41-45

(本文编辑:屈坤如　收稿日期:2003-05-01)

【作者简介】

周兴友,男,汉族,山东禹城人,1995年毕业于石油大学矿机专业,现从事钻井工程管理工作。

[小资料]

太阳镜透射比三成不合格

　　近期,国家质量监督检验检疫总局组织对太阳镜产品进行了国家监督抽查。本次抽查涉及北京、天津、上海、浙江、福建、广东等6个省、直辖市65家企业生产的90种产品,合格60种,产品抽样合格率为66.7%。

抽查中发现的主要问题有:

部分产品的可见光透射比不符合标准规定经检验,有27种太阳镜的可见光透射比不合格,占抽查样品总数的30%。可见光透射比是衡量太阳镜遮挡可见光的程度,是一项重要的技术指标。

佩戴透射比不合适的太阳镜,容易造成眼睛疲劳。

部分产品的防紫外性能不达标抽查了63种明示具有防紫外线功能的太阳镜,有3种防紫外线项目不合格,占抽查样品总数的3.3%。防紫外性能是太阳镜的重要指标,佩戴防紫外线项目不合格的太阳镜,起不到保护眼睛的作用。

部分产品的标识不规范抽查中发现有20种产品标识不清。标识中的”类别”是功能性指标,类别不同,太阳镜的用途截然不同。抽查中发现,有的产品

明示的是遮阳镜,检测结果却是浅色镜,佩戴者就无法获得遮阳的效果。另外,有的产品只注重款式、外观,没有标注标准代号、厂址等。

个别产品的光学性能指标不合格顶焦度和棱镜度是衡量太阳镜度数的重要指标,也是保障佩戴者的视力不受到损伤的重要指标。太阳镜的镜片是平光,没有度数。抽查时发现,有个别产品超出标准的规定,如果佩戴这样的太阳镜,就会出现眼睛酸胀、头晕等不适应症

(本刊摘编)状。

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