汪深1-平1井轨迹控制技术

汪深1-平1井是大庆油田一口深井水平井,完钻井深4205m,水平段长1009．51m,因地质原因2次填井侧钻,施工中轨迹控制难度加大。直井段4,311．1mm井眼采用大尺寸塔式钻具组合既可以控制井斜,又能释放钻压;造斜段做好二次剖面设计及施工预案,优选螺杆度数,使实钻轨迹尽量接近设计轨迹;水平段施工做到滑动钻进和复合钻进的合理分配．尽量使轨迹平滑。侧钻选用1．5°单弯螺杆,摆好工具面后小钻压侧钻,同时取砂样分析水泥与岩屑比例,水泥量减少后逐渐加压．禁止启动转盘。该井轨迹控制及2次成功侧钻为该地区水平井施工提供了借鉴。     

遥控变径稳定器安放位置的优化与应用

史南油田长稳斜井段采用常规“单弯双稳”螺杆钻具组合控制方式，普遍存在滑动进尺比例高、钻进效率低、起下钻趟数多等问题。为此，通过分析长稳斜段轨迹控制效率偏低的原因，以及KB型遥控变径稳定器的工作原理和技术特点，基于“平衡趋势法”造斜率预测理论和纵横弯曲连续梁理论，建立“单弯双稳”螺杆钻具造斜率预测方法，分析活塞伸出和收回时复合钻进的造斜规律。研究结果表明：史南油田长稳斜段钻进期间变径稳定器宜安放在距螺杆本体扶正块小于8.20 m的位置。通过在史3-斜A井开展现场应用，一趟钻完成了二开长稳斜段的施工，平均机械钻速13.44 m/h,进尺1 153.00 m,复合钻进尺比例高达98.05%,井斜变化幅度仅为2.80°,大幅提高了长稳斜段的轨迹控制效率和井眼质量。研究结果可为史南油田长稳斜井段的钻井提速提效提供有益指导。     

井眼轨迹连续控制钻井技术研究与应用

为提高井眼轨迹的控制能力,缩短钻井周期,节约钻井成本,从井眼轨迹连续控制钻井技术原理和钻具组合2个方面进行了研究,实现了通过采用高效优质钻头配合单弯螺杆造斜钻具,并根据钻具结构的受力分析情况和施工技术要求,合理优选单弯螺杆的弯曲度数及上下稳定器的尺寸,匹配合适的钻井参数,仅一套钻具结构依次完成直井段、造斜段、稳斜段、降斜段等全井段的井眼轨迹控制过程的钻井技术方法。并通过实例分析,证明应用该技术可大幅度地提高钻井效率,可进一步推广应用。     

哈里伯顿旋转导向仪器在JY1X6-1HF井的应用

JY1X6-1HF井位于重庆市南川区水江镇梓潼村,是一口开发井、水平井,设计井深5070.00m,实际井深5121.00 m,水平段长1486.00 m,水平位移2218.80 m。针对平桥区块其它井三开使用单弯螺杆钻进中出现的摩阻大、定向托压严重、定向造斜效果不理想、施工进度慢等问题,JY186-1HF井三开尝试使用哈利伯顿旋转导向技术,配合史密斯PDC钻头,取得了非常显著的提速效果,降低了事故复杂情况发生的几率,提高了钻进施工效率。     

长庆油田“四合一”钻具组合轨迹控制能力力学分析

"四合一钻具"是把PDC钻头、单弯螺杆、短钻铤和稳定器四种工具合并运用的一种钻具结构。该钻具结构既利用了单弯螺杆的滑动可调能力,又实现了双稳定器刚性钻具结构的稳方位效果,还充分发挥了PDC钻头的快速钻进优势,能够满足直井段防斜、定向造斜、复合调整和稳斜稳方位的轨迹控制要求。它的应用打破了以往定向后强增斜的轨迹控制思路,达到了减少起下钻和滑动调整、提高机械钻速、降低井下风险的效果。     

单弯螺杆钻具组合非线性瞬态动力学分析

为了合理地使用螺杆钻具进行防斜打快作业,采用有限元分析方法,建立了单弯螺杆钻具组合下部结构的力学模型,并利用该模型定量分析了该钻具组合的力学特性,同时对比分析了影响该钻具组合控制井斜的主要因素。计算结果分析表明,利用单弯螺杆钻具控制井斜时,要综合考虑各种因素,对下部钻具组合进行力学计算,优选螺杆(包括弯角大小、肘点位置)、扶正器个数和安装位置以及钻进参数,以求有效控制井斜和提高机械钻速。     

防斜纠斜技术在邑深1井的应用

受地质因素的影响,同样的钻具组合、相同的钻井参数在不同地区应用,防斜纠斜效果存在较大差异。针对不同区块地质特征,综合运用现有井斜控制理论,以达到单井防斜打快、降本增效的目的。邑深1井为中国石化重点预探直井,钻井过程中先后使用了常规钟摆钻具防斜技术、直螺杆复合钻进防斜技术、弯螺杆配合欠尺寸扶正器防斜技术、单弯双稳钻具防斜技术,配合使用电子多点测斜技术、机械式随钻测斜仪测斜技术及MWD测斜技术,较好地实现了对井身轨迹的控制。对各种防斜纠斜技术的应用情况及各种防斜纠斜技术原理进行了对比分析,提出该区块防斜打快、降本增效的各个开次的钻具组合,对大邑地区同类型井提供了一定的借鉴。     

川西地区中浅水平井钻井难点与对策

川西地区中浅层水平井属中曲率长水平段水平井,平均井,2800 m水平段长1000m左右,施工难度大。 针对井眼轨迹控制复杂问题,在造斜段、水平段优选单弯螺杆采用少定多复原则控制轨迹,通过卡准标志层和轨迹预测缓解靶点调整问题。沙溪庙水平井摩阻大,通过控制全角变化率避免轨迹大幅度波动,间断定向、短起下修整井壁和提高钻井液润滑性能是解决摩阻的主要手段。针对高泵压,通过减少加重钻杆用量、优选排量成功解决。沙溪庙水平井完井下套管难度大,采用扶正器模拟套管刚性通井、加塑料小球等方法取得较好效果。     

徐闻X3井井眼轨迹控制技术

徐闻X3井是一口部署在北部湾盆地迈陈凹陷区块的多靶点定向井, 也是中石化首口超高温超深四靶点定向探井,该井二开井段长达2 667 m,为大尺寸长裸眼井眼;三开实钻裸眼段长1 540 m。该地区地温梯度高,井深5 974 m电测温度为211 ℃,高温影响MWD仪器使用性能,下部井段只能依靠多点投测,井身轨迹控制具有滞后性。为实现徐闻X3井井眼轨迹的有效控制,该井直井段采用塔式钻具组合,长达2 028 m的直井段最大井斜角仅为1.39°,定向井段采用1.5°的单弯螺杆定向,稳斜井段采用满眼、微增钻具组合钻进。该井4个靶点均顺利中靶,实钻井眼轨迹达到设计要求,完钻井深6 010 m,完钻水平位移达2 017.22 m。该井的顺利完钻为同类井的施工提供了经验。     

胜和1井纠斜打快钻井技术

胜和1井浅层变质岩片理发育，钻进过程中易发生井斜，在分析其原因的基础上，在二开井段采用了偏轴与柔性钟摆钻具组合钻井，三开井段采用了单弯动力钻具组合复合钻井，不但有效地防止了井斜，使井眼轨迹符合设计要求，而且大大提高了机构占速，经济效益和社会效益非常显著，也为大段易斜地层钻进提出了一种控制井斜的新方法。     

东方1-1气田丛式水平井及大位移井钻井技术

东方1-1气田的丛式水平井及大位移井在采用常规的定向钻井技术的条件下，使用Landmark公司的Compass＆wellplan软件对该项目的所有井进行优化设计，优化底部钻具组合，井眼轨迹、井身结构及钻井顺序方案。使用导向马达＋AGS＋MWD／LWD的组合，解决了大斜度长稳斜裸眼井段的井斜控制问题和摩阻大、滑动送钻困难与井眼轨迹控制和控制方位漂移及提高机械进尺的问题，优快地完成了该项目的所有大位移水平井。     

四川盆地磨溪–高石梯区块定向钻井关键技术

四川盆地磨溪–高石梯区块采用"螺杆+MWD"钻进?215.9 mm定向井段时,由于造斜点深、地层温度和钻井液密度高、地层复杂,存在井眼轨迹控制困难、托压严重、机械钻速低等问题.为解决这些问题,通过优化井眼轨道、优选个性化钻头、配套水力振荡器提速工具、制定降摩减阻和预防压差卡钻等技术措施,形成了?215.9 mm定向钻井...     

田5-斜19五段制剖面定向井钻井技术

五段制剖面定向井施工难度较大，主要介绍了田5—斜19井的井眼轨迹控制、相关安全钻井及钻井液技术，并对施工中发生的复杂情况进行了分析，总结了一些经验，对五段制剖面类型定向井施工具有一定的参考价值。     

华北油田雁63断块丛式井快速钻井技术

随着定向井技术的不断完善,丛式井钻井技术现已在国内各大油田广泛应用。华北油田雁63断块根据地质构造特征采用了定向丛式井开发,井眼采用五段制井眼轨道设计剖面,该区块布井多,井网密,整拖距离5 m,上直段并行井段长,井间碰撞因素较多,钻井施工过程中绕障难度大,对井眼轨迹控制和监测技术要求高。针对华北油田雁63断块丛式井特点在实钻过程中采用了定向剖面优化设计,MWD无线随钻定向与监测,及时调整井眼轨迹,保证了井眼轨迹的规则,减少了后期采油杆管的偏磨效应,施工过程中通过优化钻井参数、简化钻具结构、严格控制轨迹、优化钻井液体系等技术措施实现了安全快速钻井。     

元坝超深水平井轨迹控制技术

川东北元坝区块是中国石化南方海相重点勘探开发区域,元坝地区海相储层埋深超深,具有高温、高压和高含H2S等特点,水平井钻井存在测量仪器和定向工具选择难、轨迹控制难度大等技术难点。通过应用高温高压旋转导向和高温螺杆+MWD对比,优选了定向钻井的工具组合;结合理论和实钻经验,形成了适合元坝地区的超深水平井轨迹控制技术,为元坝地区海相储层的高效开发提供了技术支撑。     

安塞区块浅油层小眼定向井钻井技术

在统计分析安塞区块28口小眼定向井情况的基础上，从钻井工艺、井眼轨迹控制、钻井液等方面，分析了小眼定向井的特点和难点，对目前日趋成熟的相关工艺技术研究及应用效果进行了总结，并提出了今后小眼定向井技术进一步发展的思路。     

关于井眼轨道控制研究的新思考

井眼轨道控制理论和技术是石油钻井工程的基础和关键.随着定向井、丛式井和水平井的发展,井眼轨道控制难度不断增加.当前面临的一个重要问题是如何开展进一步的理论研究,如何把现有的理论成果转化为实际控制手段,以提高控制精度和降低钻井成本.本文简单回顾了井眼轨道控制理沦和技术的发展过程;综述了当前的技术现状和需要解决的问题;在此基础上,用控制理论观点对井眼轨道控制研究进行分析和思考,并对今后的研究方向作了展望.     

哈拉哈塘超深定向井钻井技术

针对塔里木油田哈拉哈塘地区超深定向井存在的造斜速度慢、井眼轨迹控制难度大等技术问题,开展了超深井井眼轨迹控制与提速技术研究。在分析超深定向井钻井技术难点的基础上,通过在斜井段井眼轨迹控制与钻井提速等方面进行技术攻关并制定技术方案,首次在该地区超深定向井ψ241.3 mm井眼造斜段钻进时试验应用了PowerDrive Archer高造斜率旋转导向系统,并在φ171.5 mm井眼稳斜段优选中低转速大功率螺杆配套抗冲击、抗研磨性强的螺旋6刀翼PDC钻头和抗高温MWD无线随钻测量仪器,以有效控制井眼轨迹并提高钻速,同时选用防漏防涌防硫、抗高温的钻井液体系以保障超深定向井安全施工。哈拉哈塘地区4口超深定向井钻井施工情况表明,定向井斜井段平均机械钻速提高13.53%,平均定向工期缩短38.58%。这种根据造斜段、稳斜段不同需求分别考虑技术可操作性的集成技术,对塔里木油田哈拉哈塘地区超深定向井轨迹控制与提速具有很好的借鉴作用。      

青西油田深井定向钻井技术

针对青西油田深井定向钻井过程中存在的直井段易井斜、定向造斜段钻速低、井眼轨迹控制难度大等问题,开展了复杂深井井眼轨迹控制与提速技术研究。通过分析区域地质特征、钻井难点等,主要从斜井段井眼轨迹控制与钻井提速等方面进行技术研究并制订了技术方案:在定向稳斜段采用扭力冲击器进行了提速试验,优选中低转速大功率螺杆配合抗冲击、抗研磨性强的螺旋5刀翼PDC钻头和高精度MWD无线随钻测量仪器进行井眼轨迹控制与提速。该技术在现场应用4口井,在满足井眼轨迹控制要求的情况下,斜井段平均机械钻速比采用常规技术提高了74.65%;斜井段最短定向工期达到59.00 d,平均定向工期89.79 d,比采用常规技术缩短了45.88%。研究表明,高效PDC钻头、中低速大扭矩螺杆钻具、MWD测量系统及扭力冲击器的配套技术,在青西油田深井定向钻井井眼轨迹控制与提速方面效果良好,值得在该地区推广应用。      

连续管钻定向井工具面角调整方法研究

为了解决连续管钻井定向过程中存在的工具面角调整偏差问题,提出了两段式定向施工设计方法.以斜面扭方位计算模式为理论基础,根据工具面角的调整特点,建立了双圆弧定向轨道设计模型,利用数值迭代法对其轨道约束方程组进行求解,从而得到符合定向设计要求的井眼轨道方案.实例计算结果表明,工具面角调整符合定向调整特点,设计的井眼轨道光滑,满足各项井眼约束条件.研究结果表明,两段式定向施工方法理论设计切实可行,符合定向要求,解决了连续管定向偏差问题,具有现场实际应用价值.