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定向井基本知识


第九章 定向井和水平井钻井技术
第一节 定向井井身参数和测斜计算
一.定向井的剖面类型及其应用 定向钻井就是“使井眼按预定方向偏斜,钻达地下预定目标的一门科学技术”。定向钻 井的应用范围很广,可归纳如图 9-l 所示。

定向井的剖面类型共有十多种,但是,大多数常规定向井的剖面是三种基本剖面类型, 见图 9-2,称为“J”型、“S”型和连续增斜型。按井斜角的大小范围定向井又可分为:

常规定向井井斜角<55° 大斜度井井斜角 55~85° 水平井井斜角>85°(有水平延伸段) 二.定向井井身参数

实际钻井的定向井井眼轴线是一条空间曲线。钻进一定的井段后,要进行测斜,被测的 点叫测点。两个测点之间的距离称为测段长度。每个测点的基本参数有三项:井斜角、方位 角和井深,这三项称为井身基本参数,也叫井身三要素。 1.测量井深:指井口至测点间的井眼实际长度。 2.井斜角:测点处的井眼方向线与重力线之间的夹角。 3.方位角:以正北方向线为始边,顺时针旋转至方位线所转过的角度,该方向线是指 在水平面上,方位角可在 0—360°之间变化。 目前, 广泛使用的各种磁力测斜仪测得的方位值是以地球磁北方位线为准的, 称为磁方 位角。磁北方向线与正北方向线之间有一个夹角,称磁偏角,磁偏角有东、西之分,称为东 或西磁偏角,真方位的计算式如下: 真方位=磁方位角十东磁偏角 或 真方位=磁方位角一西磁偏角 公式可概括为“东加西减”四个字。 方位角也有以象限表示的,以南(S)北(N)方向向东(E)西(W)方向的偏斜表示, 如 N10°E,S20°W。在进行磁方位校正时,必须注意磁偏角在各个象限里是“加上”还 是“减去”,如图 9-3 所示。

4.造斜点:从垂直井段开始倾斜的起点。 5.垂直井深:通过井眼轨迹上某点的水平面到井口的距离。 6.闭合距和闭合方位 (l)闭合距:指水平投影面上测点到井口的距离,通常指靶点或井底的位移,而其他 测点的闭合距离可称为水平位移。 (2)闭合方位:指水平投影响图上,从正北方向顺时针转至测点与井口连线之间的夹 角。 7.井斜变化率和方位变化率:井斜变化率是指单位长度内的井斜角度变化情况,方位 变化率是指单位长度内的方位角变化情况, 均以度/100 米来表示 (也可使用度/30 米或度 /100 英尺等)。 8.方位提前角(或导角) :预计造斜时方位线与靶点方向线之间的夹角。 三.狗腿严重度 狗腿严重是用来测量井眼弯曲程度或变化快慢的参数(以度/100 英尺表示) 。可用解 析法、图解法、查表法、尺算法等来计算狗腿严重度 k。 1.第一套公式

2.第二套公式 cosγ=cosα1cosα2+sinα1sinα2 cosΔ?………………………………………(9-3) 本式是由鲁宾斯基推导出来的,使用非常普遍。美国人按上式计算出不同的α1、α2 和Δ ?值下的狗腿角γ值,并列成表格,形成了查表法。 3.第三套公式

γ——两测点间的狗腿角。 若将三套公式作比较,第一套 公式具有普遍性,适合于多种形状 的井眼,第二套只适用于平面曲线 的井眼(即二维井型),第三套是 近似公式,用于井斜和方位变化较 小的情况。 四.测斜计算的主要方法 测斜计算的方法可分为两大类 二十多种。一类是把井眼轴线视为

由很多直线段组成,另一类则视其为不同曲率半径的圆弧组成。计算方法多种多样,测段形 状不可确定。 主要的计算方法有正切法、平衡正切法、 平均角法、曲率半径法、最小曲率法、 弦步法和麦库立法。 从计算精度来讲, 最高的是曲率半径法和最小曲率法, 其次是平均角法。 以下各图和计算公式中下角符号1、2分别代表上测和下测点。 1.平均角法(角平均法) 此法认为两测点间的测段为一条直线, 该直线的方向为上下两测点处井眼方向的矢量和 方向。 测段计算公式:

2.平衡正切法 此法假定二测点间的井段为两段各等于测段长度一半的直线构成的折线, 它们的方向分 别与上、下两测点处的井眼方向一致。 如图9-6,计算式为:

3.曲率半径法(圆柱螺线法) 此法假设两测点间的测段是条等变螺旋角的圆柱螺线, 螺线在两端点处与上、 下二测点

处的井眼方向相切。 如图 9-7,测段的计算公式有三种表达形式。

(1)第一种表达形式

(9-13)~(9-16)式中:

这四个公式是最常用的计算公式:

(3)第三种表达形式 (4)曲率半径法的特殊情况处理

③第三种特殊情况,α1≠α2,且其中之一等于零。此时,按二测点方位角相等来处理, 然后代入第二种特殊情况的计算式中。 4.最小曲率法 最小曲率法假设两测点间的井段是一段平面的圆弧, 圆弧在两端点处与上下二测点处的 井眼方向线相切。测段计算如图 9-8。 测段计算公式如下:

令 fM= (2/γ) (γ/2) ×tg , fM 是个大于 1 但很接近 1 的值。 在狗腿角γ足够小的情况下, 可 近似认为 fM=1,这时上述四个 计算公式就完全变成平衡正切 法的公式了, 它是对平衡正切法 公式的校正。 ΔS′是切线 1M 和 M2 在 水平面上的投影之和,即ΔS′ =1′M′+ M′2′。ΔS′并

不是测段的水平投影长度ΔS。要作出井身垂直剖面图,需要求出ΔS,而最小曲率法却求不 出ΔS,这是最小曲率法的缺点。为了作出垂直剖面图,可用下式近似地求出ΔS′:

ΔS = Δ ′ S

Δ ? π × 2sin (Δ /2 ) 180 ?

……………………………………………………(9-39)

第二节 定向井剖面设计
在开钻前认真进行设计,可以大大节约定向钻井的成本。影响井眼轨迹的因素很多,其 中一些因素很难进行估算(如在某些地层中的方位漂移情况等)。因此,在同一地区得到的 钻井经验很重要,这些经验可以在其他井设计过程中起重要的参考作用。 一.设计资料 要进行一口定向井的轨道设计工作, 作业者至少应提供靶点的垂深、 水平位移和方位角, 或提供井口与靶点的座标位置,通过座标换算,计算出方位角和水平位移。此外,定向井工 程师还要收集下列资料: 1.作业区域和地理位置。通过作业区域,通常可以找到该地区已完井的钻井作业资料 (野猫井除外),并对地层情况、方位漂移有一定的了解,根据地理位置,可以计算或查得 到地磁偏角。 2.地质设计书和井身结构。了解有关地层压力、地温梯度、地层倾角、走向、岩性、 断层,可能遇到的复杂情况,以及油藏工程师的特殊要求等。 3.作业者对造斜点、造斜率、增(降)斜率的要求,以及安全圆柱、最大井斜等井身 质量的要求。 4.了解钻井承包商的情况,如泥浆泵性能,井下钻具组合各组件的基本情况等。 二.设计原则 1.能实现钻定向井的目的 定向井设计首先要保证实现钻井目的, 这是定向井设计的基本原则。 设计人员应根据不 同的钻探目的对设计井的井身剖面类型、 井身结构、 钻井液类型、 完井方法等进行合理设计, 以利于安全、优质、快速钻井。 如救险井的钻井目的是制服井喷和灭火,保护油、气资源。因此,救险井的设计应充分 体现其目的:一是靶点的层位选择合理。二是靶区半径小(小于 10 米),中靶要求高;三 是尽可能选择简单的剖面类型,以减小井眼轨迹控制和施工难度,加快钻井速度。四是井身 结构、井控措施等应满足要求。 2.尽可能利用方位的自然 漂移规律在使用牙轮钻头钻进 时, 方位角的变化往往有向右增 加的趋势,称为右手漂移规律。 如图 9-9 所示,靶点为 T,设 计方位角为?′。若按?′定向 钻进,则会钻达 T′点,只有按 照?角方向钻进,才会钻达目标 点 T。Δ?角称为提前角,提前 角的大小, 要根据地区的实钻资 料,统计出方位漂移率来确定, 我国海上开发井一般取 2~7 度。 目前流行的 PDC 钻头(如 RC426 型等),对方位右漂具有较好的抑制效果。在地 层倾角小、岩性稳定时,PDC 钻头具有方位左漂的趋势,这主要是由于 PDC 钻头的切削方

式造成的。因此,要使用 PDC 钻头钻进的定向井,提前角要适当地小一点。 3.根据油田的构造特征,有利于提高油气产量,提高投资效益。 4.有利于安全、优质和快速钻井,满足采油和修井的作业要求。 三.剖面设计中应考虑的问题 1.选择合适的井眼曲率 井眼曲率不宜过小, 这是因为井眼曲率限制太小会增加动力钻具造斜井段、 扭方位井段 和增(降)斜井段的井眼长度,从而增大了井眼轨迹控制的工作量,影响钻井速度。 井眼曲率也不宜过大,否则钻具偏磨严重、摩阻力增大和起下钻困难,也容易造成键槽 卡钻,还会给其他作业(如电测、固井以及采油和修井等)造成困难。因此,在定向井中应 控制井眼曲率的最大值,我国海上定向井一般取 7~16°/100 米,最大不超过 20°/100 米。不同的井段要选用不同的井眼曲率,具体如下: 井下动力钻具造斜的井眼曲率取:7~16°/100 米。 转盘钻增斜的增斜率取:7~12°/100 米。 转盘钻降斜的降斜率取:3~8°/100 米。 井下动力钻具扭方位的井眼曲率取:7~14°/100 米。 导向马达调方位或增斜的井眼曲率取:5~12°/100 米。 说明:随着中曲率大斜度井和水平井的迅速发展,对普通定向井的井眼曲率(或狗腿严 重度)的限制越来越少,API 标准中已不再规定常规定向井的狗腿严重度。 为了保证起下钻顺利和套管安全, 必须对设计剖面的井眼曲率进行校核, 以限制最大井 眼曲率的数值。井下动力钻具造斜和扭方位井段的井眼曲率 Km 应满足下式:

Dc――套管外径,厘米。 2.井眼尺寸 目前常规的定向井工具能满足 152~445 毫米(6~171/2 英寸)井眼的定向钻井要求, 一般地说,大尺寸井眼比较容易控制轨迹,但由于钻铤的尺寸也较大,形成弯曲所需的钻压 较大,小井眼要使用更小、更柔的钻具,而且地层因素对轨迹的影响也较大。因此小井眼的 轨迹控制更困难一些。

在常规的井眼尺寸中, 大多数定向井可采用直井的套管程序。 如果实钻井眼轨迹较光滑, 没有较大的狗腿, 那么即使在大井斜井段, 也能较顺利地进行下套管作业。 当然, 在斜井段, 应在套管上加扶正器以支撑套管,避免在下套管过程中发生压差卡钻,同时提高固井质量。 另外,在大斜度井段,可根据井段长度和作业时间,决定是否使用厚壁套管。 3.钻井液设计: (1)定向井钻井液设计十分重要,钻井液应有足够的携砂能力和润滑性,以减少卡钻 的机会; (2)钻井液性能控制对减少定向井钻柱拉伸与扭矩也很重要; (3)钻井液中应加润滑剂,钻井液密度与粘度必须随时控制。 (4)如果用水基钻井液,那么在正常压力井段,应使用高排量和低固相含量的钻井液, 这样有利于清洁井眼; (5)水基钻井液应具有良好的润滑性能,以减少钻具摩阻和压差卡钻;然而在海上钻 井,一定要避免污染问题。 (6)如果有异常高压井段要求钻井液密度达到 1.45 克/厘米 3 或更高,那么应考虑在 钻开该高压地层前下一层保护套管,以封固所有正常压力井段。 4.造斜点的选择 造斜点的选择要适当浅些,但是在极浅的地层中造斜时,容易形成大井眼。同时,由于 地层很软,造斜完成后下入稳斜钻具时,要特别小心,以免出现新井眼,尤其是在稳斜钻具 刚度大或造斜率较高时。通常地说,浅层造斜比深层造斜容易一些,因为深层地层往往胶结 良好,机械钻速低,需花费较长的造斜时间。 另外,造斜点通常选在前一层套管鞋以下 30~50 米处,以免损坏套管鞋,同时减少水 泥掉块产生卡钻的可能性。 在深层地层造斜时,应尽量在大段砂层中造斜,因为砂层的井眼稳定,钻速较快,而页 岩段较易受到冲蚀,钻速较低,而且在以后长时间钻井作业,容易在造斜段形成键槽而可能 导致卡钻。 5.靶区形状和范围 靶区形状与范围通常由地质构造、产层位置决定,并考虑油田油井的分布情况,靶区大 小是由作业者确定的。通常认为,鞍区范围不能定得太小,很小的靶区范围不仅会增加作业 成本,同时也会增加调整方位的次数,造成井眼轨迹不平滑,增加转盘扭矩,同时也增加产 生健槽卡钻的可能性。 通常,靶区形状为圆形(严格地讲,应该是球形)。浅井和水平位移小的定向井,其靶 区范围小一些,一般靶区半径 30~50 米,而深井和水平位移大的井,靶区范围可以适当地 大一些,一般靶区半径为 50~70 米。 6.造斜率和降斜率选择 常规定向井的造斜率为 7~14°/100 米, 如果需要在浅层造斜并获得较大的水平位移, 造斜率可提高到 14~16°/100 米。但是,浅层的高造斜率容易出现新井眼,也容易对套管 产生较大的磨损。因此,浅层造斜通常选择较低的造斜率,而深层造斜(1000 米~2000 米) 可选择较高的造斜率。 对于“S”型井眼,通常把降斜率选在 3~8°/100 米,如果降斜后仍然要钻较长的井 段,则必须采用较小的降斜率平缓降斜,以避免键槽卡钻,同时,可降低钻进时的摩阻力。 7.最大井斜角 常规定向井的最大井斜角,一般在 15~45°,如果井斜太小,则井眼的井斜和方位都 较难控制。井斜大于 60°时,钻具的摩阻力将大大增加。 8.允许的方位偏移与极限

(1)定向钻进时,初始造斜方向通常在设计方位的左边(即选定导角),然后通过自 然漂移钻达靶区,井眼轨迹是一条空间曲线。 (2)但是对导角也有一个限制,在井眼密集的井网中,要求定向井轨迹保持在安全圆 柱内,以避免与邻井相碰。 (3)同样,由于油藏特性和地质地层条件,也对导角的大小有一定的限制。 9.井身剖面类型 在满足设计和工艺要求的前提下,尽可能缩短井段长度,因为井段短则钻井时间短。在 设计井身剖面形状时,要考虑井身结构,造斜点一般选在套管鞋以下 30~50 米处。目前, 我国海上定向井的井身剖面通常由作业者决定,往往选择“J”型剖面。 四.剖面设计 1.设计步骤: (l)选择剖面类型; (2)确定增斜率和降斜率,选择造斜点; (3)计算剖面上的未知参数,主要是最大井斜角; (4)进行井身计算,包括各井段的井斜角、水平位移、垂深和斜深; (5)绘制垂直剖面图和水平投影图。 井身剖面的设计方法有试算法、作图法、查图法和解析法四种。我国海洋定向井通常采 用解析法,并使用计算机完成。剖面设计完成以后,应向作业者提供下列资料: (1)总体定向钻井方案和技术措施。 (2)剖面设计结果,包括设计条件、计算结果、垂直剖面图和水平投影图。 (3)测斜仪器类型和该地区的磁偏角,以及测斜计算方法; (4)设备和工具计划。 2.二维定向井设计(解析法) 解析法是根据给出的设计条件, 应用解析公式计算出剖面上各井段的所有井身参数的井 身设计方法。在使用计算机的条件下,还可同时给出设计井身的垂直投影图和水平投影图。 解析法进行井身剖面设计所用公式如下 (用于三段制 J 型、五段制 S 型和连续增斜型剖 面)。 (1)求最大井斜角αmax。

(2)各井段的井身参数计算: ①增斜段

②稳斜段 ③降斜段 ④稳斜段 ⑤总井深 L

(3)设计计算中特殊情况的处理 ①当 Ho2+So2-2RoSo=0 时,表示该井段设有稳斜段,此时可由下面三个公式中任一 个公式来求最大斜角αmax:

②当 2Ro-So=0 时,可用下式求最大井斜角αmax:

③当 Ho2+So2-2RoSo<0,说明此种剖面不存在,此时应该改变设计条件,改变造斜 点深度、增斜率和降斜率或改变目标点坐标。 井身剖面设计计算结果应整理列表, 并校核井身长度和各井段井身参数是否符合设计要 求, 还应该校核井上曲率, 井身剖面最大曲率应小于动力钻具和下井套管抗弯曲强度允许的 最大曲率。 目前, 应用计算机程序进行井身剖面设计时, 设计结果列表和均可由打印机和绘图仪自 动完成。 4.设计方法举例 例 某定向井设计全井垂深 H=2-000 米(靶点),上部地层 300 米至 350 米是流砂层, 1000 米至 1050 米有一高压水层,作出井身剖面设计。 井口座标 X1:3 246 535.0 Y1:2 054 875.0 井底座标 X2:3 245 972.95 Y2:2 054 665.0 先根据井口与井底座标,计算出水平位移和目标方位。

(1)根据提供的地质资料,在进行剖面设计时,应设法使动力钻具造斜的井段和增斜 的井段避开流砂层和高压水层。 (2)对于钻井工艺及其它限制条件,在满足(l)项条件的前提下,应选择较简单的剖 面类型。 (3)剖面类型选用“直一增一稳”三段制井身剖面。此种剖面简单,地面井口至目标 点的井身长度短,有利于加快钻井速度。 (4)选择造斜点。根据垂直井深和水平位移的关系,造斜点应选在 350 米至 600 米间。 如选在 1050 米以下,会使井斜角太大,是不合理的。 因 300 米至 350 米是流砂层,在井深结构设计时应用套管封固,以利于定向造斜,防止 流砂层漏失、垮塌等复杂情况出现。造斜点应选在套管鞋以下不少于 50 米的地方为宜。因 此,造斜点与井口之间井眼长度不应小于 450 米。 又因 1000 米至 1050 米是高压水层, 为了下部井段能顺利钻进, 也应考虑下入一层中间 套管封住高压水层。 为了减少井下复杂情况和有利于定向井井眼轨迹控制, 在进行套管设计 时,应避免套管鞋下在井眼曲率较大的井段中,中间套管的下入深度应进入稳斜井段 150 米左右为宜。在考虑上述因素后,造斜点的位置应在高压水层以上不少于 400 米处,也就是 造斜点与井口之间的井眼长度不应大于 600 米。 经过上述的分析,如果造斜点应在 450 米至 600 米之间选择,那么,把造斜点确定在 500 米处是比较合理的。 (5)选择造斜率 K 为 7°/100 米。根据造斜率计算造斜井段的曲率半径 R。 (6)计算最大井斜角αmax

R——造斜段曲率半径,米。 把已知条件代入上式得: αmax=24.4° (7)分段井眼计算: 增斜段

稳斜段

4.三维定向井 设计的井眼轴线,既有井斜角的变化,又有方位角的变化,这类井段为三维定向井,实 际作业中,有时会碰到三维定向井的问题,大体上分为三种情况。 第一种情况 原设计为两维定向井,在实钻中偏离了目标方位,如果偏得不多,只要调 整钻具组合或扭一次方位就可以了。严格地说,实钻的定向井轨迹,都有井斜角的变化和方 位角的变化,这种三维定向井可以简化为二维的。 第二种情况 在地面井位和目标点确定的情况下, 在这两点的铅垂平面内, 存在着不允 许通过或难以穿过的障碍物,不能在铅垂平面上设计轨道,需要绕过障碍,设计绕障三维定 向井。在海上丛式井经常碰到这类井。 第三种情况在地面井位确定的情况下,要钻多目标井。地面井位和多目标点不在同一 铅垂平面内,只有井斜角和方位角都变化,才能钻达设计的多个目标点。 三维定向井的轨迹设计和测斜计算很复杂,通常使用计算机软件完成这些工作。

第三节 第三节 井眼轨迹控制技术
井眼轨迹控制的内容包括: 优化钻具组合、 优选钻井参数、 采用先进的井下工具和仪器、 利用计算机进行井眼轨迹的检测预测、利用地层的方位漂移规律、避免井下复杂情况等等。 轨迹控制贯穿钻井作业的全过程,它是使实钻井眼沿着设计轨道钻达靶区的综合性技 术,也是定向井施工中的关键技术之一。 井眼轨迹控制技术按照定向井的工艺过程,可分为直井段、造斜段、增斜段、稳斜段、 降斜段和扭方位井段等控制技术,其中直井段的控制技术见第七章第四节。 一.定向选斜井段 初始造斜方法有五类,即井下马达和弯接头定向、喷射法、造斜器法、弯曲导管定向、 倾斜钻机定向。目前,我国海洋定向井一般采用第一种方式,常用造斜钻具组合为:钻头十 井下马达十弯接头十非磁钻铤十普通钻铤( 0~30 米)十挠性接头十震击器十加重钻杆。 这种造斜钻具组合是利用弯接头使下部钻具产生一个弹性力矩, 迫使井下动力钻具驱动 钻头侧向切削,使钻出的新井眼偏离原井眼轴线,达到定向造斜或扭方位的目的。 造斜钻具的造斜能力主要与弯接头的弯角和动力钻具的长度有关。弯接头的弯角越大, 动力钻具长度越短,造斜率也越高。 弯接头的弯角应根据井眼大小、 井下动力钻具的规格和要求造斜率的大小选择。 现场常 用弯接头的弯角为 1.5~2.25 度,一般不大于 2.5 度。弯接头在不同条件下的造斜率见第四 节。 造斜钻具组合使用的井下动力钻具型号应根据造斜井段或扭方位井段的井深选择。 使用 井段在 2000 米以内,一般采用涡轮钻具或普通螺杆钻具,深层走向造斜或扭方位应使用耐 高温的多头螺杆钻具。 造斜钻具组合、钻井参数和钻头水眼应根据厂家推荐的钻井参数设计。 由于井下动力钻具的转速高,要求的钻压小[一般为 29.4~ 78.4 千牛(3~8 吨)],

因此,使用的钻头不宜采用密封轴承钻头,尤其是在浅层,可钻性好的软地层应使用铣齿滚 动轴承钻头或合适的 PDC 钻头。 根据测斜仪器的种类不同,分为四种定向方式: 1.单点定向 此方法只适用造斜点较浅的情况,通常井深小于 1000 米。因为造斜点较深时,反扭角 很难控制,且定向时间较长。施工过程如下: (l) 下入定向造斜钻具至造斜点位置 (注意: 井下马达必须按厂家要求进行地面试验) 。 (2)单点测斜,测量造斜位置的井斜角,方位角,弯接头工具面; (3)在测斜照相的同时,对方钻杆和钻杆进行打印,并把井口钻杆的印痕投到转盘面 的外缘上,作为基准点; (4)调整工具面(调整后的工具面是:设计方位角十反扭角)。锁住转盘、开泵钻进; (5)定向钻进。每钻进 2~4 个单根进行一次单点测斜,根据测量的井斜角和方位角及 时修正反扭矩的误差,并调整工具面; (6)当井斜角达到 8~10 度和方位合适时,起钻换增斜钻具,用转盘钻进。在单点定 向作业中要注意: ①在确定了反扭角和钻压后, 要严格控制钻压的变化范围, 通常在预定钻压±19.6 千牛 (2 吨)内变化; ②每次接单根时,钻杆可能会转动一点,注意转动钻杆的打印位置至预定位置; ③如果调整工具面的角度较大(>90 度),调整后应活动钻具 2~3 次(停泵状态), 以便钻杆扭矩迅速传递。 2.地面记录陀螺(SRO)定向 在有磁干扰环境的条件下(如套管开窗侧钻井)的定向造斜,需采用 SRO 定向。这种 仪器可将井下数据通过电缆传至地面处理系统, 并显示或用计算机打印出来, 直至工具面调 整到预定位置,再起出仪器,施工过程如下: (l)选择参照物,参照物应选择易于观察的固定目标,距井 40 米左右; (2)预热陀螺不少于 15 分钟,工作正常才可下井; (3)瞄准参照物,并调整陀螺初始读数; (4)接探管,连接陀螺外筒,再瞄准参照物,对探管和计算机初始化; (5)下井测量,按规定作漂移检查; (6)起出仪器坐在井口,再次瞄准参照物记录陀螺读数; (7)校正陀螺漂移,确定测量的精度; (8)定向钻进。 3.有线随钻测斜仪(SST)定向 造斜钻具下到井底后,开泵循环半小时左右,然后接旁通头或循环接头。把测斜仪的井 下仪器总成下入钻杆内,使定向鞋的缺口坐在定向键上。定向造斜时,可从地面仪表直接读 出实钻井眼的井斜、方位和工具面,司钻和定向井工程师要始终跟踪预定的工具面方向,保 持井眼轨迹按预定方向钻进。 4.随钻测量仪(MWD)定向 MWD 井下仪器总成安装在下部钻具组合的非磁钻铤内, 其下井前要调整好工作模式和 传输速度,并准确地测量偏移值,输入计算机。仪器在井下所测的井眼参数通过钻井液脉冲 传至地面,信息经地面处理后,可迅速传到钻台。MWD 不仅可用于定向造斜,也可用于旋 转钻进中的连续测量,是一种先进的测量仪器。 5.定向造斜中的注意事项: (1)如果定向作业前的裸眼段较长,应短起下钻一趟,保证井眼畅通。

(2)井下马达下井前应在井口试运转,测量轴承间隙;记录各种参数,工作正常方可 下井; (3)MWD 等仪器下井前,必须输入磁场强度、磁倾角等参数; (4)定向造斜钻进,要按规定加压,均匀送钻,以保持恒定的工具面。 (5)造斜钻进或起下钻,用旋扣钳或动力水龙头上卸扣,不得用转盘上卸扣; (6) 起钻前方位角必须在 20~30 米井段内保持稳定, 且保证预定的提前角。 目前, “一 次造斜 到位法”也经常在我国海洋定向井中使用,这种方法适用于造斜点较浅,且机械钻速很快的 造斜井段,常常配合使用随钻测量仪。 (7)井下马达出井时,按规定程序进行清洗、保养。 二.转盘钻增斜井段 常用增斜钻具组合为: 钻头十近钻头稳定器十非磁钻铤十钻铤 (非磁钻铤和钻铤的总长 度为 18~30 米之间)十稳定器十钻铤(10 米)十稳定器十钻铤十随钻震击器十加重钻杆十 钻杆(见图 9-10,从下至上,增斜效果越来越强。图中 UG 是指尺寸不足的扶正器)。

施工注意事项: 1.按设计钻井参数钻进,均匀送钻,使井眼曲率变化平缓。 2.每钻进 25~50 米测量一次,随时作图,掌握井斜、方位的变化趋势。如果增斜率不 能满足设计要求,应及时采取措施: (1)调整钻压改变增斜率。增加钻压可使增斜率增大,减小钻压,则使增斜率降低。 (2)更换钻具组合,改变近钻头稳定器与相邻稳定器之间的距离。改变的范围为 10~ 30 米,距离越短,增斜率越低,距离越长,增斜率越高; (3)改变近钻头稳定器与相邻稳定器之间的钻铤刚性,刚性越高,增斜率越低;刚性 越低,增斜度越高。 (4)钻头底部距近钻头稳定器翼片中部的距离为 0.7~1.2 米。 3.如果增斜率比设计值稍低(5°/100 米以内),可采用强行增斜法。 (l)接单根后,开泵至设计排量,慢慢加压至设计钻压的 75%左右; (2)转动转盘至设计转速,同时逐步增加钻压至允许的最大钻压; (3)钻完一个单根时,马上停转盘,钻压不回零,上提钻具。 (4)划眼时,井底的最后 2 米左右不划眼。

采用强行增斜法要注意:一是当前钻进的转盘扭矩不应过大;二是启动转盘时,要保持 钻压达到预定的数值; 三是整个井下钻具各组件质量应合格; 四是采用这种特殊方法只能达 到微增效果(增斜率可提高 4°/100 米左右——经验数据)。 三.稳斜井段 常用的稳斜钻具组合(见图 9-11,从下至上,稳斜效果越来越强。图中 UG 是指尺寸 不足的扶正器)。 钻头十近钻头稳定器十短钻铤(3~6 米)十稳定器十非磁钻铤十稳定器十钻铤十键槽 破坏器十挠性接头十震击器十加重钻杆。

施工措施: l.造斜或增斜结束后,下入第一趟稳斜钻具时,从造斜点开始要慢慢下钻。尤其是在 软地层、高造斜率的情况下,容易遇阻,并可能产生新井眼,必须注意: (1)下钻遇阻时,活动钻具 3~5 次,切勿 “压死”钻具; (2)开泵,慢慢下放 2~3 次。 (3)在遇阻点以上 1.5 米左右,中高速转动转盘(80~90 转/分),快速下放,钻压 不超过 98 千牛(10 吨); (4)通过遇阻点以后,上、下活动钻具 l~2 次,继续下钻。 注意:在硬地层时,稳斜钻具在造斜段遇阻,仍可采用前述(l)、(2)步骤,只是活 动钻具的次数适当减少,仍然遇阻时,同样要转动转盘,只是转速适当地低一些,且控制钻 压,慢慢下放,切勿“压死”钻具。 2.在方位右漂严重的地层中钻进,可采用“超长翼”的稳定器(钻具组合相同),以 稳定方位角。也可采用 PDC 钻头(如 R426 型),以利用 PDC 钻头具有方位左漂趋势的特 性。 3.总结同一地层的自然增斜或降斜特性,合理地选择稳斜钻具组合。 4.测斜,最大测斜间距不超过 100 米,特殊井的关键井段测斜间距应为 30 米左右,并 及时绘制垂直剖面图和水平投影图,随时掌握实钻井眼轨迹情况。 四.降斜井段 常用降斜钻具组合(见图 9 一 12,从下至上,降斜效果越来越强)。 钻头十短钻铤(3~8 米)十稳定器十非磁钻铤十稳定器十钻铤十键槽破坏器十挠性接 头十震击器十加重钻杆十钻杆。

注意。 1.定向井的降斜钻具组合不宜采用大钟摆式,否则降斜率过高,起下钻困难。 2.降斜段一般接近完井井段,井下扭矩和摩擦阻力较大,在满足中靶的前提下,应尽 量简化钻具组合,使用加重钻杆加压。 五.扭方位 一般地说,井斜的控制要比方位控制容易一些,如何实现方位的自由控制,也是定向井 钻井的一大难题。影响方位的因素很多,除地层这一不可改变的因素之外,钻井参数和钻具 组合也对方位产生一定的影响。其影响规律如下: 在钻具组合方面,一般认为,对方位漂移产生主要的影响是前 30~60 米的钻具组件。 稳定器能起到稳定方位漂移的作用,稳定器越多,方位漂移总趋势的变化不会太大。也就是 说,对稳斜钻具组合,由于稳定器较多,方位的漂移趋势变化不大,而对于增斜和降斜钻具 组合,方位的漂移趋势可能变化。 在钻井参数方面,钻压和转速也对方位产生影响。一般地认为,适当的高转速(为 90~ 110 转/分)和中等钻压 98~147 千牛(10~15 吨),抑制方位向右漂移的效果较好。由于 影响方位漂移的因素很多,地层的变化也很难掌握,因此方位控制的确较困难。但是,要尽 量少扭方位,一口井最多扭两次方位,还是可以接受的。 当实钻井眼轨迹严重偏离靶区范围, 且根据当前的方位漂移趋势无望进入靶区时, 应下 入造斜钻具组合扭方位。 1.施工要点: (1)扭方位钻具组合及其采 用的钻井参数和定向造斜施工基 本上相同 (建议尽量少下钻铤, 防 止压差卡钻); (2)选择可钻性和稳定性较 好的地层(尤其是大段砂层),实 施扭方位作业; (3)深井扭方位,由于反扭 角较大, 一般采用随钻测斜仪扭方 位;

(4)井斜角较大井段(40°以上)扭方位,容易降斜。扭方位前一趟钻,可以事先增 加 2~3°井斜,以弥补扭方位时的降斜效果。当然,采用先扭完方位,井斜自然降低以后, 再适当地增斜,也能保证较好的井眼轨迹; (5)依据实钻的垂直剖面图,确定采用何种扭方位的工具面角度(增、降或稳斜)。 2.方位扭转角的计算 方位扭转角的计算,可按如下步骤进行: (l)进行测斜计算,算出目前的井底坐标位置。如图 9-13 所示, OT 为设计的井斜 方位线,ode 为实钻井眼轴线的水平投影,e 为目前的井底。d 为距井底较近的测点位置。 目标点 T 的坐标为 HT、ET、NT,井深为 LT。根据测斜资料及测斜计算可知,d、e 二点的 基本参数为井深 Ld、Le 井斜αd、αe,方位?d、?e,e 点的坐标为垂深 He,东位移 Ee,北位 移 Ne。 (2)计算现用钻具组合的方位漂移率 Kp。

(3)计算现用钻具组合钻达目标点的总方位漂移量Δ?p: 下式假定现用钻具组合一直钻到目标点。 如果钻了一段又换了钻具组合, 则应重新进行 计算。

(4)计算对准目标的方位线的方位角?z : 如图 9-14 所示,自目前井底 e,对准目标点 T 的方位线为 eT,eT 的方位角为?z,?z 按如下公式计算。

对于偏差Δ?z,如果按照方位漂移率不变,那么从目前井底 e 钻达目标 T,需要的方位 漂移(见图 9-15)。

(6)控制方位角的方法 选择方法的依据是将Δ?p 与 2Δ?z 进行对比,2Δ?z 是需要的方位漂移角,Δ?p 是用目 前采用的钻具组合可能达到的方位漂移角。 若 2Δ?z=Δ?p,表示需要与可能正好相符,则用现用钻具组合的自然漂移率就可以将 方位扭过来,从而准确中靶。 若 2Δ?z 与Δ?p 相差较大,甚至符号相反(一个是正号,一个是负号),则表明必须使 用动力钻具带弯接头强行扭方位。必须记住,在强行扭完方位之后的钻进过程中,方位仍然 会漂移。所以,在计算用动力钻具(带弯接头)扭方位的方位扭转角时,必须考虑方位漂移 的影响。 (7)用动力钻具强扭方位的扭转角Δ?可用下式计算: Δ?=Δ?z-1/2Δ?p……………………………………………………………(9-71) 上式表明,用动力钻具强扭方位时,要“少扭”一些角度,留下一些角度让钻具组合的 自然漂移去扭。这个“少扭”的角度就是 1/2Δ?p。 (8)计算预计的井底井斜方位角?r ?r=Δ?e+Δ?+Δ?p……………………………………………………………(9-72) 有一个问题需要特别强调。 上述的计算是根据该井正在使用的钻具组合和正在钻进的地 层的具体条件下的井眼方位漂移率来计算的。 在继续钻进过程中, 当钻具组合和地层发生变 化时,方位漂移率也发生变化,原来的计算也就无效了。这时需要根据井身水平投影图及新 的测斜资料,重新计算。定向井的方位控制是一个不断进行的过程,不可能进行一次计算就 能成功。但是每一次计算都只能是根据靠近目前井底的那个井段的方位漂移率来进行。 3.图解法扭方位的工具面 图解法扭方位是一种近似计算工具面的方法, 使用简单, 求解迅速, 是现场常用的方法。 造斜工具的工具面方向决定使用这种造斜工具钻出的新井眼是增斜、 降斜还是稳斜, 是增方 位还是减方位。 工具面大小也决定着造斜工具的造斜能力用于井斜和方位上的分配比例。 工 具面对井斜和方位的影响,如图 9-16 所示。

由上图可知: 0°<TF<90°时,装置角位于第一象限,增斜,增方位。 90° <TF<180°时,装置角位于第二象限,减斜,增方位。 180° <TF<270°(-90°)时,装置角位于第三象限,减斜,减方位。 270°<TF<360°时,装置角位于第四象限,增斜,减方位。

图 9-16 是一个扭方位的示意图。图中,OM 所示为原井眼方位(高边方向),OA 为 原井斜角α1(7°),∠MAB 为扭方位时的工具面角(ω),AB 为扭方位工具的造斜能力 (γ°/ΔL)。∠ MOB 是钻进ΔL 米井眼方位的增值(Δω),CB 是井斜角的增值(Δ α),OB 是扭方位钻进ΔL 米时的井斜角α=α1+Δα。图中,OA、AB、OB 分别表示 原井斜角αl、工具的造斜能力 γ°/ΔL 和扭方位钻进ΔL 米时的井斜角α′,须用相同单 位长度代表 1°(如 1 厘米代表 1°或 2 厘米代表 1°)。 在全力扭方位时,理论上认为: 工具面应放在右 95°(全力增方位) 或者是左 95°(全 力减方位) 以保持井斜角不变和全力扭方位。 (或左) , 右 90~95°之间的角差为偏增角 (取 5°)。 实际扭方位过程中,工具面通常选择在 80~95°(全力扭方位)。图解法扭方位的步 骤如下。 已知条件:扭方位前的井斜角α1,方位角?1,扭方位后方位角?2,Δ?=?2-?1,弯接 头的造斜率 K 以及限定扭方位的井眼长度ΔL。 (1)根据 K、ΔL 计算扭方位井段的狗腿角γ∶γ=K×ΔL。 (2)选取一定长度单位代表井斜角度值,如以 1 厘米代表 1°或以 2 厘米代表 1.5° “等。 (3)选定原点 O,作 N、E 坐标,根据?1 作井斜方位线 OQ,量得 OA=α1(长度代 表角度),以 A 点为圆心,γ(以长度代表角度)为半径画圆。 (4)以∠AOB=Δ?作线段 OB,交圆于 B、B′两点。 Δ?> 0,表示方位增加,作图时应以 OA 为始边,顺时针转动至 OB 方向;Δ?< 0, 表示方位减小,应以 OA 为始边,逆时针方向转到 OB 线。 (5)用量角器量得∠QAB 和∠QAB′,∠QAB 表示增斜扭方位,∠QAB′表示减斜 扭方位的装置角。 (6)用直尺量得 OB 和 OB′的长度,按所选比例换成角度,即表示扭完方位后所能 达到的井斜角。其中 OB 表示增斜减方位,OB′表示减斜增方位。如图 9- 17 所示。

六.长曲率大斜度井技术 1.常用井身剖面 大斜度井的井斜为 55~85°,大斜度井可以采用常规的定向钻井工具来完成,但稳斜 井段通常使用 MWD 测斜。根据水平位移大小,大斜度井常常采用两种剖面,即:三段制 “J”型和五段制“J”型剖面。通常,大斜度井的剖面中没有降斜井段。 水平位移在 1000 米左右或最大井斜为 55~70°的大斜度井,适合用三段制“J”型剖 面。这种剖面要求连续造斜至预定的最大井斜,在大斜度的情况下稳斜钻进,以便增加油层 的裸露面积,稳斜井段一般较短,以防止摩擦阻力过大和降斜,增加施工困难。这种剖面尤

其适合于地层倾角较大的油层。 水平位移较大的大斜度井,适合采用五段制“J”型剖面,即第一增斜段至第一稳斜段 至第二增斜段至第二稳斜段的剖面,在同等条件下,它比三段式剖面需要的垂直井深要长。 这种剖面的施工方法可以这样进行。钻完直井段后下入表层套管,然后按 2~4 度/30 米的 增斜率钻完第一增斜段, 根据需要第一段井斜角可增至 30 一 40 度左右, 稳斜钻进部分井段 后,下入技术套管,再按 13~20 度/100 米的增斜率钻至最大井斜角,如果余下的稳斜段 还很长(一般超过 300 米),应在增斜段钻完后再钻部分稳斜段时下入一层技术套管,以保 证下步施工顺利。 一般来说,进行大斜度井剖面设计,还应考虑下列问题:(1)井眼曲率过大以及重力 问题,它们与摩擦阻力、钻速、降斜趋势、压差卡钻、机械卡钻以及岩屑堵塞等有很大的关 系,应采用计算机进行摩擦阻力的设计计算;(2)地层因素,油藏类型及厚度等地质资料, 它们直接影响到井眼能否在正确的设计深度准确地穿过目的层。 (3) 设计合理的井身结构。 2.大斜度井的钻具组合选择 (l)三段式“J”型剖面的大斜度井钻具组合 这种大斜度井的造斜、增斜、稳斜钻具组合与普通走向井基本上一样,但稳斜钻具通常 只使用 2 柱以内的钻铤长度(包括非磁钻铤),而加重钻杆则达到 10~15 柱、稳定器一般 用 2 只.以降低钻具失重,减少摩擦阻力。所用钻具一般为微增斜组合,达到稳斜效果(因 井斜大,出现自然降斜趋势)。 (2)五段制“J”型剖面的大斜度井钻具组合: ①第一增斜段、稳斜段的钻具组合与普通走向井一样; ②第二增斜段的增斜率通常比第一增斜段高, 是比较关键的井段, 常用钻具组合为三种: 第一种 导向钻进 钻头十导向马达十稳定器十 MWD 十钻铤(2~4 根)十键槽破坏器十挠性接头十震击 器十加重钻杆。 第二种 转盘增斜 钻头十近钻头稳定器十 MWD 十钻铤十稳定器十钻铤(3~6 根)十键槽破坏器十挠性 接头十震击器十加重钻杆。 第三种 吉列根(Gilligan)增斜钻具 钻头十近钻头稳定器十加重钻杆 根) (1 或小尺寸钻铤 l 根十稳定器十 MWD 十钻铤 (3~ 5 根)十键槽破坏器十挠性接头十震击器十加重钻杆。 如在 311 毫米(121/4 英寸)井眼,“小尺寸钻铤”可以是 159 毫米(61/4 英寸)。 ③第二稳斜段的钻具组合与三段制剖面的稳斜井段一样。 (3)大斜度井施工注意事项: ①使用高标准高质量的管材, 特别是加重钻杆, 以防止钻井过程中扭矩过大而发生钻具 断裂。因此,所有井下钻具必须经探伤合格,方可下井; ②选用扶正块表面平滑的一体式稳定器和钻柱扩眼器等可以降低摩擦阻力, 特别是井较 深的大斜度井; ③随钻震击器的质量和位置非常重要, 应该选用震击力大的机械式钻井震击器。 如果斜 井段较长,有必要用两个震击器,一个位于下部钻具组合附近以防压差卡钻,另一个在上部 以防类似键槽等复杂情况。 ④建议使用 PDC 钻头,因为这种钻头所需要的钻压较小、如果有条件,建议将 PDC 钻 头与导向钻井系统等联合使用。这样可以减少起下钻的次数,缩短裸眼时间,同时也易于控 制井斜和方位。 ⑤使用计算机进行摩阻计算。根据实测的摩擦力情况,逐步调整校对摩擦系数,保证计

算结果有一定的准确性; ⑥大斜度井的钻井液非常重要,要确保井眼畅通。下列方法是现场经常采用的: A.调整钻井液性能和流型来降低扭矩及防止岩屑堵塞稳定器; B.在不影响井眼稳定性的情况下经常短起下钻划眼; C.在循环钻井液过程中,上下活动钻具有助于岩屑返出地面; D.保证净化系统始终处于完好状态; E.提高钻井液润滑性,降低摩擦阻力。 七.救险井的设计和施工要点 1.确定失控井的井底位置。根据原有的测斜结果进行分析,对可能有的单点、多点、 陀螺和 MWD 等几种结果得到的不同井底位置,选择最为精确的一种结果作为失控井的井 底位置。 2.进行救险井的轨道设计。救险井的井口必须选在失控井的上风、在尽可能缩短救险 井轨迹长度的条件下,使其与失控井井口有足够的距离,以保作业安全。在设计新老井眼连 通井段时,使救险井连通井段与失控井有足够的平行井段(这个“平行井段”应从失控井的 走向背后采取尾随跟踪的方法平行钻进),增加新老井眼交会的机会,使救险易于成功。 3.随时测斜,尽早发现新老井眼的连通。 4.确定新老井眼是否接近的方法有: (1)超长电极距电测(ULSEL)法 利用地层电阻率测井对新老井眼连通点的地层进行分层电阻率模拟。 在救险井靠近失控 井时,由于失控井的套管会影响电阻率的变化,观察到的 ULSEL 电阻率的比值可以确定新 老井眼之间的距离,可监测距离达 22.86 米( 75 英尺),但不能得到失控井的方位。 (2)磁场梯度确定法 它对于套管接箍等引起的磁场变化十分敏感。 根据磁场强度可确定失控井内套管与救险 井的距离和方位。它可以监测到 12.19~15.24 米( 40~50 英尺)处的套管。

第四节 定向井专用工具
一.井下马达 井下动力钻具是常用的造斜工具之一, 它分为涡轮钻具、 容积式马达和电动钻具三大类。 目前在我国海洋定向井的井下马达使用方面,电动钻具已不存在,涡轮钻具也很少使用,通 常使用容积式马达(PDM 型)、容积式马达可分为迪那、纳维和螺杆钻具。容积式马达具 有下列优点:一是动力钻具所钻井眼尺寸与原井眼完全相同,不必再次下钻扩眼;二是井内 有桥塞时,这类钻具可以钻过,并能在开始造斜前将井底循环干净;三是空转转速与工作转 速相差的幅度较小(与涡轮相比),有利于钻头选型。 在各种井下马达中,将重点介绍广泛使用的螺杆钻具。 1.迪那(Dyna)钻具 (l)结构和类型 迪那钻具主要由旁通阀总成、定子、转子、万向节总成和传动轴总成组成。主要分为五 种规格:即Δ200/500、Δ500、Δ500+ 4、Δ1000 和Δ1000 低速。迪那钻具的装配扭矩 见表 9-2,其万向节总成见图 9-18。

(2)迪那钻具规范和操作参数(见表9-3)

(3)迪那钻具的反扭角经验数据表(见表9-4)

造斜点深度(米) 反扭角

直井中的反扭角(α<2°都看作直井) 0~152 152~305 305~457 457~1524 20° 25° 35° 50°

>1524 10°/305 米

(4)迪那钻具使用注意事项: ①根据钻井条件选用合适的钻具类型和合理的钻井参数,以提高迪那钻具的工作效率; ②下井前应认真检查两端连接螺纹和台肩及外壳体有无变形, 旁通阀是否灵敏完好, 并 测量轴承间隙。 ③下井前应进行试转,确定迪那钻具工作正常后方可下井。 ④迪那钻具下井时应控制下放速度,下钻遇阻不得硬砸硬压; ⑤钻进时应保持均匀送钻,防止溜钻、顿钻。钻进中应密切注意泵压表的压力变化。当 发现泵压突然上升时,应及时提起钻具,重新加压钻进; ⑥保持钻井液含砂量不大于 l%,以提高迪那钻具的使用寿命; ⑦起出迪那钻具应认真检查旁通阀总成并把钻具内的钻井液排净, 测量轴承间隙, 加油 保养旁通阀。 2.纳维(NAVI)钻具 (l)纳维钻具种类 ①Mach l 型多头螺杆马达 ②Mach 2 型单头螺杆马达 ③Mach 3 型单头螺杆马达 (2)结构 纳维钻具由旁通阀、定子、转子、万向轴、轴承总成和传动轴组成。 (3)特点 ①Mach l 型。其主要特点是长度短、转速低、扭矩大。适用于定向钻井、深井、牙轮 钻头钻井和取心钻井。 ②Mach 2 型。扭矩中等,适用于大段直井钻井,可以提高直井钻井机械钻速。 ③Mach 3 型。长度短、反扭矩小,适用于定向钻井、定向造斜和扭方位。 (4)纳维钻具技术性能和技术参数(见表 9-6、9-6、9-7)。

3.螺杆钻具 (l)主要结构与工作原理。 螺杆钻具由旁通阀、马达(转子、定子)、 万向轴 (节) 和传动轴四部分组成 (见图 9-19) 。 螺杆钻具的工作动力来自循环钻井液,在一定压 力下,钻井液泵入钻具,进入马达的螺旋形空腔 使转子转动,而后动力经万向轴传递到传动轴和 钻头上。 所设计的旁通阀是为了在起下钻时使循环液 绕过不工作的马达,沟通钻柱与环空的钻井液通 道(结构见图 9-20)。 当无钻井液循环或低泵冲循环时,在弹簧的 作用下,阀心处于上部位置,此时旁通孔开启, 钻井液可灌入钻柱或自钻柱泄出。阀心的移动由 流量大小决定,当钻井液泵量达到一定数值时, 水力推力克服弹簧力,使阀心下移,关闭旁通孔, 所有钻井液流经马达所作的功转换为机械能。 (2)使用要求 ①钻井液的要求 螺杆钻具对于各种钻井液都能有效地工作, 包括油基、水基和乳化的钻井液。钻井液粘度和 密度对钻具的影响很小,但对整个系统的压力有 直接影响,如果推荐排量下的压力大于额定泵压 值,就得减少钻井液排量,或者有必要降低通过 钻具或钻头的压力降。钻井液中的砂粒等杂质会 影响钻具性能,加速轴承和马达定子的磨损。因 此,钻井液中的含砂量必须控制在 l%以内,每种 型号的钻具都有各自的流量范围,只有在此 范围内,钻具才能有较高的效率,一般情况 下,流量范围的中间值是钻具最佳输入流量 值。 ②流经螺杆钻具的压力降要求 钻具悬空时排量不变,则通过螺杆钻具 的钻井液压力降也不变,随着钻头接触井底 钻压增加时,钻井液循环压力增加,泵压也 增加,司钻可以用以下公式来控制操作:打 钻泵压=循环泵压十螺杆钻具的负载压降。 循环泵压,就是钻头没有接触井底时的 泵压,也叫离底泵压。钻头接触井底,扭矩 增大,泵压就要上升。这时压力表的读数就 叫作打钻泵压。 离底泵压不是一个常数,它随井深和钻井液的特性变化而变化,但实际操作中,没必要 随时测取循环泵压的精确值, 一般取每次接单根后的离底泵压为近似值, 这样做完全可以满 足公式的精度要求。如果忘记测量,则必须将钻具提离井底进行补测。

钻具工作中,打钻泵压达到最大推荐压力时,钻具产生最佳扭矩,继续增加钻压将增加 泵压,当超过最大设计压力时,马达可能会停止转动,此时应立即降低钻压,以防螺杆钻具 内部损坏。 ③扭矩 螺杆钻具的扭矩与钻井液流经马达产生的压力降成正比, 转速与输入排量成正比, 排量 一定时, 扭矩增加而转速基本保持不变, 螺杆钻具从空载到满载, 速度降低一般不超过 10% 左右。 (3)使用方法 ①下井前的地面检查: A.用提升短节将钻具提起,坐入转盘卡瓦内,使旁通阀位于转盘之上,装上安全卡瓦, 卸去提升短节; B.用木棒压下旁通阀的阀心至下死点,然后松开阀心,检查弹簧复位力(旧马达有时 因弹簧锈死,可能压不下); C.用木棒压下旁通阀心,向阀体内注水检查密封性,如密封性好,则小孔无水流出, 然后松开阀心,则有水从小孔流出; D.将螺杆钻具接上方钻杆,下放螺杆钻具使旁通阀处于转盘下方易观察的部位,慢慢 开泵, 当排量不足以使旁通阀关闭时, 应有钻井液从旁通孔流出, 然后加大排量至马达启动, 看驱动接头是否旋转,此时应记下泵的排量,停泵前,应再下放螺杆钻具让旁通阀阀口位于 转盘以下,检查停泵时钻井液是否经旁通阀阀口顺利流出; E.检查轴承间隙,参阅后面起钻检查部分。 ②螺杆钻具下井: A.地面检查结束后,用吊钳卡住驱动接头,用钻头盒把钻头和螺杆钻具接上,大钳只 可咬在旋转传动轴驱动接头上; B.使用弯接头时,定向装置的定位镜必须和工具面对正,如果要用浮阀,则可直接装 在旁通阀上方,千万不要加在马达下边,否则,浮阀就不起作用了,原因是钻井液可从旁通 阀流入。如果在驱动接头和钻头之间还要加转换接头,则对其长度应加以有限制,不宜超过 250 毫米; C.下放螺杆钻具时,依次把弯接头、测量工具、非磁钻具、钻铤、震击器、加重钻杆 下入; D.螺杆钻具下井时应控制下放速度,以免下放过快而使马达倒转,从而造成内部连接 螺纹脱扣。此外,控制下放速度,能够防止螺杆钻具在通过防喷器、砂桥、套管鞋等处撞坏 钻具; E.当下放深井段或遇到高温井段时,应分段循环钻井液冷却钻具,保护定子内衬橡胶。 用 MWD 时,在下钻过程中,每 500 米应打通一次; F.下钻接立柱时,必须用旋扣钳,不能用转盘; G. 下钻时钻井液返出过多, 可能是钻井液过稠或旁通阀被堵, 造成钻井液不流入钻具, 此时应定时向钻杆内输入钻井液,带单流阀时更是如此; H.螺杆钻具接近井底时要放慢下钻速度,提前循环后再继续下钻。循环先用小排量, 待井口近出钻井液后再加大排量; I.不能顿钻或将螺杆钻具坐在井底开泵。 ③用螺杆钻具钻进: A. 钻进前应充分循环, 清除井底岩屑、 井底岩屑清除不彻底对定向钻井有较大的影响。 具体方法是以正常的钻井液循环转动钻具(每次转动 30~45 度),依次把沉积在井底的岩 屑和沉砂清除,清理干净后上提螺杆钻具 0.3~0.6 米,循环并记录、校对压力值;

B.开始钻进时,如果井底还未清洗干净,则应缓慢加压,钻进速度不能太快,否则钻 头容易产生泥包,把螺杆钻具和钻头卡死; C.施加钻压不要过猛,钻压不是监视螺杆钻具工作的指标,只是作为参考指标,判断 螺杆钻具工作的情况的主要依据是泵压; E.钻进时,随时调整工具面到预定的数值; F.连接每个单根调好工具面后必须 稳定钻压,均匀送钻,保证斜井段的曲线 光滑和定向精度。 ④起钻检查螺杆钻具: A.等井底的井斜、方位等参数达到 要求后就可起钻,不要循环; B.起钻之前,在钻柱内注入一段加 重钻井液,使钻杆内的钻井液顺利流出; C.将螺杆钻具提到井口,坐好卡瓦 和安全卡瓦,用清水从旁通阀顶部进行冲 洗; D.用内钳咬住螺杆钻具.一边用链 钳顺时针转动驱动接头,一边从旁通阀上 部注入清水(如果反时针转动驱动接头, 钻井液将从旁通阀阀口流出),然后注人 少量的矿物油,不可注入柴油; E.把螺杆钻具提出转盘,并卸下钻 头,上好护丝,平稳放下钻台; F.起钻过程中也应注意起钻速度, 以防卡钻损坏钻具,并且必须用旋扣钳卸 扣。不可用转盘卸扣; G.每次从井里起出螺杆钻具,都必须检查轴承间隙(如图 9-21),如果轴承间隙超 过最大允许值,必须更换新轴承(见表 9-8)。 (4)螺杆钻具故障分析(见表 9-9)。 (5)国产螺杆钻具性能表。

目前, 国产螺杆钻具的质量提高较快, 性能参数与进口马达无明显差异, 加上价格合理, 维修方便,因此,国产螺杆钻具广泛用于海上定向井。国产螺杆钻具的主要生产厂家及性能 参数见表 9-10~表 9-12。为满足大排量的水力要求,国产螺杆钻具具有中空分流的特性 (见表 9-13)。

(6)反扭矩分析计算 由于螺杆钻具右旋(顺时针),故驱动接头上方的组合将产生反扭矩,定向对应考虑提 前装置角,以消除这种反扭矩的影响。 ①查表法确定反扭矩(表 9-14):

A.下述反作用扭矩是近似的,准确的反扭矩图可来自测量结果或随钻测斜仪的读数;

B.全力扭方位时的装置角为 95°,估计的反扭角参见表 9-15。

②公式法计算反扭角:

在计算?m≥时,先计算出临界长度 Lo 米,然后与当时的井深 L 比较。若 L<Lo,则将 L 代入式中计算?m,若 L≥Lo,则将 Lo 代入式中计算?m。 ③用经验数据法确定反扭角。 某种动力钻具在一定的井下条件下, 经过一段时间的使用, 积累一定的资料,可以摸清反扭角的变化规律。在以后的使用中,只要了解井下条件,就可 以借用过去的资料来确定反扭角。 (7)注意事项: ①弯接头下井之前,必须测量弯曲度是否准确,高边工具标线是否准确。 ②用 SST 及单点陀螺进行定向时,必须检查定位键是否与弯接头高边标线一致,并确

认高边标线的方向; ③用 MWD 时,检查钻头到 MWD 脉冲器的距离(PTB),磁偏角及偏移(offest)是 否打入计算机,偏移测量是否正确; ④尽量少用钻铤,满足钻压需要即可,否则会影响造斜效果; ⑤钻头与马达如需要配合接头,则该接头应尽量短,其长度不应大于 250 毫米,否则将 影响钻头与马达轴承的寿命,而且会在马达传动轴上增加横向力,影响造斜效果; ⑥若需用浮阀,必须将它装在螺杆钻具的上端,不可将它装在钻头与驱动接头之间; ⑦调节弯接头指向时、 转盘应按右旋定向, 调整完毕, 钻柱需慢慢地提升和下放数次 (上 提高度应超过 6 米),消除井眼中钻杆蹩劲,使其处于自由状态。 ⑧下入扭方位工具时,有可能遇阻,此时应将方钻杆接上,将泵开到关闭旁通阀的泵冲 数再加上 10 冲,低钻压快划到底; ⑨造斜开始时,不要频繁左右调节工具面,尽可能在一个方向调节。 二.弯接头 弯接头能使造斜钻具产生侧向力, 是定向钻井中定向造斜、 扭方位的一种专用井下工具。 目前,弯接头内通常安装循环套,壳体上划有弯曲方向的标线,用作单点或有线随钻侧斜仪 确定工具面的方向。 弯接头分为固定角度和可调角度两种。通常使用固定角度型(图 9-22),弯角一般为 1~2.5°,弯角超过 3°时,下井较困难,一般不用。不同弯角接头造斜能力见表 6-16。

可调角度弯接头是一种较为先进的井眼轨迹控制工具。 根据调节方式和工作原理的不同 可分为电动式、机械式、液压式等几种类型。它们的共同特点是不起钻,通过地面控制把弯 接头调到需要的角度(包括零度)。可连续进行定向、增斜、降斜、稳斜和扭方位。 可调角度弯接头的主要优点是。提高井眼轨迹控制的精度、减少起钻次数、加快钻井速 度、降低钻井成本。 三.非磁钻铤 1.组份和用途 (l)组份: ①蒙乃尔钢,含 30%铜和 65%镍的合金; ②铬/镍钢,含约 18%铬和 13%以上镍的合金; ③奥氏体钢,锰含量大于 18%的含铬合金; ④铬铁铜合金。

(2)用途 非磁钻铤是一种不易磁化的钻铤, 其用途是为磁性测斜仪器提供一个不受钻柱磁场影响 的测量环境。常用的非磁钻铤由奥氏体钢制造,与其他三种合金钢相比,价格较低,但它对 盐水钻井液的腐蚀较敏感。 2.长度选择。为了精确测量裸眼井段的磁方位角,应根据地理位置和测斜井段的井斜 和方位值来选择非磁钻铤的长度(见图 9-23、图 9-24)。

关于仪器在非磁钻铤中的位置,推荐如下: Ⅰ区 Ⅱ区 Ⅲ区 6 米钻铤中心以下,0.3~0.6 米 10 米回钻铤中心以下,1~1.3 米 20 米钻铤中心(曲线 A) 8 米钻铤中心以下,0.6~l 米 20 米钻铤中心以下,2.3~3 米 20 米钻铤中心以下 10 米钻铤中心以下,1~1.3 米 30 米钻铤中心 2.3~3 米(曲线 B) 30 米钻铤中心

当非磁钻铤间需要用稳定器时, 必须注意稳定器对罗盘的影响, 最好的办法是将稳定器 制造成无磁钻铤心子加钢套筒配合, 这样可以降低对罗盘的影响, 又可以节省价格昂贵的非 磁钢材。 四.稳定器 定向钻井中,稳定器有螺旋式稳定器和滚子式稳定器两种,目前常用螺旋式稳定器。稳

定器在定向钻井的用途如下: 1.在增斜钻具组合和降斜钻具组合中,稳定器起支点作用,通过改变稳定器在下部钻 具组合中的位置,可改变下部钻具组合的受力状态,达到控制井眼轨迹的目的; 2.增加下部钻具组合的刚性达到稳定井斜和方位的目的。稳斜钻具组合,是减小钻头 与稳定器之间,以及稳定器与稳定器之间的相对距离,增强下部钻具的刚性,以限制下部钻 具受压变形,达到稳斜效果; 3.修整井眼,使井眼曲率变化平缓、圆滑,有利于减少井下复杂情况。 稳定器出、入井时,应认真测量稳定器的外径,检查磨损情况和稳定器在钻具组合中的 安放位置, 稳定器的外径磨损不大干 2 毫米。 五.键槽破坏器 键槽破坏器的几何形状与螺旋式稳定器相似, 外形尺寸较稳定器小而较钻铤大。 它与螺 旋式稳定器不同的是上下斜台肩都用硬质合金焊条堆焊成锥形,具有切削、扩孔、破坏键槽 的性能。键槽破坏器在钻柱中的位置如下。 1.专门用于破坏键槽的钻具组合 钻头十小尺寸钻铤( 50~60 米)十键槽破坏器十随钻震击器十加重钻杆。 对于长井段键糟的破坏,可采用钻头十小尺寸钻铤 1 柱十键槽破坏器十小尺寸钻铤 1 柱十挠性接头十随钻进击器十加重钻杆。 钻柱中小尺寸钻铤的外径应与钻进时钻杆的接头外径一样,下钻至预计键槽井段以上 100 米左右,控制下放速度,发现遇阻卡开始划眼,严格控制钻压,一般小于 49 千牛(5 吨)。 2.随钻破坏键槽 在定向钻井中,从增斜井段开始,常常在井下钻具组合中使用键槽破坏器。根据已钻井 眼的曲率大小和地层岩性,在容易形成键槽的“狗腿”井段,用键槽破坏器反复划眼,以防 形成键槽。 旁通接头、 六.旁通接头、高压循环头 1.用途 采用有线随钻测斜仪进行定向造斜、 扭方位时, 电缆通过旁通接头或高压循环头进入钻 具水眼,把测斜仪器送至井底。 2.结构特点 (1)旁通接头由接头体、电缆密封总成和电缆卡子组成,其特点是: ①结构简单,使用方便; ②旁通接头应尽量接在极浅的井段,通常井深在 200 米以内; ③使用旁通接头定向、扭方位时,中途不需要起下电缆。但由于旁通接头以上的电缆在 井口以下的钻杆环形空间里,井口作业时应特别注意,不要挤坏电缆和防止电缆打扭。 ④旁通接头应配合缺口补心一起使用(或改造补心、切割一条槽),以便裸露在环空的 电缆能通过转盘面。 (2)高压循环头主要由循环头,密封头和手压泵组成。其特点是: ①高压循环头直接和水龙带连接,不用水龙头; ②电缆从高压循环头的顶端密封头进入钻杆,电缆不易损坏; ③在每次接单根时,必须把井下仪器提到井口最上面的一根钻杆(或工作立柱)里,接 完单根后,再下放仪器到井底座键,用手压泵打压以密封电缆,压力一般为 6.89~12.51 兆 帕(1000~1800 磅/英寸 2),卡电缆卡子(井深 2000 米内也不可用卡子)。 七.导向钻井系统 导向钻井系统主要由导向马达、 MWD、 PDC 钻头组成。 本节主要介绍导向马达 (DTU) 。

MWD 可参阅本章第五节。 目前,有三种导向马达,这就是可调弯度的导向马达(AKO)。固定弯度的 DTU 和单 弯马达。 1.结构和工作原理 导向钻井系统(Navigation Drilling System。)是目前世界上先进的定向钻井系列工具, 使用这种系统,可使工程人员在不起下钻的情况下就能够准确、连续、经济地完成多种定向 作业以及复杂的长井段定向作业,即实现连续钻进和连续控制井眼轨迹。因此,八十年代这 种连续控制井眼轨迹的技术出现 后, 很快就得到发展, 并被推广应 用于各类定向井及水平井中, 而取 得越来越显著的经济效益。 (l)结构(见图 9-25) (2)工作原理 由于万向节外壳在同一平面 内呈反向弯曲, 使钻头轴线相对于 井眼轴线稍微倾斜。 反向双弯外壳 先以一角度朝一方向弯曲, 后在同 一平面内以更大的角度朝相反的 方向弯曲, 两弯曲角度之差就是钻 头与中心轴线间的夹角(图 9- 26)。由导向马达的上稳定器、下 稳定器及钻头三个支点, 确定一固 定圆弧, 三点位置一经确定, 就具 有固定不变的增斜率, “全角变 即 化率”(图 9-27)。 进行定向作业时,锁住转盘,

即和普通的动力钻具一样工作, 所

钻井眼为一圆弧;稳斜钻进时,转动钻柱,由于钻头偏距和侧向力都很小,钻柱旋转钻出的 井眼就是斜直的,达到稳斜的目的。由于配有 MWD 仪器,可随时监测井眼轨迹,如果再 配上耐用的 PDC 钻头,可实现在不起钻的情况下连续控制井眼轨迹。 2.导向钻井系统的优点 导向钻井系统最大的特点是用一套钻具组合实现多种定向作业, 这样就节省了大量的起 下钻时间,缩短了建井周期,节约了钻井费用,因此对昂贵的海上钻井有特别重要的意义。 其主要优点有: (l)及时控制井眼轨迹,提高钻井的准确性。采用 MWD 跟踪监测井眼轨迹,一旦发 现轨迹不合要求,便可随时进行方位和井斜的调整,提高井眼轨迹的精度; (2)减少起下钻次数,提高钻井效率。由于使用一套井下钻具组合,就能完成多种定 向作业,减少了起下钻的次数,从而避免许多井下事故的发生; (3)充分发挥钻头潜力,提高机械钻速。由于导向动力钻具的多功能性,减少了为控 制井眼轨迹而进行的起下钻,从而得以优化钻头使用效果。钻头受到的侧向力一般较小,也 有利于延长钻头寿命和增加钻头进尺。 (4)利用计算机技术监测与预测井眼轨迹以及导向马达和钻头的工作性能,能及时调 整有关可控因素、钻进方式,确保井眼轨迹控制得以安全、准确、迅速、连续地进行。

3.可控马达 DTU 与普通马达性能对比 4.DTU 和 AKO 导向马达的性能参数 可调弯角的导向马达(AKO),其理论造斜率与弯角之间的关系,见图 9-28~9-31。

在各图中区域,可用作旋转和定向两种模式,超过这一范围,只能用作定向模式,当然调工 具面时的慢速平稳转动是允许的。 注:在图 9-28~9-31 中,仅阴影部分可以用作旋转模式。

八.井下可调稳定器(见表 9-19 和图 9-32) 井下可调稳定器 在定向钻井中,常常使用不同尺寸的稳定器达到稳斜、增斜和降斜目的。为此,通常采 取更换稳定器的方法,但需起下一趟钻,既浪费时间增加成本,又增加了劳动强度。井下可

调稳定器的作用, 就是不用起下钻来改变钻具组合, 直接在井下改变稳定器外径的大小即可 达到上述效果。

以安纳聚尔斯伦贝谢公司的井下可调稳定器为例, 说明其使用方法。 使用时把该稳定器 放在近钻头位置上,稳定器外径调至最大时,起稳斜作用;缩小外径时,起降斜作用。把该 稳定器放在第二稳定器位置时,稳定器外径调到最大时,起稳斜作用。缩小外径时,起增斜 作用。这种稳定器配合 MWD 稳斜钻进,可起到类似导向钻井系统的作用,有效地控制井 斜角。 井下可调外径稳定器有三片呈螺旋型的扶正片, 每个扶正片上安装有五至六个可活动的 活塞式垫块。垫块向外延伸稳定器外径增大,垫块向内缩回,稳定器外径变小。扶正片与垫

块表面镶装有碳化钨合金。垫块的直径 63.5 毫米(21/2 英寸),18 个垫块与井壁接触的总 面积为 58064 毫米 2(90 英寸 2),相当于套筒稳定器的接触面积。 1.增大稳定器外径方法: (1)转动着将钻头接触井底,同时降低泵的排量(通常减少 50%); (2)按工具预调定的钻压加压,调节加压范围为 22.2~333.4 千牛( 5~75 千磅)。 当工具受到预调定的压力时,活塞式垫块将被推出,稳定器外径增大; (3)待悬重恢复到正常钻进要求的钻压时,回复正常排量,继续钻进。 3.缩小稳定器外径方法: (1)降低排量,使工具锁定机构脱锁; (2)将钻具提离井底,使垫块恢复到稳定器外径减小的位置; (3)回复正常泵排量,锁定机构锁定,稳定器处于最小外径状态; (4)下放钻具到井底,继续钻进。 工具下井后第一次将稳定器外径调大时,最好将施加的钻压加大 22.2~44.5 千牛(5~ 10 千磅)以确保机构起作用。稳定器外径被调大后的泵压比稳定器处于最小外径的泵压要 高 1.03~1.38 兆帕( 150~200 磅/英寸 2)。掌握了这个规律,司钻将随时知道稳定器外 径变化的情况。 在增大稳定器外径操作过程中, 加压尚未达到调定值, 却因扭矩过大, 出现转盘蹩停时, 可将转盘摘去,继续加压直至工具的机构起作用,然后适当上提部分悬重,就可以重新启动 转盘。 为了避免这种情况出现, 预调的加压值最好接近将钻进层段所选用钻头的最优或最大 钻压。 任何情况下,只要钻具提离井底,稳定器就会回复到最小外径状态。如果继续钻进需要 增大稳定器外径,要重复增大稳定器外径的操作步骤。

第五节 测量仪器
定向井测斜仪器可分为两大类,十几种规格,本节只介绍六种。

一.单点测斜仪 这种仪器主要由外筒总成、 测角机构总成和打捞杆总成三部分组成。 其中测角机构总成 为其心脏部分, 包括罗盘、 照像机、 定时器 (机械或电子式) 或传感器 (蒙乃尔运动传感器) 、

电池筒。常用的罗盘为 10°、20°和 90°三种。 单点测斜仪可用于走向钻井的各项施工作业, 可用投测或吊测两种方式测量井斜、 方位 和工具面,普通单点测斜仪的工作温度<125℃,高温单点测斜仪的工作温度<250℃,测量 精度为:井斜角±0.5°,方位角±l° 单点测斜仪价格便宜, 但测斜时间长, 易发生井下事故。 目前我国海洋定向井使用较少。 电子多点测斜仪( 二.电子多点测斜仪(ESS 或 ESI) ) ESI 电子多点测斜仪采用三轴磁通门和三轴加速度计分别测量方位和井斜。 每个测点除 记录井斜和方位外,还可记录温度、电池电压和井眼参数,所有测量结果全部储存在探管的 储存器里。提出仪器后,再经过计算机、打印机把结果打印出来。 ESI 或 ESS 具有操作简单、经久耐用、测量精度高等优点,是一种较先进的测斜仪器。 1.ESI 互的技术指标 工作压力:95.5 兆帕(13848 磅/英寸 2) 工作温度:0~125℃ 温度精度:±3℃ 方位精度:l°(井斜>10°,磁倾角<70°) 井斜精度:±0.l° 地磁场强度:±0.2°微泰斯拉(micro Teslas) 地磁倾角:±0.2° 存储量:1500 测点 测量间隔:10~600 秒 延迟时间:10~9999 秒 抗压管长:3.70 米(12 英尺) 抗压管直径:44.5 毫米(13/4 英寸) 2.ESS 的技术指标 工作温度:不超过 125℃ 温度测量精度:±l℃ 井斜角测量范围:0~18° 井斜角测量精度:±0.1° 方位角测量范围:0~360° 方位角测量精度:±1°(井斜角>10°,磁倾角<70°) 磁性工具面测量精度:±1°(井斜角>10°,磁倾角<70°) 高边工具面测量精度:±1°(井斜角>10°) 磁场强度测量精度:±0.2°微泰斯拉 重力测量精度:±0.003G 仪器外径:35 毫米(13/8 英寸) 仪器长度(包括电池筒):单点工作方式 1.42 米(553/4 英寸) 多点工作方式 2.07 米(811/2 英寸) 3.ESI 电子多点仪操作步骤 (1)地面设备的连接: ①断开电源插座的开关(电源为 110 伏交流电),连接 HP-85B 计算机、ESI 接口和 打印机,并接上电源; ②检查电池能量。检测 5 号和 7 号 AA 电池的短路电流分别在 4 安培和 3 安培 AMP) 以上。; ③用电池筒试验器检查电池筒,绿灯亮通过;红灯亮电压低;黄灯亮指示电池装反了;

④连接探管和电池筒,连线与 ESI 接口相接; ⑤探管初始设置。装入磁盘,接通电源开关,几分钟后按显示屏的显示步骤,及当时的 实际情况,按顺序输人,直到完成初始设置。初始设置的最后两项为“输入测点时间间隔” (输入 10~60 秒),和“输入延迟时间”(10~9999 秒); ⑥拔下探管上的电缆,同时用秒表开始计时。 (2)井下仪器的连接。 ①根据非磁钻铤的长度选择加长杆; ②电池筒朝上装配好仪器。 (3)仪器测量: ①起钻时, 根据仪器设置的延迟时间把仪器投入钻杆内, 井斜较大时, 可用低泵冲送入; ②记录井深和该井深的秒表运行时间, 一直记录到预定的测斜深度为止 (事先准备好钻 具长度表); ③起出仪器,取出探管,把探管连到 ESI 接口; ④卸掉电池筒,7 号 AA 电池可以记忆数据 28 天。 (4)数据转储。把探管里的数据转存到 HP-85B 计算机内。 (5)输入深度和时间。在计算机上,根据 MINS(分钟)、SEC(秒)、DEPTH(深 度)的输入模式,依次键入各参数。 (6)输出时间、井深、井斜、方位等原始测斜资料,检查探管数据,计算测斜数据, 打印计算结果,最后将结果记录到磁盘上。 三.有线随钻仪 有线随钻测斜仪主要由井下测量系统、 地面计算机系统和绞车三部分组成。 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度计)、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,电子线路把各种参数变成电信号,通过单心 电缆把电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, 然后由打印机把各种井眼参数的测量结 果打印出来。 地面计算机系统是有线随钻仪的控制中心, 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,测量所需要的井眼参数。绞车用于起下电缆(井下仪器),电 缆通过旁通接头和高压循环头进入钻杆内。 斯派里森 SST1000 系列指标见表 9-20。

四.无线随钻仪( MWD) 无线随钻仪( ) 1.工作原理简介 无线随钻仪(MWD)由井下仪器总成、地面接收仪表和地面处理系统三大部分组成。 以斯派里森 MWD 为例,简述 MWD 的工作原理如下: MWD 的井下部分,在下井之前,预先按定向井工程师对所采集测量数据的要求,进行 特定的模式设置,组装在专用的非磁悬挂短节内,随钻具组合一起下井。由井下发电机(通

过泥浆流动)供应电源,测量信号的输出由泥浆压力脉冲来完成。在立管上安装信号接收装 置(压电感应器),信号接收装置接收压力脉冲信号,并将信号转换成电信号传输给地面计 算机,计算机系统对电信号进行放大、处理、译码,分别以数字形式直观显示在显示屏、司 钻读数器和输入打印机,也可传输到遥远的基地办公室。 2.MWD 的类型 MWD 信号传输系统可分为泥浆压力脉冲和电磁波两种,通常采用第一种传输方式。泥 浆压力脉冲又可分为正脉冲、负脉冲、连续波三种形式。井下仪器部分有可回收式和不可回 收式两种。 我国海上常用的三种 MWD 类型如下: 斯派里森 MWD 属于正脉冲形式,井下仪器不可回收。 哈里伯顿 BGD 型 MWD 为负脉冲形式,井下仪器不可回收。 安纳聚尔 slim Ⅰ型 MWD 为正脉冲形式,井下仪器可以回收。 3.MWD 的特性 以斯派里森 MWD 为例,说明 MWD 的特性(表 9-21~表 9-23)

4.操作规程简介 以斯派里森 MWD 为例,说明的 MWD 的安全操作步骤(具体见操作手册)。 (1)运输前的准备: ①检查所有现场的设备、仪器,保证其工作性能及测量精度; ②列出集装箱和设备清单、打印数份交现场资料员及运输等部门; ③与甲方及定向工程师讨论有关问题,获取设计书,了解目前的作业情况,并填写工作 装备单; ④按准备单配备零部件,做好集装箱的防震、防潮等工作,待命出发。 (2) 现场工作。 在作业前 24 小时就应保证现场上有两名熟练操作人员, 开始下列工作: 1)按安全原则摆放集装箱,必要时连接扫气管线; 2)安全地把电源引到集装箱,并检查工作间的输出电源; 3)检查现场所有井下设备及实际数量,根据现场经验安全地布置所有电缆,摆放所有 电子仪器设备,并通电测试; 4)将压力传感器安装到立管上,将泵冲开关安装到泥浆泵上(事先通知司钻和钻井监 督); 5)将司钻读数器及对讲机安装到司钻台上; 6)检查非磁钻铤、铜保护接头和悬挂短节,并给钻井监督提供连接方法,并核对上述 接头与 BHA 的连接; 7)完成探管(PROBE)的现场质量测试(每次下井前必做)完成脉冲器(PULSER) 的电子及液压动力功能的现场测试(下井前必做); 8)获取所有机架(NPSR)所需的各项资料,检查磁场强度及磁倾角值,建立文件名并 输入各项内容; 9)运用系统计算机的软件指令进行工作; 10)从定向工程师那里获取有关参数,包括最低/最高可能钻井液密度,最高含砂量, 可能使用的堵漏材料,最低/最高排量等; 11)应用计算机及有关图表计算或选择钻头喷嘴,并及时告知钻井监督; 12)确立并设置探管(PROBE)工作模式,运行探管,完成下井仪器的组装,计算并 配置加长垫,根据钻具组合表,连接单流阀、非磁钻铤、悬挂器、铜保护接头,把 MWD 井下总成装入悬挂器内(非磁钻铤内); 13)使用标志杆测量 MWD 标线与弯接头标线的偏差值,计算偏差(offset)角度,并

输入计算机; 14)浅层试验,信号不好时,调整传感器位置及空气包压力。信号正常后,方可继续下 钻; 15) MWD 仪器下到底后, 指导司钻完成正确的测斜步 骤; 16)分析测量结果,判断 井下仪器的工作状况和磁干 扰情况; 17)正常钻进测量中的信 号监测及各种报表的填写,做 好各项设备的日巡回检查,包 括布线、传感器、滤网等。每 日按时上交测量报告; 18)完成井下仪器的清 洗、拆卸工作,检查仪器各部 件的磨损情况,必要时更换, 领取补充备件; 19) 完成 MWD 使用报告, 工作结束后拆线及安全包装、 放置设备。 五. 随钻测井系 统 (LWD)简介 ) 1992 年, 我国海洋石油开 始使用最先进的随钻测井系 统(LWD),它可以进行实际 测井,完全替代电测。在大斜 度井、水平井等方面具有很大 的优势。LWD 是在 MWD 的 基础上,增加了多种用于电测 的井下传感器, 使井下传感器增加到三十多 个。因此,除了测量井眼参数 以外,LWD 还可以测量井下 钻压、扭矩,以及测井资料, 如伽马、 地层电阻率、 中子等。 但 LWD 价格昂贵,维修保养 也比较困难。 无论 MWD 还是 LWD, 其最大的优点是可以使司钻 和地质家能有效地“看”到井 下实时发生的情况。由于井下 测量参数与地面接收数据之 间只有几分钟的滞后时间,从而改善和缩短了决策过程。

六.地面记录陀螺(SRO) 地面记录陀螺( ) 1.系统描述 (1)井下仪器总成(见图 9-33)。 ①SRO 探管; ②水平转子陀螺; ③仪器外筒(包括仪器帽、电缆头、扶正短节、连接器、仪器筒、电池筒、加长杆、定 向杆)。 (2)地面仪表及设施 ①地面计算机和打印机; ②陀螺预热箱; ③定向三角架总成; ④瞄准器组合; ⑤司钻读出器; ⑥电缆绞车、滑轮及手工具和万用表。 2.用途 (l)在有磁干扰的井眼中走向造斜及扭方位作业。 (2)在套管内定向开窗侧钻。 3.特点 (1)使用地面记录陀螺进行定向、扭方位、侧钻,可以从地面读数器监视井下造斜工 具的工具面角,定向井人员可以把工具面调到需要的方向上。 (2)操作地面记录陀螺的人员必须熟练掌握有线随钻测斜仪(SST)和水平转子陀螺 测斜仪的操作程序。 (3)地面记录陀螺校正漂移和中心校正均由计算机完成,由打印机打印出测量结果, 比单点陀螺操作简便、效率高。 4.SRO 系统规范(见表 9-24) 5.斯派里森 SRO 的现场操作简介(具体见操作手册) (1)SRO 使用前的准备工作。 ①测量井的资料准备。包括井斜。方位、井深及造斜点、定向接头和弯接头的尺寸及内 径、钻具内径及弯接头度数、设计的井斜角及方位角等; ②检查仪器及工具。 (2)SRO 的现场操作步骤: 1)选择参照物,使用地面罗盘,测取相对于测量井井口的参照物方位角。根据船首方 向和参照物位置,分析测量精度; 2)准备井下仪器及各种工具,检查外筒各部分的连接和密封。 3)测试电池能量,每节电池的电流应在 55 安培以上,共 18 节电池。上紧电池筒以下 所有接头,调整斜口管鞋上的键槽; 4)将 SRO 探管装入探管保护筒,连接电缆头、机架和打印机、地面阅读器等,开机检 查地面仪器到探管各部分情况; 5)预热陀螺至少 20 分钟,观察陀螺漂移情况; 6)在井口上放置三角架,接上电池筒总成,测量电流电压,并记录。将已预热的陀螺 放置在电池筒总成上,测量交流电压(85~95 伏),并记录。放置望远镜和照准仪,并使 其和望远镜同时对准已经放置的地面罗盘参照物; 7)当你认为照准仪和望远镜已分别同时对准地面参照物时,上紧电池筒与陀螺的三个 固定螺丝。 复查上下瞄准情况, 偏差大时重新调整固定螺丝。 连接仪器瞄准目标(望远镜)。

注意:以下步骤不需要再使用照准仪,只用望远镜对准参照物;

8)上述步骤完成后,进行计算机操作。按实际参数和操作手册的具体要求,输入有关 数据,并检查陀螺漂移情况; 9)慢慢下放仪器,下放速度不应超过 61 米/分(200 英尺/分),上提下放应尽可能 低速、平稳; 10)下放仪器过程中,掌握时间和井深,每隔 10 分钟进行一次漂移检查。当仪器下放 到接近井底时,减速,慢慢下放座健。重复下入座键三次,确认无误; 11)测斜,打印测斜结果; 12)定向井工程师调整工具面方向,再次测斜并输入井深; 13)测量完毕,起仪器同样要慢速。当仪器起到地面时,清洗外筒,在三角架上重新安 装望远镜,瞄准参照物; 14)操作计算机键盘,打印出陀螺每小时的平均漂移量。根据每次漂移检查的结果,打 印出校正漂移率; 15)打印最终测量结果。

第六节 丛式井技术
一.丛式井的概念 丛式井是指一组定向井(水平井),它们的井口是集中在一个有限范围内,如海上钻井 平台、沙漠中钻井平台、人工岛等。丛式井的广泛应用是由于它与钻单个定向井相比较,大 大减少钻井成本,并能满足油田的整体开发要求。

丛式井设计的基本原则是: 保证在钻井作业过程中, 整个井组的井与井之间不发生碰撞, 在保证开发要求的前提下,选用井身最短、井斜角适当的最简单剖面,并且合理地安排钻井 作业顺序,尽量避免邻井套管对磁性仪器产生干扰。 通过合理地选择井身剖面、井身结构、造斜点、造斜率、井口分配和钻井顺序以完成丛 式井的设计。 二.丛式井设计应考虑的问题 1.井身剖面 在满足油田开发要求的前提下, 尽量选择最简单剖面, 如典型的 “直一增一稳” 三段制, 这样将减少钻井工序,降低摩阻,减少钻井时复杂情况和事故发生的可能性。 2.井身结构 根据地质要求和钻井目的,决定选用何种井身结构。 3.造斜点 造斜点应选在稳定、均质、可钻性较高的地层。造斜点深度的选择应考虑如下几点: (1)相邻井的造斜点上下至少要错开 15 米以上,通常错开 30~50 米,防止井眼间窜 通和磁干扰; (2)中间井口用于位移小的井,造斜点较深。外围井口用于位移较大的井,造斜点较 浅; (3)如果设计的最大井斜角超过采油工艺或常规测井的限制或要求,应将造斜点提高 或增加设计造斜率。 4.造斜率 在丛式井中,通常设计各井的造斜率为 7~16°米。 5.最大井斜角 在保证油田开发要求的前提下,尽量不使井斜角太大,以避免钻井作业时,扭矩和摩阻 太大,并保证其它作业的顺利进行,如电测、下套管作业等。常规测井工具通过的井段其最 大井斜为 62°。如果初始设计出最大井斜角达 60°以上,则应适当调整造斜点和造斜率, 使最大井斜不超过 60°。当然,在一个丛式井平台上,可选择几口边缘井打水平井,以充 分地利用平台,扩大采油面积。 6.井口分配 井口分配应考虑如下几点: (l)用外围的井口打位移大的井,用中间的井口打位移较小的井。 (2)按整个井组的各井方位,尽量均布井口,使井口与井底连线在水平面上的投影图 尽量不相交,且成放射状分布,以方便轨迹跟踪。 (3)考虑到钻井平台的最大额定载荷分布,将井斜大、位移大、井深较深的井安排在 平台额定载荷大的地方。 (4)如果按照(1)、(2)、(3)的顺序仍有不能错开的井,可以通过调整造斜点或 造斜率的方法来解决。 7.防止井眼相碰 直井段的井身要符合要求,762 毫米(30 英寸)套管要求倾斜度小于 0.5~l°。同排井 在方位上要错开,避免干扰。邻井采用不同造斜率。 表层套管下深要错开,斜井段在空间交叉的井,最小距离为 20 米,直井段安全圆柱半 径为 15 米。 8.合理安排钻井顺序 首先要按地质、 开发部门有关注水配产要求和进一步对地层情况的掌握来进行。 可采用 先外排井,后内排井的顺序,防止内排岩屑堆集须进行清理;或由底盘一侧向另一侧推进的

方式。 选择好一条合理的钻台井架移动路线,可省时省力。 9.使用优质钻井液,减少摩阻。对于井斜过大、水平位移过大的井,采用顶部驱动钻 井装置来改善钻井作业。 10.上部井段采用集束钻井或集中打表层方式,可节约时间,提高钻井速度。 三.丛式井的作业特点 丛式井的作业具有整体性和长期性,在钻井技术上,丛式井作业有着自身的特点。 1.作业难度大 (l)每口定向井都必须完全达到设计标准,因为任何一口井都是油田整个井网的一部 分,牵涉到油田的整体开发。 (2)作业中期由于地质要求的变化和井下事故,需要修改设计,而此时已完成数口井 的作业.这就给以后的作业带来很多不便。这些困难包括:磁干扰情况更严重,给井口分配 带来不便,有防碰问题的井例增多等。 (3)由于钻井事故,要恢复钻进比处理单个定向井复杂。这个道理是很简单的,因为 每口井周围都有其它已完成井或设计要钻的井,并且每一口井允许的轨迹变化范围是有限 的,所以恢复钻进的选择余地较小。 2.程序化作业方式 由于丛式井作业是在一个地区或一个构造上进行, 因此许多作业可以考虑以程序方式进 行,比如表层作业和钻具组合选择等。 (1)集中打表层或集束钻井,采用程序化的作业方式省时省钱,便于积累作业经验和 优化程序。 (2)如有可能,钻具组合的选择做到随用随取。是否采用这种方式或是部分钻具组合 随用随取,这取决于地质构造的特点以及单井建井周期。 (3)集束钻井,防止磁干扰,节省作业时间,提高速度。 四.丛式井的施工 1.丛式井的钻井方式 由于油田整体开发方案中关于各道工序的运行次序不同等原因, 决定了丛式井钻井方式 有所不同。目前有三种丛式钻井方式: (l)用浮式钻井船通过海底底盘井孔预钻开发井,再将平台导管架吊装到水下底盘位 置,将油井从水下井口回接到生产平台上,下油管试井生产。这个由勘探到开发的过渡期, 底盘上的第一口井往往是由原来的探井或评价井转为生产井。 (2)安装平台导管架,装钻机或用自升式钻井平台,从平台上钻开发井,下油管,试 井生产。 (3)用浮式钻井船预钻开发井,各井都有各自独立的水下采油井口,由 ROV 协助将 各个采油井口汇集,通过浮式生产平台生产出油。 以上三种钻井方式其导管的钻孔和下入又有不同: ①由浮式钻井船钻孔后,下入导管; ②导管由平台上打桩锤砸入; ③浮式钻井船上随钻安装导管; 2.对丛式井的上部井段组织集束钻井 其作法是按一定的计划顺序,集中而逐口井地将上部井段的 914 毫米(36 英寸)与 660 毫米(26 英寸)井眼段钻完,并下入 762 毫米(30 英寸)导管与 508 毫米(20 英寸)表层 套管。

集束钻井的优点是: (1)不需要每口井接、卸大尺寸的下部钻具组合和往钻台吊上、吊下大尺寸套管的下 入工具,节省了作业时间; (2)工人在短期内不断重复单一的工作,作业效率可以得到提高; (3)便于组织 762 毫米(30 英寸)和 508 毫米(20 英寸)套管与水泥等大宗物资的供 应,减少了大尺寸套管对堆集面积的需求与管理费用; (4)减少了下大尺寸套管的专业技术承包服务费用; (5)减少了陀螺测斜仪等的租用费用。 (6)下部井眼进行集束钻井时,有些作业在互不干扰时可同时进行。 3.作业中考虑的一些因素与作法 底盘丛式开发井作业时需要在底盘位置进行作业,钻井平台需要较长时间进行定点抛 锚,而且底盘井孔密集,会给作业带来一定困难,但也创造了一些有利条件。认真研究这些 特点,针对性地采取措施是十分必要的。作业中主要考虑的一些因素与作法如下: (l)应根据作业期间风向主要趋势来确定钻井平台的艄向; (2)鉴于浮式钻井平台是在底盘位置进行作业的,需要有较长时间进行定点抛描,同 时平台由井孔的移位是通过调整锚链来完成的,故此进行作业时要求抛出的锚链应长于 1000 米,每个锚的试验张力要达到 1960 千牛(200 吨); (3)为了减少台风撤离的作业停工时间,可以选择一口倾角较小的井,供台风掀高悬 挂钻具用。 这口井在临时弃井时不打表层水泥塞。 同时在平台上需要多准备一套海底井口的 钻具悬挂工具; (4)每完成一口井后进行平台移位,只需要水下防喷器组从原井口解脱,将整个隔水 管管柱连带水下防喷器组上提几米,便可进行平台移位。平台位于新井孔上方后,重新坐放 连接防喷器组就可以进行新井孔的正常作业。 老井孔的井口防腐帽利用平台上的气动绞车在 ROV 的帮助下进行安装,钻井平台可同时进行其它作业。这样做每口井可以节省起下隔水 管和用钻杆柱送下井口防腐帽的作业时间约 20 小时; (5)每完成一口井平台移位前,要往套管内替注含有杀菌剂、防腐剂与脱氧剂的防腐 液,并认真冲洗水下井口,戴上井口防腐帽。 (6)要有切实可行的措施,防止物体掉落在海底底盘上。在完成底盘全部井孔的开发 井钻井任务、将平台拖离底盘位置前,应利用平台设施对底盘四周海床进行清理,为今后生 产平台导管架的安装提供合适条件; (7)要收集齐全井口回接作业所需的资料数据; (8)定向井作业过程中,要及时测量井斜、方位,按测得的结果及时作出垂直剖面图 和水平投影图, 计算分析所钻井的井眼空间位置与邻井的关系, 若发现井眼偏离允许范围要 及时采取措施纠正。测斜要求是:在垂直段每钻进 50 米,要用单点测斜仪吊测(或起钻前 投测)一次;定向造斜段或其他测斜仪器随钻随测。转盘增斜段,每钻 50 米需要单点测一 次;在稳斜段每钻进 60~100 米(最长不超过 200 米)要用单点测一次。 4.丛式井钻进操作主要措施: (1)使用井下马达造斜时,一般由司钻亲自扶钻,严格按照作业监督的意图,根据仪 器所显示的井斜、方位及泵压变化情况及时送钻; (2)造斜井段不能停留在某一处循环,钻头到达井底后才能开泵,工具面准确后要及 时送钻,一般不允许上提划眼; (3)转盘增斜钻具下钻至造斜段后,下放速度要慢,遇阻时只能上、下活动或开泵循 环,一般不允许转动划眼,避免划出新井眼; (4)在增斜或稳斜井段钻进中,每钻进 30~50 米,要测量井斜、方位,每钻进 200

米左右要短起下钻,随时了解井身质量; (5)操作要平稳,送钻要均匀,不能猛提猛放。 (6) 起钻时要准确把握住钻铤进入造斜井段的时间, 遇阻卡可下放活动或低排量循环; (7)下钻遇阻不可硬压,应接上方钻杆循环,在易漏地层要避免下放速度过快造成压 力激动,蹩漏地层; (8)凡在特殊作业(如取心、电测、下套管等)前,都要用原钻具通井循环,不许随 意改变钻具组合; (9)在斜井段中,钻具卸扣必须使用旋扣钳转动上面的钻柱,禁止用转盘卸扣,以防 止钻具倒扣脱落; (10)在狗腿严重度大的井段中使用键槽破坏器,清除形成的键槽,避免卡钻; (11)扭方位作业钻进完成后,起出动力钻具、换成稳斜钻具时,先要划眼来消除比较 严重的“狗腿”,减少阻卡的可能性; (12)从造斜开始到完钻,始终保持稳定优质性能的钻井液。 五.丛式井防碰与绕障技术 在丛式井设计和作业中,要在一个有限空间内完成几口、十几口井的设计和施工,满足 油田开发的要求, 往往会遇到井与井之间的防碰和统障问题。 下面分别介绍丛式井防碰和绕 障技术。 1.邻井距离的计算及绘图方法 计算相邻西井的距离,在丛式井中是很重要的,在丛式钻井过程中,总是要避免两井相 交,因此,准确地计算出邻井距离是很重要的。 计算邻井距离,可按如下步骤: (1)计算资料的准备 首先要有计算井和参考井的测斜数据,否则需要补测。其次,根据每口井的测斜数据进 行井身计算,求出每个测点的垂深(H),北位移(N),东位移(E)和水平位移(S)。 通常情况下,参考井就是已完钻或已设计的井,具有完整的测斜报告或轨迹设计书,因 此每个测点的数据是现成的。对将要钻的井或实钻井(称为计算井),通常可以从造斜点开 始进行防碰计算。 值得一提的是, 从造斜点开始计算时, 必须累计井口到造斜点的测斜结果。 准备了测斜或设计资料后,取一张座标纸,作两口井的水平投影图,注意一定要选择一 口井的井口作为零点, 把另一口井的井口相对座标在图上标出, 绘制两井在造斜点附近的水 平投影图,并将测斜结果标记在图上。 注意:两口井要用同一比例,通常取 1 厘米长度代表 1 米或 5 米的比例。 (2)测点距离的计算 找出相邻两井的最近距离点。在丛式井作业时,最关键,也是最有价值的邻井距离位置 是从计算井的造斜点开始(确切地说,是以造斜点上面的最近测点开始,一般距造斜点 20 米左右),可以很容易得到计算井的座标位置。 为了计算方便,把计算井的测井座标加角标“l”,参考井测点座标加角标“2”,参考 井的插入点位置加角标“3”。那么,对已知空间两点的座标分别为(H1,N 1,E 1)和(H2, N 2,E 2),可以按下式求出两点间的距离 D 来:

D = ( H 1 ? H 2 ) 2 + ( N 1 ? N 1 ) 2 + ( E1 ? E1 ) 2 …………………………………………
……(9-75) 以计算井造斜点上面的最近测点座标作为“ 1”点,依据垂深 Hl 的值,可以参考井上 找到与垂深 Hl 相近的上下测点座标“2”点和“2”。通常情况下,Hl >H2 或 Hl <H2′因 此,需要在参考井上求插入点位置“3”,使 Hl=H3

理论上讲,插入点的位置是可以求出的,但为了计算方便,最好运用中点作为插入点, 这样,插入点的三要素很容易求到: (L /2………………………………………………………………………… L3 = 2 +L2′) (9-76) α3=(α2 +α2′)/2……………………………………………………………………… (9-77) (COSα2-COSα3)/(COSα2-COSα2′) ……………………… ?3=?2 +(?2′-?2) (9-78) 有了插入点的基本参数(L3、α3 和?3),就可计算插入点的(H3,N3,E3),然后再 把插入点当作测点(相当于加密测点,缩短了测距一样),再按上述方法,继续下一轮的新 挺插入点计算。 在现场作业中,插入点的求解最多不超过三轮计算,这是因为: ①在有可能出现两井相交的情况下,可以事先缩短参考井的测斜段长,一般测段长为 30 米以内,尤其是丛式井在造斜时,有的测段长度只有 10~ 20 米左右。 ②当 Hl≤H2+10,或 Hl≤H2′-10 时,而且 2~2′井段的井斜、方位变化不大时,可 直接把 H2 或 H2′的测斜数据(井斜、方位)当作插入点“3”的测斜值。 ③两井相交,是由于在计算井钻进的过程中,轨迹逐步靠近参考井所引起的,通常有一 段较长的时间和井段。因此并非对每个测点都要进行距离计算,因为工作量太大; ④绘图,把计算井上的新测点座标马上标示出来,通过两井的水平投影图,可以很容易 地估算出两口井要相交时,计算井的方向和位移。 目前, 邻井距离的计算通常用计算机完成, 除了上面所讲的水平平面型距离计算方法外, 还有法面扫描,最小距离计算。 2.实际钻井中,预防两井相碰的措施 在丛式井作业中,除了上述的丛式井设计中要考虑防碰问题外,在实际钻井中,因设计 改变或其他情况,常常会遇到防碰问题,建议采取下列步骤预防两井相交(或相碰); (1)充分了解所有邻井的井眼轨迹,尤其是在计算井造斜点附近的邻井轨迹状况,判 别出哪些井可能存在防碰问题,并对重点参考井进行仔细分析; (2)绘制重点参考井的水平投影图(注意相对座标位置); (3)根据邻井情况和计算井的设计方位,确定是否需要进行绕障,即计算井在开始造 斜时是否先朝修正的设计方向钻进(即先偏离设计方位某一角度); (4)实钻的计算井测斜间距不宜过大,一般不超过 30 米;

(5)根据测斜仪器的磁干扰幅度变化情况,辅助判断邻井距离(当邻井距离较小时); (6)邻井距离极小时(l 米以内),要求捞砂样,通常每 3 米左右捞 1 包,并随时注意 砂样内是否有水泥,以及水泥含量的变化,以避免因为仪器的测量误差引起的轨迹变化; (7)邻井距离极小时,应提醒司钻密切注意井下异常情况,一旦相碰时,应马上停止 钻进,仔细分析绕过邻井的轨道情况,研究决定下步措施,继续钻进时应采取试钻进尺的方 法,仔细观察有无异常现象。 3.丛式井防碰技术 解决丛式井防碰问题无非两条, 一是丛式井设计时尽量减少防碰问题出现的机会; 二是 施工时采取必要措施防止井眼相交。

(l)在设计中始终考虑防碰的问题。 (2)严格控制井眼轨迹。对于有防碰问题的一组井或几口井的轨迹控制,必须严格控 制每一口井的轨迹。先期完成的井必须给后续待钻的相邻井提供安全保障。因此,先期完成 的井不仅要轨迹合格,而且轨迹始终应在安全圆柱范围内。 (3)利用计算机防碰程序协助轨迹控制。在丛式井作业中,必须使用相应的计算机防 碰软件。 在出现防碰问题的井段中应使用计算机防碰程序算出有关数据, 绘出较大比例尺的 防碰图。 (4)在防碰井段中,应密切注意机械钻速、扭矩、钻压等的变化和 MWD 测斜时有关 的磁场数据情况,并密切观察井口返出物,以此来辅助判断井眼轨迹的位置。 六.钻井平台位置优选 对于丛式井来说,优选平台位置,比一口定向井的设计更重要,且影响更大。除了考虑 钻井工程方面的情况以外,还要考虑输油管道的建设、井场的地貌情况等,单从定向钻井的 角度来优选,通常采用两种优选方式,一是累计水平位移最小,二是累计井深最少。 1.累计水平位移最小的平台位置优选 无论平台位置如何,靶点位置是一定的。因此,计算平台位置与靶点的距离,并使累计 值最小就是这种优选方式的关键。 靶点位置通常以座标值给定,即(X,Y)值,值得注意的是 X 值是南北方向的座标值, Y 值是东西方向的座标值,即 X 值相当于北南位移,Y 值相当于东西位移,水平位移的计 算可依据两点间的距离公式来求到:

2.累计井深最少的位置优选 采用这种优选方式, 首先要依照井底和井口位置进行试算。 把所有井的轨迹全部设计出 来, 计算出累计的井深, 然后改变井口位置, 重新作轨迹设计, 直到设计出最小的累计井深。 无论哪一种平台位置优选方式, 在确定其优选的井口位置时, 必须保证所有井都能打成。 因此,第一是平台上的少数井的水平位移不能特别大;第二是少数井的总井深不能特别深; 第三是为了有利于进行丛式井作业,应尽可能少地进行绕障作业,至少在丛式井设计中,基 本上不存在绕障问题。

第七节 套管开窗工艺技术
一.套管开窗的用途 套管开窗侧钻的技术主要是应用于两种井中:正钻井和油气生产井。 在钻井过程中,井下常常会发生一些问题,导致钻进工作不能正常继续下去。为挽救该 井,有时要报废一小段井眼而进行侧钻,或绕过有问题的井段。如果井眼很深而且钻井成本 高,有时行之有效的、经济的处理问题的办法,就是侧钻。 井下问题如果是发生在套管井段内,就会增加处理的难度。在井眼能进行侧钻之前,必 须先在套管上开个孔,这就是所谓的套管开窗。有时将套管磨铣一段后侧钻,这叫段铣式开 窗。套管开窗的应用包括: l.钻多底井。 2.事故井侧钻。 3.老油井的二次开发,这是套管开窗侧钻最主要的应用方面。由于生产井的生产时间

很长,容易发生套管损坏及其他问题。为了恢复产能或延长生产井的寿命,采用二次开发完 井的方法较为经济。 而套管开窗侧钻, 就是不用钻新井眼又能进入油藏未开采部分的最佳途 径。 目前,套管开窗的方法主要有两种,即斜向器(又称造斜器、导向器)开窗法和段铣套 管开窗法。这两种方法的优缺点比较如下:

二.斜向器开窗工艺 1.工具简介 (1)斜向器、固定锚和封隔器 斜向器、 固定锚和封隔器为一个整体组件, 其作用是在井内造成一个永久性的造斜基面。 典型的斜向器,其斜面的斜度一般为 2~4°。斜向器是用表面硬化的合金钢磨铣而成, 其长度随直径大小而变化,常用斜向器的尺寸如表 9-26 所示。

永久固定的造斜器底部的固定锚,其顶部是接头和斜向器底部的 U 型销装置以螺纹连 接并锁定。其下部有“斜口管引鞋”下入封隔器内,以使斜向器的斜面按所需要的方位而定 向造斜。 封隔器常用固定式套管内封隔器,其作用如同一个桥塞,可防止斜向器活动。封隔器用 电缆下入井内,在坐入斜向器固定锚之前,封隔器的水眼是敞开的,碎屑可以通过,这样能 防止其锁紧机构被卡。 (2)碳化钨磨铣工具(图 9-35)

用于套管开窗的碳化钨磨铣工具,是用热处理的合金钢制成的,它带有螺纹接头,其刀 片上镶有硬质合金块,可以开出一个长而光滑的套管窗口。 ①启始铣。启始铣是从套管内开始切割的工具,它有一长颈,颈的末端用一剪切螺钉和 斜向器顶部固定在一起。下井时,启始铣带着斜向器坐入封隔器内。一旦斜向器被固定,加 压剪断剪切螺钉,启始铣即可开始切割套管。 ②窗口铣鞋。窗口铣鞋的底面略凹,而中心隆直,凹面的作用有助于铣鞋处在磨铣套管 的状态时防止过早地偏离套管而进入地层。 铣鞋中心隆起有助于铣鞋中心正好在被磨铣套管 的正上方时仍可保持铣鞋的磨铣作用。窗口铣鞋可以代替金刚石高速铣鞋。 与碳化钨铁鞋相比,金刚石高速铣鞋的优点是切口较薄,磨铣时的扭矩小,可与西瓜铣 串联组合使用。 它铣切出的套管铣屑细小, 较低的环空返速和钻井液粘度即可把铁屑携带出 地面。加上金刚石铣鞋的寿命长,可节省更换窗口铣鞋所需的多次起下钻时间。 ③西瓜铣。下完窗口铣鞋后,再下西瓜铣。西瓜铣中部与外界接触的等高面为 254 毫米 (10 英寸),两端锥形面也各为 254 毫米(10 英寸),西瓜铣主要用于加长窗口顶部并修 整窗口。 ④管柱铣。 管柱铣与西瓜铣相似, 铣刀的长度也相同, 但中部与外界接触的等高面较长, 两端的锥形面较短,是最终加长井修光窗口的磨铣工具。 ⑤铣锥。铣锥具有长而尖的鼻锥,一般和管柱铣一起入井,用了最终修光窗口遗留的棱 角或毛口,也可铣去可能留在造斜器底部的任何套管突出部分。 碳化钨磨铣工具可以被制成任何所需要的尺寸,每种尺寸都是套管开窗工具中的一部 分。 2.斜向器开窗的作业步骤 (1)开窗前的准备工作 套管开窗前要做的工作,首先要查阅套管记录表,核实套管的尺寸和重最,以选择合适 的斜向器磨铣工具。 在开窗作业之前,还要明确作业中可能遇到的一些井眼问题。如果是定向井,应事先作 好剖面设计,根据开窗点的井斜与方位,确定测斜仪器的种类。开窗侧钻点应选择在砂岸地 层处,以利于今后的侧钻作业,尽量避开膨胀性页岩或盐层。开窗所用的钻井液密度和原来 钻该地层时的密度相同。 掌握和了解开窗井段的水泥胶结质量。 如果固井质量不高, 应在开窗前进行挤水泥作业。

为了保证封隔器能顺利下入及其良好坐封,在下封隔器前,需要刮管。然后用电缆下封 隔器坐封, 用陀螺定位仪测量斜向器的方位, 斜向器的方位通常定在井眼高边以左或右 45° 的方位上。 (2)坐斜向器 一套斜向器装置是由装在斜向器顶部凸耳上的启始铣、 接在斜向器底部的固定锚及斜向 器组成,如图 9-36 所示,整套装置是用钻杆送入井内的。 斜向器装置下井时,速度要慢,钻柱不能转动,以防剪切螺丝过早被剪断。快到封隔器 顶部时,应上下活动钻具,检查钻具在井内的实际阻力,再下入封隔器内。斜向器装置和封 隔器定向键相吻合时会自动找正。 当斜向器进入封隔器后,加压 18.6~29.4 千牛(2~3 吨),使固定锚坐牢,然后上提 使悬重增加 29.4 千牛(3 吨),验证固定锚的锚定情况。如能承受 29.4 干牛(3 吨)的拉力, 表明斜向器已锁入封隔器内,当确认固定锚已锁定后,剪断剪切螺钉。 启始铣即处于自由状态,上提钻具 1 米并开泵,下放钻柱让剪切螺钉低于凸耳的位置, 以慢速转动(转速为 50~60 转/分)。 (3)开始磨铣(见图 9-36)

刚开始切割套管时, 要缓慢送钻, 所施加的钻压仅仅是为控制扭矩及防止钻具扭曲或悬 空。开始阶段,应密切注意扭矩的变化,保证扭矩不超过安全限度。 用启始铣开窗的进尺至少要有 0.8~l 米, 以保证在开始切割阶段把斜向器顶部的凸耳全 部切割掉。只要凸耳全部被切割掉,便可起出启始铣,换成金刚石高速铣鞋或窗口铣鞋。 (4)修整窗口

修整窗口的钻具组合一般是在金刚石高速铣鞋上直接接西瓜铣, 钻具的柔性比较好。 如 1 1 所用的钻杆是 88.9 毫米(3 /2 英寸)或小于 88.9 毫米(3 /2 英寸)钻杆,就要加钻铤, 以防止金刚石高速铣鞋过快地偏离套管。 加钻铤时, 在最后一根钻铤以下至少要用一钻杆单 1 根。如果钻杆尺寸是 114 毫米(4 /2 英寸)或更大的,就不用加钻铤。因为大尺寸钻铤使 下部钻具的刚性过大,会导致高速铣鞋隆起的中心不能偏离套管。 修整窗口时的转速应控制在 60~90 转/分之间,这时实际上是对窗口处多次划眼,要 在允许的扭矩条件下平稳地进行。 当启始铣切割的窗口修整完毕后, 金刚石高速铣鞋和套管 相接触, 此时扭矩会降低, 可把转速提高至 90~120 转/分, 钻压加大至 49~68.6 千牛 (5~ 7 吨)。 当侧窗低于斜向器面 2 米左右时,铣鞋的隆起中心即处于套管之上,此时扭矩变小,几 乎没有进尺。为了迫使铣鞋的隆起中心偏离套管,只有加大钻压,使钻具弯曲,有时钻压可 能会高达 147 千牛( 15 吨)。当机械钻速有所提高时,再减小钻压,保持适当的扭矩切割 完余留部分。要注意的是,如果钻压加得过大,可能会使铣鞋过快地偏离套管,最终导致在 窗口底部留下凸缘。因此在开窗的全过程中,都应密切监控钻压和扭矩。修整后的窗口应是 清洁、光滑的。 窗口全部修整完毕,继续钻入地层 3~5 米,以留下足够的空间让初次入井的近钻头稳 定器或扩眼器进入地层。 为了清除钻井液中的铁屑,切割套管时,可在泥浆槽中放置磁铁。 (5)加长窗口 在下入侧钻的钻具组合前,必须加长并修整参差不齐的窗口。为此,要以钻铤带管柱铣 和铣锥下井加长窗口。这套钻具下至窗口顶部位置时开始划眼,转速在 90 转/分左右,逐 渐加大钻压直至扭矩增加。缓慢而反复地磨铣窗口,如果出现扭矩增加,就继续磨铣直到扭 矩降低。整个窗口都按此方法划眼,直到扭矩平稳为止。 把窗口加长并修整光洁后, 便可下入侧钻的钻具组合。 加长窗口的目的是为了保证窗口 够大够光滑,下任何钻具组合都不致于发生事故。 3.通过窗口应注意的问题 初次通过窗口的钻具组合是: 钻头十近钻头稳定器十钻铤或常规的井下马达带弯接头的 造斜钻具,最好不加钻柱稳定器。这套钻具组合应当具有良好的柔性。 通过窗口时应小心谨慎,缓慢下钻,不得转动。钻进 20—30 米后,测斜。这一段应稳 斜或微增斜钻进,不宜用高增斜率。待井眼有了足够的井段,使以后钻具组合的全部稳定器 都位于窗口以下时,起出初次的柔性钻具组合,根据需要组合新的钻具继续钻进。 在继续钻进时,钻具组合通过窗口应注意以下几个问题: (1)牙轮钻头或稳定器通过斜向器面时,不论起或下都不能转动,以免挂在斜向器的 边缘上而使斜向器转动,或磨坏斜向器。 (2)万一窗口封堵了水泥塞,再钻开该窗口时必须用金刚石钻头或窗口铣鞋,不能用 牙轮钻头。 (3)不论什么钻具组合,通过窗口时均应小心谨慎,慢速下放。 三.段铣套管的开窗方法 1.段铣工具的结构及工作原理 (1)段铣工具的结构 段铣工具实际上是一种简单的水力切割工具,段铣工具的规格尺寸见表 9-27。以三洲 公司的 340 毫米(133/8 英寸)套管段铣工具(Section Mill,Model D)为例,说明段铣套管 的开窗工艺技术。该工具主要由五部分组成(见图 9-37): ①上部接头,168 毫米(65/8 英寸)正规公扣,与钻具相接;

②刀体,外径 298 毫米(113/4 英寸),主要连接上下构件,支承力臂; ③扶正体,外径 298 毫米(113/4 英寸)外缘上装有六块扶正块,组合后的外径 311 毫 米(121/4 英寸),底部为 168 毫米(65/8 英寸)正规母扣,可接钻头或带喷嘴的丝堵。

④活塞体组合,活塞杆上部装有限位器。 ⑤刀片,本工具共装六支刀片(有的只装 3 支刀片, 如 A-E 段铣工具),刀片伸出时,底部刀刃呈水平状态, 刀体有限位结构,最大只能伸出 394 毫米(151/2 英寸), 刀片根部直接顶在刀体上, 钻压时,销子不受力,保证 了销子不被剪断。刀片是用许多碳钨块焊接在粘附力极强 的铜合金基体上制成,既有切削刃可以磨削,又能吸收冲 击载荷。 (2)段铣工具的工作原理 开泵提供一定的排量后,钻井液流经限位器喷嘴,并 推动限位器下行,活塞的斜面将刀片推出,使刀片张开, 进行切割磨铣。活塞杆下部的喷嘴较小,约为 19 毫米×1 (24/32 英寸×1) 钻井液经过小喷嘴后构成一个喷射压降。 , 当停泵时压力消失,活塞在弹簧的作用下复位,刀片收入 刀体内。 2.段铣前的准备 (1)开窗点的选择:查阅地层剖面图、CBL 图和下 入套管记录单,初步选一开窗点的位置。在满足地质和钻 井部门对开窗侧钻井剖面要求的前提下,选择厚度在 20 米以上的稳定地层作为开窗井段。开窗点最好选择在套管 接箍以下 3 米左右。 开窗点要尽量避开套管接箍和扶正器, 开窗段的固井质量必须是达到优质的。 (2)最好采用敞开式泥浆槽。磨铣套管时,有大量 的铁屑返出,采取措施清除铁屑,防止铁屑进入泥浆池。 (3)对钻井液性能要求:钻井液携带能力对磨铣作 业非常重要,在进行磨铣作业之前,必须配制足够的高粘切钻井液,粘度达 85~100 秒,切 力>45。钻井液密度和其他性能,视开窗井段的地层情况确定。 3.段铣套管的开窗工艺 (1)段铣时的钻具组合及其下井。磨铣 334 毫米(133/8 英寸)表层套管时,使用 298 毫米(113/4 英寸)套管开窗工具,其钻具组合为: 298 毫米(113/4 英寸)开窗工具十 203 毫米(8 英寸)钻铤 4 根十 197 毫米(73/4 英寸)

挠性接头十 127 毫米(5 英寸)加重钻杆 值得注意的是,在钻具组合中不能有带细颈的工具,如震击器和减震器,另外,要保证 工具上方能提供 49 千牛(5 吨)以上的钻压,以保证磨铣过程中的工具稳定。 开窗工具下井之前,要在地面进行试验,确认刀片能张开,也能复位,同时,记录最低 的刀片张开排量。试验后,用细铁丝把刀片固定在刀体上,以防下钻时张开。当然,下钻速 度不能太快,不能猛提猛刹,以免损坏刀片。 (2)开始磨铣(见图 9-38)

把段铣工具下到计划开窗深度底部,然后起到预定开窗点。配好钻具长度,接方钻杆并 转动转盘,记录不同速度下的空转扭矩。 开泵,当泵排量达到最低的刀片张开排量且有泵压以后,慢慢地上提钻具,再次确认套 管接箍位置,并把开窗点确定在接箍以下 3 米左右的位置。 在该井深处开泵,泵排量稍高于最低的刀片张开排量,启动转盘,转速 30~40 转/分, 此时扭矩明显增加, 变化很大, 甚至蹩得很厉害。可以降低泵速,减少扭矩。待扭矩平稳后, 稍增加泵速。大约 10 分钟左右后,套管内壁已割出一道沟槽,非常平稳地下入一点(小于 1 厘米),这样能加速切断套管。在套管接近切断时,扭矩很大,要逐渐增加排量直到完全 切断套管。切断套管后,扭矩马上变平稳,要增加排量,直到工作排量为止。 (3)磨铣作业。完全切断套管后,进行正常的磨铣作业。磨铣 334 毫米(133/8 英寸) 套管时.采用 2700 升/分的排量,钻压 9.8~29.4 千牛(1~3 吨),转速 80 转/分。具体 的磨铣方法如下: ①加钻压要非常平稳,控制钻时为 2 小时/米左右; ②每钻进 0.5 米, 循环 5~10 分钟。 停泵后把工具提出开窗点 1 米左右, 然后下放钻具。 当工具超过开窗点后开泵,启动转盘,缓慢下到原方入处,继续磨铣作业; ③每磨铣 1~2 米,替稠泥浆 3 方左右,加强携带效果; ④当磨铣到 0.8 米左右时,要检查窗口是否已完全打开。方法是在开泵的条件下,下压 39.2~49 千牛 (4~5 吨) 重量在钻具上, 然后上提到开窗点并上提 39.2~49 千牛 (4~5 吨) , 下放钻具,停泵,将工具提出开窗点; ⑤要随时注意铁屑返出情况。比较理想的铁屑长 7~10 厘米、厚度 0.8 毫米左右,返出 的铁屑量比较均匀。 4.段铣过程中应注意的问题 (1)返出铁屑的数量少。如果返出的铁屑数量较少,细如头发丝,则应检查排量和泥浆

性能是否合适。为了能够把较大的铁屑带出来,可以增加排量,也可以泵入 3~4 米 3 稠钻 井液进行检查。如果数量仍不多,可以适当增加钻压,并仔细观察加压后的铁屑变化。 (2)返出铁屑的形状。较理想的铁屑长 7~10 厘米、厚 0.8 厘米,形状象车工加工小 圆钢的铁屑一样,如果铁屑长度超过 20 厘米、厚达 15 毫米以上,表明钻压稍高。如果铁屑 象鳞片状,表明钻压太高,也可能是钢级低的套管。 (3)套管偏磨。如果返出物的形状象薄铁皮,表明套管有偏磨现象。同时还伴随有其 他现象出现:钻井大绳抖动;指重表指针摆动。不动刹把钻压也会增加(转盘必须转动)。 (4)工具提不出窗口。在开窗过程中,由于铁屑多,如果井眼清洁不够(排量低,或 者携带效果不好),较长的铁屑就会缠绕在开窗工具上方,并大量地堆积,形成滤网,导致 更多铁屑堆积。此时应提高排量或增加钻井液粘切值,并采用倒划眼的方法,一点一点地上 提,只有把铁屑弄碎,工具才能提出来。 另外,如果弹簧复位效果不好,刀片不能复位,工具也可能提不出窗口。与前面所述的 “滤网作用”不同的是,在弹簧不能复位时,开窗工具只有上提到开窗点时才遇阻。此时可 以继续正常磨铣作业,直到刀片磨平为止。 (5)通过泥线悬挂器的操作。在海洋钻井作业中,尤其是在自升式平台上作业,一般 都有泥线悬挂器。 泥线悬挂器的内径都比同尺寸套管的内径稍为小些, 因而在把开窗工具起 到了泥线位置时应格外小心, 不能过快。 若开窗工具上挂满了铁屑, 就不易通过泥线悬挂器。 这时可将工具放低些,开泵以大排量循环冲洗一阵子,把铁屑冲干净,一般都能起出。 (6)刀片的磨损的判断。在正常的套管磨铣过程中,若钻压和转速不变,转盘扭矩一 般不会有大的变化。即使刀片已有部分磨损,扭矩的变化也不会很大。但若刀片已被严重磨 损,则工具本体和刀臂将接触到套管的内侧,与套管内壁的接触面积就会增大,扭矩就会变 大,被磨出的铁屑变薄、变大。此时,就应考虑起钻更换刀片了。 (7)磨铣工具的保养。全部磨铣作业结束后,要对工具进行仔细检查。尤其是刀体的 表面、刀臂、装刀臂的凹槽等等,如果发现有磨损,就要按要求进行修补或更换,要在钻台 上拆开所有部件,进行清洗、抹油等保养工作。 四.侧钻 段铣式开窗以后,进行侧钻的作业程序如下: l.打水泥塞。水泥塞的长度一般在 80 米左右,封固井段为开窗井段以下 10~20 米和 以上 20~40 米,要求水泥塞强度较高。 2.候凝。待水泥凝固后钻水泥塞至造斜点,侧钻造斜点的位置通常在开窗点以下三米 左右的位置。 3.用常规造斜钻具组合进行侧钻。钻具的造斜能力达到 5°/30 米左右,采用低钻压、 低机械钻速的方法进行侧钻。 4.如果侧钻后是钻定向井,且侧钻点的井斜较小时,要用定位陀螺仪定向。如果井斜 高于 5°,可使用随钻测量仪进行定向。

第八节 水平井与径向钻井
水平井钻井是在定向井钻井技术的基础上逐渐发展成熟的。 八十年代以来, 由于多种类 型油气藏钻水平井开发试验取得了明显的成功, 同时水平井的钻井、 测试等技术的不断改进, 使水平井的成功率得到提高、成本降低,从而水平井技术有了迅速的发展和应用。 水平井主要是用于: 1.复杂的油气藏,如低渗透率的、裂缝性的、薄层(砂岩、页岩)的、多层的、非均 质的油气藏钻井。一种超短半径径向井在一口井内可多达 10 多个水平井眼,与直井相比, 对于提高采收率、提高产量,有极大的优越性;

2.防止水锥、气锥; 3.提高重质原油(稠油)产量和采收率。尤其是对于蒸气热采和注水,由于它的损失 小,可直接进入油层,效果更显著; 4.边际油藏钻加深水平井。 一.水平井的分类 一般根据造斜井段的曲率半径把水平井分为三大类,见图 9-39。 1.长半径(常规)水平井。广泛应用于海上平台的多油层、大跨度井。 2.中半径水平井。它的水平井眼使 API 标准中钻柱的弯曲和扭矩的复合应力达到极限 值。此种水平井应用范围极大,尤其适用于裂缝性油藏和复杂的地质构造钻井。使用经过改 进的常规工具,常用的有导向马达和弯壳体马达。 3.短半径水平井。使用挠性或铰链工具,特别适宜在小的租用面积、覆盖层很复杂而 弯曲段要求的垂直深度很小的低压油层使用。 需使用特殊的井下工具, 如柔性钻杆和铰链式 马达。 4.超短半径水平井(径向井)。是水平钻井的最新发展,它是由高压液体喷射钻出的 一段水平井眼,几乎没有造斜段,其变化的曲率半径只有几英寸到 1 英尺,水平段长度在 61 米(200 英尺)以内,较适合于松软的油气藏。

目前,以中半径水平井的用途最广泛。几种水平井的优缺点对比见表 9-28:

二.水平井的钻井技术和剖面设计 1.水平井的钻井技术 (l)长半径(常规)水平井钻井技术 造斜、增斜段的钻进与定向井相同,可用井下马达和转盘钻来进行,各个不同的造斜段 也需用套管来封隔。 在井眼轨迹接近靶区和达到 最终的井斜角时, 可用导向钻井系统来控制井眼 漂移。 水平段的钻具组合应能把钻具的轴向载荷 和纵向弯曲引起的扭矩和阻力减少到最低限度, 以提供充分条件来钻至要求的水平段长。 水平段的钻屑要采用上下活动钻具、 转动等 机械搅动以及采用中高粘度钻井液来清除, 便于 钻井及下套管、测井等作业。 测量方法, 如果用导向钻井系统, 则应使用 MWD 系统。 转盘钻进中可以使用单点和多点测 斜。 在老井的裸眼段钻长半径水平井, 要打水泥 塞,然后侧钻。在套管内造斜钻水平井,就需要 在造斜点处进行开窗侧钻, 开窗侧钻技术见本章 第七节。 (2)中半径水平井钻井技术 使用由标准定向马达改进的钻井马达系统 如迪那钻具、纳维钻具和贝克马达来进行。 由于水平井段的键槽、 井眼冲蚀、 管柱的磨 损, 在造斜率大于 15°/100 英尺时, 要使用带 防磨套的高强度承压钻杆, 接在钻铤下部, 来承 受压缩负荷、传递钻压、减少摩阻与扭矩。当造 斜率小于 15°/100 英尺,使用标准的加重钻 杆。 中半径水平井的造斜段可以采用三种剖面 类型, 即单一平滑弧形剖面、 不平滑弧形剖面和 平滑弧形与斜直形组合剖面,见图 9-40。 单一平滑弧形剖面较简单, 从造斜点开始采 用同样的造斜率,造斜增斜,直到进入水平点的窗口,它需要一个足够的靶区。不平滑弧形

剖面是一系列转盘钻和井下马达钻进交替使用综合调整造斜率的过程。 而平滑弧形与斜直形 组合剖面则是由上部造斜段、中部稳斜段与下部造斜段三段组成。上部井段是为预测、控制 下部井段的造斜提供经验,而通过中部稳斜段的调节,来达到准确地钻达靶区的目的,稳斜 段角度一般为 45~75°。 中半径水平井的马达系统分为两种, 即能在弯曲或增斜段中转动和不能转动, 前者易于 纠正井眼轨迹,但增斜率预测较困难,后者较为稳定,弯曲段的钻进可以预测。 在水平段的钻进中,使用导向井下马达可钻薄油层,还可更好地控制井眼轨迹。中半径 水平井要比长半径水平井更经常地测量,以控制工具的造斜率和方位,一般使用 MWD,但 要保证其井斜和方位传感器的工作精度。 目前发展的中半径水平井钻井技术, 能够提供一定井眼尺寸的造斜段、 水平段的整套钻 井工具、钻头、非磁性钻铤、MWD 和特殊钻杆及井下马达。 (3)短半径钻井技术 ①短半径水平井使用特殊的井下工具; A.作为一个大角度造斜器的定向总成; B.由柔性钻杆和可弯曲的非转动钻具壳体组成的造斜钻具总成。柔性钻杆把地面的转 动扭矩传到壳体内的轴承, 非转动的钻具壳体则是为柔性钻杆提供弯曲轨道, 并通过壳体内 的止推轴承把钻压传到钻头上。 非转动的钻具壳体上有一系列独特形状的切口, 使得壳体能 在造斜点处作横向偏移。 ②短半径水平井的井眼准备: 裸眼井中要安放的造斜器;下套管井中要下入的封隔器;磨铣套管;扩孔;打水泥塞; 钻水泥塞;安装封隔器和造斜器。 上述准备结束后, 先用一套柔性钻具在造斜器引导方向钻一个领眼。 接着进行定向造斜, 一直到钻完弯曲段,进行测量。钻短半径水平井的水平段,必须分段钻进和测量。 2.水平井的剖面设计 (l)水平井段的剖面设计 由于水平井的目标区 (靶区) 要限制在水锥、 气锥的油/水、 油/气界面的垂直深度内; 或因为要贯穿油藏某一特定构造位置, 如裂缝等, 从而确定了水平井段的靶区剖面形状有四 种; 倾斜靶区剖面、垂直靶区剖面、蛇形靶区剖面、构造位置靶区剖面,见图 9-41。

(2)造斜段的剖面类型 剖面设计要考虑避开复杂地层,整个造斜段的位移最小,造斜长度最短,有调节井段。 调节段可对最终目标的深度进行调整, 保证达到要求的水平位移和增斜速度。 要保证所 使用的钻井、采油工具在允许的曲率极限之内,见表 9-29。

造斜曲率剖面有三种基本类型(见图 9- 42): ①单曲率一斜直剖面。 上下两段为造斜率 相同的造斜段,中间是调节段。该剖面使用最 为广泛。 调节段的长度和该段井斜角的大小是 为了进一步掌握实际的造斜率; ②变曲率一斜直剖面。 下部造斜率比上部 实际造斜率低,中间是调节段。其目的主要是 为了进一步对目标的垂直深度进行调节、控 制; ③理想造斜曲率剖面。没有斜直的调节 段,可使用弯壳体马达钻进,费用低,但对壳 体马达的性能要求高。 在设计时为了使井眼轨迹控制在一定的 范围内, 允许进入水平段时有一定的靶区范围 (窗口)。在靶区的靶点外,垂直方向和水平 方向有最大的向上、 向下调节的高度和最大的 向前、向后调节的距离。这个调节距离的大小 按地质要求和进入油层的难易程序来确定。 为了保证准确进入靶区, 要在油层顶部附 近选定具有明显特征的标志层位, 在钻达油层 前可从岩屑观察判断是否进入标志层位, 或通 过测井方法来判断。 在中、长半径水平井钻进中,由于没有掌 握油层的准确位置,需要先钻一个导眼。以直 井或斜井段钻开油层, 掌握油层和标志层位的 准确深度,然后打水泥塞,回填至造斜点或斜 井段的稳斜段。 水平井的钻具、 三.水平井的钻具、钻井液与套管固井设 计 1.水平井的钻具设计 在确定了最优的井眼剖面及要求的水平 段长度后, 下一个问题就是能够钻多长的水平 段。 为此要计算在这个条件下设计钻具组合的 临界弯曲力、摩擦扭矩、上提/下放钻具的阻

力,以此对照 API 标准的钻具屈服极限、张力、扭矩、疲劳破坏和扭转屈服强度,并初步 确认钻具组合和水平段长度。还要考虑其它可能影响扭矩、阻力的因素,如井眼的不规则、 岩屑的堆集等, 以及钻井液类型、 钻机的提升能力、 旋转系统负荷大小、 顶部驱动钻井装置、 采用的钻井方式(旋转或定向)等。 目前,根据选定的井眼轨迹剖面、钻具组合、水平段长等,利用计算机程序估算出井眼 的摩擦力、扭矩,设计出井下工具的最佳特性和优选出系统的水力参数、完井管柱,并进行 钻机的选择。以及考虑套管磨损、钻杆磨损、接头磨损等因素的设计,从而提出减少扭矩和 阻力的设计、 安全载荷的设计等。 通常采用有限元分析和邻井资料分析预测下部钻具组合的 定向工作状态,并设计出该井最佳的下部钻具组合和最终的水平段长度。 在实践中,为了减轻下部钻具重量,使钻具的弯曲限制在允许的范围内,在中半径水平 井中使用带防磨套的高强度抗压钻杆; 在短半径水平井中使用柔性钻杆、 非转动的弯曲导管; 在长半径水平井中用加重钻杆和带螺旋槽的加重钻杆代替钻铤加压, 或用钻铤在上部、 加重 钻杆在下部的倒装钻具来克服阻力,进行加压。 (1)长半径水平井在造斜、增斜段和水平段的钻具组合举例。 445 毫米(正 71/2 英寸)井眼、造斜段(9.2°/100 米) 445 毫米(171/2 英寸)牙轮钻头十 244 毫米(95/8 英寸)单弯马达(弯度 1.15°)+ 425 毫米(163/4 英寸)稳定器十测斜接头十 203 毫米(8 英寸)MWD+203 毫米(8 英寸) 无磁钻铤十 203 毫米(8 英寸)钻铤 3 根十过渡接头十 140 毫米(51/2 英寸)加重钻杆 6 根十 165 毫米(61/2 英寸)震击器十 140 毫米(51/2 英寸)加重钻杆 14 根 311 毫米(121/4 英寸)井眼、造斜段(12.4°/100 米) 311 毫米(121/4 英寸)PDC 钻头十 203 毫米(8 英寸)单弯马达(弯度 1.15°)+ 298 毫米(113/4 英寸)稳定器十测斜接头十 203 毫米(8 英寸)MWD+203 毫米(8 英寸)无 磁钻铤十 203 毫米(8 英寸)钻铤 3 根十过渡接头十 140 毫米(51/2 英寸)加重钻杆 3 根 十 165 毫米(61/2 英寸)震击器十 140 毫米(51/2 英寸)加重钻杆 26 根 216 毫米(81/2 英寸)井眼水平段 216 毫米(81/2 英寸)牙轮钻头十 171 毫米(63/4 英寸)导向马达十 206 毫米(81/8 英寸)稳定器十测斜接头十 165 毫米(61/2 英寸)LWD+178 毫米(7 英寸)MWD+127 毫米(5 英寸)无磁加重钻杆十 127 毫米(5 英寸)加重钻杆 6 根十 127 毫米(5 英寸)钻 杆十 127 毫米(5 英寸)加重钻杆 48 根 (2)中半径水平井的工艺过程举例 中半径水平井上部井段采用常规定向井方法造斜、增斜和稳斜,下入 340 毫米(133/8 英寸)技术套管后。311 毫米(121/4 英寸)井眼用的 197 毫米(73/4 英寸)的 1.25°单弯 导向马达以 2°/10 米的造斜率第二次造斜和转盘增斜钻至水平段窗口“靶点”,下 244 毫米(95/8 英寸)技术套管来封固油层顶部疏松层。再用转盘钻完 216 毫米(81/2 英寸) 水平井眼段。 2.水平井的钻井液设计 (1)在水平井中,钻井液性能差可能出现的问题; 井眼净化差、岩屑沉积、扭矩和阻力大、卡钻、井壁不稳定、井漏、地层受到损害、固 井质量差、测井作业困难等。因此对钻井液性能有如下特定的要求; ①钻井液密度应能保持井眼稳定、井眼清洁和不发生井漏; ②钻井液流变性应能保持井眼清洁、岩屑不堆积、能顺利进行固井和测井作业; ③钻井液失水应保持较低,以免损害地层或发生卡钻,使测井作业能顺利进行; ④钻井液应具有降低摩阻力和扭矩的润滑性,以便减少卡钻; ⑤井漏时采用的堵漏材料不能对井下工具(如马达和 MWD 仪器)的工作产生影响。

⑥对钻井液体系的选择是十分重要的, 首先是成本要合理, 不影响周围环境 (环境污染、 地层损害),保持页岩的稳定。钻井液体系应易于调整、维护,有高抑制性和良好的润滑性 能。 (2)目前使用的钻井液体系 钻水平井基本使用的是两种钻井液体系: ①水基钻井液体系。低固相不分散钻井液、聚合物钻井液(PHPA——部分水解聚丙烯 酸胺钻井液,麦克巴 Polyplus 体系钻井液等)、CLS 钻井液(铬木质素磷酸盐钻井液)、 淡水、盐水聚合物钻井液等; ②油基钻井液体系。油包水钻井液、油基钻井液,其他还有气体和泡沫钻井液等。 3.水平井的套管和固井设计 水平井的套管设计与常规定向井相似, 在大斜度井段要选择高强度钢材和采取措施提高 固井质量,主要是提高顶替率。影响顶替率的因素有以下方面: (l)钻井液的性能,尤其是屈服值的大小与悬浮能力。推荐的井斜角与屈服值所达到 的数据见表 9-30;

(2)固井前的循环时间至少是 3 倍于井筒容积的循环时间,或者进出口钻井液性能达 到平衡。管柱的上下活动和转动有助于岩屑的返出; (3)采用套管扶正器,提高套管居中程度,套管扶正器的数量比大斜度井和定向井要 多; (4)使用隔离液和优质高效冲洗剂,有助于井内岩屑的运移,达到最大限度的顶替效 率; (5)用自由水为零的水泥浆; (6)对油基钻井液,在选择冲洗剂和隔离液时要考虑; ①选择的冲洗剂和隔离液要与井内的油基钻井液接触界面相容, 最大限度地使钻井液流 动; ②采用表面活性剂,它能有效地清除管柱表面和地层表面的油污,达到水泥浆与管柱、 水泥浆与地层表面较好地固结; ③尽可能提高环空速度。 最好在固井前用电脑模拟, 计算固井时井下循环压力和其它固 井需要的数据; ④井眼与套管之间采用最优的环空间隙。而对水平井至少是 38 毫米(11/2 英寸)(假 定条件是套管居中率为 70%左右)。 四.水平井的完井方法 目前水平井的完井方法有四种(见图 9-43):裸眼完井、筛孔/割缝衬管完井、筛孔 /割缝村管带管外封隔器完井和衬管固井与射孔完井。 以上方法除短半径水平井只能采用裸眼或筛孔/割缝衬管完井方法外, 长半径和中 半径水平井都可以采用以上任一种完井方法。完井方法的优缺点见表 9-31。 五.水平井的测井 水平井不能用常规的测井工具, 必须用有能力推送测井仪器的工具, 水平井测井技术分 四类:

l.随钻测井(LWD) LWD 可测得井下以下参数: (l)井眼轨迹参数。工具面(磁力、重力两种)、井眼方位和井斜角; (2)优化钻井参数。真实钻压、扭矩等; (3)测井参数。自然伽马、电阻率、自然电位、密度、孔隙度、井温、井径等。 2.钻杆输送测井 测井仪器连接在钻杆末端,通过钻杆的上下活动,进行测井。适合于大斜度井眼和水平 井眼段测井,可取得全套常规测井资料,组成如下(自下而上): (l)伸缩节。装在钻具最底部,它使钻杆在静止测量期间,能够进行有限的活动。 (2)测井仪器。正规排列的标准仪器柱。 (3)湿式接头。使用电缆与测井仪器在井下相连。 (4)电缆旁通接头。是该测井工具的关键部件,它适用于 194 毫米( 75/8 英寸)以 上的套管,作业时放在技术套管鞋以上 30~60 米处,然后每次按设计裸眼长度进行测井,

因此它具有工作压力 20.7 兆帕(3000 磅/英寸 2)的电缆封隔密封、双向回压阀、电缆夹 紧选择、电缆割刀选择,提供卡点/倒扣仪器通道和最大钻杆强度的功能。 3.加重管输送测井 用泵入井内流体压力传递给加重管来推送测井仪器下井, 其优点是能在套管井中使用正 规的生产测井仪器(温度计、压力计、流量计和套管接箍定位器)进行生产测井。 这种输送加重管 (包括钢质加重管、 推进器、 压力设备) 和测井仪器要穿过钻杆或油管, 使测井仪器的使用受到限制。虽然可在负压井眼条件下作业,但组装时间长、生产井中进行 作业时要采用双油管柱完井。 4.挠性油管输送测井 它使用有柔性的油管推动测井仪器柱下井,在上提或下放中进行测井。 它的主要组成: 挠性油管; 地面设备——测井拖橇、 活动桅杆式井架、下管机、 深度绳、 滚筒等;井下设备——下井导向器、锥形接头。该测井工具的特点是:测井速度快,不占用 钻机,可进行常规测井和生产测井,能进行正、反循环,保证全井的井控能力。 六.超短半径水平井 超短半径水平井是采用一种特殊的径向钻井系统钻成的,径向钻井系统是近 10 年来发 展起来的水平钻井新技术。 该系统的原理是利用高压水系,其作用主要有:一是产生高压水射流切割地层;二是产 生对径向管尾端的轴向推力, 使径向管沿造斜器的曲率导向器进入地层; 三是高压水射流在 径向管前端产生一个张力,使径向管受到轴向拉力作用朝前运动。 超短半径径向水平井的特点是曲率半径短(仅有几英寸至 1 英尺),靠高压喷射流钻出 一个水平井眼,可快速开发砂岩油层,特别适用于被非渗透地层分隔的层状薄油气藏。当使 用常规水平井的方法或用多底垂直井的方法开发不经济时, 采用超短半径方法可快速而经济 地钻井,以提高产量。 1.第一代径向钻井系统 第一代径向钻井系统如图 9-44 所示。它只能在靠近前端部分射流。这样,径向管在完 井作业中只作为采油管使用,因而在热力完井中的应用受到很大限制。

2.第二代超短半径径向钻井系统如图 9-45 所示: (l)它可以在垂直井中使用,也可以在斜井内使用; (2)可提供井眼倾角的打印输出资料及井眼方位和长度资料; (3)它可以做到实时测量径向管的朝前运动和地层阻力以及钻速; (4)改进完井的技术。对钢质径向管可全段射孔和切割;可安装割缝衬管以控制出砂; 安装过滤器;可进行砾石充填;可进行最后(第二次)砾石充填(即 100%充填)。 3.第二代(Ⅲ)型)超短半径径向钻井系统 该系统使用了以下新技术: (l)造斜器竖立安装在一个扩孔直径 559 毫米(22 英寸)的扩孔段内,扩孔可采用机 械的或者水力的喷射工具; (2)使用 32 毫米(11/4 英寸)连续焊接钢管(606 钢)作为径向钻井器。它靠水力 推进吃入油层; (3)在大多数地层的岩石中,可提供直径 102 毫米(4 英寸)的水平井眼,而且有穿 透所有岩石的能力; (4)提供井眼轨迹的上下控制(俯仰角的控制)和轴向水平钻进; (5)可测量水平径向管轨迹的精确位置; (6)电化学井下切割和使用实时控制射孔工具对 32 毫米(11/4 英寸)径向管射孔; (7)100%的水平双向砾石充填; (8)用于控制出砂的柔性缝隙村管,这种村管带有凹型的螺旋缝隙; (9)适用于低压的重力油藏驱油和垂直泵抽油; (10)使用水或加重卤水,避免钻井液对地层所产生的损害。 4.超短半径径向井的应用 超短半径径向钻井系统可精确地在单一油层钻多口 30~60 米长的径向井, 也可在一口 井的几个油层中钻多口这样的径向井,并已经在一口井的五个油层中钻了 207 口直径为 32 毫米的径向井。

第九节 定向井常见问题处理
一.造斜率太低 造斜率太低,达不到设计所要求的增斜速度,可能的原因及其相应的措施分析如下: l.弯接头度数不够大。对设计的某一造斜率,通常能找到合适的弯接头弯度。但由于 地层走向、硬度等情况的变化,增斜速度不一定能达到要求。如果实际增斜速度比设计要求 低 30%以上,在考虑最大井斜角的大小以后,可以考虑换较大度数的弯接头。 2.地层太软,而钻头水眼则相对太小,使钻头来不及侧向切削,水力喷射流就已冲掉 地层。 3.钻具刚性太强,不能产生足够的侧向力。如果泥浆马达上钻铤根数太多,合理的做 法就是尽量少加钻铤。 4.工具面没有掌握好,工具面反复调整不容易获得稳定的造斜率。所以工具面应相对 稳定,调整时,要逐步调节。 5.水泥塞太软。在侧钻作业中,如果水泥塞没有足够的强度,则难以侧钻脱离钻眼。 尤其在深井侧钻时,地层比水泥强度高得多,要采取小钻压低机械钻速的方法,同时,必须 保证水泥塞有足够的强度。 如钻水泥塞时, 水泥强度能承受钻压 49~58.8 千牛 5~6 吨) ( , 钻时在 5~10 分钟/米的范围内,水泥强度就可以了。 6.马达性能不好。一种情况是马达不工作,应加以更换。另一种可能情况是马达工作, 且有较快的进尺, 但造斜率远不如其它马达或达不到设计要求, 这种情况的原因可能是马达

本体太长。或者轴承处横向间隙太大,使钻头偏移量减小。因此,当遇到造斜不成功时,则 具体分析为什么,合理采取补救措施。 7.弯接头标线反向。由于制造上的原因,弯接头标线没有标到高边位置,而定向井工 程师又没有仔细检查,导致弯接头反向,因此,在弯接头下井之前,要丈量弯接头标线处的 接头长度以及标线对边的长度, 标线处的长度要比对边长度短几毫米 (具体值视弯角大小而 定)。 二.方位偏差太大 方位偏差太大的原因包括: l.井眼轨迹发生始料不及的漂移,如上部井段严重左漂或右漂。 2.由于一些特殊原因,方位没有稳定好就提前结束造斜作业,起钻时就没有获得预计 的井斜和方位。比如马达或测量仪器不能正常工作,不利已只好提前结束造斜; 3.由于测量仪器故障或测量工程师的失误,使真实定向方向不是测量仪显示的方向, 致使方位偏差太大。 解决方位偏差太大的办法是进行扭方位作业。 扭方位作业时主要应考虑 可能带来的狗腿和安全问题, 特别是在裸眼段较长的井段。 如果偏差值大得无法以扭方位来 弥补,只有填井重钻。 三.钻出新井眼 新井眼往往在以下情况中可能出现: l.较浅、较软和较疏松的地层; 2.狗腿较大的井段。如造斜段、扭方位井段。 3.钻具刚性发生变化以后。 4.扩划眼时。 为避免钻出新井眼,定向钻井时应注意以下几方面: (l)如造斜是在较浅、较疏松的地层,造斜过程中应尽量使井斜、方位平缓变化,避 免急剧狗腿, 特别是方位的变化。 如增斜结束后, 要下人刚性较强的稳斜组合, 下钻要小心, 不可轻易划眼;如遇阻严重,则应开泵冲下,如仍遇阻,则应考虑起钻用刚性较小的增斜组 合通井。有时也可采取划眼的方式,但应在井斜较大的井段中进行,必须注意划眼时钻压、 扭矩等的变化; (2)在轨迹过渡井段、扭方位井段以及地层交接面,采用多次短起下钻,修正井壁, 光滑井眼。 键槽、井眼不稳定性和压差卡钻(见第十三章)。

第十节 定向井井身质量标准
一.井身质量标准 1.靶区半径 常规定向井、 丛式井的靶区半径 (即, 实钻井眼轨迹轴线与设计目标点之间的水平距离) , 应视设计目标点的不同垂直深度而定,但要符合石油工业部 1984 年颁布的质量标准(见表 9-32)。

根据不同用途的定向井、丛式井,对靶区半径的特殊要求,应在设计中明确。 2.最大井眼曲率 常规定向井、 丛式井的最大井眼曲率不超过 6°/30 米, 如连续三个测点的井眼曲率超 过 6°/30 米为不合格。 3.井身质量要求 对于大斜度井、水平井、丛式井、特殊用途的定向井的井身质量要求,应在设计中有明 确的要求。 二.资料要求 1.测斜方式 (l)可用单点、多点、MWD 等磁性测量仪进行裸眼井段的测斜,仪器精度应满足说 明书的要求。 (2)多点陀螺测斜。在有严重磁干扰的井段测斜,均采用多点陀螺测斜数据作为井眼 轨迹计算和绘图的依据。 (3)测斜间距。直井段测斜,测点间距不大于 100 米。稳斜井段测点间距不大于 100 米;造斜和扭方位井段的测点间距不大于 30 米。 (4)测斜数据要求连续、齐全、准确。 4.资料收集 (l)图表。包括测斜数据计算表、井身垂直剖面图和水平剖面图。 (2)技术总结。包括分井段钻具组合及使用效果分析和全井工程施工简况。

参 考 文 献 1.徐云英主编《实用钻井工程》 1989 年 11 月 2.《钻井手册(甲方)》编写组,《钻井手册》(甲方) 1990 年 11 月 3.陈理中等译《美国钻井手册》 1980 年 2 月 4.百事得机械厂《螺杆钻具手册》 1992 年 5. Anadrill Schlumberger《Directional Drilling Training Mannal》 6. Sperry Sun《Training Manual》 1992 年版 7. Sperry Sun《MWD operation Manual》 1990 年版 8. Geodata Halliburton《Training Manual》 1990 年版 9.克里斯坦森《纳维钻具手册》 10.Sperry Sun《Directional Drilling》 1988 年版 11.韩志勇《定向井设计与计算》 1987 年 8 月 12.张世明、冯少太编译《定向钻井技术》 1989 年 12 月 13.大港石油管理局总机械厂《迪那大港钻具》 1987 年 14.李介士等编译《水平井钻井完井及增产技术》 1992 年 6 月 15.彭新明《定向钻井技术》 1994 年 8 月 16.陈生官、魏芳友等编译《水平井钻井技术》 1992 年 6 月 17.Halliburton《Directional Drilling》 1990 年 11 月 18. Halliburton Energy Services《Horizontal Technology》 1993 年 5 月 19.南海东部公司《钻井作业手册》 1990 年版 20.彭新明《SZ36-l 丛式井技术》 1993 年 2 月 21.IADC《钻井手册》 1992 年版

22.刘根梅《定向井质量与水平的评价问题商讨》 1986 年 23 .刘长生《水平井技术译文集》 1989 年 24.陈洪均《丛式开发井钻井工艺技术研究》 1989 年 25.胡桂珍、高建和《惠州 21-1 油田开发井泥浆和完井工艺》 1992 年 26.克里斯坦森《套管开窗手册》 27.彭新明《套管开窗技术》 1993 年 6 月 28.ICT 公司《ICT 套管开窗手册》 29.南海西部钻井工程部《南海北部湾两口水平井技术总结》 1994 年


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