大位移井技术报告1

1大位移井技术报告韩志勇中国石油大学石油工程学院1999年12月10日2大位移井钻井技术基本问题韩志勇这份资料是根据1996年12月在我国大港油田举行的“大位移井技术座谈会”的资料和个人的理解整理而成。由于资料很不全，个人水平所限，所以难免有看法片面和观点错误之处。敬希各位专家批评指正。一.定义：什么是大位移井？目前尚无统一的定义。初期，认为水平位移超过3000米就是大位移井，或认为KP＞＝1就是大位移井。我国前几年水平位移超过1000米的井，就认为是大位移井。所以关于大位移井的定义，实际上是个发展过程。目前有两种定义法：一种为“KC＝测量井深与垂直井深之比＞＝2称为大位移井，KC＞＝3为特大位移井”。这是第14届石油大会上有人提出的。此定义目前主要用于挪威。一种为“KP＝水平位移与垂直井深之比＞＝2”。这种定义目前主要用于英国的BP公司和美国的ARCO公司。这种定义法在垂直剖面图上看起来比较直观。现在这两种定义法各持己见。二.大位移井的主要用途：大位移井的主要用途是油藏所在的地球表面(主要是水面)难以建立钻井井场的条件下，或者建立井场需要花费很大代价的条件下，从距离较远的已有的钻井井场上向该油藏钻探井或开发井。三.大位移井发展情况：大约从30年代初，在美国加利福尼亚海岸上向海里钻定向井时，就可以认为这种思想就是钻大位移井的思想。但由于当时技术的限制，实际只能钻小位移的定向井。现代大位移井大约从80年代末、90年代初开始。1.1989年开始，美国Pedernal油田(是距离加利福尼亚海岸6.5公里的海上油田)在原钻井平台上钻大位移井，少建了一个平台，省了1亿美元。至1993年，共钻了6口大位移井，水平位移为2500～4473米。2.1990年开始，美国DosCuadras油田(是距离加利福尼亚海岸9公里的海上油田)在原海上C平台和B平台上钻了9口垂深非常浅相对水平位移非常大的大位移井。其中，C—29井垂深293米水平位移1156米，KP＝3.95；C—30井垂深294米，水平位移1485米，KP＝5.05；都创造了当时的世界记录。3.1990年开始，挪威的海上油田Statfjord油田从原来的C钻井平台上连续钻了4口大位移井。其中C—10井水平位移5006米，创造了1990年的世界记录。1991年钻的C—3井水平位移达到6086米，1993年钻的C—2井水平位移达到7290米，创当年世界记录。4.1992年开始，挪威的Oseberg海上油田用水平井和大位移井开发两个平台之间(两个平台相距15公里)的油，共钻了17口水平井。其中1995年完钻的C—26A井水平位移达到7853米，在油层内延伸2100米。5.1991年开始，英国的海上油田WytchFarm油田钻大位移井。原计划建立40个人工岛，后改为从陆上钻14口大位移井，开发该油藏，可节约1.5亿美元，而且采油期提前了三年。目前已经钻了9口大位移井。其中LM-05SP井，垂深1605米，测量井深8700米，水3平位移达到8035米，创造了大位移井的新的世界记录。预计到2000年，大位移井的最大位移可达到10000米。我国目前的大位移井距离世界水平相差很大。大港油田1991年完成的张17—1井，测量井深3919.82米，垂直井深3000米，水平位移2279.83米，这是我国大位移井的水平位移最高记录。从1991年以来至今没有新的进展。胜利油田也钻过6口大位移井，其中桩310井水平位移达到1914.52米。胜利油田钻的郭斜11井，测量井深2342米，垂深1400.60米，水平位移达到1626.22米，KP＝1.161，是我国目前大位移井KP值的最高记录。还有一种看法，张17—1井造斜点在2000多米，若从造斜点算起，KP值将大于1了。表一八口典型的大位移井作业者位置井名KOP(m)αE(°)αD(°)TVD(m)DPM(m)MD(m)KPKC驱动方式泥浆类型Unocal美加州C-30859588294148517345.15.9动龙水基Unocal美加州A-2129086681534447250942.93.3顶驱水基Statf-jord挪威北海C-239683702788729087612.63.1顶驱水基Statf-jord挪威北海C-26A2770785393272.843.37油基Woodside澳大NRA-2116870613013500661801.72.1顶驱油基FreeportcMoRa墨西哥湾A-103057503449458258391.31.7顶驱水基Amoco英国A-4424461273899495267631.31.7转盘油基BP公司英国WytchFarmLM-05SP1600803587005.025.44顶驱油基四.大位移井的关键技术(1).摩阻摩扭问题：这是大位移井面临的首要问题。井斜角大，井眼特长，钻柱在井眼内起下或旋转将要遇到很大的阻力。此阻力大到一定值时，钻柱将无法运动。解决此问题需从以下几个方面着手。1.优化井眼轨道设计：开始也有使用双增剖面的。目前用得最多的是“悬链线剖面”或“准(视，假，类)悬链线剖面”。增斜率从1.0°～1.5°/30m逐渐增加到2.5°/30M，每400m增加0.5°/30m。此种剖面可以显著减小钻柱摩阻，并使套管的可下重量增加20～25％。剖面的最大井斜角，一般不超过临界井斜角αK。αK的计算如下式：4αK＝ATN(1)式中：μ——钻柱与井壁的摩阻系数大位移井的剖面设计必须依靠摩阻摩扭软件进行优化，而且要权衡各种工况。例如：起钻，下钻，钻进，正划眼，倒划眼等，工况不同，钻柱的受力情况就不一样，要求的悬链线形状也就不同。还要权衡不同井段的需要。同一钻柱结构，钻头所在的位置不同，则形成的悬链线形状也就不同。过去的定向井悬链线轨道都是根据起钻解卡的需要设计的。究竟应该选择哪一条悬链线作为大位移井的井身轨道，需要根据最困难的井段、最困难的工况下的悬链线来选择。2.改善泥浆润滑性：用得最多的是油基泥浆。也有在泥浆中加入“润滑珠”的。3.采用扭矩减小护箍：这是一种被称为“不旋转的钻杆护箍(Non-rotatingdrillpipeprotector)”，该护箍由橡胶或塑料作成，装在钻杆的管体上，可以相对钻杆转动。在钻进中，钻杆旋转而该护箍不旋转。该护箍的两端有限制箍(STOPCOLLAR)固定。每隔一根钻杆装一个这种护箍，可使摩扭减小25％。4.关于摩阻模型问题：大位移井必须有摩阻摩扭的计算机模拟软件，否则就不指知道能不能起下钻柱。由于悬链线剖面的增斜率很小，所以摩阻模型可以使用“软绳模型”。关键在于较准确地求得摩阻系数μ。摩阻摩扭软件中，最难确定的因素是：摩阻系数、钻头轴向力和钻头扭矩。钻头轴向力即钻压，但在大位移井中，地面的指重表难以反映出真实的钻压大小。钻头扭矩问题，最近已经有人在建立钻头扭矩的计算模型。最好的办法是进行实测。利用紧装在MWD下面的接头测得井下靠近钻头处的轴向力和扭矩，再通过MWD传输到地面上来，与地面上测得的钻压和扭矩值进行比较，计算出摩阻力和摩扭矩，从而反算出摩阻系数。(2).钻柱设计问题：大位移井钻进的突出问题是扭矩的传递。顶驱可以提供45000～60000ft-lbs(62～82千牛米)的扭矩，但实际上能否用到这么大扭矩则取决于钻杆钻杆是否与此扭矩相匹配。钻柱设计的关键，是如何使钻柱能承受更大的扭矩，而不是承受更大的轴向力，因为实际的轴向力并不大。解决的方法是：增大接头的抗扭能力；减轻钻柱重量，减小摩阻扭矩，使钻头得到足够的扭矩破碎岩石。1.接头的应力平衡：以常用的S-135钻杆为例，其接头抗扭强度小于管体的抗扭强度。应用应力平衡法可以提高接头的抗扭强度，但要牺牲接头丝扣的抗拉强度。其方法是在上扣时增大台肩的上扣压力，则丝扣的轴向拉力增大。这样，在工作中，接头丝扣可承受更大的扭矩，但可承受的轴向力则减小了。2.使用高扭矩的丝扣油(HighTorqueThreadCompounds)：使用这种高扭矩的丝扣油，可使上扣扭矩相对提高27％。而这并不需要增大台肩的压力和丝扣的轴向拉力。3.使用高扭矩的丝扣连接(HighTorqueConnection):使用多级丝扣或多台肩丝扣，可以增大扭矩。现在常用的是双级双台肩丝扣。这是美国Hydrill公司研制出来的。这种丝扣也用在套管连接上。54.高强度钻杆材料的选择：现在已经生产出了ND-165高强度钻杆，在相同拉力下，比G-105钻杆重量减小25％。另外，铝合金钻杆和钛合金钻杆也是将来钻近更大位移井时可以应用的。例如，钛合金钻杆的屈服强度比S-135高25％，而密度只有S-135的50％。(3).钻柱振动问题：1.周向粘滑振动(TorsionalStick/SlipVibrations)：钻柱的周向振动在我国现场被称为“蹩钻”。通常认为，蹩钻与钻头破碎岩石的扭矩变化有关。实际上，在大位移井中，尽管钻头会影响周向振动的存在和振幅，但周向振动主要是由整个钻柱的摩阻效应引起的。在大位移井中，当井斜很大时，绝大多数情况下是与井壁或套管壁的下侧接触，其结果导致很大的正压力并使摩阻力增大。所以，在大位移井中，周向或粘滑振动总是存在。这种振动导致钻头和钻柱的无序运动，大打不利于钻头寿命，机械钻速(ROP)，并使崐旋转钻井的长度受到限制。在WytchFarm油田这些影响都观察到了。该油田得到的数据表明，周向振动决定了旋转钻井的极限能力。由于摩阻摩扭模型中没有考虑振动因素，所以，这些数据非常重要，不仅用于预测振动，而且用于钻进过程中减小振动。使用“旋转回馈系统”(RotaryFeedbackSystem)可使周向振动减小到最低限度。调整通常的钻进参数，也可使周向振动减到较小程度。2.旋转回馈系统：该系统的原理是，先用传感器测得钻柱振动的振幅和频率，然后产生一个可以阻止振动的变化转速模型。实现的方法是：当周向振动自井下传递到达地面时，该系统自动减小转速；当周向振动离开地面时，自动增加转速。这个速度的改变，阻尼了钻柱周向振动的能量，其结果奇迹般的减小了周向振动的振幅。为了监测周向振动，用很高的检测速率监测典型的振动频率。在WytchFarm油田上，顶驱的电流和电压分别指示扭矩和速度。第一代旋转回馈系统用于WF油田的前三口井，第二代用于F21井及以后的井。据说，周向振动将使钻井能力的减小20％。关于旋转回馈系统，在研讨会上很多人询问其原理，但未能得到满意答复。3.钻头和BHA引起的横向振动(LateralVibration)：虽然旋转回馈系统成功地用于减小周向振动，但对钻头、钻柱和MWD/LWD非常有害的横向振动还会发生。在设计时模拟此横向振动是很困难的。解决此问题的有效方法是在井下用加速度计监测钻进时的实时振动和冲击。MWD/LWD的仪器即可测得各个方向的加速度。WF油田在81/2井眼中曾有两个螺杆钻具(PDM)由于严重的横向振动而断掉。从而引起了对横向振动的重视，并将MWD中通常用的单轴加速度计改为三轴加速度计。(4).井眼清洁问题：大斜度、长位移的井内，岩屑床是必然会有的。怎么清除岩屑床，保证井内清洁，是保证井眼畅通的重要问题。1.排量问题(Flowrate)：和其他井眼一样，首要的是提高泥浆排量。在WytchFarm油田，在12-1/4井眼钻达5200米时，使用3000米6-5/8钻杆和2200米5-1/2钻杆，一直保持1000gpm排量，对重要井段1100gpm(70l/s)。17-1/2钻头，6-5/8钻杆，70l/s的排量，则环空平均返速也仅有0.53米/秒。在挪威的statfjoid油田对17-1/2钻头，6-5/8钻杆，72l/s的排量，环空平均返速可达到0.54米/秒，这样的返速，在大位移井中，井眼仍然不能很好地清洁。WytchFarm油田推荐的排量为：12-1/4井眼，6-5/8钻杆，950～1050gpm(60～66l/s)8-1/2井眼，5钻杆，450～500gpm(28～32l/s)6挪威的stat