井眼轨迹控制.

井眼轨迹控制技术基本概念定向钻井：沿着预先设计的井眼轴线钻达目的层的层位的钻井方法，称为定向钻井。井斜角：井眼轴线的切线与铅直线之间的夹角。（α）方位角：井眼轴线的切线在水平面投影与正北方向之间的夹角。（Ф）井深：从井口到测点的实际长度。井底水平位移（闭合距）：表示井底在水平面上偏离原井口的大小，它是完钻井底与井口在水平面上投影之间的直线距离。井眼轨迹控制技术基本概念闭合方位：闭合距的方位角就叫闭合方位角。井斜（方位）变化率：指单位长度内井斜角（方位角）的变化值。狗腿度：是描述井眼弯曲的情况，一般规定以每钻30米井眼的角度变化（度/30米）。高边：过井眼轴线的铅垂面与横截面交线的上倾方向。装置角：造斜工具弯曲方向的平面与原井斜方向所在平面的夹角。井眼轨迹控制技术基本公式计算狗腿度的计算公式：全角变化率（DoglegSeventy）“全角变化率”，“狗腿严重度”，“井眼曲率”，都是相同的意义。指的是在单位井段内井眼前进的方向在三维空间内的角度变化。它即包含了井斜角的变化又包含着方位角的变化。其计量单位为：°／25m。井眼轨迹控制技术闭合方位的基本公式计算:1.第一象限:CLA=ACTG(E/N)2.第二象限:CLA=ACTG(N/E)+90°Plan:Plan#1(B26/OHOriginalhole)West(-)/East(+)[m]South(-)/North(+)[m]-1400-1200-1000-800-600-400-200020040060080010001200140016001800-800-600-400-2000200400600800靶心距的计算：R=SQRT((N1-N2)2+(E1+E2)2)实际井眼轴线的计算（平均角法）：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。井眼轨迹控制技术测段计算公式：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。某斜井钻进到1900米时，井斜为43度，方位29度，垂深1500米，水平位移1000米，北位移874米，东位移485米，钻进到2000米时井斜增到47，方位增到31，试用平均角法计算2000米时的垂深，水平位移，北位移，东位移（Sin45=Cos45=0.71,Sin30=0.5;Cos30=0.87）解：井斜平均值=(43+47)/2=45方位平均值=(29+31)/2=30垂深=1500+(2000－1900)×cos45=1571(米)水平位移=1000+(2000-1900)×sin45=1071(米)北位移=1071×cos30=931.77(米)东位移=1071×sin30=535.5(米)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。公式法计算反扭角：井眼轨迹控制技术井眼轨迹控制技术井眼轨迹现场控制技术---优化的钻具组合对于丛式井优快钻井项目，经过近几年的摸索与实践,已逐渐形成了简单而实用的钻具组合：(a)钟摆钻具组合钟摆钻具原理:利用斜井内切点以下钻铤重量的横向分力把钻头推向井壁下方,以达到逐渐减小井斜的效果.扶正器的安放位置:对钟摆钻具来说,扶正器的安放位置十分重要.如果安放偏低则减斜力小,效果差;如果安放偏高,则扶正器以下钻铤可能与井壁形成新的切点,使钟摆钻具失效.稳定器的理想位置:保证稳定器以下钻铤不与井壁接触的条件下尽量提高些.井眼轨迹现场控制技术---优化的钻具组合稳定器位置主要取决于钻铤尺寸,钻压大小和井眼斜度等.17½”PDC+9”NMDC+9”DC+17½”STB+8”DC*4+F/V+(F/J+JAR)+5”HWDP(b)常规导向钻具组合：PDC+PDM+STB+NMDC+MWD+S.NMDC+F/V+O/S+(F/J+JAR)+5”HWDP井眼轨迹控制技术井眼轨迹控制技术井眼轨迹现场控制技术---钻头的选择(a)针对地层，从众多厂家，优选适合本地区的钻头，渤海地区广泛采用了：SMITH（型号：S94HPX）、川.克（型号：MX-1）、BEST（型号：M1951SG）、DBS厂家生产的PDC钻头。实践证明，这些钻头在浅层造斜及稳斜钻进中都获得了较好的效果。(b)钻头水眼面积121/4”:1.5”inch297/8”:1.2inch2；合适的水眼面积不仅保证了浅层造斜的成功，而且对清洁井眼也起到关键的作用。井眼轨迹控制技术井眼轨迹现场控制技术---扶正器尺寸选择选择合适尺寸的扶正器对于井眼轨迹的控制至关重要；不同地区相同井斜使用的扶正器尺寸大不相同；如：SZ36-1地区50O左右的井选用111/8”稳斜效果较好，而在QHD32-6地区选用10½”的扶正器却仍有0.2~0.8o/30m的降斜率；---LWD的运用现场实际测井结果表明，井斜超过63O无法进行常规测井，需LWD测井（CDR测普通电阻率；ADN测中子密度）。井眼轨迹控制技术井眼轨迹现场控制技术---马达的选择l选择较大的马达弯角，在符合井身质量的基础上尽量提高造斜率。整个QHD32-6地区普遍选用了性能良好的ANADRILL马达。97/8”弯角调为1.150;121/4”弯角为1.41o或1.50o，充分保证达到预期的造斜率。l对于大斜度井尤其是121/4”井眼马达的选择尤为重要，如F16：采用POWERPAKA962XP型马达；3:4lobes；6.0stages；转子加装水眼，分流排量；本马达具有较大的功率（最大功率为313KW）；马达弯角调为1.50，充分保证马达的造斜能力。井眼轨迹控制技术井眼轨迹现场控制技术---有效的定向工艺措施l槽口的布置和钻井顺序的制定严格按照定向井的原则进行槽口的布置和钻井顺序的制定，最大限度的降低稳斜井段的井斜角，以降低作业难度。l优化井眼轨迹A)为保证邻井特别是内排井的作业安全，以及最大限度的降低稳斜井段的井斜角（总井深及水平位移相应的减少了），减小平台的作业难度，特对各平台进行了优化设计，实际打钻模拟优化设计数据。原始设计造斜段一般按照3o/30m设计，而实际优化设计：外排井为4.5o/30m，次内排井为4o/30m，内排井为3.5o/30m。井眼轨迹控制技术井眼轨迹现场控制技术---有效的定向工艺措施B)造斜点提前。外排井特别是大斜度外排井，尽可能的使造斜点深度提前，以降低整个平台稳斜井段的稳斜角，降低整个平台的作业难度。C)必要时采用陀螺定向。利用KEEPER速率陀螺，使外排井在有磁干扰的井段按设计或提前造斜点定向。D)对于降斜比较严重的井如：QHD32-6平台。因此，初始井眼轨迹走设计上线：对于井斜大于50度的井，造斜终了位移比设计位移超前30米以上；井斜在40~50度的井，造斜终了位移比设计位移超前25米以上；井斜在20~40度的井，造斜终了位移位移超前15米以上。井眼轨迹控制技术井眼轨迹现场控制技术---有效的定向工艺措施通过井眼轨迹的优化，大大减少了定向井作业难度，大大的节约了定向作业时间，这在滑动进尺上得到了十分明显的体现,以下是设计与实际滑动进尺的比较：见ＱＨＤ３２－６各平台统计数据：项目名称总滑动进尺平均单井滑动进尺设计(m)实际(m)设计(m)实际(m)QHD32-6A113266967492302QHD32-6B89056062405276QHD32-6C1815110290550312QHD32-6D140539412541362QHD32-6E127067769552338QHD32-6F1983811995601363井眼轨迹控制技术井眼轨迹现场控制技术---有效的定向工艺措施l合理的钻井参数及井眼轨迹控制A)直井段钻进直井段轻压吊打，钻压控制在1吨以内；排量：3850L/min转速：70rpm。实测结果表明，直井段效果较为理想。直井段井斜基本上小于0.5度。B）造斜段钻进造斜初始排量3000－3300L/min；钻压：1－3T；。井斜起来以后，根据实际造斜效果，调整钻井参数，并采用滑动与旋转相结合的原则，既达到理想的造斜率又确保井眼轨迹平滑，有利于井的后续作业；此外，方位基本上可以通过转速来控制。（六）有效的定向工艺措施对于70O左右的大斜度井，97/8”井眼的造斜没有问题，但是121/4”井眼所遇到的困难却是我们始料未及的，如F16井，具体情况如下：直井段钻至267m，MWD测斜，BTOTAOLVALUE：56此时，基本无磁干扰，MWD直接定向，造斜至596米时，最低钻时几乎降为零，但旋转钻进时，有较高的机械钻速（70-100m/h），直至造斜结束（其间，钻压加至15吨，几乎无进尺，旋转2－3米，具有较好的机械钻速时再滑动，如此反复多次）。其间进行防碰计算防碰结果表明，无防碰危险；检查马达，正常；估计地层异常或泥浆携砂不好。造斜时，根据实测数据随时模拟优化设计轨迹，于711米，造斜结束。造斜井段平均造斜率为4.640/30m。（六）有效的定向工艺措施l合理的钻井参数及井眼轨迹控制C）稳斜段钻进QHD32-6油田实际打钻结果表明，对于超过60o的大斜度井，即便选用所提供的最小扶正器稳斜井段仍有0.2-0.8o/30m的不同程度的降斜率。对于121/4”井眼来说，稳斜段滑动无疑十分困难。扶正器使用的具体效果见下表：（以F平台五口大斜度井为例）井名扶正器尺寸井斜趋势（降斜率）方位趋势明化镇(上)明化镇(下)明化镇(上)明化镇(下)F3081/8”0.7o-1.7o0.5o-1.7o稳定微右漂F198”0.5o-1.5o0.4o-0.8o稳定稳定F20105/8”0.5o-1.5o0.5o-0.9o稳定稳定F10101/2”0.6o-1.6o0.5o-1.7o微左漂稳定F16101/8”0.5o-1.9o0.3o-1.7o稳定稳定（六）有效的定向工艺措施l合理的钻井参数及井眼轨迹控制对于70O左右的大斜度井，97/8”井眼的造斜及稳斜段滑动比较容易，但是121/4”井眼的造斜特别是稳斜段滑动所遇到的困难远远超出了我们的预料，仍以F16井为例，具体情况如下：由于本井井斜较大，从造斜井段滑动效果来看，滑动很困难。考虑到本套为严重降斜趋势，稳斜井段一柱一测，以便根据实际情况随时对井斜、方位进行调整。稳斜井段，在满足携砂的前提下，降低排量，尽量跟上钻压，减少滑动次数。稳斜井段排量：3300－3700L/min；钻压：5－8T；转速：70rpm。造斜结束至1500米井段实际稳斜效果：降斜率为0.5-1.90/30m；方位稳定。由于严重降斜，不得不多次滑动增斜。由于本井降斜较为严重，考虑到越到后部井段滑动越困难，因此，尽量在前部井段将井斜、方位调整好。在实钻过程中，井斜均高于靶心井斜3－40。（六）有效的定向工艺措施滑动井段：750－755m(20R-20L)765-755m(20L-10R)880-888m(20L-15R)936-952m(0-30L)1021-1030m(25L-26R)1134-1150m(10L-20R)1246-1250m(5R-30L)1332-1345m(22R-10L)1474-1476m(10R-0)1480-1491m(10R-15L)与我们预测的趋势完全相反，稳斜段1500－1850米，井斜基本上稳住了，甚至有点微增，按这种趋势，势必造成脱靶。其间，多次试着通过滑动降斜，但滑动十分困难，毫无效果。1850－2150米，采用调整钻井参数、划眼等一系列措施，加上本段地层为降斜趋势，最终此井段平均降斜率为0.80/30m，取得了良好的效果，达到了预期的目的。此外，全井方位相对稳定。（七）造斜井段、特别是稳斜井段滑动特别困难QHD32-6总体来说，降斜较为严重，井眼轨迹控制具有一定的难度，特别是大斜度井尤其是121/4”滑动异常困难。针对滑动困难采取了以下措施，以F16井为例：A井深在1000米前，接上新立柱，初始几米一般有20－30m/h