定向井优快钻井技术在老168丛式井平台的应用

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　　摘 要在老168丛式井平台的施工中,通过对该区块地质特点的分析,总结出了适合该区块的定向井优快钻井技术,通过老168-斜35等大位移定向井施工,成功实现了 “一趟钻,一口井”的目标,取得了显著的经济效益,展示了定向井优快钻井技术的应用发展前景。
　　关键词 定向井;高效钻头;动力钻具;测斜仪MWD;
　　中图分类号TE243文献标识码A文章编号1673-9671-(2010)031-0074-01
　　
　　1胜利油田复合钻具组合钻井技术发展基础
　　1.1实现复合钻具组合优快钻井生产经营需求基础
　　如何提高钻井速度,如何缩短钻井周期,用最少的投入,获得最大的收益等问题始终是钻井界面临的主要问题。胜利油田近年来钻井勘探生产经营矛盾突出,主要表现在:1)生产成本上升。管具、钻头费用、油料费、工资及附加费,设备折旧费、设备维修费、管理费等项目在高油价、钢材上涨、物价上涨等因素下快速上涨,直接导致了生产成本快速增加。2)钻井总投资呈下降趋势。3)对井身轨迹要求上升。由于胜利油田济阳凹陷总体已进入勘探后期、开发中期,油藏风险目前已经上升为主要风险,这就要求定向井的中靶精度不断提高,增加了施工难度和施工周期。4)对井下安全要求上升。
　　1.2实现复合钻具组合优快钻井理论基础
　　影响定向井井眼轨迹的主要因素有:地质因素;岩石可钻性,不均匀性及其各向异性,地应力以及地层倾角和倾向等;下部钻柱组合、钻井参数;钻头类型及与地层的相互作用。井眼轨迹变化是上述诸因素互相作用和平衡的结果。1)复合钻具组合在定向施工时,主要是采用滑动钻进的方式,利用单弯弯曲对钻头切削造成偏心的原理进行井斜角和井斜方位角的调整从而控制井身轨迹。2)复合钻具组合在复合钻进施工时,由于近钻头单弯扶正器受单弯弯曲的影响,旋转状态下可以近似的接近满眼状态,因此,可以用常规近钻头扶正器钻具组合的方式分析复合钻具组合在复合钻进施工时的力学特征。
　　1.3实现复合钻具组合优快钻井技术基础
　　在使用复合钻具组合的过程中常常遇到以下问题:1)井下复杂情况将影响复合钻具在定向井钻井中使用的效果。由于定向井具有一定的井斜和位移,井下情况相对于直井较复杂,影响了钻井施工。2)PDC钻头的选型和使用,影响着复合钻具在定向井中的使用效果,PDC钻头的不合理使用既浪费了成本又延长了钻井周期,又会造成其先期损坏及井下情况变差等不良后果,井底不干净和井口落物破坏PDC钻头的聚晶复合片;顿钻和溜钻致使钻头寿命降低。3)在定向井钻进施工中采用复合钻具钻进,经常会出现螺杆的先期损坏现象,原因主要有:螺杆自身质量问题;旧螺杆和多次人井螺杆对其使用时间没有准确的统计数字;不合理的泵压;排量、钻压和不合理的操作等,螺杆损坏主要表现在旋转短节断裂、万向轴扭断、悬挂轴承松散、内螺旋杆脱落等。4)设备原因也对复合钻具的使用造成影响。主要有柴油停止转动时间过长、泥浆泵上水不好、绞车脱档、传动链条及转盘链条断脱、地面高压管汇刺穿、冲管损坏等设备原因,容易造成井下复杂情况,间接影响了单弯螺杆+PDC钻头的使用。5)人为的操作失误与不当操作,非专业岗位人员操作,容易发生顿钻、溜钻等钻井事故,致使螺杆及PDC钻头先期损坏,影响复合钻具使用寿命。6)其他意外原因: 杂物如凡尔胶皮等由泥浆泵吸人钻具造成螺杆堵塞,硬性块状物落人井内 蹩坏螺杆及钻头,刺钻具造成的意外起钻等,都会影响复合钻具的正常使用。7)在中深定向井极大唯一定向井的施工中,随着摩阻扭矩的增加,易发生粘滑震动,造成定向调整困难,同时易发生憋泵等井下不正常现象,增加了施工时间,降低了螺杆的使用寿命。
　　2老168丛式井平台定向井优快钻井技术现场实践
　　2.1老168丛式井平台基本情况
　　老168丛式井平台位于老河口油田的北部,其南与桩106块相邻,东部为老163块,区域构造位于埕东凸起北部缓坡带上。
　　老168丛式井平台现共有施工井63口,其中有27口井是一趟钻打完各开次,通过已完钻63口井的实际施工情况分析对老168丛式井平台进行阶段性总结。
　　目前老168丛式井平台正在施工井及已施工完的井中都是定向井,一般采用直-增-稳三段制轨道类型,定向段造斜率为15°/100m,相邻井造斜点垂深错开50m。绝大部分井造斜点井深<500m,属于浅层定向。
　　平台施工井钻具组合为:牙轮钻头+动力钻具+回压凡尔+定向接头+无磁钻铤(+无磁承压)+加重钻杆+钻杆。
　　老168丛式井平台所有施工井采用统一方案:全井钻进使用HAT127牙轮钻头;使用YST-48R无线随钻仪器测量;在444.5mm井眼使用1.75°单弯动力钻具定向,在346.1mm、311.1mm、241.3mm、215.9mm井眼使用1.5°单弯动力钻具定向,下套管后稳斜均采用1.25°单弯复合钻进。
　　2.2老168丛式井平台施工技术难点
　　1)造斜点浅(200m-500m),定向井眼尺寸大(444.5mm、346.1mm、311.1mm、241.3mm),上部地层疏松,大井眼造斜存在困难,且裸眼大斜度稳斜段较长,井眼清洗清岩效果差。2)单台控制井数多,井位密集且分布不均匀,井槽间距小,防碰难度大,钻井施工过程中防碰难度大。优化钻井顺序,解决好防碰问题是钻井顺利完成钻探任务的前提与关键。3)大位移井数比例高、位垂比大、井斜角大、施工难度高、靶区半径小、井眼轨迹控制难度大。优化井身轨道是开发方案成功实施的技术前提与技术保障。
　　2.3老168丛式井平台施工井心得
　　老168丛式井平台较一般定向井相比,轨迹要求更严格,由于该井组一般位移比较大,上提下放摩阻较大,井下安全难以保障。但通过满足以下条件,完全可以实现一趟钻打完进尺。1)井眼轨迹的平滑,保持泥浆性能的稳定,合理利用净化设备,充分携带岩屑、降低摩阻、减小扭距。2)使用高效牙轮钻头配合单弯动力钻具钻进,并且使用优质单弯动力钻具,保证使用时间。3)测量人员加强仪器维护保养,合理规划电池使用时间,保证钻进过程中仪器信号正常。4)井队与定向施工人员加强配合,科学制定钻井参数。5)按照井下事先预防的原则,根据施工井下参数的分析和井下实际情况,及时消除岩屑床,净化井眼。6)优化钻具组合,全井使用加重钻杆取代钻铤,在设计方位90或270度时加上无磁承压钻杆,延长无磁环境,确保数据准确。
　　3结论与建议
　　1)定向井优快钻井技术在老168丛式井平台已经得到初步成功,并取得良好的效果。2)定向井优快钻井技术是一门综合技术,需要钻井相关各部门积极配合。3)老168丛式井平台实践表明:完美的井身轨迹控制既满足了甲方的要求,同时对施工方安全快速钻完井也起到了关键作用。4)结合区块地质、油藏特点,建立适合本区块的优快定向钻井模式,努力实现“一趟钻,一口井”是我们的理想目标。
　　
　　参考文献
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　　[3]盛明仁.用井下导向技术提高定向井钻井速度[J].石油钻探技术,1997,25(4).
　　[4]狄勤丰,岳研华,彭国荣.滑动式导向钻具组合复合钻井导向力计算及影响参数[J].石油钻探技术,2001,29(3).
　　
　　作者简介
　　刘健、男、汉族,1975年4月出生,山东省商河县人,2005年毕业于中国地质大学,专科学历,助理工程师。

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