定向井技术课件_大位移井技术报告(编辑修改稿)

定向井技术课件_大位移井技术报告(编辑修改稿)内容摘要：

加剧了，也增大了周围敏感地区的噪声水平。 ： 起钻前要进行较长时间的循环，直到井下的岩屑都返出来。 否则，在起钻的过程中将会出现各种复杂问题。 “短起下钻” ( Wiper Trips ) 也是很有必要的。 ： 井眼不清洁时必然出现摩阻增大。 所以利用摩阻软件可以监测井眼是否清洁。 当然关键在于摩阻软件计算的准确性。 最重要的是要有准确的摩阻系数。 利用紧装在 MWD 下面的接头测得井下的轴向力和扭矩，再通过 MWD 传输到地面上来，与地面上的测值进行比较，计算出摩阻力和摩扭矩，以及摩阻系数，这样可以检查短起下钻、划眼、循环和泵驱 ( Pumping Sweeps )等的效果。 (5).套管问题 : ：在已经下入的套管内，钻柱将长期躺在套管的下侧 ，在转动时对套管将造成巨大的磨损。 一种方法是在钻杆上加胶皮护箍；另一种是改变钻杆接头表面上的加硬材料，既有足够的硬度，又可减小对套管的磨损。 大位移井中下套管的困难，是很容易理解的。 美国 Unocal公司提出了一个新概念，即“负重量” (“负重量”的概念是指轴向受力是向上的，即轴向的重量是负值 )。 大位移井的套管下入优化问题牵扯到三个数值：最大下入重量；下入重量的摩阻损失；下入重量的机械损失。 这三个数值决定了套管的下入限制。 最大下入重量，取决于临界井深以前的井眼。 临界井深是井斜角 达到临界摩擦角的井深。 钻井液的润滑性对临界摩擦角有重大影响。 临界摩擦角取决于岩性、泥浆、以及其他因素。 常见的临界摩擦角为 70176。 ～ 72176。 (摩擦系数为 ～ )。 在 Wytch Farm ，油基泥浆的润滑性很好，在 121/4的裸眼内摩阻系数为 ，临界摩擦角为 78176。 超过此角后，要把套管下入到大于此角的井眼内，需要上部套管的重力去推动，这就是下入重量的摩擦损失。 与摩擦损失不同，机械损失是机械方式减少了套管的重量。 机械损失是由岩屑，洞穴，台肩，粘卡，扶正器嵌入地层等因素造成。 解决下套管难 的一个办法是采用部分浮力法 (Partial Flotation)。 给下部套管内充气或充满低密度的液体 (油 )，可以增大浮力，减小套管压在井壁上的正压力，从而减小摩擦阻力。 在工艺上要有所讲究，在浮力部分的管内顶部有一个由销钉控制的塞子，当套管下到一定深度时，该塞子上面的液柱压力使销钉剪断，液体自动进入浮力部分的管内。 7 顶部驱动对大位移井是非常必要的。 顶部驱动在下套管过程中的作用包括：循环，提放，转动，还可给套管施加压力。 实现这些作用需要的基本设备有：一套顶驱系统以及与套管之间的转换器 ( Crossover)，高扭矩套管联接 (Hightorque Caing Connections )，表面强化的扶正器 (Rugged Solidbody Centralizers)。 用顶驱旋转崐套管，可以破坏岩屑床和其他井下障碍，减小阻碍套管下入的摩阻。 但是用顶部驱动旋转套管，仅是在不得已的情况下才用的，不轻易采用。 用顶驱可以给套管提供 94kips的下入重力，几乎是 Wytch Farm 下入 95/8套管最大重量的两倍。 现在 95/8套管只要每 750～ 1000米循环一次就可以顺利下入井底。 观察 95/8套管下入过程， 发现在裸眼井段随处都可能发生机械损失。 例如，在 F19和 F20井中，曾遇到过 76和 92kips的机械损失， 而 95/8， 40lb/ft的套管在 3300米长， 82176。 井斜的井眼内，摩擦阻力损失仅仅 24kips。 旋转尾管是大位移井提高尾管固井质量的重要措施。 利用计算机软件模拟尾管固井过程中的摩阻，结果表明，尾管扭矩的变化主要是取决于浮力的变化。 在注水泥过程中管内外流体的变化 ( 泥浆，隔离液，水泥浆 ) ，必然引起浮力的变化。 这需要精心地模拟计算。 (6).定向井轨迹控制： ： 大位移井往往要穿过很长的区域，就有可能与该区域的已钻井或设计井相碰。 在设计大位移井时要特别注意防碰设计。 ： 由于井眼很长，所以积累的测量误差就很大，误差椭球很大，必然影响中靶精度。 例如，Wytch Farm 油田上地质部门给定的进入点 (Entry Point) 是处在垂直井眼方向的 200米 300米的靶区中心。 考虑到测量的不确定性，对典型的水平位移 4500米的井，取 90％的可信度，则相当于靶区缩小为 80米 170米。 测量不确定性引起的垂深误差可达 11～ +17米。 ： 目前设计的剖面形状主要是悬链线 (或准悬链线 )剖面。 悬链线剖面的造斜率是不断变化的，要钻出悬链线轨道的形状，最好是使用导向钻井系统。 但目前的导向钻井系统，是采用弯外壳螺杆马达，造斜时是滑动钻进，容易发生粘卡。 所以大位移井希望尽可能多地使用转盘钻，以便防止粘卡。 而目前的转盘钻还不能有效地控制井斜和方位。 这是一个矛盾。 解决的办法是开发“旋转导向钻井系统”。 据说，这种新的导向钻井系统已经有几家公司在研究，预计在 1997年可以进入商业使用。 (7).测斜问题 Wytch Farm 油田使用磁性 MWD 和陀螺仪进行测斜。 对 24和 171/2井眼采用地面直读单点陀螺，对 171/2井眼一直测到没有磁性干扰的深度。 从该深度往下，在钻 133/8和95/8套管井段 ,以及 81/2 裸眼井段，均使用 MWD 进行测量。 但在钻完 121/4和 81/2井眼之后，要将陀螺仪从钻杆内下入各复测一遍，并依陀螺数据为准。 多数大位移井都是从钻井平台上钻起，钻直井段时要受到已钻的邻井套管磁干扰。 Wytch Farm油田的邻井磁性扫描表明，在深度接近 550 米时，已经没 有磁性干扰了。 所以在此深度之前使用陀螺单点测斜是必要的。 尽管测一个单点只需 30分钟，但毕竟耽误时间。 为提高上部井段的钻进效率，认为应该开发陀螺 MWD。 为了减小轨迹控制的横向误差， BP公司提出了称作“ MWD井内参照法”，而不是用过去的在裸眼内下陀螺测量的办法。 其方法是：当 121/4井眼钻达预计深度时，将陀螺仪穿过133/8套管，停在裸眼井段的某个深度，通常是大约井深 1050～ 1150米井斜 65～ 70176。 处；然后上提测斜，每 15米一个点；从中选 100米长的一个井段作标志， 要求该井段的方位变 8 化 小于 176。 /30 米；随后下入 MWD 并在此井段内作四个象限测量拍照，然后平均其方位测值，用陀螺测值进行校正，深度不附时可根据陀螺测值进行内插。 此校正值将用于以后所有的 MWD 测斜。 每当更换 MWD 及其组合时，都要重新作“井内参照”。 应用此管内参照技术，在钻达靶点时方位测量引起的横向误差可以减小 65％。 当钻完 95/8套管鞋之后，用泵送法将陀螺从钻杆内送入直达 BHA。 为了作电缆深度检查在工具串中下入 CCL(测套管接箍仪 )。 这样将消除由于大位移井段中电缆受力引起的深度误差。 (8).固相控制问 题： 在大位移井眼内，岩屑在井眼内的时间远远大于在其他井眼内的时间，所以岩屑经过长时间的磨擦，变得更细。 所以需要比普通井眼更强的固相控制系统。 (9).井眼稳定问题： 大斜度、长裸眼的井内，井壁稳定是个非常重要的问题。 解决井壁稳定。