刘海涛全井导向技术在真富产能会战中的应用.doc

江苏油田钻井处 密级：商密▲ 科研项目成果报告 全井导向技术在真富产能会战中的应用 推广应用技术总结报告 钻井处定向井技术服务公司 2011年 12月 项目名称：全井导向技术在真富产能会战中的应用 承担单位：钻井处定向井技术服务公司 项目负责人： 报告编写人： 主要研究人员: 研究起止时间：2011年1月-2011年12月 一、项目推广应用的主要内容与主要成果 据相关材料报道,国外油田和国内其他油田在提高老区调整定向井、水平井钻井速度方面的主要方法就是应用了新装备、新工具、先进的钻井技术及新型钻井液体系等，具体主要有直井（直井段）防斜打快技术、连续导向钻井技术、PDC钻头钻井技术及采用一些新型的配套工具。 全井导向钻井技术是在钻井不间断的情况下及时监测并对井身轨迹进行控制的工艺技术。其源于水平井井身轨迹控制的复合钻进技术,对于可钻性好的浅定向井,可以采用一趟钻具结构完成直井、定向段、稳斜段的施工;对于中深井,在定向段,采用复合钻进技术可以了解地层的方位漂移规律,及时调整好后起钻换稳斜钻具,可确定合适的方位漂移余量，从而大大减少了扭方位的几率，提高了轨迹控制的精度，减少了起下钻次数，显著提高了机械钻速，缩短了钻井周期，该技术已经在各油田得到了较好地推广应用。 1.主要内容： ①全井导向钻具组合技术系列的研究与应用。连续导向钻具组合有：直螺杆钟摆、单弯单稳增斜钻具组合、单弯双稳稳斜（具有微增效果）钻具组合。 直螺杆钟摆：Φ215.9bit+5LZ172（直）+431*A10(托盘)+Φ159NMDC+214stab+Φ159SDC+214stab+Φ159SDC*8+4A11*410+Φ127HWDP*27+Φ127DP+133KL 单弯单稳组合：Φ215.9bit+5LZ172（1.25°）+431×4A10+Φ159NMDC×1根+Φ159DC×1柱+Φ127HWDP*21根+Φ127DP + 133KL 单弯双稳组合：Φ215.9bit+5LZ172（1.25°）+431×4A10+Φ159NMDC×1根+Φ212stab +Φ159DC×1柱+Φ127HWDP*21根+Φ127DP+133KL 钻具组合的优选按照如下原则来进行：根据造斜点的深浅，来决定是否二开直接下定向组合。若造斜点浅，则直接下定向组合。若造斜点较深，则考虑下入直螺杆钟摆组合，避免单弯螺杆过早损坏或MWD不工作而造成全井导向不能实现。特别在五段制实施井，为避免长井段复合钻井后常规钟摆组合难以下入的问题，使用小稳定器的直螺杆钟摆组合钻井。且在五段制实施井的降斜阶段，推荐使用可施加钻压大、机械钻速高的新型反钟摆钻具组合：Φ215.9bit+Φ159NMDC×1根+Φ159DC×1根+Φ210mmstab +Φ178DC×1根+Φ214mmstab+Φ159DC×12根+Φ127HWDP*21根+Φ127DP + 133KL 定向钻具组合主要按照井斜角大小来选择，对最大井斜角小于25°的井，采用单弯双稳钻具组合施工；对最大井斜角大于25°的井，采用单弯单稳组合，利用其增斜效果既减少了滑动钻进增斜，同时又增加了机械钻速。并且根据井斜、方位的变化要求，灵活改变钻井参数。优选钻压，采用试钻法，确定最优钻压值，最大限度发挥螺杆功率。若托压不严重，滑动钻进要求泵压比螺杆悬空泵压升高1.5 Mpa；复合钻进时，以升高2 Mpa为宜。复合钻进时，推荐钻压50～80KN,转盘转速一档，减少动力钻具因交变应力造成的早期疲劳、磨损、脱扣等损坏。排量应满足相应单弯螺杆的最佳排量,使螺杆得以合理利用,延长其井下工作寿命,同时应满足井眼携砂要求。推荐排量28L/S以上。泵压选择应考虑控制螺杆钻头水眼压降要求,及采用无线随钻测斜仪监测井眼参数对钻头压降的要求,在现场施工中,一般要求泵压10～14MPa。详情见下表 条件 导向钻具组合 钻具组合特性 造 斜 井 段 井斜 造斜点井深 ＜25° ＜2000米 单弯双稳 复合时稳斜或微降斜 ＞2000米 单弯单稳 复合时增斜 ＞25° ＜2000米 单弯双稳 复合时增斜，稳定器修整井壁 ＞2000米 单弯单稳 复合时增斜 直井段 直螺杆钟摆钻具 复合时稳斜或微降斜 单弯双稳 稳斜井段 单弯双稳 复合时稳斜或微降斜 降斜井段 直螺杆钟摆钻具/单弯双稳 复合时降斜/滑动降斜 表1导向钻具组合使用条件 ②PDC钻头的选型与防泥包技术。 PDC钻头选型的原则是:以复合钻进为主时,采用4-5刀翼,双复合片、大牙齿的PDC钻头,此钻头吃入地层多,钻速快。以滑动钻进为主时,采用5-6刀翼,单复合片,小牙齿的PDC钻头,此钻头刀翼多,工具面稳定。为充分发挥复合钻井的优点，经分析以往钻井技术资料，参考其它油田PDC钻头的