定向鑽井技術課程標准
Ⅰ 定向井施工技術
地熱資源開發利用需要「回灌開發」模式。回灌開發是在同一施工地點開鑿兩眼或兩眼以上地熱井,一眼作為開采井,另一眼作為回灌井。受城市用地面積的限制以及運行管理的需要,多以「對井」的方式成井。對井井口直線距離在2.5～10m之間,為防止開采、回灌地熱流體短時間內相互干擾,井底距離一般保持在800m以上,這就需要有定向井施工技術的支持。
(一)定向井設計
定向井設計原則是為實現鑽井目的,合理選擇目標點的層位、確定靶區半徑,盡可能選擇簡單的井身剖面類型;設計的基本數據包括地面井位坐標、井底坐標、方位角、井底水平位移、造斜點位置、最大井斜角。定向井設計前要了解設計井區的地質條件,如地層、岩性、壓力、傾角、傾向、斷層等。還要了解地層造斜特性(以便利用地層的方位漂移規律),分析井區已有定向井資料等,從設計上避免井下復雜情況發生。
地熱井不同於石油開采井。首先,地熱井要有泵室,泵室為直井段;其次,以扶盆地熱儲層在一定范圍內目的層可近似看作水平無限延伸(斷裂型地熱井除外),因此,定向井目標靶區半徑可適當放大,這些都為定向井設計提供了方便。
1)井身剖面設計:定向井井身剖面類型多種多樣,常見的有三段制(多目標、較淺井)和五段制(小位移、較深井),選用的原則是保證達到鑽井目的;盡可能簡單,利於安全、快速地進行作業以降低鑽井成本。地熱定向井多用五段制,即直井段、增斜段、穩斜段、降斜段、直井段。
2)造斜點設計:造斜點的選擇是定向井成功的關鍵因素之一。一方面定向井施工要求造斜點岩石結構比較穩定、可鑽性比較均勻,避免岩石破碎段、流砂層或易坍塌等復雜地層,同時岩石的硬度應能起到對造斜鑽具的支撐作用。另一方面造斜點的深度應根據設計井的垂直井深、水平位移大小和選用的井身剖面類型而決定。實際工作中往往把造斜點選擇在盡可能淺的地層中,以利於用盡量小的井斜達到理想的成井水平位移。
3)最大井斜角設計:井斜角是鑽具行跡與垂直方向的夾角,主要依據鑽井設備定向能力、垂直井深與目標水平位移確定。大量的鑽井實踐證明,井斜角小於15°,方位不穩定,容易漂移。井斜角大於45°,施工難度較大,井壁易失穩,所以,最大井斜角最好控制在15°～45°之間。
(二)定向井施工安全措施
由於定向井井眼形狀復雜,水平位移較大,易發生井下復雜情況和產生井下事故。
1)壓差卡鑽。在定向井施工中,斜靠在井壁上的鑽具與井壁的接觸面積大,作用在井壁上的正壓力也增大,易發生壓差卡鑽。預防措施主要是採用潤滑性能優良的鑽井液:①加入潤滑劑使泥餅摩擦系數小於0.2;②採用混油泥漿、混油量8%～15%;③下套管及電測井之前加1.5%～2%的固體潤滑劑,保證順利施工。
2)鍵槽卡鑽。定向井鑽進和起下鑽過程中,鑽具長時間拉、摩、碰井壁,容易形成鍵槽。預防措施有:①在曲率較大的井段,定期下入鍵槽破壞器,破壞鍵槽;②認真記錄起下鑽遇阻遇卡位置,結合測斜資料分析,提前破壞處理。
3)其他防卡措施:鑽井液應具有良好的凈化系統,至少配備三級凈化裝置,保證鑽井液含砂量不大於0.5%;控制鑽井液,使其屈服值不小於6Pa,提高攜帶岩屑能力,保證井眼乾凈。
(三)定向井施工實例
目前,天津地區地熱定向井有90對之多,積累了在中低溫沉積盆地地熱定向井的施工經驗,下面以SR19D,SR20D基岩地熱定向「對井」為例,對地熱定向井施工工藝進行探討。
1.地層及岩性
該「對井」鑽遇地層為第四系平原組,新近系明化鎮組、館陶組,古生界寒武系,新元古界青白口系景兒峪組、龍山組,中元古界薊縣系霧迷山組(目的層),見表4-3。
2.定向井工藝
(1)定向工具的選擇
該「對井」定向井段為Φ311mm(
表4-3 設計對井鑽遇地層及岩性
(2)定向井設計
1)井身結構設計。根據鑽井所在區域地質情況和地熱鑽井技術特點,設計為四開井,井身結構及套管程序為:一開鑽頭直徑Φ444.5mm,套管直徑Φ339.7mm,下深400m;二開鑽頭直徑Φ311mm,套管直徑Φ244.5mm,進入基岩2m左右封閉鬆散軟地層;三開鑽頭直徑Φ215.9mm,套管直徑Φ177.8mm,進入取水目的層霧迷山組白雲岩2m左右下管;所有套管必須符合美國石油協會指定的API標准。四開鑽頭直徑為Φ152.4mm,裸眼成井,井身結構見表4-4。
表4-4 定向井井身結構表
2)井身剖面的設計。根據施工井地層特點和井身結構設計定向井為五段制井身剖面,即直井段、增斜段、穩斜段、自然降斜段和直井段。
3)造斜點的確定。根據施工設計和實際鑽進地層分析,SR19D造斜點定在820m,SR20D造斜點定在765m的新近系膠結較好的泥岩中。
4)設計方位角、水平位移、造斜率和最大井斜角。根據地層產狀、鑽井深度和構造情況,設計SR19D井方位角為135°,水平位移為400m,SR20D井方位角為315°,水平位移為400m,井眼曲率為12°/100m以內,最大井斜角21°。
(3)定向井施工工藝措施和注意事項
1)直井段採用塔式鑽具結構,嚴格按規定參數鑽進,井斜角控制在1°以內。
2)定向造斜井段選在新近繫上部的泥岩井段,採用有線隨鑽定向速度較快,但造斜率一般應控制在12°/100m以內,採用2.5°彎接頭一般50～70m可達到8°井斜,完成定向工作,在定向造斜時還考慮了轉盤增斜作用,使用的牙輪鑽頭鑽進時方位多向順時針方向漂移即右手漂移規律,因此該井在定向造斜過程中比設計方位提前6°～10°,目的是利用右手漂移規律在鑽達目的層時中靶精度更高。
3)轉盤鑽增斜井段,每鑽進30m要測斜一次,根據軌跡測量情況調節鑽壓和轉速,以控制增斜速度和方位,井眼軌跡圓滑,鑽至最大井斜角21°可以進行穩斜鑽進。
4)斜井段700～1300m為Φ311mm大井眼,鑽進過程中岩屑較多,要求泥漿泵排量要大,並根據井內情況和岩屑返出情況,每鑽進100～200m進行一次短提下鑽,以清理下井壁的「岩屑床」,起鑽時要觀察井口,防止出現「抽吸」,必要時接方鑽桿循環。
5)穩斜段,按照設計要求採用3隻扶正器穩斜鑽具結構,就可滿足新近系Φ311mm井段穩斜要求,每鑽進50m要測斜一次,根據軌跡測量情況調節鑽壓和轉速,控制增斜速度和方位,可以達到按所需軌跡施工的目的。而基岩地層Φ215.9mm井段穩斜時,情況相對較復雜,由於地層塑性小,剛性較大,因此鑽井過程中受岩層傾角和走向影響,非常容易出現降斜和「跑方位」情況,施工中採用4隻扶正器的穩斜鑽具結構,並根據測量井斜和方位情況及時調整鑽具結構,如採用微增結構或增斜結構進行穩斜, SR19D井遇到穩斜穩不住情況,利用增斜鑽具穩斜較理想。
6)四開Φ152.4mm井段為工作的目的層,主要岩性是白雲岩,裂隙發育、漏失嚴重,採用自然降斜鑽具結構。
3.鑽井液調配
一開井段:鑽遇地層為第四系。岩性:粘土、砂層、砂質粘土。鑽井液用搬土漿。
二開井段:鑽遇地層為新近系。岩性:砂岩、泥岩、砂泥岩。井眼尺寸:Φ311mm,鑽井液類型:聚合物防塌鑽井液。本井段難點:穩定井壁、大井眼攜砂、潤滑防卡。
1)鑽井液性能為:密度1.05～1.08g/cm3,黏度35～38s,API失水≤8mL,塑性黏度7～10mPa·s,動切力3～6Pa,10s切力0.5～1.0Pa,10min切力1.0～3.0Pa,pH8.5～9。
2)二開鑽水泥塞時,加入適量的純鹼,避免水泥對鑽井液的污染。定向鑽進前,加入極壓潤滑劑、潤滑防塌劑、胺鹽等鑽井液材料,保證鑽井液性能穩定。上部地層機械鑽速較快,及時排放沉砂,降低劣質固相對鑽井液的污染。
3)完鑽前50m調整好鑽井液各項性能,保證電測和下套管施工的順利進行。
三開井段:鑽遇地層主要為古生界寒武系和新元古界。岩性:泥質灰岩、泥頁岩、泥岩、灰岩。井眼尺寸:215.9mm。鑽井液類型:抑制性防塌鑽井液。本井段難點:泥岩防縮徑、井眼凈化、潤滑防卡、防漏。
1)鑽井液性能:密度1.10～1.15g/cm3,黏度38～48s,API失水≤12mL,塑性黏度8～15mPa·s,動切力5～8Pa,10s切力1.0～2.0Pa,10min切力2.0～4.0Pa,pH8.5～9.0。
2)鑽水泥塞時,加入適量的純鹼,避免水泥對鑽井液的污染。鑽進過程中,補充極壓潤滑劑、防塌護壁劑、高溫降濾失劑等鑽井液材料,保證鑽井液性能穩定。
四開井段:清水鑽進。
4.根據地層情況採取的堵漏措施
SR19D,SR20D兩井相距很近,但在施工中發現兩井鑽遇地層相差較大。尤以古生界寒武系最為突出。SR19D井寒武系厚度為164m,其中昌平組缺失,井底沒有出現異常。SR20D井的寒武系厚度355m,其中昌平組厚78m。當鑽進至1526m時進尺開始加快至3m/min,當鑽進至1534m時出現大漏基本不返漿,上返的少量岩屑中含有大量的風化的灰岩,滴酸起泡劇烈,為防止井下重大事故發生,果斷甩掉3個扶正器,繼續鑽進。1558m再次出現大漏不返漿,提鑽,實施靜止堵漏。3天的堵漏過程中,多次出現井下危險,但由於採取措施及時、方法得當,保證了生產的安全進行。
Ⅱ 石油鑽井技術
《中國國土資源報》2007年1月29日3版刊登了「新型地質導向鑽井系統研製成功」的消息。這套系統由3個子系統組成：新型正脈沖無線隨鑽測斜系統、測傳馬達及無線接收系統、地面信息處理與決策系統。它具有測量、傳輸和導向三大功能。在研製過程中連續進行了4次地質導向鑽井實驗和鑽水平井的工業化應用，取得成功。這一成果的取得標志著我國在定向鑽井技術上取得重大突破。
2.3.1.1 地質導向鑽井技術
地質導向鑽井技術是20世紀90年代發展起來的前沿鑽井技術，其核心是用隨鑽定向測量數據和隨鑽地層評價測井數據以人機對話方式來控制井眼軌跡。與普通的定向鑽井技術不同之處是，它以井下實際地質特徵來確定和控制井眼軌跡，而不是按預先設計的井眼軌跡進行鑽井。地質導向鑽井技術能使井眼軌跡避開地層界面和地層流體界面始終位於產層內，從而可以精確地控制井下鑽具命中最佳地質目標。實現地質導向鑽井的幾項關鍵技術是隨鑽測量、隨鑽測井技術，旋轉導向閉環控制系統等。
隨鑽測量（MWD）的兩項基本任務是測量井斜和鑽井方位，其井下部分主要由探管、脈沖器、動力短節（或電池筒）和井底鑽壓短節組成，探管內包含各種感測器，如井斜、方位、溫度、震動感測器等。探管內的微處理器對各種感測器傳來的信號進行放大並處理，將其轉換成十進制，再轉換成二進制數碼，並按事先設定好的編碼順序把所有數據排列好。脈沖器用來傳輸脈沖信號，並接受地面指令。它是實現地面與井下雙向通訊並將井下資料實時傳輸到地面的唯一通道。井下動力部分有鋰電池或渦輪發電機兩種，其作用是為井下各種感測器和電子元件供電。井底鑽壓短節用於測定井底鑽壓和井底扭矩。
隨鑽測井系統（LWD）是當代石油鑽井最新技術之一。Schlumberger公司生產的雙補償電阻率儀CDR和雙補償中子密度儀CDN兩種測井系統代表了當今隨鑽測井系統的最高水平。CDR和CDN可以單獨使用也可以兩項一起與MWD聯合使用。LWD的CDR系統用電磁波傳送信息，整套系統安裝在一特製的無磁鑽鋌或短節內。該系統主要包括電池筒、伽馬感測器、電導率測量總成和探管。它主要測量並實時傳輸地層的伽馬曲線和深、淺電阻率曲線。對這些曲線進行分析，可以馬上判斷出地層的岩性並在一定程度上判斷地層流體的類型。LWD的CDN系統用來測量地層密度曲線和中子孔隙度曲線。利用這兩種曲線可以進一步鑒定地層岩性，判斷地層的孔隙度、地層流體的性質和地層的滲透率。
旋轉導向鑽井系統（Steerable Rotary Drilling System）或旋轉閉環系統（Rotary Closed Loop System，RCLS）。常規定向鑽井技術使用導向彎外殼馬達控制鑽井方向施工定向井。鑽進時，導向馬達以「滑行」和「旋轉」兩種模式運轉。滑行模式用來改變井的方位和井斜，旋轉模式用來沿固定方向鑽進。其缺點是用滑行模式鑽進時，機械鑽速只有旋轉模式鑽進時的50%，不僅鑽進效率低，而且鑽頭選擇受到限制，井眼凈化效果及井眼質量也差。旋轉導向閉環鑽井系統完全避免了上述缺點。旋轉導向鑽井系統的研製成功使定向井鑽井軌跡的控制從藉助起下鑽時人工更換鑽具彎接頭和工具面向角來改變方位角和頂角的階段，進入到利用電、液或泥漿脈沖信號從地面隨時改變方位角和頂角的階段。從而使定向井鑽井進入了真正的導向鑽井方式。在定向井鑽井技術發展過程中，如果說井下鑽井馬達的問世和應用使定向鑽井成為現實的話，那麼可轉向井下鑽井馬達的問世和應用則大大提高了井眼的控制能力和自動化水平並減少了提下鑽次數。旋轉導向鑽井系統鑽井軌跡控制機理和閉環系統如圖2.5所示。
目前從事旋轉導向鑽井系統研製的公司有：Amoco、Camco、Baker Hughes Inteq、Cambridge Drilling Automation以及DDD Stabilizers等。這些公司的旋轉導向閉環鑽井系統按定向方法又可分為自動動力定向和人工定向。自動動力定向一般由確定鑽具前進方向的測量儀表、動力源和調節鑽具方向的執行機構組成。人工定向系統定向類似於導向馬達定向方法，需要在每次連接鑽桿時進行定向。兩種定向系統的定向控制原理都是通過給鑽頭施加直接或間接側向力使鑽頭傾斜來實現的（圖2.6）。按具體的導向方式又可劃分為推靠式和指向式兩種。地質導向鑽井技術使水平鑽井、大位移鑽井、分支井鑽井得到廣泛應用。大位移井鑽井技術和多分支井鑽井技術代表了水平鑽井技術的最新成果水平。
圖2.5 旋轉導向閉環系統
（1）水平井鑽井技術
目前，國外水平鑽井技術已發展成為一項常規技術。美國的水平井技術成功率已達90%～95%。用於水平井鑽進的井下動力鑽具近年來取得了長足進步，大功率串聯馬達及加長馬達、轉彎靈活的鉸接式馬達以及用於地質導向鑽井的儀表化馬達相繼研製成功並投入使用。為滿足所有導向鑽具和中曲率半徑造斜鑽具的要求，使用調角度的馬達彎外殼取代了原來的固定彎外殼；為獲得更好的定向測量，用非磁性馬達取代了磁性馬達。研製了耐磨損、抗沖擊的新型水平井鑽頭。
圖2.6 旋轉導向鑽井系統定向軌跡控制原理
（2）大位移井鑽井技術
大位移井通常是指水平位移與井的垂深之比（HD/TVD）≥2的井。大位移井頂角≥86°時稱為大位移水平井。HD/TVD≥3的井稱為高水垂比大位移井。大位移井鑽井技術是定向井、水平井、深井、超深井鑽井技術的綜合集成應用。現代高新鑽井技術，隨鑽測井技術（LWD）、旋轉導向鑽井系統（SRD）、隨鑽環空壓力測量（PWD）等在大位移井鑽井過程中的集成應用，代表了當今世界鑽井技術的一個高峰。目前世界上鑽成水平位移最大的大位移井，水平位移達到10728m，斜深達11287m，該記錄是BP阿莫科公司於1999年在英國Wytch Farm油田M-16井中創造的（圖2.7所示）。三維多目標大位移井也有成功的例子。如挪威Gullfalks油田B29大位移井，就是將原計劃用2口井開發該油田西部和北部油藏的方案改為一口井開采方案後鑽成的。為了鑽成這口井，制定了一套能夠鑽達所有目標並最大限度地減少摩阻和扭矩的鑽井設計方案。根據該方案，把2630m長的水平井段鑽到7500m深度，穿過6個目標區，總的方位角變化量達160°。
圖2.7 M-16井井身軌跡
我國從1996年12月開始，先後在南海東部海域油田進行了大位移井開發試驗，截至2005年底，已成功鑽成21口大位移井，其中高水垂比大位移井5口。為開發西江24-1含油構造實施的8口大位移井，其井深均超過8600m，水平位移都超過了7300m，水垂比均大於2.6，其中西江24-3-A4井水平位移達到了8063m，創造了當時（1997年）的大位移井世界紀錄。大位移井鑽井涉及的關鍵技術有很多，國內外目前研究的熱點問題包括：鑽井設備的適應性和綜合運用能力、大斜度（大於80°）長裸眼鑽進過程中井眼穩定和水平段延伸極限的理論分析與計算、大位移井鑽井鑽具摩擦阻力/扭矩的計算和減阻、成井過程中套管下入難度大及套管磨損嚴重等。此外大位移井鑽井過程中的測量和定向控制、最優的井身剖面（結構）設計、鑽柱設計、鑽井液性能選擇及井眼凈化、泥漿固控、定向鑽井優化、測量、鑽柱振動等問題也處在不斷探索研究之中。
（3）分支井鑽井技術
多分支井鑽井技術產生於20世紀70年代，並於90年代隨著中、小曲率半徑水平定向井鑽進技術的發展逐漸成熟起來。多分支井鑽井是水平井技術的集成發展。多分支井是指在一個主井眼（直井、定向井、水平井）中鑽出若干進入油（氣）藏的分支井眼。其主要優點是能夠進一步擴大井眼同油氣層的接觸面積、減小各向異性的影響、降低水錐水串、降低鑽井成本，而且可以分層開采。目前，全世界已鑽成上千口分支井，最多的有10個分支。多分支井可以從一個井眼中獲得最大的總水平位移，在相同或不同方向上鑽穿不同深度的多層油氣層。多分支井井眼較短，大部分是尾管和裸眼完井，而且一般為砂岩油藏。
多分支井最早是從簡單的套管段銑開窗側鑽、裸眼完井開始的。因其存在無法重入各個分支井和無法解決井壁坍塌等問題，後經不斷研究探索，1993年以來預開窗側鑽分支井、固井回接至主井筒套管技術得到推廣應用。該技術具有主井筒與分支井筒間的機械連接性、水力完整性和選擇重入性，能夠滿足鑽井、固井、測井、試油、注水、油層改造、修井和分層開採的要求。目前，國外常用的多分支系統主要有：非重入多分支系統（NAMLS），雙管柱多分支系統（DSMLS），分支重入系統（LRS），分支回接系統（LTBS）。目前國外主要採用4種方式鑽多分支井：①開窗側鑽；②預設窗口；③裸眼側鑽；④井下分支系統（Down Hole Splitter System）。
2.3.1.2 連續管鑽井（CTD）技術
連續管鑽井技術又叫柔性鑽桿鑽井技術。開始於20世紀60年代，最早研製和試用這一技術鑽井的有法國、美國和匈牙利。早期法國連續管鑽進技術最先進，1966年投入工業性試驗，70年代就研製出各種連續管鑽機，重點用於海洋鑽進。當時法國製造的連續管單根長度達到550m。美國、匈牙利製造的連續管和法國的類型基本相同，單根長度只有20～30m。
早期研製的連續管有兩種形式。一種是供孔底電鑽使用，由4層組成，最內層為橡膠或橡膠金屬軟管的心管，孔底電機動力線就埋設在心管內；心管外是用2層鋼絲和橡膠貼合而成的防爆層；再外層是鋼絲骨架層，用於承受拉力和扭矩；最外層是防護膠層，其作用是防水並保護鋼絲。另一種是供孔底渦輪鑽具使用的，因不需要埋設動力電纜，其結構要比第一種簡單得多。第四屆國際石油會議之後，美國等西方國家把注意力集中在發展小井眼井上，限制了無桿電鑽的發展。連續管鑽井技術的研究也放慢了腳步。我國於20世紀70年代曾開展無桿電鑽和連續管鑽井技術的研究。勘探所與青島橡膠六廠合作研製的多種規格的柔性鑽桿，經過單項性能試驗後，於1975年初步用於渦輪鑽。1978年12月成功用於海上柔性鑽桿孔底電鑽，並建造了我國第一台柔桿鑽機鑽探船。1979～1984年勘探所聯合清華大學電力工程系、青島橡膠六廠研究所和北京地質局修配廠共同研製了DRD-65型柔管鑽機和柔性鑽桿。DRD-65型柔管鑽機主要有柔性鑽桿、Φ146mm潛孔電鑽、鑽塔、柔桿絞車及波浪補償器、泥漿泵、電控系統和液控系統等部分組成。研製的柔性鑽桿主要由橡膠、橡膠布層、鋼絲繩及動力線組成。拉力由柔桿中的鋼絲骨架層承擔，鋼絲繩為0.7mm×7股，直徑2.1mm，每根拉力不小於4350N，總數為134根，計算拉力為500kN，試驗拉力為360kN。鑽進過程中，柔性鑽桿起的作用為：起下鑽具、承受反扭矩、引導沖洗液進入孔底、通過設於柔性鑽桿壁內的電纜向孔底電鑽輸送電力驅動潛孔電鑽運轉、向地表傳送井底鑽井參數等。
柔性鑽桿性能參數為：內徑32mm；抗扭矩不小於1030N·m；外徑85～90mm；單位質量13kg/m；抗內壓（工作壓力）40kg/cm2，曲率半徑不大於0.75m，抗外壓不小於10kg/cm2；彎曲度：兩彎曲形成的夾角不大於120°；額定拉力1000kN；柔桿內埋設動力導線3組，每組15mm2，信號線二根；柔桿單根長度為40、80m兩種規格。
Φ146mm型柔桿鑽機由Φ127mm電動機、減速器、液壓平衡器和減震器組成。動力是潛孔電鑽，它直接帶動鑽頭潛入孔底鑽井。Φ146mm孔底電鑽是外通水式，通水間隙寬5mm，通水橫斷面積為2055mm2。
與常規鑽井技術相比，連續管鑽井應用於石油鑽探具有以下優點：欠平衡鑽井時比常規鑽井更安全；因省去了提下鑽作業程序，可大大節省鑽井輔助時間，縮短作業周期；連續管鑽井技術為孔底動力電鑽的發展及孔底鑽進參數的測量提供了方便條件；在製作連續管時，電纜及測井信號線就事先埋設在連續管壁內，因此也可以說連續管本身就是以鋼絲為骨架的電纜，通過它可以很方便地向孔底動力電鑽輸送電力，也可以很方便地實現地面與孔底的信息傳遞；因不需擰卸鑽桿，因此在鑽進及提下鑽過程中可以始終保持沖洗液循環，對保持井壁穩定、減少孔內事故意義重大；海上鑽探時，可以補償海浪對鑽井船的漂移影響；避免了回轉鑽桿柱的功率損失，可以提高能量利用率，深孔鑽進時效果更明顯。正是由於連續管鑽井技術有上述優點，加之油田勘探需要以及相關基礎工業技術的發展為連續管技術提供了進一步發展的條件，在經過了一段時間的沉寂之後，20世紀80年代末90年代初，連續管鑽井技術又呈現出飛速發展之勢。其油田勘探工作量年增長量達到20%。連續管鑽井技術研究應用進展情況簡述如下。
1）數據和動力傳輸熱塑復合連續管研製成功。這種連續管是由殼牌國際勘探公司與航空開發公司於1999年在熱塑復合連續管基礎上開始研製的。它由熱塑襯管和纏繞在外面的碳或玻璃熱塑復合層組成。中層含有3根銅質導線、導線被玻璃復合層隔開。碳復合層的作用是提供強度、剛度和電屏蔽。玻璃復合層的作用是保證強度和電隔離。最外層是保護層。這種連續管可載荷1.5kV電壓，輸出功率20kW，傳輸距離可達7km，耐溫150℃。每根連續管之間用一種特製接頭進行連接。接頭由一個鋼制的內金屬部件和管子端部的金屬環組成。這種連續管主要用於潛孔電鑽鑽井。新研製的數據和動力傳輸連續管改變了過去用潛孔電鑽鑽井時，電纜在連續管內孔輸送電力影響沖洗液循環的缺點。
2）井下鑽具和鑽具組合取得新進展。XL技術公司研製成功一種連續管鑽井的電動井下鑽具組合。該鑽具組合主要由電動馬達、壓力感測器、溫度感測器和震動感測器組成。適用於3.75in井眼的電動井下馬達已交付使用。下一步設想是把這種新型電動馬達用於一種新的閉環鑽井系統。這種電動井下鑽具組合具有許多優點：不用鑽井液作為動力介質，對鑽井液性能沒有特殊要求，因而是欠平衡鑽井和海上鑽井的理想工具；可在高溫下作業，振動小，馬達壽命長；閉環鑽井時藉助連續管內設電纜可把測量數據實時傳送到井口操縱台，便於對井底電動馬達進行靈活控制，因而可使鑽井效率達到最佳；Sperry sun鑽井服務公司研製了一種連續管鑽井用的新的導向鑽具組合。這種鑽具組合由專門設計的下部陽螺紋泥漿馬達和長保徑的PDC鑽頭組成。長保徑鑽頭起一個近鑽頭穩定器的作用，可以大幅度降低振動，提高井眼質量和機械鑽速。泥漿馬達有一個特製的軸承組和軸，與長保徑鑽頭匹配時能降低馬達的彎曲角而不影響定向性能。在大尺寸井眼（＞6in）中進行的現場試驗證明，導向鑽具組合具有機械鑽速高、井眼質量好、井下振動小、鑽頭壽命長、設備可靠性較高等優點。另外還研製成功了一種連續軟管欠平衡鑽井用的繩索式井底鑽具組合。該鑽具組合外徑為in上部與外徑2in或in的連續管配用，下部接鑽鋌和in鑽頭。該鑽具組合由電纜式遙控器、穩定的MWD儀器、有效的電子定向器及其他參數測量和傳輸器件組成。電纜通過連續管內孔下入孔底，能實時監測並處理工具面向角、鑽井頂角、方位角、自然伽馬、溫度、徑向振動頻率、套管接箍定位、程序狀態指令、管內與環空壓差等參數。鑽具的電子方位器能在鑽井時在導向泥漿馬達連續旋轉的情況下測量並提供井斜和方位兩種參數。
其他方面的新進展包括：連續管鑽井技術成功用於超高壓層側鑽；增加連續管鑽井位移的新工具研製成功；連續管鑽井與欠平衡鑽井技術結合打水平井取得好效果；適於連續管鑽井的混合鑽機研製成功；連續管鑽井理論取得新突破。
2.3.1.3 石油勘探小井眼鑽井技術
石油部門通常把70%的井段直徑小於177.8mm的井稱為小井眼井。由於小井眼比傳統的石油鑽井所需鑽井設備小且少、鑽探耗材少、井場佔地面積小，從而可以節約大量勘探開發成本，實踐證明可節約成本30%左右，一些邊遠地區探井可節約50%～75%。因此小井眼井應用領域和應用面越來越大。目前小井眼井主要用於：①以獲取地質資料為主要目的的環境比較惡劣的新探區或邊際探區探井；②600～1000m淺油氣藏開發；③低壓、低滲、低產油氣藏開發；④老油氣田挖潛改造等。
2.3.1.4 套管鑽井技術
套管鑽井就是以套管柱取代鑽桿柱實施鑽井作業的鑽井技術。不言而喻套管鑽井的實質是不提鑽換鑽頭及鑽具的鑽進技術。套管鑽井思想的由來是受早期（18世紀中期鋼絲繩沖擊鑽進方法用於石油勘探，19世紀末期轉盤回轉鑽井方法開始出現並用於石油鑽井）鋼絲繩沖擊鑽進（頓鑽時代）提下鑽速度快，轉盤回轉鑽進井眼清潔且鑽進速度快的啟發而產生的。1950年在這一思想的啟發下，人們開始在陸上鑽石油井時，用套管帶鑽頭鑽穿油層到設計孔深，然後將管子固定在井中成井，鑽頭也不回收。後來，Sperry-sun鑽井服務公司和Tesco公司根據這一鑽井原理各自開發出套管鑽井技術並制定了各自的套管鑽井技術發展戰略。2000年，Tesco公司將4.5～13.375in的套管鑽井技術推向市場，為世界各地的油田勘探服務。真正意義的套管鑽井技術從投放市場至今還不到10年時間。
套管鑽井技術的特點和優勢可歸納如下。
1）鑽進過程中不用起下鑽，只利用絞車系統起下鑽頭和孔內鑽具組合，因而可節省鑽井時間和鑽井費用。鑽進完成後即等於下套管作業完成，可節省完井時間和完井費用。
2）可減少常規鑽井工藝存在的諸如井壁坍塌、井壁沖刷、井壁鍵槽和台階等事故隱患。
3）鑽進全過程及起下井底鑽具時都能保持泥漿連續循環，有利於防止鑽屑聚集，減少井涌發生。套管與井壁之間環狀間隙小，可改善水力參數，提高泥漿上返速度，改善井眼清洗效果。
套管鑽井分為3種類型：普通套管鑽井技術、階段套管或尾管鑽井技術和全程套管鑽井技術。普通套管鑽井是指在對鑽機和鑽具做少許改造的基礎上，用套管作為鑽柱接上方鑽桿和鑽頭進行鑽井。這種方式主要用於鑽小井眼井。尾管鑽井技術是指在鑽井過程中，當鑽入破碎帶或涌水層段而無法正常鑽進時，在鑽柱下端連接一段套管和一種特製工具，打完這一段起出鑽頭把套管留在井內並固井的鑽井技術。其目的是為了封隔破碎帶和水層，保證孔內安全並維持正常鑽進。通常所說的套管鑽井技術是指全程套管鑽井技術。全程套管鑽井技術使用特製的套管鑽機、鑽具和鑽頭，利用套管作為水利通道，採用繩索式鑽井馬達作業的一種鑽井工藝。目前，研究和開發這種鑽井技術的主要是加拿大的Tesco公司，並在海上進行過鑽井，達到了降低成本的目的。但是這種鑽井技術目前仍處於研究完善階段，還存在許多問題有待研究解決。這些問題主要包括：①不能進行常規的電纜測井；②鑽頭泥包問題嚴重，至今沒有可靠的解決辦法；③加壓鑽進時，底部套管會產生橫向振動，致使套管和套管接頭損壞，目前還沒有找到解決消除或減輕套管橫向振動的可靠方法；④由於套管鑽進不使用鑽鋌，加壓困難，所以機械鑽速低於常規鑽桿鑽井；部分抵消了套管鑽進提下鑽節省的時間；⑤套管鑽井主要用於鑽進破碎帶和涌水地層，其應用范圍還不大。
我國中石油系統的研究機構也在探索研究套管鑽井技術，但至今還沒有見到公開報道的成果。目前，套管鑽井技術的研究內容，除了研製專用套管鑽機和鑽具外，重點針對上述問題開展。一是進行鑽頭的研究以解決鑽頭泥包問題；二是研究防止套管橫向振動的措施；三是研究提高套管鑽井機械鑽速的有效辦法；四是研究套管鑽井固井辦法。
套管鑽井應用實例：2001年，美國謝夫隆生產公司利用加拿大Tesco公司的套管鑽井技術在墨西哥灣打了2口定向井（A-12和A-13井）。兩井成井深度分別為3222×30.48cm和3728×30.48cm。為了進行對比分析，又用常規方法打了一口A-14井，結果顯示，同樣深度A-14井用時75.5h，A-13井用時59.5h。表層井段鑽速比較，A-12 井的平均機械鑽速為141ft/h，A-13井為187ft/h，A-14井為159ft/h。這說明套管鑽井的機械鑽速與常規方法機械鑽速基本相同。但鑽遇硬地層後套管鑽井，鑽壓增加到6.75t，致使擴眼器切削齒損壞，鑽速降低很多。BP公司用套管鑽井技術在懷俄明州鑽了5口井。井深為8200～9500ft，且都是從井口鑽到油層井段。鑽進過程中遇到了鑽頭泥包和套管振動問題。
此外，膨脹套管技術也是近年來發展起來的一種新技術，主要用於鑽井過程中隔離漏失、涌水、遇水膨脹縮經、破碎掉塊易坍塌等地層以及石油開采時油管的修復。勘探所與中國地質大學合作已立項開展這方面的研究工作。
2.3.1.5 石油鑽機的新發展
國外20世紀60年代末研製成功了AC-SCR-DC電驅動鑽機，並首先應用於海洋鑽井。由於電驅動鑽機在傳動、控制、安裝、運移等方面明顯優於機械傳動鑽機，因而獲得很快的發展，目前已經普遍應用於各型鑽機。90年代以來，由於電子器件的迅速發展，直流電驅動鑽機可控硅整流系統由模擬控制發展為全數字控制，進一步提高了工作可靠性。同時隨著交流變頻技術的發展，交流變頻首先於90年代初成功應用於頂部驅動裝置，90年代中期開始應用於深井石油鑽機。目前，交流變頻電驅動已被公認為電驅動鑽機的發展方向。
國內開展電驅動鑽機的研究起步較晚。蘭州石油化工機器廠於20世紀80年代先後研製並生產了ZJ60D型和ZJ45D型直流電驅動鑽機，1995年成功研製了ZJ60DS型沙漠鑽機，經應用均獲得較好的評價。90年代末期以來，我國石油系統加大鑽機的更新改造力度，電驅動鑽機取得了較快發展，寶雞石油機械廠和蘭州石油化工機器廠等先後研製成功ZJ20D、ZJ50D、ZJ70D型直流電驅動鑽機和ZJ20DB、ZJ40DB型交流變頻電驅動鑽機，四川油田也研製出了ZJ40DB交流變頻電驅動鑽機，明顯提高了我國鑽機的設計和製造水平。進入21世紀，遼河油田勘探裝備工程公司自主研製成功了鑽深能力為7000m的ZJ70D型直流電驅動鑽機。該鑽機具有自動送鑽系統，代表了目前我國直流電驅動石油鑽機的最高水平，整體配置是目前國內同類型鑽機中最好的。2007年5月已出口亞塞拜然，另兩部4000m鑽機則出口運往巴基斯坦和美國。由寶雞石油機械有限責任公司於2003年研製成功並投放市場的ZJ70/4500DB型7000m交流變頻電驅動鑽機，是集機、電、數字為一體的現代化鑽機，採用了交流變頻單齒輪絞車和主軸自動送鑽技術和「一對一」控制的AC-DC-AC全數字變頻技術。該型鑽機代表了我國石油鑽機的最新水平。憑借其優良的性能價格比，2003年投放市場至今，訂貨已達83台套。其中美國、阿曼、委內瑞拉等國石油勘探公司訂貨達42台套。在國內則佔領了近2～3年來同級別電驅動鑽機50%的市場份額。ZJ70/4500DB型鑽機主要性能參數：名義鑽井深度7000m，最大鉤載4500kN，絞車額定功率1470kW，絞車和轉盤擋數I+IR交流變頻驅動、無級調速，泥漿泵型號及台數F-1600三台，井架型式及有效高度K型45.5m，底座型式及檯面高度：雙升式/旋升式10.5m，動力傳動方式AC-DC-AC全數字變頻。
Ⅲ 煤層氣井定向井鑽井技術
侯岩波 孫建平 張健 孫強 李紹勇
基金項目:國家科技重大專項《山西沁水盆地南部煤層氣直井開發示範工程》(編號2009ZX05060)
作者簡介:侯岩波,1983年出生,男,河北遷安人,碩士,2009年畢業於中國礦業大學(北京)地質工程專業,現在中聯煤層氣有限責任公司從事煤層氣勘探開發工作。E-mail:[email protected]
(中聯煤層氣有限責任公司 北京 100011)
摘要:煤層氣儲層特徵等方面與常規天然氣儲層的差異,決定了煤層氣鑽井、完井、儲層保護等技術的特殊性。在不斷試驗和總結的基礎上,本文研究出了一整套適合煤層氣開發的定向井鑽井工藝技術及井身質量控制措施,符合產業化、商業化開發煤層氣對降低鑽井及生產成本的訴求,對經濟高效開發煤層氣具有借鑒意義。
關鍵詞:煤層氣 定向井 鑽井工藝 井身質量
Drilling Technology in Coalbed Methane Directional Well
HOU Yanbo SUN Jianping ZHANG Jian SUN Qing LI Shaoyong
(China United Coalbed Methane Co., Ltd, Beijing, 100011, China)
Abstract: The reservoir of coal bed methane has many differences from conventional natural gas.These differences determine particularity of coal bed methane in drilling, well completion and reservoir protection.In the foundation of continuous experiment and summarize, this article study out a technical system in the drilling tech- nology in directional coal bed methane well and well quality controlling.These meet the requirements of rece drilling and proction cost in coal bed methane instrialization and commercialization.It has reference signifi- cance in exploiting coal bed methane economically and efficiently.
Keywords: coal bed methane; directional well; drilling technology; well quality
柿庄南區塊位於沁水盆地南部太行山西麓,行政隸屬於山西省晉城市沁水縣及高平市。該區向北距山西省省會太原260公里,向東南距晉城市60公里,區塊總面積約388km2,3#煤層資源豐度1.69億m3/km2,本區塊已成功開發了400餘口煤層氣井,單井平均產氣量>1000m3/d。由於本區山巒重疊,溝壑縱橫,森林密布,從保護環境,降低征地及鑽前施工難度方面考慮,在局部地形復雜、林地密集地區部署2至4口定向井的叢式井井組進行煤層氣開發,叢式井還可有效降低地面集輸建設成本及日後排採的生產管理成本,是一種適用於該地區煤層氣大規模開發的鑽井技術。
1 地質概況
柿庄南區塊第四系黃土層厚約30m,開發3#煤層鑽遇基岩地層自上而下依次為劉家溝組、石千峰組、上石盒子組、下石盒子組、山西組、太原組(未鑽穿),完鑽原則為3#煤層底板以下50m,詳見表1,總體而言該區地質條件簡單,煤儲層埋深適中,煤層氣資源豐度高,開發條件優越。
表1 柿庄南區塊地層特徵簡表
2 施工設計
以TS04C叢式井井組為例,該井組包括4口定向井,大門方向86°,磁偏角為-2.9°,井口間距5m且呈直線排開,設計時應充分考慮防碰措施,合理安排鑽井順序,使各井設計方位呈放射狀分布,井眼軌跡不互相交錯,具體設計見圖1、圖2。
成井工藝:一開井徑φ311.15mm,鑽至穩定基岩10m完鑽,下入φ244.5mm×8.94mm表層套管,固井水泥需返至地面,二開井徑φ15.9mm,鑽至井深100m左右,開始改用螺桿鑽具定向鑽進,採用直-增-穩三段制井身剖面,最終穩斜至3#煤以下50m井深完鑽,下入φ139.7mm×7.72mm生產套管固井。
圖1 TS04C井組水平投影圖
圖2 TS04-4D井身軌跡數據
3 鑽井設備與鑽具
3.1 設備
鑽機:TSJ-2000;GZ2000;GZ2600。鑽塔:A字型,負荷≥700KN。泥漿泵:3NB-350;3NB-500;3NB-800,排量20~30L/s。動力:12V135,8V190,12V190柴油機。
3.2 鑽具及其他
φ127mm鑽桿、φ159mm無磁鑽鋌、φ159mm鑽鋌、φ165mm(1.25°/1.5°)單彎螺桿、φ214mm穩定器、單點照相/電子測斜儀。
4 鑽井工藝
4.1 泥漿工藝
一開用膨潤土粉、純鹼、燒鹼、少量的聚丙烯醯胺鉀鹽KPAM及鈉羧甲基纖維素CMC等有機處理劑配置低固相鑽井液。純鹼及燒鹼主要起改善粘土的水化分散相能,起到降失水、增粘和調節泥漿PH值的作用。CMC降失水劑提高了粘土顆粒的聚結穩定性,有利於保持鑽井液中細顆粒的含量,形成緻密的濾餅,降低濾失量,抑制泥岩等水敏地層膨脹,能有效鞏固井壁,此外還有增粘作用,提高鑽井液的攜帶岩屑能力,使含砂量降低,有效控制有害固相含量,減少重復破岩的幾率,可延長鑽頭及螺桿等鑽具的使用壽命,提高鑽進效率。KPAM具有控制地層造漿的作用並兼有降失水、改善流型及增加潤滑性等功能,能起到穩定井壁、降低鑽井液濾失量,達到提高鑽速的作用。在鑽至目的煤層時,鑽井液換用清水鑽進直至完鑽,若鑽遇漏層或易垮地層,在保護儲層的前提下可適當調整泥漿性能,酌情填加堵漏劑及其他處理劑以保證工程順利完成。
煤層段鑽井液性能:密度1.02~1.05g/cm3,粘度22~25s,pH值7.5~8.5,含砂量<0.2%。
4.2 表層鑽進技術
鑽具組合:φ311.15mm三牙輪鑽頭+φ159mm鑽鋌+φ127mm鑽桿。
一開井段為第四系黃土層並含少量卵石,結構疏鬆,易漏易垮,鑽進時主要保證不漏,適當調整泥漿,在鑽進開始時要慢鑽、吊打,保證不塌、打直,控制泵壓、排量,防止把黃土層打漏。
一開採用φ311.15mm牙輪鑽頭鑽進,鑽壓30~50KN,泵壓2MPa。一開鑽穿基岩超過10m後完鑽,下入φ244.5mm×8.94mmJ55表層套管,套管節箍與地面水平,採用密度1.80g/cm3水泥固井並返至地面。
4.3 直井段鑽井技術
鑽具組合:φ215.9mm鑽頭+φ159mm鑽鋌+φ127mm鑽桿。
二開直井段地層以砂岩、泥岩為主,可鑽性較好,採用常規塔式鑽具結構,為防止井斜鑽進參數仍採用輕壓吊打原則,並每鑽進30m測斜一次,盡早跟蹤監測井斜及方位變化,做好防碰,降低施工風險。
4.4 定向造斜段鑽井技術
鑽具組合:φ215.9mm鑽頭+φ165mm(1.25°/1.5°)單彎螺桿+φ159mm無磁鑽鋌+φ159mm鑽鋌*6根+φ127mm鑽桿。
二開鑽進至井深約100m時開始定向造斜,造斜定向造斜時要鎖死轉盤,採用單彎螺桿或直螺桿加彎接頭定向造斜。測斜儀器要定期校正羅盤,保證數據採集准確,鑽進1至2個單根測斜一次,螺桿鑽進井段測斜間距≤20m。應在定向初期控制好井斜、方位,以防工具面常擺不到位,難以控制。在防碰井段及定向造斜段鑽進時,鑽井隊要加密測點,勤計算,勤作圖,密切掌握和預測井眼軌跡的變化;勤撈砂樣觀察是否出現水泥鑽屑;認真分析蹩、跳鑽現象。鑽進參數:鑽壓50~60KN,泵壓3~4MPa,螺桿馬達轉速200~300r/min,鑽進過程中根據井眼軌跡實時調節鑽進參數,方位誤差變大則轉速降低穩步控制方位。
考慮到煤層氣井排采生產的特殊性、穩定性與連續性,產能建設單位對井眼軌跡尤其是定向造斜段有著較高要求,井眼軌跡越平滑曲率越小,泵抽系統與地層間的偏磨損耗則越小,越有利於生產單位連續穩定排采,因此要求造斜段造斜率≤4°/30m,造斜和扭方位井段連續三個測點的全形變化率≤5°/25m。
4.5 穩斜段鑽井技術
鑽具組合:φ215.9mm鑽頭+φ214mm穩定器+φ159mm無磁鑽鋌+φ159mm鑽鋌×6根+φ127mm鑽桿。
由於採用直-增-穩三段制井身剖面,穩斜段原則上不允許下調頂角,為了避免出現定向井井眼軌跡失控現象,鑽井施工中應以過程式控制制為重點。穩斜段要求送鑽及鑽速均勻,保證鑽具負荷均勻,平穩工作。鑽具組合在鑽穿煤層時盡量去掉穩定器,雖煤層段以下井斜會微降2°~3°,但可有效防止煤層段井徑嚴重垮塌,避免埋鑽等事故發生幾率,降低鑽井施工風險。
根據要求靶點閉合方位誤差小於5°,靶區半徑20m,穩斜段鑽井技術的核心就是嚴密控制井眼軌跡及方位漂移情況,根據測斜情況及時調整鑽井參數及鑽具組合,保證該井順利中靶,主要措施是調整穩定器安放位置,改變穩定器外徑,調整鑽鋌長度及鑽壓等參數以達到穩斜穩方位效果,在實際應用中,雙扶鍾擺鑽具的井眼軌跡控制效果最佳,雙扶可以有效減少局部狗腿問題,使軌跡更平滑,雖然增加了鑽井的難度,但是為後期完井和下套管作業打下了較好的基礎。鑽進參數:鑽壓80~120KN,泵壓3MPa。完鑽後下入φ139.7mm×7.72mmJ55生產套管,通過在套管鞋和回壓凡爾之間下入一根3m左右的短套管,可有效增加排采口袋長度,在增斜段等狗腿較大井段增加套管扶正器安放個數,採用密度1.65g/cm3水泥固井,水泥漿返至目的煤層以上200m。
5 煤層氣定向井鑽井新工藝
目前,鑽井施工單位為提高鑽進效率,普遍採用螺桿鑽具和轉盤相結合的復合鑽進技術,從而減少旗下鑽次數,並通過轉盤和螺桿水力馬達的配合提高機械轉速,此外如需調整井斜與扭方位,不需起下鑽,可根據井眼軌跡情況隨時調整,對鑽井軌跡控制及時高效,若與PDC配合組成四合一鑽具結構,一趟鑽便可完成從二開到完井,可以明顯縮短鑽井周期並將井身軌跡控制到最優。鑽具組合:φ215.9mmPDC鑽頭+φ165mm.1.25°單彎螺桿+φ159mm鑽鋌×3m+φ210mm穩定器+φ165mm定向接頭(0°)+φ159mm無磁鑽鋌+φ159mm鑽鋌+φ127mm鑽桿。鑽進參數:鑽壓50~60KN,泵壓3~4MPa,螺桿馬達轉速200~300r/min。
由於對煤層氣井定向井井身軌跡及鑽進效率要求越來越高,可以引入MWD技術與復合鑽進技術相結合,可以更好更方便地控制井眼軌跡,提高鑽進效率。由於低成本鑽井技術是目前中國煤層氣資源開發的趨勢,照搬應用常規油氣田開發的隨鑽測井裝備及技術會對鑽井成本產生較大影響,但隨著煤層氣的大規模開發和對鑽井工程提出越來越高的要求,不久的將來會出現適用於中國煤層氣開發現狀的MWD和LWD技術,其有著非常廣闊的發展前景。
6 結論
(1)採用叢式井鑽井技術開發煤層氣資源,可節約土地資源,保護環境並有效降低地面集輸工程及後期生產運營成本,經濟效果顯著。
(2)直-增-穩三段制井身剖面可靠合理,最有利於井身軌跡的控制和鑽井施工,適宜煤層氣的排采生產。
(3)不同井段在鑽進過程中結合地層及井眼軌跡實際情況合理優化鑽進參數,過程式控制制是定向井鑽井技術的關鍵,只有嚴密監測井身軌跡並結合高效的鑽井工藝,才能保證每口井以最優的井眼軌跡順利中靶。
(4)使用四合一鑽具結構有很強的穩斜、穩方位能力,並減少起下鑽次數,與MWD相結合可減少井眼軌跡失控風險,並能有效提高鑽進時效。
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Ⅳ 鑽井技術分哪些
為了有效地開發油氣田，政府常常用法律形式來規定井間距。在一個指定的區域內，只能開鑽並完成一口天然氣井，這一面積的標准為640acre （2600000m2 ）。在美國和加拿大，一口井中或者一個天然氣田的開采量，在某個特定的時間內都要受到限制。
定向鑽井
按照傳統的觀點，絕大多數鑽井都鑽成一個垂直的井孔，按照垂直來要求的話僅僅有微小的偏差。但是最近，旋轉鑽井可以打出一口定向（偏斜）的井來，以達到用直井無法鑽到的特殊目的層 （圖3.3）。比如，可以通過打一口定向井而達到人口稠密區的地下目的層，而井位則可以設在該區之外。定向鑽井可以靈活地達到一個復雜的產氣地帶，在井口中繞開落魚鑽進，或者從陸地鑽達海域的儲層，而在陸地上鑽井要便宜得多。此外，許多鑽井平台為了節省時間和投資，都採用了從一個浮動平台鑽出多口定向井的技術。
圖3.4張力支柱式鑽井平台（引自Norman Hyne所著《石油勘探與開發》， Penn Well，1995）
一旦在海域發現了一個商業性天然氣田，就可以用一台固定式或張力支柱式鑽井平台進行開發作業。固定式、鋼制的外殼是最常見的。它們的腿插入一些事先打入海底的鋼筒中。相反，一台張力支柱式鑽井平台浮在海上氣田上，用一種直徑較小的、空心的鋼管，依靠本身的巨大重量矗立在海底（圖3.4）。
Ⅳ 什麼是定向鑽探技術
定向鑽井就是使鑽孔的實際軌跡按照設計的軌跡，打到指定的靶區
Ⅵ 水平井鑽井技術是什麼
水平井鑽井技術是利用特殊的井下動力工具與隨鑽測量儀器,鑽成井斜角大於86°，並保持這一角度鑽進一定長度井段的定向鑽井技術。在油氣田開發中，水平井可以增加裸露出油麵積，數倍地提高油氣產量。
水平井鑽井技術包括隨鑽測量技術、井眼軌跡控制技術、井壁穩定技術、鑽井完井液技術等。從垂直井段轉變為水平井段的曲率半徑越小,施工難度越大。
水平井按曲率半徑分，可分為長半徑水平井、中半徑水平井、短半徑水平井、超短半徑水平井。按照井的類型分，可分為常規水平井、套管側鑽水平井、分支水平井。按照水平井的用途分，可分為生產水平井、注入水平井、橫向勘探水平井。
水平井鑽井技術起源於20世紀的30年代，發展於80年代。全球每年鑽各種水平井在20000口以上。在國內，以勝利油田、遼河油田、新疆油田、長慶油田、塔里木油田等為代表的一些油田，也廣泛應用水平井鑽技術，開發各種油氣藏，每年鑽各類水平井2000餘口，並都見到較好的效果。
Ⅶ 定向井工藝設計的主要內容是什麼
無論是定向井，還是水平井，控制井眼軌跡的最終目的都是要按設計要求中靶。但因水平井的井身剖面特點、目的層靶區的要求等與普通定向井和多目標井不同，在井眼軌跡控制方面具有許多與定向井、多目標井不同的新概念，需要建立一套新的概念和理論體系來作為水平井井眼軌跡控制的理論依據和指導思想。
我們在長、中半徑水平井的井眼軌跡控制模式的形成和驗證過程中，針對不斷出現的軌跡控制問題，建立了適應於水平井軌跡控制特點的幾個新概念。
一、水平井的中靶概念
地質給出的水平井靶區通常是一個在目的層內以設計的水平井眼軌道為軸線的柱狀靶，其橫截面多為矩形或圓。我們可以把這個柱狀靶看成是由無數個相互平行的法面平面組成，因此，控制水平井井眼軌跡中靶，與普通定向井、多目標井是個截然不同的新概念，主要體現是:
井眼軌跡中靶時進入的平面是一個法平面（也稱目標窗口），但中靶的靶區不是一個平面，而是一個柱狀體，因此，不僅要求實鑽軌跡點在窗口平面的設計范圍內，而且要求點的矢量方向符合設計，使實鑽軌跡點在進入目標窗口平面後的每一個點都處於靶柱所限制的范圍內。也就是說，控制水平井井眼軌跡中靶的要素是實鑽軌跡在靶柱內的每一點的位置要到位（即入靶點的井斜角、方位角、垂深和位移在設計要求的范圍內），也就是我們所講的矢量中靶。
二、水平井增斜井段井眼軌跡控制的特點及影響因素
對一口實鑽水平井，從造斜點到目的層入靶點的設計垂深增量和水平位移增量是一定的，如果實鑽軌跡點的位置和矢量方向偏離設計軌道，勢必改變待鑽井眼的垂深增量和位移增量的關系，也直接影響到待鑽井眼軌跡的中靶精度。
水平井鑽井工程設計中所給定的鑽具組合是在一定的理論計算和實踐經驗的基礎上得出的，隨著理性認識的深化和實踐經驗總結，設計的鑽具組合鑽出實際井眼軌跡與設計軌道曲線的符合程度會不斷提高。但是，由於井下條件的復雜性和多變性，這個符合程度總是相對的。實鑽井眼軌跡點的位置相對於設計軌道曲線總是會提前、或適中、或滯後，點的井斜角大小也可能是超前、適中、或滯後。
實鑽軌跡點的位置和點的井斜角大小對待鑽井眼軌跡中靶的影響規律是：
① 實鑽軌跡點的位置超前，相當於縮短了靶前位移。此時若井斜角偏大，會使穩斜鑽至目的層所產生的位移接近甚至超過目標窗口平面的位置，必將延遲入靶，且往往在窗口處脫靶。
② 軌跡點位置適中，若此時井斜角大小也適中，是實鑽軌跡與設計軌道符合的理想狀態。但若井斜角大小超前過多，往往需要加長穩斜段，可能造成延遲入靶，或在窗口處脫靶。
③ 軌跡點的位置滯後，相當於加長靶前位移。此時若井斜角偏低，就需要提高造斜率以改變待鑽井眼垂深和位移增量之間的關系，往往要採用較高的造斜率而提前入靶。
實踐表明，控制軌跡點的位置接近或少量滯後於設計軌道，並保持合適的井斜角，有利於井眼軌跡的控制。點的井斜角偏大可能導致脫靶或入靶前所需要的造斜率偏高。實際上，水平井造斜段井眼軌跡控制也是軌跡點的位置和矢量方向的綜合控制，這對於沒有設計穩斜調整段的井身剖面更是如此。
在實際井眼軌跡控制過程中，我們根據造斜段井眼軌跡控制的新概念和實鑽軌跡點的位置、點的井斜角大小對待鑽井眼軌跡中靶的影響規律，將造斜井段井眼軌跡的控製程度限定在有利於入靶點矢量中靶的范圍內。也就是說，在軌跡預測計算結果表明有餘地、並有後備工具條件時，應當充分發揮動力鑽具的一次造斜能力，以提高工作效率，減少起下鑽次數。
三、井身剖面的特點及廣義調整井段的概念
根據長、中半徑水平井常用井身剖面曲線的特點，剖面類型大致可分為單圓弧增斜剖面、具有穩斜調整段的剖面和多段增斜剖面（或分段造斜剖面）幾種類型，不同的剖面類型在軌跡控制上有不同的特點，待鑽井眼軌跡的預測和現場設計方法也有所不同。
1、 水平井常用井身剖面曲線的特點
① 單圓弧增斜剖面
單圓弧增斜剖面是最簡單的剖面，它從造斜點開始，以不變的造斜率鑽達目標,勝利油田的樊 13- 平 1 井採用了這種剖面。這種剖面要求靶區范圍足夠寬，以滿足鑽具造斜率偏差的要求，除非能夠准確地控制鑽具的造斜性能，否則需要花較大的工作量隨時調整和控製造斜率，因而一般很少採用這種剖面。
② 具有切線調整段的剖面
具有切線調整段的剖面，它又可分為：
（a）單曲率—切線剖面：具有造斜率相等的兩個造斜段，中間以穩斜段調整。
（b）變曲率—切線剖面：由兩個（或兩個以上）造斜率不相等的造斜段組成，中間用一個（或一個以上）穩斜段來調整。如永35—平 1 井、草 20—平 1 井、草 20—平 2 井等就屬於這種剖面。
這是最常用的剖面類型，因為多數造斜鑽具的造斜特性不可能保持非常穩定，常常產生一定程度的偏差，這就需要在造斜井段之間增加一斜直井段來調節補償這種偏差。單曲率—切線剖面後一段的造斜率可以在鑽第一造斜段的過程中比較精確地預測出來，然後及時計算修改穩斜段的長度，以補償第一段造斜率與設計的偏差，使井眼軌跡准確地鑽達目標點的垂深。
③ 多造斜率剖面
多造斜率剖面（或分段造斜剖面），造斜曲線由兩個以上不同造斜率的造斜段組成，是一種比較復雜的井身剖面。
在水平 4 井攻關和試驗過程中，我們根據勝利油田地質地層特點，採用了三段增斜方法設計水平井井眼軌道，在實鑽過程中可以充分發揮動力鑽具和轉盤鑽具各自的優勢，提高鑽井速度。將常規設計的穩斜井段改為第二增斜段，通過調整該段的造斜率和段長，同樣可以彌補鑽具造斜能力的偏差，而且還可以實現用一套鑽具組合完成第一造斜段的通井和第二造斜段的鑽進，並減少了起下鑽次數。轉盤增斜鑽具組合與穩斜的剛性鑽具組合比較，其剛性小，摩阻力小，不易出新井眼，有利於井下安全。採用轉盤鑽具鑽進可以使用較大的鑽壓以提高機械鑽速，縮短鑽井周期。
2、 廣義的調整井段概念
據國外水平井資料介紹，在多數水平井設計中習慣採用具有穩斜調整段的剖面，用穩斜段作為軌跡控制的調整井段。通過實踐我們認識到，水平井的調整井段還有更為廣泛的含義。
首先，我們知道，目的層入靶點位置的准確性和目的層厚度是影響水平井中靶的重要因素之一。如何利用穩斜調整井段來提高中靶精度，對目的層是薄產層的水平井尤為重要。由於在井斜角較大時，增斜率的偏差主要影響水平位移，而對垂深的影響很小，可以在大井斜角度下提高垂深的精度。因此，在入靶前的大井斜角井段增加一穩斜調整段，既可調整垂深精度，又有助於及時辨別地質標准層，以便及時准確地確定目的層入靶點的相對位置。
其次，由於目前的硬體條件不十分完善，在鑽中半徑水平井的兩趟動力鑽具組合井段之間選擇一調整井段，採用柔性的轉盤增斜鑽具組合來鑽進，不僅可以鑽出較小的造斜率井段以緩解第一和第三段造斜率，滿足對井眼軌跡控制的需要，而且對改變井眼的清潔狀況、防止出新眼都具有十分重要的作用。
因此，調整井段的廣義概念不僅是調整井眼軌跡，同時可以調整鑽井過程中井眼的清潔凈化狀況；不僅調整井眼軌跡的中靶精度，還可根據地質要求及時調整目的層入靶點的相對位置；不僅可以是穩斜井段，還可以是適當造斜率的增斜井段。
四、水平井待鑽井眼軌跡的現場設計預測模式
在水平井井眼軌跡的控制過程中，由於地質因素、鑽具的造斜能力、鑽井參數等發生變化，往往使實際的造斜率與設計或理論造斜率不同，或者由於地質設計目的層發生變化等，這都需要根據實鑽情況在現場隨時預測待鑽井眼的鑽進趨勢，及時調整和修改設計方案，採取相應措施。
現場待鑽井眼的設計和預測，在不同的條件和具有不同的中靶要求下具有不同的計算模式，但水平井待鑽井眼軌跡設計和預測的目的都是要計算在一定前提條件下鑽至入靶窗口時的垂深、投影位移、井斜角和井斜方位角是否合符要求（也即控制實鑽軌跡點的位置和矢量方向在設計精度范圍內中靶）。
對設計的二維剖面水平井，控制井眼軌跡的中心任務是控制其造斜率Kα（也即控制剖面曲率半徑 Rv），中半徑水平井更是如此。在這類水平井中雖然控制方位變化率也是非常重要的，但通過我們的現場實踐和分析比較後認為有下列幾方面的原因，在待鑽井眼軌跡現場設計預測時可以先不考慮方位變化率 KФ，待造斜率 Kα設計完成後（由 Kα=5730/Rv 求得），再根據所需方位變化量△Ф求出待鑽井眼的方位變化率KФ，或求出單位水平投影位移的方位變化量 KvФ。
① 造斜率 Kα 遠比方位漂移率 KФ高，Kα 非常接近井眼曲率 K（即狗腿嚴重度），因而在作待鑽井眼軌跡設計時可以先忽略KФ。
② 一般在大井斜角情況下的井斜方位角變化很小，趨於穩定。
③ 在以動力鑽具為主控制井眼軌跡時，隨時可以修正調整方位角Ф。
④ 入靶窗口和靶區往往對橫距 △d 的要求范圍較大，因而對方位角Ф 的允許誤差范圍 △Ф 也較大。
因此，我們所建立的待鑽井眼設計模式主要以設計 Rv 為主，對待鑽井眼的三維設計和預測，我們也建立了相應的設計預測模式。 。
2)、目前鑽井現場常用的定向造斜方法
隨著定向井鑽井技術和測量儀器的發展，定向造斜的方法也不斷向著更科學更精確的方向發展變化，從最早使用的轉盤鑽井定向鑽進，發展到目前的井底動力鑽具定向鑽進，從地面定向法，經過氫氟酸井底定向法、磁力測斜儀井底定向法、有線隨鑽測斜儀定向法發展到今天的MWD隨鑽測斜儀配合動力鑽具的導向鑽井系統。
Ⅷ 大位移鑽井技術
大位移鑽井技術是20世紀80年代後期在國外逐步興起的一項鑽井新技術。90年代末，中國海洋石油將這項新技術成功用於開發邊際油田和一般油田，以減少生產平台建設費用。
所謂大位移定向井是指水平位移與垂直深度之比大於2的定向井，通常比值接近2的定向井也稱為大位移井。大位移鑽井技術是在定向井技術基礎上發展起來的。
我國海上石油從1968年開始在渤海灣鑽叢式定向井。當時定向工具是渦輪鑽具＋彎接頭＋扶正器，地面鑽具劃線法人工計算定向。造斜段每鑽一個單根或立柱起鑽電測井斜和方位，精確度低、效率低、風險大。造斜達到設計最大井斜後才改用穩斜鑽具鑽進。1968～1975年運用這套原始技術在渤海多座平台上鑽定向井數十口，使當時海洋叢式井鑽井技術在國內處於領先水平。
1976年從國外引進了單點照相測斜儀和戴納（DYNA）井下動力螺桿鑽具，從此由井下定向代替了地面定向，提高了定向精度和鑽井效率，使定向鑽井技術走上了一個新階段。
1979年運用新的定向工具在渤海8號平台上鑽定向井12口，平均井深3321m，最大水平位移1184m，平均建井周期55天，創造了國內新水平。
1980年中國海油對外合作後進入了大規模油田開發期，陸續引進先進的定向工具。1982年渤海埕北油田定向井使用戴納和納威（NAVI）鑽具，有纜隨鑽測斜儀（DOT），進一步提高了鑽井效率。埕北油田A平台28口定向井，平均井深1857m，平均建井周期17.37天。
1985～1989年先後引進有線隨鑽測斜儀 SST、電子多點測斜儀、抗磁性干擾測斜儀（SRD）、陀螺測斜儀（BOSS）、無纜隨鑽測斜儀（MWD）等先進儀器和戴納及納威鑽具，使定向工具達到國際水準。並對定向鑽井人員進行國內外培訓，使海洋定向井技術進入現代化水平。至90年代後期，在潿洲10-3、渤中28-1、錦州20-2、綏中36-1等油氣田完成定向井數百口，其中不少井為大斜度井和較大位移井。1991～1992年還分別鑽成渤中28-1-N6H和潿洲11-4-A13兩口水平井。
1993年海油南北定向井專業隊伍合並，成立海洋定向井技術服務公司，進一步加強了技術引進和開發工作。先後引進導向馬達（AKO）、Land mark定向井應用軟體，對導向鑽井技術、三維大位移鑽井技術、水平井技術等進行攻關，並取得突破性進展，使導向鑽井技術必備要素成龍配套。
首先完善了導向鑽具組合，PDC鑽頭＋可調彎角大功率導向馬達（AK0)＋隨鑽測斜儀（MWD），其次應用定向井計算機專用軟體包，同時培養了一批有經驗、又掌握現代技術的定向井工程師，為導向鑽井技術的應用打下了基礎。從1995年起導向技術在優快鑽井和密集型叢式鑽井中發揮了明顯作用。
在導向鑽井技術成熟應用的基礎上，又引進LWD，使導向技術進入地質導向鑽進階段，在平湖氣田等10多口水平井鑽井中應用效果良好。
有了成熟的導向鑽井技術，也就為大位移鑽井技術打下了堅實基礎，使海洋石油大位移鑽井技術一上手就旗開得勝，取得一個接一個的勝利（表11-1）。
表11-1中國海洋石油大位移井統計表（至2002年）
）套管採用套管漂浮接箍，順利通過大斜度井段和水平井段，下入預計井深。
b．水平井尾管送入技術：適當扶正器，加重鑽桿放在靠近直井段管柱上，以便增大軸向力推動尾管下行。
c．水平井段裸眼礫石充填技術。
d．篩管礫石充填完井技術。
e．套管射孔完井技術。
（六）堵漏技術
採用碳酸鈣封堵漏層，可酸洗或油溶解堵。
三、大位移鑽井技術成果顯著
a．經濟效益可觀。鑽大位移井開發油田的投資比常規開發方案低，可取得顯著經濟效益。西江24-1油田5口大位移井，截止2002年6月底已產原油256.3×104m3，總收入3.3億美元，累計獲凈現金流1.2億美元，政府稅收1.5億美元。預計經濟生產壽命可至2008年，可累計產油2810桶，獲凈現金流2.3億美元，政府稅收可達2.7億美元。
b．可為社會做出重大貢獻。邊際油田在我國海域已發現的油田中佔有相當比重，大位移井技術為今後高效開發海洋邊際油田闖出了一條新路，將為國家增加大量可用油氣資源。
c．結合大位移井鑽井與完井工程實踐，對大位移井的井身結構與套管柱優化設計、井下扭矩/摩阻的數值模擬與控制、井壁不穩定性評估與控制、井眼軌跡導向控制與可視化、鑽頭選型、鑽井液及井下工具等方面取得了創新性研究成果，形成了一套具有中國海油特色和國際先進水平的大位移井鑽井與完井工藝技術，標志著我國運用高新技術開發海上邊際油田進入了世界先進行列。
d．擴大了中國海洋石油在國內外的影響，並提高了聲譽。圍繞西江大位移鑽井與完井工程，先後兩次在廣東省蛇口組織召開了來自世界十幾個國家、幾十家油公司及技術公司近百人的「大位移井技術國際研討會」，表現了世界石油界對西江24-1油田大位移井開發成功的肯定及對技術成果的重視，產生了良好的效應。
Ⅸ 定向鑽施工工藝
盾構：開一個井，進行加固，在井內組裝盾構機，盾構機前面是刀盤切削土壤，土進入盾構機然後運輸出井。繼續前進到達接收井。這種方法對環境影響小，雜訊小，不影響地面交通。一般用於地鐵施工，別的工程比如穿越個小河，是不可能用到盾構的（個人理解）。頂管和定向鑽到是可能用於穿越，按字面理解就行了。
Ⅹ 鑽井技術是什麼
為滿足不同條件的鑽井需要，優質、安全、快速鑽進，鑽井工作者幾十年來研究了各種鑽井技術，現已發展成為以噴射鑽井及優化參數鑽井為核心的鑽井綜合配套技術。下面重點介紹噴射鑽井技術、優選參數鑽井技術、直井防斜技術、定向井技術、鑽井取心技術等。
一、噴射鑽井技術
噴射鑽井技術在我國是從1978年開始試驗並在生產上逐漸推廣的。噴射鑽井的實質就是鑽井水力參數的優化。噴射鑽井的一個顯著特點是從鑽頭噴射出來的鑽井液射流具有很高的噴射速度，井底得到較大的沖擊力和水功率，從而及時清除井底岩屑，破碎井底岩石，提高鑽井速度。
（一）射流對井底的水力作用
1．射流特性
圖4-7射流結構
射流是指通過管嘴或孔口，過水斷面周界不與固體壁接觸的液流，見圖4-7。射流出噴嘴後，由於摩擦作用，射流流體與周圍流體產生動量交換，帶動周圍流體一起運動，使射流的周界直徑不斷擴大。射流縱剖面上周界母線的夾角稱為射流擴散角（α）。α越小，則射流的密集性越高，能量就越集中。在射流中心，各點的流速等於出口流速（vjo）部分稱等速核。在射流的任一橫截面上，從等速核向外速度很快降低，到射流邊界上速度為零。超過等速核以後，射流軸線上的速度迅速降低。當射流撞擊井底後，形成井底沖擊壓力波和井底漫流。L為射流軸線上某點距出口的距離，vjm為距出口L處的最大射液速度。
2．射流對井底的清洗作用
射流撞擊井底後形成的井底沖擊壓力波和井底漫流是射流對井底清洗的兩種主要形式。
（1）射流的沖擊壓力作用。射流撞擊井底後形成的沖擊壓力波並不是作用在整個井底，而是作用在如＜ahref=""＞圖4-8＜/a＞所示的小圓面積上，井底岩屑所受沖擊壓力極不均勻。極不均勻的沖擊壓力使岩屑產生一個翻轉力矩，從而離開井底，如＜ahref=""＞圖4-9＜/a＞所示，這就是射流對井底岩屑的沖擊翻轉作用。
（2）漫流的橫推作用。射流撞擊井底後形成的漫流是一層很薄的高速液流層，具有附面射流的性質。這層具有很高速度的井底漫流，對井底岩屑產生一個橫向推力，使其離開原來的位置。因此，井底漫流對井底清洗有非常重要的作用。
圖4-18取心工具組成示意圖
1—取心鑽頭；2—岩心爪；3—內岩心筒；4—外岩心筒；5—扶正器；6—回壓閥；7—懸掛軸承；8—懸掛裝置
取心鑽頭是鑽進地層、形成岩心的關鍵工具。取心鑽頭可分為刮刀式取心鑽頭、牙輪取心鑽頭、金剛石取心鑽頭三種。
岩心筒是取心工具的重要部分之一，包括內岩心筒、外岩心筒、扶正器、回壓閥及懸掛總成等部件。外岩心筒為優質無縫鋼管製成，上接鑽柱，下接取心鑽頭。內岩心筒的作用是在取心鑽進時接受、儲存和保護岩心。
懸掛總成包括懸掛軸承組和懸掛裝置。
岩心爪的作用是在取心鑽進結束後用以割斷岩心，並在起鑽時承托已割取的岩心以防其脫落。