防磨降扭技术在冀东深井大位移井中的应用Word文件下载.docx
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担
位
意
见
“防磨降扭技术在冀东深井大位移井中的研究与应用”项目，通过近一年的工作，于2010年11月份，完成了开题报告中的研究内容，达到了预期指标，通过本单位组织的自验收，特申请分公司项目验收。
主管领导签字：
（盖章）
年月日
渤海钻探第五钻井工程分公司公司
研究大纲
二○一○年十一月一日填报
一、任务来源及承担单位
“防磨降扭技术在冀东深井大位移井中的应用”项目是第五钻井工程分公司根据冀东南堡油田的生产需要确立的。
项目编号2010WZ-001K，研究起止时间为2010年1月至2010年12月。
由第五钻井工程分公司工程技术中心承担。
二、主要研究内容及技术指标
（一）项目主要研究内容
1、通过扭矩预测计算，选择合理的钻具结构；
2、通过钻井液润滑材料的配伍，提高润滑性；
3、通过防磨降扭接头的合理使用，起到技术套管防磨与降扭作用。
（二）技术指标
1、平均钻机月速同比提高10%；
2、事故与复杂时效下降30％；
3、建井周期缩短10%。
三、完成的主要工作及取得成果
1、←、南←对冀东南堡3号人工岛大位移井的设计井眼轨迹和井身结构类型进行了分析研究，找到了防磨降扭的技术难点，明确了研究方向，做好了该项目的前期调研工作。
2、通过对大位移井的摩阻预测分析和控制井眼轨迹的要求，优选了钻具结构，降低了大位移井深井阶段的旋转扭矩和摩擦阻力，降低了钻井风险，加快了钻井速度。
3、对南堡3号岛使用的盐水聚磺成膜钻井液体系进行了优化，制定了冀东大位移井的润滑防卡、防托压技术措施，取得了良好的效果。
四、关键技术的解决
1、通过钻具结构的优选，满足了深井大位移定向井的大尺寸井眼、长斜井段的井身轨迹控制问题，同时降低了钻进扭矩和摩擦阻力，解决了大位移井深井阶段钻进扭矩过大、顶驱因负荷过重蹩停问题。
2、通过优选钻井参数，优化技术措施，充分保证井眼清洁，减小摩阻和扭矩。
3、通过对钻井液携岩和润滑性能优化，保证较强的携岩性能和润滑性，解决了大位移井的井眼清洁、润滑防卡问题，同时减小了钻进时的摩阻和扭矩。
五、结论及认识
通过该项目的研究，解决了冀东南堡油田深井大位移井的钻进时摩阻和扭矩过大、钻井速度慢的问题，有效的保护了技术套管，降低了出现钻具事故的风险，实现了深井大位移井的安全、优质、快速钻井，取得了良好的经济效益和社会效益。
渤海钻探第五钻井工程分公司
研究报告
项目名称:
防磨降扭技术在冀东深井大位移井中的应用
白立伟李志才孟令新
审核人：
杨振荣
审定人：
二○一○年十一月二十日填报
2010年以来，冀东油田为了节省在海上建岛或建平台的投资，在已建成的三号人工岛，利用大位移井钻井技术，最大程度控制周围海域，提高人工岛的使用效率，又部署了一批大位移井。
摩阻和扭矩对大位移井是很重要的参数，大位移井是否能钻达预计目标，很大程度上要取决于摩阻和扭矩很好控制。
而摩阻和扭矩数值的大小与井眼轨迹、井身结构、钻井液的润滑性和钻具组合有关。
因此，在设计时必须通过对摩阻、扭矩的预测来优化井眼轨迹、井身结构、钻井液和钻具组合，充分降低钻井摩阻、扭矩。
要想准确的测算出钻井摩阻、扭矩，首先要确定能够完成井眼轨迹控制的钻具组合，根据井眼确定钻柱在井眼内运动时的摩擦系数，然后在设计的井眼剖面，井身结构环境下，计算出钻井摩阻、扭矩。
由此可以看出摩擦系数的确定是准确预测钻井摩阻、扭矩的关键。
一、国外大位移井钻井中防磨降扭技术概况
国外各大石油勘探开发公司在大位移钻井实践中都掌握了钻具与套管、钻具与裸眼之间的摩擦系数，并应用于新井的设计摩阻/扭矩预测。
虽然是经验数值，但认为预测值不超出实际测量值的20%，就可认为是很理想的。
BP勘探开发公司对摩阻系数进行了研究总结，得出了各类钻井液条件下的摩阻系数经验值。
表1-1BP公司摩阻系数经验数值表
钻井液类型
套管内摩阻系数
裸眼内摩阻系数
油基钻井液
0.17
0.21
水基钻井液
0.24
0.29
盐水
0.30
国外在大位移井钻进过程中的摩阻/扭矩控制措施主要有：
1、采用油基钻井液，并提高油水比值，降低摩阻系数。
油基钻井液的润滑性和抑制性超过水基钻井液，国外试验证明：
将油水比为90:
10同油水比为62:
38的钻井液相比，金属对金属的摩阻降低50％，金属对砂岩的摩阻降低40％。
2、采用塑料小球润滑剂。
北海试验结果表明：
塑料小球能够短期降低扭矩15％。
西江24-3-A14井在下部井段钻进中，钻至7248m时，开始加入含塑料小球泥浆，扭矩输出电流由原来的800A降低到650A，扭矩降低了18.75％，效果明显。
英国WytchFarm油田的M16井采用含塑料小球的泥浆添加剂来代替碎杏仁壳体系，当含塑料小球的泥浆体系泵入裸
眼井时，初期扭矩降低了45％。
3、使用钻柱降扭短节及非旋转钻杆保护器（NRDPP）。
由SecurityDBS公司开发的钻柱降扭短节，可与钻井常用的127mm、139.7mm和168mm钻杆配合，使得钻大位移井时，钻杆接头离开套管，可避免套管磨损，降低扭矩，降扭幅度达40％。
使用非旋转钻杆保护器（NRDPP），国外的试验表明：
NRDPP可降低扭矩25％～30％，美国WestenWellTools公司提供的NRDPP在斜井段套管内使用，扭矩下降达23.3％，在降低扭矩和防止套管磨损方面的作用非常显著。
4、采用大排量循环洗井，将井眼的岩屑带出地面，经固控设备处理，降低钻井液中的固相含量。
φ311.1mm井眼实钻排量为3.1m3/min～3.3m3/min，φ215.9mm井眼实钻排量为2.1m3/min～2.3m3/min。
5、实施短起下钻作业，帮助清洗井眼，破坏岩屑床的同时，充分修整井壁，使井眼光滑、规则，减少局部狗腿度。
6、采用旋转导向钻井，精确控制井眼轨迹。
在钻进中，尽量采用旋转钻进方式，少采用滑动钻进方式来控制井眼轨迹。
调整井眼轨迹时，要勤调整、小范围调整。
7、在造斜井段严格控制井眼的造斜率，造斜率不得大于3.5°
/30m。
8、采用了软扭矩控制系统。
9、使用了大刚度井眼控制钻具组合，防止井眼出现大的狗腿度。
10、使用加长马达，减少了钻头泥包，降低了钻头与地层或井眼之间的扭矩。
二、国内大位移井钻井中防磨降扭技术调研
1、港深69x1井扭矩控制技术调研
⑴井身结构
表2-1港深69x1井设计井身结构与实际井身结构对比表
设计
钻头
程序
φ660.4mm×
202m+φ444.5mm×
1803m+φ311.1mm×
4053m+φ215.9mm×
5448.91m
套管
φ508mm×
200m+φ339.7mm×
1800m+φ244.5mm×
4050m+φ139.7mm×
5438m
实际
208.5m+φ444.5mm×
1807.68m+φ311.1mm×
4053.07m+φ215.9mm×
5464.43m
208.5m+φ339.7mm×
1805.15m+φ244.5mm×
4050.14m+φ139.7mm×
5462.46m
⑵主要技术参数
表2-2港深69x1井设计井眼剖面主要技术参数表
关键点
斜深
m
垂深
井斜角
°
位移
造斜率
/30m
造斜点
400.00
造斜终点
1090.39
1031.80
41.42
238.88
1.8
靶点
4782.11
3800.00
2681.39
井底点
5448.91
4300.00
3122.56
⑶主要减摩降扭措施：
①加强井眼轨迹控制。
坚持每柱测斜，在井斜变化快的井段，坚持每柱测两次，将井眼狗腿度控制在2°
/30m以内。
②加强短起下和划眼措施。
由于本井井斜较大，岩屑随钻井液的上返过程中，有部分岩屑可能要下沉到下井壁上，逐渐聚集将会形成较厚的岩屑床。
因此，在钻进施工中坚持每钻进一个立柱划眼一次和坚持每钻进200m或纯钻时间超过24h进行短起下钻一次，力争及时破坏岩屑床，同时对新钻井眼进行井壁修整。
③严格控制钻井液的有害固相含量，提高钻井液的润滑性。
坚持使用好四级净化设备是清除有害固相的关键，尤其是坚持在24h～48h内开离心机，循环1～2周对清除有害固相起到了很大作用。
在1807m～3313m井段含砂量被控制在3％以下，在3313m～5464m井段含砂量始终被控制在0.2％～0.3％。
④向钻井液中加入各种润滑材料是降低扭矩的关键。
在三开初期（1807m～3000m），钻井液内维持3%的白油，扭矩在22.08kN·
m以下；
3000m～4000m以后，在钻井液中加入1.5％～2%的固体润滑剂与白油配合，将扭矩控制在25.76kN·
m以下。
到4000m以后，每天向井内加入2～3吨固体润滑剂维持正常钻进。
在四开后（4050m以下）扭矩一直在36.80kN·
m左右，每次加入固体润滑剂后导致钻井液的固相升高，粘切增大，影响流变性，所以在4000m～4850m开始补偿性地在钻井液中加入1%～1.5％塑料微珠，但扭矩高达40.48kN·
m～44.16kN·
m，并经常蹩停顶驱。
因此，在4850m以后，向钻井液中加入1％～1.5％的极压润滑剂，起到了良好效果，使扭矩从44.16kN·
m降到33.12kN·
m，降低幅度为25％，直至钻达井深5464m。
⑷钻井扭矩分析
①四开后，从开始钻井扭矩就达到36.8kN·
m，这说明钻柱在φ244.5mm套管内的摩擦阻力比在φ311.1mm裸眼内的大许多。
为什么会出现钻柱在φ244.5mm套管内的摩擦阻力比在φ311.1mm裸眼内大的现象，原因很多，其中主要原因之一是φ139.7mm钻杆在φ244.5mm套管内的间隙比在φ311.1mm裸眼内的间隙小得多，使钻杆的张力增大，增加了钻杆对套管的压力，从而增加了钻杆和套管的摩阻和扭矩。
②当继续钻进到4850m时，钻进扭矩由36.80kN·
m增大到44.16kN·
m，据此可模拟推算出港深69x1井在使用硅基防塌钻井液，用白油和塑料微珠做润滑添加剂时，钻柱与套管的摩阻系数大约为0.25，钻柱与裸眼的摩阻系数为大约0.35。
此时的钻进扭矩已经达到了钻机的极限扭矩。
因此钻机经常被憋停。
③为了能够使井眼继续得到钻进，不得不在钻井液中加入1%～1.5％的极压润滑剂，使扭矩从44.16kN·
m降到了33.12kN·
m，这说明极压润滑剂起到了明显的润滑效果，可模拟推算出钻柱在套管内的摩阻系数大约为0.18，在裸眼内的摩阻系数大约为0.25。
图2-1港深69x1井设计与实钻井身剖面图
图2-2港深69x1井设计与实钻水平投影图
2、北堡西3x1井防磨降扭技术调研
⑴井身剖面设计
表2-3北堡西3x1井主要设计参数表
方位
造斜始点
300.0
0.00
0.0
2.40
1113.6
65.09
288.0
949.6
/
414.5
降斜始点
3275.2
1860.0
-1.05
2375.0
降斜终点（井底）
4189.0
33.16
2450.0
3056.9
目标1
目标2
3867.5
44.40
2200.0
2856.0
⑵井身结构设计
表2-4北堡西3x1井设计身结构表
钻井
次序
钻头直径
mm
井深
套管直径
套管下深
一开
660.4
203.0
508.0
200.0
二开
444.5
1303.0
339.7
1300.0
三开
311.1
3053.0
244.5
3050.0
四开
215.9
139.7
4185.0
图2-3北堡西3x1井身剖面及结构图
⑶钻具组合
①三开：
φ311.1mm井眼1303～3053m井段（稳斜段）钻柱组合
φ311.1mm钻头+φ244.5mm导向马达+φ290mm变径扶正器+φ203.2mm非磁钻铤×
1根+MWD+φ203.2mm非磁钻铤×
1根+φ203.2mm钻铤×
9根+φ165mm震击器+φ127mm加重钻杆×
21根+φ139.7mm钻杆
②四开：
φ215.9mm井眼3053～4189m井段（稳斜段、降斜段）钻柱组合
φ215.9mm钻头+φ165mm导向马达+φ206.3mm扶正器+φ165mm非磁钻铤×
1根+MWD+φ165mm非磁钻铤×
1根+φ127mm加重钻杆×
24根+φ165mm震击器+φ127mm加重钻杆×
6根+φ127mm钻杆×
90根+φ139.7mm钻杆
⑷钻柱室内摩阻扭矩预测分析
根据大港油田红9-1井和港深69x1井与国外大位移钻井经验，使用水基钻井液时，钻柱在套管内的摩阻系数为0.25，钻柱在裸眼内的摩阻系数为0.35。
使用了兰德马克软件对北堡西3x1井的摩阻/扭矩进行预测，钻井摩阻/扭矩预测结果如下表。
表2-5北堡西3x1井钻井摩阻/扭矩预测表
井眼
起钻
载荷
kN
下钻
钻井
扭矩
kN·
旋转钻进载荷
滑动钻进载荷
钻柱
重量
672.5
302.0
18.8
306.2
118.3
832.1
1050.1
366.9
32.4
487.3
207.5
1333.7
1373.6
476.1
38.5
659.9
382.1
1563.0
从表中看出在三开和四开钻进中钻井扭矩较大，如果在实钻中，井眼轨迹较差，会增大钻井扭矩，影响正常钻进。
因此，在实钻中必须加强井眼轨迹控制、提高井眼清洁程度，控制好钻井扭矩。
⑸钻井摩阻/扭矩控制措施
①严格控制井眼轨迹
在大位移井的钻进中，井眼长，井斜角大，钻柱在井眼内有较高的旋转扭矩和下放阻力，如果井眼轨迹控制差，井眼存在较多的狗腿，会增大钻柱在井眼内的旋转扭矩和下放阻力，将导致井眼无法向前继续钻进。
因此，更需要控制好井眼轨迹。
为了提高控制井眼轨迹的能力，降低摩阻扭矩，搞好井眼的净化，使用导向钻井技术控制井眼轨迹，随时监测井眼轨迹和调整井眼轨迹，使用139.7mm钻杆降低循环压耗，增大循环排量，提高钻井液在环空的返速，增强钻井液对钻屑的携带能力，减少钻铤的使用量，用加重钻杆代替钻铤，降低钻柱的刚性和与井壁的粘滞力，达到降低摩阻的目的。
②搞好井眼清洁
在大位移井的钻进中，由于井斜角较大，岩屑在上返过程中，很容易沉降在下井壁上形成岩屑床，增大钻井摩阻/扭矩，甚至造成卡钻。
因此，必须搞好井眼清洁工作，使钻屑从井眼内有效返出，减少或消除对正常钻进的影响。
从国内外钻井经验和研究表明，在水平井和大斜度井的钻井中，钻井液的环空返速在0.9m/s，以上时，可满足携带岩屑的要求，因此，钻井液的循环排量必须达到环空返速的要求。
各井眼排量和环空上返速度关系下表。
表2-6北堡西3x1井各井眼排量和环空上返速度关系表
井眼
排量m3/min
泵压MPa
环空返速m/min
喷嘴mmx个
钻头压降MPa
三开
3.5～4.0
16.1～23.3
55.8～63.7
20x2,18x1
1.8～2.3
四开
1.8～2.1
17.2～22.9
68.8～80.2
18x2,16x1
0.8～1.0
③在套管内的钻杆上安装减扭工具
④在钻井液中加入高效润滑剂和塑料微珠，提高井壁的润滑性。
⑹北堡西3x1实钻扭矩与预测的对比
北堡西3x1井的摩阻扭矩预测与实测对比如下表
表2-7北堡西3x1井钻柱扭矩预测与实测对比表
设计预测扭矩
实钻计算扭矩
实钻监测扭矩
2326
23.5
23.7
24
2760
28.6
27.1
28
3053
33.3
34
4189
40.8
38
从上表中可看出，井眼摩阻/扭矩控制较好，基本上与设计预测相符。
这主要依赖于以下几个方面：
①井眼轨迹控制较好，实钻轨迹基本是沿着设计线形成的，没有发生方位漂移现象，最大井斜角67.18°
。
定向一次成功，造斜率基本控制在3°
/30m以内，整个井眼没有出现大的狗腿度，为正常钻进和控制井眼的摩阻扭矩打下了良好基础。
实钻井眼轨迹与设计井眼剖面对比、井眼方位、井斜角、狗腿变化情况见下图。
②钻井液体系及性能参数基本满足了钻井要求。
特别是对井眼的润滑性能完全达到了设计要求，使钻柱在套管内的摩阻系数和裸眼内的摩阻系数基本上控制到了小于0.25和0.35。
图2-4北堡西3x1井设计与实钻垂直剖面图
图2-5北堡西3x1井设计与实钻水平投影图
图2-6北堡西3x1井井斜角和方位变化图
图2-7北堡西3x1井井眼狗腿变化图
三、冀东油田大位移井摩阻扭矩控制技术措施
通过对国内外大位移井防磨降扭技术研究，了解到在实际钻井中，影响钻井摩阻/扭矩的因素很多，除了井眼剖面、井身结构、钻井液外，还有钻柱组合，井眼清洗效果，钻井工艺操作等。
因此，在钻井过程中，应根据实际情况优化钻柱组合、水力参数以及钻井工艺施工技术等。
冀东油田南堡三号人工岛大位移井井眼剖面均为直-增-稳-降，井身结构多为三开（仅NP13-X1042井为四开）。
在井眼剖面和井身结构既定的环境下，钻进时的防磨降扭主要采取了以下几项措施：
1、钻柱组合中用加重钻杆代替钻铤，减轻钻具组合的重量，降低钻井时的摩阻/扭矩；
同时必须能够完成井眼轨迹控制的要求，能在旋转状态下调整井眼参数，尽量减少滑动钻井。
2、在套管内的钻杆上安装减磨接头。
3、坚持每钻进一柱测斜，控制全井造斜率在2°
/30m以内，最大狗腿度在3.5°
4、加强划眼和短起下措施。
在钻进施工中坚持每钻进一个立柱正、倒各划眼一次和坚持每钻进300m或纯钻时间超过24h进行短起下钻一次，力争及时破坏岩屑床，同时对新钻井眼进行井壁修整。
5、满足井眼清洁所需排量的要求，在机泵条件以及螺杆允许的情况下，实现大排量钻井，φ311.1mm井眼排量55-60L/s,φ215.9mm井眼排量32-35L/s。
6、严格控制钻井液的有害固相含量，坚持使用好四级净化设备，尤其是坚持在24h～48h内开离心机，循环1～2周及时清除有害固相。
含砂量始终被控制在0.2～0.3%。
7、提高钻井液的润滑性。
采用固体润滑和液体润滑相结合的复合润滑方案，极压润滑剂含量达1.5～2.0%、原油含量5～8%，同时根据井下情况配合石墨类润滑剂（受定向仪器限制不能加入塑料小球），提高润滑防卡能力。
8、随井深的增加，保证各种润滑材料的有效含量，并根据转盘扭距和上提拉力的变化，及时调整润滑方案，始终保持摩阻系数达到0.08以下。
9、出现特殊情况如长时间小排量钻进、摩阻和扭矩明显增大时，及时起钻改换常规钻具组合加扶正器通井一次，一是刮掉吸附在井壁上的固相颗粒，并通过大排量循环将其带出井筒；
二是对裸眼段井壁进行修整，使其更平滑，减小下部钻进的旋转扭矩和摩擦阻力；
三是采用比钻进排量大的循环排量多循环周洗井，为下一步更大位移的井段创造良好的上部环境。
四、防磨降扭技术在冀东油田大位移井中的应用
1、NP13-X1042三开摩阻扭矩预测
⑴钻具组合：
φ311.1mm钻头+φ244.5mm×
1.25º
螺杆+φ203mm浮阀+φ296mm扶正器+φ203mm无磁钻铤×
1根+φ203mmMWD+φ203mm无磁钻铤×
1根+φ139.7mm加重钻杆×
9根+φ178mm震击器+φ139.7mm加重钻杆×
9根+φ139.7mm钻杆
⑵钻井参数
钻压120kN；
钻头工作扭矩3000N·
m；
套管内摩擦系数0.25；
裸眼摩擦系数0.35；
井深3000m。
⑶钻井液
密度1.18g/cm3。
⑷分析结果
①旋转钻进扭矩28.75kN·
m，滑动钻进井口载荷402.8kN。
②各工况无弯曲现象。
表4-1NP13-X1042三开摩阻扭矩数据表
井况
N·
KN
倒划眼
31591.8
727.2
1108.4
钻进
28754.8
607.2
472.0
空转
28591.8
滑动钻进
3000.0
402.8
图4-1井口载荷图
图4-2井口有效拉力图
图4-3旋转钻进扭矩图
2、NP13-X1042四开摩阻扭矩预测
φ215.9mm钻头+φ172mm×
1.25°
螺杆+φ206mm扶正器+φ165mm浮阀+φ165mm无磁钻铤×
1根+MWD+φ165mm无磁钻铤×
1根+φ139.7mm加重钻杆×
9根+φ178mm随钻震击器+φ39.7mm加重钻杆×
钻压100kN；
钻头工作扭矩2500N·
m；
井深4319m。
密度1.21g/cm3。
①旋转钻进扭矩42.03kN·
m，滑动钻进井口载荷566.5kN。
表4-2NP13-X1042四开摩阻扭矩数据表
45046.1
982.8
1546.3
42029.6
882.8
609.9
42546.1
2500.0
566.5
图4-4井口载
升级会员 