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1、南海东部大位移井技术,工程技术深圳分公司 宋吉明 2014年7月,汇报内容,ERW基本概念,ERD技术特点,南海东部ERD技术介绍,总结与建议,ERW基本概念,大位移井是一种具有自己技术特点和条件的特殊定向井 业界没有明确的定义： 国外定义：水垂比2(满足测量井深15000ft/4572m）。 新版海洋钻井手册定义：水垂比2(满足测量井深3000m）或水平位移3000m 。 南海东部：流花和西江24-1油田生产调整井均为大位移井，部分井属于高水垂比大位移井。,ERD业界领先的K 采用悬连线优化设计：初始造斜率逐渐0.25度缓慢增加，但控制不超过2.5度慢慢增斜到设计稳斜段；在降斜段控制0.6-
2、1.6/30m之内。 4） 严格控制井眼曲率3.5/30m以内。 5） 采用较少垂深而得到较大的水平位移，以减低作业难度,选择管柱的摩阻和扭矩最小的轨道剖面,ERD防磨减扭技术,广泛采用低毒合成基油基泥浆（西江油田使用：VersaClean） 提高油水比： 试验表明，90：10的油水比与62：38的油水比进行比较，前者比后者摩阻降低50%（金属对金属相摩擦减小50%，金属对砂相减少40%左右）。 实际使用在12-1/4“井眼，油水比为75：25。 在8-1/2“井眼，油水比为85：15。 使用塑料小球： 据试验，使用塑料小球，可降低摩阻摩扭15%； 从井深7248米开始用，井深超过9000米后
3、，每钻一个立柱，加入塑料小球约123公斤。,2、提高钻井液的润滑性能,摩擦系数对比：水基泥浆油基泥浆 合成基油基泥浆,ERD防磨减扭技术,钻柱旋转扭矩问题： 主要办法提高钻杆的抗扭能力。 （1）使用高抗扭的螺纹脂；据说可提高抗扭27%。 （2）采用高扭矩的螺纹联接 多级螺纹或多级台肩，可增大扭矩； （3）采用高强度钻杆 铝合金、钛合金钻杆等，重量小，强度高。 （4）实现钻杆接头的应力平衡 高强度钻杆的接头抗扭强度低于管体；采取增大上扣扭矩，牺牲抗拉强度，增大抗扭强度，使钻杆适应高扭矩的需要。 （5）安装减扭接头,3、钻柱及钻具组合优化,ERD防磨减扭技术,目前南海东部普遍选择5-1/2“钻杆选
4、择： 5-1/2英寸 21.90磅/英尺满眼FH扣钻杆 接头材料屈服强度：S-135 接头外径：7.50英寸 接头内径：3.0英寸 推荐上扣扭距：33，560英尺-磅 5-1/2英寸 21.90磅/英尺HT-55扣钻杆 接头材料屈服强度：S-135 接头外径：7.0英寸 接头内径：4.0英寸 推荐上扣扭距：33,600- 46,300英尺-磅,ERD防磨减扭技术,新技术的引用ADP及陶瓷衬套,5-7/8铝钻杆： 单根长14.2m， 每根两个陶瓷衬套。,新技术优点： ADP和陶瓷保护套：减少钻具所受侧向力，降低扭矩摩阻；陶瓷衬套可保护上层套管，减少套管磨损；,ERD防磨减扭技术,铝钻杆,常规钻杆
5、,使用铝钻杆钻具所受侧向力减少20%,铝钻杆与常规钻杆对比-侧向力影响理论计算,ERD防磨减扭技术,加入铝钻杆前后扭矩明显降低约13% 完钻扭矩达到41000lb*ft,加入铝钻杆前后下钻时摩阻降低约28% 加入铝钻杆前后起钻时摩阻降低约18%,ERD防磨减扭技术,使用后破碎19个（主要受温度影响较大），即使落井不会造成任何井下危害及异常（但仍需慎重使用）。,ERD减阻减扭工具,Caledus 公司的Roto-tec非旋转钻杆保护套。,Ford 的Lo-Tad减阻钻。,为了降低摩阻和扭矩，同时为了保护9”套管不受磨损，在8”井段中安装使用套管减阻器和钻杆保护套在稳斜段中使用Wford的Lo-T
6、ad，在造斜段中使用Caledus公司的Roto-Tec.,ERD防磨减扭技术,软件模拟漂浮接箍最优安放位置计算，同时算出不同套管的极限下深,ERD防磨减扭技术,漂浮接箍放在800m井深,漂浮接箍1400m井深,摩阻系数可取0.5,在339.7mm套管井眼中使用滚轮扶正器，可有效减小下套管阻力 建议将339.7mm套管尽量下深，既有利于244.5mm套管下入作业，又便于扩大防磨减扭。,ERD减阻减扭技术,外筒材质与套管相同，其上下为套管丝扣，和套管柱连接。 内筒分上滑套和下滑套，为PDC钻头可钻式结构。通过上锁销将上滑套固定在外筒，剪切球的剪切压力可以根据使用者的要求进行调整。 套管到位后，地
7、面加压剪断剪切球, 上滑套下移露出循环孔即可循环。 使用漂浮接箍后，套管均顺利下到位。,4、套管漂浮技术的应用,十一五期间，流花11-1油田采用7.0英寸“半掏空”下入技术的大位移延伸井有1口 （流花11-1-C3ST02，7.0英寸尾管总长为2388.44米，掏空段长度为1155.96米，尾管鞋深度为3850米，尾管顶部封隔器顶深为1461.56米）； 2011年，在7.0英寸“半掏空”下入技术的基础上进行了7.0英寸尾管“全掏空”下入技术的尝试，分别在流花11-1-A02H3井（7.0英寸尾管总长为1995.645米，尾管鞋深度为4433.68米，尾管顶部封隔器顶深为2438.035米）和
8、流花11-1-B06H2井（7.0英寸尾管总长为920.44米，尾管鞋深度为3675米，尾管顶部封隔器顶深为2754.56米）获得成功； 7.0英寸尾管“半掏空”下入技术和7.0英寸尾管“全掏空”下入技术是南海东部海域大位移延伸井中9-5/8英寸套管“漂浮技术”的延伸！,南海东部ERD技术-漂浮下套管技术,ERD井眼清洁-K 5）对泥浆的流变性能做进一步研究,特别是对其切力值(YP),6转读数(6RPM)等核心参数做深入探讨,努力获取并维持其在一个相对合理的数值范围,以达到井眼清洁目的;,ECD作为井眼清洁判断标准之一，对井眼稳定特别对8”井段有着至关重要的作用，如何控制ECD在一个合适的范围
9、值保证井不被压漏非常关键。ECD主要和环空载荷、环空返速、泥浆性能和钻杆保护器的使用安装等有关,，应当通过实验和优化在其间找到一个平衡点来控制ECD。,ERD井眼清洁,工艺措施： 严格控制泥浆性能参数，规定具体的作业指标(排量/转速/循环时间/循环当量密度控制，确保井眼清洁； 无计划性的短起下作业，减少风险。 据以往泥浆漏失教训，制定处理泥浆漏失的应急方案； 充分的排量和足够的转速、排量和循环时间； 实时监控钻进和划眼过程中的井底当量循环密度，防止压破地层造成泥浆漏失。,联合院校和油服研制了新型油溶 性堵漏材料。,惠州25-4油田三口井（HZ25-4-4、HZ 25-4-2和HZ 25-4-5
10、）井漏严重：共计漏失油基泥浆37500桶！ 原因： 井下存在薄弱地层； 钻进过程中ECD过高； 油基泥浆堵漏技术相对缺乏。,ERD井眼清洁,8-1/2” 井段 HZ25-4-4 最大ECD为12.2ppg HZ25-4-2 最大ECD为13.6ppg HZ25-4-5 最大ECD为12.5ppg,防漏措施 以控制ECD为主要手段 根据井壁稳定性研究结果确定泥浆安全密度窗口； 通过APWD实时监测井底泥浆循环当量密度； 通过麦克巴的VIRTUAL HYDRAULIC软件动态判断井眼清洁程度； 通过随钻扩眼技术降低地应力引起的“椭圆形井眼”； 使用随钻堵漏材料FLC2000； 提高固控系统尤其是离
11、心机的性能和固控效果，进而有效控制泥浆性能参数和流变参数。 堵漏技术 应视水基泥浆亦或是油基泥浆而定，油基泥浆堵漏技术比较缺乏。 渗漏情况下，使用超细碳酸钙或者石墨颗粒进行堵漏 大漏情况下，使用超细碳酸钙、石墨颗粒和单封进行混配堵漏,ERD井眼清洁-堵漏技术,监测和降低ECD技术 1、APWD随钻压力检测技术，可动态监测井底泥浆循环当量密度； 2、优化钻井液流动性能，采用合理的钻井参数和控制ROP； 3、在保证套管防磨效果的基础上，尽量减少防磨套的使用； 4、 E-CD连续循环系统2010年用于惠州25-4油田的ERW井。,连续循环系统,ERD井眼清洁-CCD技术,ERD井眼清洁,循环接头需要
12、的数量根据决定需要连续循环井段长短而定,CCD使用于HZ25-4-6井8-1/2“井段，一趟钻完成该井段，无停泵，无短起作业。比重9.0ppg，ECD10.9-11.1ppg 完钻后倒划眼起钻比前3口井容易，划眼速度为2-3柱/小时。 提高比重到9.2ppg后，全程顺利起钻 无泥浆漏失；7”尾管顺利下到位。,ERD井眼清洁,当大位移井超过5000m时，建议使用CCD装备，以降低钻井环空压耗及ECD值，从而扩大裸眼延伸极限。 另外，CCD由于能够保持钻井流体不间断循环，清洁井眼，并有效控制钻井流体压力波动，同时避免岩屑沉淀及卡钻风险。 CCD可实现连续记录随钻测量(MWD)、随钻测压(PWD)及
13、随钻测井(LWD)等实时数据。,目前井眼清洁技术包括： 1、应用软件监测井眼清洁程度； 2、优化钻井液性能，优选钻井参数； 3、采用E-CD连续循环系统； 4、 PBL钻柱旁通循环阀，以提高循环排量； 5、采用随钻扩眼器，包括NBR、ANDERREAMER、RHINO。,ERD井眼清洁,南海东部ERD面临问题,老油田钻大位移井普遍存在钻机设备老化问题。 套管磨损成为制约老油田安全钻井的因素之一（主要由于钻杆接头和局部狗腿综合作用）。 大位移井由于普遍采用油基泥浆，有效的油基泥浆堵漏技术比较缺乏，大位移井堵漏目前以防漏为主，防漏以控制ECD为主。 人员普遍年轻，作业队伍关键岗位，大位移井钻完井技
14、术培训不足。 目前海油的快速发展，人员出现断档，大位移井作业经验人员较少，作业点增加，具有大位移井作业经验的操作人员无法聚集成一个队伍。 大位移井作业经验及技术总结未能形成良好的沉淀，致使我们多年来一直在学习，却从未超越。 大位移井项目管理未形成其独特的管理模式，未能有效发挥团队的作用，仍有提高空间。 国内大位移井相关研究应用与国际水平仍有较大差距，无论从技术细节还是现场管理（以超过1000ft/hr的ROP钻进，24小时钻进8631ft，不划眼或额外循环），不可思议！）,ERW应用推广,流花和西江油田：,仍将持续进行大位移井的实施，增储挖潜，延 长油田经济开发寿命。,开发项目： 番禺11-6
15、、惠州25-4、番禺34-1等新开发项目中 部分实施大位移井开发方式，新增产值300多亿元。,十二五期间：,部署50口左右ERW-动用地质储量近1.2亿方，预计新增2000多万方油气当量。,国外ERD新技术,ERD与多分支水平井结合,1,井壁稳定性研究新理论,2,新型逆乳化钻井液体系,3,膨胀管封隔延伸技术,4,汇报内容,ERW基本概念,ERD技术特点,南海东部ERD技术介绍,总结与建议,总结与建议,ERW钻井客观的评价： 三分天注定、七分靠打拼 切忌盲目求快（长远来看与降本增效不冲突），或者不自觉的快，钻进不存在问题，往往起钻成为难题，若是赶在台风来临之时起钻，就往往出现大问题。 形成区域E
16、RW钻井技术，总结再提高是主线。 大位移井钻井技术必须形成其独特的标准规范。 大位移井建议最好是使用油基泥浆。 避免在台风期进行大位移井钻井作业。 建议与备用一层套管，防止因事故或复杂情况导致无法钻遇目的层。,经验总结,总结与建议,大位移钻井裸眼延伸极限评估技术。提出了大位移钻井裸眼延伸极限的新概念，考虑地层安全钻井泥浆密度窗口(客观因素)及钻井环空压耗当量密度 (主观因素)，建立了一套综合评估模型和计算系统，解决了高水垂比大位移井的钻井设计与施工风险评估问题。 大位移钻井防磨减扭技术。依据摩擦副转换原理(轴承原理)，自主研发出防磨减扭短节及优化设计软件，在高水垂比大位移井弯曲井段应用，取得了
17、明显效果，替代了传统的钻柱设计技术。 大位移井漂浮下套管减阻技术。依据静液漂浮、滚动摩擦等原理，自主研发出大位移井眼下套管摩阻控制计算软件及套管组合技术，从而优化了管柱结构及下套管方式，有效减小了下套管阻力，保证了高水垂比大位移井眼下套管作业的顺利实施。 大位移井实时ECD井下监控，为井眼清洁程度提供了依据，保证了井下安全，CCD在维持井底ECD提供了帮助，进一步降低了大段裸眼井眼清洁问题造成的井下复杂情况。,总结与建议,可行性研究，关键技术的应用研究。 钻前工作准备包括钻完井详细设计和应急计划以及相关材料准备 钻机设备能力评估和升级改造 参与作业人员、承包商等的资质和能力的持续考核及相关技术培训 良好的团队，清晰的工作内容，高效的工作能力 钻后的经验教训总结和交流 较长期的稳定的作业队伍和技术人员支持 大位移井的项目管理具有挑战性和技术性,谢 谢,