复合钻井防斜打快技术研究与应用.pdf

第19卷第3期中国海上油气Vol.19No.3

2007年6月CHINAOFFSHOREOILANDGASJun.2007

复合钻井防斜打快技术研究与应用3

周俊昌1余雄鹰1罗勇1狄勤丰2

(11中海石油(中国)有限公司上海分公司;21上海大学)

摘要在对复合钻井防斜打快机理进行研究的基础上,利用专门的复合钻井导向力计算分析软
件SABHA研究了井斜角、稳定器间距、钻压和螺杆弯角等主要结构参数对复合钻井合导向力的
影响,设计了<44415mm和<31112mm井眼复合钻井防斜打快钻具组合,并在东海某区块进行了
现场试验。复合钻井防斜打快技术不仅可以在直井钻进中实现防斜打快目的,而且可以实现定向
井轨迹的连续控制,并且能够大幅度提高钻井速度,减少起下钻次数。复合钻井防斜打快技术在海
上油田具有广阔的应用前景。
关键词复合钻井防斜打快合导向力钻具组合现场试验

常规的防斜打直技术如钟摆钻具组合防斜打直
复合钻井导向力计算方法
技术、满眼打直技术、偏心防斜技术、钻压防斜技术1
等,目前在一些高陡构造上的直井钻进中尚无法很复合钻井时带单弯螺杆的双稳定器滑动导向钻

好地控制井斜,同时还不同程度影响着钻井速度。具组合旋转一周内在钻头上作用的合导向力Fs的
在东海西湖和平湖两个区块的钻探过程中,过计算方法如下[1]:

去较多的是采用常规防斜技术。由于地质结构复122
Fs=Fsα+Fs<(1)
n
杂,钻探中遇到了较大的困难。例如平湖6井,地层
2π2π

最大倾角达52°,采用常规防斜的钟摆钻具组合,辅式中:Fsα=∑Fα(ω),为合造斜力;Fs<=∑F<(ω),为
ω=0ω=0
以吊打的措施,结果井斜角最大为2112°(3840m
合方位力。Fα(ω)、F<(ω)分别为带单弯螺杆的滑动导
处;该井设计为直井),钻井周期也有所延长;又如常向钻具组合在某一装置角ω时钻头上的造斜力和
州井地层最大倾角为°也采用常规防斜
352221,30,方位力,其值可通过求解钻具组合三维力学模型求
技术措施,实钻结果最大井斜角达14°(2592m得[2]。取钻具组合旋转一周为研究对象,ω的取值
处),钻井周期延长了10余天。针对该海区钻井难范围为0～2π,均匀取值。设计算点数为n,则装置
点,研究了利用复合钻井技术解决高陡构造上直井角变化步长为Δω=2π/n。研究表明,为了取得合
的防斜打快问题,并将该技术应用于定向井井眼轨理的计算结果,计算点数应大于或等于36,而且计
迹控制,取得了很好的效果。共完成3口井的现场算点数越多越好。
试验,其中2口井为防斜打快,1口井为定向井轨迹合导向力方向角(合导向力与高边的夹角,以高
控制。结果表明,利用复合钻井技术,不仅可以在直边顺时针计)为

井中实现防斜打快目的,而且可以实现定向井轨迹αs=arctan(Fs</Fsα)(2)
的连续控制,提高钻井速度,减少起下钻次数。本文为了便于说明,采用下列钻具组合进行模拟计

主要介绍复合钻井技术在南平62821井的应用研究算:近钻头稳定器距钻头端部的距离L1=1m;两稳

与试验情况。定器之间的距离L2=16m;单弯螺杆的弯角为

3中海石油(中国)有限公司研究项目(CT/04-OP-001)部分成果。
第一作者简介:周俊昌,男,高级工程师,1982年毕业于原西南石油学院钻井工程专业,2002年获原西南石油学院石油天然气工程博士学
位,现任中海石油(中国)有限公司上海分公司钻井部经理。地址:上海市零陵路583号海洋石油大厦(邮编:200030)。电话:[phone]。
第19卷第3期周俊昌等:复合钻井防斜打快技术研究与应用189

0175°;弯点到近钻头稳定器扶正条中点的距离L21=平缓(这正是复合钻井技术在水平井中应用效果较
112m。在<21519mm的井眼内,两个稳定器的外径好的原因之一)。图2中另一个值得关注的现象是,
都为214mm。其它参数如下:钻压W=80kN;转速同一套钻具组合,在井斜角大于5°时合导向力体现
N=60r/min;钻井液密度ρ=1102g/cm3;方位角为增斜力,而在井斜角小于5°时合导向力为负值,
表现为明显的防斜力。这一特殊的现象正好反映了
<=300°;钻铤外径D0=165mm,内径Di=7114mm;
初始井眼曲率为0°/30m。井斜角为18°时的合导向复合钻井防斜打快技术(预弯曲动力学防斜打快技
[3,4][4]
力计算结果见图1。从图1中可以看出,此时的导向术的特定形式)的准动力学机理。

力体现为一增斜力,合导向力为Fs=5144kN。212稳定器间距的影响
其它计算条件不变,改变稳定器间距,复合钻井
时钻具组合的合导向力变化规律见图3。从图3可
以看出,合导向力随稳定器间距的变化改变很大,而
且在