1. 大位移井的定义； 2. 大位移井的用途和重大意义； 3. 大位移井的基本问题；

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1 1. 大位移井的定义； 2. 大位移井的用途和重大意义； 3. 大位移井的基本问题；
大位移井的基本问题 韩志勇 1. 大位移井的定义； 2. 大位移井的用途和重大意义； 3. 大位移井的基本问题；

2 一. 大位移井的分类和定义 大位移井分浅层大位移井和深层大位移井。
美国、加拿大都打过一些浅层大位移井。水平位移1000多米，但垂深只有200米左右。使用斜井钻机甚至修井机打的。 深层大位移井，必须使用钻井的高技术。目前说的大位移井主要指的是深层大位移井。 大位移井的定义，没有统一标准，且是个发展概念。 初期认为有两个条件：水平位移超过3000米；平垂比大于1 ， 后提出水平位移超过3000米；平垂比大于2 。 定义的界限：主要反映了技术难度。大位移井技术是在水平井技术基础上发展起来的，是当代定向井钻井技术的新的高度，新的里程碑。 目前国外的大位移井水平位移远远大于3000米；平垂比也远远大于2.

3 一. 大位移井的分类和定义 大位移井技术是在水平井技术基础上发展起来的，所以比水平井技术要高一个台阶。在设备、工具、仪器等条件上，比水平井要求更高： 钻机上必须有顶部驱动； 一般要使用三台泥浆泵； 钻杆使用5，5-1/2，6-5/8的复合钻柱； 使用润滑性更好的油基泥浆； 有强大的泥浆净化系统； 使用导向钻井系统； 使用MWD, LWD, 等； 如果不具备上述条件也打成了大位移井，说明你定的大位移井的界限太低。

4 二. 大位移井的用途 大位移井的主要用途是油藏所在的地球表面上， 从距离很远的已有的陆上钻井井场或水上钻井平台上向该油藏钻探井或开发井。
难以建立钻井井场， 建立井场需要花费很大代价， 从距离很远的已有的陆上钻井井场或水上钻井平台上向该油藏钻探井或开发井。

5 XJ24-3-A14井的目的和意义 南海东部石油公司的位置 现已开发的油田共有四个：流花；陆丰；惠州；西江。

6 XJ24-3-A14井的目的和意义

7 XJ24-3-A14井的目的和意义 三个区块：XJ24-3 ，XJ30-2 ，XJ24-1 。前两个是主力区块。
两个钻采平台，每个平台可钻井分别为30口和28口井 。生产出来的油，通过输油管线，送到“南海开拓号”油轮上。

8 XJ24-3-A14井的目的和意义 XJ24-3-A14该区块是美国PHILIPS公司的风险勘探区，1986年1月8日钻完第一口探井XJ24-1X，发现了11个油层。 XJ24-1区块的情况：位于XJ24-3区块的钻采平台东南（116°）约8公里处。油藏圈闭面积不到2平方公里，是一个小油田，或称为XJ24-3油田的卫星油田。该海域水深100米左右。

9 XJ24-3-A14井的目的和意义 如何开采XJ24-1区块？ 90年代以来，大位移井技术的出现和发展，很自然提出用大位移井来开发这个油田。
建立一个卫星钻采平台（无人操作）要花7000万美元，加上钻井费用和按照7年开采期计算的作业费，加起来的投资将超过一亿美元。 按采收率25％计算，可采出100万吨油。按120美元一吨算，可得1.2亿美元。基本上没有开采价值。 所以，从1986年到1996年，10年时间，该区块没有开采。 90年代以来，大位移井技术的出现和发展，很自然提出用大位移井来开发这个油田。 1995年，大位移纪录是8035米。经过论证，该井于1996年11月22日开钻，1997年5月19日完钻，6月10日完井。全井钻进时间85天，完井周期仅仅101天。 该井原计划投资2400万美元。实际打井费用1800万美元，加上论证及各项行政开支，共花钱2000万美元。

10 XJ24-3-A14井的目的和意义 效益 ：6月23日交井投产，初产为1672桶（6.29桶等于1方）约265方，含水63％。以后产 量 逐日增加，直到7000桶（1000吨）稳住；含水逐日减少，减到2.2％稳住。到1997年底已经生产了16万多吨，价值约2000万美元。已将投入的全部成本收回。 而且，这口井在钻井中，还有大的发现，新发现5个油层，最厚的一个是15.4米。地质储量翻了一番。 由于A-14井的效益很好，且储量翻番，所以1999年又打了一口大位移井A-17井。现已完井，即将投产。

11 三. 大位移井的基本问题 可归纳为四大基本问题： 管柱在井内的摩阻摩扭问题； 测量与轨迹控制问题； 井眼清洁问题； 井眼稳定问题；

12 三. 大位移井的基本问题 1. 管柱的摩阻摩扭问题 管柱的摩阻摩扭问题是大位移井技术的头号问题。给钻井带来的问题：
①钻柱起钻负荷很大，下钻阻力很大； ②滑动钻进时加不上钻压，钻速很低； ③旋转钻进时扭矩很大，导致钻柱强度破坏； ④钻柱与套管摩擦，套管磨损严重，甚至磨穿； ⑤套管下入困难，甚至下不到底； ⑥导致严重的粘滑振动(Stick/Slip Vibration);

13 三. 大位移井的基本问题 1. 管柱的摩阻摩扭问题 ①解决起下钻摩阻问题的方法：
使用顶部驱动，起下钻时可适当旋转钻柱，改变摩阻方向(倒划眼时要特别谨慎)； 优化井眼轨道形状，减小摩阻； 国外用悬链线轨道或准悬链线； 提高造斜点，降低造斜率； 控制稳斜角：αK=ATN(1/μ) ； 改善泥浆的润滑性

14 大位移井的轨道设计 大位移井轨道设计研究，国外很重视，但很少有公开发表的研究文章。
英国BP 公司在Wytch Farm油田上用悬链线或准悬链线，没有具体讲。 有一篇文章中谈到设计方法：增斜段的曲率是变化的，开始的曲率1～1.5°/30米，最后增到2.5°/30米。曲率增加的方式是连续的，每400米曲率增加0.5°/30米。 据说这种曲线可使套管可下重量增加25～27%。 这实际上是一种恒变增曲率曲线。据我们研究，这种曲线并没有多大优越性。

15 XJ24-2-A14井轨道设计

16 XJ24-2-A14井泥浆降摩阻摩扭技术 采用低毒油基泥浆，商品名称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%。 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，每钻一个立柱，加入塑料小球约123公斤。 泥浆的实际润滑性很好，非常有利于减小摩阻系数。根据实钻数据用计算机软件进行拟合，钻柱在套管内的摩阻系数为0.19，在裸眼井段内为0.17。（值得注意的是：裸眼井段内摩阻系数竟然小于套管内的摩阻系数）

17 三. 大位移井的基本问题 1. 管柱的摩阻摩扭问题 ②解决滑动钻进加不上钻压问题 采用滑动导向钻井系统，尽可能旋转钻柱。
需要定向时用滑动钻进方式； 不需要定向时用旋转钻进方式； 采用动力钻具压差载荷加压； 采用液力加压器加压； 开发先进的旋转导向钻井系统，彻底抛弃滑动钻进方式；

18 三. 大位移井的基本问题 1. 管柱的摩阻摩扭问题 ③解决钻柱旋转扭矩的问题： 主要办法是：提高钻杆的抗扭能力。
使用高抗扭的螺纹脂；据说可提高抗扭27%； 采用高扭矩的螺纹联接 多级螺纹或多级台肩，可增大扭矩； 采用高强度钻杆： 铝合金、钛合金钻杆等，重量小，强度高； 实现钻杆接头的应力平衡(见下两张片子)： 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。

19 三. 大位移井的基本问题 1. 管柱的摩阻摩扭问题 实现钻杆接头的应力平衡：
在旋转条件下，随着井斜角的增大，钻柱的拉力将减小，而扭矩将增大。

20 三. 大位移井的基本问题 1. 管柱的摩阻摩扭问题 实现钻杆接头的应力平衡：
以NC-50 (411×410)接头为例，当公接头内径为4-3/4“时， 若上扣扭矩为30千磅英尺，则承拉能力为200千磅； 若上扣扭矩为25千磅英尺，则承拉能力为450千磅；

21 三. 大位移井的基本问题 1. 管柱的摩阻摩扭问题 ④解决套管磨损问题 一种方法是在钻杆上带胶皮护箍
据说在大位移井中，橡胶护箍很快就被破坏； 改变钻杆接头表面上的铠装材料，既有较高的耐磨性，又可减小对套管的磨损； 在钻杆上加非旋转钻杆保护器 象个扶正器，不随钻杆旋转。与套管之间不旋转，所以不磨套管；但与钻杆之间有相对旋转； 这是目前最有效的方法。

22 XJ24-3-a14井对 套管磨损问题的解决 特别在弯曲井段，钻柱以很大的正压力作用于套管壁，在旋转时引起套管磨损。 采用了“非旋转钻杆保护器”（NRDPP – Non-Rotating Drill Pipe Protector）。在套管保护段，每根钻杆单根加一个。这样在NRDPP与套管之间是不旋转的，代之以NRDPP与钻杆之间的旋转。 未使用NRDPP时，泥浆出口捞出大量铁屑，而且逐日增加。（三天，150克，270克，750克）据说最多一天可捞出3.7公斤。使用NRDPP之后，铁屑大量减少。（三天，260克，85克，65克）。而且，钻柱的摩扭大大减小。在可比的情况下，使用前摩扭为22000英尺磅，使用后为12000～17000英尺磅。

23 三. 大位移井的基本问题 1. 管柱的摩阻摩扭问题 ⑤解决套管下入问题 采用滚轮式套管扶正器； 采用漂浮法下套管 利用顶部驱动的重力；
使套管与井壁之间有滑动摩擦，变成滚动摩擦； 采用漂浮法下套管 漂浮接箍以下的套管内是空的，没有钻井液； 漂浮接箍的位置需要仔细计算；要考虑套管的抗挤 强度问题； 在下套管过程中不能循环泥浆； 利用顶部驱动的重力；

24 XJ24-3-a14井对 套管下入问题的解决 钻柱下不去，可用顶部驱动旋转起来下入。套管由于丝扣问题，不能承受大的扭矩。所以下套管是大位移井最大的难题。这口井采取了两个主要技术： 带轴向滚柱的套管扶正器。将套管与井壁之间的轴向滑动摩擦，变成了轴向滚动摩擦。

25 XJ24-3-a14井对 套管下入问题的解决 第二项技术是：套管漂浮技术。一个漂浮接箍可使一段套管中空。从而减小对井壁的正压力。

26 XJ24-3-a14井对 套管下入问题的解决 套管漂浮接箍的工作原理：a. 漂浮状态，隔开上下；b. 压力剪断上销钉，打开循环孔；c. 剪断下销钉，下行碰压。

27 三. 大位移井的基本问题 1. 管柱的摩阻摩扭问题 ⑥解决钻柱的粘滑振动问题
类似于“蹩钻”。 蹩钻是钻头上扭矩的剧烈变化引起的；粘滑振动是钻柱上摩阻扭矩的剧烈变化引起的。 危害是：钻速降低，钻头寿命降低，钻柱的强度安全系数降低，钻进能力降低； 粘滑振动还会激发起钻柱的其他振动，特别是横向振动，危害也很大。 采用旋转回馈系统，有的称为软扭矩系统。 国外已经有产品，是荷兰人研究的； 我国应早研究解决。石油大学已经在理论上和原理上进行了大量工作，下步研究需要协作。

28 三. 大位移井的基本问题 2. 测量与轨迹控制问题 必须使用高效能的钻头、井底动力钻具等，提高一趟钻的工作时间和进尺。
随钻测斜，是准确控制井眼轨迹的前提条件。大位移井更不能用电缆测量。在大位移井中，MWD已经成为常规方法 。 随钻测井，是准确控制井眼进入预定的目标层的前提条件。在大位移井中，LWD(FEWD)也应该成为常规方法 。 由于井很深，不宜采用起钻更换钻具组合。还要有能在井下及时变更组合性能的手段。初期用遥控可变径扶正器。 必须使用导向钻井系统(最好是旋转导向系统)。一套钻具组合下去，可完成增斜、稳斜、降斜、扭方位等各种轨迹控制要求。 必须使用高效能的钻头、井底动力钻具等，提高一趟钻的工作时间和进尺。 由于井眼特别长，加上泵压的波动，MWD / LWD的信号由井底传到地面后大大衰减，甚至接收不到。还要解决信号传输问题。

29 XJ24-3-a14井先进的测量技术 使用高精度速率陀螺仪，对MWD校核的结果表明，MWD的精度是足够的。 井眼一直用MWD测量。
测量结果表明，该井的条件下，磁性干扰并不大。 井眼一直用MWD测量。 MWD属磁性测量原理，其测量精度需用高精度的陀螺系统进行校核。 采用的是“双轴速率陀螺”，比普通单轴自由陀螺仪的精度高5～10倍。 双轴速率陀螺，测井斜的误差是0.05°，测方位的误差是0.1°，长度测量误差是0.17％。而且这种仪器的测量速度很快。

30 XJ24-3-a14井 先进的轨迹控制技术 先进的导向钻井系统
导向钻井系统组成：高效能的钻头 + 可调弯角的弯外壳螺杆钻具 + MWD／LWD + 遥控可变径扶正器 。不起钻，连续进行轨迹控制。

31 XJ24-3-a14井 先进的轨迹控制技术 高效能的钻头：
9238米深的大位移井，全井仅仅用了12只钻头，包括一只钻13-3/8”套管的水泥塞的钻头，一只是用于冲洗7”尾管内部的6”钻头。实际钻进的钻头只有10只。 用于导向钻井系统的钻头都是高效PDC钻头。不仅钻速快，而且进尺长，一只钻头可打1000多米。 我国“川石-CHRISTENSON”公司提供的特制PDC钻头从设计到送到平台上，仅用了不到一个星期。 钻头的总费用较高，达到350万美元。

32 XJ24-3-a14井 先进的轨迹控制技术 轨迹控制的效果：两个靶心距分别为60米和45米。而设计给出的靶区半径是152米。
遥控可变径扶正器：商品名称，TRACS，哈里伯顿的最新产品。可变直径1英寸。其优点是与MWD相联系，调了直径之后，可通过MWD的传输系统传到地面上来。MWD的信号一直到9100多米仍可传输。 轨迹控制的效果：两个靶心距分别为60米和45米。而设计给出的靶区半径是152米。 可调弯角的弯外壳螺杆钻具：美国Baker Hughes公司的导向马达，井下工作可达300小时以上。可提供PDC钻头破岩需要的高扭矩。弯角可调。 MWD：随钻测量。Anadrill Schlunmberger 公司的最新产品，M10型的MWD。连续波传送， LWD：随钻测井。包括浅电阻率和深电阻率，自然γ，地层密度测井，等。完全代替电缆测井。（但未达到地质导向的水平。）

33 XJ24-3-a14井 先进的轨迹控制技术 下图是A14井的井眼轨迹图。

34 XJ24-3-a14井 先进的轨迹控制技术 A-17井的轨迹图

35 三. 大位移井的基本问题 3. 井眼清洁问题 造成井眼清洁问题的原因： 井眼清洁是大位移井井下安全的最重要的条件之一。解决的方法：
井斜角很大，岩屑在自重作用下下沉，很容易形成岩屑床。 岩屑上返过程中，路程很长，岩屑被磨得很细，很难从泥浆中清除。 井眼清洁是大位移井井下安全的最重要的条件之一。解决的方法： 要有足够大的钻井液排量； 要有强大的地面固相控制系统； 钻柱旋转的作用； 泥浆要有好的流变性能； 起钻前的充分循环； 必要的“短起下钻”； PWD环空压力监测；

36 XJ24-3-A14井 井眼清洁问题 规定MTV：根据最小上返速度规定了每个井段的最小排量；例如，12-1/4“井眼计算的最小排量为56.7升/秒，要求大于60升/秒，实钻采用66.7升/秒。 由于一台泵软管问题，压力上不去，排量降到51.7～55升/秒，岩屑携带不上来，导致了一次卡钻事故。 强大的泥浆净化系统： 80目线性振动筛2台； 180～200目高速振动筛3台； 离心机两台； 除砂器1台； 除泥器1台； 短起下和倒划眼的作用：有时倒划眼的岩屑量是正常钻进时的3倍。

37 三. 大位移井的基本问题 4. 井眼稳定问题 井眼稳定问题包括：井塌和井漏。
在大位移井中，垂直方向变化很小，所以地层的破裂压力和井壁的坍塌压力，数值变化不大。但随着井眼的加长，起下钻和开泵时引起的压力波动将随着增大，从而引起井塌和井漏的可能性也增大。最大压力波动点在井底。泥浆密度的选择范围很小。

38 三. 大位移井的基本问题 4. 井眼稳定问题 当井眼方位与最大地应力方向一致时，地层被压裂的可能性最大，井眼稳定问题最严重。
要注意选好泥浆密度。 起下钻和开泵，要特别注意，尽可能减小压力波动。

39 XJ24-3-A14井 井眼稳定问题 这口井的井眼方位(114.9°)正好与最大水平地应力方向(120～125°)一致，是最不利的方位。而且是无法改变的，只能采取其他措施。 美国用他们的岩石力学模型，预测珠江口的定向井井斜超过45°，将发生井斜和井漏。但该地区在这口井之前已经顺利地钻过水平井。说明预测模型不准确。 定向井条件下的地层破裂压力：石油大学葛洪魁教授研究认为，在垂直主应力不是最大主应力的情况下，定向井的破裂压力，不比垂直井小。最小可按垂直井破裂压力计算。 XJ24-3-A14井采取的办法： 该井采用的低毒油基泥浆(VersaClean), 基本上没有失水。非常有利于泥页岩的井壁稳定； 修改井眼轨道，躲开地层破碎带； 改善钻井液性能，采取必要的措施，减小压力波动； 控制泥浆密度不超过1.15，当量循环密度不超过1.27；

40 大位移井技术的新进展 韩志勇

41 一. 新纪录，新进展，新挑战 新记录： 这是英国BP Amoco公司在英国Wytch Farm 油田打的一口大位移井，创造了新记录：
水平位移世界第一，10728米； 全井井深世界第二(世界最深油气井)，11278米； 旋转导向钻井系统PowerDrive，8-1/2”钻头打到底。 钻井及固井，共123天。

42 一. 新纪录，新进展，新挑战 这是 1998年创记录的M11井。打了两个井眼：M-11Z,井深9688米，然后侧钻打了M-11Y,井深10658米，水平位移达10114米。 水平段的长度达到4900米以上。 9-1/2“套管下到8881米。

43 一. 新纪录，新进展，新挑战 新进展： 1995-1997年水平位移由8035米增大到8062米；
年水平位移有8062米增大到10725米。 我国XJ24-3-A14井在1997年是第一，而1999年变成了第六。

44 一. 新纪录，新进展，新挑战

45 一. 新纪录，新进展，新挑战 新挑战：大位移；大平垂比；

46 一. 新纪录，新进展，新挑战 澳大利亚正在计划大15000米的水平位移井； 英国正在计划大16000米的水平位移井。

47 二. 大位移井的轨迹控制技术 这是1999年大位移井国际研讨会的重点内容。轨迹控制新技术的出现，是带有标志性的成果。是钻井技术的具有划时代意义的重大进展。 斯仑贝谢(Schlumberger)的PowerDrive(旋转导向钻井系统) 贝克休斯(Baker Hughes)的AUTO-TRACK (井下闭环自动跟踪控制系统) 埃尼—阿吉普(ENI-Agip)和贝克休斯共同研究的SDD系统(垂直钻井装置)

48 二. 大位移井的轨迹控制技术PowerDrive
旋转导向钻井系统的结构： 偏置部分：在旋转过程中始终给钻头一个侧向力； 控制部分：式中控制侧向力的方向； 上面MWD部分：测量信息及传输； 全部都旋转，偏置部分内有不转动的控制部分；

49 二. 大位移井的轨迹控制技术PowerDrive
产生侧向力的原理

50 二. 大位移井的轨迹控制技术 总运行情况： 基本数据： 井数：47 口； 下井次数：138次； 工作时间：11610小时；
总进尺：47780米； 最大井深：11278米； 最大井眼曲率：11°/ 30米； 最长一次进尺：1389米； 最长一次下井时间：163小时 基本数据： 长度：4.9米； 排量：500～1000gpm 转速：40～220rpm 压降：〈100psi 最小钻头压降：500psi 最高温度：120°C 泥浆密度：7.5～20ppg 数据传输：通过MWD

51 二. 大位移井的轨迹控制技术 PowerDrive 的优越性 工具简单，不增加地面设备； 工具的压降低，小于100psi ；
与实时的Schlumberger MWD,LWD,APWD配合； 传输高速，适合快速钻井； 接受和发送数据同时进行； 与井眼没有静止的接触部分 井眼清洁好； 卡钻的风险小； 标准的钻井作业；

52 二. 大位移井的轨迹控制技术 旋转钻进与滑动钻进的钻速比较。

53 二. 大位移井的轨迹控制技术PowerDrive应用情况
Wytch Farm 油田M11井： 下井6次，配合地质导向仪器，钻水平段原计划64天，实际40天，节约24天，节省资金120万美元； 平均日进尺原计划34米，实际53米。

54 二. 大位移井的轨迹控制技术PowerDrive应用情况
Wytch Farm 油田M-15井： 这是一口阶梯式水平井，两次转向。 以7°/30米和5°/30米的造斜率，分别在19000ft和22000ft处转向。 设计日进尺320ft ，实际日进尺530ft。全井节省6天时间。

55 二. 大位移井的轨迹控制技术PowerDrive应用情况
英国，Brent油田一口在已钻井区绕障的水平井。 井眼在水平段以4.33°/30米的曲率，扭方位51.8°，成功绕过障碍，并钻进油层。 一趟钻，钻进3195米，纯钻120小时，泥浆循环工作50小时。

56 二. 大位移井的轨迹控制技术PowerDrive应用情况
挪威。 这是一口在井斜角60°情况下扭方位的井。 由于地层原因，滑动钻进特别困难。 用PowerDrive 一趟钻，95小时，钻进3596ft，机械钻速37.8米 /时。 井眼曲率4.07°/30米。

57 二. 大位移井的轨迹控制技术PowerDrive应用情况
马来西亚。Bekok A7st井。这是一口从老井中反向侧钻的井。 钻进1389米，51m/时，日进尺513米。井眼曲率2.0～3.7°/30M米。井斜由40°增至70°。

58 二. 大位移井的轨迹控制技术PowerDrive应用情况
挪威。这是一口在井斜角77°下用扶正器组合钻进使井眼向左偏离的井。 用PowerDrive 纠方位。在井斜77°情况下，方位从188°扭到198°。 机械钻速70ft / 时，以前为33～49 70ft / 时。

59 二. 大位移井的轨迹控制技术 AUTO-TRACK
滑动导向系统三：滑动钻进速度慢，旋转时井眼扭曲，摩阻摩扭大； AUTO-TRACK：连续旋转钻进钻速快，井眼光滑且很直；摩阻小；

60 二. 大位移井的轨迹控制技术 AUTO-TRACK
两个环： 井下控制闭环：按照给定的轨道钻进，或按照地质导向钻进； 井下与地面的双向传输；低边改变井下钻井模式。

61 二. 大位移井的轨迹控制技术 AUTO-TRACK
传感器的位置：

62 二. 大位移井的轨迹控制技术 AUTO-TRACK
不旋转的导向扶正套结构

63 二. 大位移井的轨迹控制技术 AUTO-TRACK
导向原理

64 二. 大位移井的轨迹控制技术 AUTO-TRACK
优越性： 轨道导向和地质导向，都可连续旋转钻进； 地面与井下双向传输，改变井下钻进模式； 井眼光滑且很直，摩阻摩扭很小； 钻速快，起下钻少，节省时间，降低费用； 极其精确的中靶； 下套管，固井，完井都很顺利；

65 二. 大位移井的轨迹控制技术 AUTO-TRACK
优越性： 轨道导向和地质导向，都可连续旋转钻进； 地面与井下双向传输，改变井下钻进模式； 井眼光滑且很直，摩阻摩扭很小； 钻速快，起下钻少，节省时间，降低费用； 极其精确的中靶； 下套管，固井，完井都很顺利，无需电缆测井； 到1999年7月1 日止的基本数据： 作业井次：155 总作业时间：17700h. 总进尺：60.9万英尺；(到99.11已超过100万英尺) 最大作业井深：7666米； 现有两种尺寸：6-3/4“ 和8-1/2” 。

66 二. 大位移井的轨迹控制技术 AUTO-TRACK
井眼光直的重要性： 摩阻摩扭小； 井眼清洁； 使用水基泥浆的潜力： 费用低； 环保有利； 除砂易，少跑泥浆； 减少粘卡 完井和下套管容易； 固井质量高；

67 二. 大位移井的轨迹控制技术 AUTO-TRACK应用实例
这是一口在海上平台上钻的三维水平井： 常规方法钻12-1/4“，80%进尺要滑动钻进。旋转转速最高60rpm 。循环携岩时间加长，钻速下降50%。 用AUTO TRACK 带PDC钻头，下井两次，工作61.5小时，钻速95‘/时。比常规节省4天时间，节省经费40万＄。

68 二. 大位移井的轨迹控制技术 AUTO-TRACK应用实例
这是一口大位移水平井。 计划钻的12-1/4“井眼3400米，有3000米井斜为70°。由于要探测上部的气顶，要求钻进时带三组合的FEMWD。 实际用8-1/4“AUTO TRACK,一趟钻钻完3621米，用93.5小时，平均钻速为38.6米 / 时，最后的250米由于地质家的要求而控制钻速。 比常规节省6天； 节约100万＄； 稳斜段井斜误 差为±0.15°。

69 二. 大位移井的轨迹控制技术 AUTO-TRACK应用实例
这是一口打水平段的实例。原井在水平段断钻具，要求从85°开始向下侧钻，井斜角增至95°，同时扭方位，然后钻进水平段。 实际：井斜85°—90°，方位172°—160°。在1336米的水平段垂深误差为±0.2米。7“尾管下入和固井顺利，且可旋转。节约60万＄

70 二. 大位移井的轨迹控制技术 AUTO-TRACK应用实例
又一口井：预计后段油层下倾，实际碰到断层，且油层上倾。

71 二. 大位移井的轨迹控制技术 AUTO-TRACK前景
油田开发上的应用： 断层油藏； 边际卫星油田 降低成本，提高采收率

72 二. 大位移井的轨迹控制技术 AUTO-TRACK前景
Designer Wells (设计师井) 高难度的三维定向井，水平面上有较大的方位变化； 井口固定条件下，希望钻的各种定向井； 必须是使用高新技术钻出的井。

73 二. 大位移井的轨迹控制技术 AUTO-TRACK前景

74 二. 大位移井的轨迹控制技术 AUTO-TRACK前景

75 二. 大位移井的轨迹控制技术 SDD垂直钻井装置
AGIP公司在10年前开发了SDD。后来又与Baker Hughes一起开发了AUTO TRACK 。SDD的整个钻柱是不旋转的，只有马达轴带动钻头旋转。有一个可膨胀式扶正器，四个扶正块，在液缸的驱动下，可给钻头以纠斜力。每0.2秒测一次井斜，若有偏离若达到0.14°，就会立即纠正。

76 二. 大位移井的轨迹控制技术 SDD垂直钻井装置
右图是三口井的水平投影图。 其中一口是用常规技术钻的井水平投影图呈“8 ”字形状。 一口是中间一段时间SDD中断，后又使用的井； 一口是全用SDD钻的井，水平投影图是一个“点”

77 二. 大位移井的轨迹控制技术 SDD垂直钻井装置
井轴笔直； 井壁光滑； 井径规则； SDD已在22口井，钻了11500小时，进尺37500米。已从多次失败走向成熟。 优点很多。其中最令人感兴趣的是，出现了一种新的井身结构，称为“Lean Profile(瘦剖面)”。或可称为“小环隙钻井技术” 。 “瘦”到什么程度？如右图。可见主要是上部瘦，下部并不瘦。

78 三. 大位移井的测量技术 英国Wytch Farm油田的大位移井，为了解决MWD、LWD以及其他井下信息的超长距离传输中信号受干扰而减弱的问题，斯仑贝谢公司开发了泥浆泵压力反馈系统，可以较好地消除泵压波动，保证信号传输。 这是一个测量和反馈装置，并配以软件的系统。

79 四. 大位移井的井眼清洁问题 麦克巴泥浆公司开发了一套实时检测井眼清洁状况的软件系统。在井下MWD上装有一个环空压力测量仪器，称为APWD(钻井过程中的环空压力测量)测得的环空压力可实时传输到地面。经过软件处理，计算出环空当量循环密度ECD，环空静液密度ESD比较，实时给出井眼清洁情况的报告。

80 五. 大位移井的其他技术 完井技术： 分枝井完井技术； 水平井的砾石充填技术； 钻井设备能力： 立根盒可装6-5/6钻杆8000米。

81 大位移井轨道设计问题 韩志勇 一. 大位移井轨道形状的选择； 二. 大位移井轨道设计的原则； 三. 增斜段曲线形状的优选；
大位移井轨道设计问题 韩志勇 一. 大位移井轨道形状的选择； 二. 大位移井轨道设计的原则； 三. 增斜段曲线形状的优选； 四. 悬链线轨道的设计方法； 五. 二次抛物线轨道的设计方法；

82 大位移井轨道设计问题 大位移井轨道形状选择： 轨道优化设计原则： 原则：消耗较少垂深，得到较多位移； 三段式形状最适合； 摩阻、摩扭最小；
井段长度最小； 考虑最难度最大的工况；

83 大位移井轨道设计问题

84 大位移井轨道设计问题 增斜段曲线形状： 曲率由大变小： 曲率不变：圆弧曲线； 曲率由小变大： 侧位二次抛物线； 侧位悬链线； 二次抛物线；
修正悬链线； 恒增变曲率曲线 椭圆曲线 曲率由大变小： 侧位二次抛物线； 侧位悬链线； 侧位修正悬链线； 恒降变曲率曲线； 椭圆曲线； 摆线

85 大位移井轨道设计问题 侧位悬链线 正位悬链线

86 大位移井轨道设计问题 （悬链线轨道） 给定设计条件： 目标点t 的垂深 D 目标点t 的水平位移 S 造斜点垂深 Da

87 大位移井轨道设计问题 （悬链线轨道） 悬链线基本方程式

88 大位移井轨道设计问题 （悬链线轨道） 悬链线轨道方程式 (°/30m) (°/30m) 给定αC和KC ，可求得悬链线常数a 。

89 大位移井轨道设计问题 （悬链线轨道） 求得a常数后，由下二式联立可求得LW和αb

90 大位移井轨道设计问题 （悬链线轨道） 分点计算：

91 大位移井轨道设计问题

92 大位移井轨道设计问题 （二次抛物线轨道） 二次抛物线的基本公式： 令

93 大位移井轨道设计问题 （二次抛物线轨道） 二次抛物线轨道公式： 给定αC和KC ，可求得二次抛物线常数a 。

94 大位移井轨道设计问题 （二次抛物线轨道） 求得a常数后，由下二式联立可求得LW和αb

95 大位移井轨道设计问题 （二次抛物线轨道） 分点计算：令

96 大位移井轨道设计问题 （修正悬链线） 修正悬链线： 悬链线轨道的曲率为： 人为地将曲率公式改变为： 这样就将悬链线进行了修正

97 大位移井轨道设计问题 （修正悬链线） 给定过渡段的曲率，c点的井斜角和曲率，即可利用这六个公式计算出b点的井斜角等其他参数。

98 大位移井轨道设计问题 （修正悬链线）

99 大位移井轨道设计问题 （恒变曲率曲线） 恒变曲率曲线 英国人在北海Wytch Farm油田上打大位移井时采用的轨道曲线。他们称为准悬链线。
初始造斜率1.0～1.5o/30m，逐渐增达到2.5o/30m 。 曲线的曲率变化率是个常数。 恒变曲率曲线有增曲率和降曲率之分。

100 大位移井轨道设计问题 （恒变曲率曲线） （1） 给定 ， ， ， ， 则由（1）和（2）式可解出G和Lx来。注意，求解过程需要用迭代法。
求出G和Lx，然后利用（3）和（4）可求得恒变曲率曲线段的Dx和Sx 来。 （2） （3） （4）

101 井眼轨迹的内插与外推 韩志勇

102 井眼轨迹的内插 什么是内插？ 内插的用途： 井眼形状处理： 设计井眼的分点计算； 实钻井眼的距离扫描； 精确靶心计算； 直线； 圆柱螺线；
斜面圆弧； 给定内插条件：一个井段两个端点处的井深，垂深，N坐标，E坐标，以及井斜角，方位角。

103 井眼轨迹的内插 直线法内插： 把井段看作直线； 井段内井斜角和方位角不变； 给定内插井段长度； 给定内插井段的垂深；

104 井眼轨迹的内插 圆柱螺线法内插 把井段看作是一段圆柱螺线；井段在水平面上的投影为圆弧；在柱面展开图上也是圆弧； 给定ΔLi , 进行内插；
给定ΔDi ,进行内插；

105 井眼轨迹的内插 斜面圆弧法内插： 把井段看作是一段斜面上的圆弧；斜平面上的圆弧，在水平投影面和垂直投影图上都不是圆弧；在柱面展开图上也不是圆弧； 给定ΔLi , 进行内插； 给定ΔDi ,进行内插；

106 井眼轨迹的外推 什么是外推？ 外推的用途： 外推形式： 轨迹预测； 防碰设计与防碰预测； 中靶可能的预测； 定方向外推； 定曲率外推；
定目标外推；

107 井眼轨迹的外推 定方向外推； 外推条件：已知井段上下端点的井斜角，方位角，井深，垂深，N坐标，E坐标； 从目前井底（2点）的井眼方向向外推；
给定外推长度； 给定外推垂深；

108 井眼轨迹的外推 圆柱螺线法定曲率外推： 圆柱螺线本身不是圆弧，但井段形状在水平投影图上是圆弧；在柱面展开图上是圆弧； 给定外推长度ΔLi ;
给定外推垂深ΔDi ;

109 井眼轨迹的外推 用斜面圆弧法定曲率外推： 把井眼形状看成是空间斜平面上的圆弧；保持该圆弧的曲率和弯曲方向不变，进行外推；
给定外推长度ΔLi ; 给定外推垂深ΔDi ;

110 井眼轨迹的外推 圆柱螺线法进行定目标外推： 从井段的下端点（2点）向给定的目标点T点进行外推； 把要外推的井眼看作是圆柱螺线；

111 井眼轨迹的外推 用斜面圆弧法进行定目标外推： 从井段的下端点（2点）向给定的目标点T点进行外推； 把要外推的井眼看作是圆柱螺线；

112 关于测斜计算问题的若干规定 测斜计算方法： 我国钻井专业标准化委员会制定的标准规定，使用平均角法或校正平均角法。 对测斜计算数据的规定：
测点编号：自上而下，第一个井斜角不 为零的测点为第1 测点，i=1,2,3, 至n 测段编号：自上而下编号，第i-1个测点与第i 个测点之间所夹的测段为第i 个测段 第1测点,应该是第0测点和第1测点之间的测段． 第０测点：没有连接点时，要规定第０测点: α0=0 ; L0=L1-25m ; φ0=φ1 ;

113 关于测斜计算问题的若干规定 用于计算全井轨迹的计算数据必须是多点测斜仪测得的数据．
磁性测斜仪测得的方位角数据，须根据当地当年的磁偏角，进行校正． 测点中若有一测点井斜角为零，则该点方位角等于相邻测点的方位角． 方位角变化，在一个测段内不超过180°.若方位角增量大于180°,应按反转方向计算. 若方位角增量正好等于180°,则应根据上下测段的趋势判断其符号 .

114 测斜计算方法 圆柱螺线法 国外称为曲率半径法。 假设条件为：测段的水平投影图和垂直剖面图(即柱面展开图)都是圆弧。
公式表达有三种。这里列出的是郑基英推导的，命名为圆柱螺线法。 优点：较为符合实际； 缺点：分母可能为零时，要作特殊处理。在编写程序中较麻烦。

115 测斜计算方法 我国定向井标准化委员会规定，测斜计算要使用校正平均角法。 校正平均角法是从圆柱螺线法公式经过简化而推倒出来的。
校正平均角法的计算精度，几乎与圆柱螺线法完全相同。 最大优点：方法简单，不存在特殊情况处理问题。 当式中的括弧等于1 时，公式变为平均角法。

116 二维常规定向井轨道设计 轨道类型 多靶三段式轨道 三段式轨道

117 二维常规定向井轨道设计 轨道类型 五段式轨道 双增式轨道

118 二维常规定向井轨道设计 轨道设计给定的条件
一般给定的条件有： 目标点的垂深Dt 、目标点处的井斜角αt 及目标点的方位角θ0； 造斜点井深Da 及造斜点处的井斜角αa ； 造斜率K1 和 K2 ；

119 二维常规定向井轨道设计 轨道类型的选择

120 二维常规定向 井轨道设计 三段式轨道设计 三段式轨道的设计有三种情况。分别根据给定的条件进行设计。

121 二维常规定向 井轨道设计 多靶三段式轨道设计
多靶三段式的设计，采用所谓的“倒推法”。

122 二维常规定向 井轨道设计 五段式和双增 式轨道设计

123 二维常规定向井轨道设计 轨道节点参数的计算

124 二维常规定向井轨道设计 分点参数的计算

125 水平井轨道设计问题 水平井轨道类型： A类水平井轨道，适用于短半径水平井。设计A类水平井，必须对造斜率和目标垂深掌握得很准确。
B，C类水平井适用于中、长半径水平井。 C类是在B类的基础上发展出来的。 重点讲B、C二类水平井的设计问题。

126 水平井轨道设计问题(B类) 设计水平井轨道需要考虑的问题： 考虑两个不确定性问题： 考虑施工人员的轨迹控制能力，特别是增斜段的轨迹控制能力；
目标垂深的不确定性： 造斜率的不确定性 ： 考虑施工人员的轨迹控制能力，特别是增斜段的轨迹控制能力； 考虑所选的造斜率，套管能否顺利通过？ 目标段的长度，要受到众多因素的影响。

127 水平井轨道设计问题(B类) 套管可通过的最大井眼曲率限制问题 甲方手册上有推荐公式。有问题！ 长庆油田作了实验研究； 我们推荐的方法和公式。

128 水平井轨道设计问题(B类) 水平段长的限制条件： 目标段太长，下钻摩阻可能大得下不下去； 摩阻增大，钻柱发生屈曲，加不上钻压；
钻柱受力可能超过钻柱的强度极限； 水平段过长，井内波动压力过大，可能压漏地层； 水平段过长，起钻的抽吸可能导致井壁坍塌。

129 水平井轨道设计问题(B类)

130 水平井轨道设 计问题(B类) 解决两个不确定性问题的思路

131 水平井轨道设计问题(B类) 最佳稳斜角的计算： 目标垂深确定，造斜率不确定； 目标垂深不确定，造斜率确定； 两个都不确定。

132 水平井轨道设计问题(B类) 两个都不确定条件下的稳斜角计算： 油层较厚，使用平均造斜率； 油层较厚，使用最小造斜率和最低窗口垂深；
油层较薄，根据最小和最大造斜率。

133 水平井轨道设 计问题(C类) 给定条件机设计要求 已知：造斜点位置Da，目标点位置DE, SE, 三个弯曲段的造斜率K1, K2, K3 ；
求：b点和c点的坐标位置和井斜角。

134 水平井轨道设 计问题(C类)

135 水平井轨道设 计问题(C类)

136 我国大位移井简况 （截止１９９９年底） 韩志勇 （不包括我国南海东部公司的大位移井。）

137 一.我国大位移井的记录 我国位移超过2000米的大位移井6口。其中大港油田钻4口，胜利油田1口，冀东油田1口。
我国位移小于2000米超过1500米的大位移井超过20口。其中大港油田11口，胜利油田8口。 我国最大水平位移井是大港油田钻的F1井，达到2624.7米。 我国平垂比最大、位移超过1500米的井是红9-1井，达到1.45。 新疆克拉玛依油田的浅层大位移井，也有一定的水平。水平位移最大达到546米，平垂比达到2.76。 在大位移技术方面，主要是轨道设计和摩阻摩扭的研究。

138 一.我国大位移井 的记录 这是我国大港油田打的一口井F1井。 井深：4420米； 水平位移：2624.7米； 垂深： 时间：1996年
平垂比：

139 一.我国大位移井的记录 这是我国大港油田打的红9-1井。 井深： 垂深：1180.6米； 水平位移：1707.57 平垂比：1.45
时间：1996年

140 一.我国大位移井的记录 这是我国冀东油田上的乐8X1井： 时间：1997年 井深：2756米； 垂深：1626.4米
水平位移：2000.6米 平垂比：1.23

141 一.我国大位移井的记录 这是我国胜利油田钻的桩1-17井。 井深：2611.17米； 垂深：1660.15米； 水平位移：1694.69米；
平垂比：1.02 时间：1989年

142 一.我国大位移井 的记录 这是我国胜利油田钻的桩310井。 井深：3467.81米； 垂深：2587.46米； 水平位移：1914.52米；
平垂比：0.73 时间：1988年

143 一.我国大位移井的记录 我国胜利油田钻的桩斜208井。 我国胜利油田钻的郭斜11井。 井深：3440米； 垂深：2540米；
水平位移：1826.4米； 平垂比：0.72 时间：1992年 我国胜利油田钻的郭斜11井。 井深：2342米； 垂深：1400米； 水平位移： 米； 平垂比：1.161 时间：1996年

144 一.我国大位移井的记录 我国新疆克拉玛依油田钻了一批浅层大位移井。如右上图所示。

145 二. 石油大学大位移井研究简介 1．关于大位移井轨道设计技术研究
1996年底，在大港油田举办的大位移井技术研讨班之后，根据大位移井轨道设计的特点，重新重视了一度销迹的关于定向井特种曲线轨迹的研究。 1997年在《石油钻采工艺》上发表了“定向井悬链线轨道的无因次设计方法”， 1997年12月在西安举行的石油工程学会钻井理论学组年会上发表了“关于大位移井轨道设计问题的思考”。 1998年在北京举行的国际石油工程会议上发表了“关于大位移井轨道设计研究”。对比了9种曲线，对国外使用的“准悬链线”提出了疑义。 1999年针对胜利油田呈北12-平1大位移井的设计，作了大量的对比研究，对大位移井的轨道设计问题又有新的认识和提高。

146 二. 石油大学大位移井研究简介1．关于大位移井轨道设计技术研究
石油大学(华东) 的文章： 提出大位移井轨道设计是系统工程的思想： 轨道设计应与井身结构、钻柱、钻进参数、泥浆性能、轨迹控制技术等设计结合起来进行。 提出大位移井轨道设计原则： ①最困难工况摩阻相对较小； ②全井井眼长度相对较短； ③较低造斜率； ④高造斜点和稳斜角要优选； ⑤变曲率曲线的增斜段； 对变曲率曲线的认识： 1997年提出6种曲线对比； 1998年又进行9种曲线对比； 1999年研究有新的进展和结论； 2000年提出11种变曲率曲线；

147 二. 石油大学大位移井研究简介2．关于大位移井管柱问题的研究
①．管柱摩阻摩扭问题： 现有解析模型和微元模型；可分别计算设计轨道和实钻轨迹的摩阻摩扭。 模型中还分软模型和硬模型；一般情况下可使用软模型；对曲率较大的井眼或刚性较大的管柱，可使用硬模型。 可计算起钻、下钻、滑动钻进、旋转钻进、离底旋转、正划眼、倒划眼，等各种工况下的管柱摩阻和摩扭。

148 二. 石油大学大位移井研究简介2．关于大位移井管柱问题的研究
②钻柱受力分析和强度校核问题： 在理论上进行了深入的探讨和研究，从1995年底开始连续公开发表了5篇系列文章，提出了钻柱强度计算新方法。 新方法将更准确地反映钻柱的强度状况。也为大位移井钻柱的强度设计，打下了重要基础。

149 二. 石油大学大位移井研究简介2．关于大位移井管柱问题的研究
③旋转粘滑振动(Stick-Slip Vibration)问题： 大位移井条件下钻柱的一个重要问题。目前我校对此问题，已经做了较深入的理论研究，探讨了旋转粘滑振动的机理，在计算机上成功地模拟了消除粘滑振动的旋转反馈系统的原理。 一旦有条件(主要是经费条件)，我们即可研制出中国自己的旋转反馈系统(Feed-back System) 。

150 二. 石油大学大位移井研究简介2．关于大位移井管柱问题的研究
④钻柱受力的井下实测技术： 这我校钻柱力学研究的另一个特色。在“九五”期间，我们研制了钻柱受力的井下实测接头。 目前已经做成的是直径Φ95 ，可用于5-1/2“套管内开窗侧钻井用的2-7/8”钻杆。作为一种研究手段，可实测钻柱的三个力(轴向力、扭矩、弯矩),三个方向的加速度(轴向、周向、径向)，以及管内外压力和管内温度，共计9 个参数。 一旦有条件(主要是经费条件)即可加工实测5"钻杆或5-1/2"钻杆的实测接头，用于大位移井钻柱的有关研究。

151 二. 石油大学大位移井研究简介2．关于大位移井管柱问题的研究
⑤套管柱强度设计问题： 我国西江油田上的两口大位移井，都发生了套管被挤毁的事故。 针对目前套管柱强度设计存在的方法上的缺点，特别是不能适应定向井、水平井条件的问题，我们提出了一套套管柱强度设计新方法。针对目前广泛应用的“双向应力椭圆”理论存在的问题，我们提出了新的“三向应力圆”理论。 套管柱强度设计问题的深入研究，对解决大位移井套管柱问题，必将打下良好基础。

152 二. 石油大学大位移井研究简介3．大位移井的井眼稳定问题研究
1．激动压力和抽吸压力的计算技术。 大位移井条件下，钻井液密度的选择窗口将随着水平位移的增大而缩小。激动压力和抽吸压力导致井漏或井塌的可能性随着水平位移的增大而增大。 2．地应力剖面的描述和预告测试技术。 在大位移井条件下，井眼方位对地层破裂压力有很大影响。地应力检测有重要意义。 3．地层岩石力学特性的随钻测试技术。 近年来已开展了大量的研究工作，并购置了相应的仪器。 4．井眼清洁问题。 是大位移井的一个极其突出的问题。我校在钻井流体力学、环空流体力学等研究方面有着传统的优势。