页数：152页文件大小：3.07 MB来源： 钻井工程ppt课件
本课件系统讲授水平井钻井技术，包括水平井的分类与特点、经济效益与国内外发展概况，油藏描述、完井方法、靶区与剖面设计，中长半径水平井的下部钻具组合、着陆控制与水平控制工艺，以及短半径水平井工具、套管开窗侧钻、大位移井和旋转导向钻井系统。
水平井是最大井斜角保持在90°左右，并在目的层中维持一定长度的水平井段的特殊井。
水平井钻井技术是常规定向井钻井技术的延伸和发展。
水平井钻井技术
第一节水平井的分类及特点目前，水平井已形成3种基本类型，如图示。
第一节水平井的分类及特点3．各类水平井的特点长半径水平井：设备、工具，钻井、固井、完井与常规定向井相同，难度增大。
使用导向钻井系统，可较好地控制井眼轨迹，提高钻速。
主要缺点是摩阻力大，起下管柱难度大。
此类水平井的数量将越来越少。
中半径水平井：用弯外壳动力钻具增斜，必要时使用导向钻井系统控制井眼轨迹。
固井完井方法可与常规定向井相同，难度更大。
由于中半径水平井摩阻力小，所以目前在已钻水平井中，中半径水平井数量最多。
第一节水平井的分类及特点3．各类水平井的特点短半径水平井：主要用于老井侧钻，死井复活，提高采收率。
少数也有打新井的。
需用特殊的造斜工具。
完井的困难较大，只能裸眼或下割缝筛管。
中靶精度高，增产效益显著，此类水平井将越来越多。
超短半径水平井：仅用于老井复活。
在同一井深处钻出多个(一般为4～12个水平井眼。
井增产效果很显著，地面设备简单，钻速也快，很有发展前途。
但需要特殊的井下工具、钻进工艺和完井工艺。
第二节水平井的经济效益与应用前景1、水平井的突出特点是井眼穿过油层的长度长，所以油井的单井产量高。
2、水平井的应用（1）天然垂直裂缝（2）水锥和气锥（3）低渗透地层（4）薄油层（5）溶解采矿（6）重油产层
第二节水平井的经济效益与应用前景（7）不规则地层：油层互不关联、位置难以确定、垂直井难以钻到。
第二节水平井的经济效益与应用前景（8）扩大边界控制面积（9）层状油层
第三节国内外水平井发展概况和技术现状一、国外水平井的发展概况和技术现状20世纪50年代，老井侧钻短半径泄油孔，水平进尺短。
前苏联使用涡轮钻具钻成长半径水平井，其水平段长达1600ft。
20世纪50~70年代水平井技术发展缓慢。
主要原因：技术落后，事故与成本高，原油价格低。
20世纪70年代后期，水平井技术得到重视，原油价格的上涨，开发低压、低渗、薄油藏、稠油油藏，发展了长半径、中半径水平井钻井技术。
20世纪80年代，随着被誉为国际钻井3大新技术的MWD、PDC钻头和高效导向螺杆钻具的应用，促进了水平井技术的进步，水平井数量成倍增加，中半径水平井占据优势。
第三节国内外水平井发展概况和技术现状20世纪90年代以来，水平井技术飞速发展。
1990～1995年的6年中，世界上共钻成水平井12590口，其中，中半径、长半径和短半径水平井各占总数70~80％，10~25％和5~10％。
第三节国内外水平井发展概况和技术现状二、国内水平井的发展概况和技术现状我国是第3个钻水平井的国家。
1965~1966年在四川钻成2口水平井，测深达1685m，垂深1368m，水平段长160m。
产量为邻近直井的10倍。
20世纪70~80年代水平井技术处于停顿状态，关注着国外水平井技术的发展动向。
90~94年“石油水平井钻井成套技术”被列入国家“八五”重大科技攻关项目，有6个油田和5所院校的762名科技人员参加攻关。
第三节国内外水平井发展概况和技术现状（1）钻成长、中、短半径水平井50余口。
有稠油热采井，多目标水平井，老井侧钻水平井，丛式水平井，套管固井射孔完井、砾石充填完井、割缝筛管完井、金属棉筛管完井、割缝尾管加管外封隔器完井、仅用油层套管完井、裸眼完井等；（2）水平井优化设计，水平井井眼轨道控制，水平井钻井液与完井液，水平井完井与固井射孔技术，水平井电测技术与水平井取心技术等方面，取得16项重大技术成果；（3）建成5个实验室和11套实验装置，研制新型仪器18台套，编制各种计算机软件53套，制定行业标准14项，获国家专利8项，推广新工艺、新技术12项。
第三节国内外水平井发展概况和技术现状至1999年8月，我国累计完成水平井293口，并呈现快速发展的良好势头。
第三节国内外水平井发展概况和技术现状三、水平井钻井的难度所在1、水平井的轨迹控制要求高，难度大水平井的目标是一扁平的立方体，不仅要求井眼准确进入窗口，而且要求井眼方位与靶区轴线一致，俗称“矢量中靶”。
“两个不确定性因素”：一是目标垂深预测有一定的误差；二是造斜工具的造斜率的不确定性。
对直井和普通定向井不会有很大的影响，但水平井可能导致脱靶。
第三节国内外水平井发展概况和技术现状三、水平井钻井的难度所在2、管柱受力复杂（1）井斜角大，井眼曲率大，管柱在井内运动将受到巨大的摩阻，起下钻困难，下套管困难，钻头加压困难。
（2）水平井段使用“倒装钻具”，下部钻杆受压，压力过大导致失稳弯曲，摩阻更大。
（3）摩擦阻力、摩擦扭矩和弯曲应力将显著增大，钻柱受力、强度设计与校核更为复杂。
（4）弯曲应力大，旋转条件下应力交变，加剧钻柱的疲劳破坏。
要求精心设计钻柱。
第三节国内外水平井发展概况和技术现状三、水平井钻井的难度所在3、钻井液密度选择范围变小，容易出现井漏和井塌（1）在原地应力的三个主应力中，随着井斜角的增大，地层破裂压力减小，坍塌压力将增大。
（2）水平井段，地层破裂压力不变，而随着水平井段的增长，钻井液激动压力和抽吸压力将增大，也将导致井漏和井塌。
要求精心设计井身结构和钻井液参数，并减小起下管柱时的压力波动。
第三节国内外水平井发展概况和技术现状三、水平井钻井的难度所在4、岩屑携带困难容易形成“岩屑床”。
特别是在井斜角为45º～60º的井段，“岩屑床”沿井壁下侧下滑，形成堆积，堵塞井眼。
要求精心设计钻井液参数和水力参数。
5、完井电测困难仪器不可能依靠自重滑到井底。
钻进中用钻柱送入仪器。
射孔测试用油管送入，完井电测是裸眼，仪器难以送入。
目前解决此问题的方法是利用钻柱送入，但仍不甚理想。
第二章水平井设计基础与井眼轨道控制问题的性质第一节水平井设计中的几个问题水平井设计的目的:主要是解决地下油藏的效益和产量。
问题的性质从钻井工程技术扩展到地质与油藏工程方面。
水平井的设计思路和基本方法是：目的层油藏地质设计—产量预测一完井方法选择一水平段设计一目的层以上的剖面设计一套管程序设计—井下工具、测量方法选择一水力参数设计与地面设备选择一经济评价。
第一节水平井设计中的几个问题水平井设计的目的:主要是解决油藏的效益和产量。
问题的性质从钻井工程技术扩展到油藏工程方面。
不同性质的油气藏，水平井增产效果不同。
设计的关键是要选择合适的油藏。
因此，要进行综合的油藏描述，优化水平井的井位。
水平井的设计思路和基本方法是：目的层油藏地质设计—产量预测一完井方法选择一水平段设计一目的层以上的剖面设计一套管程序设计—井下工具、测量方法选择一水力参数设计与地面设备选择一经济评价。
一、油藏描述与精细地质设计1、对油藏进行综合的精细描述，建立水平井目的层地质模型（以大庆油田低压低渗薄砂岩油藏为例，工作的内容和要求主要是：）（1）目的层砂体预测。
以地震资料建立砂体模型，预测砂体分布及砂体的增厚方向和延伸方向；定量确定目的层砂岩分布和孔隙度分布等。
（2）油层顶部预测。
利用油田开发资料，研究目的层顶面位置与形态。
（3）裂缝发育特征描述。
观察岩心及其他多种方法，确定天然裂缝的基本特征、分布规律和方向性，以及人工裂缝的方向等。
（4）描述储层内部物性夹层的分布特征。
一、油藏描述与精细地质设计2、应用油藏数值模拟技术，优化设计水平井井位参数（1）确定水平井井位布置原则水平井必须与已钻的开发井或探井井位相协调，应从油藏整体上进行部署，而不要局限于单口井的概念设计。
（2）确定水平段长度和井眼直径的设计原则理论上，水平段越长，井眼直径越大，水平井的采油指数（PI）就越大，产量就越高。
井眼直径选择：要综合考虑水平段的完井设计、全井的套管程序以及钻机能力等因素。
水平段长度选择：综合考虑目的层模型、泄油半径、油藏开发设计要求、钻井和完井的工艺、钻井成本等因素。
一、油藏描述与精细地质设计2、应用油藏数值模拟技术，优化设计水平井井位参数
一、油藏描述与精细地质设计2、应用油藏数值模拟技术，优化设计水平井井位参数（3）水平段方向确定水平段方向确定的基本原则：获得最大的产能。
对于靠天然能量开采的油藏，水平段方向最好与天然裂缝方向垂直，尽量多地穿透裂缝；对注水开发的低渗透砂岩油藏，应综合考虑砂岩形态、天然裂缝方向、人工裂缝方向等确定水平段方向。
第一节水平井设计中的几个问题二、水平井完井方法的选择水平井完井可分为如下4种基本方法：(1)裸眼完井。
(2)筛孔/割缝衬管完井。
(3)筛孔／割缝衬管带管外封隔器完井。
(4)衬(套)管注水泥固井射孔完井。
第一节水平井设计中的几个问题三、水平井靶区参数设计水平井的靶区：一般是一个包含水平段的长方体或拟柱体。
靶区参数：主要包括水平井段井径、方位、长度，水平段井斜角、水平段的垂向位置，水平井靶区形状尺寸及允许偏差范围。
三、水平井靶区参数设计1、水平段长度设计设计方法：根据油井产量要求，计算最佳水平段长度，综合考虑钻柱摩阻、钻机能力、井眼稳定周期等因素的限制。
2、水平段井斜角确定水平段井斜角应综合考虑地层倾角、地层走向、油层厚度等因素。
我国的石油水平井段的井斜角一般是不小于86º。
在通常情况下，水平段与油层面平行，其井斜角为：
三、水平井靶区参数设计4、水平井靶体设计水平井靶体设计实质：确定水平段位置的允许偏差范围，允许偏差限制过严会加大井眼控制难度与钻井成本。
靶体垂向允许偏差必须等于或小于油层厚度。
靶体上下边界对称于水平段设计位置，但也可以不对称。
靶体横向允许偏差一般是垂向允许偏差的几倍(多为5倍)加大靶窗宽度，有利于降低着陆控制难度。
减少水平钻进时纠方位的麻烦。
第一节水平井设计中的几个问题四、水平井剖面设计剖面设计一般是二维设计，即把井身轨道设计成通过水平段的铅垂平面内的曲线或曲线、直线段组合。
常用的井身剖面：理论上，水平井的井身剖面可根据实际需要设计成多种不同类型。
但实际上应用最多、最有代表性的有3种单弧剖面、双弧剖面、三弧剖面
四、水平井剖面设计（1）单弧剖面又称“直—增—水平”剖面，由直井段、增斜段和水平段组成。
突出特点是用一种造斜率使井身由0º增至最大井斜角αH。
这种剖面适用于目的层顶界与工具造斜率都十分确定条件下的水平井剖面设计。
常用于短半径水平井。
四、水平井剖面设计（2）双弧剖面又称“直—增—稳—增—水平”剖面，特点是在两段增斜段之间设计了一段稳斜段，以调整工具造斜率的误差造成的轨道偏离。
这种剖面适用于顶界确定而工具造斜率尚不十分确定的情况，是中、长半径水平井比较普遍采用的一种剖面设计。
四、水平井剖面设计（3）三弧剖面“直—增—稳—增—稳—增—水平”剖面，特点是在增斜段之间设计了两个稳斜段，第一稳斜段调整工具造斜率的误差，第二稳斜段探油顶。
这种剖面适用于顶界和工具造斜率都有一定误差的条件下，尤其适用于薄油层水平井设计。
四、水平井剖面设计2、水平井常用的剖面计算公式剖面设计常用方法有：固定参数法和调整参数法。
固定参数法设计单弧剖面要确定：造斜点位置和曲率半径，或者靶前位移SA，造斜点垂深HK和曲率半径R。
固定参数法的设计自由度为1，即在3个参数的组合中任意确定一个，其他两个参数值即可由计算确定。
四、水平井剖面设计当曲率半径R选定时：造斜点垂深：靶前位移：当靶前位移SA选定时：
四、水平井剖面设计当造斜点垂深HK选定时：给定参数选取，要符合工程实际要求。
变化给定参数，即可进行剖面优化设计。
四、水平井剖面设计如图示，用调整参数法设计双弧剖面，是在工具造斜率有一定误差的条件下，用中间稳斜段(长度LW和角度αW待定)进行调整。
6个参数方程组如下：
四、水平井剖面设计在调整参数法设计双弧剖面，参数方程组如下：6个参数的设计问题有4个自由度，必须先确定其中任意4个参数值，才能够确定另2个待求的参数，即得到确定的设计方案。
第二节水平井井眼轨道控制问题的性质一、基本概念和控制指标靶窗与靶底：着陆点着陆控制：设计终止点：水平延伸段：水平控制：
一、基本概念和控制指标实钻轨道与设计轨道间必有误差，A'为实际着陆点，B'实际着陆点，水平段A'B'一般为曲线。
A'、B'到靶窗横、纵两轴的距离分别称为着陆点纵距hA’V和横距hB’V。
过靶心线的水平面称为靶心设计平面。
A'B'曲线上各点到靶心设计平面的距离称为铅垂距（波动高度），各铅垂距(取正值)的平均值，称为平均偏离高度。
二、误差来源与对水平井轨道控制的要求地质误差和工具误差影响的定量分析：如图水平井靶窗高度为2h，水平段设计井斜角为90º，设计着陆点为A，靶前距为SA，增斜曲率半径为Ｒ。
当实际着陆点分别位于靶窗下极限位置A１′和上极限位置A２′，对应的曲率半径为Ｒ′
二、误差来源与对水平井轨道控制的要求由几何关系：相应的工具造斜率K′为与设计造斜率K的误差为着陆控制对造斜率的要求
二、误差来源与对水平井轨道控制的要求设某中曲率半径水平井，目的层设计垂深H＝2000m，靶窗高度6m(h=3m)，相应的设计曲率半径=814.875 m，保证中靶的工具造斜率范围为造斜率的相对误差为1.396％。
显然，这种严格的造斜率范围，这样小的造斜率误差，对于实际的钻井工具和受多种因素影响的钻进过程来说都是难以实现的。
如果不采取特殊措施，极易造成失控脱靶。
第三章中、长半径水平井轨道控制工艺中、长半径水平井轨道控制的重要特征：广泛地采用特殊类型的井下控制工具，如各种不同的结构特征和规格的螺杆钻具。
常规定向井中，一般采用直动力钻具(螺杆钻具或涡轮钻具)配小角度弯接头进行定向造斜；长、中半径水平井动力钻具组合的结构特征是带有特殊的导向结构，如稳定器、垫块、弯壳体以及大角度弯接头等。
第一节水平井各种常用动力钻具的分类与结构特征1、按功能分类分为造斜动力钻具组合和稳斜动力钻具组合。
长半径水平井，造斜率低(K<6°／30m)，两种功能的钻具可采用同样的结构型式（小曲率定向钻进、导向钻进）。
第一节水平井各种常用动力钻具的分类与结构特征1、按功能分类中半径水平井，造斜率较高[K=(6°～20°)／30m]，两种功能的钻具的结构型式一般是不同的，动力钻具的弯角值较大(弯壳体弯角值一般在1°以上)。
第一节水平井各种常用动力钻具的分类与结构特征3、按导向结构型式分类根据导向结构型式，动力钻具可分为弯壳体动力钻具、弯接头动力钻具及偏心稳定器动力钻具(一般是涡轮钻具)多种。
造斜原理：弯曲应力，偏倒角。
弯接头造斜强度较小，弯接头角度过大、动力钻具过长难于入井
第一节水平井各种常用动力钻具的分类与结构特征4、按弯角大小与组配方式分类固定弯壳体动力钻具和可调弯壳体动力钻具(AKO)。
固定式弯壳体钻具，又可分为单弯、同向双弯、反向双弯钻具；双弯钻具，要求两个弯角共面。
反向双弯钻具，下弯角大于上弯角，集中在一个万向轴弯壳体上(DTU，Double Tilted U—joint Housing)。
同向双弯钻具，有两种结构方式：一种是集中在一个万向轴弯壳体上(DKO，Double Kock—off)，一种是弯接头、弯壳体共面安装，称为FAB。
第一节水平井各种常用动力钻具的分类与结构特征几点说明：(1)不同工具类型和结构型式显著影响造斜率；(2)中、长半径水平井最常用的是：带有稳定器的反向双弯、带有稳定器的单弯和同向双弯螺杆钻具组合。
(3)反向双弯螺杆钻具造斜率一般在5°／30m以下，常用于长半径水平井造斜与稳斜。
这种钻具普遍带有两个稳定器，下稳定器位于传动轴壳体上，上稳定器为加装的钻柱稳定器。
(4)单弯螺杆钻具造斜率一般在（6°～13°)／30m，主要用于中半径水平井(5)同向双弯螺杆钻具主要是FAB类型(DKO很少应用)，造斜率（13°~20°)/30m。
第二节总体控制方案的设计与计算水平井轨道总体控制方案的实质是：综合考虑工具、测量仪器、油顶可能误差等多种因素，对井身剖面设计轨迹进行细化、补充、修改和落实后形成的一种实施方案。
是在现有误差条件下，制定合理的轨道总体控制方案，辅之以实钻过程中的轨道动态监控，来达到保证控制成功率，提高控制质量和精度的目的。
滴15井与滴16井泡沫钻井机械钻速对比表：下表列出相关数据。
| 井号 | 泡沫钻井井段（m） | 平均机械钻速（m/h） | 备注 |
|---|---|---|---|
| 滴15井 | 1205-1280 | 1.98 | 石炭系地层 |
| 滴16井 | 1120-2300 | 9.65 | 机械钻速最高达20m/h |
一、单弧剖面控制方案设靶窗为上、下对称(上、下允许差分别为h)，可求出最大造斜率Kmax(着陆点A1′)和最小造斜率着陆点Kmin(A2′)及对应靶前位移SA1′，SA2′分别为:单元弧法剖面对工具造斜率的精度要求很高，相对误差值与K和h成正比。
只有在工具造斜率满足所要求的精度和油层顶部垂深已知时，才可采用单弧剖面。
二、导眼法控制方案当存在地质误差时，很小的油顶垂深差值往往都会造成脱靶失控。
消除油顶误差的方法就是采用“导眼法”。
导眼法：距预定油顶层面一定高度，先以一定的井斜角αC稳斜钻入油层，探得油顶和油层中部深度之后，然后回填井眼至一定高度(如图中的C点)，再以单圆弧方式钻至着陆点A。
二、导眼法控制方案在导眼法控制法要解决的问题是：确定实际的油顶、油中垂深、稳斜角、回填段长、着陆控制的造斜率。
选择稳斜点(或稳斜角)的基本原则是不宜过迟，因为油顶误差可能为负值，过迟选择稳斜点会导致下一段着陆控制的造斜率很高，甚至无适当的造斜工具；较早选择造斜点会造成较长的回填井段。
二、导眼法控制方案导眼法的两种设计方案：1、以设定的稳斜点W位置、稳斜角αC、二次造斜点C位置为前提，确定进靶造斜率K2和其最大值K2max、最小值K2min，然后选用相应的造斜工具。
二、导眼法控制方案C，M，D，A点垂深值HC，HM，HD，HA为
二、导眼法控制方案2、以设定的进靶造斜率K2和其最大值K2max、最小值K2min为前提，来确定稳斜段井斜角和回填井段长度LCM。
第二节总体控制方案的设计与计算三、应变法控制方案应变法与导眼法的异同点：(1)和导眼法相同，应变法也是以稳斜井段来探知油顶垂深，但不同之处在于应变法是在探知油顶后即不再稳斜钻进，而是以设计好的造斜率K2增斜着陆进靶。
(2)和导眼法不同，应变法的稳斜角αC相对较大(一般在80°左右)，αC由计算确定；井段毋需回填。
三、应变法控制方案应变法的特点是：(1)应变法的K2值是根据油层几何参数确定，一般不作变动，无论油顶垂深误差是正还是负，只要探知油顶位置，便以选定的造斜率K2着陆进靶。
一般不会失控。
(2)以稳斜段来补偿和消除油顶位置不确定的影响。
为防止油顶提前，要设置几道“警戒线”，在距离油顶设计值一定高度时即开始以αC稳斜钻进，直至探知油顶。
应变法的主要参数为：着陆进靶的造斜率K2、进入角αC，稳斜进入油顶的最短距离LCT、稳斜段的起点位置和稳斜段长度Lw，以及上部增斜井段的造斜率K1等。
三、应变法控制方案
三、应变法控制方案设油顶距靶中线的距离为d，钻具组合内辨识油层位置的γ参数传感器距钻头的距离为Lγ。
根据经验，当γ传感器进入油顶界面时会有信号显示，但往往并不充分，一般需要再钻一定厚度(设为△h)才可判定。
当探知油顶时钻头进入油层的距离(斜深)LCT为：Lγ由钻具组合结构确定，而△h可按经验取为0.5m左右。
此时钻头进入油层的垂深HCT为
三、应变法控制方案若选定以造斜率K2进靶着陆，可求出进入角αC为若选定进入角αC(对薄油藏，αC≈80º)，则可求出着陆进靶所需的造斜率K2及不脱靶的K2max、最小值K2min为：
三、应变法控制方案如果油顶位置滞后出现，则只须以进人角αC稳斜钻进至油顶。
此时，会引起较大的平差△S。
在设计油顶上方△H垂距上设置“警戒线”，第一增斜井段造斜率Kl为：其中Ht，HK分别为设计的着陆点垂深和造斜点(KOP)垂深。
三、应变法控制方案由上式可知，“警戒线”位置越靠上(△H越大)，则Kl越大。
方案设计时，在油顶位置误差难于确定时，往往设计几种不同的“警戒线”，形成不同的控制方案。
并非△H越大越好，因为△H越大，稳斜探顶将产生过大的平差。
为保证以适当的造斜率K2着陆进靶，进入角αC值不可选择太小，否则必导致K2过大；但αC值太大，稳斜探顶会产生过大的平差，一般αC在80°左右。
四、三弧剖面的参数计算对双弧剖面改进形成的应变法总控方案，实际上是三弧剖面。
三弧剖面法设计，可缩小设计方案与实钻方案的差异，减小平差，提高轨道质量。
四、三弧剖面的参数计算设三弧剖面造斜段的曲率半径分别为R1，R2和R3，第一、二段的井斜角和段长分别为αW1、LWl和αW2、LW2，造斜点垂深为HK，着陆点垂深和井斜角分别为Ht和αH，着陆点靶前位移SA，油顶提前量△H，油中至油顶的距离d，这些参数满足以下述方程：
第三节水平井下部钻具组合与钻柱设计一、下部钻具组合设计1、下部钻具组合设计中的若干基本问题（1）下部钻具组合必须保证足够的强度、工作可靠性，并满足井下处理事故作业对钻具组合的结构要求。
（2）水平井下部钻具组合设计的力学基础是BHA受力变形大挠度分析方法。
目前，较多采用纵横弯曲法和有限元法，这些静态分析结果基本能满足工程需要。
（3）水平井下部钻具组合设计的首要原则是保证所设计组合的造斜率达到要求。
预测BHA造斜能力的方法有极限曲率法等几种，选用BHA的造斜能力一般比设计造斜率高10％～20％。
一、下部钻具组合设计（4）在设计水平井下部钻具组合时，要考虑和确定测量方法、仪器类别及型号。
（5）在设计水平井下部钻具组合时，要考虑井底温度，当高于125º以上时应考虑选用高温型螺杆钻具。
（6）下部钻具组合设计，要考虑工作排量和螺杆钻具许用最大排量间的关系。
如果排量明显大于螺杆钻具的额定排量和最大排量，则应选用中空转子螺杆钻具。
（7）设计水平井下部钻具组合还要考虑钻头选型和钻头水眼压降。
水眼压降对螺杆钻具传动轴和MWD有一定影响。
一、下部钻具组合设计2、水平井下部钻具组合典型实例1）ф311mm井眼动力钻具造斜组合：钻头(ф311mm)+弯壳体螺杆钻具(ф197mm，带稳定器ф308～310mm) +无磁钻铤1根(ф197mm，含MWD测斜仪)十无磁钻铤1根(ф178)+稳定器(ф305～310)+(加重钻杆)+……2）ф311mm井眼转盘钻造斜组合(Giliigan BHA)：钻头(ф311)+近钻头稳定器(ф308～310)+钻铤1根(ф146)十无磁钻铤1根(ф197，含MWD测斜仪)十稳定器(ф305～310)十(加重钻杆)+……
二、钻柱设计1、钻柱设计中的若干基本问题(1)水平井钻柱设计的力学基础是钻柱的受力变形模型，可用于计算钻柱串的轴力分布与传递规律，钻柱摩阻、大钩负荷、井底钻压、钻柱扭转角、以及钻柱内的应力等等，但由计算结果用于工程实践还有较大误差。
因此,在这方面还应开展进一步研究。
(2)水平井钻柱设计的基本原则是：合理配置、保证强度、减小摩阻，使钻头上得到足够钻压和扭矩。
(3)水平井钻柱的基本形式是“倒装钻柱”，在大井斜井段、水平井段工作的钻柱，不采用钻铤而采用加重钻杆或承压钻杆。
但要注意对钻柱的曲屈情况进行分析，确定合理的钻压。
二、钻柱设计1、钻柱设计中的若干基本问题(4)为避免卡钻，在水平井钻柱组合中要装震击器。
(5)大斜度以下井段，常去掉或关闭钻具旁通阀，防止钻井液中的岩屑被吸入动力钻具的旁通阀内而在钻柱上某一位置(如震击器以上)安装一个钻柱旁通阀，以免在接单根时钻台上喷溢钻井液。
2、钻柱结构实例(ф311井眼造斜段钻柱结构)：BHA+加重钻杆(ф127，数量若干)+钻铤(ф159，数量若干)+震击器(ф159，下击／上击串联)+钻铤(ф159，数量若干)+钻柱旁通阀+加重钻杆(ф127，数量若干)十钻杆(ф127，数量若干)。
一、着陆控制的技术要点1、略高勿低“略高勿低”：按比理论值高10％～20％来选择或设计工具。
2、先高后低实钻造斜率若高于井身设计造斜率，技术上比较容易把它降下来。
若实钻造斜率低于井身设计造斜率，则不一定可以把下一段造斜率增上去，尤其是在着陆控制的后一阶段(大井斜区段)。
一、着陆控制的技术要点3、寸高必争着陆控制是对“高度”(垂深)和“角度”(井斜)的匹配关系的控制，“高度”对“角度”有误差放大作用。
如：设井身设计造斜率K=8°／30m，按设计造斜率钻至井斜角α=80°，此时钻头距靶中垂增△h= 3.264m，但若采用K1=7.91°／30m实钻造斜率钻至α=80°，钻头距靶中垂增△h= 0.875m，若要击中靶窗中线，要求实钻造斜率K1′= 30.473°／30m，完全是由于实钻造成的高差(2.407m)所致。
4、早扭方位晚扭方位将会增加扭方位的难度。
在钻井过程中，通过调整动力钻具的工具面角加强对方位的动态监控。
二、动态监控的常用计算和决策2、预测钻头处的井斜角和方位角设MWD的方向传感器距钻头距离为Ld、αi+1、φi+1是MWD处的井斜角和方位角的实测值，钻头处的井斜角和方位角一般可采用外推法。
二、动态监控的常用计算和决策3、核算两点间的垂增与平增设测点i，i+1处的垂深分别为Hi，Hi+1，该两点间的垂增为(△H)i+1，平增为(△S)i+1，则：钻头处垂深值(HB)i+1为:
二、动态监控的常用计算和决策4、确定待钻井眼的造斜率设待钻井段的目标点M（可是设计轨迹上任一点）处的井斜角、方位角、井深值、垂深值分别为αM、φM、LM，则从与i+1测点相应的钻头位置(HB)i+1钻至M点所需的井身造斜率KB-M为：可根据KB-M来选择待钻井段的工具。
二、动态监控的常用计算和决策5、钻进过程的决策（1）钻压变化对动力钻具钻头侧向力的影响不明显，但会影响机械钻速，从而影响造斜率。
（2）工具面的调整可以是扭方位，但可用来调整造斜率。
（3）若当前的工具造斜率KTa和待钻井眼的造斜率KB-M相等，可不需起钻继续钻进。
若KTa≠KB-M，则应更换钻具组合。
更换的时机是继续用它钻进一定进尺后，相应的待钻井眼所需要的造斜率值与新选的新工具造斜率相等的位置。
三、进靶分析1、确定起始点的井斜角和方位角根据“矢量进靶”要求，确定起始点井斜角和方位角2、进靶钻进的长度和所需的造斜率设进靶井段的起始点T的井斜角为αT，靶窗高度为2h，着陆点A的井斜角αH，T点至靶中的垂增为△HTA，则进靶井段的长度△LTA和造斜率KTA
三、进靶分析3．着陆点的靶心纵距、平差和造斜率由上式设计的造斜率KTA可钻至靶中线，但对应高度为2h的靶窗，实际的着陆点纵距分别为A，A3，A4，A1，A2，对应的垂增分别为△HTA，△HTA3，△HTA4，△HTA1，△HTA2。
三、进靶分析若△HTA<h，即着陆纵距不可能等于或大于△HTA，因相应的造斜率为KTa= ∞，这一区域(如图中阴影线区)称为“造斜率空白区”，因找不到对应的工具又称为“工具空白区”。
第五节水平控制实钻水平段实际上是一条弯曲的空间三维曲线。
在铅垂平面内水平段投影为一条相对于设计线上、下起伏的波浪线。
在水平控制中，动态监控仍然是主要的技术手段。
一、水平控制的技术要点水平控制的技术要点可以概括为如下口诀：钻具稳平、上下调整、多开转盘、注意短起、动态监控、留有余地、少扭方位。
一、水平控制的技术要点4、注意短起为保证井壁质量，减少摩阻和避免发生井下复杂情况，在水平段中每钻进一段距离(如50m左右，尤其是对定向纠斜井段)，应进行一次短程起下钻。
5、动态监控（1）对已钻井段进行计算，并和设计轨道进行对比和偏差认定；（2）对钻具组合的稳平能力(导向状态)和纠斜能力(定向状态)进行过后分析和评价；（3）钻头位置距上、下、左、右4个边界的距离;（4）待钻井眼设计计算与分析调整。
一、水平控制的技术要点6、留有余地水平控制的实钻井眼轨道在竖直平面中是一条上、下起伏的波浪线，当钻头到达边界较近的一点D1时，由D1至D2继续下降，直至D2开始转折，如果不考虑这种滞后现象，很有可能造成井段出靶。
“留有余地”就是分析计算这种滞后带来的增量，保证在转折点也不出靶。
二、水平控制的分析计算当αH= 90°时，自i点至i+1点间的垂增、平增和曲率有如下关系：
二、水平控制的分析计算当αH≠ 90°时，设αH= 90°-θ，按θ角旋转坐标，新坐标系中的井斜角α′=原井斜角α+θ，两点间垂增、平增和曲率关系不变，代入α′即可。
坐标变换中，曲率和井段长不变，但垂增和平增有转换关系：
第四章短半径水平井的井眼轨道控制造斜率为(1º~10º)／m的水平井被称为短曲率半径水平井。
其基本特点：曲率半径小、曲线段短、水平段短，因此，短半径水平井具有以下述优点：1)井身剖面简单，不需要稳斜段；2)垂深误差小，易于中小目标，易于侧钻；3)造斜点低，可避开事故段；4)在较小范围内大限度穿过油层，不受地表环境影响；5)抽油泵可设置在造斜点以上的直井段内进行开采。
第一节短半径水平井的几种常用工具一、短半径水平井的常用工具地面驱动式柔性钻具组合、井下马达驱动式的铰接钻具组合。
1．Eastman Christensen公司的地面驱动型柔性钻具组合系统这一组合系统由如下4部分组成：(1)柔性铰接钻杆总成。
(2)柔性弯曲造斜器总成。
(3)斜向器总成。
(4)铰接稳定器稳斜总成。
第一节短半径水平井的几种常用工具一、短半径水平井的常用工具地面驱动式柔性钻具组合、井下马达驱动式的铰接钻具组合。
1．Eastman Christensen公司的地面驱动型柔性钻具组合系统（K=4.77º~9.55º/m,L=60~90m）这一组合系统由如下4部分组成：(1)柔性铰接钻杆总成。
(2)柔性弯曲造斜器总成。
(3)斜向器总成。
(4)铰接稳定器稳斜总成。
第一节短半径水平井的几种常用工具地面驱动旋转。
柔性造斜器在柔性铰接钻杆下端，由不旋转的柔性外壳、可旋转的内驱动轴组成。
内驱动轴传递钻压和转矩，同时输送钻井液。
外壳下方两个垫块可有助于产生较强的造斜力。
斜向器在井底起导向和辅助初始造斜。
第一节短半径水平井的几种常用工具2．Eastman Christensen井下驱动铰接肘链式马达系统采用螺杆动力钻具。
传动轴壳体上有近钻头稳定器。
弯壳体、螺杆马达、旁通阀、定向短节用铰链接头连接。
上部是铰接式柔性钻杆。
可用柔性随钻测斜仪。
第一节短半径水平井的几种常用工具造斜组合与稳斜组合的主要区别：前者配用造斜强的PDC钻头、一个螺杆马达短节，大弯角弯壳体；后者配用稳斜性强的PDC钻头、两个螺杆马达短节，小弯角弯壳体。
这种井下马达系统可钻出200—300m长度的水平井段。
第一节短半径水平井的几种常用工具3、德国Preussag的井下驱动型铰接马达系统(ADM)结构与井下驱动铰接肘链式马达系统相近，采用铰接钻柱外，分段铰接螺杆钻具，配置偏心稳定器和侧钻钻头。
相应的曲率半径可达20m、35m和65m左右。
第一节短半径水平井的几种常用工具4．SperrySun公司的井下驱动型短半径工具系统系统采用螺杆马达，上接常规钻杆（不旋转），马达以下是弯曲的铰接式传动轴，可在一个平面内产生弯曲；传动轴外壳不旋转，其中有旋转的心轴，它把轴力、马达转矩传递给钻头。
钻井液是通过心轴内孔循环。
第一节短半径水平井的几种常用工具5、我国的JLZ120型井下驱动铰接肘链式短半径马达系统由中石油石油勘探开发科学研究院研制。
该统由井下马达、柔性接头、短钻铤、可调角度的铰链接头组成。
可根据需要调整单弯角度。
当弯曲钻进时，用较大角度；当水平钻进时，采用较小角度。
第一节短半径水平井的几种常用工具二、超短半径水平井的常用工具超短半径水平井：曲率半径在lm左右甚至接近于零的特殊水平井。
工具和工艺差别大。
可在直井眼周围钻出辐射状的多口径向泄油孔。
一般采用清水钻井液，储层损害较小。
是提高原油产量和采收率的一种重要手段。
国外研究开发这一技术的公司主要有Penetractors公司、Petrolphysics公司、Bechtd公司等。
国内正在研究。
Penetractors公司的超短半径钻井系统可钻水平井眼长度短(10ft)，Petrolphysics公司的工具系统则可在松软岩石中钻出较长的水平段(100～200ft)。
二、超短半径水平井的常用工具Petrolphysics公司与Bechtel公司联合研制的超短半径水平井钻井系统如图示。
二、超短半径水平井的常用工具此类超短半径钻井系统主要有如下部分组成：(1)钻头(射流喷嘴)。
高压水射流碎岩。
(2)生产管。
ф31.75mm/ф26.2mm钢管，有射流喷嘴
二、超短半径水平井的常用工具(3)斜向器。
装在井底扩大空间内，使生产管弯转90º。
Ⅰ型：弯曲导管和支撑液压缸组成，空间较大(1.22m)．Ⅲ型：弯曲导管、侧向板等组成，空间较小０.61m)。
二、超短半径水平井的常用工具(4)送钻装置。
由地面缆绳车与井下控制机构组成。
(５)地面机泵组。
普通修井机和高压压裂泵(，约70MPa)(６)完井系统。
柔性割缝衬管、裸眼完井或砾石充填。
一、套管开窗1、斜向器开窗法：工具：斜向器(固定锚、封隔器)，碳化钨磨铣工具(启始铣、窗口铣鞋、西瓜铣、铣锥等)。
一、套管开窗2、段铣套管开窗法段铣套管开窗法是用段铣工具(一种可控的水力切割工具)铣削掉一段套管，并在该井段扩眼打水泥塞以备定向侧钻的工艺过程。
开泵后，钻井液流经喷嘴产生水压力推动段铣工具限位器活塞下行，使刀片伸出；停泵后活塞复位，刀片收回。
一、套管开窗段铣套管开窗工艺：前期准备、打水泥塞(在套管内悬空打水泥塞)、段铣套管、扩眼、注水泥等几个阶段。
段铣开窗长度一般在20m左右。
注水泥的井段长度一般在80m左右。
(1)开窗点的选择。
在满足地质和钻井对开窗侧钻井剖面要求的前提下，选择厚度在20m以上的稳定地层作为开窗井段。
开窗段尽量避开套管接箍和扶正器。
(2)最好选用敞开式泥浆槽，防止铁屑进入泥浆室。
(3)选用高粘切钻井液，粘度达85—100s，切力大于45，以保证钻井液携带铁屑的能力。
二、侧钻工艺
大位移水平井的应用范围Wytch farm, Southern England
大位移水平井的应用范围世界上水平位移最长的井M11,水平位移10114m，垂深1585.2m，测深10658mKop:232m
大位移井在国内油田的应用
钻大位移井的设备大功率顶驱大尺寸钻杆改进钻机，增大钻机负荷和立根盒的容量可变径稳定器、旋转导向钻井系统先进的随钻测量系统（MWD、LWD）地质导向系统（Geosteering tools）需要大功率泵（输出排量1100gpm）从两台增加到3台、泵功率1600hp增加到2200hp；提高地面高压管汇的承压能力从5000psi提高到7500psi。
理论问题井眼轨迹优化设计井壁稳定理论摩阻扭矩分析环空流体学及环空携岩钻柱强度分析大位移水平井面临的理论问题
大位移井的关键技术降低摩阻扭矩的技术轨迹优化设计技术增加钻井液的润滑性减摩工具摩阻预测技术钻柱设计钻具接头的平衡连接技术采用高摩擦系数的螺纹脂高扭矩接头高强度钻杆
大位移井的关键技术（续）井壁稳定技术地层坍塌压力、地层压力、地层破裂压力井壁稳定风险评价钻井液与地层之间的水化作用井壁稳定风险评价井眼净化技术摩阻扭矩实时监测技术套管下入及保护
大位移井轨迹控制螺杆高扭矩旋转导向钻井系统Power DriveAuto Trak地质导向工具GAMA RAYLWDAIM（At Bit inclination Measurement）
大位移井轨迹控制滑动钻进面临的主要问题机械钻速低井眼净化不好滑动困难压差卡钻管柱屈曲和自锁井眼不规则易斜地层比较敏感
大位移井轨迹控制旋转导向钻进提高钻速采用优化的钻头切削结构采用最优的钻井参数钻柱连续旋转不会因为滑动钻进而降低机械钻速井眼净化良好减少短起下的次数
PowerDrive闭环轨迹控制工具
PowerDrive闭环轨迹控制工具
PowerDrive闭环轨迹控制工具
PowerDrive闭环轨迹控制工具
AutoTrak闭环轨迹控制工具结构、原理第三代改进工作性能及特点强化地质及工程测量应用实例
What Is The AutoTrak System?The AutoTrakRotary Closed Loop DrillingSystem is an integrated Drilling and FormationEvaluation MWD system that provides precisedirectional control with continuous drill string rotation.The AutoTrak RCLS greatly improves performance andhole quality in directional wells, especially inRsservoir Navigation, extended reach anddesigner profile applications.
What Is The AutoTrak System?The AutoTrak RCLS can steer in any desireddirection as the drill string rotates.This increases rates of penetration, reducestorque and drag, and improves well borequality.The tooldownhole guidance systemautomatically keeps the hole on theprogrammed course. Well trajectory changesare communicated to the tool from surfaceusing mud pulse telemetryThis process, known as downlinking, assuresaccurate well positioning while optimizingoverall drilling performance.
What Is The AutoTrak System?The AutoTrak RCLS combines thebenefits of a new steerable RotaryClosed Loop drilling System (RCLS)with recent advances in MWDtechnology.The system includes multiplepropagation Resistivity()MPR, dualazimuthal gamma ray, directional andnear bit inclination measurements.SoAutoTrak RCLS can achieve superiordirectional control and precisewellbore placement to meet bothgeologic and geometric objectives.
What Is The AutoTrak System?Bi-directional Communications and Power ModuleINTEQ design engineers have separated the AutoTraksystempower and communication module, the Bi-directional Communications and Power Module(BCPM), from the OnTrak?measurement sub toimprove system reliability and BHA configurationflexibility.Downlink communication system does not disruptdrilling ?allowing us to match changes in thedownhole environment by reprogramming the system"on the fly" to optimize wellbore placement, ROP,data rates and telemetry formats.
HOW AUTOTRAK WORKSPistons operated by high pressure hydraulic fluidexert controlledAutoTrak RCLS' internal micro-processing systemcalculates how much pressure has to be applied toeach piston to obtain the desired toolfaceorientation.The resulting force vector directs the assemblyalong the desired trajectory.In determining the magnitude of the force appliedto the steering ribs, the system also takes intoaccount the dogleg limits for the current holeselection.
Non-Rotating Steerable StabilizerThe bit drive shaft rotates through thenon-rotating, steerable stabilizersleeve, which is decoupled fromdrillstring rotation.The stabilizer sleeve contains the near-bit inclinometer, the steering controlelectronics, and the hydraulic ribcontrol valves.
CASE HISTORIESBP Foinaven W41-West of Shetland, UKHarding A-25-North Sea, UKHarding Field IC4-North Sea, UKHarding Field IC5-North Sea, UKHarding Field PNE-1-North Sea, UKMahogany MA12B02-Trinidad, CaribbeanMiller Well A23-North Sea, UKMirren Well 22/25b-7-North Sea, UK204/20 C16-Schiehallion, UK204/20-C17-Schiehallion, UKTransocean 204/20 C13-Schiehallion, UKValhall F9A-NorwayValhall Hole Enlargement-Norway
CASE HISTORIESBritannia Field 15/30-M9 North Sea, UKCACT Consortium (CNOOC/Agip/Chevron/Texaco)HZ21-1-7-T6-ChinaBritannia Operator Limited HZ32-2-9-ChinaChevronTexacoGreen Canyon Deepwater, Gulf of MexicoGulf of MexicoNorth Platform, Alba North, UKNorth Platform, Well A36, Alba North, UKNorth Platform, Well A37, Alba North, UKNorth Platform, Well A38, Alba North, UKNorth Platform, Well A41, Alba North, UKSL 340-Blanche Bay, Gulf of Mexico
CASE HISTORIESSL 340-Blanche Bay, Gulf of MexicoConoco15/23B-13-Kappa, UK15/24B-W6-MacCulloch, UK15/24B-W6-MacCulloch, UKCNOOCSZ36-1-CF-1-China, BohaiEnterpriseBijupira Field-BJ-Q, BrazilBijupira Field-BJ-T, BrazilBijupira Field-BJ-T Main, BrazilBijupira Field-BJ-Ux, Brazil
Precise Well Placement With Rotary SteerableSystems and Logging-While-DrillingMeasurements（Geosteering tool）
Coiled Tubing(reeled tubing)
Coiled Tubing(reeled tubing)
Coiled Tubing(reeled tubing)ApplicationsThrough-tubing re-entryConventional re-entryUnderbalanced drillingSlimhole explorationOperationUnit is automated and controlled using a PC-basedsystem with a graphical operator interface inside thecontrol cabin.Operated by a multi-task crewOn-line directional drilling process
Coiled Tubing(reeled tubing)OPERATIONMonitoring of tubing fatigue and forces is on-lineSecond generation reel with the automaticallyControlled “parabolic loop system” (PLS)significantly extends tubing life.BHA, proven in over four years of coiledtubing drilling, has sensors for directional,gamma ray, pressure and weight on bit.Process Control Cabin located at workfloorfor enhanced monitoring and safety
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