四合一钻具钻井技术--(局修改版0628)

长庆油田定向井

二开“一趟钻”钻井技术

--长庆石油勘探局

一、基本情况

长庆石油勘探局采用“四合一”钻具,在油井定向井施工实现了二开“一趟钻”完钻，“四合一”钻具是复合钻井技术的继承和发展,是四种工具、四种性能的集成。具备了塔式钟摆的防斜性能、多稳定器结构稳斜稳方位能力、复合钻井的滑动可调性、PDC钻头的快速钻进等综合优势，使定向井的二开直井段-造斜段-增斜段-稳斜段钻井实现“一趟钻”完钻，成为钻井提速的有效钻具组合。2006年在姬塬区块试验应用后，刷新了长庆钻井历史上11项指标，钻机月速度提高23.95 %，一趟钻比例达到19.31 %。2007年在油田各区块推广应用，再次刷新了长庆钻井历史上6项指标，截止6月26日油井开钻745口，完井691口钻井进尺145.7万米，二开“一趟钻”完钻185口，完钻比例达到27.24 %，钻机月速度提高27.45 %，机械钻速提高19.7 %，钻井周期下降12.39%。

二、“四合一”钻具结构形成的背景及技术思路

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(一) “四合一”钻具是提速的需要 1、市场占有率低

长庆钻井的内部市场占有率仅为50%，与长庆油田的大发展不相适应，靠增加设备，需要大量的投资，在设备有限的情况下，只有提高钻井速度，才能提高市场占有率，才能促进长庆油田的快速有效协调发展。

2、钻井成本压力大

长庆油田一直走的是“低成本开发”的路子，新的《钻井系统工程预算定额》未能实施，土地增值、社会环境复杂、环保要求高，原材料涨价，外协费用上升，钻井成本压力加大，只有提高速度，多打井，才能控制降低综合成本。

3、技术储备与油田发展不同步

2001年复合钻井技术和双稳定器钻井技术取得突破后，钻具结构持续优化方面进展缓慢，需要有一种新的技术来实现突破，并且能够满足多种工况，实现二开到完钻的“一趟钻”完成。

(二) “四合一”钻具的技术思路

1、为了跟进油田发展的需要。随着长庆油田的大发展，钻井工作逐年增加，但长庆钻井系统连续几年的年工作量均不到长庆钻井市场总量的50%。2000年开始，我们采用复合钻井技术，大幅度提高了机械钻速，减少了起下钻次数。2005年在虎狼峁、

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白于山区块有25口井在二开后实现两趟钻完钻，但定向井中占的比例还很小，井深2000米以上的大部分起下钻平均四趟、1800米的井起下钻三趟。如何才能提高钻井工程技术服务能力，只有在减少起下钻、提高机械钻速上做文章。

2、难题和技术关键。在油井定向井施工中的技术难题：一是防斜打直，过去采用钟摆钻具，但钻至造斜位置就必须起钻换螺杆钻具；二是斜井段当井斜、方位达到一定程度时，则必须更换稳斜、稳方位的多稳定器钻具，我们曾经主要使用的是双稳定器、三稳定器钻具。三是钻头寿命不能满足长时间施工的需求。

3、2005年在天然气井中下部井段使用新型的PDC钻头，钻井速度实现了“实质性飞跃”，在油井部分区块应用PDC钻头也取得了初步成效。在此基础上形成了“复合钻井技术配合PDC钻头实现定向井二开至完钻“一趟钻”的思路”。使复合钻井技术进一步升华，从而形成了“四合一”钻具组合。其技术的关键----PDC钻头、螺杆钻具、接头、稳定器四种工具的合理组合，满足了定向井二开直井段防斜、造斜、增斜、稳斜钻井四种工况一趟钻完成的施工需求。

三、“四合一”钻具结构的特点 1、有效控制直井段井斜，缓解防碰难题

“四合一”钻具结构是目前油井定向井控制直井段井斜效果

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最好的钻具结构，在最大程度解放机械钻速的前提下，可以实现直井段防斜打直（1000m洛河段井斜控制在2°），利用单弯螺杆随时提前绕障，从根本上缓解了防碰难度。

直井段井斜数据对比表

使用井段 (米) 0-500 500-1000 1000 -1500 直井段最大井斜 统计口数 270 248 158 四合一 非四合一 （最大井斜/井口数） （最大井斜/井口数） 0.97/190 1.98/80 1.12/179 1.67/98 2.63/69 3.54/60 2、延长了复合钻进的实施井段

“四合一”钻具充分利用单弯螺杆的滑动可调性及复合钻进缓增斜，将易斜井段变为定向造斜、增斜段，实现微增斜或稳斜的复合钻进方式，因而最大限度的延长了复合钻进井段，实现了二开全井段复合钻进。

3、强化了复合钻进的稳方位效果

“四合一”钻具具有单弯螺杆、双稳定器的刚性以及PDC钻头低钻压高转速的钻进特性，增强了复合钻进的稳方位效果，减少了滑动施工时间。尤其在井斜较小的情况下方位相对更加稳定，因此对于小斜井实现“一趟钻”特别有利。

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分层井井斜、方位变化数据

地层 安定 直罗 延安 延长 钻进方式 “四合一”钻具复合钻进 “四合一”钻具复合钻进 “四合一”钻具复合钻进 “四合一”钻具复合钻进 井斜变化 + 0.13°/50m + 0.24°/50m - 0.26°/50m - 0.23°/50m 方位变化 + 0.55°/50m - 0.72°/50m + 0.3°/50m -1.22°/50m 4、发挥PDC钻头优势，减少起下钻，实现快速钻进 (1)稳定性和可控性的有机结合，使“四合一”钻具连续满足二开后直井段、造斜段、增斜段、稳斜段的要求，大大减少了起下钻，尤其是深井段的起下钻，纯钻时效得以提高。

(2)充分发挥了PDC钻头高效破岩优势，提高了全井段机械钻速。

(3)通过剖面优化，利用洛河软地层定向，定向效率明显高于下部地层定向。也控制了最大井斜，使得下部轨迹调整难度大幅降低。

(4)钻井速度的提高，缩短钻井液对井壁浸泡时间，既有利于保护储层，又有利于井壁稳定，提高了电测一次成功率。

5、简单实用，易操作，新技术人员易上手。 6、促进了安全生产

(1)减少了起下钻，从而减少了起下钻作业中的风险。 (2)井眼轨迹光滑，狗腿度小，扭矩摩阻小，有利于起下钻、电测和固井质量。

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(3)直井段井斜小，可以主动绕障，防碰效果好。 (4)杜绝了钻头事故。 四、推广应用配套措施

由于各区块地层特点, “四合一”钻具在其他区块的应用存在差异, 井队管理人员认识不统一，加之PDC钻头比较昂贵、全井段使用螺杆钻具，钻井队可控成本增加，钻井队一时难以承受。为了解决成本与提速速度的矛盾，勘探局召开专题会议，经过专家进行经济评价，从整体利益来看效益显著，关键是更新观念和合理确定钻井定额的问题。勘探局领导十分重视，多次强调：钻井提速“基础是安全生产，本质是加快发展，目标是合作双赢，关键是思想解放，核心是技术创新”，明确了“重点突破，全面推开，优化方案，集成规范”的提速原则，在2005年、2006年把提速工作列入了工作报告，制定了提速目标，以局级文件明确要求推广使用“四合一”钻具。并提出了以下配套措施：

(一)管理方面:

1、抓一把手。坚持一把手抓一把手，抓技术创新、抓管理、抓认识。

2、抓推广面。就是要持续改进，突破技术难点，规范方案，全面推广。

3、抓整体应用。对整个应用提速情况认真分析，抓先进，

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促落后，首先抓前三分之一钻井队进行的试验并加以完善，创一些先进指标，及时发现和总结经验，同时指导后进队推广应用好成熟技术，提高效益技术的应用面，实现整体提速。

4、抓政策激励。应用成本经济杠杆机制拉动钻井队使用的积极性：

一是对钻井队的定额中，试验期间的PDC钻头、螺杆费用暂不计入井队成本，试验成功后，井队承担钻头成本的50%，新螺杆成本的25%。

二是对率先试验新型PDC钻头、新工艺技术可能存在风险，便将试验钻头、工具等相关费用单独列入科研经费，打消了钻井队担心试验新工具、新工艺技术成本超支的顾虑。

三是结合我局的劳动竞赛活动，对试验新工具、新技术成功的钻井队劳动竞赛奖予以奖励。

四是调整经营政策拉动快速钻井。将效益的95%与速度挂钩，周期工资占45%,进尺工资占50%,多打进尺钻井队效益就好，鼓励钻井队提速的积极性，呈现出了钻井队争先应用“四合一”钻具的大好局面。

(二)技术方面

1、优化井身剖面。转变观念，敢于突破， “四合一”钻具主要强调的是钻具的稳定性，因而必然要牺牲一部分可调性。“四

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合一”钻具的造斜率要低于常规的复合钻具。调整方位的能力也较弱，因此在剖面设计方面一是根据所下钻具的增斜能力，选择合理的造斜点和初始井斜；二是注意提高定向施工的效率，尤其定向前的绕障施工更需谨慎；三是根据位移大小，选择合理的接头长度和上稳定器外径，选择好初始井斜角，控制最大井斜，造斜点选择在洛河组顶部。

2、优化钻井参数。强化钻井参数，采用大排量、高转速，使用180mm缸套，这是一个传统的技术方案，但是我们普遍认识到它对PDC钻头的作用及对提高机械钻速也产生了积极的效应，因此在参数上进行了优选：

(1)排量：使用180mm缸套，排量限低不限高，各井队根据自己的设备状况单泵发挥最大效率，注意泵压不能超过对应缸套的额定泵压。

(2)钻压：在常规复合钻进时钻压10-12吨，泵压提升2MPa，同时由于掌握了该钻具定向规律，滑动钻进钻压6-8吨，泵压提升1-1.5MPa。

(3)转速：应用7/8头大功率螺杆,降低转速,增加扭矩,提高定向施工效率。复合钻井充分发挥LDB型系列钻机转盘转速灵活的特点，适当提高转盘转速，把转盘转速由50～60 rpm转/分提高到70～80转/分，进一步提高PDC钻头的机械钻速。

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3、优化钻井液体系。针对四合一钻具，抓全井“两个净化”，保障井眼安全，加强处理剂复配研究，强化快速钻进中性能的处理维护措施，全井段采用无固相钻井液，其现场工艺特点以“絮凝、抑制、润滑、携屑、护壁”为重点，有效的保证了“四合一”钻井技术的顺利实施，最大限度的解放了机械钻速。为解决因速度快、完井液护壁时间短，造成的中深井电测遇阻问题，实施了预转化和起钻前使用稠浆清扫等方式。油井电测一次成功率为90.13%，较上年提高了0.98个百分点。

4、优选钻头类型。根据各区块地层可钻性，为进一步强化PDC钻头使用效果，按照确定的PDC钻头结构改进思路，从优化PDC流场设计，改善高转速条件下的排屑效果，减少PDC肩部的岩屑堆积等方面进行了多次试验，从刀翼数量、复合片大小上进行了多次改进试验，2006年油井优化了PDC钻头，有效缓解了定向扭方位时反扭角不稳定问题。使用T系列钻头254只，平均进尺2759.83米/只，机械钻速29.34米/小时。姬塬区块全年使用PDC 76只，钻井进尺364060米，占二开进尺工作量的64%，平均进尺4790.27米/只。

油井不同区块的PDC使用情况

区块 姬塬 钻头 型号 T系列 使用只数 67 69 进尺(m) 322906 150048.41 单只钻头 平均纯钻平均进尺(m) (h) 4819.4 158.79 2174.61 68.4 平均机械钻速(m/h) 30.4 31.79 志丹-安塞 T系列

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陇东-白豹 T系列 合计 T系列 118 254 228042.56 700996 1932.56 2759.83 72.26 94.03 26.74 29.34

5、优化钻具结构。一是试验大扭矩螺杆。降低转速，增加扭矩，使用寿命平均达到150小时，使螺杆钻具与PDC钻头匹配；二是针对螺杆稳定器不耐磨的问题，通过优选硬质合金柱，并进行加长加密布齿，耐磨性明显提高，使用时间由原来的2口井提高到3口井。针对螺杆稳定器不耐磨，影响增斜效果的问题，进行了加密布齿、加宽棱带、选用超硬合金块等改进，试验的螺杆稳定器耐磨性已基本满足施工要求。三是提高钻具调整轨迹的能力，采用增大单弯螺杆弯度，“四合一”钻具的上扶正器改进为欠尺寸扶正器，以提高钻具增斜率。四是简化钻具结构。使用PDC钻头，钻压相对较小，可以考虑适当减少钻铤数量，不但可以节约钻铤费用，而且在下部井段调整井眼轨迹时工具面更容易到位。2006年在姬塬区块试验应用后，刷新了长庆钻井历史上11项指标，钻机月速度提高23.95 %，一趟钻比例达到19.31 %。2007年油井各区块二开“一趟钻”完钻比例平均达到27.24 %。

姬塬区块一趟钻与多趟钻速度对比

类 型 一趟钻 两趟钻 多趟钻 10

完井口数 56 141 93 进尺 127946 327737 227666 平均井深 2285 2324 2448 平均位移 319.11 409.13 433.01 钻井周期 5.73 7.99 10.31 建井周期 8.37 机械钻速 30.79 钻机月速 9008 6901 5236 纯钻时效 % 40.64 36.84 31.71 11.82 26.02 14.58 22.79

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