深井小井眼套管开窗套管锻铣侧钻工艺操作规程

开 窗 侧 钻 技 术

中原石油勘探局钻井工程技术研究院

目 录

1 前言

2 中原油田套管开窗侧钻井的特点及关键技术 3 深井开窗侧钻施工工序 4 深井侧钻设计技术 5 深井开窗和锻铣技术 6 裸眼钻进技术 7 小井眼钻井液技术 8 固井完技术技术 9 事故处理与预防技术

1前言

套管开窗侧钻技术是一种在已下套管的枯竭和事故井中，应用特殊的工具、工艺，对套管进行开窗，并侧钻出一定的距离，重新开采地下原油，从而使老井复活、老井更新，大幅度提高原油产量和采收率的技术。

1.1 老井开窗侧钻技术发展概况

据文献报道，国外从六十年代就开始进行侧钻研究，经过三十多年的应用和发展，在侧钻方法、工艺技术、井下工具、测量工具及完井方法等方面已日臻完善，并已形成专业化的施工队伍。不仅能在侧钻井眼中完成各种曲率半径的水平井，而且能在一个井筒中侧钻出多分支井。国内不少油田在20世纪90年代都开展了套管开窗侧钻工作，并取得了较好的经济效益。中原油田独立开展套管开窗侧钻工作始于1993年，最初几年由于受侧钻井较深、地质条件复杂、工具设备不配套等因素的影响，侧钻工作进展缓慢。近年来，随着研究和实践的深入，尤其是随着中原油田“十五”后三年科技攻关会战的实施,先后完成了套管内定向开窗侧钻定向井、多靶小井眼侧钻定向井、小井眼侧钻水平井等300余口，取得了较好的经济效益。目前，中原油田的套管开窗侧钻技术已经成熟。

1.2 老井开窗侧钻应用范围

老井开窗侧钻主要应用于：

⑴油层套管腐蚀、错位或变形，无法大修的井； ⑵油层套管内有落物（如油管断卡等），无法打捞的井； ⑶油层正好被断层断掉，无法达到地质目的的井； ⑷老井更新、为提高采收率而更换井底的井。

1.3 中原油田开展套管开窗侧钻工作的背景及依据

1.3.1中原油田井况的需要

由于受盐层“塑性流动”和地应力、矿化度等诸多因素的影响,从“八五”开始，油田井况严重恶化，目前年损坏油水井150-200口，2001年底累计发现事故井3018口，除修复和更新外，目前仍有各类事故井 1438口(油井806口，气井16口，水井616口)。按类型划分：小件落物井129口，一般事故井166口，需大修落物井286口，套损井568口，套损+落物井 284口，分别占事故井总数的9.0%、11.5%、19.9%、39.5%和19.7%。井况的恶化不仅破坏了注采井网，影响了增产增注措施的实施，而且还造成储量和产量损失，损失水驱控制储量4310万吨，损失水驱动用储量2870万吨。这些套损井和套损+落物井中，有相当一部分无法用常规的大修方法使其恢复生产, 因此中原油田的井况决定了套管开窗侧钻技术在中原油田的巨大市场。油水井套管损坏防治技术被列为制约中原油田发展的四项瓶颈技术

1.3.2开发、挖潜剩余油的需要

随着注水开发的不断深入，由于中原油田严重的储层非均质性、断块小、构造复杂等不利地质因素的影响，各种增产和稳产措施有效期及措施效果逐渐变差，给开发和稳产带来了很大困难。于是，各采油厂纷纷调整开发思路、优选优化措施结构、寻求开发效益的最佳点。在分析多年开发经验的基础上，面对井况严重恶化的实际情况，提出了利用老井侧钻技术挖潜剩余油的开发思路。其主要依据有以下几点：

⑴中原油田构造复杂、断层多、断块小，仍有相当多的储量现有井网无法控制。以采油五厂为例，采油五厂管辖的胡庆油田位于东濮凹陷西斜坡，断层异常发育，断块小且碎，地层难以对付。现有生产

井，生产层段内单井钻遇断点平均3-5个，最小断距仅有5米，平均每平方公里发育断层3.7条，断层性质均为顺向正断层。随着注水开发的深入，对地下小断层、小构造的认识程度不断加深，发现在目前直井居多的井网条件下，某些剩余油难以挖潜。

①靠主控断层构造高部位分布的无井点控制的剩余油富集区储量;

②局部受小断层切割遮挡无井点控制而损失的剩余油储量; ③断块面积小、储量小、不能够单独布井开发小断块。 以上三类剩余油储量在构造极其复杂的中原油田具有一定的储量背景。

⑵随着注水开发的深入，平面上剩余油分布比较复杂，大多呈零星分布，靠打直井难以控制。

⑶储层非均质严重，层间动用差异大，中、低渗透层剩余油储量比例较大，目前动用程度低，动用难度大，老井侧钻后能有效动用中、低渗透层储量。

如胡状油田平均层间渗透率级差为50-500倍，目前主力区块水井吸水厚度只有47.1%，水驱动用程度40.1%，根据小层动用状况分类评价结果，中、低层剩余油储量约占总剩余油储量的50%，储量背景较大。

2 中原油田套管开窗侧钻井的特点及关键技术

2.1中原油田5 1/2″套管开窗侧钻井的特点

中原油田是复杂的断块油气田，断块小，断层纵横交错，地层沉积状况复杂。中原油田的地质特点就决定了中原油田套管开窗侧钻井的特点，与国内其它油田相比，中原油田套管开窗侧钻井有以下特点：

⑴绝大多数侧钻井为51/2″套管开窗侧钻井。中原油田普遍采用

两种井身结构，即①φ444.5mm钻头×φ339.7mm套管+φ311.15mm钻头×φ244.5mm套管+φ215.9mm钻头×φ139.7mm套管和②φ444.5mm 钻头×φ339.7mm 套管+φ215.9mm钻头×φ139.7mm套管，这就决定了中原油田套管开窗侧钻以51/2″套管为主。

⑵地质设计要求较高，所有的套管开窗侧钻井均有严格的方位、位移和中靶要求。近四年来，中原油田对侧钻井的靶心半径要求越来越严格（见表1），有些侧钻井甚至为双靶定向井。

表1 1996-2004年5 1/2″套管开窗侧钻井靶心半径要求 年份 设计靶 心半径 （m） 备注 1996-1997 20-30 一般要求小于20m 1998-1999 15-20 一般要求小于20m 2000-2003 10-15 大部分井要求小于10m 2004- 靶心垂向上下移动小于0.5m，靶心水平左右移动小于5.0m。 侧钻水平井数量增加 由于侧钻井地质设计要求较高，造成侧钻施工工序复杂，技术难度增加。如侧钻前必须对全井进行陀螺测斜，校验老井井斜数据；甩斜向器时，每口井都必须进行陀螺定向；靶心半径小，使得造斜及扭方位往往需要使用单弯外壳螺杆钻具，而使用常规的动力钻具+弯接头钻具组合则往往不能奏效。

⑶套管开窗位臵较深。 5 1/2″套管开窗位臵一般大于2000米，不少侧钻井的套管开窗位臵大于2500米，有的侧钻井的套管开窗位臵甚至深达3300米。由于侧钻位臵较深，地层致密、复杂，使得定向侧钻非常困难。同时由于侧钻井较深，岩石的可钻性较差，加之地层断层纵横交错，地层自然造斜规律难以掌握，个别井还有可能钻遇岩盐层、岩膏层等，对钻井设备、钻井工艺及技术、泥浆技术等提出了更高的要求。

⑷侧钻井裸眼井段较长。中原油田5 1/2″套管开窗侧钻井的裸眼井段一般较长，不少井的裸眼长度超过350米，有的侧钻井裸眼长

度甚至达到630米。裸眼井段尤其是小井眼裸眼井段越长，钻遇层位越多，施工难度越高，越复杂。

⑸由于地质条件复杂，中原油田使用的5 1/2″套管钢级较高（一般为N80和P110）、套管壁较厚（一般为9.17mm ，个别达10.54mm ）。由于套管壁较厚，套管内径小，要求工具尺寸小，工艺特殊，某些在外油田使用效果较好的工具不能完全适应中原油田的实际。 2.2 中原油田5 1/2″套管开窗侧钻技术关键

5 1/2″开窗侧钻的关键技术主要包括： ⑴ 侧钻选井与工程设计技术 ⑵ 井眼准备技术

⑶ 预臵斜向器与陀螺定向技术 ⑷ 开窗与修窗技术

⑸ 裸眼钻进技术，包括钻头优选技术、钻井参数优选技术、钻井方式优选技术、轨迹控制技术等。

⑹ 小井眼钻井液技术 ⑺ 小井眼固井与完井技术 ⑻ 事故预防与处理技术

3 中原油田5 1/2″套管开窗侧钻关键技术

3.1 侧钻选井与工程设计技术 3.1.1 侧钻选井

中原油田套管开窗侧钻井地质方案设计类型大体分为以下三种

类型：

1)换井底恢复储量型。主要是指井况损坏严重，控制储量损失，侧钻换井底后恢复动用地质储量。

2)挖掘储层剩余油型。主要是在剩余油分布状况精细研究的基础

上，通过侧钻来挖掘平面、层间剩余油富集区，增加可采储量。 3)挖掘构造剩余油型。主要利用老井侧钻挖潜由于断层遮挡形成的难以动用的储量及利用老井侧钻钻新的小断块。

另外，准备进行侧钻的老井，上部套管应完好，侧钻后应有较好的经济效益。 3.1.2工程设计

3.1.2.1 老井及邻井资料调研

在确定侧钻井之前，应全面收集相应区块的地质资料和老井实钻资料。地质资料主要收集地层分层情况，有无断层、盐膏层、漏层、易塌层、高压层和水敏性地层。老井实钻资料应主要了解老井钻井中所遇到的主要问题和使用的钻头，所采用的泥浆体系和性能，老井测斜数据，老井固井情况以及目前的井况。除此之外还应收集老井周围其他井的有关资料（主要测斜数据）、老井开采情况（射孔位臵）。 3.1.2.2陀螺测斜

自井口至预定侧钻点，进行陀螺测斜，校验老井井斜数据，使侧钻设计更准确。 3.1.2.3确定开窗点

开窗点的选择十分重要。选择开窗点时，一般应考虑以下几点： 〃窗口位臵选择，首先应考虑尽量利用较长的老井眼，缩短侧钻周期，节约钻井成本。同时在选择窗口位臵、井眼曲率等参数时，应有利于钻井、采油和井下作业。

〃窗口应选择在远离事故井段或套损井段以上50m左右，以利于有一定水平位移而避开老井眼。

〃窗口以上上部套管应完好，无变形、漏失、破裂现象，以利于侧钻工作和完井工作顺利进行，确保侧钻成功。

〃窗口应选择在固井质量好、井斜小的井段，尽量避开易塌、易

漏、倾角较大的地层，并避开套管接箍。

〃对于出砂严重、窜漏和套管破裂在射孔井段或射孔井段底部的需侧钻的油水井，在开窗窗口的位臵选择时，要综合考虑侧钻效果。一般为保证侧钻质量，开窗位臵应选在射孔位臵以上，否则应挤水泥封堵老井眼。

3.1.2.4 剖面优选技术

剖面设计在深井侧钻中占有十分突出的位臵，直接影响到钻井周期、钻井成本和井下安全。下面以侧钻水平剖面优选技术为例，介绍该技术。

侧钻小井眼水平井剖面优化选择的目的是为了在满足地质要求的情况下，在现有钻井工艺、工具设备条件下尽可能使施工简化，操作安全、快速，低成本投入。通常在进行剖面优化选择时力求满足以下原则：

3.1.2.4.1剖面优化遵循原则

⑴满足油藏地质需要，达到地质与工程的协调统一。 ⑵现有工艺技术、工具设备对剖面的实现能力。

⑶剖面优化有利于避免井下复杂，简化施工程序，实现安全快速作业。

⑷剖面优化有利于降低钻完井施工和后期生产作业成本。 3.1.2.4.2剖面优化选择过程主要内容

剖面选择与优化过程由于涉及的技术方面较多而复杂，其主要涉及技术包括以下几个方面：

⑴ 侧钻水平井类型和剖面类型选择 ⑵ 开窗侧钻造斜点的选择 ⑶ 造斜率优化选择

⑷ 剖面摩阻分析

3.1.2.4.3剖面优化选择遇到的几个实际问题

⑴ 老井井口与设计目的层的距离、方向，很大程度上它决定了侧钻方案是否可能实施。

⑵ 老井侧钻点附近井眼轨迹参数，重要的参数是井斜、方向、位移，不同的参数对剖面的选择优化起着很大影响，甚至有时使得方案无法实施。

⑶ 磁性干扰对剖面轨迹控制也存在一定程度的影响。 ⑷ 复杂地层影响轨迹控制施工，不确定性对剖面的选择风险较大，有时可能造成轨迹失控填井。

⑸ 井网密集，临近井眼防碰限制了剖面的优化选择。 ⑹ 钻井方式、完井方式、测量方式影响剖面的选择。 3.1.2.4.4剖面优化选择分析

在实现剖面优化过程中，首先考虑的是满足油藏地质特性。中原油田濮城油田为例，从结构上看濮城油田为断块油气田，属埋藏较深低渗砂岩油藏，地层复杂且不稳定，后期生产、作业对井眼要求实现射孔或筛管完井，因此对濮城油田侧钻水平井选择高造斜率剖面，实施短半径水平井是不现实的。

濮城油田现有井井身结构决定了大多数侧钻水平井需在51/2″套管内开窗侧钻Φ118mm小井眼，较深的油藏埋藏和现有工艺、设备工具能力限制了侧钻施工的完钻深度和裸眼长度，实施侧钻长半径水平井对濮城油田不适宜；另一方面，研究和实践表明中曲率半径水平井在现阶段技术设备水平的施工中具备优势，工艺和工具使用不需要较多的特殊要求，从控制成本和技术难度角度中曲率半径水平井具有较强的适应特性，且技术代表了目前水平井先进技术水平。

结合濮城油田地质特点，总结濮城油田多年实施侧钻小井眼施工经验，实施濮城油田侧钻水平井其类型和剖面应选择中短半径水平井，开窗深度在2000~2200米，裸眼长度500~700米，曲率25°~80°/100m，靶前位移150~200米，水平段80~150米，鉴于中半径和短半径水平井之间。

其次，在剖面的优化时，坚持以剖面轨迹最光滑，曲线最短，变方位、井斜的钻井工作量相对最小，以达到降低成本、有利后续施工为原则，建立以满足地质要求、几何条件、管柱与轨迹的摩阻扭矩相对较小为条件的约束函数。设计时最好能与地质技术人员一起，在充分保证井眼曲率、井眼空间姿态要求、与周围邻井空间轨迹防碰关系和地质条件下，以轨迹摩阻相对最小为目标，适当调整靶点位臵或入靶窗口大小。 3.1.2.4.3实际应用

到目前为止濮城油田实施5口侧钻小井眼水平井，剖面选择和实施情况如表，其优化选择是一个综合复杂过程，以濮1-侧平193为例简要给予叙述。

⑴地质参数确定

地质设计方案确定利用濮1- 193井原井眼实施濮1-侧平193水平井，并给出水平靶区的相关参数：

水平段长：200米。

水平A靶与原濮1- 193井井口距离344米。 水平B靶与原濮1- 193井井口距离544米。

从地质参数反映出目的层距离长、水平段长，难度大，技术指标超过国内纪录。事实上地质参数的确定应有工程、定向工程师参与，应充分考虑油藏结构和老井可能利用情况以及工程施工难度的基础

上，确定初步的地质方案。

⑵老井井况核查

事实上濮1- 193井作业情况表明，该井深度2150米以下套管已遭到严重损坏，下部井眼不可能利用，开窗窗口只能在2150米以上，初步计算侧钻裸眼长度达到740米以上，窗口上移已不可能。

对濮1- 193井井眼轨迹核查在2140米已有反向位移30米，从窗口到A靶距离达到374米，靶前距离加大，难度再次加大。

⑶造斜率的选择

濮1-侧平193井由于窗口到A靶垂深大，因此造斜率选择余地较大，工具选择范围较大，但是，由于靶前距离大，造斜率选择应控制较短的滑动井段，另一方面，由于有盐层存在，造斜率存在一定的不确定性，因此，造斜率选择时留有余地。

⑷剖面轨道的选择

对于濮1-侧平193井剖面轨道选择是一个难题，有三种典型剖面选择(图1)。轨道①为增1-稳-增2-水平，控制造斜率28-32°/100m，其稳斜段稳斜角约70°，这种剖面对钻井施工难度较大，难题在摩阻、井眼净化、钻压传递，但这种剖面为地质工程师最满意方案；轨道③为增1-增2-水平剖面，斜井段短，控制造斜率38-42°/100m但是水平段增加140米，累计水平段340米，钻压传递、测量仪器下入、套管下入存在较大风险。由于在井口到A靶中间存在目的层断裂，甲方从油层卡位角度不同意该方案；轨道②为增1-微增-增2-水平剖面，控制造斜率32-35°/100m。

图1 濮1-侧平193井剖面轨道选择

⑸剖面摩阻评价

对三种剖面轨道进行摩阻评价，通常摩阻评价有两种方式：一是确定钻具对剖面进行摩阻评价，确定最小摩阻剖面；另一种方式确定一种剖面对不同钻具进行评价，选出最小摩阻钻具。

图2 濮1-侧平193井剖面轨道①侧向载荷分布图

图3 濮1-侧平193井剖面轨道②侧向载荷分布图

图4 濮1-侧平193井剖面轨道③侧向载荷分布图

评价结论：轨道①摩阻最大，轨道②次之，轨道③最小 ⑹复杂及特殊情况分析

由于盐层存在，造斜率存在一定的不确定性，因此，在制定方案和实际施工时，应考虑一定量安全值。另外，该井在老井密集区，存

在临井防碰，轨道①与临井P1-157井扫描有10米最近距离，而轨道②、③扫描距离大，安全性较高。

最后，综合所有因素，剖面选择轨道②。实钻施工获得成功，完井电测、下套管均顺利。

需要说明：对于老井侧钻水平井，由于单一井存在不同的地质油藏情况和老井状况，差异较大，影响剖面优化选择的重点不同，因此，针对单一井优化方案立足重点不同。另一方面，在实际施工时，计算、预测、根据实际情况调整轨迹也是剖面优化的延续。

表2 侧钻水平井剖面参数比较

侧钻点参数 井号 剖面类型 井深 井斜 (m) 濮1-侧平239 濮6-侧平65 濮侧平130 濮侧平16 濮1-侧平231 濮1-侧平193

井口与A侧钻点与扭方位磁干扰段长 方向 (o) 245 位移 (m) 78.67 （反向） 靶距距 A靶距离 工作量 井下复杂 临井防碰 与濮1-344最大曲率 °/100 (o) 18 (m) 187 (m) 265 (o) 160 (m) 33 170m盐层段 井扫描距离22.99m 增-稳-增 -水平 增-稳-增 -水平 增-稳-增 -水平 增-稳-增 -水平 增-微增 -增-水平 增-稳-增 -水平 2156 58 2503 2.58 233.25 1760 0.21 2107 0.44 262 264 18.69 （反向） 186.86 207 183..37 180 145 170 ---- ----- 180 30 23 29 ----- 井漏 120m盐层 180m盐层,盐底井漏 190m盐层,盐下井漏 ---- ----- ----- ----- 与濮1-157井扫描距离4.69m 46 40 55 60 1.44 24.7 （反向） 2042 0.97 166.72 36 30 （反向） 2135 1.42 347 344 374 ---- 80 该井靶前位移 187米,加上侧 钻点反向位移 总距离265米。

注：

图5 濮1-侧平193井剖面轨道

该井靶前位移180米，加上侧钻点反向位移总距离145米。

图6 濮1-侧平231井剖面轨道

3.2 井眼准备技术 3.2.1起出井内生产管柱

3.2.2原井严重套损部位以下报废处理

侧钻井原井套损部位以下报废处理，应做好三项工作：

⑴原井层系间不能窜通，至少在平面半径5m以内层间不能窜通，否则窜通将影响侧钻完井的新井。

⑵套损部位以下落物需捞尽，否则会影响套损部位以下套管的水泥挤注封固深度。

⑶套损部位以上30-50m至人工井底应注水泥封固报废。 3.2.3套管通径

套管通径规外径根据套管尺寸、壁厚及斜向器外径确定，一般应比后续

作业井下工具外径大3-5mm。 通径规长度一般2m左右，通径深度原则上

通至预定开窗点以下50m，通径时遇阻不超过20kN,否则需要修套。 3.2.4套管试压

根据套管尺寸、完井年限及井况情况，确定试压压力的大小，确保侧钻点以上套管完好。

3.3 预臵斜向器与陀螺定向技术 3.3.1预臵斜向器 ⑴钻杆通径

为保证斜向器陀螺定向一次成功，入井钻杆必须用通径规进行通径。φ139.7mm套管开窗侧钻井使用的φ73mm 钻杆，必须使用φ48mm的通径规通径，通不过者不得入井。 ⑵下斜向器

下斜向器组合为：地锚+斜向器+送斜器+定向直接头+钻杆，其中的地锚通常由30m左右的油管组成，靠近底部割有3-5个旋流孔，外部加焊毛

刺（毛刺的高度应小于套管通径减去地锚外径差的一半），其目的是防止开窗过程中，斜向器发生转动。下钻过程中，应控制下放速度，遇阻不超过20kN。

⑶陀螺定向

斜向器下到预定位臵，开泵循环钻井液，为陀螺定向做好准备。陀螺定向时，必须重复座键五次以上。如需要调整斜向器斜面方位，转动钻具后，必须上下活动钻具。陀螺仪在此位臵显示的井斜、方位数据必须与陀螺测斜时所测数据一致。

⑶固斜向器

陀螺定向完成后，起出陀螺仪，按设计要求注入水泥。然后下压钻具，剪断销钉，上提1-2个单根，循环出多余水泥浆，起钻后凝。 3.4 开窗与修窗技术 3.4.1开窗方法的选择

中原油田φ139.7mm套管开窗侧钻分为套管内开窗侧钻和套管锻铣开窗侧钻，可根据具体情况进行选择。两种侧钻方法的优缺点见表3。

表3 套管内开窗侧钻和套管锻铣开窗侧钻的对比 向开优点 套管损坏和多层套管井。 低。 定向工具即可侧钻。 4、成本低、周期短。 5、工具简单，可多次重复使用。 6、井眼条件要求不严。 锻铣1、锻铣后可在任意方向侧钻； 2、使用工具较少，只需一趟锻铣1、磨铣铁屑量大且形状大，清除困难，特别是井斜大时。因此对泥浆性能要求高。 缺点 井斜≥5度时，用脱落或有线随钻仪确定斜向器方位。 2、出窗口后，定向易受磁干扰。 窗口处容易引起事故； 4、开窗后套管重复段固井合格较为困难。 斜1、使用范围广，能用于大井斜角、1、原井眼为直井时，用陀螺确定斜向器方位。器2、磨铣铁屑量少，泥浆性能要求窗 3、开窗后无须打水泥塞候凝下入3、斜向器座封必须牢固，在整个钻井过程中

n?流性指数； K?稠度系数。

紊流时：

?LPst?G1??dG2?i?2?(2?n)b? (3.2-5) ?Q?式中

32aKb?0.75?0.25/n???2?n?b2(5n?7)b (3.2-5a) G1?2b?1?4?nbG2?3nb?4b?5 (3.2-5b)

a?b?(n?3.93) (3.2-5c) 501.75?n (3.2-5d) 7G1、G2仅与钻井液性能有关，一旦钻井液性能确定后，其值均为常数。考虑到管内压耗由地面管汇、钻杆、钻挺等组成，可以分段计算后求和。

② 环空内压耗计算方法 紊流时：

Pat?H11?D?D???D?D??hphp2?n?b?22n?2?b?3LQ2??2?n?b (3.2-6)

式中

32?(2?n)bakb(2?1/n)nb (3.2-6a) H11?K11Rturb2(1?n)b(2?n)b?1b?1?124?K11—旋转因子； Rturbi—紊流偏心因子。 层流时：

Li.Qn (3.2-7) Pal?B11(Dh?Dp)2n?1(Dh?Dpi)n式中

3242n?2n?1?K (3.2-7a) B11?K11Rlam2n?2n?8?nnRlam—层流偏心因子。 偏心因子的确定：

Rturb?1?0.048?av?DP????n?Dh??0.84541?Dp?2???avn2???3?Dh?0.1852?DP??0.285?AVn??D???h?130.2527

(3.2-8)

Rlam?1?0.072?av?DP????n?D?h?0.8454?Dp??1.5?avn??D???h?120.1852?DP??0.96?AVn??D???h?130.2527

(3.2-9)

?av??2?32?? (3.2-10) ??1?1max??3?2??max?最大偏心度

旋转因子的确定：

3K11?1??av (3.2-11)

2对于宾汉，偏心因子可以用下面的拟合公式计算：

R?1.0?(0.1045??0.073)E?0.8454?0.8841??0.28879?0.1852?0.5658??0.28879E3?0.2527

(3.2-12)

其中：E?偏心度；

??动塑比；

??钻柱外径与井径之比.。

适用范围：

0?E?0.95,0.05???1,0.3???0.8

环空流态的判别：

由于小井眼钻井过程中，环空流态受钻柱的旋转影响较大，所以环空流态按Z值法进行判断。Z值的计算公式为：

??dh?dp?v2?n1516 (3.2-13) Z??500nn0.387kn当Z＞808时为紊流，当Z?808时为层流。 ⑵钻头水眼压降计算

pbit??Q2cAe22??Q2?3.142?2c2?d1?d2????4???2 (3.2-14)

⑶水力参数的确定

泥浆在整个循环过程中的压降为：

Pst?Pal?Pat?Pbit 总?P假设P总等于设备允许的最大压力P允，则有：

Pst?Pal?Pat?Pbit?0 允?P将有关公式带入，则有：

P允??i?1k1k2LLng1(g2)Q??G1(G2)Q2?(2?n)bdidii?1?H11?i?1m1KriRturbiLiQ2?(2?n)b(Dhi?Dpi)2?(2?n)b(Dhi?Dpi)3?(2n?2)b

?B11?KiiRlamii?1m2Li.Qn?Q2??0 (3.2-15) 22n?1n(Dhi?Dpi)(Dhi?Dpi)cAe利用(3.2-15)式可以计算出最大允许压力下的排量，也可以讨论n、k值对泵压和排量的影响。在钻井施工中，如果已知排量和泥浆的n、k值，在井眼几何形状参数确定的条件下，即可计算出立管压力或泵压。

依据中原油田小井眼钻井的井身结构、钻具结构和泵排量，计算结果表明：在1800-2800m井段，45/8\井眼环空压降大约占40-45%，钻柱内压降大约占45-50%，钻头压降占5%左右，一般小于1MPa,几乎可以忽略。由于在小井眼中钻柱内、环空和钻头上的压耗关系发生了较大的变化，常规的喷射钻井技术难以实现。

提高中原油田小井眼钻井钻头水力能量的可能途径包括：

⑴ 优化泥浆性能，减少环空压耗； ⑵ 改造现有设备，提高设备的承压能力； ⑶ 增加钻具水眼内径，减少钻具内的压耗； ⑷ 优选喷嘴直径和组合。 3.5.3钻井方式优选技术 3.5.3.1 小井眼钻井方式

在国外，小井眼钻井系统有三种基本形式：即转盘钻进系统、井下马达钻井系统和连续取芯钻井系统。转盘钻进系统采用小直径钻柱，并在高转速下旋转钻头；井下马达钻井系统一般使用转速为500-600r/min井下马达，该系统在许多地层的机械钻速比转盘钻进快；连续取芯钻井系统一般采用顶驱装臵来驱动外平钻杆，转速达400-800r/min。在这三种形式中，以井下马达钻井系统应用最多。

国内小井眼钻井通常采用三种方式：转盘钻进、动力钻具滑动钻进和复合钻进。滑动钻进只用于特殊井段。在小井眼钻井方式的选择上，国内外存在显著差别，其根本原因就是小井眼井下工具和地面装备的发展水平不同。就滑动钻进方式而言，国外对小直径马达进行了大量的研究，高速马达、大功率马达、铰接马达等配合高效PDC钻头，大幅度地提高小井眼的机械钻速，综合效益非常好；国内小尺寸动力钻具在性能上与国外有较大的差距，常规小动力钻具配合PDC钻头或牙轮钻头没有显示出其优越性，与此形成明显对比的是，转盘钻进由于可以施加较大的钻压，复合钻进由于能够大幅度提高转速、有效降低摩阻，机械钻速相对较高。 3.5.3.2 中原油田小井眼钻井方式分析 3.5.3.2.1 滑动钻井方式

⑴ 钻具组合

中原油田常用的滑动钻进钻具组合有两种：

钻具组合I：φ118mm钻头+φ95mm直螺杆+钻铤+φ73mmDP

钻具组合II：φ118mm钻头+φ95mm单弯螺杆+φ105mmNDC+φ105mmDC+φ73mmDP

组合I主要用于套管开窗后脱离老眼，依靠斜面的支撑作用和螺杆钻具的刚性，促使新老井眼尽快分离。

组合II主要用于造斜段和扭方位段，代替动力钻具+弯接头组合，利用单弯螺杆钻具的高造斜能力，促使井斜和方位尽快达到理想状态,减少了转盘增斜的不稳定性,提高了造斜井段轨迹控制的精度,为下部井段优质快速钻进创造有利条件。

⑵ 使用情况分析

中原油田大部分侧钻小井眼井都在部分井段采用过滑动钻井方式，钻井实践表明:滑动钻进的机械钻速往往不理想，平均机械钻速度很低。如WC25-72井，在2089m-2103m井段采用组合I滑动钻进，钻头为PDC，平均机械钻速只有0.27m。在PC2-615井2456-2471m井段，采用组合II滑动钻进，钻头为YA437，平均机械钻速只有0.21m。机械钻速不理想极大地限制了滑动钻进方式的应用，目前只在开窗后脱离老眼、定向或扭方位等特殊井段使用。

滑动钻进机械钻速较慢的原因主要有两个方面：

① 螺杆钻具方面。螺杆钻具功率小、转速低，允许施加的钻压小，机械破岩能量低。这是滑动钻进机械钻速较慢的主要原因。

② 其它方面。如滑动钻进时，钻柱不旋转，其轴向摩阻比转动钻柱时大得多，根据指重表和螺杆钻具推荐钻压施加钻压钻进时，钻头上的有效钻压小；滑动钻进时，钻柱不旋转，如泥浆性能不合适，泥饼疏松且厚，易发生钻具粘附，影响钻压的有效传递。这些因素在一定程度上影响滑动钻进的机械钻速。

⑶ 改进措施

针对滑动钻进存在的问题，推荐螺杆钻具与液力加压器配合使用，可

开工具 或更换刀片即可； 2、稍有不慎, 刀片被卡造成卡钻, 处理困难。 3、成本高, 更换刀片起下钻频繁, 影响周期。 4、锻铣后打水泥塞候凝，水泥强度要求高，钻塞后才可侧钻。 窗 3、工艺简单，不需要修窗口。 表4 套管内开窗侧钻和套管锻铣开窗侧钻方式选择

因素 成本、周期 双层套管开窗 井斜大、地层硬、井深 特殊要求的井 使用几率 方式选择 斜向器优于锻铣 斜向器开窗 优选斜向器开窗 锻铣开窗（如侧钻水平井） 斜向器开窗（侧钻分支井） 斜向器多于锻铣 3.4.2开窗工具 ⑴斜向器

① 插杆式斜向器 ②卡瓦封隔器式斜向器

⑵ 开窗铣锥 套管开窗工具使用钻铰式铣锥。 3.4.3 锻铣工具 2 段铣开窗工艺设计 2.1 窗口位臵的确定

在确定段铣开窗位臵时，一方面要考虑原井井况，另一方面要考虑钻井、完井、采油及井下作业要求。基本原则是窗口位臵应尽可能深，这样就可以最大限度地利用老井上部套管，减少侧钻进尺，以降低钻井成本、提高井下采油设备人工举升能力。一般来说，窗口位臵确定应注意以下几点：

(1)窗口位臵一般应选择在套管完好、环空水泥封固质量较好、地层稳

定且井眼较规则处，同时应尽量避开射孔井段，且管外无任何固井附件。 (2)窗口位臵以上套管应完好，无变形、破裂、漏失现象，以利于采油作业和增产措施顺利实施，确保侧钻水平井正常生产。

(3)窗口位臵应选择在远离事故井段或套损井段以上30m左右，以便侧钻新井眼产生一定长度的水平位移而避开原井眼。

(4)根据现场施工实践，段铣开窗初始截断位臵应优先选择在套管接箍以上0.6-1.5m处，这是因为在切铣至接箍时，铣刀底部磨槽尚浅．铣刀刀片会以最大出刃切铣。如果初始截断位臵选择在接箍以下2m内，在套管本体被截断时，铣刀刀片还未完全张开，刀片侧刃仍在不断切铣，容易造成环空水泥环脱落或接箍倒扣，严重时还可能造成井下卡钻事故。 由于受侧钻进尺及固井质量限制，实际窗口位臵有可能满足不了上述要求，在进行开窗设计时，应采取补救措施，例如在套管截断后继续切铣l-2m，实施挤水泥作业，防止段铣作业因套管晃动、工具工 作不平稳而失败。 2.2窗口长度的确定

段铣开窗套管切铣长度既要满足初始造斜定向要求，又要考虑施工作业成本及施工进度。由于侧钻水平井初始造斜定向使用有线随钻测斜仪磁性工具面监控钻进方向，为了避免套管切口对随钻仪器的磁性干扰，同时控制一段造斜进尺，以利于侧钻新井眼形成一定度数的井斜而避开下切口，确定一个合适的套管切铣长度是非常必要的。在5超英寸套管内开窗侧钻，一般设计段铣两根套管(约18-20m)即可，或根据有线随钻测斜仪滞后距与初始造斜钻具造斜率来确定：

?L??L1??L2??L3

其中 ?L--段铣开窗套管切铣长度，m；

?L1--测斜仪器磁通门传感器至上切口不受磁干扰的最小长度，一般

2-3m；

?L2--测斜仪器磁通门传感器至钻头距离（即测斜系统滞后距），m；

?L3--初始造斜定向井段在原井眼轴线上的投影长度，m；?L3?rsin??2rRcos??22?12?2rsin?；

r--下切口环空水泥最大封堵半径，m；

R—初始造斜井段曲率半径，m；R?5400/(?K)；

?--侧钻点井斜角，o；

K--初始造斜定向工具造斜率，o/30m。

3 段铣开窗施工工艺 3.2 套管段铣 3.2.1 段铣工具结构

段铣工具是一种液压控制的套管切铣工具，它不仅能快速有效地从套管内部截断套管，而且能安全、乎稳地铣去一段套管，进行侧钻作业。

图2所示为贝克休斯D型段铣工具，该工具有6把铣刀，施工时用3把铣刀截断套管，然后6把铣刀同时进行切铣作业。该工具基本上由以下几部分

组成：上下接头、本体1JL、袖、活塞、弹簧、铣刀与指示器(含喷嘴)。工具主要部件均采用AISNl40热处理合金钢制造，铣刀钨钢块悬浮在镍含量很高的铜基焊金属里。

为提高段铣工具工作稳定性及防止套管偏磨，在下接头扶正器上镶焊有5条扶正肋，保证工具在套管内居中。

3．2．2 段铣工具工作原理

段铣工具下至预定截断位臵，开泵循环，在喷嘴压差作用下，活塞带动心轴压缩弹簧下行，顶出刀片，并迫使刀片刃尖紧贴套管内壁。此时刹死刹把启动转盘，段铣工具开始切割套管，直至泵压下降1．2—1．8MPa，套管被完全截断。修整切口后加压铣进。段铣中述如需更换刀片或固其它原因起钻时，只要停泵，活塞及心袖在弹簧弹力作用下复怔，刀片收回，即可起钻， 3．2．3 段铣工具操作方法 a．操作准备。

段铣工具下井前，应按下述要求进行操作准备：①检查喷嘴安装是否正确，喷嘴必须提供充足的压力来控制工具，并且能提供满意的环空运速以携带出所有的切屑，通常最低环空返速为o．6m／s。⑧工 具下部扶正器不能小于套管内径6mm。②工具下井前，要在钻台上进行铣刀张开试验，以确定铣刀张开的最小排量和泵压。试验正常后用胶布将铣刀捆好，防止下钻误张开。④为了保证段铣工具工作干稳，下钻时应在工具上部接一定数量的钻铤或扶正器，钻铤数量可依据施工钻压来确定。 b．套管截断。

下钻至套管截断位臵后，要缓慢平稳地开泵并记录泵压和排量。截断时一定要以低转速小排量进行，同时不允许有任何送钻动作，以防止刀刃扭曲及套管被“扒皮”切铣。在切铣约10min后，泵压呈下 降趋势，15min以后，泵压可降低1．4—1．8MPa左右，说明套管已断开，铣刀基本张到最大尺寸。此时应继续切铣一段时间，使断口增加宽度，以利于充分张刀。

c．正常切铣。

套管截断后，进入正常段铣作业，铣进参数为钻压5—30kN、转速80—90r／mN、排量6—7L／s、泵压8—10MPa。段铣时一定要保证送钻均匀，每次加压送钻量不超过2cm。 d．遇卡处理。

在段铣作业结束或中述更换铣刀起钻时，上提段铣管柱可能会在上切口遇卡，其原固有：①切削液粘度较低或泵排量不足时，大量切屑堆积在段铣工具周围并缠绕在铣刀上，在将工具拉入套管时遇卡；②活塞总成被卡，弹簧张力不能迫使活塞复怔；②切铣时钻压过大或溜钻、顿钻，造成铣刀扭曲变形。不管是那种情况，都不能强行起钻，应将工具下放进入窗口1．5—3m，停泵转动工具，这样就可以弄掉所有的切屑。慢慢再试着将工具拉入套管，如果不行，再重复一次清理切屑的动作，或者在转动钻柱2—3min后上提3—4．5m，然后猛松刹把．使钻柱迅速下滑，再迅速刹车，这样反复震击几次．有助于弹簧 释放并推动活塞上移，收回铣刀。还有一种解卡的方法是返回下切口位臵无泵压切铣．钻压i一15kX、转速120—150r／min，约30min可磨光铣刀切削刃，顺利提出段铣工具。 3．2．4 段铣作业工艺要求

a．段铣时应仔细观察切屑形态参数，保证段铣均匀。

段铣过程实质上是一种挤压过程。在挤压过程中，油套被切层主要经过剪切滑移变形而变成切屑。由于泊套钢级、壁厚与铣进参数的不同，滑移变形的程度有很大差异，因而得到不同形态的切屑。比较理想的切屑是5—8cm长、o．4一o．7mm厚的条状切屑。如果钻压过小，会造成切屑过细，呈头发丝状，可以适当增加钻压?如果返出的切

屑呈片状，说明钻压过大、套管磨损严重或套管钢级较低。总之段铣时仔细观察切屑形态，可以帮助了解切削状况，以便及时调整段铣参数，保证段铣均匀。持别在切铣射孔井段时，更应小心控制段铣参数，否则会造成套管破裂、切铣不完全、偏磨以至卡钻等复杂情况。 b．段铣时应严格控制送钻量，保证加压平稳。

油井管材届塑性材料，切铣时往往固表面硬化使断口抗冲击的能力减弱。如果司钻操作不平稳，铣刀切入过深，被切层未经滑移变形即被挤裂或崩断，致使套管断口凹凸不平。这就给后续切削增加了困 难，严重时还可能损坏段铣工具，酿成工程事故。 c．段铣时应及时调整切削液性能，保证井眼清洁。

井眼清洁是段铣作业成功的基本保证，增大环空返速可提高井眼净化程度，但提高切削液钻度更为有效。一般维持切削液漏斗粘度在35—40s即可满足携屑要求，同时还应控制钻井液密度，防止地层出水造成切削液粘切下降。段铣时，返出的切屑从振动筛上回收，每间隔一段时间称其重量，以便了解井眼净化程度。 3．2．5 段铣工艺应用实例

百4l侧钻水平井是百口泉油田百2l井区第三口侧钻水平井，该井设计开窗井段上距射孔井段底界4m、下距人工井底4．7m，调整余地较小，因此开窗难度较大。为保证段铣作业顺利进行，在段铣施工 前对设计钻具组合进行了调整，去掉，105mm钻铤、加大段铣工具下部扶正器外径至120mm，这样既降低了下部钻具组合刚度、改善了段铣工具受力状况，又减小了冲击载荷、防止铣刀偏磨。

百4l井采用贝克休斯D型段铣工具在2044m定位切割，转速45—50r／min、排量6、7L／s、泵压7—8MPa，14min后截断套管，泵

压下降到6MPa。提高转速至80r／mEn*定位磨削断口20mEn后开始段 铣，累计纯铣时间60．5h、段铣进尺18、5m，平均铣速0．31m儿。百41井段铣至2045．5m时铣速下降，依据油套接箍数据及钻具伸长量判断已铣进至套管接箍。继续段铣18h，进尺仅o、8m，因钻井泵故障，现场技术人员决定提钻检查，发现段铣工具本体及扶正器完好无损、铣刀底部浅圆弧磨格宽度与接箍壁厚相当。机修后下入原刀片继续段铣，铣速明显提高。由于切削液粘度低(28s)、井眼净化不良，段铣至2061m时泵压升高7MPa、悬重下降70kN，上提钻具有挂卡现象。多次上下活动钻具至泵压、悬重正常后调整切削液性能，加入膨润土、高粘CMC、FA一367将切削液粘度提高至45s，大排量洗井，井口返 出大量切屑。井眼清洁后继续段铣至2062．5m提钻。铣刀磨损深度llmm，还可继续使用。 3．3重建人工井底 3．1．1 扩眼

段铣作业完成后要对窗口裸露井段实施扩眼作业，清除窗口位臵水泥环，以提高侧钻水泥塞与地层胶结强度，防止侧钻作业时水泥环脱落，造成井下复杂情况。

扩眼钻头结构原理、操作方法与段铣工具相似，也采用液压控制，可以将窗口裸眼井径扩大40一50mm。为了防止扩眼钻头损坏套管切口，扩眼井段距离上、下切口应不少于o．3m。 3、3．2 注水泥塞

注水泥塞也是段铣开窗施工作业的一道重要工序，其目的是为了加固窗口，并为侧钻造斜提供一个稳定、准确的人工井底。由于水泥塞强度对韧始造斜定向工具造斜率影响较大，要求水泥塞抗压强度与

窗口附近地层硬度相当。

为提高侧钻水泥塞抗压强度、保证水泥浆混合均匀，施工作业应采用批量混配方式配制密度较高的水泥浆，并通过加入分散剂与降滤失剂控制水泥浆流变性与滤失量。由于施工作业时采用平衡塞法注水泥，因此要求井内压力稳定并理压候凝，防止井内出水推动水泥塞上行，造成平衡法注水泥塞失效。 3．3．3 钻水泥塞

钻水泥塞作业一般在水泥浆候凝24h后进行，并通过钻进参数与机械钻速判断水泥塞是否成功。钻进至例钻点位臵，如果发现水泥塞强度难以满足侧钻作业要求，应继续钻进至下切口重注水泥塞。 3．3．4 上部套管试压

上部套管试压一般在水泥塞封堵油层的基础上进行，其目的是为了了解侧钻点上部套管承压情况。一般试压10MPa，30min压降不超过0．5MPa为合格。如果压降不符合标准要求，应根据漏失状况采取相应的封堵措施，保证上部套管能满足侧钻水平井正常生产及增产措施要求。 3．3．5 刮削

对注水泥塞井段，应采用套管刮削器清除管壁水泥环、水泥块及上切口毛刺，以便各类井下工具顺利下入。 4 段铣开窗工艺特点

目前，侧钻水平井套管开窗有斜向器开窗与段铣开窗两种方法。 段铣开窗由于在窗口位臵有一定长度的裸眼井段，不仅可向任意方向造斜佃钻，而且适合使用价格相对低廉的有线随钻测斜仪连续监控井眼轨迹。而斜向器开窗使用陀螺测斜仪定向，不仅不能随钻测斜，

而且只能在顶着井斜方向的一面侧钻成功的可能性大，而背着井斜方向的一面成功的可能性较小。

段铣工具在更换铣刀后可以重复使用，而斜向器开窗工具一般只能使用一次，而且抖向器无可钻性，一旦定向失误或斜向器转动、下沉，只能重新确定开窗位臵。

就作业时间而言，段铣开窗要铣掉20m左右套管，而斜向器开窗只是从2—3m套管内顺着侧钻方位的一面磨出一个椭圆形窗口，似乎段铣作业工作量大。但斜向器开窗工序复杂、施工难度大、技术性强，各种规格的下井工具较多，所以总的作业时间大致相同。

尽管段铣开窗施工费用稍高，但侧钻定向容易，施工可靠性也比较高，在侧钻水平井开窗作业中，我们还是倾向于使用段铣开窗方式。

3.4.4 套管开窗技术

开窗钻具组合为：φ118mm铣锥+φ89mmDC或φ105mmDC ×6-9根+φ

73mmDP。

套管开窗主要分五个阶段进行：

第一阶段：从钻铰式铣锥探到斜向器到球形体柱体段接触斜向器。此段要轻压慢转，使之磨铣出一个均匀的接触面，磨铣参数一般为：钻压0-5kN，转速40-50r/min，排量8-10L/s、泵压15MPa。

第二阶段：从球形体柱体段接触斜向器到钻铰式铣锥底圆中心线出套管外壁，此段应采用大钻压、中转速磨铣，以达到快速切割的目的。磨铣参数一般为：钻压20-40kN，（根据返出铁屑的大小、形状、转盘负荷、蹩钻程度等适当调整钻压），转速50-60r/min，排量8-10L/s 。

第三阶段：从钻铰式铣锥底圆中心线出套管外壁到铣锥头铣过套管进入地层，此段铣锥头一部分出套管外壁，大钻压磨进易使铣锥提前滑到井壁，造成死台阶，影响后续钻井作业，因此此段是保证下窗口圆滑的关键井段，易采用轻压、中转速磨进。磨铣参数一般为：钻压5-10kN，转速50-60r/min，排量8-10L/s。

第四阶段：从铣锥头出套管到铣锥最大外径段出套管，此段采用小钻压、中转速磨进，进尺为一个铣锥长度。

第五阶段：修窗。自窗口至窗底采取加压5kN，中转速修整窗口，反复多次直到窗口畅通，并钻进地层3-5m。 3.4.5套管锻铣技术

S32井φ177.8mm套管锻铣开窗井段为3839m-3868.96m，长度29.96m，套管钢级P110，壁厚11.51mm。

锻铣钻具组合:φ177.8mm锻铣工具(AZ)+ φ150mm稳定器+φ120.7mmDC×6根+φ89mmDP；锻铣参数：钻压10-35kN，转速60-70r/min,

排量：5-8L/s(切割时),10-20L/s(磨铣套管时）；泵压：14MPa。泥浆参数：密度1.61g/cm3 ;粘度65-105s。

注意事项：

〃锻铣点避开套管接箍；

〃泥浆粘度80S以上，切力10/25Pa；

〃 刹把操作要平稳，送钻要均匀，防止钻压过大或溜钻； 〃每磨0.5-1m就停止磨铣，循环钻井液30-40min。 〃发现泵压升高，停止铣进，充分循环。 3.5裸眼钻进技术， 3.5.1钻头优选技术

在钻井过程中，钻头使用效果如何，对一口井的钻井速影响极大。而钻头的使用效果，首先取决于钻头选型是否合理。因此，合理地选用钻头是提高钻井速度、降低钻井成本的前提。虽然钻头选型的方法很多，但考虑到小尺寸钻头的开发水平和使用状况，在小尺寸钻头选型方面主要考虑了以下两种方法：

3.5.1.1 根据老井和邻井资料选择钻头

在中原油田，小井眼钻井一般为老井开窗侧钻小井眼井，这就为小尺寸钻头的选择提供了有利的条件。主要体现在：

⑴ 对所钻地层的岩性和可钻性有着比较清楚的了解。由于侧钻井相对老井的位移较小，岩性和岩石的可钻性基本上没有变化或变化很小，借助老井资料（如测井资料、录井资料等）就可以清楚地了解将要钻遇地层的岩性和可钻性。

⑵ 所需钻头型号少。由于钻进井段相对较短，钻遇的岩层少，岩性相对比较稳定，较少的钻头型号基本上就能够满足需要。

⑶ 可以充分利用老井钻井时的实钻钻头资料，指导钻头选型。老井实钻钻头资料包括钻头型号、进尺、磨损情况等，这些资料对于合理选择侧钻井钻头非常重要。

⑷ 有邻井资料可以参。在侧钻井的周围一般都有不少的已钻井，这些井的实钻资料可以对钻头选型起辅助作用。

根据老井和邻井资料选择钻头的程序是：

确定钻头型号 分析老井资料 初选钻头 参考邻井资料

钻头资料

测井资料

录井资料

调研老井资料

3.5.1.2小尺寸钻头评价

现场常用钻头的进尺、寿命及平均机械钻速三项技术指标作为钻头选型的依据，但由于一种类型钻头的各项指标并非全部优于另一类型的钻头，如PDC和偏心PDC钻头寿命长，单牙轮钻头钻速高，有时不能对其直观地做出判断，因此需要综合考虑钻头的技术指标和经济指标。 钻头经济指标以单位进尺成本为依据，定义如下：

C?B?RC?T?t?

F式中：C—每米成本，元/米； B—钻头成本，元； F—进尺， m；

Rc—钻机作业费，元/h； T—钻头寿命，h; t—辅助工作时间，h。 钻头技术指标主要考虑进尺、机械钻速、井深等三个方面。钻头综合评价函数为：

?F??V??c??H??L?K1??K?K?K????? 234??f??v??C??h???2222式中：L—距离，无量纲；

F，f—进尺，进尺均值，m;

V，v—机械钻速，机械钻速均值,m/h; C，c—成本，成本均值，元/m; H，h—深度，深度均值，m;

K1，K2，K3，K4—平衡系数，无量纲，当所考察的因素同等重要时，K1，K2，K3，K4均取1。 3.5.1.3 小尺寸钻头的改进

根据钻头初选和评价结果，结合现场使用中所暴露出的问题，对小尺寸单牙轮钻头和PDC钻头进行了改进。 3.5.1.3.1小尺寸单牙轮钻头的改进

⑴ 特点及存在问题

小尺寸单牙轮钻头是针对小井眼钻井开发的，与常规三牙轮钻头相比，有以下特点：

① 钻头体上镶装具有主动切削保径作用的楔形齿，使钻头具有良好的保径作用和倒划眼功能；

② 在球状牙轮上采用交错布齿方式，增加了齿排数，使牙齿工作平稳，减少了齿的磨损，并且对牙轮形状、齿排数、齿数、露高等进行了优化设计；

③ 水力系统采用下水眼结构，使用射流和扩散清洗两种类型的喷嘴，对喷嘴组合进行了水力匹配设计计算，有利于岩屑的排出；

④ 密封系统采用HA系列三牙轮钻头密封形式，钻头轴承上有两处密封，大、小轴密封十分可靠；

⑤ 采用钢球锁紧牙轮，牙轮锁紧可靠。

单牙轮钻头在中原油田的应用从总体上讲是成功的，但也存在明显的不足，主要表现在：

① 单牙轮钻头滑移运动距离相对较大，导致牙齿的磨损相当严重。所用单牙轮钻头牙齿齿高磨损1/4-3/4，这是镶齿钻头在相同地层条件下所不曾有过的，就目前已有钻头状况而言，单牙轮钻头的工作寿命实际上取决于牙齿的耐磨性，而不是钻头轴承的寿命。

② 单牙轮钻头牙轮本体冲蚀严重。单牙轮钻头水力系统采用下水眼式结构，使用射流和扩散两种类型的喷嘴，射流喷嘴在钻头底部，直接对牙轮产生冲刷作用。这种状况同钢体PDC钻头抗冲蚀能力差的原因基本一致。

⑵ 单牙轮钻头的改进

针对上述不足，与厂家合作对两种型号的单牙轮钻头进行了改进。改进后的单牙轮钻头为带有金刚石复合齿的新型储油系统单牙轮钻头,与改进前相比，其主要结构特点的显著区别为：

改进后的单牙轮钻头在牙轮顶部齿排装有若干颗(I型为6-12颗，II型为5-15)金刚石复合齿，能有效减缓顶部齿排硬质合金齿的磨损，从而延长单牙轮钻头的使用寿命。另外，I型钻头在牙齿齿径、露高和齿数上都有所增加或增大，有利于提高钻头的机械钻速。

改进后的单牙轮钻头使用了一种新申报专利的新型储油系统，并由此优化设计主水孔流道直径、位臵和倾角，大大增加了流道拐角处的壁厚，降低了钻头体内部的流速。从而可以有效消除冲蚀本体的现象，达到延长单牙轮钻头使用寿命的目的。

改进后的单牙轮钻头设计的喷嘴组合为：D下=14mm(1#)，D上=13mm(2#);排量范围：8-13L/S；正常钻压：30-80kN；正常转速：45-150r/min。

3.5.1.3.1小尺寸PDC钻头的改进

⑴存在问题

小尺寸PDC钻头使用效果不理想的主要原因有两个方面：

① 钻头选型不合理。以往所使用的PDC钻头，基本上都是有什么型号的钻头就用什么型号的钻头，没有针对中原油田的岩性特点，对PDC钻头进行必要的改进。虽然个别钻头也取得了不错的效果，但总体效果较差，因而影响了对小尺寸PDC钻头的整体评价。

② PDC钻头的使用不合理。PDC钻头适合高转速、低钻压钻进，但由于设备等多种因素的限制，造成所选择的钻进参数不适合小尺寸PDC钻头的要求，因而钻速较慢。

⑵ 小尺寸PDC钻头的改进

根据中原油田地层特点，对小尺寸PDC钻头进行了改进设计，在设计过程中考虑了以下因素：

① 冠部轮廓设计。根据地层特点，采用等切削原则和等磨损原则相结合，确定出适合中原油田地层的钻头轮廓形状。

② 切削结构设计。考虑到已使用小尺寸PDC钻头损坏的主要特征是：掉片、崩片、剥蚀脱层和过度磨损等现象，在设计时考虑的因素有：合理选择切削齿，直径一般为13mm的复合片；中密度布齿；切削齿的布臵方式采用刀翼式。

同时，为提高小尺寸PDC钻头在井下工作的稳定性，还考虑了以下因素：

① 采用力平衡设计，降低由钻头的切削作用而产生的井下振动，增加钻头工作时的稳定性，从而提高机械钻速。

② 采用抗回旋设计，减少钻头发生回旋运动的次数。

③ 采用同轨布齿设计，把钻头恢复到居中旋转，提高其稳定性。 现场使用时，主要与动力钻具配合使用，并采用复合钻进方式。

3.5.2 钻井参数优选技术

钻井参数主要包括：钻压、转速和水力参数。钻井参数的优选就是研究如何选择合理的钻压、转速和水力参数以及各参数间的合理配合，最大可能地提高机械钻速。 3.5.2.1钻压和转速优选

衡量破岩效率高低的综合技术指标常采用破碎单位体积岩石所需消耗的能量来表示，或者用钻头所承受的单位钻压（比钻压）与钻头转速这两个参数的乘积来衡量。根据中原油田使用不同直径钻头钻进时的钻井参数，在转盘钻进情况下，可以计算出不同直径钻头的机械破岩能量（表5）。

由表3.2-2可以看出，45/8\钻头的机械破岩能量同121/4\钻头的机械破岩能量相当，但仅相当于81/2\钻头机械破岩能量的37.2-60.9%。由此可见，机械破岩能量低是造成机械钻速低的原因之一。要想提高钻头的机械破岩能量必须合理选择钻压与转速，优化二者的组合。 钻头 直径 121/4\ 81/2\ 45/8\ 表5 不同直径钻头机械破岩能量对比 机械破岩能量 钻压 单位钻压转速 (KN) (KN/cm2) (r/min) (单位钻压×转速) 200-240 0.264-0.316 65 17.16-20.54 180-220 0.492-0.601 65 31.98-39.07 20-40 0.183-0.366 65 11.89-23.78 3.5.2.1.1 钻压、转速对机械钻速的影响

钻压、转速是直接作用于井底破碎岩石的基本参数，是影响机械钻速的主要因素。近三十年来，针对常规尺寸的钻头，国内外在钻压和转速对机械钻速的影响方面进行了广泛而深入的研究。钻压、转速对机械钻速的影响见图3.2-1和图3.2-2。

图3.2-1 在其它钻井参数保持不变的情 图3.2-2 在其它钻井参数保持不变的情

况下，钻压与钻速的关系曲线 况下，转速与钻速的关系曲线

对于小直径单牙轮钻头，钻压、转速与机械钻速的关系如何？1997年Amoco公司对IADC编码为517的47/8″和47/8″单牙轮钻头进行了测试， 测试结果如图3.2-3和图3.2-4。

图3.2-3 4/8″和4/8″IADC517单牙轮钻头在Carthage石灰岩

中钻进时，机械钻速响应与转速和钻压变化对比图

53

图3.2-4 4/8″和4/8″IADC517单牙轮钻头在Catoosa页岩中按恒

定转速钻进时，机械钻速响应与转速和钻压变化对比图

53

在图3.2-3中，测试条件为：钻头转速分别为60r/min、80r/min、120r/min、150r/min，钻压从1000lb(4.54KN)至16000lb(72.64KN)。在图3.2-4中，转速保持120r/min不变。图3.2-4表明：在Catoosa页岩中钻头转速为120r/min时，机械钻速随钻压变化而变化且表明需用约15000lb（68KN）的门限钻压方可产生合理的机械钻速。

Amoco公司的试验表明：在Catoosa页岩和Carthage石灰岩中，小直径单牙轮钻头的机械钻速对钻压的变化比较敏感且用合适的钻压才能获得较高的机械钻速。这与我们在几口侧钻小井眼井中的钻井实践相一致。由于小井眼机械钻速对钻压比较敏感，增加钻压比增加转速更有利于提高机械钻速。

3.5.2.1.2 钻压和转速的选择

要提高小井眼钻井的机械钻速，途径之一就是要提高钻头的机械破岩能量。提高钻头的机械破岩能量有两种方法：一是增大钻压，二是增加转速，也就是必须强化钻压和转速两参数。一方面，根据台架试验和现场实践：小直径单牙轮钻头的机械钻速对钻压的变化比较敏感，因此可以适当强化该参数；另一方面，扭矩随钻压的增加而增大，要限制扭矩值，可以通过限制转速而达到控制扭矩的目的。钻压和转速不能同时取最大值，其

变化范围一般不应超出生产厂家推荐钻压×转速的最大值。以YA系列钻头为例，其生产厂家推荐的钻压和转速如表3.2-3

表3.2-3 YA系列钻头钻压和转速推荐值 钻头型号 YA437、YA437HI YA517、YA517HI 推荐参数 比钻压 转速 (KN/cm2) (r/min) 0.26-0.74 180-60 0.26-0.74 180-60 计算结果 钻压 (KN) 30.5-86.9 30.5-86.9 钻压×转速 5490-5214 5490-5214 由此可见：在中原油田转盘转速普遍为60-70r/min的情况下，如果将钻压和转速的乘积控制在钻头推荐钻压、转速乘积的80%以内，那么钻压可以加到70KN，由此看出实际钻压在55-65KN是比较合理的。如果适当提高转速至80r/min左右，钻压在50-55KN也是可行的。

表3.2-4 强化参数后不同直径钻头机械破岩能量对比 钻头直径 121/4\ 81/2\ 45/8\ 钻压 (KN) 200-240 180-220 55-65 50 单位钻压(KN/cm2) 0.264-0.316 0.492-0.601 0.508-0.600 0.46 转速(r/min) 65 65 65 80 机械破岩能量 (单位钻压×转速) 17.16-20.54 31.98-39.07 33.00-39.00 36.9 表3.2-4为强化参数后不同直径钻头机械破岩能量对比情况，由该表可知：强化参数后45/8\钻头的机械破岩能量同81/2\钻头的机械破岩能量相当，这就为机械钻速的提高奠定了基础。当然，由于钻头破岩机理的不同，水力参数的差异，井身结构的影响等，即使机械破岩能量相同，机械钻速也可能存在较大的差异。

对于ＰＤＣ钻头，由于其钻压受到的限制较大，比较可行的方法就是提高转速，即增加单位时间内的切削次数。高转速是国外小井眼钻井的一个重要特点，也是提高小井眼钻井机械钻速的重要措施之一。在国外，依靠其先进的工具和装备，小井眼钻井的转速一般为200-800r/min，高者可达1000r/min以上。应用顶驱装臵，在很大扭矩范围内，转速仍可达400r/min。

提高转速的方法可以采取三种方法：

⑴转盘开高速度。由于小井眼的环空间隙小，钻柱在高速旋转时其横向摆动受到的约束加大，故允许提高转速。当然，提高转速也带来了装备及小尺寸钻具强度的问题。

⑵使用井下动力钻具。即使用大功率、高转速小尺寸螺杆钻具配合PDC钻头。但国内现有小尺寸螺杆钻具功率普遍偏小，转速普遍偏低，影响了小直径PDC钻头的使用效果。

⑶采用复合钻进。即既使用小尺寸螺杆钻具又开动转盘，依靠两种转速的迭加达到高转速的目的。

由于目前国内小尺寸螺杆功率较小，转盘开高速度又受到设备的制约，因此可以采用复合钻进技术。其优点是：复合钻进既能使钻头具有较高的转速，又消除了纯滑动钻进时钻具常常被粘附的问题，减少了轴向摩阻。 3.5.2.2水力参数分析

3.5.2.2.1小井眼钻井对水力参数的要求

小井眼钻井对水力参数提出的主要要求是：

⑴ 确保钻屑在环空中有效输送，即环空钻井液平均流速大于钻屑沉降速度；

⑵ 确保井壁稳定，满足环空压力低于地层破裂压力；

⑶ 确保钻头最佳使用效果，为此需要确定冷却钻头和避免钻头泥包所需的最小钻井液排量。

⑷ 最大限度地减少循环压力损失，为此需要选择适当的钻井液流变性能和钻井液排量。

3.5.2.2.2 小井眼钻井环空水力学的特点

小井眼钻井的主要特点就是井径小，环空间隙小，钻柱水眼小。由此产生的循环压耗增加，钻头水功率下降，钻头水力破岩能量不足，是导致小井眼钻井效率降低的另一个主要原因。

环空压耗大幅度增加可以说是小井眼钻井的最大特点。在常规井眼中，

泵输出功率的90%消耗在钻头水眼及钻柱水眼内，环空压耗仅占10%左右。如果按最大水马力或最大冲击力工作方式考虑，钻头水眼压降占67%或50%，钻柱内压耗占23%或4O%，所以，钻柱内压耗是环空压耗的2～4倍。而在小井眼中，水功率的分配方式发生了很大变化，环空压耗占总压力损失的比例大大增加。由于井身结构和钻具结构的不同，环空压耗占总压力损失的比例也有较大的变化。小井眼环空压耗增大的主要原因有：

⑴ 环空间隙的影响。表3.2-5给出了小井眼与常规井眼间隙的对比情况。由该表可以看出，不考虑井径扩大时小井眼的环空间隙相当于常规井眼的50.56%,小井眼的环空截面积只相当于常规井眼环空截面积的28.19%。由环空水力学知，环空压耗与环空截面积的平方成反比，或者说与环空间隙的三次方成反比。

表3.2-5 小井眼与常规井眼间隙对比 井眼 直径 mm 215.9 118 钻杆本体间隙 钻杆尺寸 间隙 间隙比例 mm mm % 127 44.5 100 73 22.5 50.56 过水断面积 井眼截面积 钻杆本体 环形间隙 面积比例 2222mm mm mm mm 36591 12661 23930 100 10930 4183 6747 28.19 ⑵钻杆接头的影响。表3.2-6给出了小井眼与常规井眼钻杆接头处间隙对比情况。从该表可以看出，小井眼钻杆接头处的间隙相当于常规井眼的24.48%，过水面积只相当于常规井眼的14.46%。应特别指出的是，小井眼钻杆接头处的环空面积比钻杆水眼面积还要小32mm2。由此看来，在计算环空压耗时，常规井眼钻杆接头的影响可以忽略下计，而在小井眼中就不能忽略不计了，因其影响程度比钻杆水眼还要严重。

表3.2-6 小井眼与常规井眼钻杆接头处间隙对比 钻杆接头间隙 井眼直径接头尺寸间隙间隙比mm mm mm 例% 215.9 162 27 100 118 104.78 6.61 24.48 钻杆接头过水断面积 断面积 环空面积 面积比例 22mm mm % 20602 15989 100 8618 2312 14.6 钻杆水眼 面积 比例 2mm % 9258 100 2344 25.32 小井眼钻井时，下部钻具组合中一般使用41/8″或31/2″钻铤。当使用41/8″钻铤时，其对环空压耗的影响相当于钻杆接头；当使用31/2″钻铤时，

其钻铤水眼面积仅为61/4″钻铤的44%。因此，尽管钻铤部分的长度一般只有120m左右，但其对压耗的影响却很大。

⑶ 钻具旋转引起螺旋流的影响。小井眼由于环空间隙小，钻具旋转必然带动其周围钻井液一起旋转。在离心力的作用下，旋转的流体由钻具处被甩向井壁。流体在井壁受阻后又返回，以填充钻具附近的空隙，形成所谓的泰勒旋涡次生流，要消耗一部分能量。同时，钻井液在环空上返时，与泰勒旋涡次生流合在一起，使钻井液在环空呈螺旋状上返，称库艾特效应，增加了上返路程，使环空压耗增加。

另外，由于钻具水眼小，尽管排量也小，但钻具水眼内的压耗却大幅度增加。在紊流时，钻具内压耗压耗可由式（3.2-1）计算。

LQ1.8?P?K4.8d （3.2-1）

中原油田使用的5\钻杆和27/8\钻杆的内径分别为108.6mm和54.6mm，假设钻具长度和泥浆性能均相同，不考虑接头的影响，则：

?d大??????P大?d小???P小4。8?Q小????Q??大?1.8?Q小???27.13??Q? ?大?1.8如 Q小=7.5l/s,Q大=30l/s，则

?P小?P大?2.24。

由于环空压耗及整个循环压耗的增加，钻头压降的大幅度下降，给小井眼钻井水力参数的选择带来一系列困难，主要有：

⑴ 可选择的钻井液排量范围受到限制。排量小满足不了携带岩屑的要求，造成井眼不清洁；排量大又使立管压力过高，设备难以承受。

⑵ 可选择的钻井液密度范围受到限制。环空压耗大，增加了钻井液的当量密度，易造成井漏。停泵后，环空压耗消除后，有可能发生井涌。

⑶ 由于管内和环空压耗增加，钻头压降小，水力破岩效率大大降低，影响机械钻速的提高。钻头水力破岩能量的不足，导致一部分钻屑在井底

压差的作用下，粘附在井底，在加上钻井液瞬时失水所形成的滤饼，形成井底泥包垫层，阻止和减少了钻头切削刃直接接触、破碎井底，钻屑不能及时清除而产生重复破碎，致使钻头机械钻速降低。 3.5.2.2.3小井眼钻井水力参数计算

小井眼水力参数计算的关键是环空压耗的确定，但遗憾的是小井眼环空压耗的计算方法仍处于研究阶段，目前尚没有统一的模式，这就给小井眼钻进水力参数的选择造成了困难。水力参数中最主要的两个参数是泵压和排量，最高泵压由泵和设备的承压能力决定，实际泵压必须小于最高允许泵压，否则对安全生产不利。排量是由泵的特性和井眼几何特性决定的，但排量必须满足井眼净化的最低要求，否则就会影响机械钻速。

确定排量一般有两种方法：经验法和限定设备的最大承载能力法（倒推法）。

3.5.2.2.3.1 经验法

国外研究人员在进行了大量的实验研究和现场观察后，得出了如下公式：

18.24V? (3.2-2)

?D其中：D-井径，cm；V-最小环空返速，m/s.

假设：?=1.25，D=11.8cm；则：V=1.24m/s。 根据流量计算公式：

3.14(DH?DO)VQ? (3.2-3)

422则最小排量Q=7.9L/s。式(3.2-2)也表明：随着井眼尺寸的减小，最小环空返速增大。但随着井深的增加，由于钻具或设备承压能力的限制，有时不得不减小排量，以维持设备和工具的正常工作。 3.5.2.2.3.2限定设备的最大承载能力法（倒推法）

目前小井眼水力参数设计中，最常用的方法就是限定设备的最大承载能力法，即首先限定设备的最大承压能力，然后优选排量、钻井液性能，在条件允许的条件下，优选喷嘴（图3.2-5）。

钻井液密度及根据经验初选的排量和假定的钻井液其它性能参数，如PV、YP或n、K等 模拟计算 循环压降及钻头压降 对比 设备不 满 足 满足 实际钻井液性能和排图 3.2-5 倒推法水力参数设计框图

下面对限定设备最大承载能力法有关参数的确定进行讨论。 ⑴ 循环压耗的计算

假设钻井液的流动符合幂律模式。 ① 钻柱内压耗确定方法

根据中原油田小井眼钻井的钻具结构和可能的泥浆排量，钻柱内泥浆的流动可以为层流也可以为紊流。

层流时：

?LPst?G1??dG2?i?n??Q (3.2-4) ?式中

?3n?1?G1?n25n?3k?? (3.2-4a)

??4n?G2?3n?1 (3.2-4b)

32n ??钻井液密度，kg/m3；L?长度，m；

Q?流量，m3/s；d?钻柱内径，m；

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