摘要：大位移井的横向延伸能力不断提高,管柱力学行为更加复杂,对管柱的优化设计提出了更高的要求。为此,综合考虑管柱各种作业工况和约束因素的影响,构建了一种基于大位移井延伸极限的管柱分段优化设计方法。对于大斜度段管柱采用加权目标函数法进行设计,采用先局部后整体的方法进行求解;对于上部常规段管柱采用近似延伸极限法进行设计,采用迭代法进行求解。研究结果表明,新设计方法可有效地解决大位移井管柱和接头优化设计问题。井眼状况良好时,可在钻柱上安装减阻器,以降低管柱摩阻;井眼状况较差时,采用小尺寸接头钻柱且不采用减阻接头,以降低局部机械阻力。套管设计中建议采用兼顾套管居中和减阻的折中方案,折中方案结果相对于仅考虑套管居中或减阻的结果更加合理。研究结果可为大位移井中管柱的优化设计提供参考。

摘要：水力喷射径向钻孔技术是一种利用高压水射流的方式在主井眼中横向钻出微小孔眼的钻完井技术。通过高压水力喷射形成的微小孔眼可以提高井筒与储层间的接触面积,经济而有效地提高油气采收率。建立了水力摩阻与机械摩阻相结合的径向钻孔延伸极限模型,分析了径向射流钻孔的极限延伸范围。研究结果表明:排量是影响软管延伸长度的主要因素,随着软管中排量的增加,软管的延伸极限增加。转向器的出口角也是影响延伸极限的重要因素,但转向角对延伸极限的影响很小。为径向射流钻孔提供了包括水力参数和转向器结构在内的系统设计方案。

摘要：钻井液排量的大小直接关系到大位移水平井延伸能力的高低,为获得最大的大位移水平井延伸极限,笔者从钻井液排量的角度出发,提出了排量的优化设计原则,并给出了最优钻井液排量的设计方法。综合利用大位移井的裸眼延伸极限原理和水力延伸极限原理,并考虑井眼清洁的需要从而确定钻井液的排量范围,最终以获得最大的水平段延伸极限为目标,确定最优钻井液排量值。应用该方法对1口大位移水平井进行分析可知,其排量允许范围为26.2~42.9 L/s,最优排量值为31.8 L/s,其对应的最大水平段延伸极限为6 251 m。进一步研究表明:首先,在任意排量下,基于上述两原理获得的两水平段延伸极限值的最小值可以作为大位移水平井的水平段延伸极限;其次,两水平段延伸极限相等时的值即为最大水平段延伸极限,其所对应的排量值即为最优钻井液排量值;最后,该最优排量值既可以保证大位移水平井获得最大的井眼延伸极限,又可以满足井眼清洁的需要,井内压力也不会超过井壁稳定和钻井泵的最大承载能力。

摘要：大位移水平井是页岩气开采的主要方式,其极限延伸的合理预测备受关注。针对涪陵地区的页岩气水平钻完井进行研究,借助钻井延伸极限预测模型,计算了不同工况下的钻井延伸极限,分析了钻机性能、钻具组合、井眼曲折度、钻井液密度等因素对钻井延伸极限的影响。结果表明,滑动钻进模式是约束水平段延伸的主要工况,当摩阻系数比较高时,螺旋屈曲锁死导致无法钻达设计井深;高井眼曲折度限制了井眼延伸长度,钻进作业中要尽量减少轨迹调整次数,保证轨迹平滑;此外,邻井压裂作业可能导致正钻地层压力上升,会降低钻井延伸极限,需要对钻井液密度进行优化。该研究对页岩气水平钻井的设计及施工具有重要指导意义。

摘要：大位移井钻井技术作业难度大,对井眼清洁作业要求较高,岩屑堆积对摩阻扭矩的影响不容忽视。通过改进摩阻扭矩计算中常用的软杆模型,建立井眼清洁与摩阻扭矩耦合模型;考虑钻机、钻柱和钻头约束,建立大位移井机械延伸极限的预测模型。针对一口水垂比大于5的实钻大位移井,考虑岩屑对摩阻扭矩的影响,计算不同工况下的摩阻扭矩,预测大位移井水平段机械延伸极限,分析不同岩屑床高度对大位移井机械延伸极限的影响。研究结果表明,通过耦合模型预测的大位移井机械延伸极限相对于普通软杆模型的计算结果更为真实有效;随着岩屑床的堆积,岩屑对大位移井机械延伸极限的影响愈加显著。研究结果可为大位移井的风险预测与设计施工提供科学依据。

摘要：深井超深井的套管磨损问题十分严重,严重制约了深井超深井延伸极限的增加。为了提高深井超深井的延伸极限,需要研究深井超深井套管磨损和延伸极限的关系,并明确建立以套管磨损为约束条件的深井延伸极限模型。建立了套管磨损能量方程,基于套管磨损截面几何方程,引入套管截面磨损深度极限值,并考虑井下管柱在钻进过程中的载荷传递,采用迭代法反演出深井超深井在套管磨损条件下的延伸极限值,结合塔里木某超深井的数据资料进行实例计算,并通过和该井的井径测试数据进行对比,验证模型的合理性。研究结果表明,实测该塔里木超深井3070 m处套管磨损最严重,磨损量为3.15 mm,将其代入建立的套管磨损延伸极限模型中,可得到该井的磨损延伸极限为7812 m,这与该井实际井深7500 m极为接近,验证了本文模型的合理性。该研究从套管磨损理论的角度,预测了深井超深井的延伸极限,并为深井超深井的安全作业和钻具选型提供了理论依据。

摘要：大位移井极限延伸能力的研究有助于大位移井的设计和施工参数确定,所以有必要在设备能力和地层条件约束下对其进行研究。针对大位移井的钻井实际,分析了影响大位移井延伸能力的几个主要因素:钻机承受能力、钻柱强度、泵的额定泵压、目的层承压能力和井眼净化能力,并给出了相应的计算公式。在理论研究基础上,以滩海油田已钻大位移井××井为基础,对其裸眼段进行延伸,计算了摩阻扭矩、井口安全系数、总循环压耗和钻井液等效循环密度(ECD)随水平段延伸长度的变化,得出摩阻扭矩和钻柱强度是影响极限延伸长度的关键因素。可为今后大位移井的钻井设计和施工提供依据。

摘要：平台水平井是大庆油田致密油开发的主要形式,平台布井的方式导致部分水平井轨道出现三维井段。钻井施工中三维水平井较二维水平井钻柱摩阻更大,限制着水平井的延伸极限。在软杆理论模型的基础上,通过分析三维井段钻柱与井壁的接触形式,给出钻柱挫动的计算模型,采用Landmark软件模拟与实际施工情况相结合的方法进行了验证。模拟结果表明,三维井段钻柱与井壁的接触面积大于二维井段,扭方位时的井斜角大小与钻柱摩阻正相关,三维水平井整体摩阻系数达到0.4以上。钻井设计和施工过程中应根据三维井段钻柱摩阻规律,优化设计水平井轨道和井身结构、合理分配钻具组合中加重钻杆位置、提高钻井液润滑性、采用降摩减阻工具等方式降低钻柱摩阻,提高平台水平井的延伸长度,以保证致密油平台的高效开发。