连续油管钻井技术50791.doc

1、1连续油管钻井技术连续油管钻井技术的发展连续管起源于二次世界大战期间，自六十年代开始用于石油工业。全世界的连续管作业设备，1962 年第 1 台，七十年代中期有约 200 多台， 1993 年有约 561 台；2001 年 2 月有约 850 台；2004 年 1 月有约 1050 台，主要分布在北美、南美和欧洲等地。目前，在国际市场上的连续管服务队伍拥有 450 多台连续管设备，加拿大有 239 台，美国有 253 台。我国已经引进了大约 16 套连续管作业设备，主要用于修井作业，还未用于钻井。连续管起初作为经济有效的井筒清理工具而在市场上赢得了立足之地。传统的修井和完井作业的经济收入占连续

2、管作业总收入的四分之三以上。连续管设备在油气田上的应用范围持续扩大，连续管钻井技术和连续管压裂技术成为近年来发展最快的两项技术。连续管钻井（CTD）研究始于六十年代。在七十年代中期，利用连续油管进行了钻井作业。当时的连续管装置包括 16 英尺直径的滚筒、6150FPM 注入头、3000psi 防喷器以及由 40 英尺长的管子经端面焊接而成的 3000 英尺长的连续管。利用该装置和转速为 300rpm的 5容积式马达、三牙轮钻头等钻井工具，钻 6-1/4井眼的浅井。钻了 10 口井后不再使用该装置。在八十年代，传统钻井在浅油气藏钻井市场有很强的竞争力，连续管钻井则不景气。这不仅是由于传统的钻井设

3、备更为便宜，而且是由于人们认识到的连续油管钻井的好处还没有转化成改善钻井工艺技术或降低钻井成本的方法。从九十年代初开始，连续管钻井技术进入了发展和应用时期。1991 年，在巴黎盆地成功地进行了连续管钻井先导性试验，同年在德克萨斯利用连续管进行了 3 井次的重钻井作业。此后，连续管钻井技术迅速发展，至 1997 年，共完成了 4000 个连续管钻井项目（见图 1 ） 。 图 1 CTD 钻井数近年来，每年连续管钻井数 9001000 口，其中，老井侧钻钻定向井约 120 口，新钻浅直井约 800 口。连续管钻井技术已经成为经济高效地在各种油气藏进行加深钻井、老井侧钻、钻浅井的重要技术，在钻井市场

4、，特别在欠平衡水平钻井市场赢得了地位。连续管钻井技术的迅速发展归功于以下几个因素： 连续管行业已经发展到能提供必要的设备和基本技术的成熟阶段； 连续管钻井技术在市场上具有竞争力，有时甚至占上风； 在定向钻井和欠平衡钻井方面处于技术优势地位； 油气工业界对于连续管钻井的能力和局限性有了更多的理解，能更合理地选择钻井对象，最终使连续管钻井的成功率更高。2连续管钻井系统的优点 控制压力能力强，能在欠平衡条件下安全、高效地钻井。 适合于现有井的加深钻井和侧钻作业，与用常规钻井设备或修井设备达到同样的目标相比，用连续管可以节约费用 25%40%。 容易提高钻井工艺自动化水平，操作人员少。 装备的机动性好

5、，安装、拆卸容易，节约时间。 起下钻快，钻进快，钻井作业周期短。 地面设备占地少，适合于地面条件受限制的地区或海上平台作业。 连续油管的挠性好，能钻短弯曲半径的水平井。 地面设备少，噪音低，污物溢出量少，对环境影响小。连续管钻井系统的缺点 连续管直径较小，限制了能钻的井眼尺寸和泥浆流量。 连续管不能象常规钻杆那样旋转，钻头的旋转动力只能来自井下马达，使其水平位移受到限制。 连续管的寿命比常规钻杆的寿命短。 用通常的连续管装置还不能完成从开钻到完钻的所有作业，需要借助于常规钻机或修井机做钻井前的准备工作，例如起出生产油管和封隔器、清洗井眼等，以及下入长段套管或尾管柱。连续管钻井的应用范围连续管钻

6、井的应用领域为： 钻小井眼井 现有井侧钻定向井 现有井加深钻井 钻浅井 欠平衡（负压）条件下钻井 在 3-1/2（8809 毫米）或更大直径油管中过油管钻井 在不用永久性安装钻井设备的海上平台或浮动生产设施上钻井 钻救援井 环境敏感区（降底噪音、场地限制、防止漫溅、光学干扰）钻井 常用的连续管钻井分类，按钻井类型，有现有井定向重钻和直井钻井两类，按工艺方式，有欠平衡钻井、平衡钻井和过平衡钻井。目前，连续管钻井广泛用于钻浅直井、现有井侧钻定向井、欠平衡钻井。在钻井过程中连续管的其它应用：取心；安放造斜器；伽码射线测量；导向工具的有线测量；下尾管和悬挂器；泡沫或液体钻井；空气雾化钻井等。连续管钻井

7、的技术水平在早期，大部分井是用 2英寸连续管和 2-7/8底部钻具组合钻成的。随后出现了2-3/8连续管和 3-1/2底部钻具组合钻 4-3/4井眼。后来发展到采用 2-7/8连续管和 4-3/4底部钻具组合钻 6-1/4井眼。 井眼通常小于 7，但已经成功钻过井眼达到13-3/4的井。1991 年至 1997 年初，ARCO 公司在德克萨斯、阿拉斯加、加里福尼亚和新墨西哥用连续管共钻了 70 多口井，其中，约 58%的井为套管开窗侧钻，42%的井为套管鞋下方钻的延伸井（包括加深井和定向水平井） ，在世界上用连续管所钻的定向水平井中占了很大比例。ARCO 公司用连续管在阿拉斯加普鲁德霍湾钻的井

8、，垂深（造斜点）大约在 27003000 米，3总井深在 3350 米左右，连续官钻井长度为 360 米左右。这些井通常是通过 4-1/2或 5-1/2生产油管钻的，也有通过 3-1/2油管钻的，其中有 3 口多分支井。1995 年至 1997年，ARCO 公司在普鲁德霍湾用连续管钻的定向水平井的平均成本是每口井大约 100 万美圆，而用修井机完成类似的井需要大约 200 万美圆。连续管所钻的井平均单井日产量为 1500 桶左右，平均投资回收期为 85 天。这一连续管钻井计划，大约 90%的钻井目标与 5%的经济目标获得了成功。1997 年 5 月，壳牌英国勘探与生产公司在北海的北 CORMO

9、RANT 油田 CN30 井中用连续管在 5和 7尾管中开窗侧钻，窗口深度为 38623866 米，总井深为 4137 米。该井中，用连续管开窗、钻 3-7/8井眼，测井，下 2-7/8尾管，射孔，日产油 1780 吨。19942000 年，BP 阿拉斯加勘探公司在阿拉斯加的北坡油田，采用连续管设备侧钻了250 口井，2001 年侧钻 62 口井，2002 年计划侧钻 46 口井。大部分的侧钻井是通过 4-1/2的油管钻 3-3/4井眼，偶尔也通过 3-1/2油管钻 3井眼。这些井的总深度为33003700 米，侧钻水平井长度为 450720 米。连续管钻井已经成为该油田的常规钻井作业。据报道

10、，去年 3 月，BP 公司在阿拉斯加的 Niakuk 油田的一口井中钻至 17500 英尺，创造了连续管钻井的世界记录。计算机模拟技术已经成为进行连续管钻井工艺设计、确定技术可行性、现场监控钻井作业、钻后评价钻井技术效果等不可缺少的手段。随着连续管钻井技术应用日益增多，它的技术水平在不断发展提高。连续管钻井系统的组成许多连续管钻井作业能使用常规的修井作业使用的连续管设备。然而，随着CTD实践的增加和CTD 作业的复杂性增加，逐渐趋向于制造CTD 专用设备。也发展了特殊的混合式设备，它可以起下连续管，也可以起下常规连接管。这类设备也允许CTU做更多的钻井相关工作，例如起下完井管柱等。钻井作业的类

11、型、地点和作业的复杂性将决定需要装备哪些地面设备。完成大部分CTD作业所需的主要设备如下： 基本连续油管设备 滚筒 连续管 连续管注入头 动力系统、液压系统、控制系统 起重机和支座 管子操作设备 压力控制设备（防喷器组） 辅助地面设备 监测和记录设备 安全和应急设备 钻井流体混合、储存、循环和处理设备 钻井、测量底部工具组合对于其中一些设备简介如下：连续油管基本设备大多数连续管钻井作业者所用的连续管基本设备与修井服务很相似（图2 ）。在某些情况下，个别设备或许要加以改进或更换，以便适应特殊用途。连续管钻井中使用较大直4径连续管的趋势导致钻井设备的尺寸与修井设备尺寸很不相同。主要基本设备简介如下

12、。图2 连续管基本设备连续管滚筒连续管滚筒的主要功能是安全地保护和储存连续管（图 3 ）。这通过避免管柱疲劳（弯图 3 CT 滚筒图 4 CT 滚筒容量曲）或机械损伤造成的过分损坏而实现。滚筒上通常连接活动弯头，使得滚筒在转动过程中能通过连续管泵送流体。对于 CTD 作业，需要内部装有电缆的连续管、接管板和收集器总成，使得连续管柱中的电缆通过转动的滚筒（电缆弯头/收集器）连接至地面。除了操作驱动马达、刹车和缠绕管子的导向装置（排管器）系统的液压管件外，CTD 作业用的滚筒上通常安装检测设备和连接器（例如 MWD 泥浆脉冲技术用的压力检测传感器，或连续管柱检测设备如直径和椭圆度检测装置）。滚筒的

13、连续管理论容量（图4）能利用下式计算。其假设条件是管子在整个滚筒上缠绕得很好。实际上难以达到这种程度，必须留有余量，以便保持滚筒的容量在实际的限度内。L = (A+C) A B K 式中 L 管子容量（英尺）；5A 管子堆叠高度（英寸）；B 滚筒两端法兰之间宽度（英寸）；C 滚筒芯轴直径（英寸）；K 不同管子尺寸的 K值 (英尺/英寸 3) 。不同管子尺寸的K值为：连续管外径（英寸）K值(英尺/英寸 3)1 0.2621-1/4 0.6181-1/2 0.1161-3/4 0.0862 0.0662-3/8 0.0462-7/8 0.0323-1/2 0.021利用驱动马达和排管器可将连续管合

14、适地排布在滚筒上。采用半径较大的滚筒能显著增加连续油管的寿命。推荐的滚筒芯轴半径见表2 。连续管即便基本的 CTD 作业也需要高性能连续管柱。例如，若钻井作业需要在同一井眼中多次起、下连续管柱，那么连续管柱的疲劳便会快速积累。另外，CTD 作业过程中卡住管柱的可能性比大多数常规修井作业更大。这不仅意味着连续管柱的性能必须最佳，而且操作人员任何时候都必须知道钻井连续管柱的工作条件限度。人们总是希望改善连续管的屈服应力以及可能使用新奇的材料如象钛合金、合成材料和陶瓷制品等，目的在于拓宽钻井深度限度，更好地监测和了解连续管在不同的压力和温度下循环使用的疲劳寿命。计算机模型已用于分析管子疲劳寿命，并在

15、钻井中用作连续管监测系统。钻新井和定向井通常使用 2-3/8或 2-7/8连续管。近来，大部分垂直井加深钻井使用 2连续管，大部分垂直新井钻井使用 2-7/8连续管。 钻井作业使用的连续管的最大外径为 3-1/2，新型的混合式钻井系统使用 3-1/4外径的连续管作为标准配置。对于几乎所有钻井作业，推荐的管柱壁厚至少 0.156，采用屈服强度为 70000psi或 80000psi 的材料制造。然而，对于钻较深的垂直井或延伸较长的水平井，或许需要屈服强度为 100000psi 或 110000psi 的材料制造。对于有些井，可能需要使用管壁厚度从0.190 逐渐减薄至 0.125的锥形管柱。通常

16、，对于给定的钻井作业，连续管的尺寸是在管子寿命（较小尺寸的管子具有较长的循环寿命，但具有较低的强度和有限的流量）和流通截面（较大尺寸的管子具有较高的强度和较大的流通截面，但具有较短的循环寿命）之间采取折衷。其结果，CTD通常使用2-3/8或2-7/8 连续管。另外，需要考虑的是，在一个给定的滚筒上能缠绕的达到所需深度的连续管的数量或起重机能支撑的最大重量。在钻井设计阶段，连续管的最佳尺寸、壁厚和屈服强度是利用连续管模拟软件以及打算要钻的井的相关井的资料确定的。如果不能利用计算机模型选择确定连续管参数，可以考虑下列推荐参数： 内部压力限度；续管运行过程中的最大泵压： 4000psi连续管处于静止

17、时的最大泵压： 5000psi 最大破坏压差： 1500psi6 最大推荐井口压力： 1500 psi 连续管最大拉力限度：制造厂公布的屈服强度的80% 连续管最大直径和椭圆度： 最大外径：连续管公称直径的106% 最小外径：连续管公称直径的96%工业界已经投入了大量的时间和精力来研究连续油管钻水平井的侧向长度限度问题。控制连续管能钻的井眼的长度的主要因素是连续管的弯曲。细长的管子在大斜度井眼或水平井眼中，在一定的正弦力的作用下将会变成正弦弯曲：Fcrs 2 （ E I W ） 1/2 Dh Dp式中 Fcrs 临界力（lbf） ；E 扬氏模数，3010 6（psi） ；I 惯性矩（in 4）

18、 ；W 油管在泥浆中的重量（lb/ft） ；DhDp 径向间隙（in） 。在正弦弯曲情况下，只有少量的重量能传递到钻头上。当轴向力达到第二个更大的临界值 Fcriu（大约比 Fcrs 大 1.4 倍）时，将出现螺旋状弯曲。在最后阶段，发生螺旋锁定，没有任何作用力能传递到钻头上，此时，连续油管不再沿水平井眼推进了。为了使连续管钻出的水平井眼最长，应尽力做到： 保持井眼干净，不要沉积岩屑。 使钻井液的密度达到最大。 使狗腿严重度（井眼曲率）降至最小。控制水平井段长度的第二个因素是不能在连续管钻井的造斜点以上部位安装加重管（钻铤/加重钻杆） 。克服这些限制因素的一种选择是采用锥型连续管柱。注入头注入

19、头（图5）提供井筒中起、下连续管所需的动力和牵引力。注入头有两条运转方向图 5 常见的注入头形状相反的牵引链条，由液压驱动。牵引链条上安装夹块，用于将连续管下入井中，以及将它从井中起出来。当连续管在井中时，注入头支撑连续管的全部重量。7CTU操作者要能利用几个液压系统完全控制连续管柱的移动这个特性很重要，因为CTD 过程中必须仔细控制钻头负荷。钻新的定向井，注入头的拉力至少为60000磅。钻加深井，如果条件允许，拉力为40000磅的注入头可能合适。常用的注入头的主要技术性能参数列于表1。鹅颈架的半径大小对连续管的寿命有很大的影响。大约百分之七十五的连续管疲劳和变形与鹅颈架相关。鹅颈架的半径大有

20、利于延长连续管的寿命。表1 注入头规格型号 最大上提能力（磅）最大下推能力（磅）最大速度（英尺/分）重量（磅）长度（英寸）宽度（英寸）高度（英寸）连续管尺寸（英寸）HR635 35000 15000 2655400（包括鹅颈架）54 46 72 3/42-3/8HR660 60000 30000 2508500（包括鹅颈架）12-3/8HR680 80000 40000 1509300（包括鹅颈架）54 52 99 1-1/23-1/2HR5100 100000 50000 14017400（包括鹅颈架）80 64 115 1-1/23-1/2最小速度能达到每分钟几英寸的平稳速度，并具有适合钻

21、井作业的卓越的速度控制能力。 鹅颈架的半径大小对连续管的寿命有很大的影响。大约百分之七十五的连续管疲劳和变形与鹅颈架相关。鹅颈架的半径大有利于延长连续管的寿命。推荐的鹅颈架半径列于表2 。表2 常用的滚筒芯轴半径和鹅颈架半径连续管外径（英寸）滚筒芯轴半径（英寸）鹅颈架半径（英寸）3/4 24 481 2030 48 541-1/4 2536 48 721-1/2 3040 48 721-3/4 3548 72 9682 4048 72 962-3/8 4854 901202-7/8 5458 901203-1/2 6570 90120动力装置动力装置的功能是给操作 CTU 和一次/二次压力控制

22、系统(例如防喷盒和 BOP 系统)提供动力。动力装置除在设备运行时提供液压动力外，它装有储能设备，能在发动机停机后在一定限度操作压力控制设备。在钻井过程中，如果非标准设备或辅助设备要由 CTD 动力装置提供动力，应当确认动力装置的输出功率是合适的，压力和流动速率是匹配的。大多数 CTD 作业持续时间长，因此需要规定在钻井过程中要适当地检查和维护动力装置，例如添加燃料油、检查润滑情况等。起重机所有CTD 作业均需要某些吊升、移动和安放钻井工具（BHA）的设备。当地条件以及设备构型将决定起重机的尺寸（高度）和起重能力。起重机常用于将注入头安放在BOP的顶部，然后就地吊着注入头。吊臂应足够长，要能在

23、支座之上处理40英尺长的BHA （钻直井/磨铣套管）或65英尺长的 BHA（钻定向井）。支座针对具体的钻井项目，CTD工程师必须确定是否需要基座以及其规格和类型。基座（图6 ）用于加大井口设备的稳定性。它的主要特点是：图6 多用途CT支座 将工作面升至高于井口设备，以便容易接近井口； 在没有起重机的情况下用于支撑注入头，升高/降低注入头位置以便于安装。当安装BHA时，允许注入头平移离开/返回井口； 在吊装注入头或BHA时给操作人员提供安全的工作平台； 在安装操作时，可以支撑BHA/管子。支座要设计得能在一定限度内调节其高度，以适应特殊的井口和周围条件。通常，支座的支腿在调节至合适高度后加以固定

24、。一种比较复杂的CTD基座是混合型装置，或千斤顶支座。其结构是在底座上有一个利用液缸升高/降低的平台。这种基座的特点是工作台高度可自由调节，并可用来起下管子，减少对于大载荷起重机或井架的依赖。管子上卸设备9管子上卸设备用于帮助确保安全和正确上卸管子和工具例如钻铤、油管接箍、套管接箍等。常规钻井使用的管子上卸设备要用于CTD作业，需要做一些小的改进，或者减小尺寸，以便于有效地操作。防喷器（BOP）系统CTD 作业所需的BOP 设备的结构很大程度上取决于作业类型和预料作业可能遇到的“最恶劣情形”的条件。有组合型式很不相同的几种BOP 系统。下述的一种或几种情景会在大多数CTD 作业中遇到：1. 低

25、压分流系统在含有害气体的浅层钻新井眼时使用。2. 钻头小于CT四闸板BOP内径钻头能通过四闸板BOP。若钻斜井，弯壳马达会进一步限制钻头外径。一般情况下，钻定向井的钻头的最大外径为3-7/8。3. 钻头大于CT四闸板BOP内径钻头不能通过四闸板 BOP。4. 混合型起/下管操作需要 BOP适合要操作的油管/ 套管的尺寸。5. 欠平衡条件下操作BHA需要特殊结构的BOP 以适应充气井条件并能控制井筒压力。对基本井控设备的要求如下： 抑制井筒压力和流体，例如提供初级封闭（防喷盒）。 能在控制条件下进行循环，例如经由钻井管柱或节流管汇循环。 将井筒返出流体或分离产物引流到安全区域进行处理或储存。 连

26、续监测钻井液的性能、流速和压力。大部分 CTD 作业， BOP 的压力等级为 5000psi 是合适的。然而，操作压力等级必须超过预计的井底压力。BOP 尺寸（或通径）取决于井眼或计划完井尺寸。通常使用的连续管 BOP 系统为 4（内径）四闸板结构。更大的 BOP 尺寸（例如 57-1/16 ）不常用；若用，通常使用单闸板或双闸板结构的防喷器。大多数情况下，至少需要半封闸板和剪切/ 全封闸板 BOP ，并且常常包括环形 BOP 以提供对多种作业的适用性。环形 BOP 能封闭任何直径的管子或工具，从全封状态到全开状态。大多数CTD 作业使用的井控设备与修井作业所用的井控设备很相似。在某些情况下，

27、个别组件可以加以改进或更换以适合特殊应用，但通常不同应用的设备可以互换使用。BOP的主要组件如下：防喷盒侧门防喷盒（图 ）是CTD作业最常用的防喷盒。它的封闭性能好，而且能在连续管作业过程中容易更换其密封件。四闸板 BOP如果内径合适，标准的四闸板BOP（图7 ）提供了合适的功能，并且安装和操作方便。较大的井眼通常需要使用7-1/16BOP。图 7 四闸板BOP单闸板 /双闸板 BOP当钻井作业需要通径大于5-1/8时，BOP组可以由6-1/8或7-1/16的单闸板或双闸10板装配而成。环形 BOP环形 BOP 的适用性极强，能适应的工具/BHA 尺寸的范围宽。其它 BOP设备用于连接、监测或

28、操作压力控制设备组的其它BOP设备包括： 压井管汇 节流管汇 反循环管汇 BOP控制器和仪表 泥浆四通/立管连续管在井中运移时由位于防喷器顶部的防喷盒加以密封。在钻井过程中和在井筒中起下管柱过程中，防喷盒一直保持着环形空间的密封。为了便于使用井底工具组合，防喷器与注入头之间有必要安装防喷管和立管。辅助设备需要何种辅助设备取决于许多因素，如地点、预期的作业期限、可利用的井场设施等。下列设备用于支持 CTD 作业，通常认为它们不属于 CT 设备： 发电机-给办公设备、照明灯、离心机、检测设备、泥浆设备（搅拌机、振动筛、循环泵）等提供电力 配电板-提供发电机与各种用电设备之间的电路连接 照明灯-为夜

29、间安全、高效作业提供灯光 空气压缩机-为 CTU 发动机启动提供空气或为气动绞车和动力工具提供压缩空气 其它-维修 CTU 所需工具和设备（包括焊机）监测和记录设备：需要将钻机作业关键参数加以监测和记录，用于编写钻井报告或用于为邻井选择钻井工艺技术和设备。CTU 监测设备CTD 作业用的大多数 CTU 配置了监测和记录系统，用于提供 CTU 和相关设备的高度可靠的数据。 CT 深度和移动-CT 循环疲劳监督和钻井进度速率评价所需的数据； CT 管柱循环压力和流速-CT 循环疲劳监督和井控所需的数据； 井口压力-井控所需的数据； CT 管重-CT 管柱监督和 BHA 受力（如钻头载荷）监督所需的

30、数据； 管子监测-确认 CT 管柱的完整性和几何形态的变化。钻井流体监测设备通常在 CTU 操作室实时显示和记录关键钻井参数（如压力、泥浆密度） 。对不正常的作业条件发出报警（例如流入量/流出量对比报警） 。通常监测和记录的参数如下： 泵压和井口压力 泵流量 流入量/流出量 钻井液密度 循环罐液面-收获量/损失量测量井眼控制和导向CTD 定向井测量通常直接使用常规定向钻井和井眼测量技术。通常要监测和记录下列11定向数据： 井眼斜度 工具面角 方位 地层评价 伽马射线 电阻率 环空压力安全和应急设备这些设备的存放地点和“随时起作用”是关键问题，例如：仅仅有防 H2S 设备是不够的，此类设备必须处

31、于操作条件下，并放置于井场周围的方便之处。钻井过程中应定期检查安全和应急设备，并在相关的日报表中记录其状态。通常支持 CTD 作业的安全和应急设备如下： 发动机紧急停车系统-位于井口周围指定的危险区域内的 CTU 发动机和泵发动机常常需要该系统； 灭火设备-至少在 CTU 的动力装置、泵送设备的动力装置、操作室或办公室附近以及燃料油罐附近要有灭火设备； 防 H2S 设备和气体检测设备-防 H2S 设备的类型、数量和安置应符合法规或企业规定； 眼睛清洗器具-通常位于钻井液配制设备附近； 人员防护器具-钻井流体安全配制设备，包括防护服、护目镜、长袖手套。如果使用腐蚀性化学剂，则需要有化学清洗剂。底

32、部钻具组合（BHA）任何钻井所需的 BHA 很大程度上取决于钻井作业的类型和复杂程度。选择 BHA 时，通常考虑技术要求、当地可得到的工具（这或许十分重要） 、人员经验、各种工具的历史和声誉。钻井 BHA 由几种组件组成，能在具有挑战性的环境发挥多种功能。每个组件或工具的操作、工作限度和可靠性将影响钻井 BHA 的整体性能。同其它 BHA 选择方法一样，在先进性（适用性）同简单性（可靠性）之间存在一个折衷。通常，BHA 按钻井类型配备。目前，钻新的垂直井，BHA 外径尺寸一般 34-3/4，取决于井下马达尺寸。钻定向井，定向工具和总成的标准尺寸为 2-3/43（注意：实际尺寸可能为在 7/83

33、-1/8范围内变化，马达为 3-3/8） 。这些尺寸看作为 3公称尺寸。钻小井眼，BHA 实际尺寸可能在2-1/43”范围内，马达为 2-3/8”。在欠平衡条件下钻定向井和垂直井，最常用的马达是 3-1/4。钻 66-3/4井眼正处于计划阶段。目前有几个钻较大井眼的项目已经在浅地层实施，需要更多的试验以及 CT 发展后才能钻更深的大井眼井。不同应用需要的钻井 BHA 或其功能会有变化。因此，针对每种应用设计的 BHA 的组件和结构将会不同。BHA（图 8、图 9）主要组件为：12图 8 钻定向井电缆 BHA 图 9 钻定向井 MWD BHA CT 连接器连续管连接器在连续油管和底部钻具组合之间

34、提供了能承受大的拉力/扭矩载荷的机械连接。有许多种结构和规格的 CT 连接器。常用三种连接器： 卡瓦式连接器。推荐使用双作用双向结构的 CT 连接器。 平头螺钉/凹穴式连接器。这种连接器的抗拉、抗扭、抗震能力较强。 压接式连接器。 止回阀用于防止井筒流体返回到连续管中。常用双瓣止回阀。 释放器投球启动的液力释放器安装在止回阀下面。当底部钻具组合遇卡时，释放器可以使连续管与底部钻具组合脱离。如果使用电缆工具，则不能使用液力释放器，而要使用电控释放器或直接拉动/剪切释放器。 循环接头落球启动循环接头安装在脱离器下面。将一个球循环至接头的球座上即可打开循环接头，钻井液从 MWD 工具和泥浆马达上方经

35、过径向分布的 6 个孔眼流入连续管外的环形空间，这样就通过消除钻井液流经底部钻具组合的压力损失和流速限制而增大循环速率。这是一种一次性打开的工具（一旦打开，则不能再投球堵上） 。 非转动连接器底部钻具组合相当长，有时需要将它分段操作。利用非转动的花键连接器可以将两段或更多段钻具连接起来。 定向器和均衡接头井下定向器用于调节马达工具面而控制井眼方向。用泥浆泵将一个压力脉冲输通过连续管输送至钻具组合，定向器内部同外部环形空间之间的压差驱动一个活塞使工具顺时针方向转动 20。压差越大，定向器产生的扭矩越大。均衡接头安装在定向器下面、井下马达上面以增加钻井液通过工具串的压降，增大定向器产生的扭矩。均衡

36、接头还能均衡泥浆泵停泵时井下泥浆马达捕集泥浆而造成的压力。13 钻铤通常钻垂直井用。使用定向工具时用无磁钻铤。 泥浆马达最常用的泥浆马达的外径为 2-7/8，7 ：8 瓣数比，具有可调节弯外壳。它们通常是高流速、中转速马达。推荐的流量为 60120GPM，转速为 200400rpm。也可以用更大的马达，这取决于要通过的环空和待钻的井眼尺寸。在钻穿油层时，推荐使用无磁转子/定子组合马达，这可减少磁干扰，允许导向工具安装于距马达 2 英尺范围内，从而改善井眼轨迹的控制。 钻头选择合适的钻头对于确保最佳的钻井结果十分关键。常用的钻头有聚晶金刚石复合片钻头、热稳定金刚石钻头或三牙轮钻头。选择钻头时要考

37、虑下列因素： 地层类型、硬度和研磨性 马达扭矩（推荐使用大扭矩马达） 马达转速 钻头的载荷 钻井液类型和流速制订钻井计划的一个重要内容是确定最佳钻井参数，即确定能产生最好成本效益的钻井特性的钻头设计、钻头载荷和钻进速率的组合。以最简单的方式而言，达到最佳钻井特性是两种极端情况的折中： 最快的钻进速率，尽可能长的钻头延续时间（钻进速率优先） ； 最长的钻头寿命和最小的非钻进时间例如起下管柱更换钻头（钻头寿命优先） 。需要确定两种极端情况的最佳点，该点能产生最小单位进尺成本。单位进尺成本是以下参数的函数： 钻头成本 起下管柱成本 设备操作成本 随钻测量（MWD）系统随钻测量系统是连续油管钻井 BH

38、A 的重要组成部分，用于在钻进条件下实现定向数据、地层参数和井下钻井参数的测量与传输。由井底向上传递测量数据，通常利用两种方法。如果钻井作业采用单相钻井液，则利用泥浆脉冲系统传递测量数据；如果钻井作业采用两相钻井液（含有可压缩性气体） ，则利用连续管电缆系统传递测量数据。对于欠平衡钻井，后者很理想，因为它不受钻井液类型（可压缩性压裂液或不可压性压裂液）的影响。测量仪器安装在无磁钻铤中，构成 MWD 系统。其中的伽马传感器用于地质跟踪和深度控制，电阻率传感器用于避开水层。BP 阿拉斯加勘探公司等三家公司合作在阿拉斯加的北坡油田进行了泥浆脉冲系统 BHA和电缆系统 BHA 应用性能的对比工作。19

39、942000 年，在阿拉斯加的北坡油田，采用连续管设备侧钻了 250 口井，其中绝大多数井是采用泥浆脉冲 MWD 和液压定向工具钻成的。鉴于电缆底部工具组合比常规泥浆脉冲系统具有数据传送快、更易操纵和减少定向时间的优点，在 2001 年，采用电缆底部工具组合侧钻 15 口井，用来证明电缆底部工具组合在该油田的适用性。两种工具组合的钻井效果对比如下所述。泥浆脉冲系统底部钻具组合14该油田通常采用的连续管钻裸眼井段的底部工具组合大约 60 英尺长，其主要组件包括：连续油管连接器、双瓣止回阀、循环接头、非转动连接器、定向器、MWD 传感器、泥浆马达和钻头。无线随钻测量工具（MWD）是正泥浆脉冲系统，

40、由涡轮发电机或锂电池提供电力。定向数据、自然伽马、电阻率等数据通过连续管内由脉冲发生器产生的泥浆脉冲传送至地面。方向探测器和伽马射线探测器安装在蒙耐尔合金钢无磁钻铤中。底部马达采用 2-7/8，3.5 级， 78 瓣数比的容积式泥浆马达。无磁转子/定子组合用于泥浆马达以减少磁性干扰，允许 MWD 工具放置于泥浆马达中。电缆系统底部钻具组合在阿拉斯加使用的电缆系统是模块式钻井与评价底部钻具组合。它与泥浆脉冲系统不同的是连续管中有一根双向电缆同底部钻具组合连接在一起。通过电缆，数据可以从底部钻具组合快速传至地面，并且控制信号和动力可以快速传至定向器。标准的电缆底部钻具组合的组成为连续管连接器、一个

41、上部快速连接器、一个电控循环与脱离器、一个包含电液定向器和井下探测器的操纵系统、机械释放工具以及容积式马达。上部快速连接器为连续管/连续管连接器、电缆以及其余的底部钻具组合之间提供机械的和电的连接。在上部快速连接器内安装电缆锚，它提供了一个“弱接点” ，当连续油管或底部钻具组合遇卡时，可以借助于“弱接点”从连续油管中拉出电缆。上部快速连接器包含一个瓣阀用以制止井筒中的流体进入连续油管。上部快速连接器的下面是电控循环与脱离器。该工具包含电控循环旁通阀和电控释放工具。利用地面信号可以在任何时候打开或关闭电控循环与脱离器，允许流体绕过泥浆马达而增加流速。在电控循环与脱离器同机械释放工具之间是操纵系统

42、，它包含电控液力定向器和井下探测传感器。钻头上的重量、环空压力、内部压力、方向参数、伽马射线都是通过电缆传至地面的标准参数。该系统通过地面计算机操作。在钻头在井底钻进的过程中，定向器可以连续地向左手方向或右手方向转动。定向器可以从左到右 400 度的范围内转动，它的转动速度为每秒 0.51。马达上面是 2 级机械释放工具，在钻头或马达卡住的情况下，该释放工具允许对底部钻具组合施加大的拉力。在比较严重卡管的情况下，该释放工具利用剪切销钉和液压动力加以释放。一种新设计的容积式马达与电缆底部钻具组合一起使用。同样是 2-7/8外径，新设计的马达提供的扭矩和动力输出是通常的连续油管钻井马达的 2 倍。

43、电缆底部钻具组合的其它可选择的特点包括：具有套管接箍定位器的上部快速连接器用于深度校正，3-1/8LWD 电阻率工具，双球阀用于安全压力控制，挠性短节允许 45/100井眼曲率。两种底部钻具组合的使用效果比较阿拉斯加北坡油田的绝大多数侧钻井是采用泥浆脉冲 MWD 和液压定向工具钻成的,仅在 2001 年，采用电缆底部工具组合侧钻了 15 口井。为使对比充分，在 2001 年用同一套连续油管钻井装备，在同一个油藏，分别采用电缆底部钻具组合和泥浆脉冲底部钻具组合侧钻的井中，选择了 6 口相似的井，其中每种钻具组合所钻的井各 3 口。这些井的基本参数见表 ，典型的井眼轨道见图 。对于钻井过程中的每步

44、作业花费的时间做了对比。由于各井的长度不同，把数据折算为钻每千英尺井花费的小时数。两种钻具组合的时间对比见图 10 。15图 10 电缆 BHA 与泥浆脉冲 BHA 性能对比表 3 侧钻井参数汇总低部钻具组合类型 泥浆脉冲系统 电缆系统井 号 1 2 3 4 5 6侧钻长度 （英尺） 1865 1480 2350 2008 1914 1766测量总深度 12368 11132 12320 12561 11601 10926造斜段长度 （英尺） 246 188 190 815 514 763造斜段井眼曲率（/100） 27 40 42 24 18 24水平段长度 （英尺） 1619 1292 2

45、160 1198 1400 1003水平段井眼曲率（/100） 10 17 10 14 14 13钻井时间（小时） 58 39 39 42 26 29循环时间（小时） 1 6 0 5 1 4日进尺（英尺） 397 345 376 455 638 605钻进速率（英尺/小时） 40.5 37.9 47.8 47.8 73.6 60.9 总的钻井时间泥浆脉冲工具钻的 3 口井的进尺速度范围是 345396 英尺/日，平均为 373 英尺/日。电缆工具的进尺速度范围大一些，为 455638 英尺/日，平均为 566 英尺/日。后者比前者增加 50%多。 底部钻具组合的处理时间钻井作业的第一步是钻具组

46、合的地面处理，包括装配和拆卸钻具组合。有点令人惊奇的是，处理电缆工具所需时间为处理泥浆脉冲工具所需时间的一半。泥浆脉冲工具需要拆卸开来更换一部分工具，而电缆工具不需要这样做。 起下管柱时间起下管柱的时间对于两种工具基本上没有差别。 测量/测井时间钻头上的重量、环空压力、内部压力、伽马射线和电阻率均每 5 秒钟通过电缆传至地面。用泥浆脉冲工具钻井时，在通常的钻井速度下，每隔 30 分钟将测量数据利用脉冲传至地面，或者每 1-1/22 分钟记录数据，每 1012 分钟测量全部数据。为获得有确定的足够数据的测量资料，对于泥浆脉冲系统，进尺速度要限制到 200 英尺/小时。对于电缆系统，测量时间比泥浆

47、脉冲系统减少 30%。 定向时间电缆定向工具具有在井底钻井时改变工具面的能力。泥浆脉冲系统用的传统液力定向器需要钻头离开井底，并利用泵循环压力启动定向器。该工艺有两点危害。其一，每次调16节工具面都要使连续管通过鹅颈架来回移动，这会增加连续管的疲劳而减少它的使用寿命。其二，泵循环压力会使页岩处于波动的超平衡条件，加重页岩的不稳定性，促使发生井筒问题。此项研究证明，使用电缆系统，完全不需要额外的定向时间，钻井时间减少 2.6 小时/1000 英尺。电缆系统在钻头处于井底的情况下进行定向操作，使得井眼轨道平滑，不存在急剧的方向变化。 钻井时间无可争辩的事实是电缆系统钻裸眼井耗时比泥浆系统优越。连续

48、管电缆系统钻井进尺速度比泥浆系统高 52%。 非钻井作业 磨铣开窗电缆底部钻具组合中的电控循环与脱离器具有旁通循环器，它可以使循环流速增加 19%。在磨铣开窗作业中，增加流速有助于移去金属屑。重要的是，电控循环与脱离器的旁通阀能够根据需要反复开关。当在井眼中起下工具时，利用旁通阀进行循环，不会损坏磨铣工具或套管，能减轻泥浆马达的磨损。在使用通常的循环器的情况下，通过连续管将一个球泵送到循环器中的球座上，才能使流体进入环形空间。这样，流体就不能进入 MWD 或泥浆马达而继续进行磨铣作业了。已经证明利用电缆系统提供钻头上的载荷和井底工作面对于磨铣开窗作业很有效。磨铣开窗作业过程中，对钻头上的载荷进行管理非常重要，采用水泥坡面体作为造斜器时尤其如此。电缆系统提供实时信息用于控制磨铣作业，能减少徒劳无益的磨铣操作。同样，电缆系统的定向器能在磨铣工具保持磨铣的条件下调整工具面。其最终结果是窗口比较平滑，造成窗口麻烦的可能性小。 完井/注水泥连续管中有电缆对完井和注水泥作业不利。目前，该油田采用的完井系统与连续管电缆钻井管柱尚不匹配。完井时需要用没有装电缆的连续管。在侧钻作业中需要打水泥塞时，也需要用没有装电缆的连续管。由上述可见，电缆钻具组合明显优于泥浆钻井组合。