作者：本书编委会
出版社：石油工业出版社
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定向井技术论文集：渤海钻探工程有限公司定向井分公司2014年度 论文精选试读：
前言
作为国内成立最早的专业化定向井公司，渤海钻探工程有限公司定向井分公司始终坚持以建设“国内一流，国际知名”集研发制造为一体的定向井专业化技术服务公司为发展目标，潜心定向井专用技术、工艺、仪器、装备、井下钻具等的研发、制造、推广，经过30年的努力，从成立之初最简单的单点定向，形成了以水平井、分支井、连通井、大位移井、丛式井、三维绕障井、套管开窗侧钻井、工程救险井、超深超大位移井水平井、高温高压水平井、定向井专用仪器研发制造、LWD地质导向技术、旋转导向技术、应用软件开发等为主的特色定向井技术，先后为国内大港、华北、冀东、长庆、大庆、辽河、吉林、胜利、四川、塔里木、渤海、东海、南海等陆地和海上油田，及菲律宾、印度尼西亚、卡塔尔、伊朗、蒙古、伊拉克、委内瑞拉等国家的油气田公司提供了定向井技术服务。技术的进步，极大地支持了公司的发展和成长，30年的实践证明，科学技术是公司发展的第一生产力。
企业的发展离不开人才的培养，公司通过系统的理论学习及专业技术论文的编写、评选，涌现出一大批具有扎实的理论功底，又具备丰富现场实践经验的高素质人才，大大地提高了企业的竞争力、知名度。2012年以来的定向井工程技术专业论文征集评比，累计收集936篇专业技术论文，通过对论文的评审、整理、编写，再将整理、提炼的工艺技术、应用实践反馈、推广到生产技术一线，实现了理论的再认识和理论对现场应用的支撑，同时，培养了公司专业技术人员浓厚的学术氛围，很好地实现了理论、技术、研发、应用的结合和人才的培育。
2014年度征集论文320篇，经过公司专家评选，63篇优秀论文入选，其中工程技术类42篇，仪器研发及应用21篇。其中的《浅析数字化钻井系统的构建与实际应用》，《磁性导向技术在平行救援井文23-6J井的应用》，《伊朗海上定向井托压问题的分析》，《连续波泥浆脉冲发生器转阀设计方法》，《泥浆脉冲信号传输过程中特殊干扰因素的分析和排除》五篇文章技术前沿、内容丰富、论点有力、文字流畅、分析到位、科学总结，对公司的技术发展和现场应用有较大的实际指导意义，获2014年度定向井公司优秀论文一等奖。
入选本集的部分论文探讨了国内外最新定向井技术发展的应用和在公司服务项目的实践情况，如针对平台密集丛式井防碰问题，文中提出最新的磁场分析防碰磁分量分析法在大港油田、冀东油田人工岛的应用；将国际上最新磁性测距技术应用到高精度测量仪器中，实现了救援井在最近距离的两井连通。论文还探讨了大量的实际问题，如针对钻井泵噪声影响泥浆脉冲传输系统解码难题，论文中提出运用数字滤波和小波变换等现代数字处理技术，对压力信号的处理方法展开相关研究，通过对现有脉冲传输系统和噪声源频率的详细分析，确立了压力脉冲信号的处理方案。针对特殊地区的一些重点项目、重点井定向施工和轨迹控制的过程分析，发现了许多实用、有价值、对今后施工有指导意义的规律，如青海柴达木地区利用分支井技术进行气藏高效、经济开发的项目，论文中记述了该项目分支井施工过程中关键的工艺过程，系统完整地总结了分支井的施工过程和施工要点，对该地区今后分支井的施工极具指导价值。而对井下钻具组合工作的状态是否会影响测量仪器的测量误差，论文中采用了一种比较简单实用的表示方法，方便现场计算，能极大地提高工作效率，并以实例进行分析计算，既能验证效果，比较准确，还可以提高井眼轨迹预测的正确率。对苏里格地区大量水平井轨迹实钻数据和钻井参数的分析、归纳，水平井施工技术难点的总结提炼，论文中提出了一套比较完整且适合提高该区块水平井安全快速钻井的技术途径及措施，等等，凡此种种不一而足。
本论文集由工程技术科组织收集，杨龙、张所生、陈景旺、谢继安、梁志丰、张爱兵、王岗、谭勇志、袁梦雷、赵小勇、张晖等进行了评审，修改、整理、编审主要由周洪林、王红义、杨龙、毛凯完成，从征集到出版凝聚了编写、审核人员的心血及智慧，在此对他们表示由衷的感谢。论文集提及的各油气田，对你们多年来对我公司的鼎力支持、理解和信任表示衷心的感谢。论文集的出版不仅是公司对技术论文撰写工作的重视，更是公司对专业技术工作的高度重视，本集的出版将进一步鼓励专业技术人员学技术、钻研技术的热情，让科技工作成为公司发展最重要的推动力。
2015年11月工艺技术磁性导向技术在平行救援井文23-6J井的应用
王栋 郑邦贤 陈翠喜 李宝鹏 孙海滨（中国石油集团渤海钻探工程公司定向井技术服务分公司）1 磁性导向技术研究现状
目前，针对目标井套管和钻杆的测距系统主要分为主动测距系统和被动测距系统。主动测距系统主要是通过自身来改变或产生某些信号量获得测量结果。被动测距系统则是通过感知目标对某个物理量的影响来获得测量结果。两者的区别在于测量者是否对测量对象施加影响。1.1 主动测距系统
主动测距系统是通过对事故井中套管、钻杆施加一定的激励量，产生磁场、电流等物理量的改变，从而获得两者之间的相对位置关系，主要包括磁场导向系统（MGT）和旋转磁场测距系统（RMRS）等。
1.1.1 MGT系统
MGT系统的出现满足了SAGD成对平行水平井距离控制精度的要求。该仪器是在1993年由加拿大的Sperry Sun Drilling Service公司和美国的Vector Magnetic公司联合研制的，它由电磁场信号源、探管及计算软件三部分组成，并使用该仪器在加拿大完成了首次对平行水平井的施工。
在成对水平井的施工中，首先将MGT工具置于下部水平井中，工作时通过电缆加电压使其活跃，在区域内产生一个具有强度和方位的电磁场。然后在上部水平井中通过改进的MWD测量系统检测接收磁场信号并通过软件计算，确定两口井之间的空间相对位置关系。通过不断地调整上部水平井的井眼轨迹，满足平行于下部水平井的工艺要求。其工艺方法如图1所示。
MGT系统是采用闭环控制的方法来钻上部水平井的水平段，这样就可以排除累计误差带来的不确定性。MGT系统的最大测量范围是30m以内，随着距离越近，测量误差越小，10m以内的距离误差为0.2m。目前，MGT系统在开采超稠油的SAGD工艺中发挥了重要作用，但它也有自身的不足之处，一是该系统必须在近距离才能实现定位功能，二是探管在钻头之后17m左右，距离较远，给井眼轨迹控制造成困难。
1.1.2 RMRS系统
RMRS这一概念是在1995年提出的，随着市场的需求，RMRS系统应运而生并且得到推广应用。该系统主要包含三部分：强磁短节、探管和计算软件。1999年该技术得到了进一步发展并逐渐走向成熟。目前RMRS技术在煤层气开采、SAGD超稠油开采、地下可溶性矿物开采和救援井等领域得到了广泛应用。
RMRS技术的硬件构成包括强磁短节和探管。强磁短节的长度约为40cm，由横行排列的多个强磁体组成，它主要用来提供一个交变的待测磁场，磁场信号的有效传播距离为50m。探管由扶正器、传感器组件、加重杆组成，其长度约为3m。当旋转的强磁短节通过洞穴井附近区域时，探管可采集强磁短节产生的磁场信号，最后通过相关软件准确计算信号源和测量仪器之间的矢量距离。RMRS系统的最大测量范围是70m，随着距离越近，测量误差越小，10m以内的距离误差为0.1m。RMRS系统工艺原理如图2所示。图1 MGT工艺方法图2 RMRS系统工艺原理1.2 被动测距系统
被动测距系统主要是通过检测事故井中套管、钻杆等对大地磁场的影响，从而获得事故井和救援井之间的相对位置关系。目前投入实际应用的被动测距系统主要有美国SDI（Sci-entific Drilling International）公司的磁场信号跟踪系统（MagTrac MWD Ranging System）和美国VM（Vector Magnetic）公司的PMR（Passive Magnetic Ranging）系统。两者原理类似，均是利用MWD系统或测斜仪自带的磁通门、加速度计等传感器检测测点的重力场信号和受目标井套管、钻杆影响的大地磁场信号，再通过MWD系统或电缆将所获得的三轴加速度计、磁通门传感器数据发送至地面，然后由地面专门的软件对数据进行处理分析后获得救援井和事故井之间的相对距离、方位信息。除此之外，还有美国Vector Magnetics公司的Wells-pot TM系列工具。
1.2.1 MagTrac系统
如图3所示，其中MWD系统或测斜仪可以是SDI公司的配套系统，也可以由第三方服务公司提供。MagTrac软件获得MWD系统或测斜仪的数据，处理后即可获得救援井和目标井的相对位置关系。该系统曾在中东、委内瑞拉等地完成多口救援井测距作业，最大探测距离为22.8m。除应用于救援井作业外，该系统还可以应用于防碰以及平行井作业等测距工作中。
1.2.2 PMR系统
PMR系统基本原理和SDI公司的MagTrac系统类似，也是利用事故井中套管（钻杆、落鱼）对大地磁场的影响来进行测量。通过获得第三方系统磁通门、加速度计等传感器的测量数据，由地面软件系统进行计算分析后可以实时计算获得救援井和事故井之间的相对位置数据（距离、方位）。同样，除应用于救援井作业外，该系统可应用于防碰等需要实时测距数据的钻井作业中。
根据事故井套管（钻杆、落鱼）磁化情况不同，PMR最大探测距离一般在5～10m之间。由于被动测距系统依赖事故井套管、钻杆等对地磁场的影响，其探测距离一般较近，同时其分辨率依赖于目标井对磁场的影响情况，有时可能难以获得较高的探测精度。
1.2.3 Wellspot TM系统
Wellspot TM系统是美国Vector Magnetics公司的Wellspot TM系列工具。Wellspot TM主要包含标准Wellspot服务、RGR服务（Wellspot TM Radial Gradient Ranging）及WSAB服务（Wellspot TM at bit）3套系统。图3 MagTrac系统图4 WSAB基本原理
Wellspot TM系列工具的基本原理是通过电极向地层中发射AC电流，进而在事故井中套管（钻杆、落鱼）上产生相应的电流，检测该电流所产生的磁场，对数据进行计算分析后即可获得救援井和事故井之间相对的距离、方位等信息。
WSAB基本原理如图4所示，其基本原理和Wellspot TM原理类似，和标准工具相比，WSAB增加了一近钻头测量短节，将测量的近钻头数据通过无线信号传输至WSAB接收器，然后通过电缆传输至地面WSAB系统，可以避免标准WellspotTM工具的起下钻施工。2 文23-6J井施工背景
文23-6x井是冀中坳陷霸县凹陷文安斜坡文23断块上的一口开发井，目的层为石炭—二叠系。设计井深2820m，斜深2946m，2005年3月6日8∶00钻至2704.52m（石炭—二叠系）发生漏失，强行起钻4柱后发生地层垮塌，钻具卡死，导致重大井下事故。爆炸松扣只起出钻杆9柱1单根，后用反扣倒出2根钻杆，鱼顶预计在284.53m左右，鱼底在2584m左右，经多次探鱼头至302m，因找不到鱼头无法进行打捞作业，放弃处理作业，打水泥塞至302m，事故完井，该井报废。
新文23-6x井是由文23-6x井向南整拖5.4m，2005年4月1日开钻，5月13日完井。完钻井深2898m（垂深2850.7m），完钻层位为石炭-二叠系，钻机月1.39台月。二开钻进至井深2820.07m发生井漏。
该断块于1984年3月投入开发，投产后地层压力下降较快，至2001年7月统计3口井的静压，最高为27.31MPa，最低为13.7MPa，根据地质提供的资料，到2006年地层压力文23断块降至12MPa，总压降约为15MPa。截至2001年7月，油层段地层压力全部在正常地层压力以下，文23井2009年10月测静压值时压力系数已低达0.38。
由于文23-6x井关系到文23储气库能否建库，因此在2010年油田公司决定对该井进行修复，经过5次打塞，在不同的方位和闭合距的情况下侧钻了5个井眼找鱼头。经多次找落鱼未果，最后结合电测分析井下情况，决定打塞，探塞面109.00m后完井。由于该井经多次打捞落鱼未果，经多次讨论后决定实施平行救援井方案，在该井旁边重新建立井口，定向钻进与老井眼重合后下尾管固井完井。
文23-6J井是冀中坳陷霸县凹陷文安斜坡文23断块上的一口平行救援井，其目标井事故井文23-6x，在施工的同时通过被动磁连通引导技术，避开新文23-6井套管的磁性干扰，确定目标井文23-6x井的落鱼钻具，并与其保持在5m左右的距离，在落鱼底钻头处下方0.3m处与目标井连通，并继续在目标井中钻进，直到盖层顶部上方（井深2667m），进行套管或者水泥封隔目标井地层，实现盖层的完全封闭，保证文23储气库成功建成。3 文23-6J的施工过程和技术难点3.1 文23-6J井的施工过程
文23-6J井2013年10月26日4∶00一开钻进，10月30日11∶00一开完，完钻井深504m，2013年11月9日11∶00二开钻进，12月1日二开完，完钻井深2500m。
主井眼：2014年12月16日16∶00三开钻进，12月24日9∶40钻进至2615.61m，钻压由118.5kN下降至80.45kN继续钻进至2616.24m，出现蹩跳，扭矩由8.5kN·m上升至10kN·m，甲方认为可能与老井眼贯通，根据两井之间关系进行工具面调整，滑动探目标井井眼，开泵下压80kN，无蹩跳现象，现场分析有可能是牙轮钻头出现问题，起钻检查钻头。起钻后钻头完好，直径为215mm（原为215.6mm）。12月25日6∶30换小钻具接152.4mm钻头（6in）下钻继续下探目标井眼，12月25日13∶54钻进至2619.28m时出现放空现象，继续钻进至2620.24m，钻压为2t，现场通过测斜数据判断已钻穿老井眼，钻出新井眼。起钻后采用各种钻具组合试图与目标井连通，长时间施工导致井眼不规则，并于12月30日划眼时出现井漏，2014年1月2日决定打塞侧钻。
第一次侧钻：2014年1月9日18∶00开始侧钻，1月18日9∶45钻进至2585.99m，钻压4t，转速40r/min，扭矩上升至8～15kN·m。第二次下放至2585.99m，扭矩9～12kN·m，现场判断有可能和目标井钻具产生接触，决定起钻换钢齿牙轮钻头进行确认。
1月19日5∶48钻至2586.78m，泵压上升至20MPa，上提钻具，泵压恢复12MPa。恢复钻进，在2587.25～2587.34m共憋压5次，上提钻具，泵压均恢复到正常泵压（12MPa），且动载正常。滑动钻进到2593.23m，并在2587～2593.23m上下拉划试图再次接触落鱼，参数无变化。
1月24日3∶30钻进至2625.1m，泵压上升，由13MPa升至17MPa，降排量至10L/s，上提遇阻，至140kN提开，上提至2615m遇阻，泵压16MPa，降排量至7L/s，上提至180kN提开，泵压正常，悬重正常。3循环（31L/s），钻井液漏失3m ，降至80冲，无漏失，上下拉划（排量28L/s）后全烃值为5.470%，再次下探至2618.3m遇阻，钻压4t。现场讨论后决定继续下探至2618.9m（转速15r/min，排量28L/s，钻压2t，扭矩7～14kN·m），反复拉划后下探到2622.46m，泵压上升至20MPa，最后决定起钻更换钻具组合。反复拉划后决定封固2623m以下复杂井段，在2528m处进行悬空侧钻.
第二次侧钻：2014年1月29日20∶30在2528m处开始悬空侧钻，1月31日控时钻进至2536m，判断侧钻成功，2月7日钻进至2617m，从数据上看已经连通，但无连通迹象，讨论决定从2598m进行第三次侧钻。
第三次侧钻：2014年2月7日23∶00从2598m进行第三次侧钻（悬空侧钻），钻进至2611.38m，判断侧钻成功，但无连通迹象，2月13日2∶00继续钻进到2631m，仍无连通迹象，决定打塞进行第四次侧钻。
第四次侧钻：2月28日12∶00从2502m进行侧钻，3月27日6∶30钻进到2686m（期间进行取芯和电测以确定最后完钻井深），完钻。3.2 文23-6J井的施工难点
3.2.1 目标井施工时间早，各项资料不完善
目标井文23-6x井于2005年事故完井，当时国内定向井技术刚处于起步阶段，钻井资料不够完善，以至于事故发生经过及定向施工过程较为简单，无法获得详细的定向资料，这就导致在进行平行连通时不能根据目标井的相关情况采用最优的连通方法。早期钻井施工队井口坐标误差、磁偏角误差以及井架高度误差等都没有准确的统计，尤其磁偏角误差直接影响轨迹的计算精度。
3.2.2 事故完井，井史资料及地质数据不完整
本井为事故完井，其落鱼底位于二次造斜段，该井段狗腿度达到9°/30m，不易连通，其后稳斜井段已起出有线随钻设备，在近70m井段只有两组测斜数据，无法准确描述该井段轨迹。
3.2.3 目标井施工时间早，仪器精度较低，轨迹误差大
文23-6x使用的有线随钻仪器进行施工，其仪器精度较低，轨迹描述不够精确。在文23-6J井的施工中，测点以上井段可以通过距离修正技术测量与目标井之间的关系，而对于测点以下井段与目标井之间的关系只能通过两井测斜数据进行计算。如何评估和减少误差成为这口井轨迹控制中较大的问题。
3.2.4 底部可通井段狗腿度变化大，增加平行连通困难
落鱼底位于文23-6x井的二次造斜井段，造斜段狗腿度接近6°/30m，且带有方位变化，正钻井需要在高狗腿的情况下不断接近目标井，难度极大。而在之后的稳斜井段因为没有仪器入井跟踪测斜，导致测斜段过于稀疏，使计算轨迹存在较大偏差，连通更加困难。
3.2.5 下部井段易发生井漏、溢流等事故
该井在石炭-二叠系容易发生井漏、井塌等井下事故，同时文23-6x井施工后打开储层，可能存在储层气体上传到上部砂层情况，从而有气体上窜造成溢流的风险，实际施工中，在上部无油储层会有油气显示，也从侧面印证了这点。
除此之外，正钻井在与目标井平行接近过程中，存在大段井段距离较近的情况，持续的钻进和震动容易破坏井壁的受力平衡和结构强度。老井长时间浸泡，井筒内压力大小难以确认，即使存在钻井液和地层流体的混合液体，一旦连通，有可能发生从点坍塌到段坍塌的连锁反应。
3.2.6 深部井眼连通迹象不明显
2010年5次寻找落鱼头的实践经验表明：如果钻遇到目标井眼，会出现黑褐色的目标井滤饼，并且发现大量云母等堵漏材料。同时会出现蹩钻跳钻等情况，根据分析还可能存在钻井液漏失、钻压突变、钻具放空等现象。
但实际施工中第一次侧钻实现了和目标井钻具的硬连通，实际连通迹象只有钻头蹩跳和岩屑中含有少量云母等堵漏材料，并未出现钻井液漏失、放空等明显连通迹象，这为以后深井连通迹象提供了很好的实践经验。4 磁性导向关键技术4.1 高精度磁性测斜仪器
从国内外相关研究可以看出，常规磁性测斜仪器在3m内才会捕捉到地磁场作用下的钻具或套管产生的异常磁性信号，其异常值约为2μT（微特斯拉）。常规测斜仪器磁场精度一般在0.1μT，实际施工中低于1μT的情况下测量数值有较大的误差。低分辨率仪器一方面降低了磁性导向位置计算精度，同时影响了磁性导向探测距离，所以实现磁性导向技术要有高精度的磁性测斜仪器，以保证目标磁性物质相对位置的计算具有较高的准确性。4.2 高精度随钻陀螺测量
目标井位置是通过正钻井的实际位置结合目标井的相对位置来计算目标井的实际位置，所以，正钻井的位置误差很大程度上决定了目标井的位置误差，因此需要使用高精度的测斜仪器，从而能更加精确地描述正钻井的实际位置。但磁性测斜仪器在接近目标井的过程中，其方位测量受到的干扰越来越大，即使能够准确地判断目标井的相对位置，但是也会因为无法判断正钻井位置而无法实现连通。所以必须采用高精度随钻陀螺仪器或者吊测陀螺仪器，考虑到轨迹控制的连续性和及时性，采用随随钻陀螺技术才能更好地进行磁性导向作业。4.3 连续磁场参数收集分析
根据连续型管柱磁体的磁场分布规律可以看出，在磁体的两端具有较强的磁感应强度，而在磁体中部几乎没有磁感应强度，这意味着只有在钻具的连接处才具有可以探测的磁场信号。因此，必须通过连续性的数据分析来判断目标井钻具的连接处位置，再进行相对位置的精确测量，通过连续性磁场参数测量配合井深跟踪，才能从宏观上找到可以进行磁性导向的判断点，再进行精确测量。4.4 高速信号传输
基于磁性导向计算的数据为井斜方位的六项参数（GX、GY、GZ、BX、BY、BZ），较大增加了定向施工及轨迹监测过程中的数据传输量，这就要求仪器有更好的传输速率以满足施工要求。
除此之外，在进行精确定位的磁性导向过程中需要在目标点附近进行大量的数据测量，通常要进行30～50个点测量来进行分析对比以确定定位点。采用常规测量方式，停泵时间和测量时间共需3～5min，因此进行一次距离修正（也就是精确定位）最少需要90min，而最多需要250min。在此期间要求仪器最大程度上静止，容易造成各种井下复杂情况，因此提高传输速率极为重要。通常电磁波测斜时间为1～2min，且不用停泵，可以将整体时间缩短到30～100min之内。
目前提高传输速率的方法主要有两种，一种是更快速和高效的信号编码和解码方式，如连续波信号传输；另一种是采取更加高速的信号传输方式，如采用电磁波信号传输。4.5 数据误差和轨迹还原
磁性引导技术的关键在于目标井和正钻井井眼位置的不确定性，常规仪器进行轨迹测量和计算过程中，误差大，可信度低。例如，某直井2000m的井眼轨迹误差达到9.3m，在对文3-6J井数据的实际统计中，磁性仪器的误差一般稳定在3～5m。即使通过各种校正方法对仪器误差进行校正，仍无法达到连通要求，所以必须通过磁性引导仪器进行钻具位置的精确磁性定位。磁性引导仪器的误差随距离改变会有较大的变化，在某些情况下精度不够稳定。文23-6井采用的是SDI公司的MagTrac系统，在较好情况下其距离修正（精确定位测量）的误差在80%～90%，除此之外还有2°的方位误差和10%的距离误差。按照这种方法计算，只有在两井相对距离达到1.5m以内时，距离修正的数据才足够精确以满足连通要求。
轨迹还原技术是实现正钻井和目标井之间精确定位的重要补充，将目标井轨迹和实际轨迹进行误差统计和轨迹还原，才能为下一步的施工提供可靠的数据。目标井一般都是用常规轨迹监测仪器，其误差精度远远达不到连通要求，通过正钻井的轨迹描述以及两井间相对位置关系，将目标井眼的轨迹进行修正计算及还原，才能保证后续的连通作业。4.6 大量实验数据样本
磁性引导技术除了从理论上建立准确的计算系统之外，需要大量的实验数据样本。因为在实际施工中，钻具或者套管的磁化程度有所不同，导致其磁感应强度有相应变化，同时，不同的地层岩性及磁导率会影响相对位置的判断。因此，磁性引导的计算方法必须通过实验数据进行校正，从而能确定相对位置的误差范围，实现磁性导向。5 总结
磁性导向技术作为复杂救援井施工的有效手段，在国际市场上已经相对成熟，文23-6J是国内首口平行救援井，在整个井的施工中运用了很多先进技术手段，为国内相关技术的研究和发展提供了宝贵的实践经验：（1）文23-6J井的施工中经历了5个井眼的施工，而且对目标井数据进行了多角度多方位的距离修正，为磁性引导技术提供了宝贵的实际数据。（2）磁性导向数据对目标井数据进行精确还原，将目标井轨迹的实际误差和理论仪器误差进行对比，对一般MWD磁性仪器的误差范围有初步的认识，目标井的实际误差均在5m以内且方向单一，这为在深井交叉防碰提供了宝贵的经验。（3）磁性导向数据提供了目标井眼的坐标数据，根据坐标数据点进行数据拟合计算，来判断落鱼底下部裸眼井段的误差大小和方向，是引导正钻井连通目标井的关键工序。（4）磁性导向技术主要分为三步施工工序：①通过目标井轨迹数据进行计算接近；②接近目标井后，通过连续磁场强度变化情况确定目标井钻具连接位置（即磁场强度最大点）；③以连接处作为精确定位点进行距离修正施工（精确定位该点的相对方向和距离）。这为国内从事该方向的研究提供了思路。
作者简介：王栋，男，1984年生，2007年毕业于中南大学信息与计算科学专业，现在渤钻定向井技术服务分公司负责技术管理，工程师。电话：13754571421，E-mail：317865311@qq.com。参考文献
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[6] 区家明，等.三维实时自动磁导向技术为定向井地下巡航绕障精准中靶指路.石油科技论坛，2012，6：9-13.磁感应防碰技术研究与应用
周洪林 王红义 张所生（中国石油集团渤海钻探工程公司定向井技术服务分公司）
应用MWD磁感应技术，可确定正钻井与老井套管间距有效感应可达2m。中石油、中石化每年钻井超过20000口，定向井超过90%。为了保证井下防碰安全，设计人员应用各种安全手段如三维绕障、预斜分离，防碰成为定向钻井中重要的安全钻井工艺。针对防碰，作业者制定了大量的安全防范技术条例，如经验距离法、安全系数法，这些措施无法保证钻具不碰邻井套管。当两井相遇后，由于测量数据受到不同位置套管磁场的干扰，数据处理会产生失真，应用磁感应防碰技术能解决各大油田上部浅层防碰难题。1 引言1.1 防碰计算方法
国内防碰广泛采用经验距离法是基于多年经验，通过应用计算软件，进行多井间的数学中心间距扫描，它的精确程度取决于磁测仪器的井斜、方位精度与测点间距及表层套管到井口完整的测斜数据。安全系数法，国外对于安全防碰采用不确定椭圆数学模型、3D法扫描，将安全系数法量化到防碰计算中。由于此类方法考虑各种误差，形成的可能性范围较大，如果严格按此安全方式施工，对于海上1.6m×1.8m井口槽内丛式井，理论上作业都是不安全的。1.2 防碰现状
1.2.1 设计原则
目前丛式井防碰设计，国内单井主要采用地区经验标准，例如大港油区上部井段1000～1500m，要求间距不小于15m，大于2000m井深间距不小于30m就认为安全。如果设计扫描低于此数据，设计部门会改变剖面，采用五段制、浅部预斜、三维绕障方式直到安全距离达到标准值。国外采用安全系数法，设计距离为1、1.25、1.5倍的安全系数，最安全的做法是保持两井间1.5倍的安全系数。
1.2.2 现场施工
目前国内防碰方法主要采用数学计算扫描，而两井是否相碰，不是采用直观的物理量值分析，而是应用扫描的最近距离的结果值。目前现状是井下有干扰（超过基值2%～3%），现场还必须施工，井下安全主要靠经验施工保证。2 磁感应防碰技术研究
定向钻井中使用MWD仪器收集井下的井斜、方位、磁场强度、地磁倾角等参数，其探管测量机构由重力加速度计、磁通门加速度计组成。对于丛式井防碰，关注磁通门水平磁场分量、垂直磁场分量，通过分析水平、垂直磁场在有磁环境中的变化规律，确定管具轴线（上下）、左右方向上的位置。2.1 MWD磁测原理
地球磁场强度平均在0.5～0.7Gs之间，地球表面的任何一点磁场强度既有大小也有方向，随着纬度的增加磁场强度值升高，如赤道为0.4Gs，南北二极为0.9Gs。通过研究不同纬度在正常情况下的水平、垂直磁场值，与磁性材料（套管、钻具）产生的干扰值进行对比，分析出二者的距离。2.2 垂直磁场分量研究
磁通门中B 轴沿着钻具、仪器轴线置放，当设计方位为东西方z向时，含磁性钻具会垂直切割大地磁场，产生了强的感应电动势，并产生感应电流形成钻具磁场。为了避开钻铤、加重钻杆、螺杆、稳定器、接头切割磁力线产生的附加磁场的影响，所以270°到90°方位应增加无磁的长度，防止磁性管具对仪器磁通门B 轴的干扰。z
垂直磁场指向地心，它不受套管极性影响，数值较为稳定。实钻防碰作业中，主要采集应用套管轴线垂直磁场强度干扰值，该值的变化量成为确定间距的物理指标。2.3 垂直磁场强度标定
将常用244mm钢级J55套管下入试验井中，分段测量8个方向磁数据，距离为0.1～2m，采用高精度随钻测斜仪进行静态磁测量，并收集数据见表1，通过对数据的整理，标定垂直磁场强度见表1。
垂直磁场分量变化表明，当测点与套管相距0.3m时，8个方向平均值为61.24μT，说明垂直磁场分量不受套管极性影响，较为平均；当正钻井测量出垂直磁场分量测量值为60μT时，理论上正钻井距老井套管0.3m。
相碰时仪器测点与套管距离：
定向组合带稳定器无磁钻铤居中时，正钻井眼为311mm，邻井为444.5mm井眼339.7mm套管时距离为0.21m；邻井为311mm井眼套管244.5mm，钻头碰邻井套管时，仪器测点实际距离为0.18m；邻井216mm井眼139.7mm套管时实际距离为0.19m。2.4 垂直磁场分量研究成果
通过应用2010年国际矢量场模型为基准值，试验场地（大港地区）垂直磁场强度为44.5μT（基值）。通过测量计算整理，由表1可知，距离在2m后，垂直磁场强度接近正常值，考虑地面测量与井下岩性的磁衰减10%～15%，确定两井间的距离，有效半径不少于2m。表1 垂直磁场强度标定值3 井眼防碰应用3.1 浅层丛式井中的应用
庄海8Nm-L8，位于大港油田埕海1-1人工岛丛式井组，目标垂深1052m，靶点方位74.37°，水平位移2035.31m。此井组为二列三十六行总计76个井口槽，井间距为2.5m。图1 庄海8Nm-L8设计轨迹与邻井关系
3.1.1 设计防碰关系
该设计井（图1），与多口邻井数据扫描距离小于10m，与庄海8Es-H8井斜深120m处防碰距离仅为1.81m；与庄海4-WS1井在斜深230m处距离为2.09m；与庄海8Es-L8井斜深50m处距离为2.47m；与庄海8Ng-H5井斜深190m处距离为3.64m；与庄海8Es-L10、庄海4-7、庄海8Es-L9井在井口处最近距离分别为2.52m、5.10m、7.55m。
3.1.2 设计剖面特点
剖面设计（图1）在多口井中间穿过，该井导管下深为48m，造斜点75m，为快速与众多井眼分离，上部剖面采用小井斜1.5°、方位控制为270°，目的是与正东庄海8Es-L10安全分开，使设计轨迹在庄海8Es-L8、庄海8Es-L10、庄海8Es-L11间穿过，具体数值见表2。表2 庄海8Nm-L8设计剖面数据续表3.2 实钻控制
本井井身结构为三开，一开311mm井眼定向，下入常规导向组合，造斜地层为平原组，应用了磁感应技术分析法完成防碰作业。
3.2.1 MWD磁干扰影响
由于与邻井套管间距离较近，影响磁性工具面值，因采用干扰工具面施工，降低了定向准确性，上部方位未控制为270°，实际在130m时方位为343°而与设计值偏差73°；二次定向增斜过程中，本应将方位控制为76°，实钻轨迹控制为130°～140°、偏差最大54°。分析其主要原因是磁场干扰影响，造成施工人员没能及时调整工具面，使实钻井眼自庄海4-WS1、庄海8Es-H8中蛇形穿过，如图2、图3所示。图2 庄海8Nm-L8实钻轨迹图3 庄海8Nm-L8实钻轨迹局部放大
3.2.2 接近水泥环
正常单根钻时平均为10min（如198.98～208.1m），同样钻井在208.1～217.7m时，钻时变慢，施工人员数次尝试滑动，显示进尺更慢，钻头有可能钻遇庄海4-WS1老井眼水泥环。此段测量总磁场强度最高值为61.64μT，垂直磁场强度为55.87μT。通过与标准值对比，理论上中心距离为0.3～0.5m，分析表明钻头没有打进水泥，没有进入此邻井井眼。
3.2.3 碰撞数据分析
邻井庄海4-WS1上部0～400m之间为直井眼，185m时井斜0.6°、方位67.15°，214m 测点为井斜0.32°、方位46.52°，而此正钻井188.7m时井斜3.7°、方位137.8°，证明没有进入老井中，后采用复合钻井方式钻井。
自217.7～230m为检验两井分离情况，采用滑动钻进钻时恢复正常值，顺利分离。钻至236m，测点数据表明垂直磁场强度为38.79μT，通过与标准值对比，理论上中心距离大于2m，此时井眼安全。
庄海8Nm-L8磁感应距离标定见表3，庄海8Nm-L8 MWD磁测量数据见表4。表3 庄海8Nm-L8磁感应距离标定注：表中理论值由地区标准磁模型计算得出。表4 庄海8Nm-L8 MWD磁测量数据续表4 成果
应用磁感应技术防碰测量方法，在不增加仪器设备的基础上，结合防碰扫描数据相互对比，能分析出正钻井是否与老井相碰，上部浅层采用MWD测量感应出周围2m以内的244.5mm套管。如图4所示，采用中心点距离扫描图可知，正钻井庄海8Nm-L8，与庄海8Es-H8在140m最近距离只有1.1m，通过与表3数值比较，实际结果与磁测量结果相符；而庄海4-WS1在234m处最近点与点距离为0.4m，通过与表3磁感应分析数值比较，236m时实际距离超过2m。
实钻中在208.1～217.7m钻时出现异常磁干扰强，而236m磁场正常说明中心点间距扫描数据误差较大，而磁感应对比方法更具实用性。图4 庄海8Nm-L8实钻轨迹扫描
采用MWD磁场分析方法可直观显示出磁异常值。通过测量数据的变化值可能直观地发现危险防碰井段在何处。如100～240m垂直磁场与地磁模型标准线变化明显，表明了实钻井眼与邻井较近有防碰风险，从而提醒施工人员采取有针对性的钻头、钻具、轨迹调整措施，为高密度丛式井钻井提供安全保障。5 结论（1）通过对比垂直磁场强度的变化值可以确定套管距离。（2）浅层采用MWD接收邻井套管干扰磁场强度值有效范围可达2m。（3）依据磁场异常标定差值，量化干扰值，可标定距离，可应用于正钻井，现场可有效防止碰套管事故。（4）随着井深增加及套管直径变化，磁衰减会影响磁测距的准确性，深层防碰需要进一步研究。
作者简介：周洪林，1970年出生，1989年毕业于大港石油学校钻井工程专业，工程师，现就职于渤钻定向井公司工程技术科。电话：022-25975659；E-mail：zhouhlin@cnpc.com.cn。参考文献
[1] 狄勤丰.滑动式导向钻具组合复合钻井时导向力计算分析[J].石油钻采工艺，2000，22（1）：14-16.
[2] M.J.埃克诺门德斯.油井建井工程：钻井油井完井[M].万仁溥.张琪译.北京：石油工业出版社，2001.苏里格水平井轨迹控制及问题探讨
陈立震 殷召海（中国石油集团渤海钻探工程公司定向井技术服务分公司）1 引言
苏里格气田属于低孔低渗透致密性气田，目的层埋藏深，上部地层易发生缩径、漏失、垮塌等风险，且目的层具有研磨性强、地层变化大，轨迹控制难度较大等特点。布设的三开水平井及水平井钻井综合配套技术的应用，可封堵上部复杂地层，规避井下风险，提高钻井时效和单井产能，降低综合开发成本。2013年以来苏里格气田为进一步缩短开发周期，缩减开发成本，优化完井方式，逐步布设二开水平井，苏××-××-XH井是苏25区块布设的第四口二开水平井。针对苏里格气田上部地层易漏易掉块易卡、砂泥岩明显不均质等地层特点，首先，在设计中优化井身结构（一开表套封隔直罗组易漏易卡复杂地层，二开造斜井段采用双圆弧轨迹设计，优化靶前位移，根据钻机载荷能力优选水平段长）；其次，优选盐水钻井液体系，控制失水，最大限度地限制上部泥岩水敏效应。2 概况
苏××-××-XH井位于内蒙古鄂尔多斯市乌审旗嘎图呼和陶勒盖，构造位置为鄂尔多斯盆地伊陕斜坡苏25区块，目的层为盒8下2，设计井深为4227.72m，设计完钻垂深为3182.93m，靶前位移407.27m，水平段长800m，设计造斜点2820m。本井实际完钻井深4216m，实际造斜点2830m，实际着陆点3416m，实际水平段长800m，钻井周期35.02d，机械钻速9.8m/h。本井在造斜段使用165mm1.5°单扶螺杆，水平段使用172mm1°双扶螺杆，仪器均使用HL-MWD+Gama随钻测量。该井井身结构示意图如图1所示。图1 井身结构示意图3 165mm螺杆在造斜段中的应用3.1 上直段数据校正后待钻设计
上直段数据校正后待钻设计如表1所示。表1 待钻设计表3.2 造斜段施工统计分析
本井二开定向段使用165mm1.5°动力钻具定向，下入井深2810m，起出井深3396m。钻进至井深2830m定向造斜，钻进至井深3396m，实测数据为3381/86.22/345.1/3185.96，根据地质要求起钻换1°单弯调平。设计造斜点2820m，实际造斜点2830m。（1）定向段钻具组合及钻井参数。
第一趟钻钻具组合：215.9mmPDC×0.35m+165mm 1.5°单扶螺杆×7.7m+165mm浮阀×0.5m+172mm定向短节×0.79m+172mm无磁钻铤×9.05m+127mm无磁加重钻杆×9.08m+ 165mm防磨接头×0.5m+127mm加重钻杆×217.17m+127mm钻杆若干。
钻井参数：钻压6t，排量34L/s，泵压15MPa，转速（56+DN）r/min。
第二趟钻钻具组合：215.9mmPDC×0.35m+165mm1.5°单扶螺杆×7.7m+165mm浮阀×0.5m+172mm定向短节×0.79m+172mm无磁钻铤×9.05m+127mm无磁加重钻杆×9.08m+165mm防磨接头×0.5m+127mm钻杆×431.75m+127mm加重钻杆×217.17m+127mm钻杆若干。
钻井参数：钻压8t，排量34L/s，泵压16MPa，转速（56+DN）r/min。（2）造斜井段数据统计及分析。
第一趟钻由于上石盒子组砂泥岩互层较多，较大地影响了定向造斜率的高低，砂岩井段的定向复合增斜率明显偏高，比如2907～2927m砂岩井段，随钻伽马值为37～70API；2927～2960m泥岩井段，随钻伽马值为100～140API。两段比较来看，泥岩井段造斜率明显较低，同样定向4m段长，井斜相差0.4°～0.6°，所以砂泥岩互层井段和仪器伽马盲区对造斜率造成了较大的影响。
第二趟钻由于此前在3059m处实测井斜较二次设计小0.8°，实钻轨迹较二次设计曲线靠下0.35～0.4m，故随钻调整钻至3130m，保持5.5°造斜率。3096～3130m段平均每单根定向段长2.88m，平均造斜率为5.17°/30m。此后井段执行4.2°/30m造斜率施工，3130～3396m平均定向段长0.98m，平均造斜率4.48°/30m。自井深3130m开始至3396m，每次定向段长控制在3.2～2m，转动增斜率为（0.1°～0.133°）/m，定向造斜率为（0.38°～0.49°）/m，工具滑动造斜能力略有增加。
从两趟钻岩性分布来看，由于井斜的增加，轨迹穿过各不均质地层的井段加长，造斜率突变现象有适当改善，同时随着井斜的增加，单扶螺杆转动增斜趋势逐渐升高。3.3 小结（1）165mm单扶螺杆造斜能力优势。
本井第一趟钻滑动进尺105m，滑动百分比36.71%；第二趟钻滑动进尺40.87m，滑动百分比13.65%。两趟钻总进尺586m，总滑动进尺146.37m，滑动总百分比为24.98%，滑动增斜率（0.38°～0.49°）/m，本井转动增斜率45°以后为（1°～1.33°）/10m。比较苏76-2-9H、靖50-05H2、苏76-6-12H井，靶前位移均在450m左右，均使用172mm单扶去高边1.5°螺杆，井斜45°后期井段各井滑动百分比分别为33.60%、26.93%、37.04%，而使用165mm单扶螺杆的本井及苏76-1-7H井斜45°后期井段各井滑动百分比分别为13.65%、12.13%。因此，仅从各井45°后期井段统计数据来看，165mm螺杆的转动增斜率比172mm单扶去高边螺杆高（0.4°～0.5°）/10m，所以165mm螺杆在45°～90°井段造斜能力优势明显，对机速的提高有很大的贡献。（2）165mm螺杆的适用性。
由于165mm螺杆后期转动增斜率较高，结合苏里格地区施工特点，在不考虑直井段位移的情况下，假设靶点垂深3189m，利用Compass软件采用双圆弧轨迹曲线（无中间调整井段）分别做靶前距450m、400m、350m，设置入窗调整井段为50m，结合165mm螺杆转动增斜率在（3.4°～4.2°）/30m的特点，设置入窗调整段全角变化率为3.6°/30m、4°/30m，意为假定转动入窗，提高钻井机械钻速。由以上条件在软件中做6次轨迹设计，对比全角变化率变化情况，统计数据如表2、表3所示。表2 入窗调整段全角变化率为3.6°/30m表3 入窗调整段全角变化率为4°/30m
从以上两表不难看出，入窗调整段全角变化率为3.6°/30m和4°/30m对斜井段长、节点井斜影响不大。但从分段造斜率情况来看，靶前距400m在井斜45°以后设计全角变化率与165mm单扶螺杆转动增斜率最相近，也就是说靶前距400m左右水平井的斜井段使用165mm螺杆最易提速，滑动百分比也相对最小。而靶前距450m，如单扶螺杆转动增斜率超过3.6°/30m，需控制45°以后井段的转动增斜率，钻压得不到释放，最易发生反扣井斜情况，从而影响斜井段速度。靶前距350m对上部斜井段的造斜率要求较高，一旦有地层等因素影响，转动入窗的概率极低。4 水平段施工问题探讨
本井水平段入窗井深3416m，完钻井深4216m，水平段共800m，施工周期14.08d，水平段共五趟钻，在水平段施工过程中分别出现滑动钻进降斜效果差、无磁钻铤刺漏、转动降斜滑动增斜效果差甚至无效、摩阻较大、起下钻遇阻等诸多问题。下文就滑动钻进效果、摩阻及井眼清洁、钻具刺漏进行简要分析和探讨。4.1 水平段滑动钻进效果分析
水平段钻次数据统计见表4、表5。表4 水平段钻次数据统计表A表5 水平段钻次数据统计表B
以上三趟钻钻具组合均采用172mm1°螺杆，螺杆扶正器尺寸均为210mm×212mm，第一趟钻和第五趟采用同一根螺杆、同一扶正器、同型号钻头。从两表数据不难看出：（1）滑动增斜率逐渐降低，故滑动百分比后期增高，螺杆实际增斜能力远低于其理论造斜能力。施工中曾多次出现单次定向3m或4m无效或涨0.1m或0.2m的现象，这样施工中不得不加大单次滑动进尺和连续定向次数。（2）滑动降斜率逐渐增大。（3）从钻头使用的情况看，第三趟钻TH2565B六刀翼长保径钻头转动稳斜效果好。（4）滑动钻压不断增大。随着井眼的推进，裸眼井段、岩屑床井段不断增大，滑动摩阻也逐渐增大。4.2 摩阻及井眼清洁
摩阻计算结果如表6、图2所示。表6 Wellplan软件摩阻计算结果图2 Wellplan软件计算数据图
本井从定向施工起就应用Wellplan软件进行摩阻扭矩计算，对摩阻系数进行校核，对未来井眼摩阻扭矩进行计算，并通过迟到时间反算井眼扩大率来计算岩屑床厚度，这对现场施工提供了强有力的理论支撑。从表6、图2中可以看出，摩阻逐渐增大，滑动钻进时钻具发生正弦弯曲的临界钻压逐渐减小，无效进尺不断增多，给滑动钻进带来较大困难，这也是后期滑动增斜无效果和效果极微的原因之一。
利用Wellplan软件实时计算，本井钻进至3396m，自3139m出现岩屑床，厚度8.77mm，岩屑浓度达2.02%，井眼清洁状况良好；钻进至3990m，岩屑床厚度在3230m处达到20.24mm，岩屑浓度4.8%，钻进至完钻井深4216m，岩屑床厚度在3230m处达到18.07mm，岩屑浓度4.59%。在实际施工过程中，往往将井眼直径的10%作为岩屑床厚度的安全底限，大位移井及水平井岩屑浓度一般建议不超过5%。施工中通过技术划眼、调整钻井液性能、循环、短起下、提高固控设备使用率等技术措施来减小岩屑床的厚度和岩屑浓度。4.3 工具故障分析
4.3.1 过程描述
水平段第二趟钻（3572～3585m）：
钻具组合：215.9mmPDC×0.35m+172mm1°单扶（210mm）螺杆×8.14m+212mm扶正器×0.51m+165mm浮阀×0.5m+172mm定向短节×0.79m+172mm无磁钻铤×9.11m+127mm无磁加重钻杆×9.05m+165mm防磨接头×0.48m+127mm钻杆×1149.2m+127mm加重钻杆×217.17m+127mm钻杆若干。
钻井参数：钻压5～6t，排量37L/s，泵压14.5～14MPa，转速（56+DN）r/min。
井口测试螺杆仪器泵压6.5～7.5 MPa，信号幅值1200，螺杆仪器均正常。下钻40柱测试仪器幅值1000，泵压10MPa。下钻到底循环，柴油机转速1300r/min，排量37L/s，循环泵压14.50MPa，仪器信号幅值40～50。泵压较上趟钻起钻前泵压低2.5MPa左右。初步分析为仪器脱键。钻进至3576m时仪器信号幅值仍为50左右。转动钻进时泵压15.3MPa，较上趟钻起钻前泵压低2.5～3.5MPa，初步分析为仪器脱键或钻具刺漏。期间大幅度活动钻具，频繁开泵停泵无果。随后开泵测斜，泵压恢复为17～17.5 MPa，信号幅值350，波形正常。测斜完毕，测斜参数正常。但在开转盘后，泵压立即下降至14.5 MPa。保持原钻井参数钻进至井深3585m无改观。分析井下刺漏的可能性大，循环1h后起钻至井深3165m上提下放遇阻，开泵循环、倒划眼3.5h，倒划至3125m处循环，循环3.5h继续起钻。起钻出井后发现无磁加重钻杆距外螺纹阶台面上方3.72m处本体上有一不规则孔洞（图3）。轴向最大直径40mm，横向最大直径30mm。
井口开泵测试螺杆仪器，憋泵。起出仪器时，气动绞车上提仪器阻力及拉力极大，多次试上提才将仪器起出。仪器引鞋、筛屏两处有大量泥砂堵死（图4）。甩MWD短节，发现短节内有泥砂和大量棱角分明的岩屑，钻井液通道全部堵死（图5、图6、图7）。图3 无磁加重钻杆刺漏孔洞图4 引鞋处泥砂堵塞图图5 MWD短节内螺纹端部分岩屑图6 MWD短节内循环套堵塞程度图7 循环套取出后图片
4.3.2 信号衰弱简析
试读结束[说明：试读内容隐藏了图片]