南海东部大位移井技术简介

1、单击此处编辑副标题单击此处编辑副标题工程技术深圳分公司工程技术深圳分公司宋吉明宋吉明 20142014年年7 7月月汇报内容汇报内容 erw基本概念 erd技术特点南海东部erd技术介绍 总结与建议erw基本概念基本概念大位移井是一种具有自己技术特点和条件的特殊定向井q业界没有明确的定义：q国外定义：水垂比2(满足测量井深15000ft/4572m）。q新版海洋钻井手册定义：水垂比2(满足测量井深3000m）或水平位移3000m 。 q南海东部：流花和西江24-1油田生产调整井均为大位移井，部分井属于高水垂比大位移井。erd业界领先的k&m公司关于大位移井的定义erw基本概念基本概念e

2、rw开发意义开发意义erd技术及其开发模式具备竞争力 l利用现有钻井生产设施滚动开发-降低油田开发综合成本l降低海上油气田商业开发门槛-卫星构造油藏得到开发l老油田综合产量递减快-利用周边构造增储上产l常规钻井技术受到限制-erd技术及工艺的快速发展erw简介简介 大位移井钻井技术难度大,经济效益较好,对使用仪器和工具有较高要求,是一项系统性高新钻井配套技术,从90年代起进入了迅猛发展时期。 目前已逐渐发展成为一套有自有理论和经验集成的钻井工艺。erw发展历程及未来发展历程及未来l1978年，esso 率先进行了大位移井实践，井深5500米，作业持续1年，多次发生卡钻事故。l1988年后在挪威

3、等国家得到比较广的应用l1992年，bp在北海 wytch farm开发项目采用大位移井技术（建人工岛），并创造世界大位移井钻井记录，推动了大位移井在世界各地的应用和发展l深水erd是shell在gom约5000英尺水深钻成，总井深9097米，水平位移5899米，垂深5516米，水垂比1.07前景：前景：超长大位移井井深在超长大位移井井深在11000110001500015000米，技术瓶颈是米，技术瓶颈是ecdecd和和扭矩摩扭矩摩阻阻 经济效益经济效益我国海洋大位移井起步于我国海洋大位移井起步于90年代，已跻身世界前列。年代，已跻身世界前列。erw当前世界纪录当前世界纪录y 目前世界纪录由

4、埃克森美孚石油公司13年6月份在萨哈林岛（中国称：库页岛）完成。y 目前世界前10的世界纪录萨哈林项目有8个名列其中。y 平均钻完井周期70天作业（有一口井12345m，建井周期仅45天）。目前世界记录:chayvo z42井总井深=12700米q 水平位移11838米q 垂深2343米q 水垂比=5.1q 创造多项世界纪录erw前世界纪录(offshore)y 前世界纪录由马士基石油公司08年5月份在卡塔尔海上油田完成。y 使用斯伦贝谢pd及exceed两次钻完。y 钻井周期仅36天。前世界记录:maersk oil qatar al shaheen fieldbd-04a井总井深=1228

5、9米q 水平位移10902米q 垂深1039.7米q 水垂比=10.485q 08年5月完成，创造10项世界纪录当时的10项世界纪录:世界上最深的井：比前苏联cy-3（科拉3）井深29m。最长裸眼=10807m难度系数8.279最长mwd及lwd地质导向传输距离最深的无电池井下作业z42井身结构设计井身结构设计erw国内纪录国内纪录西江西江24-3-a1424-3-a14： 总井深：9238m9238m 垂深：2985m2985m 水平位移：8063m8063m 水垂比：2.72.7流花流花11-1-b3erw411-1-b3erw4： 总井深：6300m6300m 垂深：1230m1230m

6、（泥线以下约900m900m） 水平位移：5634m5634m 水垂比：4.58(4.58(泥线算为6.13m)6.13m)位移最大水垂比最大worldwide erw record(包括陆地包括陆地)xj24-3-a14lh11-1-b3erw4offshore worldwide erw recordbd-04axj24-3-a14lh11-1-b3erw4汇报内容汇报内容 erw基本概念 erd技术特点南海东部erd技术介绍 总结与建议erw技术特点技术特点大井斜长井段重力效应大摩阻扭矩滑动钻进困难加钻压困难钻速慢岩屑堆积井下事故钻时长井壁稳定长稳斜裸眼段下套管困难轨迹测量难控制困难井眼

7、清洁井身质量差套管磨损大erd技术特点技术特点大位移井钻井技术特点设备及其操作井壁稳定控制定向控制井眼净化控制摩阻扭矩控制泥浆性能控制固井设计及作业钻柱设计及钻头司钻操作水平钻机设备能力钻前控制及钻井作业下套管设计及作业完井方法1.扭矩大、摩阻大、侧向力大：在长裸眼段或小井眼大位移井受限问题表现突出2.管柱屈曲：摩阻累积使管柱受压而发生屈曲，严重时发生螺旋屈曲3.井眼清洁困难：流速分层加剧，岩屑床的厚度较大，只能通过机械和分散两种方式来改进4.井壁稳定性差：井斜大及裸眼时间长易导致井壁失稳5.当量循环密度（ecd）高：影响井眼井壁稳定性， ecd波动比常规井严重6.井控难度大：长裸眼井段易于产

8、生抽吸溢流，钻井作业安全窗口较小，发生井涌时，由于井眼容积大，导致钻井液加重时间长，压井时间长7.录井判断困难：滞后时间长，岩屑床坍塌堆置，导致岩屑甄别困难8.泥浆脉冲信号的实时信号强度和传输速度问题：数据传输速度越快，信号强度衰减越快，受井深、泥浆粘度高、泵效不高、噪音大等等影响越大9.精准中靶难度高：受到不确定性误差椭圆影响10.套管磨损：在造斜段，钻具受拉，钻具高转速清砂，由于侧向力的存在，使高转速钻具接头与 接触套管面产生磨损 11.射孔校深困难12.完井和测试难度大erw钻井面临的难点与挑战钻井面临的难点与挑战erw钻井难度系数钻井难度系数大位移井难度随大位移井难度随深度深度(特别是

9、特别是tvd)增加而增加增加而增加erd需要解决的关键技术需要解决的关键技术井壁稳定 地应力方向，及随井轨的变化规律？ 钻井液密度窗口？ 实时ecd监控，等等？井眼清洁 钻井液类型的选择？ 循环系统的能力？ 工艺措施，等等？ 固控能力？摩阻扭矩 钻进扭矩大，钻柱强度破坏？ 下套管困难，甚至无法下入？ 钻杆与套管摩阻大，套管磨损？ 起钻负荷大，下钻阻力大，等等？相互影响怎么办？汇报内容汇报内容 erw基本概念 erd技术特点南海东部erd技术介绍 总结与建议1996-2013年期间，南海东部海域共完成超过60口大位移井(含领眼井和侧钻井) 最大值指标u 最大测量井深：9292.0m， 西江24-

10、3-a22st01_erw井；u 最大水平位移：8222.13m，西江24-3-a22st01_erw井；u 最大水垂比：6.34，流花11-1-b3erw4井(水下井口)；u 最大作业水深：310.77m，流花11-1油田。西江24-3-a14井创造三项世界纪录和获得两项世界纪录第二的好成绩！中国近海高水垂比大位移钻井关键技术研究及应用 荣获2007年度国家科技进步二等奖西江24-1 erw井惠州25-4 erw井番禺11-6 erw井流花11-1 erw井流花11-1 erw井番禺30-1 erw井陆丰22-1 erw井南海东部南海东部erw钻井概况钻井概况西江西江24-3-a1424-3

11、-a14井创造三项世界纪录和获得两项世界纪录第二的好成绩井创造三项世界纪录和获得两项世界纪录第二的好成绩世界记录之一：创造全井水平位移8062.7m的世界记录原bp公司1995年在wytch farm 1m-05sp创造的记录为8035m；世界记录之二：创造了12-1/4”裸眼井段最长5032m的世界记录；世界记录之三：mwd/lwd实时传输接受信号深度创9106m的最深世界记录；世界记录第二：9238m的完钻井深在大位移延伸井中列居世界第二位第一位是北海30/6-c-26井，该井完钻井深为9327m世界记录第二：9-5/8”套管下深为6752m，列居世界第二位第一位是e.r.baclen n

12、o.1 的9-5/8”套管下深7132m。流花流花11-111-1油田获得三项最好指标油田获得三项最好指标创造了水平位移5634m、水垂比6.34等世界超300米水深最好指标。刷新并创造了一只pdc钻头一次入井进尺4380m的海洋钻井记录。旋转导向工具创造了一次入井进尺4380m的世界最好成绩。南海东部南海东部erw钻井概况钻井概况南海东部南海东部erw钻井技术研究钻井技术研究南海东部大位移井钻完井综合技术研究： 流花油田大位移井礁灰岩水平井完井技术； 流花油田大位移井极限延伸理论； 流花油田大位移井风险评估体系； 8000m大位移井可行性研究； 大位移井井壁稳定性研究等。参与单位：1、中国石

13、油大学（北京）-井壁稳定性、管柱力学分析、风险评估体系、大位移井极限理论研究等。2、西南石油大学-大位移井水基钻井液体系优化研究 、礁灰岩储层完井技术。3、长江大学-大位移井井眼清洁技术研究及优化、固井优化措施等。4、 k&m-8000m大位移井可行性研究、大位移井培训等u 丰富了大位移延伸井钻井技术理论，提出如下三大极限大位移延伸井裸眼延伸极限南海东部南海东部erd技术技术-理论支持理论支持u 丰富了大位移延伸井钻井技术理论，提出如下三大极限大位移延伸井水力延伸极限南海东部南海东部erd技术技术-理论支持理论支持u 丰富了大位移延伸井钻井技术理论，提出如下三大极限大位移延伸井套管柱下

14、深极限南海东部南海东部erd技术技术-理论支持理论支持南海东部南海东部erw钻井技术钻井技术1.1997-至今，西江24-1边际油田和流花11-1东高点3井区油藏得到开发，并延长了整体油田经济开发寿命2.形成了以流花11-1油田为代表的高水垂比大位移井钻井技术3.形成了以西江油田为代表的超长距离、一次多靶和大位移井侧钻新井的大位移井技术4.大位移井的实施使原无法独立开发或不具有经济效益的构造得以开发5.1997至今，流花和西江油田应用的大位移井项目实现：投资25亿元，新增产油74百万桶，新增产值200亿元 大位移井开发模式成为南海东部海域油气田开发的重要途径南海东部南海东部erd技术技术大位移

15、井作业仍然是南海东部海域近年来钻完井工作重点，也是最大的难点，对我们日常钻完井工作提出了很大的考验，在多年的摸索和实践逐渐形成了一套适用南海东部海域的erw钻完井技术：123南海东部南海东部erd技术技术q优化轨迹设计、减少局部高侧向力q旋转导向工具和系统q测量工具及其井下实时监测工具q降扭矩和摩阻工具q井下泥浆当量密度监测器q漂浮接箍及其相关附件q高扭矩可旋转尾管挂及其相关附件q开窗磨铣工具q匹配于旋转导向系统使用的钻头q良好的摩阻扭矩计算软件系统南海东部南海东部erd技术介绍技术介绍y最大水平地应力方位y根据不稳定计算，确定各段地层安全密度窗口确定y地层水平地应力随井斜方位的变化规律，确定

16、合理的钻井液密度及井身结构。y钻井液适配性研究y实时ecd监控井壁稳定性研究井壁稳定性研究最大主应力方位n140e井壁稳定性研究井壁稳定性研究裸眼延伸极限长度地层安全钻井密度窗口钻井环空压耗当量密度垂深井壁稳定性研究井壁稳定性研究井壁稳定性研究井壁稳定性研究井号井号/ /井井深深编号编号取芯方位取芯方位直径直径(mm)(mm)长度长度(mm)(mm)重量重量( g )( g )密度密度(g/cm(g/cm3 3) )围压围压(mpa)(mpa)强度强度(mpa)(mpa)弹性模量弹性模量(mpa)(mpa)泊松比泊松比lh11-2lh11-2井井3-30/1263-30/1261500m150

17、0m1-11-1垂直垂直24.9324.9342.7142.7151.951.92.49072.49070 098.6898.683.8593.859* *10104 40.2460.2461-21-2垂直垂直25.0825.0840.2440.2448.848.82.45602.45601010131.2131.21.1251.125* *10104 40.2500.2501-31-3垂直垂直25.0625.0630.2330.2336.336.32.43572.4357202090.6490.648.4178.417* *10103 30.2640.2641-41-4水平水平25.3625

18、.3650.6650.6661.061.02.38502.38500 077.7677.763.4003.400* *10104 40.2660.266lh11-3lh11-32-65/1252-65/1251560m1560m2-12-1水平水平25.0625.0642.2642.2647.547.52.27992.27990 044.8644.862.7732.773* *10104 40.2650.2652-22-2水平水平25.0425.0435.1635.1639.739.72.29402.2940101080.2380.234.5764.576* *10104 40.2580.25

19、82-32-3水平水平25.0125.0127.2627.2631.231.22.33092.33092020119.7119.75.7855.785* *10104 40.2490.249建立了流花11-1油田地层强度剖面lh11-1-1a井地应力剖面 井壁稳定性研究井壁稳定性研究流花11-1油田地应力测试结果水平最大主应力方位n140e井壁稳定性研究井壁稳定性研究 韩江组：坍塌压力随井斜方位在1.031.15之间变化 珠江组：坍塌压力随井斜方位在0.830.93之间韩江组地层坍塌压力风险分布珠江组地层坍塌压力风险分布流花流花erwerw地层地层y 韩江组泥岩地层：大位移井坍塌压力随井斜方位

20、在1.031.15之间变化，允许井壁局部坍塌，泥浆密度可以降低0.06；漏失压力在1.331.42之间变化，随井深的增加漏失压力略有降低；破裂压力在1.56 2.52之间变化。y 珠江组灰岩储层，水平井坍塌压力随井斜方位在0.830.93之间变化，可以采用欠平衡钻井方式，漏失压力下限在1.431.45左右；破裂压力在1.601.90 之间变化。井壁稳定性研究井壁稳定性研究井壁稳定性研究井壁稳定性研究井壁稳定研究井壁稳定研究 成功应用于流花11-1油田近海高水垂比erw流花流花11-1-b3erw411-1-b3erw4： 总井深：6300m6300m 垂深：1230m1230m（泥线以下约90

21、0m900m） 水平位移：5634m5634m 水垂比：4.58(4.58(泥线算为6.13m)6.13m)erd防磨减扭技术防磨减扭技术1 1、轨迹优化设计、轨迹优化设计1） 井眼轨迹采用悬链线设计，特别是对于造斜起始段，逐渐增加造斜率，从而得到一条平缓光滑的增斜段；2） 对于浅层增斜段，使用旋转导向工具，可以最大程度确保造斜均匀；避免使用马达带来的狗腿不均匀，使得钻具或套管受到较大侧向力；3） 最初设计初始造斜率：2.2度/30米; 采用悬连线优化设计：初始造斜率逐渐0.25度缓慢增加，但控制不超过2.5度慢慢增斜到设计稳斜段；在降斜段控制0.6-1.6/30m之内。4） 严格控制井眼曲率

22、3.5/30m以内。5） 采用较少垂深而得到较大的水平位移，以减低作业难度 选择管柱的摩阻和扭矩最小的轨道剖面erd防磨减扭技术防磨减扭技术广泛采用低毒合成基油基泥浆（西江油田使用：versaclean）提高油水比：y试验表明，90：10的油水比与62：38的油水比进行比较，前者比后者摩阻降低50%（金属对金属相摩擦减小50%，金属对砂相减少40%左右）。y实际使用在12-1/4“井眼，油水比为75：25。y在8-1/2“井眼，油水比为85：15。使用塑料小球：y据试验，使用塑料小球，可降低摩阻摩扭15%；y从井深7248米开始用，井深超过9000米后，每钻一个立柱，加入塑料小球约123公斤。

23、2 2、提高钻井液的润滑性能、提高钻井液的润滑性能摩擦系数对比：水基泥浆油基泥浆 合成基油基泥浆erd防磨减扭技术防磨减扭技术钻柱旋转扭矩问题：主要办法提高钻杆的抗扭能力。（1）使用高抗扭的螺纹脂；据说可提高抗扭27%。（2）采用高扭矩的螺纹联接y多级螺纹或多级台肩，可增大扭矩；（3）采用高强度钻杆y铝合金、钛合金钻杆等，重量小，强度高。（4）实现钻杆接头的应力平衡y高强度钻杆的接头抗扭强度低于管体；采取增大上扣扭矩，牺牲抗拉强度，增大抗扭强度，使钻杆适应高扭矩的需要。 （5）安装减扭接头3 3、钻柱及钻具组合优化、钻柱及钻具组合优化erd防磨减扭技术防磨减扭技术目前南海东部普遍选择5-1/2

24、“钻杆选择： 5-1/2英寸 21.90磅/英尺满眼fh扣钻杆 接头材料屈服强度：s-135 接头外径：7.50英寸 接头内径：3.0英寸 推荐上扣扭距：33，560英尺-磅 5-1/2英寸 21.90磅/英尺ht-55扣钻杆 接头材料屈服强度：s-135 接头外径：7.0英寸 接头内径：4.0英寸 推荐上扣扭距：33,600- 46,300英尺-磅erd防磨减扭技术防磨减扭技术新技术的引用新技术的引用adp及陶瓷衬套5-7/8铝钻杆：单根长14.2m，每根两个陶瓷衬套。 新技术优点： adp和陶瓷保护套：减少钻具所受侧向力，降低扭矩摩阻；陶瓷衬套可保护上层套管，减少套管磨损；erd防磨减扭技

25、术防磨减扭技术铝钻杆铝钻杆常规钻杆常规钻杆使用铝钻杆钻具所受侧向力减少20%铝钻杆与常规钻杆对比-侧向力影响理论计算erd防磨减扭技术防磨减扭技术加入铝钻杆前后扭矩明显降低加入铝钻杆前后扭矩明显降低约约13%完钻扭矩达到完钻扭矩达到41000lb*ft加入铝钻杆前后下钻时摩阻降低约加入铝钻杆前后下钻时摩阻降低约28%加入铝钻杆前后起钻时摩阻降低约加入铝钻杆前后起钻时摩阻降低约18%erd防磨减扭技术防磨减扭技术使用后破碎19个（主要受温度影响较大），即使落井不会造成任何井下危害及异常（但仍需慎重使用）。erd减阻减扭工具减阻减扭工具caledus 公司的公司的roto-tec非旋转非旋转钻杆保

26、护套钻杆保护套。ford 的lo-tad减阻钻。为了降低摩阻和扭矩，同时为了保护9”套管不受磨损，在8”井段中安装使用套管减阻器和钻杆保护套在稳斜段中使用wford的lo-tad，在造斜段中使用caledus公司的roto-tec.erd防磨减扭技术防磨减扭技术erd防磨减扭技术防磨减扭技术漂浮接箍放在800m井深漂浮接箍1400m井深erd减阻减扭技术减阻减扭技术1.外筒材质与套管相同，其上下为套管丝扣，和套管柱连接。2.内筒分上滑套和下滑套，为pdc钻头可钻式结构。通过上锁销将上滑套固定在外筒，剪切球的剪切压力可以根据使用者的要求进行调整。3.套管到位后，地面加压剪断剪切球, 上滑套下移露

27、出循环孔即可循环。4.使用漂浮接箍后，套管均顺利下到位。4 4、套管漂浮技术的应用、套管漂浮技术的应用n十一五期间，流花11-1油田采用7.0英寸“半掏空”下入技术的大位移延伸井有1口 （流花11-1-c3st02，7.0英寸尾管总长为2388.44米，掏空段长度为1155.96米，尾管鞋深度为3850米，尾管顶部封隔器顶深为1461.56米）；n2011年，在7.0英寸“半掏空”下入技术的基础上进行了7.0英寸尾管“全掏空”下入技术的尝试，分别在流花11-1-a02h3井（7.0英寸尾管总长为1995.645米，尾管鞋深度为4433.68米，尾管顶部封隔器顶深为2438.035米）和流花11

28、-1-b06h2井（7.0英寸尾管总长为920.44米，尾管鞋深度为3675米，尾管顶部封隔器顶深为2754.56米）获得成功；n7.0英寸尾管“半掏空”下入技术和7.0英寸尾管“全掏空”下入技术是南海东部海域大位移延伸井中9-5/8英寸套管“漂浮技术”的延伸！南海东部南海东部erd技术技术-漂浮下套管技术漂浮下套管技术erd井眼清洁井眼清洁-k&m井眼清洁观点井眼清洁观点粘性耦合效应与传送带理论erd井眼清洁井眼清洁-k&m理论支持理论支持钻井液的粘性耦合性质。排量对清砂影响各井段排量和顶驱转速参考要求如下： 17-1/2英寸井眼 150-180 rpm 4542-5678

29、升/分钟（1200-1500gpm） 12-1/4英寸井眼 120-180 rpm 3028-3785升/分钟（800-1000gpm） 9-7/8英寸井眼 120-150 rpm 1703-2460升/分钟（450-650 gpm） 8-1/2英寸井眼 至少70 rpm，最好120 rpm 1324-1892升/分钟(350-500gpm) erd井眼清洁井眼清洁-k&m理论理论erd井眼清洁井眼清洁体系选择性能控制钻具转速环空返速ecd实时监控ccd技术应用erd井眼清洁井眼清洁两速参数控制: 1）优化钻井参数，钻井转速应维持在120rpm以上, 循环转速提高到150rpm；控制最

30、大瞬时机械钻速：12”井段不超过50米/小时， 8”井段不超过30米/小时（根据不同地区确定）； 2）根据最小上返速度规定了每个井段的最小排量；例如，12-1/4“井眼计算的最小排量为56.7升/秒，要求大于60升/秒。3）起钻或短起前要充分进行井眼循环，根据大位井的特点考虑不同井斜段对循环时间的影响，应至少进行2-3个循环周；在起钻过程中如遇阻或根据实际情况应进行分段循环；4）每钻进500米或每隔24小时，根据井眼情况判断是否应当进行短起下；在充分进行井眼循环后可尝试直接起不用倒划眼，如果必要应坚持全程倒划眼起钻，并且控制倒划眼速度每柱不低于10min；在下套管或尾管前的最后一趟钻，应安排倒

31、划眼起钻，力求最大程度地携带岩屑，减少岩屑床的堆积; 5）对泥浆的流变性能做进一步研究,特别是对其切力值(yp),6转读数(6rpm)等核心参数做深入探讨,努力获取并维持其在一个相对合理的数值范围,以达到井眼清洁目的; ecd作为井眼清洁判断标准之一，对井眼稳定特别对8”井段有着至关重要的作用，如何控制ecd在一个合适的范围值保证井不被压漏非常关键。ecd主要和环空载荷、环空返速、泥浆性能和钻杆保护器的使用安装等有关,，应当通过实验和优化在其间找到一个平衡点来控制ecd。erd井眼清洁井眼清洁工艺措施：工艺措施：严格控制泥浆性能参数，规定具体的作业指标(排量/转速/循环时间/循环当量密度控制，

32、确保井眼清洁；无计划性的短起下作业，减少风险。据以往泥浆漏失教训，制定处理泥浆漏失的应急方案；充分的排量和足够的转速、排量和循环时间；实时监控钻进和划眼过程中的井底当量循环密度，防止压破地层造成泥浆漏失。联合院校和油服研制了新型油溶性堵漏材料。 惠州25-4油田三口井（hz25-4-4、hz 25-4-2和hz 25-4-5）井漏严重：共计漏失油基泥浆37500桶！原因： 井下存在薄弱地层； 钻进过程中ecd过高； 油基泥浆堵漏技术相对缺乏。erd井眼清洁井眼清洁8-1/2” 井段 hz25-4-4 最大ecd为12.2ppg hz25-4-2 最大ecd为13.6ppg hz25-4-5 最

33、大ecd为12.5ppgf 防漏措施 以控制ecd为主要手段 根据井壁稳定性研究结果确定泥浆安全密度窗口； 通过apwd实时监测井底泥浆循环当量密度； 通过麦克巴的virtual hydraulic软件动态判断井眼清洁程度； 通过随钻扩眼技术降低地应力引起的“椭圆形井眼”； 使用随钻堵漏材料flc2000； 提高固控系统尤其是离心机的性能和固控效果，进而有效控制泥浆性能参数和流变参数。f 堵漏技术 应视水基泥浆亦或是油基泥浆而定，油基泥浆堵漏技术比较缺乏。 渗漏情况下，使用超细碳酸钙或者石墨颗粒进行堵漏 大漏情况下，使用超细碳酸钙、石墨颗粒和单封进行混配堵漏erd井眼清洁井眼清洁-堵漏技术堵漏

34、技术监测和降低ecd技术1、 apwd随钻压力检测技术，可动态监测井底泥浆循环当量密度；2、 优化钻井液流动性能，采用合理的钻井参数和控制rop；3、 在保证套管防磨效果的基础上，尽量减少防磨套的使用；4、 e-cd连续循环系统2010年用于惠州25-4油田的erw井。连续循环系统erd井眼清洁井眼清洁-ccd技术技术erd井眼清洁井眼清洁循环接头需要的数量根据决定需要连续循环井段长短而定ccdccd使用于使用于hz25-4-6hz25-4-6井井8-1/28-1/2“井段，一井段，一趟钻完成该井段，无停泵，无短起作趟钻完成该井段，无停泵，无短起作业。比重业。比重9.0ppg9.0ppg，ec

35、d10.9-11.1ppgecd10.9-11.1ppg完钻后倒划眼起钻比前完钻后倒划眼起钻比前3 3口井容易，划口井容易，划眼速度为眼速度为2-32-3柱柱/ /小时。小时。提高比重到提高比重到9.2ppg9.2ppg后，全程顺利起钻后，全程顺利起钻无泥浆漏失；无泥浆漏失；7 7”尾管顺利下到位。尾管顺利下到位。erd井眼清洁井眼清洁当大位移井超过5000m时，建议使用ccd装备，以降低钻井环空压耗及ecd值，从而扩大裸眼延伸极限。 另外，ccd由于能够保持钻井流体不间断循环，清洁井眼，并有效控制钻井流体压力波动，同时避免岩屑沉淀及卡钻风险。ccd可实现连续记录随钻测量(mwd)、随钻测压(

36、pwd)及随钻测井(lwd)等实时数据。目前井眼清洁技术包括：1、应用软件监测井眼清洁程度；2、优化钻井液性能，优选钻井参数；3、采用e-cd连续循环系统；4、 pbl钻柱旁通循环阀，以提高循环排量；5、 采用随钻扩眼器，包括nbr、anderreamer、rhino。erd井眼清洁井眼清洁南海东部南海东部erd面临问题面临问题一老油田钻大位移井普遍存在钻机设备老化问题。二套管磨损成为制约老油田安全钻井的因素之一（主要由于钻杆接头和局部狗腿综合作用）。三大位移井由于普遍采用油基泥浆，有效的油基泥浆堵漏技术比较缺乏，大位移井堵漏目前以防漏为主，防漏以控制ecd为主。四人员普遍年轻，作业队伍关键岗位，大位移井钻完井技术培训不足。五目前海油的快速发展，人员出现断档，大位移井作业经验人员较少，作业点增加，具有大位移井作业经验的操作人员无法聚集成一个队伍。六大位移井作业经验及技术总结未能形成良好的沉淀，致使我们多年来一直在学习，却从未超越。七大位移井项目管理未形成其独特的管理模式，未能有