ICS 75.020 E 13 SY 备案号：43270—2014 中华人民共和国石油天然气行业标准 SY/T69632013 大位移井钻井设计指南 Guildlines for drilling program of extended reach well 2013一11一28发布 2014一04一01实施 国家能源局 发布 SY/T6963—2013 目 次 前言 范围 1 2 规范性引用文件 术语和定义 3 难度分级与技术难点 4 4.1难度分级 4.2 技术难点· 5 资料收集 5. 1 环境资料 5. 2 地质资料 5.3 钻井资料 技术可行性分析 6. 1 井壁稳定性 6.2 井眼轨道优化 6.3 井身结构 钻柱组合 6. 4 6.5 钻井液 6.6 井眼清洁 6. 7 水力参数 6.8 套管柱 6.9 摩阻扭矩 6.10 固井技术· 钻机装备选择 6.11 设计要点 7 7. 1 轨道设计 7. 2 井身结构设计 7. 3 钻井液设计 7. 4 钻柱组合设计 7. 5 水力参数设计 7.6 井眼清洁设计 7. 7 套管设计 7. 8 固井设计 7. 9 钻井工艺措施 7. 10 钻机装备与工具选择 10 附录A（资料性附录） 大位移井常用剖面类型评估分析表 I SY/T6963-2013 附录B（资料性附录） 摩擦系数经验参考值 12 附录C（资料性附录） 不同直径井眼推荐转速 13 附录D（资料性附录） 不同直径井眼钻进时推荐循环排量· 14 参考文献 15 I SY/T6963—2013 前 言 本标准按照GB/T1.1一2009《标准化工作导则第1部分：标准的结构和编写》给出的规则 起草。 请注意本文件的某些内容可能涉及专利。本文件的发布机构不承担识别这些专利的责任。 本标准由石油钻井工程专业标准化委员会提出并归口。 本标准主要起草单位：中海石油（中国）有限公司深圳分公司。 本标准参加起草单位：中海石油研究总院、中海油田服务股份有限公司、中国石油集团渤海钻探 定向井公司。 本标准主要起草人：唐海雄、陈斌、张伟国、韦红术、刘书杰、运志森、李红星、谢仁军、刘兆 年、刘永利、张爱兵。 IⅡI SY/T6963—2013 大位移井钻井设计指南 1范围 本标准给出了石油天然气勘探开发作业中大位移井钻井设计编制要点及一般原则。 本标准适用于陆地和近海的大位移井钻井设计。 2规范性引用文件 下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本文 件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。 SY/T5087 含硫化氢油气井安全钻井推荐作法 SY/T5431 井身结构设计方法 SY/T5435 定向井轨道设计与轨迹计算 SY/T5619 定向井下部钻具组合设计方法 SY/T5724 套管柱结构与强度设计 钻井净化设备配套、安装、使用和维护 SY/T6223 石油天然气工业套管、油管、钻杆和管线管性能计算 SY/T6328 SY/T 6396 钻井井眼防碰技术要求 SY/T 6426 钻井井控技术规程 3术语和定义 下列术语和定义适用于本文件。 3. 1 水垂比extended reach drilling ratio 水平位移与垂直深度之比。 注：对于采用水下井口的井，垂直深度从泥线算起，其他井垂直深度自转盘面算起。 3. 2 大位移井 extended reachwell 水垂比不小于2且测量深度大于3000m的井，或水平位移大于3000m的井。 3. 3 高水垂比大位移井 high extended reach drilling ratio well 水垂比不小于3且水平位移大于3000m的井。 3. 4 水下大位移井 subsea extended reachwell 使用水下井口的大位移井。 SY/T6963—2013 难度分级与技术难点 4. 1 难度分级 4. 1. 1 普通级大位移井 工程指标：水平位移<5000m。 4.1.2 难度级大位移井 工程指标：5000m≤水平位移<7000m，且水垂比<3。 4.1.3高难度级大位移井 工程指标：水平位移≥7000m，或5000m≤水平位移<7000m，且水垂比≥3。 4.2技术难点 技术挑战主要体现在以下方面： a） 高配置钻机装备系统能力。 b) 甲板、二层台、立根盒、钻井液储放池等存储空间大。 c) 井眼清洁困难。 (P 环空循环压耗高，循环当量钻井液密度大。 e) 人井管杜起下摩阻大，旋转扭矩大。 f) 滑动定向钻进过程中钻压传递困难。 g) 钻杆伸缩性大，对复杂情况处理活动空间小。 h) 井下钻柱侧向力大，对套管磨损大。 i) 套管下人困难。 j) 套管固井质量难以保证。 k) 压井循环时间长，井筒压井液密度不易循环均匀。 1) 井眼裸露时间长，影响井壁稳定性。 5 资料收集 5.1 环境资料 5.1.1 地域约束法规与要求、井场布局和周边环境、浅层地质等。 5. 1. 2 滩海井场所在地潮汐特点。 5.1. 3 海上作业平台包括井场水深、气候窗口（如海冰、台风、季风、特殊海流等）、离岸距离等。 5.2地质资料 除常规井钻井收集地质资料外，还应包括地层岩性层序、应力场的分布与走向、井壁稳定性（如 疏松无胶结地层、断层等易跨塌地层的地质信息）、温度和压力系统、邻井的电测与反演资料等，以 识别出待钻井在地质方面的风险和难点。 5.3钻井资料 5.3.1选择井型、难度相似和位置临近较近的井作为参考井。 2 SY/T6963—-2013 5.3.2收集参考井钻井资料应包括：井身结构设计、轨道设计、BHA设计、钻井液设计、水力工程 设计、井眼清洁设计、套管及管串下入设计、套管防磨设计、固井设计、钻后的跟踪数据、钻后评 估、摩擦系数反演与故障和复杂情况报告等。 5.3.3钻机装备与钻井工具资料。 6技术可行性分析 6.1井壁稳定性 6.1.1地应力纵横向分布规律的研究，找出塌压力、破裂压力随井深、井斜角和方位角变化规律。 6.1.2地层塌机理、塌周期分析研究。 6.1.3井径变化率随井眼钻开时间的变化规律及井眼暴露的安全窗口。 6.1.4井下漏失层位、漏失机理和漏失压力的预测。 6.1.5钻井液安全密度窗口预测。 6.2井眼轨道优化 6.2.1轨道设计应避开断层、破碎带等复杂地层。 6.2.2针对可钻性较差地层，宜设计较小井斜角穿过，缩短穿越该地层轨道长度。 6.2.3稳斜延伸段角度宜避开45~65°。 6.2.4优化穿越复杂层位的井斜角和方位角，降低因轨道设计不合理引起井壁不稳定性风险。 6.2.5优选合适轨道剖面和全角变化率，降低井眼摩阻扭矩至钻机安全作业能力范围内。 6.3井身结构 6.3.1套管层次的设计应满足井控与井段安全密度窗口作业要求。 6.3.2套管层次、各井段井眼尺寸与深度应结合摩阻扭矩、水力参数、井眼清洁、套管下入、复杂 层段裸露时间等因素优化设计。 6. 4 钻柱组合 6.4.1 分析和参考邻井、相似井的钻具组合资料。 6.4.2结合摩阻扭矩和水力计算优化钻柱组合，对钻机装备能力和钻杆规格及扣型进行初步分析。 6.4.3对于组合中采用部分铝钻杆或其他特殊钻杆，应经计算给出其在钻柱中合理的加位。 6.4.4对选用钻柱组合进行强度校核。 6.5钻井液 分析和参考与其地层岩性相近邻井使用成功的钻井液体系。 6.5.1 6.5.2井壁稳定性控制与钻井液体系及性能匹配分析。 6.5.3钻井液流变性能分析和井眼清洁能力评估。 6.5.44 钻井液润滑性能评估和调整方案。 6.6井眼清洁 6.6.1 钻井液携砂性能研究，给出钻井液的旋转黏度计6r/min和3r/min的读值和屈服值。 6.6.2钻井液流变性应满足高排量、低系统压耗和清洁井眼要求。 6.6.3并眼的岩屑床高度、分布规律和岩屑浓度计算与分析。 6.6.4相关的工艺技术必要性分析，如应用螺旋钻杆、连续循环系统、旁通接头等。 3