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摘要：CHATTURAT-2井是泰国TPI项目在猜也蓬地区的一口中深预探井，邻井资料少，地质构造复杂，地层可钻性差，为大斜度三维帐钩型高难度定向井。本井结合摩阻扭矩分析进行剖面优化设计、钻具组合优选，根据地质资料优化钻头选型，采取优化井眼轨迹控制、净化井眼、降摩减阻等一系列技术措施，解决了全井累计位移大、剖面复杂、靶间距长等难题，优质完成了本井的设计与施工任务。
关键词：三维帐钩；预探井；井眼轨迹；控制；优化设计
一、技术难点
1.中深预探井，可借鉴资料少，从钻头选型，钻具组合优选，造斜率控制，钻进参数优选，以及地层漂移规律，都是摸着石头过河，边打边摸索。
2由地面井口和地下目标的位置可以看出，该井剖面设计和轨迹控制难度很大。
3.摩阻扭矩大，下部井段轨迹调整难度大，钻具弯曲变形与井壁接触面积大、接触点多，下部井段摩阻、扭矩可能增加至严重影响钻进特别是滑动钻进的程度。
4.地层可钻性差，上部地层为砂泥岩，下部地层为白云岩、灰岩。硬度较高。
二、优化设计
1.井身结构设计
2.轨迹剖面设计
根据本井情况，使用Landmark软件进行了分段设计优化组合，设计造斜率为3.5°/30m，造斜点1800米在地层较稳定、可钻性较好的泥岩井段进行反向定向，9 5/8″套管封固反向定向段、第一稳斜段；8 1/2″井眼稳斜过渡150米后进行挂直扭方位和二次定向增斜作业，在轨迹控制难度较小的8 1/2″井眼完成轨迹控制的主要工作量，下7″套管封固；6 1/8″稳斜至TD。
3.摩阻扭矩分析
井眼轨迹对钻进扭矩和摩阻有着重要影响，如果实钻轨迹偏离了最优设计所要求的目标值，那么直接影响钻柱与井壁的接触状态，并造成摩阻系数的增大，进而导致钻进扭矩和摩阻的增加。钻具组合中过多的钻铤和刚性小的钻杆也会加剧这种影响，因此合理的钻具组合能提高钻进效率和改善钻柱受力状态。
三 轨迹优化控制技术
1.12 1/4″井眼：反向定向，优选钻具组合，⑴ 定向钻具组合：为保证大井眼硬地层定向成功，增加钻具组合刚性保证工具面稳定。选择1.5度渤海中成单弯+HUGHES公司537高效牙轮。钻具组合如下：12 1/4" bit +8'' Mud Motor（1.5°）+8'' Float Sub +8'' MWD Sub+8” NMDC +8” DCX4 jts+ XO+7” DCX3 jts+ 5" HWDPx21，一趟钻顺利完成定向增斜任务。（2）稳斜段控制使用单弯双稳，微调控制，钻具组合如下：12 1/4" PDC +8'' Mud Motor（1.5°）+11 3/4"STB+8'' Float Sub +8'' MWD Sub+8” NMDC+8” DCx 3jts+8" jar + XO + 5" HWDPx21jts。使用效果较好。在井深2482米后，钻头2次连续泥包，且泵压达到25MPa，使2台泵负荷过重。频繁修泵，最多一天达到10次之多。为保证设备正常钻进，使用常规钻具组合，钻具组合如下：12 1/4" bit +8'' Float Sub+121/4"STB +8'' MWD Sub+8” NMDC++113/4"STB+ 8”DCx8jts+XO+7” DCx 3jts+XO+ 61/4”DCx 8jts+61/4" jar + 61/4”DCx 1jts+ XO + 5" HWDPx18jts。井斜稳中带降，至井深2800米，较好的完成了121/4"井眼的轨迹控制。
2.8 1/2″井眼轨迹控制：我们主要对降斜点选择、挂直剖面进行优化。表3为设计剖面，可以看到8 1/2″井眼要将井斜降至2度，然后全力扭方位再增斜。考虑到实钻过程中，井斜越小，方位漂移越大。为便于轨迹控制，在降斜过程中，采用边降斜边扭方位，在井斜降至10度左右时，不再降斜，改为全力扭方位。在方位扭到位后，开始全力增斜。即最小井斜为10度，经过计算此剖面为滑动工作量最小。且轨迹最为平缓。
四.优化钻头选型和钻头使用
对比邻井资料，根据地层岩性，选择钻头，如12 1/4″井眼使用PDC+单弯，据邻井chatturat-3井资料，2000-2700米，岩性以泥岩为主，硬度较高，中间夹少量砂岩。我们主要选用江钻FL1656J型PDC钻头，钻时较快，基本维持在半小时一米。中间由于钻头在泥岩中连续泥包2次，改为使用hughes公司MXL-OS30DX
型牙轮钻头。2700-3300米，对比邻井资料，以砂岩为主。PDC钻头基本打不动，全部以hughes公司MXL-OS30DX型和smith公司GF300DPS型牙轮为主，且钻时不快，基本在40分钟一米左右。3000-4550米主要为灰岩，主要选择best公司T1375型PDC钻头，且钻时较快，维持在20分钟一米。在施工中，对转盘扭矩表的显示、钻时、使用时间以及钻头转数进行综合考虑，准确判断钻头情况。既保证了钻头使用到位，又不发生钻头事故。
五.复杂情况的处理
1.防钻具事故
送井钻具应进行探伤检查并加强钻具的出入井检查，定期倒换钻具，防止钻具事故发生。该井采用盐水泥浆体系，对钻具造成一定腐蚀，导致钻具频繁刺漏。且泥浆中产生了大量气泡，泵压经常性下降，对判断造成了很大的困难。为此，采取了环空憋压的方法，多次准确的判断了钻具是否刺漏。避免了钻具事故。
2.防卡
该井在12 1/4"井眼时裸眼段长，同时井眼轨迹为大斜度帐钩型，上提下放摩阻大，容易造成粘卡事故。通过采取一些措施，钻井过程中最大摩阻控制在200KN内，全井安全无事故。采取的主要防卡措施包括：
（1）保证排量，及时混油。排量在泵压许可的情况下，尽可能高，要求不低于42L/S。泥浆含油量达到要求，混油前要通知气测录井人员，钻井液中含油量控制在8-15%。
（2）滑动钻进井段严禁在接立柱前3米和立柱后三米，为顶驱活动钻具留足空间。对滑动井段需正划眼、倒划眼以修整井壁。
（3）测斜前，大幅度活动钻具。活动幅度大于10m，滑动钻进存在托压时，钻压涨至200KN时，必须活动钻具一次。
六.结论
1.选择合适的钻头和动力钻具能有效的提高机械钻速；
2.选择稳斜钻具组合时，要充分考虑同一钻具组合，因所钻地层及钻头的类型不同，其造斜特性会有所不同，以有利于选择合理的稳斜钻具；
3.定期循环、短起下钻，并配合大排量洗井，用好固控设备是大斜度井携砂清洁井眼行之有效的方法；
4.采取措施，保证泥浆体系中含油量，控制摩阻，能最大限度的降低井下事故的发生。
关键词：三维帐钩；预探井；井眼轨迹；控制；优化设计
一、技术难点
1.中深预探井，可借鉴资料少，从钻头选型，钻具组合优选，造斜率控制，钻进参数优选，以及地层漂移规律，都是摸着石头过河，边打边摸索。
2由地面井口和地下目标的位置可以看出，该井剖面设计和轨迹控制难度很大。
3.摩阻扭矩大，下部井段轨迹调整难度大，钻具弯曲变形与井壁接触面积大、接触点多，下部井段摩阻、扭矩可能增加至严重影响钻进特别是滑动钻进的程度。
4.地层可钻性差，上部地层为砂泥岩，下部地层为白云岩、灰岩。硬度较高。
二、优化设计
1.井身结构设计
2.轨迹剖面设计
根据本井情况，使用Landmark软件进行了分段设计优化组合，设计造斜率为3.5°/30m，造斜点1800米在地层较稳定、可钻性较好的泥岩井段进行反向定向，9 5/8″套管封固反向定向段、第一稳斜段；8 1/2″井眼稳斜过渡150米后进行挂直扭方位和二次定向增斜作业，在轨迹控制难度较小的8 1/2″井眼完成轨迹控制的主要工作量，下7″套管封固；6 1/8″稳斜至TD。
3.摩阻扭矩分析
井眼轨迹对钻进扭矩和摩阻有着重要影响，如果实钻轨迹偏离了最优设计所要求的目标值，那么直接影响钻柱与井壁的接触状态，并造成摩阻系数的增大，进而导致钻进扭矩和摩阻的增加。钻具组合中过多的钻铤和刚性小的钻杆也会加剧这种影响，因此合理的钻具组合能提高钻进效率和改善钻柱受力状态。
三 轨迹优化控制技术
1.12 1/4″井眼：反向定向，优选钻具组合，⑴ 定向钻具组合：为保证大井眼硬地层定向成功，增加钻具组合刚性保证工具面稳定。选择1.5度渤海中成单弯+HUGHES公司537高效牙轮。钻具组合如下：12 1/4" bit +8'' Mud Motor（1.5°）+8'' Float Sub +8'' MWD Sub+8” NMDC +8” DCX4 jts+ XO+7” DCX3 jts+ 5" HWDPx21，一趟钻顺利完成定向增斜任务。（2）稳斜段控制使用单弯双稳，微调控制，钻具组合如下：12 1/4" PDC +8'' Mud Motor（1.5°）+11 3/4"STB+8'' Float Sub +8'' MWD Sub+8” NMDC+8” DCx 3jts+8" jar + XO + 5" HWDPx21jts。使用效果较好。在井深2482米后，钻头2次连续泥包，且泵压达到25MPa，使2台泵负荷过重。频繁修泵，最多一天达到10次之多。为保证设备正常钻进，使用常规钻具组合，钻具组合如下：12 1/4" bit +8'' Float Sub+121/4"STB +8'' MWD Sub+8” NMDC++113/4"STB+ 8”DCx8jts+XO+7” DCx 3jts+XO+ 61/4”DCx 8jts+61/4" jar + 61/4”DCx 1jts+ XO + 5" HWDPx18jts。井斜稳中带降，至井深2800米，较好的完成了121/4"井眼的轨迹控制。
2.8 1/2″井眼轨迹控制：我们主要对降斜点选择、挂直剖面进行优化。表3为设计剖面，可以看到8 1/2″井眼要将井斜降至2度，然后全力扭方位再增斜。考虑到实钻过程中，井斜越小，方位漂移越大。为便于轨迹控制，在降斜过程中，采用边降斜边扭方位，在井斜降至10度左右时，不再降斜，改为全力扭方位。在方位扭到位后，开始全力增斜。即最小井斜为10度，经过计算此剖面为滑动工作量最小。且轨迹最为平缓。
四.优化钻头选型和钻头使用
对比邻井资料，根据地层岩性，选择钻头，如12 1/4″井眼使用PDC+单弯，据邻井chatturat-3井资料，2000-2700米，岩性以泥岩为主，硬度较高，中间夹少量砂岩。我们主要选用江钻FL1656J型PDC钻头，钻时较快，基本维持在半小时一米。中间由于钻头在泥岩中连续泥包2次，改为使用hughes公司MXL-OS30DX
型牙轮钻头。2700-3300米，对比邻井资料，以砂岩为主。PDC钻头基本打不动，全部以hughes公司MXL-OS30DX型和smith公司GF300DPS型牙轮为主，且钻时不快，基本在40分钟一米左右。3000-4550米主要为灰岩，主要选择best公司T1375型PDC钻头，且钻时较快，维持在20分钟一米。在施工中，对转盘扭矩表的显示、钻时、使用时间以及钻头转数进行综合考虑，准确判断钻头情况。既保证了钻头使用到位，又不发生钻头事故。
五.复杂情况的处理
1.防钻具事故
送井钻具应进行探伤检查并加强钻具的出入井检查，定期倒换钻具，防止钻具事故发生。该井采用盐水泥浆体系，对钻具造成一定腐蚀，导致钻具频繁刺漏。且泥浆中产生了大量气泡，泵压经常性下降，对判断造成了很大的困难。为此，采取了环空憋压的方法，多次准确的判断了钻具是否刺漏。避免了钻具事故。
2.防卡
该井在12 1/4"井眼时裸眼段长，同时井眼轨迹为大斜度帐钩型，上提下放摩阻大，容易造成粘卡事故。通过采取一些措施，钻井过程中最大摩阻控制在200KN内，全井安全无事故。采取的主要防卡措施包括：
（1）保证排量，及时混油。排量在泵压许可的情况下，尽可能高，要求不低于42L/S。泥浆含油量达到要求，混油前要通知气测录井人员，钻井液中含油量控制在8-15%。
（2）滑动钻进井段严禁在接立柱前3米和立柱后三米，为顶驱活动钻具留足空间。对滑动井段需正划眼、倒划眼以修整井壁。
（3）测斜前，大幅度活动钻具。活动幅度大于10m，滑动钻进存在托压时，钻压涨至200KN时，必须活动钻具一次。
六.结论
1.选择合适的钻头和动力钻具能有效的提高机械钻速；
2.选择稳斜钻具组合时，要充分考虑同一钻具组合，因所钻地层及钻头的类型不同，其造斜特性会有所不同，以有利于选择合理的稳斜钻具；
3.定期循环、短起下钻，并配合大排量洗井，用好固控设备是大斜度井携砂清洁井眼行之有效的方法；
4.采取措施，保证泥浆体系中含油量，控制摩阻，能最大限度的降低井下事故的发生。