章景城等：塔里木油田超深井超小井眼 定向钻井技术研究与应用

针对塔里木油田超深井超小井眼钻井机械钻速低､圧耗大､卡钻风险大以及钻具和井下仪器的局限性大等问题,根据YueM6C1井超小井眼钻井先导试验的工程技术和地质要求,重点对螺杆钻具､无磁钻铤和钻头的优选,以及钻具组合､水力参数和MWD的优化等关键技术进行了分析研究,形成了Φ104.8mm超深井超小井眼定向钻井技术｡YueM6C1井一趟钻完成7340.00~7409.00m超小井眼井段钻进,精准钻穿目的层至设计井深,平均机械钻速达到3.5m/h,是同规格常规钻具的2.5倍,提速明显｡该技术较好地解决了塔里木油田超小井眼钻井技术难题,可为同类井的钻井工艺改进提供技术参考｡

引言：

超小井眼钻井技术比小井眼钻井技术更具生命力,是解决小井眼钻井难题的有效手段,对认识油气藏､直接获取地质参数､提高储层动用程度等具有特殊意义,能够有效避免钻井工程报废,大幅降低钻井成本,减少环保压力｡为了实现超深低产井挖潜,提高区块油气采收率等目标,塔里木油田开展了Φ104.8mm超深井超小井眼钻井配套技术攻关和探索｡

在塔里木油田超深井钻井实践中,超小井眼定向钻井技术的难点主要包括2个方面:一是工程技术问题,如机械钻速低､圧耗大､卡钻风险大等;二是钻具和井下仪器的局限性大｡

(1)超小井眼定向钻井小尺寸钻具柔性大､机械钻速低､加压困难,定向滑动钻进过程中,4000kg钻压便可引起屈曲变形,转盘复合钻进过程中,9500kg钻压便可引起屈曲变形｡

(2)由于Φ104.8mm超小井眼环空间隙小,Φ73.0mm钻杆长(长达1500m),导致小尺寸钻杆内外压耗大,约占总循环压耗的80%以上｡

(3)受井眼规格和排量影响,岩屑上返困难,形成岩屑床,易造成卡钻｡因此,小井眼钻井多存在缩径卡钻和砂卡风险｡

(4)超小井眼难以采取有效降温措施,MWD与螺杆钻具长时间暴露在高温(井底温度约为160℃,循环温度约为150℃)下易失效,也易导致MWD仪器信号传输强度受到影响,信号稳定性较差｡

(5)超小尺寸钻具的振动､冲击､涡动､托压相对剧烈,极易损坏MWD等钻具,且小尺寸螺杆钻具易制动,平均寿命短｡

(6)超小井眼采用滑动方式控制水平段的轨迹平均长度为200m,当水平段长度超过300m后,滑动定向钻进极为困难,且超小尺寸BHA(井底钻柱组合)滑动工具面不稳定,轨迹控制难度大,易造成轨迹偏离设计｡

2.1螺杆钻具的优选

为了更好地控制轨迹,提高机械钻速,避免超小井眼钻井时螺杆钻具频繁制动,尤其是目前常用螺杆钻具中Φ89.0mm螺杆脱胶现象严重的问题,综合考虑塔里木油田钻井要求,决定采用5LZ80×7.0I型螺杆钻具｡

2.1.1新型抗高温防脱胶螺杆

该螺杆钻具使用新型H-NBR抗高温硬橡胶,并进行了等壁厚新流线设计:①新型H-NBR硬橡胶具有良好的耐高温性能和机械性能,邵氏硬度为82HA,抗拉强度为67MPa,抗撕裂强度为75MPa,耐温为175℃;②螺杆钻具定子采用叠片式等壁厚橡胶层,增大了橡胶层与叠片的黏接面积,较好解决了变形剥落和高温失效问题;③定子与转子的共轭线型采用三次样条函数拟合优化设计曲线轮廓,最终获得过流面积趋于最大化､偏心趋于最小化､且啮合性能强的转子与定子共轭线型｡转子与定子的头数比为5∶6,最大过流面积为3758.66m²,定子与转子的偏心距为6mm,最大相对滑动率为0.167｡

经过上述优化后,螺杆钻具性能大幅提升:排量由的2.5~7.0L/s增至7.0~13.0L/s,最大工作扭矩由620N·m增至2050N·m,最大制动扭矩由930N·m增至3060N·m,最大钻压由25kN增至125kN,功率扩大近4倍,达到78kW｡实验效果显示,螺杆钻具在165℃高温下持续工作72h,高温环境下动力衰减不超过15%,且可保持2.8m/h的机械钻速｡

2.1.2传动单元和防脱机构优化

传动单元主要由传动轴总成､万向轴总成和防掉总成等组成｡为了适应超小井眼钻井对传动结构及动力的特殊要求,在结构上对螺杆钻具传动单元和防脱机构(图1)进行了优化改进｡

(1)万向轴部件为了克服花瓣齿间易疲劳缺陷的问题,将花瓣式万向轴结构改为球接触万向轴结构,螺杆的行星运动通过钢球在球窝内的滚动来实现,螺杆的扭矩通过钢球的剪切运动来传递,轴向力则通过万向轴总成的挠动轴端部球头来传递,具有较高的疲劳极限,可靠性更强,使用寿命提高了230%｡

(2)采用推力串轴承结构设计,即所谓的多联止推角接触球轴承｡利用推力串轴承平衡螺杆马达的轴向力,使轴承的每列钢球与相邻2个内圈和外圈同时接触,可以承受高达11450kg的双向轴向载荷,非常适用于扭矩大､转速较低以及振动剧烈的超小井眼钻井环境,模拟和实测均显示横向振动减小,可靠性提高60%｡

(3)采用有限元模拟分析防掉壳体､防掉杆､防掉帽的载荷环境,并根据材质性能参数校核防掉总成各部件强度｡

2.2 MWD优化

考虑超深超小井眼定向井井下振动大､钻压传递困难等问题,对MWD井下振动进行实时监测,并优化抗振性能｡

(1) 设计特殊减振装置,该装置主要由抗压筒､扶正器､高压尾帽､减震胶棒､减震胶块和减震垫片组成(图2)｡其中,减震胶块和减震垫片通过螺钉固定在扶正器本体的圆周面上,且减震垫片位于扶正器本体与减震胶块之间,可有效吸收冲击,缓冲系统的振动,大幅降低井下震动对无线随钻测斜仪的损害,横向振动最大值为37g(g为重力加速度,m/s²)｡

(2) 采用悬挂式安装方式,外壳主体内外采用双花键结构,无脱键风险,增大了阻尼材料接触面积,满足刚度的同时便于加工和拆装｡

(3) 减小抗压筒外径,仅为44mm,与无磁钻铤56mm的内径相匹配｡

(4)降低系统电力损耗,高温下电池寿命可达300h｡MWD减震工具有良好的抗疲劳强度､减振效果和黏性阻尼特性,提高了仪器的可靠性｡

2.3 无磁钻铤的优选

基于保障钻具强度的同时增加环空间隙和水眼面积,减少环空压耗的考虑,选用进口P550材质的无磁钻铤,其性能参数如表1所示｡其屈服强度和疲劳强度大幅度提高,分别达到965MPa和550MPa;通过有限元模拟计算,设计无磁钻铤的尺寸与扣型,外径最小处为82.6mm,内径为55.8mm,扣型采用非API特级扣｡

2.4 钻头的优选

由于塔里木地区地层主要为灰岩,考虑到定向井轨迹控制的需要,设计了B713D型PDC钻头,采用混合式布齿方式,以等磨损原则布置切削齿,切削齿直径为13mm和16mm,后倾角为15.0°,内锥角为75.0°,冠顶旋转半径为44.0mm,冠顶圆半径为33.2mm,外锥高度为32.2mm,喷嘴组合为Φ10.0mm×4｡利用计算流体力学和粒子成像测速技术对4个喷嘴的出口流场进行仿真测试获取喷嘴轴向速度,推荐钻压为10~20kN,钻井液排量为5~15L/s,转速为50~300r/min｡这些参数和所用螺杆的功率等参数相匹配,可有效提高机械钻速｡

2.5 钻具组合优化

针对塔里木地区井身结构特点和造斜需求,优化设计先导试验井YueM6C1下部钻具组合:Φ104.8mmPDC钻头×0.28m+Φ80.0mm1.5°马达×4.03m+转换接头+Φ88.9mm无磁钻铤×9.52m+Φ86.0mmMWD悬挂短节×1.65m+转换接头+Φ73.0mm钻杆×1581.40m+转换接头+Φ83.0mm浮阀+Φ88.9mm加重钻杆×276.00m(30根)+Φ88.9mm钻杆×3000.00m(315根)+转换接头+Φ101.6mm钻杆×2535.00m｡

同时,根据YueM6C1井井身结构,利用Land⁃mark软件模拟计算井下钻柱受力载荷情况｡结果显示:套管内和裸眼段的摩阻系数分别取0.25和0.35,钻压为4000kg,起下钻速度为18m/min时,7000.00m范围内井下钻柱的抗拉､抗扭载荷均在拉力强度和抗扭强度范围之内,全部满足强度要求｡

另外,考虑到井下钻柱属于细长杆模型,振动较大,达120g左右,超过50g就会对MWD仪器产生严重损坏｡因此,结合细长杆模型特点,研发了前文所述的特殊减振器｡加入减振器后井下钻柱的轴向振动基本上消除,横向振动大多由原来的30g降到10g以下,减振效果显著｡

3.1 排量的优化

基于井眼轨迹设计､井身结构､钻具组合以及钻井参数(钻井液密度为1.23g/cm³,机械钻速为1.5m/h,裸眼段井径扩大率为10%,转盘转速为40r/min)等基础数据,利用超小井眼水力学理论计算模型,模拟计算YueM6C1井在完钻井深时满足井眼清洁所需的最小携岩钻井液排量和不同排量下的系统循环压耗｡模拟结果显示:①当钻井液排量为8~11L/s时,系统圧耗小于3.6MPa,能够满足完钻井深7400.00m处最小携岩要求,数据显示固相含量低于0.1%,岩屑床厚度几乎可以忽略不计｡②当钻井液排量为8L/s时,泵压约为21.0MPa;当排量增至10L/s时,对应的泵压将达25.0MPa｡根据钻井液排量模拟(0~10L/s),对MWD仪器作出了相应的改进并调整脉冲间隙,可在井深超过8000.00m时仍能保证MWD仪器信号的传输强度和稳定性｡

3.2 钻压的优化

YueM6C1井属于典型的超深超小井眼井,滑动钻进时钻压不足,极易引起小井斜段的钻具发生屈曲变形｡通过Landmark软件模拟不同井深条件下钻压和管柱发生屈曲时的关系,模拟结果显示:①由于管柱的横向变形受到约束,随着钻压的增大,管柱在初始屈曲后将会经历正弦屈曲构型状态､螺旋屈曲构型状态,直至最后锁死｡②正弦屈曲发生托压的井段为6700.00~7300.00m,临界载荷为75kN;螺旋屈曲发生托压的井段为6950.00~7300.00m,临界载荷为105kN;③发生正弦屈曲井段的钻柱摩阻比螺旋屈曲井段的钻柱摩阻大,钻压施加更加困难｡为了兼顾携屑和井眼清洁要求,优选钻压为10~30kN｡

3.3 起下钻速度优化

如果起钻速度太快,抽汲压力使井底压力变小;同样,如果下钻速度太快,激动压力使井底压力变大｡尤其是小井眼条件下起下钻时受钻杆接箍等影响,井底压力变化特别大｡为此,采用Land⁃mark软件模拟不同起下钻速度对波动压力的影响｡模拟结果显示:起钻速度不大于90s/柱,下钻速度不大于60s/柱,不会因激动压力或抽汲压力变化而引起井底当量泥浆密度的太大变化,压力波动小于2.0MPa,可以满足起下钻时的井下安全｡

先导试验井YueM6C1井是在YueM6井基础上开钻的,原YueM6井是2015年4月完钻的一口直井,原井筒技术套管外径为200.0mm,下深为6380.00m｡为实现一间房组储层改造目的,设计从其下部侧钻加深｡受原井筒尺寸限制及目的层(一间房组)低压层的影响,需先开窗侧钻Φ171.5mm小井眼到达目的层顶部,下入Φ127.0mm套管;再钻Φ104.8mm超小井眼后裸眼完井,设计井深为7409.00m｡

YueM6C1井施工过程中,井底静止温度为161℃,井底循环温度为152℃,所采用的BHA入井时间为91.5h,循环时间为39.5h,纯钻进时间为33.5h,一趟钻完成7340.00~7409.00m井段超小井眼钻进,纯进尺为69.00m,精准钻穿目的层至设计井深,先导试验取得了较好的效果:①优化后的BHA,钻柱横向振动从150g降低至30g~40g;②MWD信号良好,个性化定制的高温螺杆动力强劲,7340.00~7410.00m井段钻压扭矩(8~9kN)较平稳且较大,平均机械钻速达到3.5m/h,是同规格常规钻具的2.5倍,提速明显,出井钻头磨损较小,且切削齿磨损明显;③钻进过程井斜､方位调整符合设计要求,井眼轨迹控制和设计吻合较好,靶心距为1.6m｡

(1)为满足超深井超小井眼钻井的工艺要求,对螺杆钻具､无磁钻铤和钻头的优选,以及钻具组合､水力参数和MWD的优化等关键技术进行了研究,形成了Φ104.8mm超深井超小井眼定向钻井技术｡

(2)在塔里木油田YueM6C1井进行了超深井超小井眼钻井先导试验,证明该技术术可有效提高机械钻速,钻井轨迹符合钻井设计要求,较好地解决了塔里木油田超小井眼钻井技术难题｡

(3)新型减振设计､MWD优化改进能够满足超小尺寸MWD仪器在高温高压条件下长时间稳定､高效工作,但钻柱疲劳破坏､定向钻井系统的稳定性及井眼清洁问题仍然是超深超小井眼钻井过程中一直存在的问题,因此,后续仍需结合现场情况开展配套的超深井超小井眼钻井工艺技术研究,以实现安全钻井｡

END