定向井钻井技术及可变径稳定器应用研究

李 凯,高德利,宋执武

(中国石油大学石油工程教育部重点实验室,北京102249) *

定向井钻井技术及可变径稳定器应用研究

李 凯1,高德利,宋执武

(中国石油大学石油工程教育部重点实验室,北京102249)*

常规稳定器与钻铤构成的底部钻具组合(BHA)力学性能不能改变,若与实际要求不相符合时,必须起下钻更换。利用可变径稳定器替代常规稳定器可减少起下钻次数,降低油田建设开发成本。介绍了可变径稳定器在定向井的应用,并对100多口定向井进行试验分析,总结了可变径稳定器的优点。合理使用可变径稳定器不仅可以减少起下钻次数,还能显著提高井眼轨迹质量,降低狗腿度及减小扭矩和摩阻等。

可变径稳定器;定向井;试验;分析;井眼轨迹

迄今为止,定向钻井技术经历了3个里程碑:①利用造斜器(斜向器)定向钻井;②利用井下马达配合弯接头定向钻井(造斜率是弯接头弯角、井下马达刚度和地层岩石硬度的函数);③利用导向马达(弯壳体井下马达)定向钻井(弯角点离钻头的距离近得多,因此产生的造斜率大)[1]。随着易开采石油资源的日益枯竭,世界上广泛采用定向井技术向海滩、湖泊、沙漠、海洋及复杂构造地层的油藏索取油气资源[2-6]。井下可变径稳定器以钻井液压力作为驱动力,是定向钻井技术的执行机构和一种智能型导向工具[7-8]。

1 定向井钻井技术

1.1 旋转钻井[9]

传统的旋转钻井方法是利用弯接头和容积式马达(PDM)(如图1)朝预定方向造斜。造斜完成以后,将弯接头和PDM组合从井眼中提出,并以常规稳定器与钻铤构成的旋转底部钻具组合(BHA)取代之,这时需要用大直径或小直径稳定器对井斜进行控制,如果钻遇数个不同的地层时,BHA的性能预测将显得异常困难,因此必须要经常起钻并更换BHA组合来改变其力学性能。如果井斜方位角开始偏离井眼轨迹时,还需要重新更换弯接头和PDM以更正井眼方向。

图1 常规造斜工具

该方法最大的缺点是如果需要对方位角和井斜角做任何调整,就必须从井眼中提出BHA并改变其力学性能。在定向钻井中,为了减少起下钻次数,增大钻头进尺量,BHA经常超时工作,引起井眼轨迹的超常规修正,而过度修正井眼轨迹和使用的BHA组合会形成一种叫做“过山车”式的井眼轨迹(如图2),这意味着附加了扭矩和摩阻。

图2 常规完钻井稳斜段井眼轨迹

1.2 导向系统

导向系统的PDM包含了一个高扭矩泥浆马达并安装有弯外壳,使钻头轴线倾斜,如图3。旋转钻柱钻进时弯外壳不起作用,由PDM钻出直线井眼。如果要改变井眼方位或井斜角,可以调节马达至设计方向,使用PDM不旋转模式,一旦达到井眼轨迹设计方位,应重新恢复旋转模式。

图3 容积式导向马达及工具

PDM的高成本使得导向钻井成本非常高,并且PDM在导向时极有可能产生粘滑现象,导致PDM的持续失速和其面角降低。当钻进使用水基泥浆时,这种情况将更加恶化,因为水基泥浆的润滑性低于油基泥浆。

旋转钻井与井下可变径稳定器的组合是一个半导向系统,不需要起钻,也不需要像全导向系统那样安装PDM就可以对井斜进行控制。在北海油田«311.15 mm(12∀/英寸)的稳斜段或“J”、“S”形井段,该钻具组合使用得非常广泛,通常被当作第1钻柱稳定器来使用(如图4),其功能与常规旋转钻定向井完全一样。当可变径稳定器处于小直径«298.45 mm(11∃/英寸)时,近钻头稳定器上方的钻铤将偏斜至井眼的低边,这时近钻头稳定器如同1个支点使钻头朝高边方向倾斜,使BHA造斜;当可变径稳定器处于大直径«311.15 mm(12∀/英寸)时能很好地支撑住BHA,使其在井眼内始终居中,并能够视地层特点的不同进行稳斜或降斜。

图4 造斜-降斜钻具组合

由经验可知,造斜率和降斜率升高或降低将由近钻头稳定器与可变径稳定器之间钻铤的长度决定。这段钻铤长度通常为2.44～4.57 m(8～15英尺),该段钻铤越短,造斜或降斜的趋势也越严重。

可变径稳定器也可作为近钻头稳定器在“S”形井眼用来控制降斜率(如图5)。可变径稳定器处于大直径时BHA将稳斜;处于小直径时将降斜。用大直径和小直径的组合基本能够控制降斜率。

图5 稳斜-降斜钻具组合

2 可变径稳定器

2.1 设计特点

可变径稳定器有 «298.45 mm(11∃/英寸)和«311.15 mm(12∀/英寸)2种规格,设计有3道标准螺旋片,每一片有6个63.5 mm(2∀−英寸)表面硬化的活塞,内心轴有6个锥形凸轮,如图6。工作时,凸轮滑动作用于相对应的活塞斜锥边,使活塞滑出螺旋边表面,从而增大可变径稳定器的直径。该工具在任何情况下都能保持360°与井眼接触,有效接触面积能超过0.058 m2,与标准套管稳定器相当。

图6 井下可变径稳定器

2.2 工作原理

为了使可变径稳定器处于大直径«311.15 mm (12∀/英寸)状态工作,下入井底时应保持泥浆流量≤81.83 m3/h,钻压为13.34～22.23 kN。保持钻压稳定后逐渐加大泥浆流量至正常钻进值,流量的增加能锁定可变径稳定器处于大直径状态,只有当流量再次减小到81.83 m3/h以下时才会消除。

为了使可变径稳定器处于小直径«298.45 mm (11∃/英寸)状态工作,需要将流量降到81.83 m3/h或以下。由于流量的下降而解除锁定,钻柱将被提离井底并使活塞缩回,可变径稳定器处于小直径状态。即使泥浆流量再次上升至正常钻进水平,可变径稳定器仍然会处于小直径状态,这时可以再次下放钻柱至井底,恢复正常的钻进。

变换可变径稳定器大直径和小直径状态时,其内的限流器可以产生1.03 MPa的压差,据此能够确定可变径稳定器处于何种状态钻进。为了节约连续钻进时间,需经常改变可变径稳定器的工作状态。

有2种可选择状态的可变径稳定器是靠钻压激活的,在该可变径稳定器中安装有碟形弹簧,弹簧预紧力必须要大于钻压,当钻压>弹簧预紧力时,可变径稳定器才会处于大直径工作状态。可变径稳定器被激活后将始终保持满尺寸,直到将其提离井底才会自动恢复到原有状态。如果钻压过大,可变径稳定器将很难达到满尺寸工作状态;如果钻压过小,又可能会在不需要的情况下出现大直径的状态。为此设计了液压栓系统,仍保留原可变径稳定器机械式激活方式,工作状态的锁定则需由流量控制。新型可变径稳定器一个明显的优点是增大了钻井的灵活性,既使在高扭矩情况下也能正常工作,因为只需要22.23 kN钻压该工具就能处于满尺寸工作状态。

在定向钻井中,能够频繁并方便地变化可变径稳定器直径的机械装置显得尤为重要。例如,用可变径稳定器钻第1口井时,必须先设定一种工作状态,直到造斜或降斜完成后,再通过不断地改变稳定器的工作状态来进行纠偏,才能准确地按照设计的井身轨迹钻进,然后应用实时随钻测量技术(MWD)对井斜控制进行全面监控。

最初的研究认为,可变径稳定器直径变化达到12.7 mm(1/2英寸)可能会导致大的“狗腿”。因此设计的可变径稳定器有多个可变的直径范围,例如«304.80～«311.15 mm(12～12∀/英寸),使用«298.45～«311.15 mm(11∃/～12∀/英寸)的可变径稳定器,可在大尺寸和小尺寸2种工作状态之间改变,使用时没有发现引起大的“狗腿”,反而能够成功地控制井斜,并且正确地选择近钻头稳定器和可变径稳定器之间的短钻铤长度,可以让BHA的力学性能很好地适应各种特殊的工况,把“狗腿”控制在一个最小的范围。合理利用可变径稳定器还可以减小管柱摩阻。

在定向井钻井中使用可变径稳定器可以极大地弥补现有传统井斜测控技术和方法的不足。

2.3 性能指标检验

可变径稳定器通常用于钻进导向系统不能有效作业的地层,因此在北海油田 Cleeton和Ravenspurn气田的42/29和42/30区块得到了广泛地运用,这几个区块包括了北海南部环境最恶劣的井,相对松软的Lias粘土层的井身为«311.15 mm(12∀/英寸),接着是极其复杂的Bunter砂岩地层,最下部是Bunter页岩地层和Brockelschieffer沙泥岩。

图7为用常规旋转钻井技术完钻的井眼,表现了岩性的不确定性,且没有达到预计的造斜和降斜率,因此需要多次改变BHA结构,最后形成了一个并不理想的井眼轨迹。图8为在没有起下钻的情况下完钻的一口«311.15 mm(12∀/英寸)井,并使用1个可变径稳定器来克服钻遇地层的造斜性。

图7 常规完钻井井眼轨迹

图8 使用可变径稳定器完钻井井眼轨迹

钻大位移井时,摩擦损耗是设计井身的一个重要制约因素,所以井眼内摩阻和扭矩问题显得尤为重要[10-12]。为了把摩擦损耗控制在最小范围内,必须要使实际钻井井眼轨迹尽可能地接近设计的井眼轨迹。使用可变径稳定器按设计井眼轨迹完钻的倾斜井眼轨迹如图9,从套管鞋732.13 m开始到2 416.45 m井段使用了可变径稳定器,在下钻到2 416.45 m时起钻更换了1次钻头。由图9看出,在大位移井使用可变径稳定器后,整个井段与设计的井眼轨迹几乎没有差别,充分验证了可变径稳定器的有效性。

2.4 现场应用效果

截止到目前,井下可变径稳定器在北海油田已成功完钻超过150口的定向井。现场应用可变径稳定器结果如表1。

图9 使用可变径稳定器完钻的倾斜井眼轨迹

表1 在«311.15 mm井眼应用可变径稳定器钻井结果

3 结论

1) 可变径稳定器适用于钻进导向系统不能有效作业的地层。

2) 在定向井中使用可变径稳定器钻进的井眼轨迹能够完全符合设计井眼轨迹。

3) 现场应用表明,在定向井中使用 PDC钻头,只有<18%的井需要对方位角进行修正,PDC钻头与可变径稳定器配合使用效果显著。

4) 可变径稳定器在钻进过程中性能可靠,比常规稳定器具有更好的性能,并且在钻遇复杂恶劣地层时没有结构缺陷。

5) 使用可变径稳定器能够提高钻井效率,减少下钻次数,平均每口井减少2次以上下钻次数,每口井完钻周期可缩短1 d以上,可极大地节省钻井时间。

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Application Research of Directional Well Drilling Technology and Variable G auge Stabilizer

LI Kai,GAO De-li,SON G Zhi-wu
(MOE Key L aboratory ofPetroleum Engineering,China University ofPetroleum,Beijing102249,China)

This paper evaluates the use of downhole adjustable stabilizers through the tangent sections of directional wells.It includes a survey of more than 100 directional wells and illustrates typical applications of the tool.The strategic placement of under gauge and full gauge near bit and/or first string stabilizers to control hole inclination is now proving unnecessary.A correctly positioned adjustable stabilizer allows changes to be made to bottom hole assembly(BHA)without pulling out of hole.Not only can expensive BHA trips be avoided,but correct utilization of an adjustable stabilizer will improve the trajectory of hole section and minimize doglegs to reduce torque and pipe drag.

downhole adjustable gauge stabilizer;directionalwell;experiment;analysis; hole trajectory

1001-3482(2011)07-0004-05

TE243

A

2010-12-13

李 凯,(1986-),男,四川内江人,硕士研究生,研究方向为油气井管柱力学与控制工程,E-mail:mesmerizing86@yahoo.cn。