页岩气高效钻完井装备和工具技术方案研究

2015-11-20信石玉高文金

中国矿业 2015年11期

类歆，信石玉，高文金，周斌

（1.中国石化石油工程机械有限公司研究院，湖北武汉430223；2.中国石化石油机械装备重点实验室，湖北武汉430223）

页岩气作为国内新制定的独立矿种，其开发热度一直有增无减。川东北地区页岩气区块属山地－丘陵地貌[1－2]，西、北临长江，南抵乌江，地面海拔700～1000m。构造为受大耳山断裂控制的宽缓断背斜，北东向展布[3]；发育北东向和近南北向两组断层，构造高点海拔1475m，幅度1400m，面积229.74km2。随着2012年开始开展页岩气开发取得阶段性进展，逐渐建设成为中国首个大型页岩气田[4－7]。随着大规模开发部署的推进，作为重要技术支撑的现有钻完井装备和工具，逐渐体现出一定的技术不适应性，不能完全满足页岩气高效开发的需求，有必要为该区块的开发装备进行优化改进整合，提出系统的解决方案[8－9]。

1 现有装备和工具技术分析

1.1 钻完井装备

1.1.1 钻机

川东北地区目前钻机全部配备顶部驱动装置，其中仅少数钻机配备了井间移运装置（多为滑轨式）。

钻井周期不断压缩，已达到60天之内完井，但钻机搬迁安装时间则占总时间的10%，现有钻机已不能充分适应快速运移的要求；井场占地面积大，作业强度大、风险高，也增加了协调管理难度；同时部分钻机辅助工具自动化程度不高，造成人员劳动强度大，生产效率不高。因此主要问题有3点：井口间移运效率较低、自动化控制及工具程度较低、现有钻机改造有一定难度。

1.1.2 螺杆钻具

川东北页岩气钻井提速螺杆钻具存在的问题主要有：17”1／2直井段容易出现溶洞、地层出水等复杂情况，缺乏大尺寸高效螺杆，只能采用常规的钻井方式，机械钻速较慢；12”1／4直井段容易出浅层气，有些井位不适合空气钻，须使用泥浆钻进，定向段缺乏大功率高效螺杆，常规钻进机械钻速较低；8”1／2水平段采用国产165油基泥浆螺杆，使用寿命一般在120小时以下，寿命较短、质量不稳定。

1.1.3 钻头

页岩气钻井用各开次钻头问题主要是：导眼地层主要为泥岩，现用钻头仍有提速空间；一开地层稳定性差，薄层互层多、软硬交错、憋跳严重，泡沫或清水钻进时进尺少、机速低，钻头内外排齿断齿较多；二开直井段地层软硬交错，牙轮钻头机械钻速低，使用寿命短，PDC钻头易崩齿；二开定向段容易发生偏心旋转，牙轮旷动、掌尖和掌背磨损，外排齿和主切削齿磨损和断齿，PDC钻头工具面极为不稳定，定向能力差；三开大斜度井段和水平段钻进较长，钻头稳斜较难，岩屑上返困难，出现岩屑重复破碎，钻头易过度磨损影响寿命，造成井眼缩径。

1.2 作业装备

1.2.1 压裂装备

川东北地区现采用的2500型车载压裂机组进行作业，应用存在的主要问题为：压裂装备和配套设备的数量多，占地面积大，作业场地受限制，作业费用高；没有连续配液装置，无专用添加剂设备，现场液罐太多；储砂罐容积100～200m3，只能够满足2～3段的总用砂量要求，无法适应多井作业；施工作业中主力装备和辅助装备不能实现整体控制；没有实现作业流程自动控制，手动模式无法保证施工质量。

1.2.2 连续管作业设备

连续管作业设备主要使用问题为：急需提升设备作业能力，满足深井作业要求，但大容量油管滚筒和超长大管径连续油管运输受限无法移运到现场；安装位置高，操作难度大；机械计数器和电子计数器，有一定的误差，缺乏有效的监控装置；作业工具依赖国外进口产品，作业成本高。

1.2.3 不压井作业设备

不压井作业设备主要使用问题为：带压井作业装备可以完成带压下生产管柱、打捞和钻塞作业，作业井深3500～4200m，其中水平段最长1500m，井压20～35MPa，生产管柱直径2 7／8”，采用分段压裂的方式求产；少数井采用国外公司作业施工，完成垂直段生产管柱下放，效果良好，但作业费用高，单井超过100万元。

1.3 采气装备

采气装备主要使用问题为：川东北地区的页岩气含水量和含硫量极低，对工艺设备要求较低，但设备根据工作需要，需要不定期移动井位，现用的采气设备为石油伴生气收集处理装置，撬装化结构，占地面积较大，工作准备时间长。

1.4 环保设备

环保设备主要使用问题为：页岩气压裂作业需要水量大，单井压裂液约30000m3，返排率较高，但川东北地区水资源缺乏，需要单独设管线从长江取水，需要对返排液进行再利用，并严格控制排放水质，而现有压裂返排液采用化学药剂净化处理方式，成本较高，且有排放风险。

2 改进优化技术方案

2.1 钻完井装备和工具解决方案

2.1.1 钻机

井间移运技术方案：解决井间移运问题主要有三种成熟技术，滑轨式、轮轨式和步进式。特点对比见表1。

表1 钻机移运方式对比

根据技术特点，井间移运技术方案可以采用：单列丛式井，采用轮轨式；多列丛式井，采用滑轨式；不规则井位，推荐步进式。

自动化控制及工具改进方案：根据自动化工具成熟度，自动化控制系统可采用分步实施方案。首先配套成熟的铁钻工、自动吊卡、气动卡瓦、顶驱、BOP机械拆安装置、自动猫道及井场排管架等；通过技术合作和充分的试验，待二层台排管排管装置技术成熟后与原有系统集成，形成完整的管柱处理系统，真正实现自动化控制。

除现有转机技术改进外，解决自动化控制及工具问题也可采用液压自动化钻机，该类型钻机无传统的绞车和二层台、采用自立式井架和弹弓式底座结构，液压油缸提升系统，具有加压（水平段钻压）和提升功能，管柱处理系统与液压顶驱配合作业，在司钻房内集中控制完成管柱的自动化处理。钻机自动化程度高、尺寸小、模块少、噪音低。

钻机总体技术路线的具体实施方案分为以下几个步骤：在现有钻机的基础上，增加井间移运装置和1＃罐转接等装置；进一步配置成熟的自动化工具（二层台排管装置除外），进行控制系统整合；在成熟技术改造的基础上，将经过充分试验验证的二层台排管装置、管柱自动处理系统应用到钻机，集成控制系统进行整合改造，满足井工厂作业要求。

2.1.2 螺杆钻具技术方案

针对一开17”1／2井眼，开发244大尺寸高速高效等壁厚螺杆钻具，较常规螺杆钻具输出功率提高30%，转速提高15%，能大大提高机械钻速。

针对二开12”1／4直井段，开发大功率、高造斜216等壁厚螺杆钻具；针对定向段造斜慢、机械钻速低的问题，开发大功率等壁厚螺杆钻具，比常规螺杆钻具功率高、效率高、扭矩大。针对三开8”1／2水平段油基泥浆螺杆钻具寿命钻、起下钻多的情况，开发耐油基泥浆165螺杆钻具，设计寿命120h以上。

2.1.3 钻头技术方案

导眼钻头针对性技术方案：选用成本较低的钢齿钻头，对其齿型和敷焊材料进行优化，提速空间较大。

一开17”1／2钻头针对性技术方案：切削结构加密布齿，提高排屑能力；加强切削齿的抗断碎能力；强化掌背位置布齿，提高保径能力。

二开12”1／4钻头（直井段）针对性技术方案：空气钻12”1／4HJT537GK钻头；常规钻直井段较短使用12”1／4HJT537GK钻头，直井段较长则推荐使用混合钻头。

二开12”1／4钻头（定向段）针对性技术方案：牙轮外排和主切削齿采用梯度硬质合金齿，增强耐磨损性和抗折断能力；采用六点定位牙轮钻头，提高钻头稳定性；牙轮背锥和掌尖镶金刚石复合齿，掌尖加宽加厚焊。

三开8”1／2钻头针对性技术方案：优化PDC钻头轮廓设计，采用6刀翼和中、长保径长度提高钻头稳定性；通过降低主刀翼数量，降低布齿密度，采用后倾角设计提高钻头攻击性，提高机械钻速；采用CFD优化水力设计，确保钻头冷却和返屑顺畅。

2.2 作业装备技术方案

2.2.1 压裂装备

鉴于该区块工作压力在60MPa左右，从整体经济性考虑，可以采用2300型压裂泵撬；采用SQP2500H型五缸压裂泵，以适应页岩气压裂长时间连续工作的要求；15台2300型压裂泵撬可以满足该地区压裂施工要求。

降低占地面积技术方案：采用撬装化结构、多层布置的方式，底层放置压裂泵撬，顶层放置液罐及部分辅助配套设备；撬装化结构没有底盘车头，因此可有效减小压裂占地面积。

低成本化技术方案：川东北地区有充足清洁的可燃气源和10kV的高压配电，因此可以采用成熟的双燃料发动机和变频电驱动作为压裂设备的动力系统，实现低成本应用。双燃料压裂撬方案可降低设备购置和运行成本，还可提高设备的使用和维护性能，减小井场占地面积，整套机组减少人员配置10～12人，可提高压裂施工作业的经济性。电驱压裂撬就其自身而言不仅具有良好的经济使用性，而且噪音小、污染小，但整个机组要求电网容量大，无法全面推广，建议根据井场电网能力进行适当配置，与其他压裂撬（车）配合使用，降低压裂施工作业成本。

2.2.2 连续管作业设备技术方案

页岩气开发长水平段分段压裂，每一段压裂完成后都需钻削桥塞，连续管钻机（作业机）高效快捷，是页岩气井长水平段完井钻桥塞理想方式。

2.2.3 不压井作业设备技术方案

根据川东北高压气井的作业，可采用独立撬装式带压作业设备，能对卡瓦、防喷器状态实时监控，设备在作业过程中采用闸板防喷器进行动密封。

2.3 采气装备技术方案

在已有的石油伴生气收集处理装置基础上加以改进：简化工艺流程，取消除硫装置和缩小除水装置，减少占地面积；调整压缩机参数、更改动力系统模式（双燃料发动机替代电机）、优化整体方案，使之结构更加紧凑合理，操作维护更为简洁，满足该地区页岩气收集压缩的需要。

2.4 环保设备技术方案

压裂返排液处理装置技术方案：压裂液体系需要多种添加剂，如稠化剂、交联剂、杀菌剂、高温稳定剂、延迟添加剂、黏土稳定剂、破解剂等。压裂作业完成后，大量的压裂液需要返排，为了充分利用水资源和减少环境污染，压裂返排液处理装置可以以电絮凝等电化学处理方式为主，解决页岩气开采压裂作业产生返排污水的回用或外排难题。

通过一套综合流程满足重复利用与达标排放的要求，同时可根据不同水样，选择不同处理方法（主要是电化学方式处理），灵活多变，减少对水资源的依赖性，降低处理成本。流程图见图1。

3 主要技术装备效益分析

3.1 钻机技术方案效果对比分析，见表2。

3.2 压裂设备技术方案效果对比分析，见表3。

3.3 不压井设备方案技术效果

图1 电絮凝压裂返排液处理装置技术流程图

相对国外设备单井作业费用超100万元，采用国产化不压井作业设备，作业费用相对较低，台面布置更加合理，能保证多操作人员有序施工，卡瓦通径大，达到186mm，能保证悬挂器及工具的顺利通过，配置不压井作业安全系统，能对卡瓦、防喷器状态实时监控。除技术优势之外，还有利于培养不压井专业作业队伍，提升油田不压井作业服务水平，拓展服务市场。