长庆油田连续管钻井技术应用

2022-10-17刘立鹏彭元超姚战利

石油地质与工程 2022年5期

刘立鹏，彭元超，姚战利

(1.中国石油川庆钻探工程有限公司钻采工程技术研究院，陕西西安 710018；2.低渗透油气田勘探开发国家工程实验室，陕西西安 710018；3.中国石油川庆钻探工程有限公司苏里格项目经理部，陕西西安 710018)

随着长庆油田的持续开发，套损井、水淹井、长停井数量逐年增多，据统计，目前油田有低产低效井万余口，长停井5 000 余口，套损井近2 000口，且每年以约2 000口的数量递增。为了经济高效地实现低产低效井增产，长庆油田近年来开展了φ139.7 mm套管开窗侧钻φ118.0 mm井眼的技术研究及应用，目前已实现了规模化应用，取得了良好的效果。但在规模化推广过程中也出现了一些问题，部分侧钻井受限于地面条件，需拆除已建的配套实施，在一定程度上增加了成本，影响了正常生产。连续油管钻井(CTD)技术是90年代以来国外大力研究和发展的钻井技术，能够实现起下钻、钻井过程中动态密封，配套工具体积小，安装运输便捷，对邻近井不会造成影响[1-2]。配套工艺技术及核心装备还不成熟，实钻过程中常遇到全角变化率超标、托压严重等问题，严重制约了该技术的发展。

1 连续管钻井技术难点分析

1.1 全角变化率易超标

由于连续管钻进过程中自身不能旋转，钻进采用螺杆+钻头方式，钻头破碎地层主要靠螺杆驱动，钻进过程中螺杆存在一定弯度，如果螺杆弯度过大或者未能及时调整螺杆高边方向，极易导致全角变化率超标[3-5]。因此，需不断调整螺杆高边方向来控制井眼轨迹的变化，致使井眼轨迹变化幅度大，不平滑，随着裸眼段的钻进，摩阻增大，极易诱发井下事故。

1.2 托压严重

连续管自身挠性较好，随着裸眼段的增加，连续管与井壁的接触面积增大，加压过程极易出现螺旋屈曲，产生自锁现象。小井眼钻进过程中排量小，泵压高，导致井底清洗不彻底，有害固相含量高，导致摩阻增大，钻压不能有效传递到钻头位置，机械钻速低。

1.3 定向器性能不稳定

连续管钻进过程中依靠与下部钻具连接的定向器驱动下部钻具转动，调整弯螺杆高边，进而实现对井眼轨迹的控制。定向器有电驱动和钻井液脉冲驱动定向器，前者处于研发阶段，后者相对较为成熟；液动型依靠钻井液脉冲进行工作，启停钻井泵1次，可转动45°。受工具自身扭矩所限(400～600 N·m)，应用的最大井斜为35°。井斜在超过20°时，随定向器以下钻具与井壁接触面积增大，摩阻增加，定向器驱动下部钻具转动困难，转动角度不稳定(10°～30°/次)，严重影响了施工时效。

1.4 卡钻

目前，长庆油田产层注水井压力普遍较高，钻达储层前需将钻井液密度提至1.25 g/cm3以上。连续管钻进过程中，管柱如未得到有效活动，极易出现粘卡，发生事故时受限于注入头的提升能力，不能在第一时间进行有效处理，易导致后续事故处理复杂化。

2 连续管钻井技术

2.1 剖面优化设计与井眼轨迹控制

通过剖面优化，解决连续管钻进过程中轨迹与工具造斜能力不匹配的问题。调整连续管下部钻具组合，消除全角变化率易超标的风险，降低全井段井眼轨迹的变化幅度，可有效降低摩阻扭矩，达到裸眼段全过程连续管钻进的目的[6-8]。

2.1.1 剖面优化

对原有的三维侧钻定向井剖面设计为：窗口-扭-增/降-稳-靶点，五段制的常规剖面进行了适用性研究，依据平均曲率法，充分考虑连续管钻进中全过程依靠螺杆钻进的特点，结合地质要求，将剖面调整为：窗口-圆弧-靶点的三段制剖面，更有利于螺杆的选型及后续钻井施工时的井眼轨迹控制(表1)。

表1 剖面优化设计

2.1.2 井眼轨迹控制

优化连续管下部钻具组合，依据剖面设计定制了专用的无扶正器螺杆。钻具组合：φ120.0 mm PDC+φ102.0 mm 0.5°单弯螺杆(无扶正器)+φ105.0 mm无磁钻铤(带MWD)+φ95.0 mm液力换向器+φ73.0 mm加重钻杆(5根)+φ95.0 mm连接器+φ73.0 mm连续管。将连续管底部钻具组合总长从已有的155 m缩短至75 m，有效降低了定向器转动过程的阻力，螺杆高边调整更高效。选用的无扶正器、小弯度螺杆与设计剖面更匹配，减少了井眼轨迹的大幅度调整。

调整井斜较小井段(小于20°)方位，达到设计靶点方位后，控制工具面处于增斜钻进至靶点。

2.2 工具选型配套

针对井斜增大后工具面调整困难，钻进过程中托压严重等问题，通过改进定向器，增大驱动扭矩，定制钻头等工具，可有效解决这些问题，能减少调整轨迹时频繁起下钻的次数，提高机械钻速。实钻过程中最快机械钻速达16 m/h。

2.2.1 定向器改进

2口试验井的井斜相对较大(超过35°)，通过改进工具结构，使其最大扭矩由600 N·m提升至800 N·m。简化定向器以下钻具组合：钻头+单弯螺杆+无磁钻铤，中间无任何转换接头，长度缩短至14 m，能进一步减少钻具与井壁的接触面积。总结定向器转动及上提下放过程中螺杆高边角度的变化规律，减少调整时活动钻具次数，避免对井壁造成不必要的拉划(表2)。

表2 定向器主要参数

2.2.2 定制专用螺杆、钻头

根据试验井轨迹要求定制2种不同尺寸、4类不同弯度的无扶螺杆。通过现场试验应用，优选外径φ102.0 mm，弯度分别为0.50°、0.75°的低速大扭螺杆，提高了与轨迹的适配性。增斜及扭方位井段工具面调整正常后，钻进过程中仅需微调，无需频繁改变轨迹走向，提速效果明显。

定制连续管钻井专用φ118.0 mm PDC钻头，采用个性化设计，使用聚晶金刚石保径、中等密度布齿，主切削选用φ13.0 mm、非对称5刀翼方案。现场应用过程中通过强化钻井参数，可有效缓解托压问题，平均机械钻速达到4.2 m/h(图1)。

图1 定制钻头

2.2.3 配套液力推进器

液力推进器采用液压传递作用力。泥浆流经工具内部及钻头后，在钻头水眼节流作用下，环空与水眼形成压力差作用于液力推进器的活塞，从而形成向下的推力，将泥浆压能转化为钻压，推动钻头前进。底部钻具组合：φ120.0 mmPDC+φ102.0 mm螺杆+φ105.0 mm无磁钻铤+φ95.0 mm液力推进器+φ73.0 mm加重钻杆+φ95.0 mm连接器+φ73.0 mm钻杆。液力推进器的使用过程中钻压控制在20 kN以内，可有效消除部分钻柱与井筒的静摩擦力，提高钻进过程中钻压传递的有效性，减少底部钻具与井眼之间的摩阻，降低了钻具粘卡的风险。

2.2.4 使用φ38.0 mm MWD仪器

目前，长庆油田侧钻井小井眼轨迹控制普遍采用外径φ48.0 mm MWD仪器。由于配套小井眼的无磁钻铤或无磁承压钻杆受自身强度所限，内径均为56 mm左右，装入仪器后，环空间隙小，循环压耗高。侧钻用连续管自身长度均在3 000 m以上，地面循环压耗高，如继续采用常规仪器，不利于钻井液循环和地面设备正常使用。使用φ38.0 mm MWD仪器，在现有条件下能有效扩展环空间隙。现场试验过程中，相较于φ48.0 mm MWD仪器，同等条件下能降低循环泵压2 MPa 以上。同等排量条件下可降低地面设备负荷，提高钻井液循环效率。

2.3 钻井液润滑减阻技术

此次实验的连续油管钻井，钻头尺寸为φ118.0 mm，属于小井眼定向井施工。井眼环空间隙小，钻具柔性强，环空压耗比大井眼大得多，能保持井壁稳定，井径规则，减少井下掉块，保持环空畅通，较少阻卡。保持钻井液润滑性能优良对小井眼钻井尤为重要，为此采用了无土相低聚胺强抑制防塌钻井体系。

(1)钻井液中加入低聚胺以提高钻井液抑制防塌性能。实验表明，0.5%低聚胺的抑制性好于5%氯化钾的抑制性(回收率评价)，能有效抑制黏土分散，与聚合物PAM、KPAM复配后，钻井液的抑制防塌性和润滑性明显增强。

(2)采用无土相钻井液体系，配合有机盐甲酸盐提高钻井液密度，可有效减少固相含量，有利于钻井液流变性控制和调整。钻井液环空压耗小，能保持较高的环空返速，减少岩屑床的程度，保持环空清洁，减少环空阻卡。

(3)加入封堵性纳米乳液处理剂，保持薄而韧的泥饼，可降低钻井液滤失性能，有利于井壁规则和储层保护，提高封堵性能。配合润滑剂可提高润滑性，能有效降低摩阻系数。

2.4 卡钻事故处理

持续钻进过程中易出现卡钻事故。考虑连续油管抗拉强度和作业机提升能力，不能大幅度活动钻具，即使采取注入各类解卡剂，如不能得到有效活动，及时解卡，还会影响泥浆性能，导致井壁失稳，使事故复杂化。应在确认卡钻的第一时间内，使用连续管丢手接头，投球开泵憋压丢手，起出连续油管，使用常规钻具与剩余钻具对扣后，通过上体下放大幅活动钻具，或采取注入解卡剂等方式解卡，可提高事故处理成功率。

3 现场应用及效果

2019年至今，在长庆油田相继开展了4口井的连续管侧钻现场试验，下面是其中2口井的试验效果。

PCx-x井是长庆油田首口连续管侧钻井，也是国内首次试验使用φ60.3 mm连续管侧钻完成的大斜度井。设计井深1 665 m，通过调整剖面设计、工具改进、底部钻具组合优化，实现了连续管钻进412 m的目标，验证了施工方案可行性及关键工具的可靠性，完钻后井身质量合格。

在DCx-x井改进了试验工具，进一步完善了施工方案，首次应用了国内首套连续管复合钻机，极大地降低了作业强度，提升了连续管侧钻施工的安全性、可靠性。施工过程中，使用小尺寸MWD仪器、0.5°无扶螺杆、钻井液润滑减阻，实现了裸眼段全过程连续管钻进，钻进过程中无托压、阻卡现象，完钻井深2 123 m。完钻后井身质量合格，后续作业顺利。