遥控变径稳定器安放位置的优化与应用*

赵洪山 周志刚 杨泽宁

(中石化胜利石油工程有限公司钻井工艺研究院)

0 引 言

史南油田位于济阳坳陷东营凹陷中央隆起带的西端，是由中高渗透断块油藏、低渗透岩性油藏构成的稀油油田，主要通过部署长稳斜段定向井来提高储量的控制与动用程度。前期多口井钻探实践表明，采用常规的“单弯双稳”螺杆钻具组合控制方式，同一套底部钻具(BHA)难以满足不同地层稳斜钻进的需要，长稳斜段钻进期间普遍存在滑动进尺比例高、滑动钻进效率低及起下钻趟数多等问题[1-3]，给史南油田的经济效益开发带来了不利的影响。

遥控变径稳定器是水平井、大位移井井眼轨迹辅助控制的一种低成本工具，其通过控制活塞“伸缩”改变BHA力学特性来实现增斜、稳斜和降斜轨迹控制，有利于提高长稳斜井段的钻井时效和井身质量[4-5]。针对史南油田定向井长稳斜段的井眼条件和轨迹控制等难点，通过建立“单弯双稳”螺杆钻具造斜率预测方法，优化合理的变径稳定器安放位置及钻井参数，在史南油田史3-斜A井二开长稳斜段开展了KB型遥控变径稳定器的现场应用，一趟钻完成了1 153.00 m长稳斜井段的施工，取得了良好的应用效果。为今后史南油田长稳斜井段的钻井提速提效提供有益指导。

1 井眼概况及难点分析

史3-斜A井是史南油田史深100地区的一口典型长稳斜段定向井，采用二开次井身结构方案设计。其中：一开ø273.1 mm表层套管下深401.00 m，封隔第四系、新近系明化镇组的松散地层；二开ø215.9 mm钻头钻至井深3 619.70 m完钻，依次钻遇新近系明化镇组、馆陶组以及古近系东营组、沙河街组的沙一段、沙二段、沙三上亚段和沙三中亚段地层。表1为史3-斜A井井眼轨道设计参数。

表1 史3-斜A井井眼轨道设计参数

根据同台邻井的实钻情况分析，由于造斜点较深，裸眼段和斜井段长，长稳斜段施工后期随着钻柱与井壁接触面积的逐渐增大，滑动钻进过程中容易发生正弦屈曲和螺旋屈曲，导致摩阻扭矩增大，钻头加压和水平段延伸均比较困难[6-7]。此外，长稳斜段分别钻进沙一段、沙二段、沙三上亚段和沙三中亚段等多段地层，采用相同的底部钻具难以满足不同地层稳斜钻进的需求。因此钻进期间造成轨迹调整次数较多、滑动进尺较长，使得长稳斜段的轨迹控制效率偏低。

以史3-斜B井为例，稳斜井段为2 752.12～3 649.00 m，稳斜段长896.88 m。由于稳斜钻进期间不同地层的造斜规律差别较大，沙二段以浅地层复合钻进时每30 m造斜率为-0.6°～-1.2°，而沙三上亚段和沙三中亚段地层复合钻进每30 m造斜率为0.9°～1.5°。长稳斜段轨迹控制期间累计滑动钻进54.50 m，滑动进尺比例为6.08%，加之轨迹控制后期摩阻基本在200～300 kN，滑动钻进钻时高达100～180 min/m，最终导致该井896.88 m长的稳斜段采用三趟钻完成，平均单趟钻进尺仅为298.96 m，平均机械钻速为8.12 m/h，严重影响了该井的施工进度。

2 KB型遥控变径稳定器

KB型遥控变径稳定器是一种“开关泵控制式”变径稳定器，通过开关钻井泵控制活塞“伸缩”来改变工具外径大小，可以实现不起下钻调整井斜的目的，有利于显著提高复合钻进尺比例和井眼轨迹质量，近年来在胜利、四川等地区应用较为广泛。

2.1 结构原理

图1为KB型遥控变径稳定器的结构示意图。该工具主要由本体、上心轴、斜面块、扶正活塞、控制器、下心轴、平衡活塞、压差活塞、节流杆等部件组成。

1—本体；2—上心轴；3—复位弹簧；4—斜面块；5—扶正活塞；6—控制器；7—下心轴；8—平衡活塞；9—压差活塞；10—节流杆。

变径稳定器工作期间，钻井液流经工具的上心轴和下心轴内孔，工具内部为钻具内压力，工具下部的环空孔使得工具油腔的压力为环空压力。开泵时，由于工具内部压力大于外部环空的压力，将在工具的上、下心轴产生压差，使工具心轴克服复位弹簧的弹力向下运动，从而带动斜面块也向下运动，推动径向布置的扶正活塞伸出；停泵时，工具内外钻井液压差消失，工具心轴将在复位弹簧的带动下向上运动，从而带动斜面块向上运动，并拉动扶正活塞缩回工具本体内。

2.2 技术特点

KB型遥控变径稳定器的主要技术特点如下[8-10]：

(1)采用开关泵控制活塞“伸缩”，变径操作方式简单，易于准确判断工具井下状态；

(2)同常规MWD、LWD仪器及其他井下工具兼容性好，无信号和动作干涉；

(3)全机械结构设计，具有防腐、耐磨、耐冲蚀、抗高温的优势；

(4)工具本体上钻孔少，抗扭转和抗拉压强度高，结构可靠；

(5)可与国内常规PDC、牙轮等类型钻头配合使用，无需配备专用钻头，适用范围广。

2.3 主要技术参数

目前，KB型遥控变径稳定器已经形成适合ø215.9～ø444.5 mm不同井眼的系列产品。以ø215.9 mm井眼通常使用的KB85型遥控变径稳定器为例，其主要技术参数如表2所示。

表2 KB85型变径稳定器的主要技术参数

3 工具安放位置优化

史南油田长稳斜段主要采用“单弯双稳”螺杆钻具进行轨迹控制，为了提高同一BHA在沙一段～沙三中亚段多段地层中稳斜钻进的适应能力，“单弯双稳”钻具中的上稳定器采用KB85型变径稳定器来代替，通过对不同井段复合钻造斜规律进行分析，针对变径稳定器的安放位置进行了优化。

3.1 造斜率预测模型

根据“平衡趋势法”造斜率预测理论[11-13]，“单弯双稳”螺杆钻具在地层中复合钻进的过程是钻头与地层相互作用并逐渐趋于平衡的过程。令钻进趋势角Ar(即钻头钻进趋势方向与井眼轴线方向之间的夹角)等于0，此时底部钻具组合的造斜趋势达到平衡；此后钻出的井眼曲率保持不变，对应的井眼曲率即为“单弯双稳”螺杆钻具复合钻进的造斜率大小。采用纵横弯曲连续梁理论，通过建立底部钻具力学分析模型，如图2所示。

图2 钻头力学特性分析

综合考虑钻头的各向异性Ib、钻头侧向力Nb及钻头转角θ0等因素影响，可得钻进趋势角Ar的计算表达式为[14-16]：

(1)

(2)

(3)

式中：K为每30 m井眼曲率，(°)；pb为钻压，N；L1为第一跨钻柱(即钻头到螺杆本体扶正块)的长度，m；q1为第一跨钻柱在钻井液中的线浮重，N/m；E为钻柱材料的弹性模量，Pa；I1为第一跨钻柱的惯性矩，m4；M1为作用在第一稳定器上的弯矩，N·m；X(u1)、Z(u1)分别为纵横弯曲梁理论三弯矩方程组中的放大因子，无量纲。

综上分析，当钻进趋势角Ar推导出来后，可按以下步骤来预测“单弯双稳”螺杆钻具复合钻进的造斜率：①假定一个初始的井眼曲率K值；②利用式(2)、式(3)分别计算钻头侧向力Nb和钻头转角θ0；③将Nb、θ0计算结果代入式(1)，计算钻进趋势角Ar，若Ar=0，则假定的井眼曲率K值即为所求的造斜率；若Ar≠0，则需重新假定新的K值，并重复步骤①～③，直到Ar=0。

3.2 复合钻造斜规律分析

根据史3-斜B井长稳斜段的复合钻造斜率变化特点，由于沙二段以浅及以深地层的复合钻造斜规律差别明显，分别以降斜、增斜为主。因此为了尽可能提高BHA在不同地层的稳斜钻进能力，史3-斜A井沙二段以浅地层变径稳定器使用期间，工具活塞应主要以收回状态为主，而沙二段以深地层则主要为伸出状态钻进。

图3为利用“平衡趋势法”造斜率预测模型，对活塞收回时沙二段以浅地层的BHA复合钻造斜规律进行的分析。从图3可以看出，随着变径稳定器距螺杆本体扶正块距离的增加，BHA复合钻进造斜率明显增大；以钻压60 kN为例，当距本体扶正块距离增加0.4 m时，复合钻每30 m造斜率预计增大0.16°左右。另外，为了确保在40～100 kN钻压条件下BHA在沙二段以浅地层中能够稳斜钻进，变径稳定器距螺杆本体扶正块的距离应以小于8.60 m为宜。

图3 沙二段以浅地层活塞收回时的BHA复合钻造斜率

图4给出了沙二段以深地层钻进期间活塞伸出时的BHA复合钻造斜规律。从图4可以看出，随变径稳定器距螺杆本体扶正块距离的增加，当变径稳定器使用期间活塞伸出时，BHA复合钻进的造斜率同样明显增大；以钻压60 kN为例，当距本体扶正块距离增加0.4 m时，复合钻每30 m造斜率预计增大0.21°左右。为了实现沙二段以深地层“单弯双稳”螺杆钻具复合钻进的稳斜轨迹控制，可以看出变径稳定器距螺杆本体扶正块的距离应小于8.20 m。

图4 沙二段以深地层活塞伸出时的BHA复合钻造斜率

4 现场应用效果分析

为了解决史南油田长稳斜段钻进过程中井眼轨迹控制效率低的难题，KB型遥控变径稳定器研制成功后，在史3-斜A井二开稳斜井段进行了现场应用。该工具自井深2 482.00 m时入井，钻进至3 635.00 m时完钻起出，整个钻进期间共调整工作状态17次，累计工作时间120.27 h，进尺1 153.00 m，纯钻时间85.79 h，平均机械钻速13.44 m/h，应用效果良好。

现场钻进期间，钻具组合为：ø215.9 mm PDC钻头+ø172.0 mm单弯螺杆(1.5°)+ø178.0 mm回压阀+ø172.0 mm变径稳定器+ø165.0 mm无磁钻铤+MWD悬挂短节+ø127.0 mm加重钻杆×15根+ø127.0 mm钻杆，其中变径稳定器距螺杆本体扶正块8.08 m。钻井参数为：钻压40～120 kN，转速40～60 r/min，排量28～32 L/s，泵压16～22 MPa，钻井液密度1.15～1.20 g/cm3，黏度40～60 s。

4.1 轨迹控制效率明显提高

表3给出了与史3-斜A井同台的3口井长稳斜段施工情况的对比。从表3可以看出，使用KB型遥控变径稳定器之后，通过及时控制活塞“伸缩”，结合钻井参数的实时调整，史3-斜A井二开长稳斜段取得了良好的稳斜钻进效果，整个钻进期间仅滑动定向22.50 m，滑动进尺比例分别较斜B井、斜C井减少了67.93%和64.74%。最终该井仅用1趟钻便完成了1 153.00 m长稳斜段的施工，稳斜井段平均机械钻速13.44 m/h，分别较斜B井、斜C井提高了65.52%和22.07%。表明变径稳定器的使用有利于大幅提高长稳斜井段的井眼轨迹控制效率。

表3 同台3口井长稳斜段施工情况对比

4.2 井眼质量有效改善

图5给出了与史3-斜A井同台的3口井长稳斜段井斜变化情况的对比。从图5可以看出，斜B井、斜C井长稳斜段钻进期间的井斜变化均比较大，井斜变化幅度分别达到8.5°和10.4°。尤其是长稳斜段轨迹控制后期，由于钻具摩阻基本在200 kN以上，滑动钻进期间不仅效率偏低，而且定向效果较差，从而导致实钻井斜与设计井斜的差别不断增大。然而斜A井使用变径稳定器钻进期间，由于工具外径可根据需要进行及时调整，其井斜变化幅度仅为2.8°，表明变径稳定器的使用能够有效提高长稳斜井段的井眼轨迹控制质量。

图5 同台3口井长稳斜段井斜变化情况对比

5 结论与认识

(1)KB型遥控变径稳定器通过开关钻井泵控制活塞“伸缩”来改变工具外径大小，变径操作方式简单，易于准确判断工具井下工作状态，并且与常规MWD、LWD测量仪器无信号和动作干涉，可以实现不起下钻调整井斜的目的。

(2)基于“平衡趋势法”造斜率预测理论和纵横弯曲连续梁理论，建立了“单弯双稳”螺杆钻具造斜率预测方法，通过分析活塞伸出和收回状态时螺杆钻具复合钻进的造斜规律，能够实现遥控变径稳定器安放位置及钻井参数的优化。

(3)遥控变径稳定器的使用能够实现不同钻压条件下“单弯双稳”螺杆钻具复合钻进的增斜、稳斜和降斜轨迹控制，显著增强同一BHA在长稳斜段多段地层中的稳斜钻进适应能力，有利于大幅提高长稳斜井段的轨迹控制效率和井眼质量。

(4)与旋转导向钻井相比，遥控变径稳定器是一种低成本控制井眼轨迹的重要工具，建议加强高温、高压复杂工况以及不同钻井液体系条件下，延长工具使用寿命和提高可靠性方面的研究，进一步提升遥控变径稳定器的适用范围和应用效果。