油气钻井中螺杆钻具的选型及应用

吕 波,武海鹏

(中国石油天然气集团渤海钻探工程公司第二钻井分公司,河北 廊坊 065000)

0 引言

在油气勘探及开发过程中,油气钻井是基础措施,能够更直观地掌握、探明油气储量,为石油天然气的开采提供指导。在油气钻井过程中,为了节省人力,通常使用井下动力钻机,即螺杆钻具,其与PDC钻头的配合应用,能够实现快速打井、提高经济效益的目标。相比于其他钻具,其能够更方便、更快捷、更高效地进行井眼轨迹控制,能够快速调整方位,实现高效造斜、增斜、降斜,可通过稳斜钻进提高钻井速度,保障良好的钻井效益[1]。螺杆钻具在油气田钻井过程中得到了广泛应用。螺杆钻具类型丰富,根据不同油田类型及地质特点,对螺杆钻具也有不同的选型要求[2]。螺杆钻具又称为井底马达、排量马达,在工作过程中主要以泥浆为驱动力,从而形成一种容积式井下动力钻具[3],通过高速旋转的马达将泥浆驱动,将扭矩与转速不断传递给钻头,带动钻头高速旋转钻井。通过科学的设计,钻头在高速旋转过程中能够将钻井液的水力转化为机械能,进而维持钻头旋转动力。工作过程中,钻具的输出扭矩与马达进出口的压降值呈正比关系,即马达的压降值越大,螺杆钻具输出的扭距越大,这有利于提高马达动力,令螺杆钻具获得更大的输出扭矩[4]。

1 油气钻井中螺杆钻具的选型

螺杆钻具在运行过程中具有良好的工作性能,能够显著提高钻井效益,需结合不同油气钻井特点,对螺杆钻具的规格、型号、性能参数及结构类型进行选择。

1.1 根据井眼大小选择钻具外径尺寸

结合油气田所在位置的地质条件及实际需求设置相应的井眼大小,匹配钻井的外径尺寸。选择过程中,需在井眼井壁与钻具外径之间保留一定的环空间隙,环空间隙设置的目的是防止钻井过程中出现井下卡阻现象,如果出现井下事故能够及时进行打捞作业。环空间隙最低值要在25.4 mm以上,但随着井眼尺寸的扩大,螺杆钻具的外径尺寸会扩大,环空间隙值也会随之扩大。例如,直径为152.4 mm的井眼尺寸在进行钻具外径尺寸选择时需要控制在127 mm以下,而当井眼尺寸达到311.2 mm之后,相应的钻具外径尺寸选择可控制在244 mm以内。

1.2 根据钻井液排量选择钻具转子类型

螺杆钻具的工作排量受不同型号转子的影响,会有一定的适应范围。结合螺杆钻具的工作原理,其输出转速与钻井液排量成正比关系,因此增加钻井液排量可提升螺杆钻具的马达转子转速,但当排量超过一定限度,会导致螺杆钻具的定子及转子损伤。钻井过程中大井眼往往携带着岩屑,因此需要较高的泥浆返出速度,这对工作排量要求较高,但是高排量又会对螺杆钻具定子与转子造成一定的影响,为了有效解决这一问题,选择空心转子,令部分钻井液能够通过空心转子实现分流,减小流经定子及转子之间的钻井液排量,以降低大排量钻井液对马达定转子造成的影响,这样既能达到保护螺杆钻具的目的,又能满足岩屑携带的要求。

1.3 根据破岩力矩选择马达头数与级数

钻井过程中需结合地层结构及钻井液性能,考虑实际钻井要求与破岩力矩,科学选择马达头数与级数。破岩力矩来源于螺杆钻具的马达,马达头数越多,马达级数越高,相应的破岩力矩越大,在钻井过程中就能表现出良好的过载能力。而在马达输出扭矩的过程中受排量及压降的影响,排量越大,输出扭矩越大,压降越高,出扭矩越大,因此要结合破岩力矩的实际要求对马达头数及马达级数进行选择。随着螺杆钻具技术水平的提升,5～6头、7～8头马达的螺杆钻具应用越来越广泛。通常情况下,上部地层较浅软,对于破岩力矩要求不高,可选择5～6头的马达,而进入到下部地层之后,对破岩力矩要求更高,则需选择头数更多、级数更高的马达。

1.4 根据钻头水眼压降确定传动轴类型

传动轴类型主要有7.0 MPa、14.0 MPa两种,而在实际应用过程中,7.0 MPa的传动轴使用更加广泛。该类型的传动轴包括两组硬质合金径向轴承与一组推力轴承。而14.0 MPa的传动轴轴承相比于7.0 MPa,使用寿命更长,性能级别更高,但使用成本也更高。选择不同传动轴类型时,需根据设计的钻头水压进行压降值核算,即钻头水眼压降为7.0 MPa以内,选用对应7.0 MPa的传动轴,超过7.0 MPa,则选用14.0 MPa的传动轴。

1.5 根据造斜率选择螺杆钻具结构

钻井过程中,需按照造斜率原则进行斜率设计,通常实际的造斜率会比设计的造斜率高出15%±5%,以应对因意外情况产生的造斜率不足问题。造斜率控制过程中,螺杆钻具的弯点到端面距离、是否使用扶正器、直径大小等都会对造斜率产生一定的影响,因此在进行螺杆钻具结构形式选择时需结合造斜率要求进行科学选择。例如:5LZ172/5V7.0-1°的螺杆钻具(数字5表示转子头数为5头,LZ代表螺杆钻具,172代表钻具外径,5表示5级马达V表示第5代改进产品,7.0表示传动轴7.0 MPa,1°表示钻具弯角),当下扶正器为212 mm、弯点距离相同时,带上扶正器之后,其30 m的造斜率可达到6.3397,100 m的造斜率可达到21.1324。如果没带上扶正器,30 m的造斜率可达到7.4183,而100 m的造斜率可达到24.7277,因此是否带上扶正器会在造斜率方面产生严重影响。此外,下扶正器的外径尺寸也会对斜率产生影响,对于弯点距离相同、而扶正器外径尺寸为212 mm、210 mm时,在没有上扶正器的情况下,30 m造斜率分别为7.4183、7.3643。

2 螺杆钻具在A油气田钻井中的选型应用

A油气田水平井设计的目的是提高单井产能。设计时要求井深为4431.25 m,工期63 d,实际钻井深度为4493 m,设计的最大井斜为90.24°,平均造斜率为4.35°。本项目钻井共包括直井段施工、造斜段施工及水平段施工3个部分。直井段施工为起钻井深2612 m,造斜段施工为2612～3282 m,水平段施工则是从3282 m至钻井完钻,主要技术指标如表1所示。

表1 A油气田水平井主要钻井技术指标

2.1 直井段螺杆钻具选型

钻井过程分为两步:第一步至501 m,钻井排量为32 L/S,转速为30～50 r/min,钻压为20～80 kN。选用直径346 mm的钻头与直径244 mm的直螺杆,直径127 mm的斜坡钻杆。钻到501 m时发现井底出现较大幅度的负位移,故而需提前造斜点,此时更换215.9 mm的PDC钻头,井斜设置为1.05°,钻井深为2612 m。

2.2 造斜段螺杆钻具选型

从2612 m开始进行定向造斜,在2612～2956 m,设计钻压参数为40～80 kN,转速为30～50 r/min,排量为28～32 L/S,根据设计参数选择钻具为215.9 mm的PDC,172 mm的螺杆,1.25°的斜率,165 mm直径的定向接头,直径127 mm的斜坡钻杆,81-271665lb型钻头,井下时间共96 h,进尺深度344 m,机械钻速达到4.5 m/h。在该段钻井过程中,定向循环泵压为24 Mpa,后期出现泥包现象,导致钻井速度减慢,因此更换1.5°的新螺杆钻具。钻至3282 m处,井斜为89.43°,位移为375.64 m,机械转速为4.1 m/h。

2.3 水平段螺杆钻具选型

水平段从3282 m开始至完钻,设计转速为30～45 r/min,钻压为40～60 kN,排量为16 L/S,按照这一参数选择152.4 mm直径钻头,127 mm直径螺杆1°,148 mm直径扶正器,101.6 mm直径的斜坡钻杆,钻头型号为6T1655B。下钻井升至3513.03 m时,泵压升高至28 MPa,更换为1.25°新螺杆钻具。因为在井下螺杆钻具1°时,自带扶正器直径为146 mm,该结构参数下的螺杆钻具造斜能力较低,且钻头上的有效钻压较低,定向过程中无法达到良好的造斜效果,故更换为1.25°螺杆钻具,自带扶正器直径调整为148 mm直径。调整井斜之后,预计于井深4332 m时,井底斜率达到89.3°。在井深4336 m时,井底斜率可达90.3°～90.5°,最后起钻至4493 m完钻。

3 结束语

本油气田钻井按照上述方案进行螺杆钻具选型及应用,实钻轨迹平滑,井眼畅通,提下钻顺利,圆满完成了该油气田的钻井目标。