旋转钻井系统可优化井下钻具组合的性能.pdf

旋 转 钻 9 I- - 系 统 可 优 化 9 I- 一 下 钻 具 c 6 一 组 合 的 性 能 B 。 M。 w 妇等 s ． B 引 言 奥斯汀 白垩系地层是天然裂缝的碳酸盐 富产原油的油藏 ，横跨 1 0 4 6公里。除裂缝 系 统以外 ，奥斯 汀白垩 系地层还 有广泛分布 的 断层和地层倾 角的变化 。这些断层和倾角 的 变化显著地影响井下钻具组合的造斜和降斜 趋势。要保持井下钻具在 目标层 内钻进 ，通 常要求机械修正轨迹的方法，而奥斯 汀白垩 系的 目标地层被认为含有最大断层倾角的典 型 的 4 ． 6 --9 ． 1米 窗 口。 以前井下钻具组合的结构 1 ． 不带调节扶正器的正容积马达 飙动力 段写选 一 了 c p 了E 李玉山 李根生校 图 1中所示的井下钻具组合是 以前在奥 斯汀白垩系地层中所用 的典型结构 ，使用 聚 晶金刚石钻头 P o c ，该钻具组合把两点扶 正同两级动力 段结 合起来 。中速 马达使用 流 体冷却轴 承组合 ，在 0 ． 9 5 m3 ／ ml n的泵量下 提供大约 2 4 0转份 的转速。该组合带有典型 的 1 ． 8 3度的预置角 ，在水平井段内可以产生 5 。 ／ 3 0 ． 4 8 m到 7 。 ／ 3 0． 4 8 1 2 1 的造斜率。 用这种可导 向的井下钻具组合造斜 ，工 具面定向井眼 的高边 ，不旋 转钻柱给钻 头加 压 ．钻柱沿着井眼低边滑动 ，使 得井下钻 具 组合增斜 。要降斜 时，除了把工具面定 向井 眼低边 以外 ，其它步骤都相同。 田 1 不带可调节扶正器的奥斯汀白垩系地层所用的常规井下钻具组台 卜一 P D c钻头 ；2 一扶正 器；3 一 马选接头扶正嚣 ；4 一x ／ 0 接 头；5 ，6 蔼 量接头 7 一x ／ o接头 ；8 _ _ 3 0英 尺无碰钻 键 }9 一x ／ 0接头 ；1 英尺无磁钻艇 ；l l x ／ o 接头 ；1 2 _ 一 钻扦 。 在奥斯汀 白垩 系地层 的 4 ． 6至 9 ． 1 m 目 标 窗口中滑动可导向的井下钻具组合控制井 斜是 很费时 的，当泥 浆密度达到 1 4 3 7 ． 7 k g ／ m3 和水平位移达到 9 1 4 ． 4 m 时，滑动变得很 困难 。在这些条件下 ，井下扭矩 的传递和阻 力使可定 向井下钻具组合滑动变幔 ，即使使 用昂贵的润滑剂，最终也会变得不可转。在 滑动时 的机 械钻 速通 常 比旋 转 时 的钻 速低 1 5 ％，因此 ，在奥斯汀白 垩系水平 井中使机 械 钻 速 最 大 的 关 键甲 素 使 滑 动 时 间 最 短 。 维普资讯 1 7 2 ． 马达下带可调节扶正器的正窖积马达 几年前 ，几家钻井公司下人在可定 向马 达下带可调节扶正器 ，试 图控制旋转 钻柱时 的井斜。这种 结构的意 图是用可调节 扶正器 或弯外套 的马达来控制井斜，可是 ，在奥斯 汀白垩系地层中使用的典型的可弯曲的直径 1 2 0 ． 6 5 m马达，其可 调节 扶正器在钻 头后 的距离太远 ，在允许时 间内不能有效地控制 井斜。因为 ，这种井下钻具 组合 的结 构不比 单下正容积 马达有多少优势，所 以，它的使 用 已经停止 。 新型的井下钻具组合结构 当旋转钻柱时要增加井眼 的控制 ，已经 开发出一种新型井下钻具 组合 。三点扶 正是 这种井下钻具组合结构的关键。这些点 由可 调节扶正器提供 ．一个扶正器放在 马达轴承 外套上 ，一个 扶正器放在 马达定子的变换接 头 处 。 使用内置程序进行计算模拟，确定最大 造斜和降斜趋势下保持理想井眼偏移量所需 的扶正器外 径和位置。使用计算 机模 拟选择 了轴承外套扶正器外径和变换接头扶正器外 径。图 2表示轴承套可调节扶正器的外径 在 打开和关 闭位置时对井下钻具组合旋转方式 下造斜率的影响。最后选定的井下钻具组合， 使用 1 3 9 ． 7 mm 外 径 ，放 置 在 钻 头 后 大 约 3 ． 3 6 m处的轴 承套扶正器和 1 3 3 ． 3 5 ram 外径 位于钻头后大约 7 ． 3 2 m的变换接头扶正器。 。／ l ／ ／ 一 ， 蚀 I 5 帅 ’ ” ／ ～ ． ／ 图 2 当可调节扶正器打开和关闭位置时轴承套 扶正器井径与旋转状态下造斜降斜率之间的关系 在打开和关 闭状态下调节井下扶正器使 井下钻具组合的支点移 动 ，改变加在钻头上 的侧向载荷。特别是把可调节扶 正器关到最 小位置时 ，支点从钻头移到 1 3 9 ． 7 mm 马达轴 承外套扶正器上 。这个 支点 的位置使 3． 2 5 m 钟摆组合在钻头上产生反方向的侧向载荷， 引起井下钻具 组合 降斜。把 可调节扶正 器开 到最大位置能产生离钻头面几英尺的接近钻 头的支点 ，这就在 钻头上 产生 了正向载荷 ， 引起 上钻具组合增斜。 对新的井下钻具组合进行计算 机模拟预 测的旋转状态下的增、降斜率与实际钻井结 果一致 ，如图 3所示 。当可调节扶正器在大 保径位置时，该 井下钻具组合可 以达到大 约 1 ． 7 5 。 ／ *3 0 ． 4 8 m的造斜率；当可调节扶正器在 最 小 保 径 位 置 时，该 组 合 可 以 提 供 大 约 2 ． 5 0 。 ／ 3 0 ． 4 8 m的降斜率。 宕 * 鲁 图3 计算机模拟预测的旋转遣斜降斜率与 五口井实钻造斜降斜率的对比 图 4所示新型的井下钻具组合结构 ，使 用带密封油润滑轴承套的两级动力段，这种 密封轴承驱动轴 比起前一代设计具有 2 ． 5倍 的抗弯强度和 2 倍的抗扭矩能力。强度的增 加使该 组合 可以安全 通过 2 8 。 ／ 3 0 ． 4 8 m 的狗 腿 ，然而 ，以前的设计 限定在 1 5 。 ／ 3 0 ． 4 8 m， 此外 ，动力段可以承受 由钻头 和可调节扶正 器引起的 1 4 9 1 ． 3 N． m 的惯性扭矩峰值 。 要满足奥斯汀 白垩系地层 水平井下 部钻 具组合的特殊要求，就需要对 扶正器的设计 和结构进行改进。首先 ，改变产生指示工具 5 2 5 1 5 0 5 1 5 2 5 2 l 0 01 2 维普资讯 1 8 国外钻井技术 第十六卷1 9 9 8 年第 6 期 位置 的压力信号的部件设计 ，保证信 号的强 度在地面能够识别，通过改变文丘里管直径 ， 最大保径位置 燕 _ ] _ 优化不 同泥浆密度下通过工具 的信号强度和 总压力降。 4 积 动力段 马选 虱 -厂 T 可百] 图 4 带可调节扶 正器 的新 型井下钻具组 合结 构 1 一H℃ 钻头； 2 可调节扶正器； 3 - - x ／ o 接头；4 扶正嚣 ； 5 一马选接头扶正器；6 - - x ／ o 接头；7 ，8 一测量接 头； 9 x 接头；1 ㈣英尺无磁钻蜓{ux 向 接头；1 2 3 0 英尺无磁钻铤；1 h／ 0 接头；1 4 一钻扦。 其次 ，还应对几个部位进 行改进，以减 轻扶正器所受的极大侧向载荷和转速所 引起 的损 坏和摩损。 宙为 ，扶正器 放在 马达下 ， 它会在两到 三倍 的设 计转速下 工作。因此 ， 将心轴磨 光打平 ，以增加疲劳寿命，活塞强 化 ，活塞 缸装外 村套 ，在磨 损 时可以更 换。 这些改进增加 了扶正器的可靠性和寿命 ，因 此 。减少 了使用费用。 起初下井所用的是 中速马达，但是。为 了减少维修 费用 ，改用低 速马达。这种变化 使发生在扶正器上 的修理费用减少 了 7 3 ％， 作为附带 的效益是增加了钻速。使用低速马 达 ，扭矩与高速马达相 比只是 略微 下降 ，但 是，水马力显著下降，这样就允许井下钻具 组合更好地与井底接触 ，增加 了钻 速。在 表 1中总结了两种马达的规范。 裹 1 两种马达规范 参 数 中建马选 低速马选 上接头丝扣 A P I 平式 m m 8 8 ． 9 B 8 ． 9 下接头丝扣 A P I 正规 m m 8 8 ． 9 8 8 ． 9 总长 带保护接头 m 1 1 ． 3 4 7 2 ． 3 工具重量 7 5 ． 6 7 2 ． 3 井眼范围 m m 1 4 9 ． 2 3 ～2 0 0 ． 3 ． 9 1 4 9 ． 2 3 ～2 帅． 0 3 马选流量范围 L ／ min 5 7 0 ～7 8 0 ～9 5 o 6 8 0 ～B 1 0 ～9 5 0 钻头转速范围 r 1 5 0 ～2 0 o 一2 4 0． 9 ～1 1 0 ～1 2 5 马选压差 n 1 P a 8 3 4 ． 1 撵作扭矩 f N m 4 2 7 ． 6 3 7 9． 6 失速扭矩 f N m 8 5 4 ． 1 7 5 9 ． 2 功率 h p 9 0 ～1 2 0 ～1 4 4 卯～5 8 ～6 6 钻头压差 MP a 1 ． 4 ～1 3 1 _ 4 3 实例研究 这里讲两个 油田下井应用 的情况。第一 日井用 1 ． 7 4 g ／ a 泥浆钻井。新型井下钻具 组合设计是使钻速最大和使工具失效最小的 关键。第二 口井是 用 1 ． 0 8 g ／ a 泥浆钻井至 水平位移达 2 4 4 3 ． 9 m。这是一个不使用新型 井下钻具组合经济上不可能达到的记录。 1 ． A 井 该井钻于路易斯安娜州弗农 帕里斯地 区 的奥斯 汀 白垩 系地 层 的 Ma s t e r ’s C me k油 田。钻井过程如下 维普资讯 1 9 1 1 9 9 8年 1 2月 2 5日开钻。 2 钻 3 4 2 ． 9 0 ram 井 眼 至 9 7 5 ． 4 m， 2 7 3 ． 0 5 ram 表层套管 。 2 钻 3 4 2 ． 9 0 mm 井 眼 至 6 3 0 m， 下 下2 7 3 ． 0 5 ram表层套管。 3 钻 2 5 0． 8 2 ram 井眼至 4 1 9 4 m 的技术套 管下深点 ，下 1 9 3 ． 6 8 ram套管。 4 钻 1 6 5 ． 1 0 ram导引孔至 4 3 5 6 ． 5 m。 5 在 导引孔 内注水 泥塞 ，钻水 泥塞 至 4 21 3． 9 m。 6 起出镶齿钻头，可调节弯外壳马达和 随钻测量仪 ，在方位角 3 5 7 。 的方向上用 2 2 。 ／ 3 0． 4 8 m 的增斜率 增斜 至 9 O ． 5 。 。在 这点，井 眼处于 目标中心线下 5 ． 5 m。 7 起出 1 6 5 ． 1 0 mmP D C钻头 和 2 ． 1 2 。 可 调节弯外壳马达 ，该组台 钻过 1 6 5 ． 7 m 的垂 深井段。平均滑动钻速是 3 ． 0 4 8 m,, h，平均旋 转钻速是 1 1 ． 2 3 m／ h ，滑动百分比是 1 8 ％。 8 马达失效起钻。 9 起出 1 5 5 ． 5 8 mmP D C钻头 、1 4 2 ． 黯 1 5 2 ． 4 0 mm 可调节扶正器和 1 2 0． 6 5 mm马达 ， 在两级动力段之间并 带 1 3 9 ． 7 0 mm轴承套扶 正器和 1 3 3 ． 3 5 mm 变换接头扶正器 ，平均钻 速是 1 1 ． 5 8 m／ h ，钻至 1 1 9 2 m的垂直井段 。 1 0 起 出井下 钻具组 合，镶齿钻头和随 钻测量工具 。要佣钻 下倾 的分枝井 ，井斜角 9 O 。 ，方 位 角 1 6 6 。 ，造 斜 率 1 7 。 3 0 ． 4 8 m。此 点 ，井眼距 目标 中心线以下 1 ． 8 3 m。 1 1 起 出 1 5 5 ． 5 8 ram 钻 头 、1 4 2 ． 8 8 1 5 2 ． 4 0 mm可调节扶 正器，1 2 0 ． 6 5 mm 马达 ， 在两级动力段之间并带 1 3 9 ． 7 0 ram 轴承扶 正 器和 1 3 3 ． 3 5 mm 变换 接头扶正器。平均 钻速 1 2 ． 1 9 m／ h 。钻至 1 0 1 5 ． 6 m的垂直井段。 1 2 因为联邦政府 的限制 ，于 1 9 9 7年 2 月 2 7日停钻。整个钻井进尺是 6 7 】 5 ． 3 m，实 际垂深 TⅥ 是 4 2 9 7 ． 7 m，最大循环井底 温度是 1 3 5 ℃ 。 2 ． B井 该井钻于路易斯安娜州 S a b i n e P a r i s h地 区的 奥斯 汀 白垩系地层 的 B mo k e l a n d油 田。 钻井步骤如下 1 1 9 9 7年 3月 2 3日开钻。 3 钻 2 5 0 ． 8 2 mm井眼至 2 6 9 0 ． 8 m 的技术 套管位置 ，下 1 9 3． 6 8 mm 套管 。 4 起出镶齿钻头 ，可调节弯外壳 马达和 随钻测 量组 合。井 斜角 9 2 。 ，方位 角 3 4 8 。 ， 造斜率 2 5 。 ／ 3 0 ． 4 8 m。在这个位置 ，井 眼位于 目标层中心线以下 0 ． 3 o 5 m。 5 起 出 1 5 5 ． 5 8 mmP D C钻头、1 4 2 ． 8 8x 1 5 2 ． 4 0可调节扶正器和 1 2 0 ． 6 5 mm马达。在 两级动力段 之间并带 1 3 9 ． 7 0 mm 轴承套 扶正 器和 1 3 3． 3 5 mm 变换接头 持正器 。平均钻速 8 ． 5 3 m／ h ，钻至 8 7 5 ． 7 m 的垂直井段。 6 在 B 7 5 ． 7 m 的垂直井段中钻遇 1 2 ． 2 3 m 的上升断层 ，钻进 E a g l e f o r d地层 奥斯 汀白 垩系下的膨胀页岩地层 。 7 起钻 换 2 ． 1 2 。 可调节 弯外壳 马达，在 2 9 0 ． 2 m 的垂直井段处侧钻 。 8 用相同的钻具组合钻至 1 1 5 3 ． 7 m 的垂 直井段。平 均滑动钻速是 1 ． 8 3 m／ h ，平均旋 转钻速是 1 4． 0 2 m／ h ，滑动百分比占 3 0 ％。 9 井下钻具组合经 8 1小 时后马达失效 起钻。 1 0 起 1 5 5 ． 5 8 mmP D C钻 头、1 4 2． 8 8 1 5 2 ． 4 0 mm 可调节扶 正器 、1 2 0 ． 6 5 mm 马达。 在两级动力段之间并带 1 3 9 ． 7 0 mm轴承套扶 正器和 1 3 3 ． 3 5 mm 变换接头扶正器。平均 钻 速是 1 0． 3 6 m／ h ，钻至 2 4 4 3． 9 m的垂直井段。 该井下钻具组合有 1 2 8 ． 5小 时的旋转 钻进 时 间 。 1 1 由于地域的限制，于 1 9 9 7年 4月 2 4 日停钻。 整个钻井进尺是 5 7 6 0 ． 4 m，实际垂直 深 度是 2 7 9 2 m，最大井底循环温度是 1 2 9 ℃。 钻井费用的节省 在螺杆直马达前加可调节扶 正器 已下 井 3 O多 次 。在 高 密 度 泥 浆 条 件 下 大 于 1 6 7 7 _ 8 k g ，每 口井 费用节 省超过 2 】 万 美元 。这些节省来源于工具失效 的减少 、减 维普资讯 2 0 国外钻井技术 第十六卷1 9 9 8年第 6期 阻剂使用量 的减少和产油井数的减少。 1 ． 工具失效的减少 井下工具失效是高温和 高密度环境 下的 主要问题。重泥浆 的高固相含量 引起起下 钻 困难。因为在这种环境下需要旋转起下钻具 ， 起下钻时间可能超过 3 0小时。 使用新型的井下钻具组 合钻 井增 加了钻 速 ，因此 ，减少 了钻井 时间。钻速 的增加反 过来意 味着在马达和随钻测量仪的平均运转 失效时间之 间可 以打更多 的进 尺。 因为 ，奥 斯汀自垩系 的井是在欠 平衡下 钻进 ，所 以， 在换马达或 随钻测 量工具期间 ，一定要用重 泥浆压井 。因此，减少井下工具失效 的起下 钻次数不仅减少钻 机和 占用的时间费用 ，而 且减少了压井所需的泥浆 费用。 2 ． 减阻剂使用的减少 使用新型井下钻具组合 结构 ，钻进可以 继续到旋转扭矩变得很高 ，而不是钻进到不 能滑动时 ，因此，减阻剂使用减少 了。 目前， 只在深井中使用减阻剂减少旋转扭矩。1 9 ％ 年每 口井 减阻剂费用减少了 3 6 0 0 0美元。 3 ． 并数的减少 任何油 田的开发方案的主要 部分是使 井 距和分枝水平长度最大。随着可 调节扶正器 技术的发展 ，分 枝长度 正在 延长。1 2 1 9 ． 2 m 的两向分枝井已经成为标准 可打 2 4 3 8 ． 4 m 水平位移 ，1 5 2 4 1 T I 的分枝井也是可能的 可 打 3 0 4 8 m 的水平位移 。从一 口垂 直井 中可 能增加 2 5 ％的采油井数。井数的减少是这种 新型井下钻具组合 的最大节省。 选 井条件 新型井下钻具组合设计不是适用于奥斯 汀白垩系地层 的所 有井 ，一定要考虑响应时 间、狗腿严重度和井斜。 1 ． 响应时间 操作者一定要确定是否 2 ． 5 。 ／ 3 0 ． 4 8 m 的 最大造斜率能提供足够的轨迹修正的响应 时 间 在严重断裂地 区，也许 需要在 目标窗 口 钻最多进尺的较好的响应 时间。 2 ． 狗腿严重度 到如今 ，新型井下钻具组合穿过最大狗 腿严 重度是 2 7 。 ／ 3 0 ． 4 8 m，在更 严 重 的狗 腿 中 ，在马达与可调节扶 正器之间的马达轴连 接上的弯曲应力太高。为要穿过 4 0 。 ／ 3 0 ． 4 8 m 的更严重狗腿 ，正在设计和开发放在马达及 马达与可调节扶正器之 间的柔性短节 的井下 钻具组台 。 3 ． 井斜 如果不在 2 。 至 3 。 的地层倾角范 围内，不 应下新型井下钻具组合 ；如果井眼不在 2 。 至 3 。 的地层倾 角内，增斜和降斜的发展趋势难 于控制，也难于使井 眼回到原来 的 目标层和 倾平面。 操作注意事项 马达驱动轴是井下钻具组合最易损坏的 部件。在井 内起下时应注意，当在造斜井段 内起下这种组合 时，不应旋转钻柱 ，也 不应 开泵 ，否则 ，由于该组合可能发生过早 的失 效造成马达驱动轴损伤或断裂。如果新 型井 下钻具组 合正下人 井内要完成曲线段和继续 钻进的话 ，整个 钻具组合应在开始旋转钻柱 前出曲线段 ，并落在 目标层 内。 结 论 已经开发 了一种新 型 的井 下钻具组 台 ， 减少了奥斯汀 白垩系地层水平 井钻井 费用。 这种把可调节扶正器放在直螺杆马达前的新 型设计 已下井使用了 3 0多次 ，已使工具失效 减少 、减阻剂减少和采油井数 减少，从而带 来了费用 的节 省。在 泥 浆密 度大于 1 ． 6 8 g ／ c m3 条件下 ，每 口井节省超过 2 0万美元。 译 自 蹬 3 8 6 1 5 维普资讯