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中国海洋石油大位移井钻井技术现状及展望

张海山

张海山. 中国海洋石油大位移井钻井技术现状及展望[J]. 石油钻采工艺,2023,45(1):1-11. doi:  10.13639/j.odpt.2023.01.001
引用本文: 张海山. 中国海洋石油大位移井钻井技术现状及展望[J]. 石油钻采工艺,2023,45(1):1-11. doi:  10.13639/j.odpt.2023.01.001
ZHANG Haishan. Status and prospect of CNOOC’s extended reach well drilling technologies[J]. Oil Drilling & Production Technology, 2023, 45(1): 1-11. doi:  10.13639/j.odpt.2023.01.001
Citation: ZHANG Haishan. Status and prospect of CNOOC’s extended reach well drilling technologies[J]. Oil Drilling & Production Technology, 2023, 45(1): 1-11. doi:  10.13639/j.odpt.2023.01.001

中国海洋石油大位移井钻井技术现状及展望

doi: 10.13639/j.odpt.2023.01.001
基金项目: 中国海洋石油集团有限公司“七年行动计划”(2019—2025)科技专项“快速评价建产关键技术应用研究”(编号:CNOOC-KJ 135 ZDXM 39 SH04)
详细信息
    作者简介:

    张海山(1968-),1994年毕业于石油大学(北京)油气钻井工程专业,硕士,中国海洋石油集团有限公司技术专家,现从事海洋油气钻井技术工作,教授级高级工程师。通讯地址:(200335)上海市长宁区通协路388号中海油大厦。电话:021-22830388。E-mail:zhanghsh@cnooc.com.cn

  • 中图分类号: TE243+.2;TE52

Status and prospect of CNOOC’s extended reach well drilling technologies

  • 摘要: 大位移井是海洋油气资源开发的重要方式,可以减少生产平台的建造以及实施油气滚动勘探开发,近年来中国海洋石油大位移井钻井技术有了新发展。阐述了大位移井井眼轨道优化设计与定量评价、钻井液与含油岩屑处理、井眼高效净化与监测方法、降摩减扭安全钻井、套管高效下入等技术研究现状,总结了拟悬链线轨道设计、海上岩屑深度固控处理、井眼清洁监测方法、降摩减扭工具、管柱下入辅助工具等技术进展。在此基础上,对未来大位移井面临的需求和挑战进行了展望,指出应持续加大大位移井裸眼延伸能力、水力延伸能力、机械延伸能力的科技创新研究,进一步满足各海域边际油气田开发、老油田二次调整对大位移井技术的更高需求。
  • 图  1  含油岩屑深度固控处理工艺流程

    Figure  1.  Deep solid control disposal process of oily cuttings

    图  2  某井实测当量循环密度与模拟当量循环密度对比曲线

    Figure  2.  Comparison curve of measured and simulated equivalent circulating density in one certain well

    图  3  扭矩监测图

    Figure  3.  Torque monitoring map

    图  4  摩阻监测图

    Figure  4.  Friction monitoring map

    图  5  减阻降扭工具

    Figure  5.  Friction and torque reduction tool

    图  6  WWT NRP非旋转钻杆保护器

    Figure  6.  WWT NRP non-rotary drill pipe protector

    图  7  不同旋转速度下套管柱轴向摩擦力与下放速度关系

    Figure  7.  Relationship between axial friction force of casing string and running speed at different rotation speeds

    图  8  旋转接头

    Figure  8.  Rotating joint

    表  1  某大位移井轨道评价指标分析

    Table  1.   Trajectory evaluation indexes of one certain extended reach well

    评价指标分数权重/%
    井壁稳定性1030
    轨迹控制能力105
    井深105
    钻井液控制1010
    Ø444.5 mm井段摩阻扭矩105
    Ø311.15 mm井段摩阻扭矩105
    Ø215.9 mm井段摩阻扭矩1010
    Ø444.5 mm井段水力能力和井眼清洁1010
    Ø311.15 mm井段水力能力和井眼清洁1010
    备用井身结构决策1010
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    表  2  MO-DRILL油基钻井液基本性能

    Table  2.   Basic properties of MO-DRILL oil based drilling fluid

    实验条件PV/(mPa · s)YP/Pa动塑比/(
    Pa · (mPa · s)−1)
    ϕ6ϕ3Gel初切/PaGel终切/PaFLAPI/mLFLHTHP/mLES/V
    滚前2711.50.42109510
    滚后3013.00.431110490.83.2639
      注:热滚条件180 ℃、16 h,在65 ℃测定性能,钻井液密度1.50 g/cm3
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    表  3  不同油水体积比钻井液偏心环空综合雷诺数

    Table  3.   Composite eccentric annulus Reynolds number of drilling fluid with different oil/water volume ratios

    序号油水体积比nK/(Pa · sn)综合雷诺数Re
    180∶200.670.481 835
    285∶150.690.372 198
    390∶100.720.282 579
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    表  4  不同钻具最大许用排量及其对应的环空综合雷诺数

    Table  4.   Maximum permissible displacement of different drilling tools and the corresponding composite annulus Reynolds number

    钻杆直径/mm最大许用排量/(m3 · min−1)综合雷诺数
    127.03.11 889.05
    139.73.52 214.13
    149.24.02 640.66
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    表  5  CX-300抗磨减阻剂对钻井参数的影响

    Table  5.   Influence of CX-300 anti-wear friction reducer on drilling parameters

    对比项上提悬重/kg下放悬重/kg扭矩/
    (kN · m)
    摩阻
    系数
    备注
    加入前226.868.036.6~50.20.4钻井扭矩波动大,MWD振动严重
    加入后176.990.738.0~40.70.25钻井扭矩减小,MWD振动消除
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    表  6  扭矩环主要参数

    Table  6.   Main parameters of torque ring

    参数取值 参数取值
    线质量/(kg · m−1)43.15螺纹最大扭矩/(kN · m)35.4
    内径/mm158.4最大抗压/kN3 004.7
    外径/mm170.6最大抗内压/MPa56.28
    高度/mm22.5最大抗外压/MPa48.41
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出版历程
  • 修回日期:  2023-01-05
  • 网络出版日期:  2023-06-15
  • 刊出日期:  2023-01-20

中国海洋石油大位移井钻井技术现状及展望

doi: 10.13639/j.odpt.2023.01.001
    基金项目:  中国海洋石油集团有限公司“七年行动计划”(2019—2025)科技专项“快速评价建产关键技术应用研究”(编号:CNOOC-KJ 135 ZDXM 39 SH04)
    作者简介:

    张海山(1968-),1994年毕业于石油大学(北京)油气钻井工程专业,硕士,中国海洋石油集团有限公司技术专家,现从事海洋油气钻井技术工作,教授级高级工程师。通讯地址:(200335)上海市长宁区通协路388号中海油大厦。电话:021-22830388。E-mail:zhanghsh@cnooc.com.cn

  • 中图分类号: TE243+.2;TE52

摘要: 大位移井是海洋油气资源开发的重要方式,可以减少生产平台的建造以及实施油气滚动勘探开发,近年来中国海洋石油大位移井钻井技术有了新发展。阐述了大位移井井眼轨道优化设计与定量评价、钻井液与含油岩屑处理、井眼高效净化与监测方法、降摩减扭安全钻井、套管高效下入等技术研究现状,总结了拟悬链线轨道设计、海上岩屑深度固控处理、井眼清洁监测方法、降摩减扭工具、管柱下入辅助工具等技术进展。在此基础上,对未来大位移井面临的需求和挑战进行了展望,指出应持续加大大位移井裸眼延伸能力、水力延伸能力、机械延伸能力的科技创新研究,进一步满足各海域边际油气田开发、老油田二次调整对大位移井技术的更高需求。

English Abstract

张海山. 中国海洋石油大位移井钻井技术现状及展望[J]. 石油钻采工艺,2023,45(1):1-11. doi:  10.13639/j.odpt.2023.01.001
引用本文: 张海山. 中国海洋石油大位移井钻井技术现状及展望[J]. 石油钻采工艺,2023,45(1):1-11. doi:  10.13639/j.odpt.2023.01.001
ZHANG Haishan. Status and prospect of CNOOC’s extended reach well drilling technologies[J]. Oil Drilling & Production Technology, 2023, 45(1): 1-11. doi:  10.13639/j.odpt.2023.01.001
Citation: ZHANG Haishan. Status and prospect of CNOOC’s extended reach well drilling technologies[J]. Oil Drilling & Production Technology, 2023, 45(1): 1-11. doi:  10.13639/j.odpt.2023.01.001
  • 大位移井能大范围地控制含油面积,提高油气采收率,已成为海上和滩海油气田勘探开发的有效手段。海洋石油采用大位移井生产的主要目的是以较少的生产平台来勘探开发海上油气田或实现海油陆采,降低开发总投资。随着海上油气田勘探开发的深入发展,油气田多呈现“边、小、碎、深”的特点,大量的边际油气田、老油田二次调整、在生产油气田周边挖潜等工程需通过依托老平台来降低油气田开发门槛;另一方面,海域使用限制越来越多,油气田开发应避开军事试验区、生态保护区、航道和锚地等海域功能区,这些都对大位移井钻井提出了更高的要求和挑战。

    俄罗斯、挪威北海、英国等大量采用大位移井进行油气田开发,在中浅地层(垂直深度1 500~2 500 m)成功完成近20口10 000~15 000 m大位移井,其中萨哈林O-5RD井创造了斜深15 000 m、水平位移14 129 m的世界纪录[1]。中国南海东部大位移井较多,西江24-3-A22ST01_ERW井最大水平位移达8 222 m,流花11-1-B4H3井最大水垂比达6.65,均为高难度级大位移井[2]

    到21世纪初中国海洋石油基于自身发展需要,结合国外已有技术,进行了大量风险评估研究,通过攻克关键技术难题,形成了一套大位移井钻井技术体系[3]。中国海洋石油持续推进大位移井钻井技术的发展,已钻大位移井近300口。近年来,大位移井钻井技术水平又取得了显著提高,在井眼轨道优化设计、高性能钻井液体系、井眼净化、降摩减扭、管柱下入等方面有了新的认识和技术进步,进一步丰富和发展了大位移井钻井技术体系。

    • 大位移井轨道优化设计是大位移井钻井技术的核心,是大位移井钻井作业成功与提高作业时效的关键。经过多年的工程实践,海洋石油各海域对于大位移井井眼轨道设计基本上形成共识,一般遵循以下基本原则:(1)尽可能避开断层、破碎带等复杂地层;(2)针对可钻性较差的地层,通常设计较小井斜角穿过,以缩短该地层内的轨道长度;(3)稳斜延伸段角度尽可能避开45°~65°;(4)优化穿越复杂层位的井斜角和方位角,降低因轨道设计不合理引起的井壁不稳定风险;(5)优选合适轨道剖面和全角变化率,降低井眼摩阻扭矩至钻机安全作业能力范围内。

      对于深层大位移井,由于井深,钻具摩阻、扭矩大,一般选择拟悬链线轨道剖面。对呈悬链线形状的钻柱施加拉力时,钻柱有离开井壁并在井内悬空的趋势,这样就使起钻摩阻和旋转扭矩大幅度减小,而且发生黏附卡钻时,上提或下放力来解卡会更有效[4]。另外,悬链线轨迹钻井的侧向力随钻压变化不大,因此与常规钻井相比,可使用更大的钻压连续造斜钻达目标,从而能获得更高的机械钻速,更光滑的井身质量,节省钻进时间[5]

      悬链线轨道剖面造斜变化率增加速度快,导致井眼终端轨迹变化率大,这对大位移井钻井很不利,因此需对悬链线剖面进行优化设计。拟悬链线剖面设计是将井眼悬链线剖面中的造斜井段变化率设计成匀加速,相当于运动学上的匀加速直线运动[6],匀加速变化方便现场定向井工具参数设置,便于操控轨迹。东海大位移井、南海东部惠州油田等深部大位移井多采用拟悬链线轨道设计方法,其采用不同的造斜率和步长设计出多套方案,然后对其进行优选,尽可能降低摩阻扭矩。

    • 鉴于大位移井轨道设计的重要性,构建井眼轨道设计定量评价方法,综合评价井眼造斜段、稳斜段、延伸段作业的影响因素,一体化思考技术方案。主要评价指标包括:摩阻扭矩、井眼清洁、井壁稳定性、安全作业压力窗口、钻机设备和井下工具要求、轨迹控制能力等。建立轨迹评价指标矩阵,依据专家经验确定各评价指标得分与权重,从而实现对大位移井的轨道优选。表1为某大位移井轨道评价指标分析表[7],按照优选的轨道方案进行现场钻井作业,最终实现了全井井眼轨迹质量优质。轨道设计评价方法为方案优选提供了技术依据与指导。

      表 1  某大位移井轨道评价指标分析

      Table 1.  Trajectory evaluation indexes of one certain extended reach well

      评价指标分数权重/%
      井壁稳定性1030
      轨迹控制能力105
      井深105
      钻井液控制1010
      Ø444.5 mm井段摩阻扭矩105
      Ø311.15 mm井段摩阻扭矩105
      Ø215.9 mm井段摩阻扭矩1010
      Ø444.5 mm井段水力能力和井眼清洁1010
      Ø311.15 mm井段水力能力和井眼清洁1010
      备用井身结构决策1010

      也可以用熵权法评价大位移井轨道设计优劣[8]。不同于上述依据专家经验确定各评价指标得分与权重,熵权法依据评价指标数据本身波动情况计算权重与得分,实现大位移井井眼轨道设计方案的定量评价,为大位移井钻井技术优化与风险评估提供技术参考。

    • 大位移井钻井液需具有清洁井眼、稳定井壁、降低扭矩和摩阻、保护储层等性能。油基钻井液具有极佳的润滑性能,能够很好地降低钻井过程中的摩阻,对大位移井水平延伸能力意义重大,而且油基钻井液还具有更好的调控流变效果和稳定井壁能力,是大位移井优先选用的钻井液体系[9]

      乳化剂、润湿剂、流型调节剂是决定油基钻井液体系性能的主要因素。保持乳状液稳定是油基钻井液的核心技术问题,乳化剂是乳状液体系保持稳定的决定因素。海洋石油钻井对油基钻井液不断优化优选,提高性能。MO-DRILL油基钻井液选用多聚酸为主乳化剂,油酸酰胺为辅乳化剂;选用两亲表面活性剂为润湿剂,能有效地将水润湿固相转变为油润湿固相,并降低体系的表观黏度;选用多元酸与多乙烯多胺合成的酰胺类流型调节剂,以提高黏度和动塑比[10-12]。该油基钻井液体系具有良好的流变性、电稳定性和润滑性能,稳定井壁和保护储层效果好。基本性能见表2

      表 2  MO-DRILL油基钻井液基本性能

      Table 2.  Basic properties of MO-DRILL oil based drilling fluid

      实验条件PV/(mPa · s)YP/Pa动塑比/(
      Pa · (mPa · s)−1)
      ϕ6ϕ3Gel初切/PaGel终切/PaFLAPI/mLFLHTHP/mLES/V
      滚前2711.50.42109510
      滚后3013.00.431110490.83.2639
        注:热滚条件180 ℃、16 h,在65 ℃测定性能,钻井液密度1.50 g/cm3

      国家对海洋环境的保护要求日趋严格,油基钻井液的应用海域受到限制,渤海、北海等Ⅰ类海域禁用油基钻井液,应用水基钻井液替代油基钻井液钻大位移井是钻井的发展方向之一,各海域一直探索研究新型高性能水基钻井液体系。

      南海东部油田从分析油基钻井液与水基钻井液润滑机理出发,选用具备降滤失、抑制、润滑“三合一”功能的基液MBF来调配水基钻井液,重点解决水基钻井液的润滑问题以及降滤失和抑制问题。MBF是一种环保型水溶性聚合物,为高分子羧酸及其衍生物,分子中含有大量胺基基团。MBF能在套管、钻具金属表面形成致密的油膜,改进钻井液润滑性;其中的胺基基团能牢固吸附在金属和黏土表面,增加润滑性能的同时提高钻井液的抑制性能;分子链在水中展开,形成网状空间结构,配套钻井液填充颗粒,降低钻井液滤失量[9]

      南海西部油田对高分子脂肪酸进行改性,制备了高性能润滑剂NC-1。润滑剂NC-1具有润滑性能优良、抗温性能好、降摩阻系数高等特点。结合降滤失剂、抑制剂、封堵防塌剂,构建了一套抗高温低摩阻水基钻井液体系。该体系钻井液润滑系数低达0.07,黏滞系数低达0.09,抗磨能力达10块砝码(润滑油抗磨试验机试验),体积防膨率和滚动回收率均达95%以上,高温高压线性防膨率超过80%,抑制黏土水化膨胀和润滑降摩阻性能优良,且能抗160 ℃高温,流变性能好,高温高压滤失量低于10 mL[13]

    • 海上含油岩屑运回陆地处理存在处理量管控、运输溢漏风险、运送处理成本高的问题,有效处理含油岩屑是规模化应用油基钻井液的前提。近年积极发展岩屑处理技术,实现岩屑处理装置小型化、撬装化,岩屑在海上现场直接处理,不用运回陆地。

      含油岩屑主要包括甩干机及离心机液固分离后的固相。含油岩屑处理包括常规固控处理和深度固控处理2个阶段。第1阶段为常规固控处理。包括2部分:经过振动筛脱离后的岩屑在现场利用甩干机将岩屑表面游离态油类清除,岩屑含油率达标后排放;经过离心机分离出来的微细含油岩屑,常规固控处理方法无法将微细含油岩屑含油率降低到排放标准。第2阶段为深度固控处理微细含油岩屑。深度固控处理方法较多,包括萃取法、溶剂热解析法、超声空化处理、锤磨岩屑清洁等方法[14-15]

      目前海上油田比较成熟的工业化应用是电磁感应热解装置,达到小型撬装化随钻处理要求,是适合海洋钻井平台的易操作、高效能的含油岩屑无害化深度处理设备。含油岩屑深度固控处理工艺流程见图1[16]。将含油微细岩屑颗粒送入电磁感应热解装置的减压热解釜中,在真空状态下,加热至400~ 500 ℃,含油岩屑在釜内发生热解反应,分解为残渣和裂解气。残渣不含油,冷却后排海。而裂解气应用冷凝器液化成液态的油和水,再通过油水回收装置回收利用[17]

      图  1  含油岩屑深度固控处理工艺流程

      Figure 1.  Deep solid control disposal process of oily cuttings

    • 大位移井稳斜角大、稳斜段长,岩屑在井筒中易堆积形成岩屑床,导致摩阻增大、起下钻困难、井下漏失甚至卡钻等井下复杂情况,因此,井眼清洁是实现大位移井安全高效作业的关键技术之一。应根据大位移井井深和井眼轨迹及时调整钻井液携砂性能以保证井眼清洁,普通级及难度级大位移井的岩屑质量浓度宜控制在8%以下,高难度级大位移井的岩屑质量浓度宜控制在5%以下。可通过调整钻井液流变性,提高环空上返速度保持适当的环空流速分布,必要时用稀浆或稠浆段塞清扫井筒中钻屑配合较高的顶驱转速、适当的循环排量以及短起下钻清除岩屑床[18]

      钻井液处于紊流状态时,新沉积的岩屑床会被冲蚀破坏,因此同等条件下增大环空紊流区范围,能够提高钻井液携岩能力。为解决南海西部涠洲油田强封堵型油基钻井液有效降黏剂短缺的问题,采取提高油水体积比降低黏切的办法,获得了较低的稠度系数,进而促使环空向紊流态发展。根据单一流态模型模拟计算Ø311.15 mm井段偏心环空综合雷诺数,见表3,优化流变性后的雷诺数提高近40%,达到2 579[19]。根据流体力学理论,环空流动雷诺数达到2 300时层流可过渡为紊流状态。

      表 3  不同油水体积比钻井液偏心环空综合雷诺数

      Table 3.  Composite eccentric annulus Reynolds number of drilling fluid with different oil/water volume ratios

      序号油水体积比nK/(Pa · sn)综合雷诺数Re
      180∶200.670.481 835
      285∶150.690.372 198
      390∶100.720.282 579

      在大斜度井段,环空会形成悬浮层、岩屑床层。必须保证足够大的钻井液排量,以提高钻井液在环空返速,增大悬浮层环空比例,以提高携岩能力,清洁井眼。考虑到钻机循环系统设备的工作压力限制,应选择相匹配的大尺寸钻具,减少钻具内循环压耗,在设备工作泵压内达到尽可能大的排量,以提高环空返速。按钻具在井筒内完全居中计算,应用Ø149.2 mm钻杆比Ø139.7 mm钻杆排量可提高14.3%,环空综合雷诺数能提高19.3%,如表4所示[19],极大地促进了环空钻井液向紊流转化。Ø149.2 mm高抗扭钻具已在海洋钻井中全面普及,有利于降低钻井泵压和提高环空返速,增强钻井液携砂能力,在清洁井眼的同时,还能大幅度提高处理井下阻卡的能力。

      表 4  不同钻具最大许用排量及其对应的环空综合雷诺数

      Table 4.  Maximum permissible displacement of different drilling tools and the corresponding composite annulus Reynolds number

      钻杆直径/mm最大许用排量/(m3 · min−1)综合雷诺数
      127.03.11 889.05
      139.73.52 214.13
      149.24.02 640.66

      为了清除高难度大位移井岩屑床,视情况会选用螺旋钻杆。在螺旋钻杆表面设计特殊结构的螺旋槽道,螺旋槽道能改变环空钻井液分布流场,配合返速,产生紊流扰动岩屑床;在旋转时,槽道面可起到搅动和破坏岩屑床的效果,将井眼低处的岩屑搅到环空高处,被环空高处悬浮层的高流速钻井液带走,达到减少或消除井眼低处岩屑床层的目的[20]

    • 当量循环密度监测技术原理是采用模型实时模拟计算同井下监测相结合的方式,井下监测数据依托随钻测量工具内的当量循环密度监测模块。通过实时模拟计算当量循环密度与井下监测当量循环密度的比较,为大位移井钻井选取合适的钻井参数和钻井液流变性能。图2为某井实测当量循环密度与模拟当量循环密度对比曲线,在1 800~3 900 m井段,钻井液密度不变的情况下,部分井段井下监测当量循环密度有快速上升的趋势,高于模拟计算当量循环密度,另外可发现钻进扭矩也有突然增加的趋势,表明井眼岩屑清洁状况差。现场通过循环、短起下钻、调整钻井液性能等措施后,扭矩和当量循环密度出现降低趋势,说明根据当量循环密度判断井眼清洁状况是可信的[20]

      图  2  某井实测当量循环密度与模拟当量循环密度对比曲线

      Figure 2.  Comparison curve of measured and simulated equivalent circulating density in one certain well

    • 利用邻井资料进行钻前研究分析,选择合适的摩阻系数,预测钻井扭矩数据,绘制扭矩监测图。钻井作业中,将实测扭矩数据同预测计算扭矩数据相比较判断井眼清洁状况。图3中A、B、C位置处,实测扭矩比预测计算扭矩值异常偏大,认为井眼清洁程度变差,需要通过钻井液循环实现井眼清洁。图4中A、B两点处下放钩载与上提钩载出现明显“分叉”,表明井眼清洁较差,通过改善钻井液携砂性能、增加划眼等措施,点C显示下放钩载和上提钩载“合拢”,实现了井眼清洁的目的[20]

      图  3  扭矩监测图

      Figure 3.  Torque monitoring map

      图  4  摩阻监测图

      Figure 4.  Friction monitoring map

    • 大位移井摩阻扭矩大,降摩减扭是必须考虑的问题,降摩减扭主要有两种方法,一是机械方法,即在钻柱上加装降摩减扭工具,但对于钻井液安全密度窗口较窄的情况,由于降摩减扭工具外径比钻杆外径大,易引起钻进、起下钻抽吸激动压力,造成当量循环密度过高而压漏地层;二是化学方法,即在钻井液中加入降摩减阻剂,以降低大位移井的高摩阻和大扭矩,有利于控制井下当量循环密度,为顺利完成钻井作业和套管下到设计井深创造条件[21]

    • 在大位移井下部井眼钻进过程中,钻具周向旋转以及轴向上下反复相对运动,存在钻具对套管的磨损。影响套管磨损的因素主要有钻具材质、井眼轨迹、钻进参数、钻井液性能、岩屑含量和短起下钻等。套管与钻具间的相对运动行程和侧向力大小在套管磨损中起主要作用,在全角变化率大、连续造斜的井段套管易受磨损[22]。一般通过井眼轨道优化设计、调整井身结构、提高钻井液润滑性等措施来降低钻具对套管的磨损。在海洋石油大位移钻井过程中探索了减阻防磨工艺及工具,应用效果良好。

    • LO-TAD减阻降扭工具可有效解决高水垂比大位移井中大扭矩高摩阻问题。减阻降扭工具由本体接头、内衬套筒、铸合物外壳等3部分组成,见图5,钻进时改变套管与钻杆相对运动的摩擦方式,轴向滑动摩擦转换为滚动摩擦,周向滑动摩擦转换为工具本体与内衬套筒的相对滚动摩擦。在南海流花油田大位移井中,在侧向力大、长稳斜井段400~2 500 m安装该减阻降扭工具,使用后减扭程度达21.7%,在该井段的实测摩阻系数约为0.05,而在其他井段约为0.2,减阻降扭可以有效减少套管磨损[22-23]

      图  5  减阻降扭工具

      Figure 5.  Friction and torque reduction tool

    • WWT NRP非旋转钻杆保护器由内壁带槽的橡胶滑套、金属加强衬管、2个铝制的止推轴承环3部分组成,见图6,其中金属加强衬管在橡胶滑套内、2个止推轴承之间。上、下2个止推轴承环形状结构相同,止推方向相反,由金属加强衬管连接在一起,用高强度金属螺栓固定在钻杆上,橡胶滑套在2个止推轴承环之间,分为两半用活页铰链连接,安装在金属加强衬管外围,合拢后再用销钉锁住。橡胶滑套同止推轴承环之间、同金属衬管之间有足够间隙允许滑套和钻杆(金属加强衬管)相对转动。钻井液通过橡胶滑套内壁的槽进入滑套与钻杆的环形空间,起冷却润滑作用[22-25]

      图  6  WWT NRP非旋转钻杆保护器

      Figure 6.  WWT NRP non-rotary drill pipe protector

      在南海流花油田和惠州油田大位移井中使用该非旋转钻杆保护器,其中在流花油田高水垂比大位移井中应用效果比较好,没有产生附加摩阻,电测表明套管保护效果好,最严重处磨损1~2 mm。不足之处是随着保护器安装数量增加,井下当量循环密度也会随之增大。

    • 海洋石油不断探索和优选降摩减阻添加剂,使用较广泛的是CX-300抗磨减阻剂。CX-300抗磨减阻剂是有机金属和有机负离子的化合物,与脂、醇等抗磨材料在高温下化合的液态产物,能在金属表面形成极性膜,从而降低套管磨损速率,具有良好的润滑抗磨性能,还能增加钻井液润滑性能,与钻井液配伍性好,能满足环保要求[21,25]。在水基钻井液中的加量一般在2%~4%之间。在南海东部惠州某大位移井Ø215.9 mm裸眼井段4 400~4 808 m使用CX-300抗磨减阻剂,摩阻系数从0.4降至0.25,降幅达37.5%,见表5

      表 5  CX-300抗磨减阻剂对钻井参数的影响

      Table 5.  Influence of CX-300 anti-wear friction reducer on drilling parameters

      对比项上提悬重/kg下放悬重/kg扭矩/
      (kN · m)
      摩阻
      系数
      备注
      加入前226.868.036.6~50.20.4钻井扭矩波动大,MWD振动严重
      加入后176.990.738.0~40.70.25钻井扭矩减小,MWD振动消除
    • 大位移井钻进过程中,较大的摩擦阻力会使在地面施加的钻压难以有效传递到钻头上,导致钻进参数与地层不匹配,从而影响钻进速度,甚至诱发井内复杂情况。水力振荡减阻技术能减小钻柱与井壁之间的摩阻,保障地面钻压及时传递到钻头上。采用水力振荡器在钻柱轴向产生一定振幅和频率的振动,将静摩擦转变为动摩擦,以减小钻具与井壁之间的摩阻,降低托压效应,更好地控制定向工具面,减少黏卡的发生[26-29]

      美国国民油井华高公司的AG-Itator水力振荡器为轴向水力振荡工具,工作时的振动频率为15~ 20 Hz,振幅在3.18~9.53 mm间,在该振动情况下,可以将钻柱的滑动摩阻减小到原来的20%~25%,因此,在施加约60%常规钻进地面钻压下,仍可获得与常规钻进相当的机械钻速[28]

      水力振荡器是轴向振动的减摩降扭工具,工作压降较大,达3~5 MPa,与马达钻具配合使用时,在钻进至井深时,排量可能会开不起来,进而影响环空返速,另外,水力振荡器进入工作排量后,振动比较剧烈,在浅部地层使用,会对钻井顶驱等设备产生影响,宜在井深超过1 000 m以后使用。

      阿特拉公司(KST)的径向振动工具可避免水力振荡器对钻井设备和井下工具的损害,同时还解决了深部地层马达滑动钻进的托压问题[30]。阿特拉径向振动工具主要由涡轮组件和偏心总成两部分组成。钻井液流经涡轮组件使其旋转,进而带动偏心总成旋转产生径向振动,振动频率120~160 Hz,振动力2 720~5 440 N,压降为0.4~4.48 MPa。径向振动工具的径向振动带动钻柱在井眼内运动,通过减小静摩擦因数和钻柱浮重从而减小摩阻,解决钻具托压问题。

      径向振动工具振幅1~1.25 mm,水力振荡器振幅3.1~11.9 mm。水力振荡器振幅大,减摩效果相对较好,但对钻井设备和井下仪器损害较大。径向振动工具振幅基本能够解决托压问题,并且对钻井设备和井下仪器基本不会造成损坏,而且径向振动工具还适合在浅部地层使用(井深小于400 m)。

    • 漂浮接箍下套管技术是大位移井常用的技术,但是由于大位移井较深、稳斜段长、井斜大,套管下入时摩阻大。在长井段下套管时,采用漂浮套管的方法,有时也会由于摩阻大,导致套管下不到设计深度[31]。相比于滑动下套管,旋转下套管可大幅度降低轴向摩阻,最大程度降低套管屈曲变形风险,降低下套管遇阻风险;同时,减小了下套管过程中的冲击载荷,降低了套管发生疲劳损伤的概率。将旋转下套管、套管漂浮技术两者相结合,在套管下入全程不向套管内灌入钻井液,套管柱漂浮在井筒钻井液中,并利用顶部驱动工具旋转套管柱,形成全漂浮旋转下套管技术,减小了套管下入摩阻,增加了悬重,使管柱顺利下到位[32]。全漂浮旋转下套管技术不使用套管漂浮接箍,配套偏心浮鞋、双阀浮箍等组件来保证套管柱下入过程中处于全漂浮状态,并能规避漂浮接箍失效风险。

      常规下套管技术在下套管过程中通常不能旋转套管,全漂浮旋转下套管技术通过顶驱、套管钳、灌浆与循环工具实现了下套管过程中的旋转、上提下放、灌浆和循环等组合操作[33-34]。改变套管下入方式可有效减小下套管阻力和压力激动,对于0.18 g/cm3窄密度窗口地层,Ø244.48 mm套管安全下深达6 121 m,创南海东部裸眼稳斜段套管下入最长纪录4 119 m。使用全漂浮旋转下套管技术在设计套管柱时应考虑以下因素:套管柱有足够的抗外挤强度,保证全掏空工况下套管柱不会被挤毁;套管柱旋转扭矩要小于套管螺纹的抗扭强度,保证套管连接的安全;全掏空工况下,套管附件能够承受巨大的内外压差,尤其浮箍单流阀的有效性决定能否实现漂浮。

      在南海番禺油田大位移井井斜角60°的稳斜段,选用69.9 kg/m公称质量的Ø244.48 mm套管,设定非旋转工况下轴向摩擦力为100%,旋转速度分别为10、20、40、80 r/min,计算套管柱所受轴向摩擦力与下放速度的关系,如图7所示,可以看出,当套管柱下放速度越慢、旋转速度越快时,套管柱所受的轴向摩擦力降低幅度越大[32]

      图  7  不同旋转速度下套管柱轴向摩擦力与下放速度关系

      Figure 7.  Relationship between axial friction force of casing string and running speed at different rotation speeds

    • SwivelMASTER旋转接头是连接在工作管柱上的工具短接,上部连接钻具,下部连接套管/尾管柱、完井生产管柱等工作管柱。在不对下部管柱施以旋转力或扭矩的情况下可以旋转上部管柱,减小旋转工具上方工作管柱摩擦,从而避免潜在的卡钻风险和减少钻柱悬重损失问题。旋转接头见图8,旋转接头上部是能承受高扭矩的离合器,离合器机构允许工具以上的管柱旋转,不受其下面管柱的影响,下面管柱不受上面管柱旋转的影响;旋转接头下部是可锁定机构,可锁定机构锁定时允许将上部扭矩传递至下部管柱,传递扭矩,下部管柱旋转。

      图  8  旋转接头

      Figure 8.  Rotating joint

      SwivelMASTER旋转接头在中国的首次应用是在渤海BZ34-1-E20井。下放Ø139.7 mm加重钻杆和钻杆,尾管管柱下放到套管鞋,旋转旋转接头,在20 r/min启动转速下,旋转降低了摩阻,使得大钩负荷增加39.2 kN,在50 r/min转速时负荷又增加58.8 kN。到达井底时,钻杆以50 r/min转速旋转,大钩负荷增加196 kN,上部钻具旋转大幅度地减小了托压,确保管柱成功下至井底。

    • 当不能转动套管和尾管时,旋转浮鞋可以增加管柱下入深度。不同于旋转自导式浮鞋,旋转浮鞋通过简单的套管提拉操作就可使前端浮鞋转动以通过井下阻碍,每次提拉都可使前端浮鞋转动一定角度。旋转浮鞋可非常方便地导引套管柱、尾管和防砂管柱等下入作业,越过断层或导向最小阻力路径,可以提供滑动或扩眼导入复杂地层井眼。

    • SingleRUN马达用于套管柱或尾管柱底部,仅通过泵液即带动马达旋转完成扩眼或钻孔作业,下到计划完钻井深。一次性马达有各种尺寸、级数和转子定子配置,类似定向钻井常规井下螺杆马达。一次性马达易操作,不会使管柱安装复杂化,在井下运行时间可长达100 h。此马达为不可维修的钻井液马达,一次性使用,下入后留在井底。借助马达产生的旋转力冲刷和推动钻柱越过障碍,不用旋转套管柱或尾管柱即可经济地保障管柱下至完钻井深。

    • 普通套管螺纹的抗扭强度难以满足旋转下套管作业要求时,一般使用高抗扭套管,但高抗扭套管费用昂贵。扭矩环是一种能显著提高常规套管螺纹抗扭强度的工具,使用“扭矩环+普通套管”可替代高抗扭套管[35-36]。扭矩环为一个圆带状的环,用L80钢材质加工而成,适合L80材质BTC螺纹的Ø177.8 mm套管,主要参数见表6

      表 6  扭矩环主要参数

      Table 6.  Main parameters of torque ring

      参数取值 参数取值
      线质量/(kg · m−1)43.15螺纹最大扭矩/(kN · m)35.4
      内径/mm158.4最大抗压/kN3 004.7
      外径/mm170.6最大抗内压/MPa56.28
      高度/mm22.5最大抗外压/MPa48.41

      套管连接后接箍内两公螺纹端存在间隙,扭矩环就安装在该间隙处。当螺纹上到规定扭矩后,接箍内两公螺纹端与扭矩环相接触,扭矩环起到止动台阶的作用,阻止螺纹的进一步旋入,避免套管胀大接箍导致连接滑脱。扭矩环不仅提高BTC螺纹的上扣扭矩,而且也可提高套管密封性能,满足在大位移井中旋转下入套管或尾管的套管抗扭要求。

      安装合适的扭矩环,BTC螺纹套管抗扭能力能达到相同规格气密螺纹的抗扭能力。试验表明,安装扭矩环的Ø177.8 mm套管螺纹抗扭强度可达33.8 kN · m,比不安装扭矩环的套管螺纹连接扭矩11.2 kN · m提高近2倍,并且拆卸多次后,螺纹外观基本没有磨损。

    • 未来海洋石油边际油田、老油田二次调整越来越多,南海西部东方、文昌及周边油气田等边际区块未动用储量大,南海东部将有20余个边际油田等待开发,东海朝更深部地层挺进,渤海区域受限区及环保要求越来越高,各海域对大位移井的延伸能力提出了更高的需求,未来仍需着眼于提高大位移井延伸能力,加强新工艺新技术的应用,持续提高“3个极限能力”。

    • 大位移井井壁稳定性是影响裸眼延伸能力最重要的因素,应提高数字化井壁状态分析与预测技术水平。现有的井壁稳定分析预测方法比较依赖设计人员经验,可能导致预测结果的主观偏差。各海域积累了海量地质、钻井、测井、录井和生产数据,应着力于挖掘数据背后的规律,建立一套基于大数据与人工智能的井壁稳定数字化预测、评估与管控系统,实现井壁稳定预测、井壁状态实时评估与井壁失稳管控数字化与智能化,减少井下复杂情况。

    • 各海域需要加强合成基钻井液研究及应用,重点攻克堵漏难题及风险预防,形成系列配套技术;提高当量循环密度预测精度,加强当量循环密度监测及控制手段,优化钻井参数;加强岩屑运移规律研究,力争实现大位移井长延伸井段不控速钻进,减少倒划眼短起下钻次数;优选使用微扩眼器、划眼器等井眼清洁工具,加强机械方式辅助井眼清洁。

    • 进一步优化设计井眼轨道,探索悬杆线轨道设计方法,通过轨道优化减小侧向力,最大程度降低摩阻、扭矩,控制作业风险,提高延伸能力;加大长斜度井下管柱力学分析与控制技术研究,减小管柱屈曲,降低钻具疲劳损坏风险;进一步研究同各钻井液体系配套的新型润滑材料,降低摩阻和添加剂成本;加强新工具新技术应用,如漂浮筛管、新型钻杆(如钛合金钻杆、双壁钻杆)等,以提高延伸能力。

    • (1)海洋石油大位移井钻井技术具备国际主流的技术水平,但钻井技术指标较国外先进水平仍有一定差距,渤海及南海西部大位移井均为普通级,东海大位移井为难度级,仅南海东部大位移井为高难度级,但井深、水平位移及水垂比等关键指标不突出。

      (2)各海域大位移井钻井所采用的工艺装备基本类似,但又各具特点,其中南海东部钻井数量最多,深层及浅层大位移井关键数据指标均高于其他海域,渤海油田采用水基钻井液钻探复杂地层大位移井难度较大,南海西部油田超浅层大位移井及东海深层大位移井作业经验丰富。

      (3)目前基本上采用主流装备及工具完成钻探,随着装备能力及级别的提升,大位移井延伸极限会进一步提高,各海域大位移井延伸极限受控因素各不相同,渤海主要受制于复杂的地层情况(疏松、非均质性强、断层多)及环保要求(禁用油基钻井液),较大程度上影响裸眼延伸能力。

      (4)未来依托老平台进行大位移井油气开发,对大位移井延伸能力提出了更高要求,需着眼于提高大位移井延伸能力研究,加大技术创新,持续提高“3个极限能力”,渤海油田需攻克水平位移超5 km的大位移井技术,南海西部油田需进一步提高超浅层大位移井延伸能力,东海油田需聚焦深层大位移井提速提效,南海东部油田需向国际一流水平对标,树立大位移井新标杆。

参考文献 (36)

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