0 引言
连续循环钻井装置可实现接单根期间钻井介质的连续循环,在整个钻井期间实现稳定的当量循环密度和不间断的钻屑排出,可以有效避免接单根引起的压力波动,保持井下压力和状态稳定,使井壁不发生垮塌,并有效减少井漏和井涌,避免岩屑沉降而形成钻屑床,减少卡钻事故,全面改善井眼条件,提高钻井作业的安全性[1-4]。连续循环钻井技术特别适合窄密度窗口井、高温高压井、欠平衡钻井、天然气水合物井以及大位移井和水平井等复杂井,提高此类井的钻井安全性,是一项有着巨大经济效益和发展潜力的新技术[5-7]。
笔者在介绍LXZ-Ⅰ型连续循环钻井装置设计方案的基础上, 重点针对钻杆接头定位技术、自动上卸扣技术、钻井液上顶力平衡技术、循环分流切换技术和系统控制技术及其相关解决方案进行了论述,并介绍了试验井模拟试验情况,对试验结果进行了分析和总结,旨在为连续循环钻井技术装备及以此为基础的连续钻井技术的进一步研究和应用提供借鉴和参考。
1 设计方案LXZ-Ⅰ型连续循环钻井装置的设计方案及井场布置如图 1所示。它是集机、电、液及管汇于一体的新型钻井装备,主要由主机、分流管汇、动力站和操作台等组成,由液压驱动,由工控机通过ProfileBus对各执行机构进行控制,具有接单根时悬持钻具、保持井下钻井液连续循环及在密闭腔室内自动上卸扣等功能。
主机 (见图 2) 是LXZ-Ⅰ型连续循环钻井装置的核心部件,它主要由钻杆导引机构、动力钳、腔体总成、平衡补偿机构、动力卡瓦和支架总成等组成。动力钳主要由卡紧机构、上卸扣机构、旋扣机构和底座4部分组成[8];腔体总成为四闸板防喷器结构,由上到下分别为上半封、全封、背钳和下半封;平衡补偿机构由4个双作用液缸组成;动力卡瓦为独立结构,安装时其下部置于转盘补心内,上部翼板位于支架总成下部的承载梁上。
主机功能主要包括以下5个方面:①通过钻杆导引机构将新接钻杆引导进入主机;②通过腔体总成的上、下半封闸板和全封闸板的开启与闭合,与分流管汇配合实现钻井液循环通道的切换;③通过定位检测,实现新接钻杆接头的准确定位;④通过动力钳和背钳的配合,在高压循环下的腔室内实现钻杆的自动上卸扣操作;⑤由动力卡瓦承载下部钻柱重力。
分流管汇 (见图 3) 是LXZ-Ⅰ型连续循环钻井装置的重要部件,它主要由液动闸板阀、液动节流阀和管线等组成,采用橇装集成设计、电控液操作。安装时,利用高压胶管将分流管汇与主机、钻井泵、预填充泵和钻井液储罐有序连接起来,形成钻井液循环切换管路系统,通过控制液动闸板阀和液动节流阀的打开与闭合,导通或截断管路,实现钻井液循环通道的分流和切换。
液压系统为LXZ-Ⅰ型连续循环钻井装置的动力源,采用全液压控制,通过液压系统实现各部件的动作。液压系统由液压站、主机控制阀组、分流管汇控制阀组和液压管线组成。液压站放置在动力站内,主机控制阀组安装在主机上,分流管汇控制阀组安装在分流管汇上,以减少连接管线,提高控制的灵敏性,各部件间由液压管线通过快拔接头相连。
控制系统是LXZ-Ⅰ型连续循环钻井装置的神经枢纽,通过控制程序实现整套装置的全自动控制。它主要由工控机 (操作台)、PLC柜、主机电控箱、分流管汇电控箱、传感器、数据和控制线路以及数据记录仪等组成,具有以下功能:①系统状态的检测、识别、显示、记录和分析;②通过控制软件,实现自动/手动双模式控制;③防误操作,在紧急状态下可以进行人工干预;④安全防护和报警。
动力站为LXZ-Ⅰ型连续循环钻井装置提供液压动力和电控动力,采用橇装式集装箱结构,内分液压站和电控房2个房室。液压站主要由电控阀组、蓄能器、过滤器和液压管线等组成,采用电液集成设计,通过控制系统实现远程遥控操作。电控房主要由供电电源、PLC柜和变频控制柜组成,整体采用正压防爆。
如图 1所示,主机安装在钻台面上井口的上方,其中心与井口中心重合;分流管汇放置在钻机立管侧的地面上,通过四通阀组与钻机钻井液管线相连;操作台安装在司钻房内,由操作人员操控或由程序自动操作;动力站放置在钻机的侧后方,与钻机电控房相邻。
2 关键技术及解决方案 2.1 钻杆接头定位技术钻杆接头准确定位是LXZ-Ⅰ型连续循环钻井装置操作的基础,直接影响密封腔室和循环通道的有效性以及钻杆拆卸的可行性和连接的可靠性。由于上卸扣过程中钻杆接头位于腔体总成内,操作人员无法通过肉眼观察密封腔内钻杆接头的位置, 所以必须通过一定的检测手段来确定钻杆接头与闸板之间的准确位置。
为了确保信号检测的可靠性,在LXZ-Ⅰ型连续循环钻井装置中采用激光测距仪、位移传感器和全封闸板装置,以检测钻杆接头、顶驱和动力钳的相对位置,在主机的腔体总成内实现钻杆接头的准确定位。
卸扣前,利用激光测距仪和位移传感器精确定位钻杆接头的高度,保证腔体总成内的背钳能够准确夹持下部钻杆的上接头,并通过关闭上、下半封闸板,在腔体总成内形成密封腔室;卸扣过程中,通过位移传感器准确判断上部钻杆接头或顶驱短节的高度,确保卸扣后全封闸板能够顺利闭合,形成隔离的上、下2个腔室,提高卸扣操作的安全可靠性;上扣 (接钻杆) 过程中,首先通过全封闸板确定钻杆下部接头与腔体总成的相对位置,再利用位移传感器对新接钻杆下部接头准确定位,使钻杆接头能够顺利对接,避免上不紧扣的现象,提高上扣操作的安全可靠性。
2.2 钻井液上顶力平衡技术钻井液上顶力是指在腔体总成的密闭腔室内上卸扣时,由于钻井液循环压力和动量作用在上部钻杆或顶驱短节上引起的作用在上部钻杆上向上的作用力。图 4为LXZ-Ⅰ型连续循环钻井装置钻井液上顶力实测曲线。
钻井液上顶力直接作用在上部钻杆或顶驱短节上,当卸开螺纹时,过大的钻井液上顶力可能会将上部钻杆或短节顶出腔体,造成安全事故;当连接螺纹时,过大的上顶力可能会影响上扣力矩,造成钻杆连接不紧等现象。可见,钻井液上顶力平衡性能直接关系到接单根操作的安全可靠性。
为了平衡钻井液上顶力,消除钻井液上顶力带来的不利影响,在LXZ-Ⅰ型连续循环钻井装置主机上设置了平衡补偿机构。平衡补偿机构由平衡补偿液缸、控制阀组和压力传感器等组成。在上卸扣过程中,钻井液上顶力首先作用在上部钻杆接头上,通过夹紧上部钻杆的动力钳牙板传递到动力钳底座上,然后由连接在动力钳底座和支架之间的平衡补偿液缸来承担。根据实时测量的腔室内钻井液压力的大小,利用控制阀组,调节和控制平衡补偿液缸的有杆腔和无杆腔的压力,使平衡补偿液缸产生用以平衡钻井液上顶力的轴向力。
2.3 自动上卸扣技术自动上卸扣技术是实现连续循环钻井过程的基本保证,其关键是如何在高压循环状态下的密闭腔体总成内实现钻杆之间的上扣操作和卸扣操作,避免损伤螺纹,保证上扣力矩。
在LXZ-Ⅰ型连续循环钻井装置中,上卸扣操作由动力钳、背钳和平衡补偿机构协同完成,并由位移传感器实时监测上卸扣状态。利用动力钳卡紧机构夹紧上部钻杆或短节,背钳夹紧下部钻柱的上接头,通过动力钳上卸扣机构实现卸扣过程的绷扣功能和上扣过程的紧扣功能;通过旋扣马达的正反转实现上卸扣过程的旋扣卸扣和旋扣上扣功能;通过控制平衡补偿液缸活塞杆的运动速度,实现旋扣时动力钳与上部钻杆的轴向运动同步;通过控制平衡补偿机构的平衡力,使接头螺纹处的载荷平衡,保护接头螺纹,提高上卸扣操作的安全可靠性;同时,通过位移传感器监测上部钻杆接头或短节的位移,避免出现上不紧扣或卸不开扣的问题。
2.4 循环分流切换技术循环分流切换技术是LXZ-Ⅰ型连续循环钻井装置实现连续循环功能的关键。钻井液循环分流切换技术的关键在于如何在接单根过程中实现钻井液循环通道的平稳切换,避免产生不利的压力扰动,提高分流切换的作业效率,降低钻井液对钻井液阀的冲蚀,提高阀件的可靠性,延长其寿命[9-10]。
装置的钻井液循环分流系统由分流管汇、主机腔体总成、旁通阀、四通阀组、填充泵及钻井液管线等组成, 通过控制分流管汇液控钻井液阀的关闭与打开和主机腔体总成密封闸板的打开与闭合, 导通或截断钻井泵与旁通管道之间或钻井泵与立管之间的钻井液通道, 实现钻井液在立管循环通道和旁通循环通道之间的分流和切换,同时还实现接单根期间井下钻井液的不间断循环。
为了减小分流切换过程中的压力波动,保持钻井液循环压力的稳定,系统中增设了预填充系统,在循环分流切换操作过程中,采用低压填充→增压→分流→切换的工艺流程,在循环通道切换之前, 利用预填充系统对低压通道进行预充液,并通过液动节流阀进行增压,当2个通道内压力相等后,再通过液动闸板阀进行分流和切换。由于在分流前对低压管道进行了预填充,不仅提高了分流效率,还提高了分流时钻井液循环的平稳性;由于在切换前通过增压消除了2循环通道间的压力差异,不仅减小了循环切换时的压力波动,还避免了钻井液阀在压力不平衡状态下动作,减轻了钻井液对钻井液阀和闸板的冲蚀,提高了钻井液阀和密封闸板的使用可靠性,同时延长了其使用寿命。
2.5 系统控制技术控制系统和控制软件是连续循环系统准确、可靠和安全运行的保障。LXZ-Ⅰ型连续循环钻井装置控制系统主要由信号采集系统、操作及显示系统和执行控制系统3大部分组成,以满足整套装置必备的参数检测、显示、动作指令发布、反馈、安全监控和互锁等控制功能。
信号采集系统包括各种压力变送器、位移传感器、温度传感器、激光传感器、液位报警器、压力报警器以及数据自动记录仪器。通过传感器和数据记录仪器自动检测、采集和存储三闸板防喷器上下腔压力、立管压力、钻井液流量、悬重以及各液压执行机构的位移、速度和工作压力等系统运行数据;操作与显示系统显示和记录反映系统状态的各种参数,并利用工控机进行重要数据的实时计算、分析和曲线显示。执行控制系统主要根据LXZ-Ⅰ型连续循环钻井装置的工艺流程,编制控制软件,将通过信号采集系统提供的压力信号、位移信号、温度信号、扭矩信号及流量信号等,进行实时运算和逻辑分析,向执行部件 (如电控阀) 发布动作指令,使系统准确动作。控制系统可以根据检测数据和分析结果,按照预设的控制程序自动运行,也可以进行人工干预,手动输入参数人工分步操作控制。图 5为LXZ-Ⅰ型连续循环钻井装置控制流程图。
3 与NOV公司的CCS技术对比分析
表 1为LXZ-Ⅰ型连续循环钻井装置与NOV公司的CCS技术参数对比。从表可以看出,LXZ-Ⅰ型连续循环钻井装置与CCS的技术参数相当,但在结构性能上两者存在较大差异,主要表现在主机结构、钻杆接头定位方式和主机安装方式上[10]。
技术参数 | NOV公司的CCS | LXZ-Ⅰ型连续循环钻井装置 |
工作压力/MPa | 35 | 35 |
适用钻杆规格/mm | 88.9~149.2 | 88.9~139.7 |
卸扣扭矩/(kN·m) | 95 | 98 |
循环排量/(L·min-1) | 3 000 | 3 000 |
接单根时间/min | 15~20 | 15~18 |
主机尺寸/(m×m×m) | 1.64×1.97×2.98 | 1.73×1.99×3.60 |
CCS主机为整体式结构,上部为动力钳和强行起下总成,中间为防喷器总成,下部为卡瓦。防喷器总成为三闸板结构,上、下为半封闸板,中间为全封闸板。上卸扣时卡瓦作为背钳使用,因为卡瓦直接夹持钻杆本体,容易造成钻杆损伤。此外,向上的钻井液上顶力作用在卡瓦牙板体上,对其产生向上的拉扯作用,这样可减小卡瓦对钻柱的夹持力。
LXZ-Ⅰ型连续循环钻井装置主机采用分体式结构,上部分为动力钳、平衡补偿机构和腔体总成,下部分为独立的带翼板的专用动力卡瓦。腔体总成为四闸板防喷器结构,从上到下依次为上半封闸板、全封闸板、背钳和下半封闸板。上卸扣时背钳直接夹持钻杆接头,不易损伤钻杆,避免打滑,更安全可靠。带翼板的专用动力卡瓦用于悬持钻柱重力,因为钻井液上顶力通过翼板作用在动力卡瓦的壳体上,将加大对钻柱的夹持作用。
在钻杆接头定位方式上,CCS采用接触方式进行定位,首先轻轻关闭上、下半封闸板,然后通过钻杆接头与上、下半封闸板碰触确定钻杆接头的位置,容易造成闸板的损伤。LXZ-Ⅰ型连续循环钻井装置采用非接触方式进行定位,利用位移传感器、位置传感器和控制技术,使定位精确可靠。
在安装方式上,CCS主机采用整体吊装安装方式,因为卡瓦与主机一体,安装有一定难度,用时较长,一般需要4 h左右[6]。LXZ-Ⅰ型连续循环钻井装置主机采用分体吊装安装方式,先安装专用动力卡瓦,使其夹持钻杆柱,再安装上面部分,专用动力卡瓦的安装方式与常规动力卡瓦相同,操作难度低,用时较短,一般2~3 h即可安装完毕。
4 试验情况为了测试和验证LXZ-Ⅰ型连续循环钻井装置的功能和可靠性,测试控制软件的工艺、稳定性和可操作性,同时也为连续循环钻井装置的现场试验和应用积累经验,在钻井科学试验井上进行了3个阶段的模拟试验。重点进行了上卸扣全过程试验,试验循环泵压从5、10、15、20到25 MPa。为了验证可靠性,共试验200多次。最后,完全模拟油田钻井作业工况,进行了接单根全过程模拟试验。试验泵压20 MPa,排量30 L/s,接单根16根,试验用时4.8 h,平均每次接单根用时16.8 min,最快一次用时不到14.5 min。压力传感器和工控机检测、记录了接单根过程中循环压力波动情况。图 6为一次接单根过程钻井泵压力波动曲线。从图可以看出,钻井液通道切换时,钻井泵出口存在峰值为-8 MPa左右的压力波动,波动周期为12 s。
通过模拟试验,可以得出如下结论。
(1) 试验过程顺利,没有出现异常情况,证明LXZ-Ⅰ型连续循环钻井装置可以实现20 MPa下连续循环接单根作业。
(2) 在每次接单根过程中,存在2次短暂的压力波动,波动在通道切换时发生,主要原因为[11]:①预填充时,管道内有没有排除干净的可压缩气体,切换时由于高压液补充低压管道内可压缩气体的空间,导致压力波动。②预填充压力偏低。预填充监测设定压力0.2 MPa,与钻井液循环压力20 MPa相差过大,切换时低压管道将影响高压管道的压力稳定性。若适当提高预填充压力,可减小压力波动峰值。但由于预填充压力与钻井液循环压力存在差异,所以短暂的压力波动不可避免。
(3) 接单根用时较长。整个接单根过程包括钻杆检测定位、动力卡瓦悬持钻柱、动力钳崩扣和旋扣卸扣、低压填充→增压→循环通道切换 (钻井液阀和闸板的开启和关闭)、起吊钻杆和接钻杆等系列操作,操作周期一般需要15~18 min。
5 结论(1) LXZ-Ⅰ型连续循环钻井装置是集机、电、液及管汇于一体的新型钻井装备,主要由主机、分流管汇、动力站和操作台等组成,由液压驱动,利用工控机通过控制软件进行操作,具有接单根时悬持钻具、保持井下钻井液连续循环及在密闭腔室内自动上卸扣等功能。
(2) 针对钻杆接头定位技术、自动上卸扣技术、钻井液上顶力平衡技术、循环分流切换技术和系统控制技术等关键技术问题进行了深入分析和研究,并制定了相应的解决方案。
(3) 模拟试验结果表明:LXZ-Ⅰ型连续循环钻井装置可以满足连续循环接单根作业要求;在每次接单根过程中,存在2次短暂的压力波动,通过排除管道内气体和提高预填充压力,可减小压力波动峰值。
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