临盘油田PDC钻头防斜打快钻具组合优化及应用
罗恒荣     
中石化西南石油工程有限公司临盘钻井分公司, 山东临邑 251500
摘要: 临盘油田地层软硬交错频繁,直井井斜问题突出、钻井效率低。为了充分发挥PDC钻头在软到中硬地层中钻速和进尺方面的优势,在提高钻速的同时确保直井防斜打直,应用钻头与地层相互作用模型,以钻进方向角作为钻进趋势判别指标,模拟分析了稳定器位置和钻压对钻进趋势的影响规律,优化设计出了适用于临盘油田直井的PDC钻头防斜打快钻具组合,并对钻压及钻头转速进行了优选,钻压优选为50~70 kN,钻头转速优选为100 r/min以上。PDC钻头防斜打快钻具组合在临盘油田7口井进行了现场应用,结果表明,该钻具组合防斜打直效果好、钻进速度快、起下钻次数少、钻井成本低,能够满足临盘油田直井或定向井直井段防斜打快的要求。
关键词: PDC钻头    防斜打快    钻具组合    钻进趋势    钻井参数    临盘油田    
Optimization and Application of Anti-Deflect and Fast Drilling BHA with a PDC Bit in the Linpan Oilfield
LUO Hengrong     
Linpan Drilling Company of Sinopec Xinan Oilfield Service Corporation, Linyi, Shandong, 251500, China
Abstract: Dominated by frequently alternating soft and hard formations, the Linpan Oilfield is characterized by problems related to deflections in straight vertical wells and low drilling efficiencies. In order to use a PDC bit to solve the problem of well deflection and enhance the ROP, the rock-bit interaction model has been used to design anti-deflection bottom-hole assemblies (BHAs) suitable for PDC bits. In addition, the influence rules of drilling tendency relative to the position of the stabilizer and the weight-on-bit (WOB) have been analyzed and put into use at drilling sites. Anti-deflection BHAs and drilling parameters suitable for PDC bits in the Linpan Oilfield have been designed and optimized with WOB of 50-70 kN and bit rotation speed of no less than 100 r/min. Field applications suggested that newly designed anti-deflection BHAs are suitable for PDC bits and can control well deflection better, drill faster, minimize tripping operations and reduce drilling costs. All research conclusions have shown that the newly designed BHAs suitable for PDC bits can satisfy the anti-deflection requirements with higher ROPs in the Linpan Oilfield.
Key words: PDC bit    anti-deflection and fast drilling    bottom hole assembly    drilling tendency    drilling parameter    Linpan Oilfield    

直井防斜打快技术是钻井工程长期研究的热点问题之一,其中最常用的防斜打直方法是优化下部钻具组合并优选钻井参数来改变钻具组合力学特性[1, 2, 3, 4, 5, 6, 7]。胜利临盘油田大部分区块地层倾角及岩石层面交角在10°以内,唐庄、商54、商511、临37、临82等区块的地层倾角虽然在10°以内,但层段的层面交角变化范围10°~45°,软硬地层频繁交错,直井防斜打直问题较为突出。该油田应用了牙轮钻头防斜打快钻具组合,取得了较好的防斜打直效果,很少出现井斜超标情况。PDC钻头在软到中硬地层中钻速和进尺方面优势明显,若能在地层倾角或层面交角较大的地层中推广应用PDC钻头,可以提高钻井效率和降低钻井成本。为此,临盘油田将牙轮钻头防斜打快钻具组合中的牙轮钻头换为PDC钻头,以期在防斜的同时能进一步提高钻速,但3口井的试验结果显示,该钻具组合的防斜效果不好,有时候不但未起到降斜作用,反而增斜了。因此,笔者结合地层可钻性的各向异性及钻头的切削性能来全面分析钻进趋势,优化PDC钻头防斜打快钻具组合并优选钻井参数,以充分发挥PDC钻头快速高效、寿命长的优势,达到防斜打直的目的。

1 临盘油田防斜打快技术现状

临盘油田最常用的牙轮钻头防斜打直钻具组合及钻井参数为:

1) 原钻具组合1为Φ215.9 mm牙轮钻头+Φ177.8 mm钻铤×18 m+ Φ197.0 mm接头+Φ177.8 mm钻铤×9 m+Φ214.0 mm稳定器+Φ177.8 mm钻挺×(75~80)m +Φ127.0 mm钻杆;钻压120~140 kN,转速65~120 r/min。

2) 原钻具组合2为Φ215.9 mm牙轮钻头+Φ177.8 mm钻铤×18 m+Φ214.0 mm稳定器+Φ177.8 mm钻铤×(75~80)m +Φ127.0 mm钻杆;钻压30~60 kN,转速65~120 r/min。

上述2种钻具组合防斜打直的效果较好,已完钻井最大井斜角均小于2.50°,能够满足设计要求。近年来,随着PDC钻头的广泛使用,尝试将PDC钻头应用于直井防斜打快,于是将上述2种钻具组合中的牙轮钻头更换为PDC钻头,分别形成原钻具组合3和原钻具组合4,并在3口直井或定向井的直井段钻进过程中进行了试验,3口试验井的地层倾角和岩石的层面交角都小于4.0°,但均出现了井斜角增大和超标情况(见表 1)。

表1 原PDC钻头钻具组合钻进时的防斜效果 Table 1 Anti-deflection performances of original BHAs with PDC bit
井号地层倾角/(°)钻具组合最大井斜角/(°)钻压/kN转速/(r·min-1)
夏斜601.5原钻具组合34.255075
夏53-斜1021.5原钻具组合33.5050115
商62-斜101.0原钻具组合43.7530~60115

表 1可以看出,3口井的最大井斜角均大于3.50°。分析认为,造成井斜的主要原因是软、硬夹层多,当出现井斜的趋势以后,上述钻具组合就像增斜组合一样按一定的增斜率增斜;其次,PDC钻头的保径段较长,起到了近钻头稳定器的作用,降低了PDC钻头的侧向切削能力。因此,为了使防斜打直钻具组合适合PDC钻头,需要调整钻具组合中稳定器的位置,并优化钻井参数。

2 PDC钻头防斜打快技术方案优化 2.1 钻进趋势判别指标

采用钻进趋势分析方法[8, 9, 10]评价PDC钻头防斜打快能力,优化钻具组合并优选钻井参数。钻进趋势分析方法认为,钻井过程中钻头产生的位移包括沿钻头轴线方向的位移和与钻头轴线垂直方向的位移,如果钻头的合位移方向指向井眼轴线方向的上方,则该钻具组合具有向井眼高边方向钻进的趋势;如果合位移方向与井眼轴线方向重合,则该钻具组合将沿着井眼轴线方向钻进;如果合位移方向指向井眼轴线方向的下方,则该钻具组合具有向井眼低边方向钻进的趋势。

实际钻进时,影响钻进趋势的因素很多,主要包括BHA、钻头类型、钻井参数、井斜角和地层参数等,各种影响因素的相互关系如图 1所示。图 1中,α为钻头处的井斜角;β为地层倾角;Ed为地层法向;Ea为钻头轴线的矢量方向;FB为井底钻压矢量,与井眼轴线方向平行;Aa为钻头相对于井眼轴线的转角大小,即EaFB的夹角;Fa为钻头侧向力矢量,与井眼轴线方向垂直。

图1 钻头及转角与地层关系示意 Fig.1Correlation among bit,its tilt angles and formation

基于钻头-地层交互作用模型分析[11, 12, 13, 14, 15],采用钻进方向角作为钻进趋势判别指标,则钻进趋势判据可表示为[8]

其中

式中:Ir为地层各向异性指数;Ib为钻头各向异性指数;Zp为钻进方向角,(°);α为井斜角,(°);β为地层倾角,(°);FB为钻压,kN;Fa为钻头侧向力,kN;Aa为钻头转角,(°)。

利用Zp可判断钻进趋势,判别准则为[8]

1) 对于直井段或者曲率很小的井段(曲率小于等于0.17°/30m),如果Zp大于0,表示钻具具有增斜特性;如果Zp等于0,表示钻具具有稳斜特性;如果Zp小于0,表示钻具具有降斜特性。

2) 对于曲率较大井段(曲率大于0.17°/30m),如果Zp大于0,表示钻具将增加造斜率钻进;如果Zp等于0,表示钻具以恒定造斜率钻进;如果Zp小于0,表示钻具将降低造斜率钻进。

2.2 原钻具组合防斜打直效果分析

根据钻进趋势分析方法[11],先应用纵横弯曲梁模型求解钻头侧向力和钻头转角,再综合考虑钻压、地层倾角、钻头和地层各向异性,应用式(1)计算钻进方向角,评价钻具组合的防斜打直能力。

以原钻具组合1为例,分析不同钻压条件下稳定器位置对钻具组合力学特性的影响规律,结果见图 2

图2 稳定器位置对原钻具组合1的力学特性影响 Fig.2 Impacts of the stabilizer’s position on mechanical property of the original BHA 1#

图 2可以看出,随着稳定器到钻头的距离增大,钻头侧向力减小,但由于侧向力是小于零的,因此钻具组合的降斜力是增大的;随着稳定器位置增大,钻头转角增大,且钻头转角大于零,因此钻具组合增斜钻进的趋势增大。

取钻头各向异性指数为0.3,地层各向异性指数为1.05,地层倾角为10°,按2.1中所给方法综合判断原钻具组合1的钻进效果,结果如图 3所示。

图3 稳定器位置对原钻具组合1的钻进趋势影响 Fig.3 Impacts of the stabilizer’s position on drilling trend of the original BHA 1#

图 3可以看出:随着稳定器到钻头距离的增大,原钻具组合1降斜钻进的趋势减小;钻压不同,变化趋势差异不大,降斜能力相差也不大;但随着稳定器到钻头距离越来越大,钻具的降斜趋势越来越小,最终可能出现增斜钻进的趋势。因此,适当减小稳定器到钻头距离有利于防斜打直;另外,钻压越大,降斜趋势越不明显,适当降低钻压有利于防斜打直。

2.3 钻具组合优化及钻井参数优选

由上述分析可知,设计适用于临盘油田PDC钻头的防斜打直钻具组合需要遵循以下原则:1)适当减小第一稳定器至钻头的距离;2)尽量不改变钻铤的长度,即不使用特制的钻铤。钻井参数的优选应遵循以下原则:1)适当减小钻压,但不能低于破岩的正常钻压;2)适当提高钻头转速,增强钻头对井眼低边的切削。

基于上述分析,新设计的PDC钻头钻具组合及优选后的钻井参数为:

1) 新钻具组合1为Φ215.9 mm PDC钻头+Φ177.8 mm钻铤×9 m+Φ214.0 mm稳定器+Φ177.8 mm钻铤×(75~80)m+Φ127.0 mm钻杆;钻压50~70 kN,钻头转速100 r/min以上。

2) 新钻具组合2为Φ215.9 mm PDC钻头+Φ177.8 mm钻铤×6 m+Φ214.0 mm稳定器+Φ177.8 mm钻铤×(75~80)m +Φ127.0 mm钻杆;钻压50~70 kN,钻头转速100 r/min以上。

利用2.1中的钻进趋势判别方法,分别评价2种新钻具组合的防斜打直能力,钻头侧向力和转角随钻压变化的关系分别如图 4图 5所示。

图4 钻压对新钻具组合1的力学特性影响 Fig.4 Impacts of WOB on mechanical property of the newly developed BHA 1#
图5 钻压对新钻具组合2的力学特性影响 Fig.5 Impacts of WOB on mechanical property of the newly developed BHA 2#

图 4图 5可以看出:随着钻压增大,钻头侧向力有增大的趋势,但这种增大的幅度很小;随着钻压增大,钻头转角呈下降的趋势,并且小于零。从钻头侧向力和钻头转角的变化可以看出,侧向力和转角都小于零,说明新钻具组合1具有降斜特性。

图 45还可以看出:新钻具组合2与新钻具组合1的钻头侧向力及钻头转角的变化趋势是相同的,即随着钻压增大,钻头侧向力呈增大趋势;随着钻压增大,钻头转角呈下降趋势。需要注意的是,新钻具组合2的钻头侧向力总是大于零,转角却小于零,按钻进趋势分析理论,难以判断该钻具组合在当前钻井参数条件下的钻进趋势。

取钻头各向异性指数为0.30,地层各向异性指数为1.05,地层倾角为10.0°,对新钻具组合1的钻进趋势随钻压的变化规律进行分析,结果如图 6所示。

图6 钻压对新钻具组合1的钻进趋势影响 Fig.6 Impacts of WOB on drilling trend of the newly developed BHA 1#

图 6可以看出,该钻具组合具有降斜特性,且随着钻压增大,降斜能力呈减弱的趋势。

取钻头各向异性指数为0.10,地层各向异性指数为1.05,地层倾角为10.0°,对新钻具组合2的钻进趋势随钻压的变化规律进行分析,结果如图 7所示。

图7 钻压对新钻具组合2的钻进趋势影响 Fig.7 Impacts of WOB on drilling trend of the newly developed BHA 2#

图 7可以看出:该钻具组合具有降斜钻进特性,井斜角不同时,钻具的降斜钻进能力有所不同;钻压增大时,钻具的降斜能力有微弱增加的趋势,降斜能力受钻压的影响较小。

3 现场应用效果

在临盘油田的临邑、盘河和临南等区块的7口直井或定向井直井段中试验应用PDC钻头防斜打快钻具组合,应用效果见表 2

表2 优化后钻具组合的防斜效果 Table 2 Performances of optimized BHAs
井号钻具组合最大井斜角/(°)钻压/kN转速/(r·min-1)
夏32-707新钻具组合11.2540115
临95-26新钻具组合21.7550115
盘40-斜75新钻具组合21.5050115
夏94新钻具组合22.505075
夏52-斜7新钻具组合22.0050125
商73-14新钻具组合21.5050115
钱14-斜6新钻具组合21.2550115

表 2可以看出,应用新设计的钻具组合及钻井参数所钻直井段最大井斜角均较小,防斜打直效果较好。

原牙轮钻头钻具组合与优化后钻具组合平均机械钻速对比见表 3

表3 优化后钻具组合与原钻具组合钻速对比 Table 3 Drilling speed of original and optimized BHAs
井号钻具组合平均机械钻速/(m·h-1)
夏32-711原钻具组合117.35
临95-斜221原钻具组合118.52
盘40-87原钻具组合219.24
夏斜61原钻具组合116.87
商548-6原钻具组合117.74
商73-30原钻具组合218.61
钱14-斜2原钻具组合118.85
夏32-707新钻具组合123.14
临95-26新钻具组合224.26
盘40-斜75新钻具组合223.69
夏94新钻具组合221.74
夏52-斜7新钻具组合224.56
商73-14新钻具组合223.71
钱14-斜6新钻具组合223.22

表 3可以看出,优化后钻具组合的钻进速度快,平均机械钻速达到23.51m/h,与原牙轮钻头钻具组合相比平均机械钻速明显提高,能满足临盘油田防斜打快的要求。

4 结 论

1) 临盘油田牙轮钻头防斜打快钻具组合钻进趋势分析表明,随着稳定器到钻头距离的增大,降斜能力呈减小趋势,最终可能出现增斜钻进的趋势。

2) 优化设计了适用于临盘油田地层特征的PDC钻头防斜打快钻具组合,并优选了钻井参数。现场应用表明,该钻具组合及优选出的钻井参数对于临盘油田具有较好的适用性。

3) 钻具组合优化及钻进趋势分析时仅考虑了钻具因素、钻头及地层因素,但钻进趋势还受到其他因素的影响,如钻柱的振动、钻头切削能力的各向异性等,目前还没有全面考虑这些影响因素的钻进趋势预测模型。因此,需要深入开展理论及试验研究,实现钻进趋势的精确预测。

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罗恒荣
LUO Hengrong
临盘油田PDC钻头防斜打快钻具组合优化及应用
Optimization and Application of Anti-Deflect and Fast Drilling BHA with a PDC Bit in the Linpan Oilfield
石油钻探技术, 2016, 44(01): 12-17
Petroleum Drilling Techniques, 2016, 44(01): 12-17.
http://dx.doi.org/10.11911/syztjs.201601003

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收稿日期: 2015-03-24
改回日期: 2015-12-27

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