定向钻井中托压机理分析及对策探讨
薄玉冰     
中石化胜利石油工程有限公司钻井工程技术公司, 山东东营 257064
摘要: 为了解决定向钻井过程中的托压问题,通过分析下部钻具组合的受力,研究了托压产生的机理,并分析了影响托压的主要因素,给出了主要技术对策。分析研究表明,托压主要是由钻柱与井壁之间的摩擦阻力造成的,其影响因素主要包括井眼轨迹、井眼清洁程度、钻具组合、钻井液的润滑性及地层类型等。控制托压的技术对策包括优化井眼轨道和钻具组合、提高井眼清洁程度和钻井液的润滑性及采用改善托压的井下工具等,并介绍了控制托压技术措施在D15-X14井和Y123-5HF井的应用情况。研究与应用表明,控制托压的技术对策具有较强的针对性,不但能有效降低托压的频率与程度,而且能有效提高机械钻速,能够为定向钻井提供指导和借鉴。
关键词: 定向井     托压     摩阻     井眼轨道     钻具组合    
The Formation Mechanism and Technical Countermeasures for Back Pressure during Directional Drilling
Bo Yubing     
Drilling Engineering and Technology Company, Sinopec Shengli Oilfield Service Corporation, Dongying, Shandong, 257064, China
Abstract: In order to solve the problem of back pressure during directional drilling,the mechanism by which it occurs was investigated by analyzing the force on the bottom hole assembly (BHA).Then,the main factors affecting back pressure were explored,and accordingly primary technical countermeasures were proposed.It was shown that the back pressure was mainly caused by friction resistance between drillstrings and borehole wall,and it was dominantly affected by wellbore trajectory,downhole cleaning,BHA,drilling fluid lubricity and formation types.It was proposed to control the back pressure by optimizing wellbore trajectory and BHA,increasing downhole cleaning and drilling fluid lubricity,and adopting down hole tools which could reduce back pressure.And finally,the application of back pressure controlling measures in Wells D15-X14 and Y123-5HF were introduced.It was indicated that these technical countermeasures for back pressure control were more effective.Based on these countermeasures,the frequency and degree of back pressure decreased significanlty and the rate of penetration(ROP)also increased.The research results provided the reference and basis for the directional drilling.
Key words: directional well     back pressure     friction resistance     wellbore trajectory     bottom hole assembly    

托压是指在定向钻井过程中,由于钻具与井壁之间的摩擦力太大而导致钻压不能有效传递到钻头的现象。托压是定向钻井中普遍存在的问题,严重影响了定向钻井的效率和井下安全[1-3]:1)只有部分钻压施加到钻头上,导致机械钻速低,甚至无法钻进;2)如果滑动钻进中发生托压,钻具长时间静止,不利于清除岩屑,且易发生压差卡钻;3)发生托压后,如果继续增大钻压至解除托压后,钻头受到的钻压和扭矩会突然增大,从而引起工具面波动或改变,钻头和螺杆钻具容易受损,影响定向钻井效率。国内外专家学者对定向钻井中的托压问题进行了较多的研究,提出了不同的理论模型与算法,并研制了以水力振荡器为代表的一系列减缓托压的工具[4-10],但这些研究大多针对托压问题的某一方面进行,且与现场实际情况结合得不够紧密。为此,笔者在借鉴国内外相关研究成果的基础上,结合现场定向钻井作业实践与认识,研究了托压产生的原因及主要影响因素,提出了预防和处理托压的技术对策,并以该技术对策在2口典型井的应用为例,验证了预防和处理托压技术对策的有效性。

1 托压发生机理分析

定向钻井中钻井管柱受到的摩擦力是发生托压的主要原因,而这与其受到的正压力直接相关,因此钻井管柱所受正压力的计算对于研究托压的发生机理具有重要意义。

在井眼曲率不高、管柱弯曲刚度不大的情况下,管柱微元可以看成是一段软绳。滑动钻进工况下管柱微元的受力分析如图 1所示。图 1中,管柱微元是任意斜平面1上一段狗腿角为γ的小圆弧段,微元的下端受到轴向力T2,上端受到轴向力T1,微元的浮重为W,管柱微元受到的正压力和轴向摩擦力分别为NF

图 1 滑动钻进工况下管柱微元受力分析 Fig.1 Force analysis on a drill string element in the process of slide drilling

为了分析方便,建立Frenet移动标架坐标系,3个相互垂直的坐标轴方向分别为切线方向et,主法线方向en和副法线方向eb。由于微元是平衡的,所以其在3个坐标方向上力的分量之和等于0,即:

(1)
(2)
(3)
(4)

式中:NnNb分别为管柱主法线和副法线受到的正压力,N;Wt,WnWb分别为浮重在切线、主法线和副法线方向的分量,N;α1α2分别为微元上、下端处的井斜角,rad;Δφ为微元上下端处方位角的增量,rad;γ为井眼狗腿角,rad。

若忽略高阶小量的影响,可以得到管柱微元受到的正压力N的计算公式:

(5)

由式(5)不难看出,管柱微元所受的正压力不仅与浮重在主法线和副法线方向(即非轴向)的分量WnWb有关,还与轴向力和井眼狗腿角的积有关。显然,井斜角越大,浮重在非轴向的分量越大,产生的摩擦力就越大,就越容易发生托压;而管柱受到的轴向力越大,产生的摩擦力就越大,也就越容易发生托压。

除了浮重和轴向力与弯曲井眼的耦合作用会导致管柱微元受到正压力外,在管柱弯曲刚度和井眼曲率较大时,也需要考虑由管柱弹性产生的正压力。此外,管柱受压屈曲时还会产生附加正压力。

2 影响托压的主要因素

影响托压的因素较多,包括井眼轨迹、井眼清洁程度、钻具组合、钻井液的润滑性及地层类型等。

2.1 井眼轨迹

井眼轨迹对托压的影响主要包括3方面:

1) 井斜角主要影响钻具对下井壁的正压力。井斜角越大,钻具对下井壁的正压力越大,钻具受到的摩擦力就越大,发生托压的概率也就越大。

2) 井眼曲率主要影响钻具在井眼中弯曲产生的附加刚性正压力(如图 2所示[11])。井眼曲率越大,钻具弯曲越严重,附加刚性正压力越大,钻具受到的摩擦力就越大,发生托压的概率也越大。

图 2 刚性管柱在弯曲井眼中受井壁约束而产生附加刚性正压力 Fig.2 Additional rigid positive force on rigid drilling string in crooked holes due to the constraint of the borehole wall

3) 斜井段长度的影响。随着斜井段长度的增加,正压力和附加刚性正压力也相应增大,钻具受到的摩擦力就会增大,发生托压的概率也会增大。

2.2 井眼清洁程度

井眼清洁程度对托压的影响包括3方面:1)环空岩屑浓度高,使钻具与钻井液之间的固-液摩擦部分变成了固-固摩擦,从而使钻具受到的摩擦力增大,导致出现托压的概率增大;2)岩屑在大斜度井段的下井壁形成岩屑床,对钻具的滑动形成阻力,导致钻具上下活动受阻,钻压无法有效传递给钻头;3)环空钻井液含砂量高、滤饼厚,使滤饼对钻具的包角增大,粘吸力增加,从而使托压发生的概率增大。

2.3 钻具组合

1) 重量大的管柱对井壁的正压力大,导致摩阻大,容易引起托压;2)管柱受压屈曲时还会产生附加正压力,导致管柱摩阻增大[12],也容易引起托压;3)若螺杆钻具及其稳定器外径过大,其与井壁之间的间隙过小,则稳定器会紧贴井壁,滑动钻进时钻压加在稳定器上无法传递给钻头,从而造成托压。

2.4 钻井液的润滑性

钻井液的润滑性越差,摩阻系数越大,管柱受到的摩擦力就越大,就越容易发生托压。钻井液的润滑性与钻井液类型、含砂量、润滑剂类型与加量等有关,与水基钻井液相比,油基钻井液的润滑性更好,更有利于预防和控制托压。

2.5 地层类型

在钻进砂岩等高渗透地层时,井壁上形成的滤饼相对较厚,对钻具包角较大,易粘吸而造成托压;在钻进泥页岩等易掉块地层时,不规则井壁会对钻柱中稳定器、钻杆接头等不等径部位形成阻卡,容易形成托压。

3 主要技术对策 3.1 优化井眼轨道

设计井眼轨道时应考虑摩阻扭矩、井眼长度、各种工况下钻柱的受力状况和工程施工的难易程度等因素,必须与钻柱设计、钻井参数设计和钻井液设计等相结合。在满足工程需要的情况下,造斜点尽量下移以减少斜井段的长度,减轻斜井段的钻具重量,从而避免因管柱摩阻太大而发生托压。井眼轨道应尽可能平滑,控制井眼曲率不能过大,以尽可能降低附加刚性正压力、钻具的摩擦阻力和发生托压的概率。

3.2 优化钻具组合

1) 减少钻铤的使用。在滑动钻进时,下部钻具组合尽量减少钻铤的使用,可用加重钻杆或螺旋钻铤代替,以减小钻具的重量以及与井壁的接触面积,降低摩擦阻力和发生托压的风险。

2) 减少稳定器的使用。稳定器与井眼之间的间隙对钻具的造斜率有较大影响,近钻头稳定器对造斜率的影响尤为突出[13]。由于稳定器尺寸较大,易与井壁接触而增大钻柱的摩擦阻力,因此在滑动钻进阶段,除非需要较高的造斜率,尽量不使用稳定器。

3) 采用倒装钻具组合。倒装钻具组合就是把加重钻杆或者钻铤加在直井段或者井斜角、水平位移较小的井段,而在下部井斜角大、水平位移大的井段(钻头附近)采用普通钻杆或无磁承压钻杆,以增加钻具的刚性和重量,增大下部钻柱的推动力。对于水平位移较大的定向井,采用倒装钻具组合,可以有效减小下部钻具的重量,从而减小下部钻具组合对下井壁的压力,使钻具与井壁间的摩擦力降低,可有效减轻托压的程度。例如,高平1井是1口水垂比达4.02的大位移井,在钻进中应用了倒装钻具组合,保证了钻压的有效传递,有力预防了托压问题的出现[14]

4) 应用牙轮钻头。牙轮钻头适合于高钻压钻进,而高钻压有利于克服更大的摩阻,从而在定向钻井中能够减少托压的发生[15];而且采用较高钻压钻进时的机械钻速相对较高,可以增加钻具活动的频率,从而减小滤饼对钻具的粘吸作用;由于钻头牙轮的滚动,加压到托压消除时,钻头上的扭矩较PDC钻头小得多,所以蹩转盘、憋泵和工具面波动的概率更小。

3.3 提高井眼清洁程度

1) 适当提高钻井液密度和环空返速。在任意井斜角井眼中,无论是层流还是紊流,提高环空返速都能增强钻井液的携岩能力,从而降低环空岩屑浓度;适当增加钻井液密度,也可降低岩屑床的厚度,从而改善井眼清洁程度。

2) 调整钻井液的流型和流变性能。在井斜角较小的井段,钻井液为层流时井眼清洁效果最佳,层流状态下,提高钻井液的动切力和动塑比,可以降低环空钻屑浓度,并可用高黏度段塞清除岩屑;在大斜度井段中,钻井液为紊流时清洁效果更好,但由于现场条件所限,钻井液在环空中无法形成紊流,所以可以通过提高钻井液的动塑比,形成平板型层流来提高井眼清洗效果[16];还可以保持低剪切速率下的钻井液黏度,以提高其悬浮岩屑的能力。

3) 调节钻杆转速。增大钻杆转速可扰动岩屑床,使岩屑重新分散到钻井液中,并使钻杆周围形成紊流,阻止岩屑在钻杆接头和钻杆保护器附近聚集。钻杆转速越高,井眼清洁效果越好,但转速过高对定向设备具有一定危害,且会增加套管与钻杆间的磨损。

4) 短起下钻破坏岩屑床。在定向钻井过程中,采取短起下钻破坏岩屑床是提高井眼清洁效果、预防和控制托压的常用手段,可根据井段长度或托压严重程度来确定短起下钻的频次。

3.4 提高钻井液的润滑性

对于油基钻井液,润滑剂浓度对润滑性影响极小,而油水比对钻井液的润滑性影响较大,例如,油水比90/10油基钻井液的摩擦系数比油水比68/32油基钻井液低40%以上[17]。水基钻井液中加入极压润滑剂与防卡润滑剂,可大大提高其润滑性,从而降低钻杆与滤饼之间的摩擦系数,降低发生托压的概率。

3.5 采用改善托压的井下工具

改善托压的井下工具主要有液压式和机械式2类,液压式井下工具包括水力振荡器、水力加压器和旋冲钻井工具等,机械式井下工具包括可变径稳定器和降摩减扭工具等。水力振荡器通过轴向振动减少井下侧向振动及黏滑振动,可以有效缓解托压;旋冲钻井工具可使井底钻具产生良性振动,克服摩阻,同时产生高频冲击力并向钻头传递,进行冲击破岩,并有效传递钻压;水力加压器利用循环钻井液产生的液压对钻头加压,为钻头提供稳定的钻压;可变径稳定器有利于增强井眼轨迹的控制能力,不仅能降低井眼轨迹的弯曲度,而且能增大复合钻井的比例,缩短可能出现托压的滑动钻进时间。

4 应用实例 4.1 D15-X14井

DB区块的D15-X14井是一口定向井,完钻井深3 163.00 m,设计采用三段式井眼轨道,设计造斜点井深2 350.00 m,井斜角23.7°,垂深3 110.00 m,水平位移298.40 m。

该井定向井段第1趟钻钻具组合为:φ215.9 mm PDC钻头×0.30 m+φ172.0 mm×1.25°螺杆钻具×8.00 m(带φ212.0 mm稳定器)+φ208.0 mm稳定器×0.63 m+431×410回压阀×0.40 m+φ177.8 mm无磁钻铤×9.29 m+φ177.8 mm无磁悬挂短节×4.75 m+φ127.0 mm加重钻杆×139.33 m+φ127.0 mm钻杆,钻压为60~80 kN。由于在螺杆钻具上方加了一个φ208.0 mm稳定器,导致定向钻进过程中发生托压而造成钻压升高、泵压降低、没有进尺和工具面不稳定,并且在钻压释放时容易憋泵,因此滑动钻进5.00 m就要上提钻具6~8次,平均钻时为55.75 min/m,钻至井深2 728.72 m时因托压严重,无法进行滑动钻进,起钻更换常规稳定器增斜钻具组合,钻至井深2 834.00 m时发现井斜角比设计小3.00°。为此,起钻更换螺杆定向钻具,即在第1趟钻钻具组合的基础上,将PDC钻头换为牙轮钻头,并去掉φ208.0 mm稳定器。钻进过程中解除托压时的钻压由70~80 kN降为30 kN左右,工具面更稳定,憋泵现象大大减少,平均钻时为13.97 min/m,与前2趟钻相比,平均机械钻速由1.08 m/h提高到了4.31 m/h。

该井定向井段施工中,第1趟钻钻具组合由于在螺杆钻具上方加了稳定器,使井壁与钻具环空间隙变小,同时加稳定器后钻具刚性增加,导致托压严重,而且为满足PDC钻头安全钻进的需要,只能采取小钻压钻进,进一步加重了托压问题。第3趟钻钻具组合去掉了螺杆钻具上方的φ208.0 mm稳定器,换用了适合较大钻压的牙轮钻头,调整了钻井液的流型和流变性能,并加入润滑材料提高了钻井液的润滑性,提高了井眼清洁程度,降低了摩擦阻力,有效控制了托压。

4.2 Y123-5HF井

Y123-5HF井是部署在Y123区块S3特低渗透油藏的一口非常规水平井,完钻井深4 926.00 m,造斜点井深3 064.00 m,井斜角90.50°,垂深3 499.97 m,水平位移1 717.41 m,水平段长度1 336.00 m,φ177.8 mm技术套管下至井深3 589.68 m。

该井定向井段第1趟钻钻具组合为:φ241.3 mm牙轮钻头×0.25 m+φ197.0 mm×1.25°螺杆钻具×7.38 m+411×410回压阀×0.42 m+φ177.8 mm无磁钻铤×9.25 m+φ177.8 mm无磁悬挂短节×4.75 m+φ127.0 mm无磁承压钻杆×9.29 m+φ127.0 mm加重钻杆×223.38 m+φ139.7 mm钻杆。该井定向钻至井深3 199.00 m,井斜角达20.000°时出现钻头加压困难、憋泵和工具面不稳定等明显的托压现象。分析其原因为:1)该井段设计造斜率17.33°/100m,需采用1.50°单弯螺杆钻具进行滑动钻进增斜,在井深3 092.00,3 140.00和3 150.00 m处狗腿度均超过了18°/100m,井深3 185.00 m处狗腿度更是达到了19.89°/100m。钻具组合在井眼曲率高的井段发生弯曲,造成附加刚性正压力增大,导致摩擦力增大;2)该井钻井液密度为1.39 kg/L,易在砂岩等高渗透地层井壁上形成较厚的滤饼,对钻具包角较大,从而粘吸钻具造成托压;3)古近系沙河街组沙三段地层的岩石强度为55~69 MPa,滑动钻进过程中由于托压导致PDC钻头加压困难且工具面不稳定,改换牙轮钻头同样面临机械钻速低、使用寿命短等问题,例如Y123-10HF井在3 327.84~3 453.11 m井段使用牙轮钻头钻进,钻进60.3 h便发生了掉牙轮事故。

该井定向井段第2趟钻试用了水力振荡器,钻具组合为:φ241.3 mmPDC钻头×0.35 m+φ197.0 mm×1.50°螺杆钻具×7.91 m+411×410回压阀×0.42 m+φ177.8 mm FEWD×9.25 m+φ177.8 mm无磁悬挂短节×4.75 m +φ127.0 mm无磁承压钻杆×9.29 m+411×520配合接头×0.46 m+φ139.7 mm钻杆×230.64 m+水力振荡器×3.56 m+振荡器接头×3.14 m+φ139.7 mm钻杆×201.48 m+φ127.0 mm加重钻杆×223.38 m+φ139.7 mm钻杆。同时,将钻井液的摩擦系数由0.06降至0.05,动切力由8.0 Pa提到9.5 Pa,动塑比由0.381提高到0.475。通过以上措施,该井定向井段第二趟钻滑动钻进过程中解除托压时的钻压由80~100 kN降为20 kN左右,邻井Y123-2HF井采取了与之相近的钻具组合和技术措施,同样取得了较为理想的防托压效果。Y123-5HF井、Y123-2HF井 与同区块的Y123-9HF井、Y123-10HF井 相比,平均单只钻头进尺由130.03 m提高到445.81 m,平均机械钻速由2.25 m/h提高到2.78 m/h,如表 1所示。

表 1 水力振荡器在Y123区块2口井的应用效果 Table 1 Application results of the hydro-oscillator in two wells in Block Y123
井号钻头型号钻进井段/m机械钻速/(m·h-1)纯钻时间/h备注
Y123-9HF ST336M3 180.14~3 358.002.4273.50 未使用水力振荡器
HJT517G3 358.00~3 520.712.29 71.00
HJT517G3 520.71~3 700.002.41 74.50
Y123-10HF BR1656DW3 194.43~3 327.842.3856.00 未使用水力振荡器
HJT517G3 327.84~3 453.112.0860.30
HJ537G3 453.11~3 493.342.1518.75
HJT517G3 493.34~3 584.81.8050.75
Y123-2HFPK6257MJ3 209.50~3 710.112.51199.67使用水力振荡器
Y123-5HFPK5362MJ3 199.00~3 590.003.23121.05 使用水力振荡器
5 结 论

1) 托压主要是由钻柱与井壁之间的摩擦力造成的,其影响因素包括井眼轨迹的平滑度、井眼清洁程度、钻具组合、钻井液的润滑性和地层类型等。

2) 控制托压的技术对策有优化井眼轨道和钻具组合、提高井眼清洁程度和钻井液的润滑性及采用改善托压的井下工具等。

3) 多口井的现场施工效果表明,采取减少稳定器、选用牙轮钻头、提高钻井液的动切力、动塑比和润滑性、应用水力振荡器等技术措施,可以有效减小摩擦阻力,降低托压的频率和程度,提高机械钻速,缩短钻井周期。

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文章信息

薄玉冰
Bo Yubing
定向钻井中托压机理分析及对策探讨
The Formation Mechanism and Technical Countermeasures for Back Pressure during Directional Drilling
石油钻探技术, 2017, 45(1): 27-32.
Petroleum Drilling Techniques, 2017, 45(1): 27-32.
http://dx.doi.org/10.11911/syztjs.201701005

文章历史

收稿日期: 2016-04-21
改回日期: 2016-12-27

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