2. 中石化胜利石油工程有限公司钻井工艺研究院;
3. 中石化华北石油工程有限公司五普钻井分公司
2. Drilling Technology Research Institute, Sinopec Shengli Petroleum Engineering Co., Ltd;
3. Wupu Drilling Company, Sinopec Huabei Petroleum Engineering Co., Ltd
0 引言
随着油气勘探开发的不断发展，大斜度井、长水平段水平井和大位移井日益增多。对于长水平段水平井，水平井段设计长度一般超过800 m，要求井眼轨迹在油层中穿行，上、下靶半高小于1 m，需要精确控制井眼轨迹，提高储层钻遇率[1-2]。尤其是大位移井，往往设计有较长稳斜井段，稳斜井段长度往往占全井井段的40%以上，可见对于稳斜井段轨迹的高效控制是大位移井是否成功实施的关键。因此，迫切需要功能更强的井眼轨迹控制工具, 以实现在井下改变BHA力学特性, 实现增斜、稳斜、降斜控制，从而提高大位移井长稳斜井段和长水平井长水平井段的轨迹控制能力，扩大复合钻进进尺比例，提高钻井时效和井身质量。20世纪80年代后期，国外一些石油公司和研究机构已开发出多种类型的变径稳定器产品[3-6]，并得到了商业应用。国内相关研究起步较晚，加上技术封锁，致使我国目前还没有进行产业化推广应用的产品。鉴于此，中石化胜利石油工程有限公司钻井工艺研究院研制了遥控变径稳定器。
1 技术分析 1.1 结构遥控变径稳定器结构[4]如图 1所示。该工具主要由本体、上心轴、下心轴、平衡活塞、压差活塞、复位弹簧、控制器和节流杆等组成，在本体上有加油塞孔和环空孔。
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| 图 1 遥控变径稳定器结构示意图 Fig.1 Structural schematic of the remote control variable diameter stabilizer 1—本体；2—上心轴；3—复位弹簧；4—斜面块；5—扶正活塞；6—控制器；7—下心轴；8—平衡活塞；9—压差活塞；10—节流杆。 |
1.2 工作原理
遥控变径稳定器工作时串接在井下钻具组合中，内、外通过环空孔来连通，采用钻井泵来控制它的状态[7-10]。开泵时，由于该工具内部钻井液压力大于工具外部环空的压力，在工具的上、下心轴产生压差，并产生使工具心轴向下运动的推动力，使工具心轴克服复位弹簧的弹力向下运动，从而带动斜面块也向下运动，推动径向布置的活塞伸出；停泵时，工具内外钻井液压差消失，工具心轴在复位弹簧的带动下向上运动，带动斜面块也向上运动，拉动扶正活塞缩回工具本体内。
由于工具内部控制器的作用，具体的变径动作过程如下：在停泵的状态下，工具扶正活塞缩在工具本体内，工具处于内缩状态，当首次开泵后，扶正活塞将伸至同工具本体外壳齐平，工具变为齐平状态，此时停泵，扶正活塞缩回，工具重回内缩状态；再次开泵后，扶正活塞将伸出工具本体外壳外，此时工具工作外径最大，工具变为伸出状态，再次停泵，扶正活塞再次缩回工具本体内，工具重回内缩状态，通过不断地开泵和停泵，工具将在不同的3种状态下循环，形成工具的状态控制循环规律。在钻井过程中，工具一般同MWD仪器串接在一起共同工作，当MWD仪器监测到井斜角不满足要求而需要工具进行变径时，司钻则通过关泵和开泵操作，并根据地面检测的泵压变化，确认工具状态，改变工具状态后继续旋转钻进，以达到改变井斜的目的。
2 变径动作分析 2.1 变径状态信号根据遥控变径稳定器结构和变径动作原理，原工具的内部可简化成如图 2所示结构，上、下心轴合并为一根心轴。上心轴上部直径为D1，扶正活塞长度为Sp，平衡活塞直径为D2，斜面块的倾斜角度为θ，下心轴压差活塞处直径为d。V1和V2是工具中相通的2容积腔。工具在齐平状态，下心轴不会套住节流杆(见图 2b)，工具内部不产生节流，当工具在伸出状态时，下心轴部分套住节流杆(见图 2c)，工具内部产生节流，产生压力损失，反映在地面上，即泵压上升，利用2次开泵后同流量下的不同泵压差值，也就是工具状态信号，即能确定工具的井下工作状态，泵压差值越大，状态信号越明显。
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| 图 2 工具变径动作容积变化示意图 Fig.2 Volume change with varying diameter action of the tool 1—复位弹簧；2—扶正活塞；3—V1/V2容积腔通道；4—平衡活塞。 |
2.2 状态信号的现场测试
为了验证遥控变径稳定器工具同MWD仪器是否相互影响，在胜利油田Y87-X69井进行了井口试验。
2.2.1 井口测试1试验钻具：牙轮钻头+转换接头+MWD+变径稳定器+方钻杆。
井口试验时，工具动作严格按状态控制循环规律，工具工作状态变化后，状态信号明显。井口测试记录工具变径状态如图 3所示。摘录相邻2次开泵泵压记录，结果如图 4a所示。
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| 图 3 工具井口试验状态图 Fig.3 Test status of the tool at wellhead |
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| 图 4 井口试验相邻2次开泵泵压曲线 Fig.4 Pump pressure of two successive tests at wellhead |
2.2.2 井口测试2
试验钻具:牙轮钻头+转换接头+变径稳定器+MWD+方钻杆。
井口试验时，工具动作严格按状态控制循环规律，工具工作状态变化后，状态信号明显。井口试验摘录相邻2次开泵泵压记录，结果如图 4b所示。
2.2.3 变径状态信号数据分析不管变径稳定器工具在MWD仪器(正脉冲)上部还是下部，在井口试验过程中，工具齐平状态、伸出状态和内缩状态3状态转换，动作顺畅，各状态运动到位，动作循环严格遵循状态控制循环规律。
从图 4(图中曲线上的脉冲为MWD的信号)的曲线可以看出，工具状态变换以后，泵压发生明显变化，相邻2次开泵泵压曲线相隔约1.0 MPa，分离清晰，大于泵压波动噪声信号，状态信号明显，且MWD自身的信号可以正确解析，这说明MWD仪器与该遥控变径稳定器在变径动作和信号上相互无影响。
3 现场试验 3.1 在长稳斜井段的入井试验 3.1.1 试验井设计概况试验井井号为Z129-P10，井眼轨道设计如表 1所示。
| 井深/m | 井斜角/(°) | 方位角/(°) | 垂深/m | 水平位移/m | 南北位移/m | 东西位移/m | 每100 m狗腿度/(°) | 工具面/(°) | 靶点 |
| 0.00 | 0.00 | 0.00 | 0.00 | 0.00 | 0.00 | 0.00 | 0.00 | 0.00 | — |
| 1 250.00 | 0.00 | 35.00 | 1 250.00 | 0.00 | 0.00 | 0.00 | 0.00 | 0.00 | — |
| 1 450.00 | 20.00 | 35.00 | 1 445.96 | 34.55 | 28.30 | 19.82 | 10.00 | 0.00 | — |
| 2 178.75 | 41.86 | 33.84 | 2 067.32 | 406.82 | 335.86 | 229.57 | 3.00 | 358.50 | — |
| 3 612.19 | 41.86 | 33.84 | 3 134.99 | 1 363.27 | 1 130.30 | 762.18 | 0.00 | 0.00 | — |
| 4 043.49 | 83.75 | 21.83 | 3 328.30 | 1 735.07 | 1 464.77 | 930.00 | 10.00 | 348.28 | — |
| 4 103.82 | 83.75 | 21.83 | 3 334.86 | 1 794.05 | 1 520.44 | 952.30 | 0.00 | 0.00 | — |
| 4 183.78 | 91.74 | 21.53 | 3 338.00 | 1 872.63 | 1 594.63 | 981.79 | 10.00 | 357.90 | A |
| 4 775.31 | 91.74 | 21.53 | 3 320.00 | 2 456.94 | 2 144.63 | 1 198.79 | 0.00 | 0.00 | B |
| 4 805.31 | 91.74 | 21.53 | 3 319.09 | 2 486.66 | 2 172.52 | 1 209.80 | 0.00 | 0.00 | — |
该井井深2178.75~3612.19 m，段长1 433.44 m为井斜41.86°的长稳斜井段，设计在该井段开展遥控变径稳定器的入井试验。
3.1.2 试验过程钻具结构：ϕ215.9 mm BIT×0.30 m+ϕ172.0 mm 1.25°PDM×8.00 m+(431×410)×0.49 m+(411×410)可变径稳定器×2.50 m+(4A11×410)回压阀×0.50 m+坐键短节+ϕ127.0 mm无磁承压×9.39 m+ϕ127.0 mm HWDP×10柱+ϕ127.0 mm DP。
试验井段：2 576.00~3 585.00 m，段长1 009 m，纯钻时间93 h，循环时间130 h，平均机械钻速10.85 m/h。
钻进参数：钻压20~50 kN，转盘转速40 r/min，排量30 L/s，泵压16 MPa。
钻井液参数：密度1.15~1.17 g/cm3，黏度45~50 s，塑性黏度23 mPa·s，动切力8 Pa。
钻遇地层：东营组。
3.1.3 效果分析采用变径稳定器进行井斜控制，效果较好，一趟钻进尺1 009.00 m，纯钻时间93 h，滑动进尺45 m，占钻进进尺比例4.46%，和邻井Z129-P1井使用常规单弯双稳钻具组合滑动进尺比例7.5%相比，降低了40.5%。机械钻速和邻井6.87 m/h相比，提高了58%。
该工具在滑动定向过程中处于伸出或缩回状态，对滑动效果没有影响。变径稳定器伸缩状态与井斜关系如图 5所示。由图可以看出，复合钻进中，钻压为40~50 kN时，变径稳定器伸出时井斜以1.00°~1.17°微降，缩回时井斜以1.00°~2.50°微增，稳斜效果较好。
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| 图 5 变径稳定器伸缩状态与井斜关系 Fig.5 Relationship between the stabilizer status and well inclination |
3.2 在长水平段的入井试验 3.2.1 试验井设计概况
试验井的井号为J58P32H。该井设计有斜导眼，遥控变径稳定器设计的试验井段为主井眼水平井段。井眼轨道设计如表 2所示。
| 井深/m | 井斜角/(°) | 方位角/(°) | 垂深/m | 水平位移/m | 北南位移/m | 东西位移/m | 造斜率/(°) | 靶点 |
| 2 772.66 | 0.00 | 345.00 | 2 772.66 | 0.00 | 0.00 | 0.00 | 0.00 | 造斜点 |
| 2 832.66 | 10.00 | 345.00 | 2 832.35 | 5.22 | 5.04 | -1.35 | 0.00 | — |
| 2 998.09 | 10.00 | 345.00 | 2 995.27 | 33.95 | 32.79 | -8.79 | 0.00 | — |
| 3 443.64 | 91.11 | 345.00 | 3 255.31 | 350.00 | 338.07 | -90.59 | 5.46 | A |
| 4 443.83 | 91.11 | 345.00 | 3 236.00 | 1 350.00 | 1 304.00 | -349.41 | 0.00 | B |
3.2.2 试验过程
钻具结构：ϕ152.4 mm PDC钻头+ϕ127.0 mm螺杆(1.25°本体扶正器146.0 mm)+ϕ120.0 mm变径稳定器+ϕ120.0 mm定向接头+ϕ120.0 mm无磁钻铤+ϕ89.0 mm加重钻杆+ϕ89.0 mm钻杆+ϕ89.0 mm加重钻杆+ϕ89.0 mm钻杆。
试验井段：3 416~4 416 m，段长1 000 m，纯钻时间97.75 h，循环时间120 h，平均机械钻速10.23 m/h。
钻进参数：钻压30~60 kN，转盘转速40 r/min，排量18 L/s，泵压29~30 MPa。
钻井液参数：密度1.10 g/cm3，黏度55~60 s，塑性黏度23 mPa·s，动切力7.5 Pa。
钻遇地层：盒1段。
3.2.3 效果分析滑动进尺26 m，占钻进进尺比例2.6%。与该区块使用常规单弯双稳钻具组合滑动进尺比例8%相比，降低了67%。机械钻速和同区块已钻井平均机械钻速8.86 m/h相比，提高了15.5%。另外，复合钻进所钻井眼光滑，提高了井眼质量。
遥控变径稳定器在滑动定向过程中处于伸出或缩回状态，对滑动效果没有影响[11-12]。变径稳定器伸缩状态与井斜角关系如图 6所示。由图可以看出，复合钻进中，钻压为40 kN时，变径稳定器伸出时井斜以1°~2°微降，缩回时井斜以1°~3°微增，钻压为60 kN时，变径稳定器伸出时井斜基本呈稳斜趋势。现场施工时，基本以工具伸出状态工作，井斜角在平均井斜角为90.5°左右变化，稳斜效果好。
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| 图 6 变径稳定器伸缩状态与井斜角关系 Fig.6 Relationship between the stabilizer status and well inclination angle |
4 结论及建议
(1) 自主研制的遥控变径稳定器结构设计合理，状态信号明显，利用开关泵动作可实现稳定器的变径动作。
(2) 在井口对工具变径状态信号进行了测试，测试中工具状态信号严格遵循设计状态控制规律，验证了变径动作设计的正确性和可靠性。
(3) 通过在长稳斜斜井段和长水平井段的现场试验，初步验证了通过变径稳定器的变径动作。该工具配合弯螺杆钻具，在不起钻情况下，实现了单弯单稳和单弯双稳钻具组合间的有效切换，达到了复合钻进增斜、稳斜和降斜的控制目的，在降低滑动钻进进尺比例、提高平均机械钻速、钻井时效和井眼质量等方面表现出了良好的效果。
(4) 遥控变径稳定器是井眼轨迹控制的重要工具，尤其对大位移井和长水平段水平井，在国内旋转导向钻进系统未成熟的工程背景下，遥控变径稳定器可有效提升目前井眼轨迹控制水平。
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