長慶油田連續(xù)管鉆井技術應用

劉立鵬，彭元超，姚戰(zhàn)利

(1.中國石油川慶鉆探工程有限公司鉆采工程技術研究院，陜西西安 710018；2.低滲透油氣田勘探開發(fā)國家工程實驗室，陜西西安 710018；3.中國石油川慶鉆探工程有限公司蘇里格項目經理部，陜西西安 710018)

隨著長慶油田的持續(xù)開發(fā)，套損井、水淹井、長停井數量逐年增多，據統(tǒng)計，目前油田有低產低效井萬余口，長停井5 000 余口，套損井近2 000口，且每年以約2 000口的數量遞增。為了經濟高效地實現低產低效井增產，長慶油田近年來開展了φ139.7 mm套管開窗側鉆φ118.0 mm井眼的技術研究及應用，目前已實現了規(guī)模化應用，取得了良好的效果。但在規(guī)模化推廣過程中也出現了一些問題，部分側鉆井受限于地面條件，需拆除已建的配套實施，在一定程度上增加了成本，影響了正常生產。連續(xù)油管鉆井(CTD)技術是90年代以來國外大力研究和發(fā)展的鉆井技術，能夠實現起下鉆、鉆井過程中動態(tài)密封，配套工具體積小，安裝運輸便捷，對鄰近井不會造成影響[1-2]。配套工藝技術及核心裝備還不成熟，實鉆過程中常遇到全角變化率超標、托壓嚴重等問題，嚴重制約了該技術的發(fā)展。

1 連續(xù)管鉆井技術難點分析

1.1 全角變化率易超標

由于連續(xù)管鉆進過程中自身不能旋轉，鉆進采用螺桿+鉆頭方式，鉆頭破碎地層主要靠螺桿驅動，鉆進過程中螺桿存在一定彎度，如果螺桿彎度過大或者未能及時調整螺桿高邊方向，極易導致全角變化率超標[3-5]。因此，需不斷調整螺桿高邊方向來控制井眼軌跡的變化，致使井眼軌跡變化幅度大，不平滑，隨著裸眼段的鉆進，摩阻增大，極易誘發(fā)井下事故。

1.2 托壓嚴重

連續(xù)管自身撓性較好，隨著裸眼段的增加，連續(xù)管與井壁的接觸面積增大，加壓過程極易出現螺旋屈曲，產生自鎖現象。小井眼鉆進過程中排量小，泵壓高，導致井底清洗不徹底，有害固相含量高，導致摩阻增大，鉆壓不能有效傳遞到鉆頭位置，機械鉆速低。

1.3 定向器性能不穩(wěn)定

連續(xù)管鉆進過程中依靠與下部鉆具連接的定向器驅動下部鉆具轉動，調整彎螺桿高邊，進而實現對井眼軌跡的控制。定向器有電驅動和鉆井液脈沖驅動定向器，前者處于研發(fā)階段，后者相對較為成熟；液動型依靠鉆井液脈沖進行工作，啟停鉆井泵1次，可轉動45°。受工具自身扭矩所限(400～600 N·m)，應用的最大井斜為35°。井斜在超過20°時，隨定向器以下鉆具與井壁接觸面積增大，摩阻增加，定向器驅動下部鉆具轉動困難，轉動角度不穩(wěn)定(10°～30°/次)，嚴重影響了施工時效。

1.4 卡鉆

目前，長慶油田產層注水井壓力普遍較高，鉆達儲層前需將鉆井液密度提至1.25 g/cm3以上。連續(xù)管鉆進過程中，管柱如未得到有效活動，極易出現粘卡，發(fā)生事故時受限于注入頭的提升能力，不能在第一時間進行有效處理，易導致后續(xù)事故處理復雜化。

2 連續(xù)管鉆井技術

2.1 剖面優(yōu)化設計與井眼軌跡控制

通過剖面優(yōu)化，解決連續(xù)管鉆進過程中軌跡與工具造斜能力不匹配的問題。調整連續(xù)管下部鉆具組合，消除全角變化率易超標的風險，降低全井段井眼軌跡的變化幅度，可有效降低摩阻扭矩，達到裸眼段全過程連續(xù)管鉆進的目的[6-8]。

2.1.1 剖面優(yōu)化

對原有的三維側鉆定向井剖面設計為：窗口-扭-增/降-穩(wěn)-靶點，五段制的常規(guī)剖面進行了適用性研究，依據平均曲率法，充分考慮連續(xù)管鉆進中全過程依靠螺桿鉆進的特點，結合地質要求，將剖面調整為：窗口-圓弧-靶點的三段制剖面，更有利于螺桿的選型及后續(xù)鉆井施工時的井眼軌跡控制(表1)。

表1 剖面優(yōu)化設計

2.1.2 井眼軌跡控制

優(yōu)化連續(xù)管下部鉆具組合，依據剖面設計定制了專用的無扶正器螺桿。鉆具組合：φ120.0 mm PDC+φ102.0 mm 0.5°單彎螺桿(無扶正器)+φ105.0 mm無磁鉆鋌(帶MWD)+φ95.0 mm液力換向器+φ73.0 mm加重鉆桿(5根)+φ95.0 mm連接器+φ73.0 mm連續(xù)管。將連續(xù)管底部鉆具組合總長從已有的155 m縮短至75 m，有效降低了定向器轉動過程的阻力，螺桿高邊調整更高效。選用的無扶正器、小彎度螺桿與設計剖面更匹配，減少了井眼軌跡的大幅度調整。

調整井斜較小井段(小于20°)方位，達到設計靶點方位后，控制工具面處于增斜鉆進至靶點。

2.2 工具選型配套

針對井斜增大后工具面調整困難，鉆進過程中托壓嚴重等問題，通過改進定向器，增大驅動扭矩，定制鉆頭等工具，可有效解決這些問題，能減少調整軌跡時頻繁起下鉆的次數，提高機械鉆速。實鉆過程中最快機械鉆速達16 m/h。

2.2.1 定向器改進

2口試驗井的井斜相對較大(超過35°)，通過改進工具結構，使其最大扭矩由600 N·m提升至800 N·m。簡化定向器以下鉆具組合：鉆頭+單彎螺桿+無磁鉆鋌，中間無任何轉換接頭，長度縮短至14 m，能進一步減少鉆具與井壁的接觸面積。總結定向器轉動及上提下放過程中螺桿高邊角度的變化規(guī)律，減少調整時活動鉆具次數，避免對井壁造成不必要的拉劃(表2)。

表2 定向器主要參數

2.2.2 定制專用螺桿、鉆頭

根據試驗井軌跡要求定制2種不同尺寸、4類不同彎度的無扶螺桿。通過現場試驗應用，優(yōu)選外徑φ102.0 mm，彎度分別為0.50°、0.75°的低速大扭螺桿，提高了與軌跡的適配性。增斜及扭方位井段工具面調整正常后，鉆進過程中僅需微調，無需頻繁改變軌跡走向，提速效果明顯。

定制連續(xù)管鉆井專用φ118.0 mm PDC鉆頭，采用個性化設計，使用聚晶金剛石保徑、中等密度布齒，主切削選用φ13.0 mm、非對稱5刀翼方案。現場應用過程中通過強化鉆井參數，可有效緩解托壓問題，平均機械鉆速達到4.2 m/h(圖1)。

圖1 定制鉆頭

2.2.3 配套液力推進器

液力推進器采用液壓傳遞作用力。泥漿流經工具內部及鉆頭后，在鉆頭水眼節(jié)流作用下，環(huán)空與水眼形成壓力差作用于液力推進器的活塞，從而形成向下的推力，將泥漿壓能轉化為鉆壓，推動鉆頭前進。底部鉆具組合：φ120.0 mmPDC+φ102.0 mm螺桿+φ105.0 mm無磁鉆鋌+φ95.0 mm液力推進器+φ73.0 mm加重鉆桿+φ95.0 mm連接器+φ73.0 mm鉆桿。液力推進器的使用過程中鉆壓控制在20 kN以內，可有效消除部分鉆柱與井筒的靜摩擦力，提高鉆進過程中鉆壓傳遞的有效性，減少底部鉆具與井眼之間的摩阻，降低了鉆具粘卡的風險。

2.2.4 使用φ38.0 mm MWD儀器

目前，長慶油田側鉆井小井眼軌跡控制普遍采用外徑φ48.0 mm MWD儀器。由于配套小井眼的無磁鉆鋌或無磁承壓鉆桿受自身強度所限，內徑均為56 mm左右，裝入儀器后，環(huán)空間隙小，循環(huán)壓耗高。側鉆用連續(xù)管自身長度均在3 000 m以上，地面循環(huán)壓耗高，如繼續(xù)采用常規(guī)儀器，不利于鉆井液循環(huán)和地面設備正常使用。使用φ38.0 mm MWD儀器，在現有條件下能有效擴展環(huán)空間隙。現場試驗過程中，相較于φ48.0 mm MWD儀器，同等條件下能降低循環(huán)泵壓2 MPa 以上。同等排量條件下可降低地面設備負荷，提高鉆井液循環(huán)效率。

2.3 鉆井液潤滑減阻技術

此次實驗的連續(xù)油管鉆井，鉆頭尺寸為φ118.0 mm，屬于小井眼定向井施工。井眼環(huán)空間隙小，鉆具柔性強，環(huán)空壓耗比大井眼大得多，能保持井壁穩(wěn)定，井徑規(guī)則，減少井下掉塊，保持環(huán)空暢通，較少阻卡。保持鉆井液潤滑性能優(yōu)良對小井眼鉆井尤為重要，為此采用了無土相低聚胺強抑制防塌鉆井體系。

(1)鉆井液中加入低聚胺以提高鉆井液抑制防塌性能。實驗表明，0.5%低聚胺的抑制性好于5%氯化鉀的抑制性(回收率評價)，能有效抑制黏土分散，與聚合物PAM、KPAM復配后，鉆井液的抑制防塌性和潤滑性明顯增強。

(2)采用無土相鉆井液體系，配合有機鹽甲酸鹽提高鉆井液密度，可有效減少固相含量，有利于鉆井液流變性控制和調整。鉆井液環(huán)空壓耗小，能保持較高的環(huán)空返速，減少巖屑床的程度，保持環(huán)空清潔，減少環(huán)空阻卡。

(3)加入封堵性納米乳液處理劑，保持薄而韌的泥餅，可降低鉆井液濾失性能，有利于井壁規(guī)則和儲層保護，提高封堵性能。配合潤滑劑可提高潤滑性，能有效降低摩阻系數。

2.4 卡鉆事故處理

持續(xù)鉆進過程中易出現卡鉆事故。考慮連續(xù)油管抗拉強度和作業(yè)機提升能力，不能大幅度活動鉆具，即使采取注入各類解卡劑，如不能得到有效活動，及時解卡，還會影響泥漿性能，導致井壁失穩(wěn)，使事故復雜化。應在確認卡鉆的第一時間內，使用連續(xù)管丟手接頭，投球開泵憋壓丟手，起出連續(xù)油管，使用常規(guī)鉆具與剩余鉆具對扣后，通過上體下放大幅活動鉆具，或采取注入解卡劑等方式解卡，可提高事故處理成功率。

3 現場應用及效果

2019年至今，在長慶油田相繼開展了4口井的連續(xù)管側鉆現場試驗，下面是其中2口井的試驗效果。

PCx-x井是長慶油田首口連續(xù)管側鉆井，也是國內首次試驗使用φ60.3 mm連續(xù)管側鉆完成的大斜度井。設計井深1 665 m，通過調整剖面設計、工具改進、底部鉆具組合優(yōu)化，實現了連續(xù)管鉆進412 m的目標，驗證了施工方案可行性及關鍵工具的可靠性，完鉆后井身質量合格。

在DCx-x井改進了試驗工具，進一步完善了施工方案，首次應用了國內首套連續(xù)管復合鉆機，極大地降低了作業(yè)強度，提升了連續(xù)管側鉆施工的安全性、可靠性。施工過程中，使用小尺寸MWD儀器、0.5°無扶螺桿、鉆井液潤滑減阻，實現了裸眼段全過程連續(xù)管鉆進，鉆進過程中無托壓、阻卡現象，完鉆井深2 123 m。完鉆后井身質量合格，后續(xù)作業(yè)順利。

圖2 DCx-x井試驗現場

4 結論

(1)自主研發(fā)的連續(xù)管鉆井關鍵工具及配套工藝技術，實現了φ118.0 mm井眼側鉆定向井施工。現場試驗進一步驗證了國產液動定向器、液力加壓器等連續(xù)管關鍵裝備的可靠性及可行性。

(2)連續(xù)管鉆井采用窗口+圓弧+靶點的三段制剖面設計，依據剖面設計選擇合理的下部鉆具組合，進一步提高鉆具組合與設計剖面的適配性，提高作業(yè)效率。

(3)根據現場螺桿使用情況，連續(xù)管適用1°及更小彎度螺桿，具體應該據軌跡需求做調整，同時應去除螺桿扶正器，加快井下可調彎度動力工具的研發(fā)。

(4)現場采用的無土相低聚胺強抑制防塌鉆井體系，在保持井壁穩(wěn)定，井徑規(guī)則，抑制防塌方面都顯示了不錯的效果。但鑒于連續(xù)管鉆井的特殊性，后續(xù)還應提高其潤滑性能和攜砂性能，保障連續(xù)管鉆井施工的安全快速。