国内外PDC钻头新进展与发展趋势展望

PDC钻头近年来发展迅速。为了能够及时掌握PDC钻头的最新进展,系统梳理了国内外油气井用PDC钻头新进展,介绍了中国石油在新型钻头研发与应用方面的工作,进一步阐述了国内PDC钻头研发面临的形势与挑战,展望了油气井用PDC钻头发展新趋势。研究结果表明:在油气资源勘探向着万米深层进军的大背景下,仍然面临地层可钻性差导致钻头破岩效率低、砾石层引起钻头振动先期损坏、大尺寸井眼钻井周期长等严峻挑战,技术与材料革新型高效钻头、混合式钻头、自适应钻头等能够明显提高钻进效率延长钻头寿命;智慧钻头所能提供的丰富井下数据能够提高对于深部破岩机理、岩石物性的认知,对于进一步优化钻头结构、识别可能存在的油气储层等具有重要的意义。应积极借鉴和移植这些成果,尽早研发出适用于深部油气勘探或深地科学钻探等领域的高端耐用钻头。研究结果可为高端PDC钻头国产化、系列化工作和相关从业人员提供借鉴。

中国石油陆相页岩油钻井技术现状与发展建议

中-高成熟度页岩油是中国页岩油战略突破的重点领域,加强陆相页岩油勘探开发是保障国家能源供应安全的重要途径。详细介绍了中国石油天然气集团有限公司(简称中国石油)在鄂尔多斯、准噶尔和松辽等盆地页岩油钻井工程技术进展。包括大平台工厂化布井、水平井井身结构优化、分井段“一趟钻”、水平井高性能钻井液、一体化地质导向等关键技术。对标北美先进页岩油钻井技术,分析了国内页岩油钻井在布井方式与井身结构、地质工程一体化及导向技术、钻井提速配套技术、钻井液及固井配套技术等方面的差距和发展趋势。提出了持续推进大平台工厂化作业和优化井身结构、集成配套提速技术、加强地质工程一体化研究和加快新一代导向工具研发攻关等发展建议,以促进陆相页岩油钻井提速、降本、增效,引领页岩油革命工程目标实现。

七段式三维水平井井眼轨道设计方法

国内页岩油气储层埋深较大,传统的五段式三维水平井轨道难以满足优快钻井需求。鉴于此,提出了“垂直段−增斜段−稳斜段−扭方位段−稳斜段−增斜段−水平段”七段式三维水平井轨道,给出了与之对应的基本方程组(三元非线性方程组),将上述七段式三维轨道拆分至2个铅垂面和1个斜平面上,建立了与之等效的3个二元非线性方程组,降低了求解难度。实例分析表明,储层埋深较大的丛式三维水平井采用七段式轨道能够显著缩短三维扭方位段长,有助于降低井眼轨迹控制难度并提高钻井速度。该研究成果能够为丛式三维水平井轨道设计提供技术支持。

锥形PDC齿和常规PDC齿混合切削破岩试验研究

混合布齿PDC钻头在油田现场取得了较好的提速和进尺效果,但其设计过多依赖于设计者的经验,缺乏理论依据和室内试验数据支撑。为了优选锥形PDC齿与常规PDC齿混合布齿参数,进一步提高混合布齿PDC钻头在硬岩地层中的钻进性能,针对花岗岩地层设计并开展了锥形齿和常规齿混合切削试验,探究了同轨道切削顺序、切削齿高差和异轨道锥形齿间距、切削齿高差对破岩效果的影响规律。研究结果表明:对于同轨道混合切削,采用先锥形齿后常规齿的切削顺序可以使锥形齿和常规齿的破岩效率都达到最佳,获得最佳的整体破岩效果;对于异轨道混合切削,随着锥形齿间距的增加,切削力和破岩比能先减小后增大,而破岩体积先增大后减小;当锥形齿间距为18 mm时,切削力和破岩比能同时达到最小值,分别为4252 N和108 MPa,最优锥形齿间距为18 mm。所得结论可为适用于硬岩地层钻进的混合布齿PDC钻头设计提供指导。

吉木萨尔页岩油藏超长水平井水平段长度界限研究

页岩油气开发实践表明,较长的水平段有利于提高单井控制储量与经济效益。与美国相比,中国页岩油气埋藏深度相当,但水平井的水平段长度差距较大。优化钻井技术、提高水平井水平段长度已成为现阶段中国非常规油气藏水平井钻井技术难题之一。以吉木萨尔页岩油藏超长水平井为例,分析了制约水平段长度的关键因素,包括额定泵压、钻井液安全密度窗口、钻柱和套管屈曲等,推导了水平井管柱摩阻-扭矩计算模型。基于吉木萨尔页岩油藏JHW00421井地质条件和现有钻井设备工艺参数,优化了井眼轨迹与钻具组合,研究了避免钻柱与套管屈曲的技术条件,制订了水平段长度为3500 m的钻井技术方案,该井最终完钻井深为5830 m,水平段长度为3100 m,达到钻井方案设计要求。该项技术为页岩油藏超长水平井的实施提供了技术参考。

基于水泥环完整性分析的许用套管内压力解析计算方法

现有的油气井套管—水泥环—地层系统的应力分析模型可用于求解井筒系统应力分布及水泥环破坏条件,虽然对探讨水泥环完整性受套管内压力变化的影响起到了重要作用,但均未能给出许用套管内压力解析计算公式。为此,基于均匀水平地应力条件下的套管—水泥环—地层系统的应力分析解析模型,针对多种水泥环破坏形式,推导出了受其作用下的水泥环径向开裂、剪切破坏、胶结面剥离等破坏条件的许用套管内压力解析计算公式。研究结果表明:(1)按水泥环径向开裂和剪切破坏条件分别求出最大允许套管内压力,推荐采用二者中的较小值作为最大许用套管内压力;(2)按水泥环胶结面剥离条件求出最小允许套管内压力,推荐将其作为许用套管内压力。结论认为,套管内压力升高可能导致水泥环径向开裂和剪切破坏,套管内压力及温度降低可能导致水泥环胶结面剥离,应综合考虑水泥环破坏条件合理确定出最大和最小许用套管内压力。

井眼分离系数计算新方法

井眼分离系数是目前最常用的井眼交碰风险评价指标,但现有计算方法无法实现在三维空间中直接评价2个误差椭球的分离程度,导致井眼交碰风险评价结果难以满足防碰钻井要求。提出了一种全新的井眼分离系数计算方法,该方法通过同比例缩放2个误差椭球使之满足外切条件,与之对应的缩放系数即为井眼分离系数,实现了直接在三维空间中准确评价2个误差椭球的分离程度;推导出了井眼分离系数计算新方法对应的基本方程组(四元二次方程组),探讨了与之配套的数值求解方法及快速求解策略,使该方法在理论上和计算上均可行。井眼交碰实例分析表明,与其他井眼分离系数计算方法相比,新方法能够更好地指导井眼交碰风险评价工作,有助于准确定位危险井段,减少防碰施工工作量。

吉木萨尔页岩油水平井JHW00421井钻完井关键技术

JHW00421井是吉木萨尔油田第1口超长水平段页岩油水平井,设计水平段长度3027 m,面临钻进摩阻及扭矩大、井壁易失稳、井眼轨迹控制难度大、井眼清洁难度大、油层套管下入困难等诸多钻井难题。为攻克以上技术难题,开展了以下技术研究和现场实践:优化井身结构并将Ø244.5 mm技术套管下至A靶点以实现水平段专打;采用旋转导向工具对水平段轨迹进行精准控制并减小井眼曲折度;采用油水比85∶15的油基钻井液,降低长水平段井壁失稳风险、钻井管柱与井壁摩阻系数;基于水平井井筒清洁“传输带”理论,制定详细的井筒清洁技术方案以确保井筒“干净”;优选套管柱摩阻计算模型并合理选取摩阻系数,准确预测套管柱下入能力并优选下套管方案;采用多扶正器通井钻具组合、优化套管扶正器类型及安放位置以降低下套管阻力;采用油基冲洗型隔离液并优选注水泥参数来提高水平段固井质量。该井完钻井深5830 m,实际完成水平段长度达3100 m,水平段固井质量测井解释为优质,对今后同类超长水平段水平井设计和施工有借鉴和指导作用。

插针式水力振荡器的研制及应用

针对常规水力振荡器无法适应油基钻井液及井底高温环境的技术现状,进行了插针式纯金属水力振荡器的研究。分别模拟了滑套与滑套筒连通及闭合两种极限条件下的流场分布,分析了振荡活塞断面所受作用力的变化规律。研制的插针式水力振荡器在JHW058**井进行了现场试验,试验结果表明:该振荡器通过脉冲压力驱动花键心轴,产生高频低幅的振动冲击,将井底钻柱与井壁之间的静摩擦转换为动摩擦,大幅降低摩擦因数,保证了有效钻压的实时传递,可达到提速效果;没有定转子结构部件,机械加工简单,成本较低;其纯金属设计可满足油基钻井液环境下长寿命钻井技术要求,同时可适用在高温高压地层的钻井作业中。插针式水力振荡器的研制与应用可为我国页岩油气田低成本高效开发提供技术参考。

GCY-Ι型冲击螺杆钻井提速技术研究与试验

传统的振动冲击提速方式将水力转换为冲击振动力,增加钻头的破岩效果,但其是以牺牲井身质量来进行提速,无法满足既保证井身质量又能提高机械钻速的技术要求。鉴于此,开发了冲击螺杆钻井技术。冲击螺杆钻井技术是在常规螺杆钻具的基础上,结合冲击钻井技术的优势而形成的新型钻井提速技术。通过将螺杆钻具与冲击振动原理相结合,将钻压转换为冲击力,具有较高的冲击载荷,能够大幅提高钻头的破岩效率;同时由于振动冲击频率稳定,可有效保持钻头的平稳工作状态,对钻头起到了保护作用,延长了钻头的井下使用寿命。GCY-I型冲击螺杆钻井提速工具在现场试验中,共计进尺541 m,钻井周期比设计周期缩短了8.95 d,创该区块最快钻速、最短三开钻进周期记录。现场试验结果表明,冲击螺杆钻井提速技术既可大幅提高机械钻速,又能满足井身质量要求,应用前景广阔。

不规则井眼注水泥顶替过程数值模拟

不规则井眼顶替效率低是导致固井质量差的重要原因。基于水平集法建立两相顶替时的数学模型,借助ANSYS/FLUENT软件的二次开发功能,建立不规则井眼注水泥顶替过程的数值模拟方法,并以规则的"扩容腔"模型为例,分析影响不规则井眼顶替效率的因素和规律,为不规则井眼注水泥设计提供一种理论指导方法。研究结果表明,井径扩大段内不仅存在着"顶替死角",而且使下游产生不稳定顶替,从而导致注水泥顶替效率降低,且井径扩大率越大、扩大段长度越短,顶替效率越低;降低顶替速率、水泥浆稠度系数、流性指数,提高注水泥顶替时间,有助于提高不规则井段的注水泥顶替效率。

小斜度井段严重托压原因及对策分析

为了解决小斜度井段严重托压问题,分析了井壁出现台阶或斜坡的主要原因,建立了井壁有台阶时弯螺杆钻具的钻压传递规律分析模型,结合钻井实例模拟分析了钻压传递规律。分析结果表明:地层可钻性差异和钻进方式交替导致井壁有台阶、弯螺杆钻具稳定器陷入井壁及其前导角较大导致小斜度井段出现严重托压;减小井壁摩擦因数和弯螺杆钻具稳定器前导角可有效缓解小斜度井段托压问题。研究结果能够为弯螺杆钻具稳定器设计和小斜度井段定向钻进提供技术支持。

吉木萨尔页岩油水平井钻井技术实践

吉木萨尔页岩油3000m以浅部署的水平井水平段长度普遍在1000~2000m左右,井斜角近90°,增斜段、水平段地层钻进存在着钻压传递、井眼清洁、井壁稳定等技术难点,从井身结构优化、PDC钻头优选、“大功率螺杆+水力振荡器”协同提速导向、复合盐钻井液体系优化等方面入手,研究形成了吉木萨尔浅层页岩油水平井钻井关键技术。2019年应用该技术在吉木萨尔油田钻水平井22口,井身结构由“三开”变为“二开”,平均水平段长1538m,平均机械钻速8.81m/h,平均钻完井周期66.38d;与前期水平井相比,旋转导向工具占比由100%降至28%,平均水平段长增加291m,但平均钻完井周期仍缩短7.1d。实践表明,吉木萨尔页岩油水平井钻井技术有效缓解了页岩油水平井提速对进口旋转导向工具的依赖,满足了吉木萨尔页岩油效益开发的需求,也为国内页岩油水平井开发提供了借鉴。

新疆玛湖油田致密砾岩超长水平段水平井钻完井技术

新疆玛湖油田致密砾岩超长水平段水平井钻井存在着钻井摩阻扭矩大、井眼轨迹控制难度大、机械钻速低、井壁易失稳、完井套管下入困难等钻井难题。通过井身结构优化、轨迹设计与控制、个性化PDC钻头优选、高性能油基钻井液、韧性水泥研发、套管安全下入等技术手段,形成了新疆玛湖油田砾岩油藏超长水平段水平井钻完井技术。该技术在玛湖15井区玛湖029_H井进行了钻井实践,完成了3038 m超长水平段水平井钻井,下套管顺利,固井质量满足大型体积压裂要求,创造了玛湖油田最长水平段纪录,为玛湖油田后续超长水平段水平钻井积累了经验,也为国内其他地区超长水平段水平井钻井提供了借鉴。

吉木萨尔页岩油超长水平段水平井安全高效下套管技术

吉木萨尔油田属于典型的页岩油油藏,采用"水平井+体积压裂"开发方式。为了探索页岩油产能建设新模式,2019年在该油田开展了超长水平段水平井试验。其中,JHW00421井水平段长3 100.0 m,刷新了多项非常规油气水平井钻井纪录。为了降低超长水平段下套管难度和风险,对下套管技术方案做了诸多优化,主要包括套管柱下入能力预测分析、通井钻具组合设计、井筒清洁参数优选、套管扶正器选型与使用等。研究与实践表明,采用多扶正器通井钻具组合、较高的钻井液排量和钻柱转速能够提高通井和井筒清洁效果,为安全高效下套管创造条件;采用滚轮扶正器、整体式弹性扶正器并优化安装位置,能够有效降低长水平段下套管阻力。此外,若常规下套管技术难以满足要求时,建议采用漂浮下套管技术,慎用或不用"上提下冲操作"。该研究成果能够为超长水平段水平井钻完井设计与施工提供参考。