海上高抗扭?127 mm柔性鉆桿研制及應用

(中海油田服務股份有限公司，廣東 湛江 524057)

南海西部海域約有29個生產油氣田，其中20個為低滲油氣田，均已進入開發(fā)中后期，剩余可采油氣當量約5.0×107m3。目前國內外常規(guī)開采方式導致石油天然氣資源增產、穩(wěn)產愈加艱難，開發(fā)成本逐年升高。特別是南海西部烏石17-2區(qū)塊I期40口開發(fā)井井深都在3 000 m以上，通過叢式井開發(fā)，井眼軌跡復雜，常用的增產和產能釋放技術(水力壓裂、徑向水射流、深穿透補射孔、爆燃壓裂等)不能滿足深部低滲儲層挖潛需求。為進一步提高儲層連通性，增加單井產能，研制出適合海上作業(yè)的高強度柔性鉆桿，并結合導向控制技術在?177.8 mm大尺寸套管內開窗，通過窗口即可將曲率半徑控制在3～5 m并沿水平方向鉆進孔徑為?146 mm的井眼[1-3]。現場應用表明，高強度柔性鉆桿結合多分支套管開窗技術，能夠有效降低開發(fā)成本，提高老油田后續(xù)高效開發(fā)潛能。

1 柔性鉆桿結構及造斜原理

1.1 高強度?127mm柔性鉆桿結構

目前海上使用的柔性鉆桿是由若干采用萬向軸結構的柔性短節(jié)組成，可以實現三維轉動，并具有抗拉、抗壓、抗扭能力。內部為高強度密封件，可承受一定的泵壓和轉矩，使其與普通鉆桿使用方法幾乎相同。另外，為滿足海上高強度條件下的最短半徑造斜，設計的高造斜率鉆桿主要由球頭連桿、球座、柱鍵及相關密封組成(如圖1)。鉆桿兩端使用API標準螺紋相連，可以相互連成高造斜率的鉆桿柱，最長可達到10 m。

1—鉆桿內接頭；2—球座；3—螺紋蓋帽；4—柱鍵；5—本體；6密封圈；7—球頭連桿；8—鉆桿外接頭；A—柔性鉆桿短節(jié)。圖1 柔性鉆桿結構

柔性鉆桿的彎曲通過球座實現。球座有容納柱鍵的球狀腔體，可作為傳遞轉矩的軌道。柱鍵腰形槽沿球座延展方向弧形延展，其底面與軌道同向弧形延展，防止本體軸向位移。柔性鉆桿短節(jié)之間通過球頭連桿連接，并以密封圈形成密封面配合，轉矩通過柱鍵進行傳遞。球頭連桿末端與鉆桿外接頭螺紋進行連接，將高造斜率單元連接成串。

1.2 單節(jié)柔性鉆桿設計原理

單根柔性鉆桿相互連接，在不彎曲的情況下，能通過一定曲率半徑的井眼，以此可以確定在固定造斜率情況下，單根柔性鉆桿的長度[4-6]。假設曲率半徑為R；井眼內徑為d1；柔性鉆桿單節(jié)長度為L；柔性鉆桿和井眼的間隙為d2(如圖2)。

圖2 柔性鉆桿造斜原理二維幾何模型

由幾何關系可知：

(1)

通過幾何定圓法，可求出最大曲率半徑：

(2)

式中：L為單個柔性接頭的長度，m；α為柔性鉆桿的彎曲角度，(°)。

由式(2)可知，當曲率半徑一定時，柔性鉆桿單節(jié)長度和彎曲角度成正比關系，如圖3所示。通過理論計算可推出，當造斜率為16 (°)/m，柔性鉆桿最大彎曲角度為4.5 °時，單個柔性鉆桿的設計長度應為19.5 cm。

圖3 柔性鉆桿單節(jié)長度和彎曲角度關系

2 柔性鉆桿管柱力學分析

2.1 柔性鉆桿密封性能模擬

對柔性鉆桿內部進行力學模擬分析，其內部結構可簡化為3對接觸對：①球頭連桿球面與異形密封圈球面組成接觸對；②本體凹槽側面與異形密封圈側面組成接觸對；③本體凹槽內表面與異形密封圈外表面組成接觸對。如圖4所示。

圖4 柔性鉆桿內部密封性接觸模型

在試驗中，首先考慮約束本體所有自由度，通過強制位移來模擬異形密封圈的安裝；其次，在密封圈上施加內壓，模擬鉆桿內流體壓力；再在密封圈上施加外壓，模擬環(huán)空中流體壓力。經過初始壓縮、內外流體壓力的相互作用，密封圈達到了最終壓縮狀態(tài)，從而起到密封作用。

在內壓、外壓及壓縮率不變的情況下，密封面寬度分別為7.3、7.7、8.0、8.3和8.6 mm 5種工況下得到密封面接觸應力并繪制成曲線，如圖5所示。

圖5 接觸面弧長與接觸應力關系

從圖5可知，在相同的密封面寬度下，接觸應力呈兩端大中間小，且兩端接觸應力大于流體壓力。這樣可減少流體中的顆粒進入密封面，保證了密封面工作的可靠性。其次，密封圈最大應力出現在其內部，并靠近外壓一側，伴隨著壓縮率、密封面寬度及內外壓差的增大而增大。其最大應力為13.4 MPa，小于材料屈服強度21.7 MPa，滿足安全使用要求。

2.2 柔性鉆桿強度校核

為使柔性鉆桿在海上高強度條件下完成造斜及穩(wěn)斜鉆進，蘇義腦等采用鉸鏈式井下動力鉆桿力學分析得出，柔性鉆桿在鉆進過程中，不會因井斜角的變化而影響其造斜能力[7-8]。

針對海上油田常用的?177.8 mm套管(內徑?157.1 mm)，使用WellPlan軟件對井下鉆桿進行受力分析。模擬條件如下：曲率半徑3 m，窗口井眼直徑?146 mm，彎曲角度4.5°，柔性鉆桿外徑?127 mm，單節(jié)長度195 mm。結果如表1所示。

表1 造斜段和水平段模擬受力分析結果

通過表1分析結果及大量試驗數據可知，柔性鉆具在造斜段主要承受轉矩，軸向力和橫向力較小。在水平段鉆進時，轉矩和軸向力起主要作用，橫向力最小,鉆桿此時的載荷最大。因此以穩(wěn)斜鉆進工況對柔性單元的受力情況進行分析， 有限元分析如圖6～7所示。

圖6 球頭連桿及球座等效應力分布

圖7 柱鍵位移及等效應力分布

當柔性鉆桿承受20 kN·m轉矩時，球頭連桿的最大等效應力651.74 MPa，球座的最大等效應力為197.46 MPa，均小于42CrMo材料的屈服強度930 MPa，滿足安全要求。柱鍵的剪切強度(柱鍵主要是由剪切破壞，故考慮剪切應力對其的影響)，其在x，y平面內最大切應力為363.76 MPa，小于材料的剪切強度501 MPa，安全系數為1.4，滿足安全要求。

3 現場應用

3.1 定向井軌跡設計優(yōu)化

自2019年開始，南海西部油田先后進行了4口井共9個分支井作業(yè)，平均鉆井周期13.21 d，中靶率100%，造斜段曲率半徑2.89～3.37 m，平均造斜率16.21 (°)/m，平均進尺60.13 m。其中最大井眼曲率20.11 (°)/m，最短鉆井周期7 d。現以烏石區(qū)塊Ax井為例介紹現場施工情況。

烏石Ax井采用四開次井身結構，依次為?660.4 mm+?444.5 mm+?311.2 mm+?212.7 mm 井段，對應下入?508.0 mm+?339.7 mm+?244.5 mm+?177.8 mm 套管。為增加開采效率，主井眼設計為定向井，完鉆后該井在?177.8 mm套管內開窗，設計S1、S2 2個分支井，單個分支井的長度為60 m，目的層L2A的2個油組垂深相差10～15 m，巖性主要為細砂巖、灰色泥巖，分支井施工工藝設計如圖8。由于柔性鉆桿是利用內部結構使其在井底受力彎曲， 實現工具本身最大造斜率，所以鉆進過程中不能兼顧方位的變化。因此，在定向井軌跡設計上，只能以造斜為主要目標，分支井井眼軌跡設計為二維井[9-12]。

3.2 作業(yè)程序

1) 初始定向。在定向過程中，當井斜大于5°時，雖然套管內測斜數據由于磁干擾影響不準確，但是可以直接利用MWD重力工具面進行初始定位[13-15]。鉆具組合：?146 mm液壓坐掛器總成(坐掛器+斜向器)+斜向器丟手+變扣短節(jié)+旁通閥+MWD+浮閥(測斜座)+鉆桿。到達設計開窗深度后，上下活動鉆桿，釋放轉矩，開泵至MWD信號的低限排量循環(huán)出工具面，將工具面調整至設計工具面角±3°以內，再上下活動鉆桿至少2次，停泵，再次開泵確認工具面無誤后，憋壓坐掛斜向器，脫手。

2) 開窗及修窗。鉆具組合：?152 mm開窗銑錐+?127 mm柔性鉆桿+變扣短節(jié)+浮閥接頭+高抗扭加重鉆桿+震擊器+鉆桿。開窗銑錐到達斜向器頂部時，用醒目顏色油漆每0.20 m間隔標記

鉆桿深度位置。開窗的過程中先用低鉆壓、小轉速，在確認銑錐出窗后，可逐漸加大鉆壓。修窗時使用高轉速修窗，直至上提下放無阻掛為止。鉆井參數：鉆壓10～20 kN，排量20 L/s，轉速40～90 r/min；開窗及后續(xù)過程使用優(yōu)質的PRD自動破膠鉆完井液以保護儲層。

圖8 S1和S2分支井施工工藝設計

3) 造斜鉆進。鉆具組合：?146 mm造斜鉆頭+ ?127 mm柔性鉆桿(4.5 m)+變扣短節(jié)+浮閥接頭+高抗扭加重鉆桿+震擊器+鉆桿。超短半徑水平井造斜率除柔性鉆桿本身外，還由初始定向的斜向器斜面角度共同決定，本次使用的斜向器斜面角為26 (°)/m，斜面長0.6 m，可知鉆桿出窗口時已增斜13°左右。利用Compass軟件按16 (°)/m造斜率計算可知，S1、S2分支井眼出窗口后需鉆進1.94 m左右即可增斜至設計88°井斜角。鉆井參數：鉆壓15～30 kN，排量18 L/s，轉速40 r/min。

4) 穩(wěn)斜鉆進。鉆具組合：?146 mm水平鉆進鉆頭+ ?127 mm柔性鉆桿(80 m)+變扣短節(jié)+浮閥接頭+高抗扭加重鉆桿+震擊器+鉆桿。鉆井參數：鉆壓10～30 kN，排量18 L/s，轉速40 r/min。穩(wěn)斜鉆進由于沒有實時隨鉆測井資料，主要根據錄井返砂及氣測數據，并結合鉆時及轉矩大小判斷是否在油層中鉆進，如果鉆遇泥巖段超過 5 m，考慮到井下風險，應提前完鉆。

完鉆后，下入?127 mm柔性篩管，之后回收斜向器，轉入S2分支井作業(yè)。下篩管前，可下入測斜儀，驗證分支井眼軌跡。鉆具組合：?146 mm水平鉆進鉆頭+測斜儀+ ?127 mm柔性鉆桿(80 m)+變扣短節(jié)+高抗扭加重鉆桿+震擊器+鉆桿。補測S1、S2分支井實鉆軌跡數據如表2。

表2 S1和S2分支井完鉆軌跡數據

3.3 應用效果

從表2可以看出，烏石Ax井2個分支井實鉆軌跡和設計基本吻合，造斜率分別為15.81、16.57 (°)/m，且水平段穩(wěn)斜角變化都在1.5°以內，滿足工程要求。最終S1、S2分支井水平段分別鉆進63.17、65.07 m，油層鉆遇率高達98.73%，相當于在?146 mm井眼多鉆遇60 m以上油層，增加泄油面積近2倍。Ax井單井配產量從前期25 m3/d增至76 m3/d，為原來的3.04倍，不僅有效地提高了單井產量，還極大地降低了海上單井開發(fā)成本。

4 結論

1) 利用柔性鉆桿進行超短半徑水平井作業(yè)，周期短、成本低，對于海上低孔、低滲老油田二次挖潛具有極高意義。目前已逐漸形成一套適用于海上在?177.8 mm套管內開窗，窗口井眼直徑?146 mm，造斜率16 (°)/m，曲率半徑為3 m的鉆井技術。

2) 在軌跡設計上，超短半徑水平井由于曲率半徑短，局部狗腿度大，為降低井下風險，大多采用二維井身結構，以增斜為主要目標，造斜率由柔性鉆桿設計結構決定。在水平段鉆進過程中，由于沒有實時隨鉆測量，完全依賴鉆桿本身能力實現造斜及穩(wěn)斜鉆進，實鉆過程中軌跡存在不確定性。

3) 目前海上油氣勘探、開發(fā)，由于地理條件的限制，難度不斷加大，導致井眼軌跡更加復雜。在后續(xù)作業(yè)過程中，由于局部高造斜率，開窗點附近鉆具承受的磨阻轉矩較大，柔性鉆桿在材質及強度上還需進一步提升，以適應未來海上高強度作業(yè)。