江蘇油田套管開窗側(cè)鉆井“一趟鉆”技術(shù)

楊雪山，蔡多卓，竇正道，魏秀乾，張?chǎng)?/p>

1.中國(guó)石化江蘇油田石油工程技術(shù)研究院（江蘇 揚(yáng)州 225009）

2.中國(guó)石化江蘇油田礦業(yè)開發(fā)有限公司（江蘇 揚(yáng)州 225009）

3.中國(guó)石化江蘇油田工程技術(shù)中心（江蘇 揚(yáng)州 225009）

0 引言

油田生產(chǎn)過(guò)程中，由于套管損壞、產(chǎn)油量低等因素導(dǎo)致油氣井無(wú)法正常生產(chǎn)，在老井套管中開窗側(cè)鉆，可以利用老井的部分套管和地面采輸設(shè)施，減少征地難度，挖掘井間剩余油，讓套損井和報(bào)廢井起死回生[1-4]，具有投資少、見(jiàn)效快等優(yōu)點(diǎn)，已成為許多油田老區(qū)挖潛和提高最終采收率的重要手段。

近年來(lái)，江蘇油田老井開窗側(cè)鉆逐年增多，部署井?dāng)?shù)大幅增加，每年側(cè)鉆井在35 口左右，年累計(jì)增油量均在12 000 t 以上，為油田穩(wěn)產(chǎn)發(fā)揮著舉足輕重的作用。與常規(guī)鉆井相比，套管開窗側(cè)鉆井由于受小井眼條件限制，以及設(shè)備、工具和工藝等因素影響，存在機(jī)械鉆速低、施工周期長(zhǎng)等問(wèn)題。據(jù)統(tǒng)計(jì)，2021 年江蘇油田側(cè)鉆井完鉆39 口，平均井深2 199 m，平均裸眼長(zhǎng)度700 m，機(jī)械鉆速僅2.32 m/h，鉆井周期長(zhǎng)達(dá)22.71天。

“一趟鉆”技術(shù)是鉆井提速提效的有效手段[5-6]，探索“一趟鉆”應(yīng)用于套管開窗側(cè)鉆井，對(duì)于江蘇油田大幅度提高側(cè)鉆井的機(jī)械鉆速、縮短鉆井周期，具有十分重要的意義。為此，江蘇油田對(duì)套管開窗側(cè)鉆井進(jìn)行了“一趟鉆”技術(shù)攻關(guān)，開展鉆頭改型、螺桿優(yōu)化設(shè)計(jì)、強(qiáng)化鉆進(jìn)參數(shù)和井眼軌跡控制等方面的研究，實(shí)現(xiàn)了套管開窗側(cè)鉆井一趟鉆完鉆，取得了明顯的提速效果。

1 技術(shù)現(xiàn)狀與難點(diǎn)分析

1.1 機(jī)械鉆速低

目前江蘇油田側(cè)鉆井井眼尺寸為Φ118 mm，鉆頭可選類型少，主要采用GYD517 和YC437 兩種單牙輪鉆頭，單牙輪鉆頭直徑小，軸承及牙掌強(qiáng)度低，其次是牙齒短及水力能量低。通過(guò)現(xiàn)場(chǎng)使用情況，單牙輪鉆頭與PDC 鉆頭相比，鉆速正常要低15%左右。2021年江蘇油田側(cè)鉆井完鉆39口，平均裸眼長(zhǎng)度700 m，機(jī)械鉆速2.32 m/h，以此機(jī)械鉆速計(jì)算700 m 裸眼段純鉆時(shí)間將超過(guò)300 h，而井下工具儀器壽命難以達(dá)到300 h 以上。要實(shí)現(xiàn)700 m 裸眼段“一趟鉆”，需要將純鉆時(shí)間降到200 h 以內(nèi)，這就要求平均機(jī)械鉆速達(dá)到3.5 m/h以上。

1.2 井下工具使用壽命短

江蘇油田側(cè)鉆井常用Φ118 mm 單牙輪+Φ95 mm 單彎螺桿+MWD 鉆具組合，單牙輪鉆頭的使用壽命100 h 左右，單彎螺桿鉆具的使用壽命100～120 h，MWD 定向儀的電池使用壽命為270～300 h。根據(jù)2019—2021 年側(cè)鉆井統(tǒng)計(jì)分析，單趟鉆具平均使用壽命約96 h，螺桿、鉆頭工作壽命距離實(shí)現(xiàn)“一趟鉆”所需的200 h 以上還有較大差距。

1.3 滑動(dòng)鉆井速度慢、效率低

江蘇油田至今所鉆側(cè)鉆井均為定向井，普遍采用三維軌道設(shè)計(jì)，最大井斜30°～45°，扭方位30°～60°，由于井眼小，所使用的鉆具剛性低、柔性大、抗彎曲變形能力差，井斜和方位的漂移規(guī)律難以掌握，軌跡調(diào)整與控制是每口側(cè)鉆井施工的難點(diǎn)之一?；瑒?dòng)鉆井反扭轉(zhuǎn)角不易準(zhǔn)確估算，工具面角很難擺到位，同時(shí)對(duì)鉆井參數(shù)較為敏感，鉆壓增大對(duì)井斜、方位變化影響較大；鉆壓太小，導(dǎo)致機(jī)械鉆速低，根據(jù)統(tǒng)計(jì)，滑動(dòng)鉆進(jìn)時(shí)機(jī)械鉆速僅為復(fù)合鉆進(jìn)的50%，隨井深及井斜增大，滑動(dòng)鉆進(jìn)時(shí)機(jī)械鉆速降幅逐漸增大。

1.4 鉆頭易發(fā)生泥包

江蘇油田側(cè)鉆井典型井身結(jié)構(gòu)為斜井開窗側(cè)鉆、直井開窗側(cè)鉆，側(cè)鉆點(diǎn)斜深大部分在800～2 000 m，開窗點(diǎn)地層通常在三垛組及下部地層，實(shí)鉆表明，三垛組和戴南組地層易水化膨脹，阜寧組易垮塌，特別是阜四段灰黑色泥巖鉆頭易泥包，前期采用PDC 鉆頭的試驗(yàn)井，因泥包導(dǎo)致起鉆2～3 次，平均機(jī)械鉆速1.55 m/h，嚴(yán)重影響鉆井時(shí)效。

1.5 故障復(fù)雜頻發(fā)

隨著油田勘探開發(fā)的不斷深入，側(cè)鉆井施工難度也不斷增加，一方面表現(xiàn)在裸眼段長(zhǎng)度逐年增加，另一方面老油區(qū)長(zhǎng)期注水后導(dǎo)致地層壓力系統(tǒng)紊亂造成的溢流、垮塌、井漏等井下復(fù)雜，一旦出現(xiàn)復(fù)雜，不可避免會(huì)造成“一趟鉆”失敗。2021年某作業(yè)公司施工的15 口側(cè)鉆井中有4 口井發(fā)生溢流、垮塌等復(fù)雜，不得不起鉆更換鉆具。

2 側(cè)鉆井一趟鉆鉆井關(guān)鍵技術(shù)

為實(shí)現(xiàn)江蘇油田側(cè)鉆井一趟鉆完鉆，針對(duì)其鉆井技術(shù)難點(diǎn)，從鉆頭優(yōu)化設(shè)計(jì)、螺桿結(jié)構(gòu)優(yōu)化、鉆進(jìn)參數(shù)優(yōu)化、鉆具組合及井眼軌跡優(yōu)化等方面進(jìn)行了研究。

2.1 地層巖石可鉆性評(píng)價(jià)

江蘇油田側(cè)鉆井鉆遇的地層有三垛組、戴南組、阜寧組，巖性為泥巖、砂巖、砂泥巖互層。對(duì)地層可鉆性進(jìn)行分析，總體上地層可鉆性級(jí)值縱向上隨著井深的增加而增大，地層可鉆性屬于軟-中，可鉆性好（表1）。

表1 地層可鉆性分析表

2.2 高效PDC鉆頭

針對(duì)Φ118 mm 單牙輪鉆頭機(jī)械鉆速慢的問(wèn)題，首先確定選用使用壽命長(zhǎng)的PDC鉆頭代替單牙輪鉆頭。通過(guò)分析，側(cè)鉆井對(duì)PDC 鉆頭的主要技術(shù)需求有3個(gè)方面：①具有強(qiáng)攻擊性，能達(dá)到較高的機(jī)械鉆速，同時(shí)能夠高效排屑和預(yù)防卡鉆；②較優(yōu)的定向效果，滑動(dòng)鉆進(jìn)時(shí)工具面具有高穩(wěn)定性，能實(shí)現(xiàn)高造斜率，以滿足調(diào)整軌跡需要；③具有防泥包特性。

基于巖石可鉆性和地層特點(diǎn)，結(jié)合鉆頭模型模擬和現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用情況(表2)，對(duì)PDC 鉆頭進(jìn)行優(yōu)化設(shè)計(jì)，優(yōu)選出防泥包和工具面穩(wěn)定性好的三刀薄翼PDC鉆頭（圖1）。三刀薄翼PDC鉆頭優(yōu)勢(shì)如下：

圖1 三刀翼高效PDC鉆頭

表2 PDC鉆頭在現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用情況對(duì)比

1）強(qiáng)攻擊性。三刀翼PDC 鉆頭采用進(jìn)口高抗沖擊復(fù)合片X-57 齒、直徑13 mm，提高鉆頭攻擊性45%，鉆頭更加耐用；采用后排齒設(shè)計(jì)、漸變的后傾角和旁側(cè)角設(shè)計(jì)，提高切削效率，有利于提高機(jī)械鉆速。

2）防泥包設(shè)計(jì)。PDC 鉆頭采用3 個(gè)流道互相不干擾設(shè)計(jì)；流道的線性設(shè)計(jì)按照泥漿的最優(yōu)上返路徑來(lái)設(shè)計(jì)，避免了阻流效應(yīng)、回流干擾效應(yīng)和渦流效應(yīng)，高效排屑；各噴孔的內(nèi)端頭分別與分流區(qū)相通，各噴孔中分別安裝有自振空化噴嘴，進(jìn)一步提高排屑效率。

3）高工具面穩(wěn)定性。PDC鉆頭工具面穩(wěn)定性取決于鉆頭的反扭矩是否恒定，根據(jù)這一原理，采用鉆頭球面特性設(shè)計(jì)，鉆頭整個(gè)冠部到保徑部分是一個(gè)物理的球面形狀，這樣最大限度地增加了鉆頭的穩(wěn)定性；由于側(cè)鉆井鉆壓較低，一般1～2 t，針對(duì)低鉆壓工作特性，采用切削齒的物理露高2 mm。確保低鉆壓的情況下反扭矩恒定。

現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用表明，三刀薄翼PDC 鉆頭工具面穩(wěn)定，不易泥包，在Cma45-1 等井應(yīng)用，機(jī)械鉆速4.34 m/h，相比同區(qū)塊鄰井提速65%。

2.3 長(zhǎng)壽命大扭矩螺桿鉆具

為了實(shí)現(xiàn)側(cè)鉆一趟鉆鉆至完鉆井深，螺桿鉆具井下工作時(shí)間需要超過(guò)200 h，對(duì)于普通螺桿，已大大超過(guò)了性能的極限，其中最影響使用壽命的是萬(wàn)向軸總成。螺桿鉆具工作時(shí)，萬(wàn)向軸起到傳遞扭矩的作用，其抗扭性能必須十分出色，采用球型萬(wàn)向軸代替瓣式萬(wàn)向軸（圖2），提高了其承受軸向力的能力，延緩磨損速度；傳動(dòng)軸采用油密封，降低軸承組的磨損，提升輸出整體效率和延長(zhǎng)使用壽命；馬達(dá)定子采用高硬度、耐溫性175 ℃的橡膠制成。改進(jìn)和優(yōu)化后的螺桿鉆具，最大扭矩2 400 N·m，使用壽命超過(guò)400 h，相比常規(guī)螺桿最大扭矩提升103.9%，使用壽命提升233%（表3）。

圖2 長(zhǎng)壽命大扭矩螺桿

表3 95 mm長(zhǎng)壽命大扭矩螺桿與常規(guī)螺桿參數(shù)對(duì)比

2.4 低壓降鉆具組合優(yōu)選

相比常規(guī)井，套管開窗側(cè)鉆井由于井眼小、鉆具尺寸小和環(huán)空間隙小，造成鉆具內(nèi)的循環(huán)壓耗大，到達(dá)螺桿的鉆井液壓力減小，螺桿功率和鉆頭水力能力低，影響了鉆進(jìn)效率[3]。根據(jù)研究，管內(nèi)壓耗占循環(huán)壓耗的76.7%～83.1%，環(huán)空壓耗占16.9%～23.3%（圖3），明顯高于常規(guī)井眼。

圖3 不同排量下管內(nèi)壓耗和環(huán)空壓耗

通過(guò)采用非標(biāo)鉆桿、Φ38 mm 的無(wú)線MWD 定向儀，優(yōu)選出適合江蘇油田側(cè)鉆井的低壓降鉆具組合，既能降低循環(huán)壓耗，解決泵壓高的難題，又能加大循環(huán)排量，提高攜巖能力，清潔井眼，提高鉆井速度。

2.4.1 非標(biāo)鉆桿

結(jié)合現(xiàn)有常規(guī)側(cè)鉆井鉆桿管體的外徑為Φ73 mm，兩端接頭外徑為Φ105 mm，研究采用外徑Φ79.4 mm、內(nèi)徑Φ58.5 mm 的管體與小接箍Φ104 mm 組合的非標(biāo)鉆桿，增大了管內(nèi)空間，小接頭外徑處增加了環(huán)空空間，大內(nèi)徑大外徑管體降低了鉆具環(huán)空的循環(huán)壓耗。

通過(guò)計(jì)算分析，采用非標(biāo)鉆桿，相比常規(guī)鉆桿，循環(huán)壓耗降低2～4.1 MPa，排量越高，井深越深，循環(huán)壓耗降低越明顯（圖4、圖5）。

圖4 不同排量下非標(biāo)鉆桿與常規(guī)鉆桿循環(huán)壓耗對(duì)比

圖5 不同井深下非標(biāo)鉆桿與常規(guī)鉆桿循環(huán)壓耗對(duì)比

2.4.2 低壓降MWD定向儀

江蘇油田常規(guī)側(cè)鉆井鉆具組合采用Φ89 mm無(wú)磁鉆鋌與Φ48 mm 的有線MWD 定向儀組合，環(huán)空間隙僅為3 mm，環(huán)空壓耗大。引進(jìn)無(wú)線Φ38 mmMWD 定向儀，明顯小于有線MWD 定向儀的外徑，電池使用壽命為270～300 h。采用Φ89 mm 無(wú)磁鉆鋌與Φ38 mm 無(wú)線MWD 定向儀組合，增加定向工具與無(wú)磁鉆鋌之間的環(huán)空間隙，環(huán)空間隙擴(kuò)大到8 mm，降低循環(huán)壓耗0.5～1 MPa，對(duì)定向儀和設(shè)備損傷較小，提高了施工時(shí)效。

3 應(yīng)用效果

2022 年在Cma45-1 開展側(cè)鉆“一趟鉆”關(guān)鍵技術(shù)試驗(yàn)，Cma45-1 開窗點(diǎn)796 m，開窗點(diǎn)地層為三垛組，完鉆井深1 625 m，目的層戴一段，采用三刀薄翼PDC 鉆頭+長(zhǎng)壽命大扭矩螺桿+低壓降鉆具組合提速工藝，一趟鉆完成829 m 進(jìn)尺，鉆井周期8.13 天，機(jī)械鉆速4.34 m/h，一趟鉆鉆進(jìn)時(shí)間191 h，相比鄰井鉆井周期縮短40.7%，提速65%，一趟鉆鉆進(jìn)時(shí)間提高了98.9%。

后續(xù)在15口井進(jìn)行了推廣應(yīng)用，7口井實(shí)現(xiàn)“一趟鉆”完鉆，機(jī)械鉆速、井下儀器工具壽命明顯提高，平均機(jī)械鉆速3.58 m/h，鉆井周期11.94天，相比2021年側(cè)鉆井，提速54.3%，縮短鉆井周期90.2%?！耙惶算@”鉆井時(shí)間最長(zhǎng)達(dá)到315 h，單趟進(jìn)尺最高921 m，Czhen155最高日進(jìn)尺165 m，提速提效效果顯著（表4）。

表4 “一趟鉆”完鉆側(cè)鉆井指標(biāo)

同時(shí)，由于發(fā)生井漏、卡鉆造成Cmin 35-10、Cmin 20-15、Cwei23-8B 等井未能實(shí)現(xiàn)一趟鉆完鉆，需持續(xù)加強(qiáng)堵漏、井壁穩(wěn)定技術(shù)攻關(guān)。

4 結(jié)論

1）通過(guò)技術(shù)集成與創(chuàng)新，形成的“三刀翼改進(jìn)型PDC+長(zhǎng)壽命大扭矩螺桿+低壓降鉆具組合”提速工藝，保證了側(cè)鉆“一趟鉆”完鉆的實(shí)現(xiàn)。

2）側(cè)鉆“一趟鉆”技術(shù)顯著提升了江蘇油田側(cè)鉆井技術(shù)指標(biāo)與開發(fā)效益，具有重要推廣價(jià)值。

3）老區(qū)井漏、垮塌、溢流等鉆井復(fù)雜多，給側(cè)鉆一趟鉆成功實(shí)施帶來(lái)較大的影響，需持續(xù)加強(qiáng)技術(shù)攻關(guān)。

4）進(jìn)一步加強(qiáng)鉆頭優(yōu)化設(shè)計(jì)、側(cè)鉆一趟鉆鉆井技術(shù)的應(yīng)用研究。開展鉆頭與地層的適應(yīng)性研究，提高機(jī)械鉆速；探索一趟鉆鉆井過(guò)程中各地層的井斜變化規(guī)律，輔以更合理的鉆具組合，減少定向進(jìn)尺，提高鉆井速度。