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【技术】定向钻井技术新进展及发展趋势


中国石化石油工程技术研究院
 
    随着勘探开发的不断深入,定向钻井技术得到了快速发展,同时要求水平井水平段延伸更长、钻进速度更快和井筒更加光滑,以降低作业成本,实现油气资源的经济高效开发。目前,国外油田服务公司和油公司正在通过改进工具设计、提高工具性能和可靠性以及优化钻井作业模式等来提高定向钻井的质量和效率,在井下数据获取与传输、井眼轨迹控制技术、定向钻井配套技术和钻井作业管理等方面取得了诸多进展。及时、全面地了解和掌握国外定向钻井技术的现状和进展,把握其发展趋势,对调整和优化我国定向钻井技术的发展规划和科研方向、加快定向钻井技术的发展具有重要意义。
 
1 国外定向钻井技术现状
 
为提高定向钻井效率,降低成本,催生了一系列定向钻井新技术,使得定向井、水平井、大位移水平井、多分支井以及在一个井场钻多口水平井进行工厂开发作业模式广泛应用于油气田开发。
 
目前,普通定向井已经成为一种常规技术,水平井的应用比例逐年增加。美国由于水平井和分段压裂技术的进步引发的页岩气革命风潮继续在全球范围内产生影响,非常规资源开发和老油田挖潜继续推动水平井和定向井钻井工作量的增加。
 
大位移井在海洋油气开发中的应用纪录不断刷新。2008 年,卡塔尔马士基油公司在波斯湾海域所钻的BD -04 井作业周期36 d,侧深12 290 m,水平位移 10 900 m,垂深 1 040 m,水垂比 10. 48,是世界上水垂比最大的大位移井。2011 年,雪佛龙公司在俄罗斯萨哈林岛所钻的滩海大位移 OP -11井,利用快速钻井作业和一体化钻井技术提高了钻井作业效率,作业周期 60 d,完钻井深 12 345 m,垂深 1 784 m,水平位移 11 479 m,水垂比达到6. 43,是世界上水平位移最大的大位移井。2012年,该公司在萨哈林岛完成了 Z - 44 井的钻井作业,该井侧深为12 376 m,是世界上侧深最大的大位移水平井。
 
国外在多分支井钻井技术上实现了系列化和标准化,可满足不同油藏在开发过程中的需求,并在降低勘探开发成本及提高采收率等方面取得了很好的效果。国际上按照不同的程度及结构将多分支井分为 6 个等级,其中 6 级分支井技术以其压力完整性、液力封隔性和可选择性再进入的特点成为目前钻井前沿技术研究的热点。羽状井是多分支井中的一种形式 ( 1 ~2 级) ,广泛应用于美国煤层气的开采。美国 CDX 国际公司在阿尔科马盆地和阿拉巴契亚盆地中部应用羽状分支井技术,利用上、下分支同时开采2 层煤层,单井产气量高达14. 16 万m3,大大提高了煤层气单井产量和最终采收率。
 
通过采用丛式水平井钻井技术,在 1 个井场钻多口水平井,使得页岩气得到了高效开发。2002年,Devon 能源公司在 Barnett 地层钻第1 口非常规页岩气井,采用了水平井钻井和滑水压裂技术。
 
2005 年,该公司在 Barnett 页岩气区的钻井周期为28 ~ 30 d,水平段长 900 m,侧深 3 000 m。目前,所钻水平井更为复杂,侧深在 3 600 ~3 900 m,造斜段 + 水平段长 3 000 m 的井,利用可移动钻机最快可在 8 d 完钻。目前,在 Barnett 和 Marcellus 区块平均钻井周期为 12 d,Woodford 区块为 15 d,Eagle Ford 页岩区块为 17 d。
 
随着勘探开发转向深水、更复杂地层和非常规油气藏,需要创新的解决方案,更大的垂深、更长的位移及更多的分支,促使定向钻井技术朝着全新的方向发展。
 
2 定向钻井技术新进展
 
2. 1 井下数据测量与传输
 
2. 1. 1 Periscope HD 多层边界随钻探测技术
 
斯伦贝谢公司的 Periscope HD 多层边界随钻探测技术采用电磁测量技术进行地质导向,能准确探测地层和流体边界位置,提供方位伽马、多层电阻率、深方位成像和随钻环空压力等关键参数。该技术径向探测范围 6 m,能识别井眼轨迹上部和下部的地层特性,与传统的上、下定向控制相比,能够评价地层倾角,增强了左-右导向能力,在复杂地层中保持井眼在储层中最佳位置钻进。在 Pyrenees油田的一口井中,为实现储层接触面积最大化,井眼轨道设计在上边界3 m 以内,邻井数据显示,储层含一系列不整合面和尖灭,导致上覆页岩和砂岩层系不规则,采用该技术实现了井眼 100% 在距上覆岩层 3 m 内的储层中钻进,同时连续探测岩层结构。
 
当前的深探测地质导向电阻率仪器径向探测深度为 5 ~7 m。Schlumberger 正在研发探测深度达到井眼外 30 m 的新型超深探测方位敏感电磁波电阻率 LWD 仪器,样机正在进行现场试验。
 
2. 1. 2 iPZIG 近钻头随钻测井技术
 
斯伦贝谢公司的 iPZIG 近钻头随钻测井技术采用具有近钻头井斜和伽马成像功能的定向工具,以提高地面的导向能力。该工具由 2 个短节组成,使井斜和伽马射线成像传感器与钻井液马达分开,马达和短节可以单独使用,可降低钻井成本,并延长其使用寿命。下短节具有信息收发功能,内部安装有传感器、电池和电子元件等,具有伽马射线成像功能,同时具有传统的动态井斜、方位、转速和温度测量功能,通过钻井液传输电磁波信号到上短。上短节与 MWD 保持实时数据连接,把近钻头测量数据通过钻井液脉冲信号传输到地面。
 
iPZIG 的传感器距离钻头更近,近钻头伽马在钻头上方 0. 6 m,近钻头井斜在钻头上方 1. 0 m处,缩短了信号反应时间,数据传输速度快。根据传感器发送的储层岩性、井斜和方位数据,地面工作人员可以实时调整轨迹,从而最大限度地延长储层段有效进尺,使轨迹控制更加精确。
 
2. 1. 3 MicroScope HD 随钻成像技术
 
精确掌握常规油气藏或碳酸盐油气藏的裂缝网络对于避免钻井事故,提高油气产量至关重要。斯伦贝谢开发的 MicroScope HD 随钻成像技术能够提供实时、高质量的地层成像,包括裂缝网络、连通性和孔隙度,以评价油藏和优化完井设计,分辨率达到 1 cm。MicroScope HD 随钻成像系统已经在中东、欧洲、非洲以及北美的非常规气藏进行试验,并已完成 45 趟钻,证明系统在碳酸盐、砂岩及非常规油气藏中导电钻井液环境下的工作可靠性高。
 
2. 1. 4 MWD / LWD
 
在过去的 10 ~ 15 a,MWD/LWD 的性能得到了极大提升,特别是电子元器件的耐温已经突破175 ℃ 。哈里伯顿公司的 UltraHT - 230TMMWD /LWD Sensors 耐温 230 ℃ ,耐 压 207 MPa。目前MWD / LWD 工具电池的使用时间达到 400 h 以上,而之前的系统只能用120 h。在未来5 ~10 a,整体耐温性能和工作时间还将大幅提升。
 
2. 1. 5 智能钻杆
 
智能钻杆为 MWD/LWD 提供了高速通道,能获得井下实时数据,实现双向通信,传输速率达到57 600 Bit / s。由于作业成本较高,目前智能钻杆主要应用于海洋钻井,但未来在陆上具有挑战性的钻井施工中,也将会应用智能钻杆。2013 年 12月,NOV 钻井自动化系统配合 IntelliServ 有缆钻杆在 Eagleford 页岩气区进行了现场应用。智能钻杆未来的发展趋势: ①沿钻杆柱安装多个传感器,测量钻柱的振动、应力-应变和井径等; ②利用钻井控制系统应对井下不利条件,包括振动、井壁坍塌和井眼净化等,实现钻井的自动化。
 
2. 2 井眼轨迹控制技术
 
2. 2. 1 旋转导向系统
 
旋转导向技术的不断创新,使得高效率钻轨迹更复杂的井成为可能,对推动海油陆采和非常规油气开发起到了关键作用。
 
( 1) Power Drive Archer 旋转导向系统。斯伦贝谢公司的 Power Drive Archer 系统是一种推靠式和指向式相结合的混合型旋转导向系统。该系统 4个钻井液控制的活塞推靠在铰接式圆柱形导向套筒内部,然后通过万向节连接枢轴把钻头导向所需的方向。同时,位于万向节上方的 4 个外部套筒扶正器刀翼一旦接触到裸眼井壁,就会为钻头提供侧向力,使得井下系统可执行与推靠式系统类似的作业,如图 1 所示。目前,该系统的最小直径可达120. 65 mm ( 4 3/4 in) ,应用井眼范围在 149. 23 ~222. 25 mm 之间,每 100 m 最大造斜率可达 18°,可实现小井眼高造斜率三维钻井。
 
( 2) Power Drive Orbit 旋转导向系统。斯伦贝谢公司的 Power Drive Orbit 系统是一种具有高可靠性的推靠式旋转导向系统。该系统采用新一代导向板设计来提高钻井效率和增强井眼轨迹的控制能力,在恶劣的井下环境下具有较高的可靠性、稳定性和有效性。系统能实现 1 趟钻完成 1 个开次的钻进,减少了起下钻数量,降低了粘滑风险,提高了井眼净化能力。主要特征: ①导向板采用金属与金属密封,以应对腐蚀性钻井液和恶劣的井下条件; ②克服了传统旋转导向系统转速 220 r/min 的限制,转速可达到 350 r/min,具有更高的机械钻速和粘滑控制能力; ③可在 6 个方向上连续测量井斜和方位,精确测量井眼位置; ④具有自导向能力,在闭环系统中能通过自动调节来控制井眼轨迹,提高井眼质量; ⑤采用伽马射线测量井眼轨迹周围数据,能够进行实时决策; ⑥通过 2 种方式实现双向通信,一是采用传统的改变流量来实现,二是利用钻铤转速来控制。通过流量改变方式传送指令降低了高粘滑和高扭矩的影响,通过钻铤转速控制降低了钻井泵反应滞后的影响。
 
( 3) AutoTrak Curve 旋转导向系统。AutoTrak Curve 高造斜率旋转导向系统在传统旋转导向系统的基础上对导向力学、水力学和导向板进行重新设计,导向板能适应从软到硬以及研磨性等各种地层。为适应高的井眼曲率,BHA 具有更强的柔性。系统配备了 MWD,能保证井眼轨迹的精确控制,同时推荐该系统与贝克休斯钻头配合使用,每 30 m 造斜率可达 15°。自 2012 年商业化应用以来,进尺已达 30万m。
 
( 4) 威德福新型旋转导向系统。威德福公司优化了其指向式旋转导向系统 Revolution,该系统为复杂地层极端环境而设计,在 BHA 几何学和内部元件上做了一些改进,优化后的旋转导向钻铤尺寸为241. 30 mm ( 9.5 in) ,理论造斜率每30 m 达到 16°,工具的传感器安装在钻头附近,能提供可靠的数据。
 
( 5) SureTrak 导向尾管钻井技术。为解决衰竭油藏、膨胀性泥页岩层段可钻性差和井壁稳定性的问题,贝壳休斯公司研发了 SureTrak 导向尾管钻井系统,如图 2 所示。该系统是一种全功能定向套管钻井组合,包括 AutoTrak RSS 和 LWD/MWD,能一次性钻穿复杂井段,实时评价地层,并将下部钻具组合起出,坐封尾管固井,显著缩短复杂井段钻完井的时间。目前,可以直接利用导向尾管钻井系统 1 趟钻完成钻井、固井和下封隔器,解决了定向钻井和水平井钻井的井眼问题。
 
2. 2. 2 钻井液马达
 
( 1) MotarySteerable 定向转速控制技术。威德福公司的 MotarySteerable 定向转速控制技术 ( Tar-geted bit speed,TBS) 综合了容积式马达和旋转导向系统的特点,性能优于前者,成本低于后者,填补了两者之间的空白。该技术由容积式马达和随钻测量系统组成,利用 MWD 正脉冲遥测装置在钻柱内产生的压力波动来实现容积式马达周期性的流量控制。当需要增大井斜时,压力脉冲装置产生压力波动,当钻头旋转到高边方位时,进入马达的波动流体体积增大,在该方位的机械钻速最高,钻头在该方位切削井壁岩石的体积最大; 当钻头旋转到井眼低边方位时,进入马达的波动流体体积变小,在该方位的机械钻速较低,钻头在该方位切削的岩石体积较小,使钻头在井眼各个方位切削的岩石不成比例,进而使井眼轨迹沿着钻头转速最高的方向。
 
该系统在旋转钻井的造斜率每 30 m 最高可达3°,当 TBS 技术造斜能力不能满足施工要求时,可转换到传统滑动钻进方式进行定向钻进,该过程不需要起下钻,节省了非钻进时间。
 
( 2) 新型钻井液马达。Nomac Drilling 公司的新型钻井液马达采用更短的钻头-弯头模型,实现更高的造斜率,造斜率每 30 m 能达到 10° ~ 12°。
 
在 Utica 盆地,钻井速度比常规钻井液马达快,与旋转导向系统相当。马达采用新的弹性体设计,如动力段采用硬质橡胶,具有更高的可靠性,并提高机械钻速。在金属材料方面也有一些进展,如锻造金属和钛合金材料,使得工具具有更长的寿命,防止井下失效等问题的发生,同时允许更高的转速。
 
NOV 的 Hemidril 等壁厚螺杆钻具采用等壁厚和动力筋技术,防止定子橡胶衬套产生不均匀变形而导致马达过早失效,延长了螺杆钻具寿命,耐温200 ℃。
 
2. 3 定向钻井配套技术
 
2. 3. 1 水力振荡器
 
通过产生轴向振动减小钻具与井壁间的摩擦力,与导向马达配合,防止钻压集中对工具面的控制,同时降低钻进过程中的粘滑振动来提高机械钻速和延长钻头寿命,可以增加定向井的钻探深度。
 
该工具不会对钻头和井下测量工具造成影响。目前,NOV 公司正在将该工具与顶驱旋转控制系统相结合,通过建立相关参数,配合自动钻井系统辅助定向钻井作业,可提高井眼轨迹控制能力。
 
2. 3. 2 高效定向 PDC 钻头
 
定向 PDC 钻头能提高旋转导向工具的性能,降低风险,快速钻达预定目标。斯伦贝谢的MDi515LBPX PDC 钻头 ( 见图 3 ) 采用与 LWD、高造斜率旋转导向工具一体化设计。通过 IDEAS软件平台分析了钻头、BHA、钻杆、井眼剖面、钻井参数和地质参数等可能对钻井导向性、机械钻速、稳定性和可靠性的影响,优化切削齿、布齿分布和水力设计等,以实现最高的机械钻速,其直径215. 90 mm ( 8.5 in) PDC 钻头采用 19 mm 的切削齿。
 
Salamander 能源公司在泰国湾的一口侧钻井中应用该技术,造斜段井眼尺寸 215. 90 mm,长度 1 000 m,水平段155. 58 mm,为避免提前产水,要求井筒尽量在储层上部钻进,并要求造斜段和水平段分别 1 趟钻完钻。最后,井眼轨迹保持在储层上部2 m 内钻进,同时降低了粘滑风险,并在软地层提高了井眼质量,井眼轨迹光滑,确保了后续完井管柱的下入。为适应页岩地层和 “造斜段 +水平段”1 趟钻需要,PDC 钻头应具有很好的导向性和耐磨性,有足够长的使用寿命,贝克休斯公司定制了一种 6 刀翼 PDC 钻头,如图 4 所示,应用表面抛光的大尺寸 PDC 复合片 ( 19 mm) ,并配置了辅助切削齿———表面抛光的 16 mm PDC 复合片,同时优化了钻井参数。
 
2. 4 定向钻井新模式
 
2. 4. 1 井工厂作业技术
 
井工厂作业是指在 1 个井场完成多口井的钻井、射孔、压裂、完井和生产,所有井筒采用批量化作业模式。工厂化作业模式利用快速移动式钻机对丛式井场的多口井进行批量钻完井,一种是批量钻完井后钻机移走,采用工厂化压裂模式进行压裂、投产; 另一种模式是以流水线的方式,实现边钻井、边压裂、边生产。截至 2011 年,美国超过78% 的页岩气井采用井工厂模式开发。2011 年,Devon 能源公司在一个井场钻了 36 口井,大大减小了占地面积。在 Horn River 页岩气区,作业者为提高页岩气开发经济性,通过井工厂开发模式,减少了 21% 的总作业成本。这些实例证实页岩气井工厂开发是一种有效的作业模式。
 
2. 4. 2 远程决策与控制技术
 
提高钻井作业效率的方式之一是远程控制。远程控制能够实现钻井参数的实时数据传输和远场控制,传输的数据包括排量、钻压、遇卡点和顶驱等参数。远程控制用来控制旋转导向、优化钻进速度和远程诊断,同时采用安全预警系统防止可能发生的井下事故。在远程控制中心能得到所有实时钻井数据,当井下发生问题时,所有专家交流讨论最优的解决方案,做出决策后发出作业指令,具有良好的协同环境。
 
斯伦贝谢公司最初的井工厂远程决策与控制中心由 4 人组成,包括定向井工程师、井工厂监督、钻井高级工程师和钻井工程师各 1 名,他们管理 3台钻机。井工厂监督是 3 台钻机所组成团队的领导,在钻机与控制中心之间巡视。定向井工程师通过优化地面和井下钻井参数 ( 钻压、扭矩、排量和压力) 来确保 3 台钻机按照设计的井眼轨道钻进。钻工与定向井工程师之间的信息交流采用电子通信设备。
 
3 发展趋势
 
全球油气勘探开发正从常规油气藏向低渗透和非常规油气藏发展,从陆上向海上发展,从浅层向深层、超深层发展。为提高单井产量、提高油气采收率和开发效益,水平井、多分支井和大位移井等定向钻井作业规模将不断加大,实现高质量、高效率和低成本的定向钻井作业将是未来发展的重点。
 
3. 1 工程和地质数据的随钻测量与实时获取
 
钻井数据的测量与实时获取是提高定向钻井水平的基础,特别是面对提高钻井延伸位移和高密度钻井的情况。高密度钻井需要在一个井场钻多口井,在一个区域钻成百上千口井,对井位进行精确定位,确保井间合理距离非常重要。
 
为获取深部地层信息及其准确性,提高数据传输速率,石油公司一直在努力提高其数据获取和传输技术。发展趋势是利用更尖端的 MWD/LWD 工具来获取实时地质信息,特别是易漏失地层,应了解地层孔隙压力,优化套管下放位置,降低钻井风险,以提高钻井效率。利用随钻地震和近钻头LWD 技术来预测钻头前方地层特性,保持井眼轨迹在储层中,实现地质导向钻井。智能钻杆以其高速的传输速度、高容量的传输能力,能使作业者实时获取井下信息,将是未来井下数据传输的主要方向之一。
 
3. 2 更加注重井眼质量和工具可靠性
 
技术进步使得定向钻井工作量大幅增长,井眼轨迹越来越复杂,同时业界对井眼质量和作业效率要求不断提高,反过来促进了定向钻井技术的发展。通过提高井眼质量和工具的可靠性,减少井下复杂事故和工具失效引起的非生产时间,使得“一趟钻”完成 1 个钻井开次成为可能。以旋转导向系统为代表的定向钻井技术在水平井的定向控制中收到了大幅提速的效果,降本效果显著,多家公司在原有技术基础上,通过一系列改进,提高了工具性能和造斜能力,使得大斜度水平井的二开“一趟钻”完钻成为可能。在旋转导向系统的基础上,又开发了可导向尾管钻井技术,1 趟钻完成钻井、下套管和固井作业,改变了以往的钻井作业模式。威德福公司根据钻井液马达的优点,与 MWD相结合,开发出的定向转速控制技术能发挥旋转导向工具的优点,同时降低作业成本。Nomac Drilling公司通过优化钻井液马达性能,提高了工具的性能和可靠性。
 
3. 3 井下工具及与钻机配套系统一体化设计
 
旋转导向系统、MWD/LWD 技术和定向 PDC钻头的进步在复杂钻井、大斜度井和水平井钻井中起主导作用。通过对导向工具、MWD/LWD 工具和破岩工具的一体化设计,对井下钻具组合进行优化,扩大了先进技术的适用范围,提高了钻井效率和施工能力,推动了定向钻井技术的发展。未来井下工具的一体化设计和 BHA 多部件的组合,结合更多实时数据可以实现定向钻进更好的方案。与此同时,井下工具与钻机配套系统的一体化设计也将大大减少井下事故,提高钻井效率。
 
3. 4 人工干预向自动化、智能化转变
 
自动化钻井分 4 个阶段,第 1 阶段是定向井工程师根据马达和钻井液脉冲上传的数据进行决策,具有滞后性。第 2 阶段是利用智能钻杆或电磁波、连续波等进行高速 MWD/LWD 数据的传输,使定向井工程师迅速做出决策。第 3 阶段是自动导向能力,将程序嵌入到钻机控制系统,上传的数据不需要经过定向井工程师决策,使得钻机实现更快、更精确的导向。在不久的将来,将达到第 4 阶段,定向井和地质工程师可以不在井场,从远程作业中心控制和管理多台钻机。目前,远程作业中心能够实现地质导向和监督井场作业,但不能直接控制井下工具,还需要定向井工程师人工干预控制井眼轨迹。最终的发展方向是将井眼轨迹的设计加载到钻机上,将工具放入井下,让钻机自动钻进。
 
4 结论与建议
 
( 1) 为提高定向钻井效率,降低作业成本,催生了一系列定向钻井新技术,使得水平井、大位移井、多分支井以及在 1 个井场钻多口水平井的井工厂作业模式广泛应用于油气田开发。
 
( 2) 通过提高 MWD/LWD 性能和采用智能钻杆等技术来实时获取更多高质量的井下工程和地质参数,结合相应的监测和控制手段,实现定向钻井的可视化和井下作业环境预测,为未来定向钻井的自动化奠定了基础。
 
( 3) 国外井眼轨迹控制系统在原有基础上不断创新,更加注重井眼质量和工具可靠性,以避免失效带来的重复起下钻和非生产时间延长,使得“一趟钻”完成 1 个开次的钻井成为可能,提高了井眼质量和作业效率。
 
( 4) 破岩工具未来的发展趋势是与导向工具、MWD / LWD 一体化设计,以及和 BHA 多部件的组合。同时破岩辅助工具与顶驱旋转控制系统相结合,通过施工参数优化,有利于提高定向控制能力和破岩效率。
 
( 5) 井工厂和远程监控与控制作业模式能减少现场作业人员数量,降低成本,提高质量和效率,为自动化钻井和油藏地质导向铺平了道路,未来将远程操纵钻机钻井,实现定向钻井的自动化。
 
( 6) 我国在高端定向钻井技术领域与国际先进水平相比还有较大差距,建议采用联合研发、合资合作及收购等方式加快高端工具和仪器的研发。同时,加大井工厂和远程监控与控制作业等模式的试验和推广力度,探索适合我国的高效钻井作业管理模式。
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