渤海油田探井非常规井眼防斜打快组合技术

刘宝生 杨进 刘小刚 杨保健 李凡 赵彦琦 杨翔骞

1. 中国石油大学（北京）石油工程学院； 2.中海石油（中国）有限公司天津分公司

采用小井眼井身结构可以大幅度降低钻井成本。已有学者对常规井眼的钻具组合防斜打直进行了大量的理论计算和数值模拟研究，也在小井眼钻具选择、固井技术等方面进行了论证，但对非常规井眼（Ø241.3 mm井眼）钻具组合在渤海地区防斜打直的研究并不多［1-5］。通过有限差分法对Ø241.3 mm井眼钻具组合进行受力计算分析和优化。

1 Ø241.3 mm井眼钻具组合优化

在使用成熟的Ø311.2 mm单稳钟摆螺杆复合钻具的基础上，设计了Ø241.3 mm井眼单稳钟摆螺杆复合钻具和双稳钟摆螺杆复合钻具。

常规探井结构一般为Ø508 mm或Ø609.6 mm导管、一开Ø444.5 mm井眼+（Ø339.7 mm套管）、二开Ø311.2 mm井眼（如图1所示）。非常规井身结构设计为Ø457.2 mm导管、一开Ø311.2 mm井眼+（Ø273 mm套管）、二开Ø241.3 mm井眼（如图2所示）。对比常规井身结构，Ø241.3 mm井眼井身结构从导管到各层套管的尺寸都进行了缩小。

图1 常规井身结构Fig. 1 Conventional wellbore structure

图2 非常规井身结构Fig. 2 Unconventional wellbore structure

在进行复合钻进时，钻压较小，钻头上部只有较短的钻柱受到轴向压力，钻具的防斜性能对轴向力分布比较敏感。螺杆泵的刚度较小，使钻头偏角对钻压比较敏感。应用有限差分法对Ø241.3 mm井眼钻具组合进行力学分析，强调了钻柱轴向力沿轴向的变化（图3）。将BHA按钻头、螺杆泵、钻铤、稳定器等不同组成部分，单独进行网格划分，对钻柱轴向力、侧向力等进行分段处理，提高计算精度。

图3 BHA受力分析示意图Fig. 3 A schematic diagram of the force analysis of BHA

考虑底部钻具钻压、自重、井斜、结构弯角等因素，钻头以上管柱变形基本计算微分方程如下［5］

式中，Y为钻柱偏离井眼中心距离，m；X为钻柱截面到钻头距离，m；EI为抗弯刚度，N/m；F0为钻压，MPa；N0为钻头侧向力，N；w为钻柱线质量，kg；α为井斜角，°；θ为结构弯角，°。

采用的差分式为

式中，h为步长。

差分式带入微分方程，得i个节点的差分方程

离散该方程得

约束条件： 钻头位移已知，弯矩为0；切点位移已知，转角已知，弯矩为0；稳定器位移已知，转角连续，弯矩连续。螺杆泵与钻铤过渡点位移连续，转角连续，弯矩连续。BHA上切点满足

求解矩阵

单稳定器钟摆钻具组合：Ø241.3 mm钻头+Ø177.8 mm钻铤+Ø241.3 mm稳定器+Ø177.8 mm。钻铤取井斜角为2°，改变钻压与稳定器位置，得到钻头侧向力结果如表1。

表1 单稳定向钻具组合钻头侧向力与稳定器位置关系Table 1 Relationship between lateral force of bit and bit position of stabilizer

Ø241.3 mm井眼单稳定器钻具组合由于钻具刚度较小，其降斜力对钻压和稳定器位置都比较敏感。稳定器与钻头距离一定时，钻压越大降斜力越小。施加100 kN和150 kN钻压时，稳定器位置越高降斜力越大。施加200 kN钻压，若稳定器距钻头小于24 m，稳定器位置越高，降斜力越大；稳定器距钻头距离大于24 m时，随稳定器位置变高，降斜力迅速下降。

单稳定器钻具组合的稳定器应该放在距钻头18 m以上位置，否则难以产生足够的降斜力将井斜控制在较小范围。而其距离不应超过21 m，否则难以保证在大钻压下产生足够降斜力。钻压在150 kN以下对降斜有利。结合稳定器以下钻铤与井壁接触等因素，推荐稳定器距钻头18 m。

分析双稳定器钟摆钻具组合：Ø241.3 mm钻头+Ø177.8 mm钻铤+Ø241.3 mm稳定器+Ø177.8 mm钻铤1根+Ø241.3 mm稳定器+Ø177.8 mm钻铤。取井斜角为2°，改变钻压与下稳定器位置，得到钻头侧向力结果如表2。

表2 双稳定向钻具组合钻头侧向力和稳定器位置关系Table 2 Relationship between lateral force of bistable bit and position response of drilling pressure and stabilizer

Ø241.3 mm井眼双稳定器钻具组合降斜力对稳定器位置的敏感程度受钻压大小的影响。施加100 kN钻压，稳定器距钻头距离越大，降斜力越大，但增大幅度很小。施加150 kN钻压，若稳定器距钻头距离小于18 m，降斜力小幅增大；大于18 m后，降斜力出现下降趋势。施加200 kN钻压，若稳定器距钻头距离小于18 m，降斜力基本不变；其距离大于18 m，降斜力出现下降趋势。Ø241.3 mm稳定器位置范围较宽，放在距钻头18 m左右，可在较大钻压范围内控制井斜。双稳定器防斜效果优于单稳定器。

为满足直井防斜打直的要求，通过调节钟摆钻具的稳定器位置达到较好的降斜或防斜效果。易斜地层建议使用降斜能力强的单稳钟摆钻具组合，情况较复杂地层建议使用双稳定器钟摆钻具组合。

2 Ø311.2 mm与Ø241.3 mm井眼机械钻速对比分析

Ø311.2 mm井眼井身结构在渤海已打的探井中实际机械钻速与计算得出的Ø241.3 mm井眼机械钻速进行对比（表3）。在500～2500 m，钻速对比如图4。Ø241.3 mm井眼相比于Ø311.2 mm井眼机械钻速提高约30%，在各井段机械钻速均超过Ø311.2 mm井眼。使用Ø241.3 mm井眼在渤海地区探井单井纯钻时间上则节约14 h以上。

表3 Ø241.3 mm钻头与Ø311.2 mm钻头的平均机械钻速对比Table 3 Comparison of average penetration rate between Ø241.3 mm bit and Ø311.2 mm drill bit

图4 Ø241.3 mm钻头与Ø311.2 mm钻头的钻速对比Fig. 4 Comparison of drill speed between Ø241.3 mm and Ø311.2 mm bit

3 Ø311.2 mm与Ø241.3 mm井眼井下复杂情况预测分析

Ø241.3 mm井眼所使用的Ø193.7 mm 套管，对扣、上扣、井口对中等操作速度以及下套管速度都比Ø311.2 mm井眼使用的Ø273 mm套管要快，有利于提高钻井效率。水力因素方面，Ø241.3 mm井眼相比于Ø311.2 mm井眼的减小，使得在达到相同环空返速条件下，Ø241.3 mm使用钻井泵的排量比Ø311.2 mm要小，对于相同泵而言，其负荷也相应较小；钻井泵泵速的降低，减少了易损件的磨损，也减少了修泵的辅助作业时间。钻Ø241.3 mm井眼所使用螺杆钻具和测量工具，比原Ø311.2 mm井眼使用的租金费用大为降低，Ø193.7 mm套管与Ø244.5 mm套管对比，费用减少37%。同时由于井下工具、钻头、扶正器尺寸的减小，减轻了工人的劳动强度，提高了操作效率。

4 结论

（1）通过建立非常规井眼的BHA二维模型控制方程，使用有限差分方法分析了Ø241.3 mm井眼钻具组合降斜能力随钻压和稳定器位置变化的规律，优化出合理的钻具组合。

（2）通过有限差分法建立BHA模型并求解了Ø241.3 mm井眼钻具组合降斜力。Ø241.3 mm井眼钻具组合稳定器（双稳组合的下稳定器）放在距钻头18 m左右，可以在较大钻压范围内控制井斜，双稳定器防斜效果优于单稳定器。

（3）Ø241.3 mm钻头机械钻速比Ø311.2 mm钻头钻速提高30%左右，在渤海地区探井单井极大地提高了钻井效率。Ø241.3 mm井眼复杂情况较少，减少了非钻井时间。