页岩油气钻机装备配套能力提升研究与认识

刘江涛 邹灵战 李忠明 韩 宇 刘 刚 郝力博 孙 麟

(1.北京康布尔石油技术发展有限公司 2.中国石油集团工程技术研究院有限公司3.中国石油集团川庆钻探工程有限公司新疆分公司 4.中国地质大学(北京)工程技术学院 5.中国石油新疆油田分公司 6.中国石油集团渤海钻探第三钻井工程分公司)

0 引 言

随着中国经济的发展，油气资源的需求大幅增加，但是国内油气产量增长受限，我国油气资源对外依存度越来越高。美国页岩革命的成功使其由油气资源进口国转变为油气资源净出口国。近年来中国持续加大页岩油气勘探开发力度，特别是2020—2022年，中国新增原油产量的72%为页岩油。新增天然气产量的30%为页岩气，页岩油气已经成为中国石油油气增储上产的重要力量。因此，大力推动页岩油气资源开发对于确保我国能源安全具有重要意义[1-2]。我国页岩油气资源丰富，具有很大开采潜力[3]，但是我国页岩油气与美国页岩油地质条件差异巨大，在开采过程中面临很多挑战，其中钻井周期长、工程成本高已经成为严重制约国内非常规油气资源快速规模上产的瓶颈问题[4-5]。国内提高水平井钻井效率的方法主要还是依托单项技术、单项工具或者装备能力的提升，这些无疑都很重要，但要想达到北美同等水平的钻井效率，在持续提升钻机装备单项能力和井下工具性能的基础上，必须对页岩油井钻机设备整体和钻井参数进行强化研究[6-7]。钻井参数强化是提速降本增效的重要抓手，而钻机装备配套能力提升是“强化钻井参数、提高钻井效率”的重要基础保障。

针对国内页岩油气“钻井周期长、工程成本高”的问题，首先对我国和北美主要区域页岩油气水平井钻井技术指标进行对比，明确了我国页岩油气钻井技术指标和钻井参数与北美相比存在差距，指出“强化钻井参数、提升钻机装备配套能力”是缩小差距的有效途径之一；随后，针对页岩油气钻机配套使用现状，以及钻机设备使用过程中出现的不适应“强化钻井参数、提高钻井效率”作业的突出问题，从钻机总体配套原则、钻机电控系统、钻井泵系统、钻井液系统、顶驱和其他设备方面对页岩油气钻机装备配套进行研究，形成系统的页岩油气钻机设备配套能力提升方案和技术要求，并应用于国内某页岩油钻井重点地区钻机能力评价和升级改造。研究旨在为页岩油气钻井参数强化和钻机装备升级提供借鉴，对提升我国页岩油气钻机装备配套能力，提高钻井效率，减少钻井时间具有现实指导意义。

1 国内外主要页岩油气产区钻井技术指标对比

1.1 北美页岩油气钻机装备配套及发展趋势

美国东北部的马塞勒斯(Marcellus)页岩区一直是美国最大的页岩气产区之一，其页岩油气井钻机装备配套参数见表1[8]。

表1 美国马塞勒斯页岩油气井钻机装备配套参数Table 1 Parameters of rig equipment for shale oil/gas well drilling in Marcellus，the US

由表1可知，从2006—2016年，钻井泵能力必须不断提升才能满足水平井水平段长度不断增加的需要。水平段长度增加的同时，作业效率也得到大幅提升。在尤蒂卡(Utica)页岩区，2017年完钻的Great Scott3H超级水平井，总井深 8 351.52 m，水平段长5 882.64 m，钻井周期18 d[9]。经验启示，钻机装备性能升级，不断提升绞车功率、钻井泵功率及承压能力、顶驱扭矩、钻机动力(柴油发电机组)，是页岩油气水平井钻井水平段不断增加的保障，也是钻井提速有效途径之一。

根据国内钻机分级配套标准，北美2016年以后的页岩油气钻机相当于国内5 000 m钻机，但配套的钻井泵能力却相当于国内8 000 m钻机的配套，这提供了一个很重要的钻机设备配套理念，即提升钻机动力、钻井泵功率和泵压以及顶驱功率和扭矩是水平井钻井提速、提效的关键基础保障。此外，增加泵压可提高环空流速，利于长水平段井眼的清洁，同时可为旋转导向工具提供额外的动力[10]。

随着页岩油气开发油气藏埋深不断加深、钻井水平段不断加长，提高钻机动力、钻井泵功率和泵压、顶驱功率和扭矩是提升页岩油气钻机装备配套能力和实现钻井作业提速提效的必然发展趋势。

1.2 国内外主要页岩油产区钻井技术指标

通过资料整理(北美)及现场调研(国内)，得到北美和国内主要页岩油产区钻井技术指标(见表2)。由表2可知：与北美Bakken、Eagle Ford组和二叠纪盆地Wolfcamp这3个重点页岩油产区钻井技术指标相比，除大庆古龙页岩油井外，国内主要页岩油气产区在储层埋深上具有埋深更深的特点，钻井开发具有更大难度；在钻井周期上，北美主要页岩油产区钻井周期为10～20 d，国内各页岩油产区钻井周期明显长于北美(除大庆古龙页岩油外)；水平段长度会影响页岩油的开采效率，北美页岩油产区水平段长度较长，Bakken产区水平段平均长度超过3 000 m，国内主要页岩油井水平段长度大部分短于2 500 m，与北美相比存在一定差距。

表2 北美和国内主要页岩油气产区钻井技术指标Table 2 Technical indicators of shale oil/gas well drilling in China and North America

另外，北美非常规油气开发较早，优快钻井技术已经非常成熟，水平段长度大于3 000 m的井已非常普遍，而且在2018年水平段长度纪录达到了6 340 m。钻井周期也在不断缩短，以二叠纪盆地为例，水平段长在3 000 m左右的井，二开设计钻井周期一般13～14 d，三开设计钻井周期一般21～22 d[10]，钻井效率明显高于国内绝大多数区域。

1.3 国内外主要页岩油气产区钻井参数

Range公司在美国马塞勒斯区块钻井施工中，采用高钻压、高转速、大排量钻井参数，将钻井泵额定压力由34.47 MPa增至51.71 MPa，平均钻压控制在120～200 kN，转速控制110～200 r/min，排量控制在33 L/s，泵压控制在35 MPa 左右，极大提高了钻井速度。钻井速度由2012年的79.25 m/d 提高到2018年的329.18 m/d，提高了315.38%[9]。

通过现场调研，国内主要页岩油气井钻井参数见表3。由表3可知，国内钻压、转速等参数与北美相比存在较大差距，排量、泵压与北美基本相当。但由1.1节和1.2节可知，国内主要页岩油气井钻井技术指标，特别是钻井周期和水平段长度，与北美存在明显差距。

虽然技术指标落后与油气藏埋深、储层物性等有关，但强化钻井参数、提高作业效率仍然是国内页岩油气钻井提速提效、赶超北美先进水平的有效途径之一。对标国内外好的做法，进一步强化钻井参数，如排量对标古龙页岩油、转速对标北美页岩油气(顶驱转速110～200 r/min)，借鉴北美钻机装备配套理念，强化提升国内钻机装备配套能力势在必行。

2 页岩油气钻机设备配套升级方案及技术要求

现场调研结果表明，现在国内承担页岩油气钻井作业的主流钻机为7 000 m钻机，其井架、底座承载能力以及绞车等设备的提升能力几乎满足现有所有页岩油气井作业需求。但随着钻井参数进一步强化、水平井水平段逐渐增加，钻机大排量、高转速、高泵压等方面的作业能力已不能适应页岩油气钻井“安全、高效、可靠”的需求，需要在7 000 m钻机基础上强化提升钻机装备配套能力。提升钻机设备配套能力主要从6个方面进行：钻机整体配套原则、钻机电控系统、钻机钻井泵系统、钻井液系统、顶驱和其他设备，最终形成满足页岩油气钻井参数强化作业需求的钻机设备配套提升方案和技术要求。

2.1 钻机整体配套原则

为满足页岩油气钻井“强化钻井参数、提高钻井效率”要求，钻机整体配套原则包括：①钻机应满足丛式井作业平移要求，推荐使用ZJ70D/ZJ70DB技术性能先进的电动钻机，建议配备井口管柱自动化装备。②钻机钻台高度应满足安装防喷器组及钻井液回流管的倾角要求(钻机底座钻台工作高度不低于9.0 m，转盘梁底面净空高度不低于7.5 m；部分井控要求高的地区，如川渝深层页岩气钻机，钻台工作高度不低于10.5 m，转盘梁底面净空高度不低于9.0 m)。③为保证钻进过程中井眼清洁问题，建议配备大功率、高泵压钻井泵。④配备大功率顶驱，即大扭矩、高转速顶驱。⑤钻机可以采用网电作为动力，降低动力消耗成本和满足国家“双碳战略”目标要求；网电应选用10或35 kV电压等级，变电为 600 V/400 V 为井场供电，通过无功补偿和滤波装置满足电网接入质量要求，但仍需配备至少3 600 kW/600 V柴油发电机组作为应急备用动力。

2.2 钻机电控系统

现国内从事页岩油气钻井的电动钻机电控系统一般为通用配置，如SCR和VFD系统，其传动控制能力限制了页岩油气钻机大功率、高泵压使用性能的发挥。主要表现为：主要电气设备配备容量不足，如断路器、变频器、SCR柜动力等过流能力不足，无功补偿及滤波系统容量小等；过度保护设置，如功率限制、过流限制等，致使钻机主要动力机功率只能发挥不到70%；使用年限较长的电控系统，因电气元器件老化、积灰等，在钻井泵大排量、高泵压以及绞车带载高速运行时，电控柜内电气元器件易出现发热甚至烧毁现象，实际使用时，只能限制钻井泵、绞车使用性能。为此，钻井参数进一步强化后，整体考虑钻机动力及电控系统动力配套，系统提升动力容量，保障钻机绞车、钻井泵等动力机使用性能的充分发挥。

2.3 钻机钻井泵系统

在国内页岩油气钻井过程中，实际采用的钻井参数大都比设计参数要高。目前国内页岩油气钻机主要配备的是1 193.12 kW、52 MPa的钻井泵，国内大多数页岩作业区域，上部大井眼尺寸井段大排量作业时(如大庆古龙页岩油二开、川渝页岩气三开ø311.1 mm井眼时)，实际钻井泵使用时已达到额定功率1 193.12 kW的90%以上(2台泵同时工作)，基本达到泵使用极限，难以满足进一步“强化钻井参数、提高作业效率”的需求，且依然存在井眼清洁不够的问题。因此，需要对钻井泵系统进行强化升级。此外，钻井泵系统配套及使用还存在一些具体问题：①柴油机驱动的钻井泵在实际使用过程中，泵冲的调节及获得较为稳定的钻井参数比较困难。②缸套、活塞和阀体总成等易损件更换频繁，升级改造的高压泵(由原35 MPa泵更换液力端升级成52 MPa的钻井泵)液缸等承压部件损坏故障频出，严重制约钻井泵的使用性能发挥。③部分钻井泵吸入管汇上未配备灌注泵系统，降低泵的吸入性能，影响易损件的使用寿命。针对上述问题，钻井泵能力提升方案是推荐使用电动五缸钻井泵。该泵具有以下优点：①大功率、大排量、高泵压；②压力波动小、排量更均匀；③流量调节范围更广；④易损件使用寿命长(易损件使用寿命提高30%以上)。

2.4 钻井液系统

页岩油气井钻进过程中，机械钻速快，有害固相含量会迅速增加(特别是水平段)，钻井液流变性能会变差，特别是终切高，泥饼虚厚。因此，加强对有害固相含量的控制非常有必要。目前，钻井液处理系统存在的问题主要有2点：①除砂器、除泥器(或除砂除泥一体机)实际钻井液处理量不足，达不到设计排量，固控设备处理量不足；②钻井液固控设备处理流程不满足标准及使用要求、固控设备使用时间不能保证，难以保障低密度固相含量和钻井液密度控制间的平衡。针对上述问题，钻井液处理系统参数强化方案从以下几方面进行：①钻井液岩屑处理推荐采用滚动式空气激振负压筛，在有效去除钻井液中的有害固相的同时，使后级的除砂器除泥器一体机和离心机保证充分的使用时间和性能发挥。②钻井液罐振动筛数量配备应为4个，充分保证在使用高目数筛布的情况下不存在跑浆现象(一开120～160目，二开160～200目，三开水平段不低于200目)。③配置大处理量(处理量至少240 m3/h)除砂器、除泥器和配高速(转速不低于3 000 r/min)及中速(转速不低于1 800 r/min)离心机各1台，按标准及钻井液处理要求，合理布置固控设备及其管汇流程，确保实现钻井液的分级、按顺序依次处理，实现重晶石回收。④为提高钻机自动化、改善工作环境、适应井控要求，建议配置钻井液快速自动加重系统。

2.5 顶驱

顶驱配备要求是在大功率、大扭矩、长时间高转速(120～150 r/min)条件下能稳定作业。钻具摩擦扭矩随水平段长度的增加而逐渐升高，需要配备大扭矩顶驱；在大位移和水平段，岩屑和钻具受重力作用会位于井筒底部。高流速区位于井眼上部，排量越大区域覆盖面积越大，对携岩越有利，但是如果顶驱转速达不到基本要求，那么沉积在井筒底部的岩屑就无法进入上部钻井液传送带，在这种情况下即使排量再大，岩屑也无法得到有效清除。为有效保障水平井钻井的井眼清洁，尤其是长水平段，需要增加顶驱转速。目前，国内顶驱使用转速一般为80～110 r/min，与北美转速110～200 r/min存在明显差距。顶驱能力提升方案是推荐使用DQ70BSD顶驱，该顶部驱动系统基于原有性能参数优化提升，最大钻井扭矩由50 kN·m提升至60 kN·m，最高转速由200 r/min提升至230 r/min；具备软扭矩技术、扭摆减阻技术，可有效解决黏滞卡钻、井下摩阻、井眼轨迹优化等工程作业难题。在高温、高压、高转速及油基钻井液工况下，顶驱配套的普通密封冲管损坏更换频繁，严重影响钻井作业效率和井下安全，成为真正的“卡脖子”问题。因此，配备机械密封冲管成为当然之选，该冲管采用端面密封(陶瓷和金属密封)，材料可承受120 ℃高温、52 MPa高压，满足耐高压、耐油、耐高温使用要求，带压运转使用时间1 000 h以上。

2.6 其他设备

为降低安全风险，提高钻井效率，减轻井队人员劳动强度，建议钻机配备管柱自动化处理和井口自动化操作设备。管柱自动化处理设备完成钻井管具从场地储存、移运到输送至钻台，接立柱以及完井后拆甩单根等功能，主要有液压钻杆盒、液压钻杆支架、动力猫道、钻台机械手、二层台机械手和液压吊卡等。井口自动化操作设备完成管具的井口自动化操作和上卸扣功能，主要有铁钻工、动力卡瓦、钻具螺纹油涂抹和钻井液防喷溅装置等设备。

3 钻机装备能力提升与应用

基于第二部分中形成的页岩油气钻机设备配套能力提升方案和技术要求，对国内某重点页岩油钻井地区钻机装备作业能力进行评价，并提出升级改造建议。该地区页岩油钻机共14部，基于形成的钻机装备能力提升方案，将14部钻机分为3级：A级，钻机性能参数及设备配套满足现有页岩油强化钻井参数需求，基本不需要做任何升级改造；B级，性能参数及设备配套基本满足现有工程设计钻井参数需求，但要进一步强化参数，还需进行部分设备配套能力升级；C级，钻机设备状况较为陈旧，为适应页岩油钻井，应该进行全面的设备配套能力升级。基于此分类标准，14部钻机中，4部为A级钻机，4部为B级钻机，6部为C级钻机。

以某C级钻机为例，该钻机在现场占比最高，为机械钻机或“电代油”钻机(即在ZJ70L链条传动钻机的基础上，2台动力柴油机更换成电机，保留1至2台原动力柴油机)。存在以下问题：①钻机动力传动。采用2台恒转速电机+调速型液力耦合器驱动并车厢的方式，技术性能差，既无法保障钻机提升、处理事故、钻井液小排量作业、调整优化钻井参数能力以及带载工况下启动、制动和调速的平稳性，也难以适应页岩油气大功率、高泵压钻井作业要求，更无法满足进一步强化钻井参数、钻井水平段长度不断增加的作业需求。②动力配备。未配备600 V的应急柴油发电机组。网电不能正常时，配备的电动机泵组无法工作，影响正常的钻进作业。③钻井泵。35 MPa的钻井泵不满足页岩油气高泵压使用要求，易损件更换频繁；未配灌注泵系统和滤清器，影响钻井泵的吸入性能。④固控设备。钻井液清洁器排量不够(只有90 m3/h)；钻井液固控设备没有得到充分使用，以使用振动筛为主，其他固控设备不用或少用。针对该钻机，基于形成的钻机装备能力方案和技术要求，提出的钻机升级改造建议为：①将动力传动方式升级为“交流变频电机+万向轴直驱并车厢”方式，采用交流变频器控制技术驱动；②配备3 600 kW以上的600 V柴油发电机组作为应急备用；③35 MPa的钻井泵更换为1 193.12 kW、52 MPa的钻井泵，并增配灌注泵；④钻井液清洁器更换为处理量更大的除砂除泥一体机；⑤顶驱普通密封冲管升级为机械密封冲管；⑥建议顶驱加装软扭矩和扭摆等软件系统；⑦为进一步满足强化钻井参数、钻井水平段长度不断增加的需求，建议3#泵组配套的钻井泵采用1 640.54 kW或功率更大五缸钻井泵。

4 结论及建议

(1)通过对比我国和北美主要页岩油产区钻井技术指标和钻井参数，明确了我国页岩油气钻井技术指标(钻井周期、水平段长度)和钻井参数(钻压、转速等)与北美相比存在明显差距，“强化钻井参数、提升钻机装备配套能力”是缩小差距的有效途径之一。

(2)随着页岩油气开发油气藏埋深不断加深、页岩油气井钻井水平段不断加长，提高钻机动力、钻井泵功率和泵压以及顶驱功率和扭矩是提升页岩油气钻机装备配套能力和实现钻井作业提速提效的必然发展趋势。

(3)国内承担页岩油气钻井作业的主流钻机为7 000 m钻机，随着钻井参数进一步强化、水平井水平段逐渐增加，钻机“大排量、高转速、高泵压”等方面的作业能力已不能适应页岩油气钻井“安全、高效、可靠”的需求，需要从钻机总体配套原则、电控系统、钻井泵系统、钻井液系统、顶驱和其他设备等6个方面提升钻机设备配套能力。

(4)建议目前从以下方面重点考虑提升国内页岩油气钻机装备配套能力：①配备1 640.54 kW或功率更大五缸钻井泵，满足进一步强化钻井参数、钻井水平段长度不断增加的需求。②加强钻机动力及传动系统整体配套。钻井参数进一步强化后，整体考虑钻机动力及电控系统动力配套，系统提升动力容量，保障钻机绞车、钻井泵等动力机使用性能的充分发挥。③推广使用寿命长的关键零部件。优选、推广使用口碑好、使用寿命长的关键零部件，如顶驱机械密封冲管，钻井泵易损件等。④配备功率更大的顶驱。加大顶驱功率，配备软扭矩技术、扭摆减阻技术等软件，提高使用性能。⑤机械或“电代油”钻机需要尽快升级。机械或“电代油”钻机(柴油机或电机+调速型液力耦合器驱动并车厢)技术性能差，应该以升级为全电动钻机为目标；但为控制钻机升级改造投资成本，充分利用原机械钻机设备，也可采用“交流变频电机+万向轴直驱并车厢”方式进行改造升级，但这样的钻机，一般不适应油气藏埋深较深、水平段较长的深层页岩油气井的钻井。