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HESS+NOV自动化钻井系统 千锤百炼方成大器(二)

HESS+NOV自动化钻井系统 千锤百炼方成大器(二)

自动化钻井是现代钻井的最高水平,是一个多世纪以来全世界石油钻井界一直追求与奋斗的目标。实现钻井自动化要涉及很多方面,它是一个学科门类多、技术复杂的系统工程,目前人们所做的工作和完成的各项研究成果正在朝着实现钻井自动化的目标靠近。赫斯公司和NOV为进一步完善提升其自动钻井系统在现场进行了大量试验。

来自 | SPE
编译 | 周诗雨

DHAS系统在该地区的A、B、C、D区块进行了试验,并根据试验结果做出了改进,上期石油圈介绍了DHAS系统及其在A区块的试验改进情况(点击阅读),本期石油圈将继续介绍DHAS系统在C、D区块的试验及改进情况。

B区块

B区块有四口批量钻进井。基于原来区块的钻井表现,钻井队计划争取所有的直井段都一趟钻完。但司钻需要保证其自动操作能够扩展作业参数窗口,并可进一步提升ROP。两大主要的钻井限制因素:一个BHA的降斜趋势,二是对钻头的累积伤害。这就意味着配置BHA时需要进行工具面控制和中性转向,将井筒弯曲度降到最低,减小扭矩和阻力,这对油井来说是有利的。图8显示了4口井和每次测量作业的周期。

HESS+NOV自动化钻井系统 千锤百炼方成大器(二)

图8 B区块钻井时间与全区平均值对比

井6:采用了15根钻铤稳定BHA,但仍然出现了之前井中出现的降斜趋势。钻井人员还发现了新问题:滑动钻进过程中工具面很难控制。作业耗费了22个小时左右,其中包括从井眼中起出管柱清洗盐岩以及从7,360ft处开始扩孔的时间。因此,垂直井段花费的时间高于该地区的平均值。在垂直井段的第二次行程中,拿掉了稳定器。由于多次起下钻,造斜速率跟不上,因此斜井段总共起下了三次。这些问题并不是有线钻杆和DHAS带来的,但是这些浪费掉的时间让钻井总时间比该地区的平均值高出了48小时。这为提高项目的经济性带来了极大的困难。

井7:使用类似于井6中的BHA,但第一段垂直井段的BHA上安装了12根钻铤,并采用了一种不同形状的钻柱稳定器,有效避免了盐岩层中出现的问题。计划作业得以成功完成,并创造了该地区的一个新记录(1.5小时内钻完)。它比前三口井平均节省了31个小时。但是仍然存在与之类似的降斜趋势,还出现了滑动,表明存在相同的钻压转移问题,但ROP还是得到了很大程度的提高。斜井段采用了普通的2.38°弯头,一趟完成。该井耗费的总时间比该地区的平均值高0.2小时。

井8:BHA采用了光杆加重钻杆以及两个专用钻头,创造了目前为止直井段最快完钻记录。这口井的滑动长度大于前几口井,但ROP更高,缩短了总周期,斜井段一趟完成,总周期比油田的平均值少42小时。

井9:采用了类似井8的BHA,计划起下钻两次。直井段的钻进速度比前井更快。斜井段一趟完钻。总周期比油田平均值少47小时。

在B区块施工后期,井下仪器多次在滑动钻进和旋转钻进过程中捕获到钻压传递不良现象,如图9所示。

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图9 滑动钻进和旋转钻进时的钻压传递问题

图10所示为“钻井路线图”,其中的作业参数是基于A区块选取的。司钻可以将该路线图作为作业参数的比较点,每钻一口新井就产生一个ROP。从8号井开始,司钻控制台将显示从最优邻近井得出的表征关键钻井参数的“参考曲线”,作为评价当前井的基准。

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图10 A区块“钻井路线图”示例

破坏性振动导致井8钻头寿命缩短,在6,982ft处钻进作业被迫结束。在切线段进行参数检验时,钻遇Rierdon储层的已知薄层比预期的要早,井下遥感捕捉到了该信号,如图11所示。该地层过度在多口井中都可见,但在这里,参数图版测试中用了较高的旋转速度和钻压,结果导致了振动损害、行程缩短。因此不久后便对实验参数进行了修改,避免在已知钻井伤害处进行测试。

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图11 井8钻进时出现的横向振动损坏

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图12 直井段狗腿度(红)与倾角(绿)的对比,体现降斜趋势

图12描述了井中的降斜趋势,以及对B区块的井进行修正滑动作业的必要性。

由图13可知,井9在整个直井段的平均旋转钻速最佳,井7和井8高于井5。对比井7、8和9不同的滑动和旋转钻进表现可知,井7的滑动钻进时间是井9的两倍。全井段钻速是由每口井的滑动钻速决定的,井9最快。井9的滑动钻进长度最长,但是滑动钻速也是最高的。通过分析前几口井的数据,得出结论,纳入学习库中。数据分析显示,各个钻井作业中的标准管柱连接和提离/放钻头操作仍存在很大差异。得到的经验包括:连接作业标准化、使用钻井路线图、安装BHA稳定器、提离/放钻头操、划眼作业以及何时使用自动钻井系统等注意事项。

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图13 B区块滑动钻进和旋转钻进对比

自动化团队现在有两个限制性能提升的因素。直井段,上部钻进时的主要限制因素是存在降斜趋势,这需要滑动钻进对其进行矫正。斜井段,主要的限制因素是增斜速率不一致,有时需要多次起下钻才能完成计划的造斜作业。在直井段进行滑动钻进时,不同的BHA配置会给钻压传递带来新的问题,但是并不影响降斜趋势。斜井段所用的BHA在该井群中取得的效果不尽相同。钻井队仍然倾向于使用目前的配置,即2.38°可调节造斜工具+10根5in的加重钻杆。

C区块

C区块位于A区块和B区块的东侧内,有三口井。A、B区块中井的轨迹较为一致,与之不同,C区块中的井在切线段的轨迹形态差异很大。钻井队决定在C区块测试加3根、6根和9根钻铤的BHA,以找到最佳的钻铤数,从BHA开始有效缓解井下振动,减缓降斜趋势。图14所示为三口井测量作业的循环时间。

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图14 C区块钻井时间与全区平均值对比

井10:使用六根钻铤钻进,马达上方采用椭圆形稳定器平衡钻铤,但是仍然出现了降斜趋势。在距造斜点不足100ft处起出上述钻具组合,然后下入造斜工具合钻完剩下的直井段。前期,造斜钻具组合在造斜过程中发生失效,需要起下钻重新下入。完成整个井段所需的时间超出该区平均值12小时。

井11:按原计划起下钻两次完成钻进。BHA使用了九根钻铤,无钻柱稳定器。根据以往经验,将造斜组合马达弯头从2.38°换成了2.12°。该井一趟就完成了该段的钻进作业。整个过程比该地区的平均时间少用25个小时。

井12:使用三根钻铤,无管柱稳定器,两趟完成钻进作业。采用了与上井相同的造斜工具组合,一趟就完成了斜井段的钻进作业。整个作业时间比该地区的平均时间节约了19个小时。

到达井11造斜点前,采用2.38°的固定弯接头造斜工具钻完最后100ft的直井段,然后继续钻进8-3/4in的斜井段。在盐岩段,进行了大量的划眼作业。划眼作业产生了大幅横向振动(如图15和图16),导致钻头损坏,压迫了马达组件。这也导致到达造斜点后不久,马达就发生失效,必须进行起下钻作业。团队发现马达在斜井段的造斜率足够,但使用2.38°固定角度弯接头后相对减弱了划眼能力。因此,井12和井13降低了弯曲角度,采用了2.12°弯接头的马达,作业效果证明既能保证造斜速率,也不会降低划眼能力。

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图15 井11用2.38°的固定弯接头在盐岩层中划眼造成振动

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图16 C区块内斜井段钻井振动情况对比

井12的水平段首次计划使用4in的有线钻杆。通常运营商在水平段使用的管柱工具(如钻柱振动工具和划眼工具)并不是有线的,因此都需要重新配置,这样才能与井下钻具自动化系统中的其它部分兼容。

但这里并没有安装相关组件,因此系统性能可能会受到影响,但是这里关注的重点是如何利用现有的管柱尽可能优质地完成钻井作业。

作业时,钻井队发现传输出现问题,决定起出该工具。但并没有检查出问题出现的原因,只能重新下入有线钻杆,信号衰减仍然存在。最后决定继续水平段的钻进。如果网络一旦中断或断开,计划按照平时的做法使用无线钻杆钻进。这一计划在水平段的前6000ft的作业中取得了较好的效果。但是后期由于BHA很难从钻头获得钻压,因此BHA逐渐难以转动。

钻井队决定起出工具,更换新钻头。但更换新钻头后,对钻速或方向控制的影响很小。期间多次向井内泵入减阻剂,但也只能在短时间内起作用。随着工作的开展,情况逐渐变坏。最后,直井段和斜井段节约出来的时间也都被抵消掉。尽管如此,整口井的作业时间也比该区域的平均值少42个小时。

井12比井10的表现要好,但比井11多用了6个小时。从该井获得的经验是,如果没有钻柱振动工具和划眼工具的帮助,很难有效地完成水平段的钻进。进一步的研究也搞清楚了4in有线钻杆通信断开的原因,供应商也解决了该问题,但是却无法在该项目期内再次进行试验。

近两期石油圈介绍了DHAS系统及其在A、B、C区块的试验和改进情况,下期石油圈将继续介绍该系统在D区块的改进情况,然后针对这四个区块的试验情况进行总结并提出建议,敬请期待。

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白矾
石油圈认证作者
毕业于中国石油大学(华东),油气井工程硕士,长期聚焦国内外石油行业前沿技术装备信息,具有数十万字技术文献翻译经验。

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