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HESS+NOV自动化钻井系统 千锤百炼方成大器(三)

HESS+NOV自动化钻井系统 千锤百炼方成大器(三)

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

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(点击阅读),本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。

D区块

D区块有4口井,在直井段上部进行评价的主要目的是测试不同BHA的稳定推荐值,确定可以以最小滑动来减缓降斜趋势的方案。所有斜井段都采用了异径弯接头造斜组合,与前几个区块相比,井下振动明显得到缓解。图17为四口井在各自周期内的参数测量结果。

HESS+NOV自动化钻井系统 千锤百炼方成大器(三)

图17 D区块钻井时间与区块平均值对比

井13:钻第一部分直井段时采用8立根加重钻杆,同时在稳定马达后安装了一个套筒式稳定器。该方案比现场平均用时节省5个小时。

井14:采用的BHA配置了近钻头旋转式稳定器、稳定马达和24根加重钻杆。比该地区的平均作业时间节省18个小时。

井15:BHA中采用了光钻铤钻井组合,马达配置了一个轴承尺寸更大的外壳稳定器,采用了8立柱加重钻杆。为了提高造斜率,第一个行程结束后,第二个行程采用了2.38°的弯接头马达。比全区平均用时节省11个小时。

井16:采用井14的第一套BHA,但是为了改善钻压传递去掉了马达稳定器,与全区平均用时相比节约了18小时。

在直井段的顶部测试了四种不同的BHA配置,对控制定向降斜趋势的效果各有不同。井14和16采用了近钻头稳定器,降低了稳斜所需的滑动钻进量,同时显著提高了整个井段狗腿稳定度。图18所示为每口井的井斜角和狗腿度。

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图18 区块内各井狗腿度对比

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图19 D区块的滑动作业

井14和16采用了近钻头稳定器,狗腿度低于3°。从图19中可看出,滑动钻进作业与稳斜密切相关。井14进行滑动钻进的次数最少,整个井段仅需滑动钻进472ft。而之前的井总共需要滑动钻进35次,总滑动进尺为918ft。

当钻井队发现滑动钻进过程中钻压传递受阻时,马达上稳定器出现了工具面控制问题。即便如此,井14也是该区块最快钻达造斜点的井,该井直井段的钻速位列该区域所有切角超过8°的井的前7%。

井15滑动钻进所费时间与井14相差不大,但滑动进尺增加了381ft,整个稳斜段共进行了37次滑动钻进,狗腿度也比井14严重。井16与井15相比,滑动进尺增加了206ft,但平均转速是该区域最快的。井15为稳斜共进行了32次滑动钻进,整个井段的不稳定扭矩和振动都得到了缓解。

对比地面和井下的钻压和钻头扭矩(TOB),可以得出低狗腿度和高狗腿度井由摩阻扭矩引起的能量损失的大小。比如,由图20和图21可以看出,井13的地面和井下钻压、钻头扭矩的差异较大。而对于井14,当使用近钻头旋转稳定器钻完计划井段后,在起下钻的过程中两处出现了缩径问题。第一处在起钻通过某盐岩层时,第二处在重新进入套管鞋时。

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图20 井13:WOB和TOB的地面和井下数据

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图21 井14:较低狗腿度下改善的WOB/TOB

当使用近钻头旋转稳定器后,由钻头和BHA测量短节的数据可以看出振动减缓,如图22和23所示。

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图22 BHA动态工具监测到的BHA振动趋势

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图23 钻头内部动态工具监测到的钻头振动趋势

水平BHA上的测量工具采用了储存模型,以调查减轻直井段狗腿度对摩阻扭矩的影响。图24对比了井15和16的地面和井下钻压,图25就扭矩进行了对比,可以观察到较为明显的区别是:当油井狗腿度较小时,滑动钻进所需的地面钻压更低,也更稳定。但是需要注意的是,两个水平段位于不同储层,这对摩阻和扭矩的影响仍不清楚。

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图24 井15、16地面和井下WOB

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图25 井15、16的地面和井下扭矩

项目总结

在过去两年,承担该项目的钻井小队没有钻出一口可以位列该区块前25%的优质井。在该项目的四个区块中,直井段和斜井段的钻井表现位于整个地区平均水平的前18%。与2014年和2015年的项目相比,整个钻井大队的日进尺提高17%,而同期该钻井小队直井段的日进尺提高24%,位居年度最大进步钻井小队的第二名。最后一个区块的数据说明,通过项目进程中不断进行经验总结和应用,不同井间的钻井表现有良好的一致性。

为了量化项目取得的经济成果,对比井时与平均井时,运营商计算出了一个盈亏平衡点。所有井次的进尺都进行了归一化处理。由于将基准从A区块和B区块变成了C区块和D区块,8-3/4in井段的目标钻进时间降低了20%。

这四个区块的16口井中有6个目标井段达到了盈亏平衡点,有6口比盈亏平衡点少$100,000。由于斜井段钻进遇到问题或试验直井段BHA花费了大量的时间,剩下的四口没有达到盈亏平衡点。

结论及建议

1.项目中获得的经验价值:
①井下测量仪器提供的实时信息能够加强司钻和钻井队对钻井效率的控制能力;
②钻后井下测量数据分析能够帮助作业人员寻找和解决钻井中遇到的问题;
③滑动/粘卡减缓系统有效缓解了滑动粘卡现象,提高了系统的可控性;
④DHAS表现出了自己的应用前景,同时也需要进一步改进,以便同步管理和解决更多的井下钻井问题。
2.除了DHAS外,其它钻井问题也对项目的经济性有不良影响:
①马达失效或造斜率不足,导致斜井段需进行起下钻作业;
②套管被卡,需进行修井工作;
③试验(如钻柱稳定器+钻铤)不成功,浪费钻井时间。
3.在直井段和斜井段,有几个影响钻速的关键因素:
①直井段上部钻进时的定向降斜趋势;
②滑动粘卡和提离/放钻头作业造成的损害性钻头振动;
③斜井段,由于马达失效或造斜率不足导致的额外起下钻。
4.通过滑动粘卡缓解系统,配合主动参数控制管理,减轻滑动粘卡现象。
5.钻铤可以减轻振动现象,改善钻头磨损情况。
6.将连接作业标准化,减轻直井段放钻头时水平振动的累积效应。
7.需要制定专门的水平连接和定向作业工序。
8.在钻井现场配备一名可以进行方案决策的项目领导,改进钻井作业质量(不同于办公室项目经理和工程师)。

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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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