(中海油田服務(wù)股份有限公司，廣東 湛江 524057)

南海西部海域約有29個(gè)生產(chǎn)油氣田，其中20個(gè)為低滲油氣田，均已進(jìn)入開(kāi)發(fā)中后期，剩余可采油氣當(dāng)量約5.0×107m3。目前國(guó)內(nèi)外常規(guī)開(kāi)采方式導(dǎo)致石油天然氣資源增產(chǎn)、穩(wěn)產(chǎn)愈加艱難，開(kāi)發(fā)成本逐年升高。特別是南海西部烏石17-2區(qū)塊I期40口開(kāi)發(fā)井井深都在3 000 m以上，通過(guò)叢式井開(kāi)發(fā)，井眼軌跡復(fù)雜，常用的增產(chǎn)和產(chǎn)能釋放技術(shù)(水力壓裂、徑向水射流、深穿透補(bǔ)射孔、爆燃?jí)毫训?不能滿足深部低滲儲(chǔ)層挖潛需求。為進(jìn)一步提高儲(chǔ)層連通性，增加單井產(chǎn)能，研制出適合海上作業(yè)的高強(qiáng)度柔性鉆桿，并結(jié)合導(dǎo)向控制技術(shù)在?177.8 mm大尺寸套管內(nèi)開(kāi)窗，通過(guò)窗口即可將曲率半徑控制在3～5 m并沿水平方向鉆進(jìn)孔徑為?146 mm的井眼[1-3]?，F(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用表明，高強(qiáng)度柔性鉆桿結(jié)合多分支套管開(kāi)窗技術(shù)，能夠有效降低開(kāi)發(fā)成本，提高老油田后續(xù)高效開(kāi)發(fā)潛能。

1 柔性鉆桿結(jié)構(gòu)及造斜原理

1.1 高強(qiáng)度?127mm柔性鉆桿結(jié)構(gòu)

目前海上使用的柔性鉆桿是由若干采用萬(wàn)向軸結(jié)構(gòu)的柔性短節(jié)組成，可以實(shí)現(xiàn)三維轉(zhuǎn)動(dòng)，并具有抗拉、抗壓、抗扭能力。內(nèi)部為高強(qiáng)度密封件，可承受一定的泵壓和轉(zhuǎn)矩，使其與普通鉆桿使用方法幾乎相同。另外，為滿足海上高強(qiáng)度條件下的最短半徑造斜，設(shè)計(jì)的高造斜率鉆桿主要由球頭連桿、球座、柱鍵及相關(guān)密封組成(如圖1)。鉆桿兩端使用API標(biāo)準(zhǔn)螺紋相連，可以相互連成高造斜率的鉆桿柱，最長(zhǎng)可達(dá)到10 m。

1—鉆桿內(nèi)接頭；2—球座；3—螺紋蓋帽；4—柱鍵；5—本體；6密封圈；7—球頭連桿；8—鉆桿外接頭；A—柔性鉆桿短節(jié)。圖1 柔性鉆桿結(jié)構(gòu)

柔性鉆桿的彎曲通過(guò)球座實(shí)現(xiàn)。球座有容納柱鍵的球狀腔體，可作為傳遞轉(zhuǎn)矩的軌道。柱鍵腰形槽沿球座延展方向弧形延展，其底面與軌道同向弧形延展，防止本體軸向位移。柔性鉆桿短節(jié)之間通過(guò)球頭連桿連接，并以密封圈形成密封面配合，轉(zhuǎn)矩通過(guò)柱鍵進(jìn)行傳遞。球頭連桿末端與鉆桿外接頭螺紋進(jìn)行連接，將高造斜率單元連接成串。

1.2 單節(jié)柔性鉆桿設(shè)計(jì)原理

單根柔性鉆桿相互連接，在不彎曲的情況下，能通過(guò)一定曲率半徑的井眼，以此可以確定在固定造斜率情況下，單根柔性鉆桿的長(zhǎng)度[4-6]。假設(shè)曲率半徑為R；井眼內(nèi)徑為d1；柔性鉆桿單節(jié)長(zhǎng)度為L(zhǎng)；柔性鉆桿和井眼的間隙為d2(如圖2)。

圖2 柔性鉆桿造斜原理二維幾何模型

由幾何關(guān)系可知：

(1)

通過(guò)幾何定圓法，可求出最大曲率半徑：

(2)

式中：L為單個(gè)柔性接頭的長(zhǎng)度，m；α為柔性鉆桿的彎曲角度，(°)。

由式(2)可知，當(dāng)曲率半徑一定時(shí)，柔性鉆桿單節(jié)長(zhǎng)度和彎曲角度成正比關(guān)系，如圖3所示。通過(guò)理論計(jì)算可推出，當(dāng)造斜率為16 (°)/m，柔性鉆桿最大彎曲角度為4.5 °時(shí)，單個(gè)柔性鉆桿的設(shè)計(jì)長(zhǎng)度應(yīng)為19.5 cm。

圖3 柔性鉆桿單節(jié)長(zhǎng)度和彎曲角度關(guān)系

2 柔性鉆桿管柱力學(xué)分析

2.1 柔性鉆桿密封性能模擬

對(duì)柔性鉆桿內(nèi)部進(jìn)行力學(xué)模擬分析，其內(nèi)部結(jié)構(gòu)可簡(jiǎn)化為3對(duì)接觸對(duì)：①球頭連桿球面與異形密封圈球面組成接觸對(duì)；②本體凹槽側(cè)面與異形密封圈側(cè)面組成接觸對(duì)；③本體凹槽內(nèi)表面與異形密封圈外表面組成接觸對(duì)。如圖4所示。

圖4 柔性鉆桿內(nèi)部密封性接觸模型

在試驗(yàn)中，首先考慮約束本體所有自由度，通過(guò)強(qiáng)制位移來(lái)模擬異形密封圈的安裝；其次，在密封圈上施加內(nèi)壓，模擬鉆桿內(nèi)流體壓力；再在密封圈上施加外壓，模擬環(huán)空中流體壓力。經(jīng)過(guò)初始?jí)嚎s、內(nèi)外流體壓力的相互作用，密封圈達(dá)到了最終壓縮狀態(tài)，從而起到密封作用。

在內(nèi)壓、外壓及壓縮率不變的情況下，密封面寬度分別為7.3、7.7、8.0、8.3和8.6 mm 5種工況下得到密封面接觸應(yīng)力并繪制成曲線，如圖5所示。

圖5 接觸面弧長(zhǎng)與接觸應(yīng)力關(guān)系

從圖5可知，在相同的密封面寬度下，接觸應(yīng)力呈兩端大中間小，且兩端接觸應(yīng)力大于流體壓力。這樣可減少流體中的顆粒進(jìn)入密封面，保證了密封面工作的可靠性。其次，密封圈最大應(yīng)力出現(xiàn)在其內(nèi)部，并靠近外壓一側(cè)，伴隨著壓縮率、密封面寬度及內(nèi)外壓差的增大而增大。其最大應(yīng)力為13.4 MPa，小于材料屈服強(qiáng)度21.7 MPa，滿足安全使用要求。

2.2 柔性鉆桿強(qiáng)度校核

為使柔性鉆桿在海上高強(qiáng)度條件下完成造斜及穩(wěn)斜鉆進(jìn)，蘇義腦等采用鉸鏈?zhǔn)骄聞?dòng)力鉆桿力學(xué)分析得出，柔性鉆桿在鉆進(jìn)過(guò)程中，不會(huì)因井斜角的變化而影響其造斜能力[7-8]。

針對(duì)海上油田常用的?177.8 mm套管(內(nèi)徑?157.1 mm)，使用WellPlan軟件對(duì)井下鉆桿進(jìn)行受力分析。模擬條件如下：曲率半徑3 m，窗口井眼直徑?146 mm，彎曲角度4.5°，柔性鉆桿外徑?127 mm，單節(jié)長(zhǎng)度195 mm。結(jié)果如表1所示。

表1 造斜段和水平段模擬受力分析結(jié)果

通過(guò)表1分析結(jié)果及大量試驗(yàn)數(shù)據(jù)可知，柔性鉆具在造斜段主要承受轉(zhuǎn)矩，軸向力和橫向力較小。在水平段鉆進(jìn)時(shí)，轉(zhuǎn)矩和軸向力起主要作用，橫向力最小,鉆桿此時(shí)的載荷最大。因此以穩(wěn)斜鉆進(jìn)工況對(duì)柔性單元的受力情況進(jìn)行分析， 有限元分析如圖6～7所示。

圖6 球頭連桿及球座等效應(yīng)力分布

圖7 柱鍵位移及等效應(yīng)力分布

當(dāng)柔性鉆桿承受20 kN·m轉(zhuǎn)矩時(shí)，球頭連桿的最大等效應(yīng)力651.74 MPa，球座的最大等效應(yīng)力為197.46 MPa，均小于42CrMo材料的屈服強(qiáng)度930 MPa，滿足安全要求。柱鍵的剪切強(qiáng)度(柱鍵主要是由剪切破壞，故考慮剪切應(yīng)力對(duì)其的影響)，其在x，y平面內(nèi)最大切應(yīng)力為363.76 MPa，小于材料的剪切強(qiáng)度501 MPa，安全系數(shù)為1.4，滿足安全要求。

3 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

3.1 定向井軌跡設(shè)計(jì)優(yōu)化

自2019年開(kāi)始，南海西部油田先后進(jìn)行了4口井共9個(gè)分支井作業(yè)，平均鉆井周期13.21 d，中靶率100%，造斜段曲率半徑2.89～3.37 m，平均造斜率16.21 (°)/m，平均進(jìn)尺60.13 m。其中最大井眼曲率20.11 (°)/m，最短鉆井周期7 d?，F(xiàn)以烏石區(qū)塊Ax井為例介紹現(xiàn)場(chǎng)施工情況。

烏石Ax井采用四開(kāi)次井身結(jié)構(gòu)，依次為?660.4 mm+?444.5 mm+?311.2 mm+?212.7 mm 井段，對(duì)應(yīng)下入?508.0 mm+?339.7 mm+?244.5 mm+?177.8 mm 套管。為增加開(kāi)采效率，主井眼設(shè)計(jì)為定向井，完鉆后該井在?177.8 mm套管內(nèi)開(kāi)窗，設(shè)計(jì)S1、S2 2個(gè)分支井，單個(gè)分支井的長(zhǎng)度為60 m，目的層L2A的2個(gè)油組垂深相差10～15 m，巖性主要為細(xì)砂巖、灰色泥巖，分支井施工工藝設(shè)計(jì)如圖8。由于柔性鉆桿是利用內(nèi)部結(jié)構(gòu)使其在井底受力彎曲， 實(shí)現(xiàn)工具本身最大造斜率，所以鉆進(jìn)過(guò)程中不能兼顧方位的變化。因此，在定向井軌跡設(shè)計(jì)上，只能以造斜為主要目標(biāo)，分支井井眼軌跡設(shè)計(jì)為二維井[9-12]。

3.2 作業(yè)程序

1) 初始定向。在定向過(guò)程中，當(dāng)井斜大于5°時(shí)，雖然套管內(nèi)測(cè)斜數(shù)據(jù)由于磁干擾影響不準(zhǔn)確，但是可以直接利用MWD重力工具面進(jìn)行初始定位[13-15]。鉆具組合：?146 mm液壓坐掛器總成(坐掛器+斜向器)+斜向器丟手+變扣短節(jié)+旁通閥+MWD+浮閥(測(cè)斜座)+鉆桿。到達(dá)設(shè)計(jì)開(kāi)窗深度后，上下活動(dòng)鉆桿，釋放轉(zhuǎn)矩，開(kāi)泵至MWD信號(hào)的低限排量循環(huán)出工具面，將工具面調(diào)整至設(shè)計(jì)工具面角±3°以內(nèi)，再上下活動(dòng)鉆桿至少2次，停泵，再次開(kāi)泵確認(rèn)工具面無(wú)誤后，憋壓坐掛斜向器，脫手。

2) 開(kāi)窗及修窗。鉆具組合：?152 mm開(kāi)窗銑錐+?127 mm柔性鉆桿+變扣短節(jié)+浮閥接頭+高抗扭加重鉆桿+震擊器+鉆桿。開(kāi)窗銑錐到達(dá)斜向器頂部時(shí)，用醒目顏色油漆每0.20 m間隔標(biāo)記

鉆桿深度位置。開(kāi)窗的過(guò)程中先用低鉆壓、小轉(zhuǎn)速，在確認(rèn)銑錐出窗后，可逐漸加大鉆壓。修窗時(shí)使用高轉(zhuǎn)速修窗，直至上提下放無(wú)阻掛為止。鉆井參數(shù)：鉆壓10～20 kN，排量20 L/s，轉(zhuǎn)速40～90 r/min；開(kāi)窗及后續(xù)過(guò)程使用優(yōu)質(zhì)的PRD自動(dòng)破膠鉆完井液以保護(hù)儲(chǔ)層。

圖8 S1和S2分支井施工工藝設(shè)計(jì)

3) 造斜鉆進(jìn)。鉆具組合：?146 mm造斜鉆頭+ ?127 mm柔性鉆桿(4.5 m)+變扣短節(jié)+浮閥接頭+高抗扭加重鉆桿+震擊器+鉆桿。超短半徑水平井造斜率除柔性鉆桿本身外，還由初始定向的斜向器斜面角度共同決定，本次使用的斜向器斜面角為26 (°)/m，斜面長(zhǎng)0.6 m，可知鉆桿出窗口時(shí)已增斜13°左右。利用Compass軟件按16 (°)/m造斜率計(jì)算可知，S1、S2分支井眼出窗口后需鉆進(jìn)1.94 m左右即可增斜至設(shè)計(jì)88°井斜角。鉆井參數(shù)：鉆壓15～30 kN，排量18 L/s，轉(zhuǎn)速40 r/min。

4) 穩(wěn)斜鉆進(jìn)。鉆具組合：?146 mm水平鉆進(jìn)鉆頭+ ?127 mm柔性鉆桿(80 m)+變扣短節(jié)+浮閥接頭+高抗扭加重鉆桿+震擊器+鉆桿。鉆井參數(shù)：鉆壓10～30 kN，排量18 L/s，轉(zhuǎn)速40 r/min。穩(wěn)斜鉆進(jìn)由于沒(méi)有實(shí)時(shí)隨鉆測(cè)井資料，主要根據(jù)錄井返砂及氣測(cè)數(shù)據(jù)，并結(jié)合鉆時(shí)及轉(zhuǎn)矩大小判斷是否在油層中鉆進(jìn)，如果鉆遇泥巖段超過(guò) 5 m，考慮到井下風(fēng)險(xiǎn)，應(yīng)提前完鉆。

完鉆后，下入?127 mm柔性篩管，之后回收斜向器，轉(zhuǎn)入S2分支井作業(yè)。下篩管前，可下入測(cè)斜儀，驗(yàn)證分支井眼軌跡。鉆具組合：?146 mm水平鉆進(jìn)鉆頭+測(cè)斜儀+ ?127 mm柔性鉆桿(80 m)+變扣短節(jié)+高抗扭加重鉆桿+震擊器+鉆桿。補(bǔ)測(cè)S1、S2分支井實(shí)鉆軌跡數(shù)據(jù)如表2。

表2 S1和S2分支井完鉆軌跡數(shù)據(jù)

3.3 應(yīng)用效果

從表2可以看出，烏石Ax井2個(gè)分支井實(shí)鉆軌跡和設(shè)計(jì)基本吻合，造斜率分別為15.81、16.57 (°)/m，且水平段穩(wěn)斜角變化都在1.5°以內(nèi)，滿足工程要求。最終S1、S2分支井水平段分別鉆進(jìn)63.17、65.07 m，油層鉆遇率高達(dá)98.73%，相當(dāng)于在?146 mm井眼多鉆遇60 m以上油層，增加泄油面積近2倍。Ax井單井配產(chǎn)量從前期25 m3/d增至76 m3/d，為原來(lái)的3.04倍，不僅有效地提高了單井產(chǎn)量，還極大地降低了海上單井開(kāi)發(fā)成本。

4 結(jié)論

1) 利用柔性鉆桿進(jìn)行超短半徑水平井作業(yè)，周期短、成本低，對(duì)于海上低孔、低滲老油田二次挖潛具有極高意義。目前已逐漸形成一套適用于海上在?177.8 mm套管內(nèi)開(kāi)窗，窗口井眼直徑?146 mm，造斜率16 (°)/m，曲率半徑為3 m的鉆井技術(shù)。

2) 在軌跡設(shè)計(jì)上，超短半徑水平井由于曲率半徑短，局部狗腿度大，為降低井下風(fēng)險(xiǎn)，大多采用二維井身結(jié)構(gòu)，以增斜為主要目標(biāo)，造斜率由柔性鉆桿設(shè)計(jì)結(jié)構(gòu)決定。在水平段鉆進(jìn)過(guò)程中，由于沒(méi)有實(shí)時(shí)隨鉆測(cè)量，完全依賴鉆桿本身能力實(shí)現(xiàn)造斜及穩(wěn)斜鉆進(jìn)，實(shí)鉆過(guò)程中軌跡存在不確定性。

3) 目前海上油氣勘探、開(kāi)發(fā)，由于地理?xiàng)l件的限制，難度不斷加大，導(dǎo)致井眼軌跡更加復(fù)雜。在后續(xù)作業(yè)過(guò)程中，由于局部高造斜率，開(kāi)窗點(diǎn)附近鉆具承受的磨阻轉(zhuǎn)矩較大，柔性鉆桿在材質(zhì)及強(qiáng)度上還需進(jìn)一步提升，以適應(yīng)未來(lái)海上高強(qiáng)度作業(yè)。