Power Drive Archer侧钻水平分支井应用分析.pdf

23 工业、生产2023年第11期随着渤海油田的大规模开发，部分简单的井在侧钻后可以使用马达或者常规旋转导向施工；部分大位移井使用马达无法控制轨迹，钻达预定靶点；部分井又由于设计造斜率较高，无法使用常规旋转导向施工。因此渤海油田对高造斜率的旋转导向工具的需求已经摆在各大石油服务公司面前，斯伦贝谢公司推出的高造率工具PD-Archer，最高造斜率可以达到15/30m。本文概述了首次在渤海地区使用该工具侧钻水平分支井的情况。绥中油田某井设计从2002米以89.99度的井斜贯穿301米水平段，方位36.05，垂深1487.8m。钻进至2551m，地质油藏发现储层物性变差，油层比设计垂深要上提4m。为保证产量，提高采收率，决定悬空侧钻水平分支井，老井眼命名Ma井，新井眼命名Mb井。决定使用斯伦贝谢公司的高造率工具PD-Archer（理论造斜率高达15/30m），选择合适侧钻点进行悬空侧钻。1 Ma 井简介1.1 井身结构井身结构见图1。图1 M井身结构示意图PowerDriveArcher侧钻水平分支井应用分析刘国飞中海油服油技塘沽作业公司 天津 300459摘要：渤海绥中油田某井是一口水平井，为保证本井产量，油藏决定在原井眼的基础上侧钻分支井，原井眼命名Ma，新井眼命名Mb。大多数分支井钻井使用常规的导向钻具，本井是渤海油田首次采用斯伦贝谢旋转导向工具PD-Archer进行水平分支井作业。关键词：分支井 水平井 分支点 悬空侧钻 轨迹控制 钻具组合表1 井身轨迹井深/m井斜角/方位角/垂深/mE值/mN值/m视平移/m200289.536.051487.66-195.06519.32305.89201289.536.051487.75-189.17527.41315.89201989.9935.951487.78-184.75533.49323.41230389.9935.951487.82-18.24763.056071.2 井身轨迹井身轨迹见表1。1.3 轨迹控制说明钻具组合：203mm PDC+172mm PD-Archer+172mm Neoscope+172mm Telescope+172mm NMDC钻头：Smith PDC 型号：Mdi519LHBPX 序列号：QF0564 水眼：18*5 5刀翼PD-Archer（弯角0.8），理论造斜率15/30m。图2 PD-Archer工具图 24 工业、生产2023年第11期钻具下钻到底探水泥面1972m，钻水泥塞及套管附件至2002m，此时看到Archer近钻头井斜（距井底2m）为88.3，设计要求井斜89.5，故发指令（0，25%）。指令接收成功后钻进至2019m，近钻头井斜90.1度，达到设计要求井斜89.99。发指令进入稳斜模式。按照地质油藏指令继续钻进至2251m，油藏物性变差，触底进入泥岩。决定悬空侧钻水平分支井，原井眼MH重新命名为Ma井，新井眼为Mb井。2 Mb 侧钻井介绍2.1 侧钻点选择根据悬空侧钻井和水平分支的设计原则，侧钻点选择在一个造斜段。Ma井只有一个造斜段，即20022019m。侧钻点选择在2020米。2.2 侧钻井轨迹设计侧钻井轨迹设计见表2。2.3 轨迹控制难点（1）首次使用PD-Archer进行侧钻作业，工具能否达到预期侧钻效果，是个未知数。（2）老井眼只有一个造斜段可供悬空侧钻，即只有一次侧钻机会。（3）侧钻点在刚出管鞋附近，部分工具的扶正器还在套管内，钻具刚性变化是否会对划槽和侧钻效果有影响。（4）悬空侧钻出去后，井斜不能降太低，否则会直接钻进泥岩。（5）侧钻出去后，尽快要与老井眼进行分离。（6）2170m之前把垂深上提4m，对工具的造斜能力是个考验。（7）侧钻出去后，既要保证垂深大幅度上提，又要保证轨迹的平划，避免对后期完井作业造成影响。（8）新井眼与老井眼只是给定的靶点垂深上相差4米，靶点坐标是相同的；这就要求新井眼再与老井眼保持一个相对安全距离的同时，尽量靠近老井眼。2.4 轨迹控制措施。（1）2010米-2020m，指令（-156，100%），划槽5遍。排量1700L/min，转速100rpm，划槽速度30m/h。2020m处定点循环半小时造台阶。排量600L/min，转速60rpm。（2）控时钻进。控时钻进见表3。（3）严密注意钻压的变化，若钻压突然降低，应将钻具提离井底34m，缓慢下放直到钻压稳定的位置，重新开始控时钻进，若钻压缓慢稳定增加，表明已逐渐开始进入新地层，但仅仅是一个小台阶，仍然需要控时钻进。表2 侧钻井轨迹设计井深/m井斜角/方位角/垂深/mE值/mN值/m视平移/m202089.0634.311488.28-184.94534.2313.28204087.3533.311488.91-173.81550.81333.24205587.35331489.6-165.62563.35348.18208391321490-150.58586.96376.08210093321489.41-141.58601.37392.99217593321485.48-101.89664.88467.58223590.0537.251483.88-67.7714.39527.68230590.0537.251483.82-25.07770.45598.11表3 控时钻进 作业内容单位时间/h总时间/h总井尺/m第0-1米1.011.0第1-3米1.023.0第3-7米1.037.0第7-13米1.0413.0 25 工业、生产2023年第11期（4）注意观察记录Archer 的近钻头井斜，若降低2-3度，方可将转速提高到100-120 rpm，并适当增大钻压，改变Archer的设置开始增斜作业，尽快使井斜回到水平井段控制所需的井斜2.5 实施效果（1）PD-Archer顺利完成了侧钻及轨迹控制作业。图3 分支井井眼对比图（2）PD-Archer提供了稳定可靠的造斜率，25%的力即可达到4造斜率，见表4。5 认识与建议PD-Archer旋转导向在绥中某分支井使用后，通过实钻分析可以归纳一下几点：使用恒定的钻井参数，没有了使用常规马达划动钻进时频繁调整工具面的时间，提高了实效。连续的旋转钻进，井眼比较规则，提高了井眼的清洁程度，减少了粘附卡钻的风险，对后续下筛管有利。PD-Archer旋转导向近钻头井斜及时显示井底井斜，使得我们能够尽快做出指令的调整，保证侧钻和轨迹控制的成功。PD-Archer提供了稳定可靠的造斜率，满足了本井对高遭袭率的需求。PD-Archer的漂移规律不明显，左漂和右漂不确定，稳斜模式下方位的变化较大。工具在稳斜模式下，稳方位的能力需要加强。表4 稳定的造斜率井深/m井斜角/方位角/垂深/mE值/mN值/m视平移/mDogleg /（/30m）2011.71 88.60 34.19 1488.15-189.74 527.44 305.00 2.26 2040.16 87.48 31.55 1489.13-174.31 551.32 333.34 3.02 2079.12 92.52 28.72 1489.13-154.76 585.00 371.99 4.45 2097.83 93.24 31.30 1488.19-145.41 601.18 390.52 4.29 2126.44 92.15 33.81 1486.84-130.03 625.26 419.00 2.87 2153.72 91.69 35.97 1485.93-114.44 647.63 446.24 2.43 2183.02 91.98 39.60 1484.99-96.50 670.77 475.52 3.73 2212.12 91.69 36.53 1484.06-78.57 693.66 504.60 3.18 2240.89 91.09 37.17 1483.36-61.32 716.68 533.36 0.92 2269.12 90.52 37.31 1482.96-44.24 739.15 561.59 0.62 2289.00 90.52 37.31 1482.78-32.19 754.96 581.47 0.00 参考文献1董星亮，等.海洋钻井手册.石油工业出版社，2009，12.2 李龙，王磊，王成林，等.PowerDriveXceed新型旋转导向工具在南海西部的首次应用 J.石油钻采工艺，2010，32（5）:24-27.3 郑德帅，高德利，冯江鹏，张洪宝.推靠式和指向式旋转导向工具的造斜性能研究 J.石油钻采工艺，2011，33（6）:10-13.