邵冬冬,管志川,温 欣,史玉才

(中国石油大学石油工程学院,山东青岛266580)

水平井段旋转钻进时钻头侧向力及钻进趋势试验研究

邵冬冬,管志川,温 欣,史玉才

(中国石油大学石油工程学院,山东青岛266580)

进行水平井段旋转钻进时钻头侧向力的试验研究,并将钻头侧向力分解为方位力和井斜力,以这两个力的变化规律为基础,对待钻井的钻进趋势进行预测。结果表明:随着钻压和转速的增加,方位力和井斜力的变化规律不同,增加钻压,两个力波动的频率变小,波动的能量变大,但方位力的波动频率大于井斜力的波动频率,方位力的波动能量小于井斜力的波动能量;增加转速,方位力的波动频率变大,波动能量几乎不变,井斜力的波动频率变化不大,但波动能量变大;在实际的钻进过程中,为避免“方位漂移”现象的加剧,建议使用较低钻压或者高钻压钻进;为避免井斜加剧,建议使用低钻压和低转速钻进。

钻井;水平井;旋转钻进;钻头侧向力;钻进趋势

在定向井、水平井旋转钻进过程中,实钻井眼轨迹普遍存在“方位漂移”[1-5]现象,给钻井工作带来很大的困难。如何实时、有效地控制井眼轨迹一直以来都是钻井科研工作者和现场工程师研究和探索并致力于解决的问题。井眼的形成是钻头与地层相互作用的结果,在钻进过程中,钻头侧向力是影响井眼轨迹的一个重要因素。影响钻头侧向力的因素主要包括底部钻具组合参数(钻柱长度、外径、弯角、稳定器位置、稳定器个数等)、钻进参数(钻压、转速等)、已钻井眼参数(井眼曲率半径、井斜角、方位角等)和地层特性参数等。国内外的专家学者以钻头侧向力的变化规律为目标,进行了大量的理论研究[6-10],并取得了很多有价值的研究成果,为现场有效控制及调整井眼轨迹提供了一定的理论支持。在实际钻进过程中,已钻井眼参数和地层特性参数都为客观因素,不可改变,而且底部钻具组合也不可能频繁地更换。当选定了一套钻具组合旋转钻进时,可以人为控制的就只有钻进参数,包括钻压、转速、钻井液性能参数等。笔者基于这一点,通过室内模拟试验的方法,对水平井旋转钻进时不同钻压和转速下钻头侧向力的变化规律进行研究,在侧向力变化的基础上,为如何预测并控制待钻井眼的钻进趋势提供支持。

1 试验装置

以水平井钻柱动力学模拟试验装置为依托,钻头侧向力测量装置如图1所示。模拟试验装置[11-12]根据相似原理按照几何比(模拟钻具∶实际钻具)1∶10的比例建造。模拟装置总长11 m,模拟井筒和钻柱长9.5 m,可实现钻柱在不同钻压、转速条件下钻头波动压力和钻头侧向力的同步实时测量。

图1 钻头侧向力测量装置示意图Fig.1 Schematic drawing of lateral force of bit measuring device

图2 侧向力传感器分布示意图Fig.2 Schematic drawing of distribution of lateral force sensors

钻头侧向力传感器的分布与测量示意图如图2所示。模拟钻头与测力环周向接触,测力环为一金属圆环,接受钻头的瞬时冲击;3个压力传感器沿测力环周向均匀分布,分别编号为1#、2#和3#。

钻头侧向力分析图如图3所示。

图3 钻头侧向力分析图Fig.3 Analysis drawing of lateral force of bit

其中F1、F2和F3分别为3个侧向力传感器所测得的压力值;Nb为3个力的合力,即钻头侧向力;为了研究方便,将钻头侧向力Nb正交分解,其中Nbx为方位力(Nbx大于0,增方位),Nby为井斜力(Nby大于0,增井斜)。这几个力的换算关系为

式中,Ωm为模型转速,r/min;Pm为模型钻压,kN;Ω为钻井现场实际钻速,r/min;P为钻井现场实际钻压,kN。

根据相似理论[13-15]计算得出,当钻压和转速关系符合式(2)时,观察到的试验现象与工程实际相似,可以将试验得到的结论用于工程实际。

2 钻头侧向力的变化

对钻头侧向力的分析主要是分析其两个分量方位力(Nbx)和井斜力(Nby),为钻进趋势的预测提供数据支持。

本研究选定模拟钻具组合参数:Φ152.4 mm钻头+Φ120 mm弯螺杆钻具+Φ148 mm稳定器+ Φ101.6 mm无磁承压钻杆×1根+LWD+Φ101.6 mm无磁承压钻杆×1根+Φ101.6 mm斜坡钻杆×若干+ Φ101.6 mm加重钻杆×若干。

试验参数:①试验模拟钻压0.5～2.5 kg,均分5个等级,对应钻井现场钻压44.7～223.7 kN;②试验模拟转速50～300 r/min,均分6个等级,对应钻井现场转速17.4～104.4 r/min。试验通过固定钻压调整转速的方式进行。

其他条件:井眼水平(井斜角α=90°)。

本文中分析使用的钻压和转速除特殊标明外为模型的钻压和转速。

2.1 钻压对钻头侧向力的影响

将试验中3个传感器所测得的压力值通过式(1)整理可以得到不同钻压和转速下方位力(Nbx)和井斜力(Nby)。以转速150 r/min(2.5 Hz)为例, Nbx和Nby时域图如图4所示。其中,W为钻压;黑色线条为实测值,红色线条为移动平均值。图5为转速150 r/min,不同钻压下的频谱图。

图4 不同钻压时钻头侧向力变化规律Fig.4 Variation law of lateral force of bit in different WOBs

图5 不同钻压时钻头侧向力频谱Fig.5 Spectrogram of lateral force of bit in different WOBs

由图4、5可以看出:

(1)钻压增大,方位力Nbx的波动幅值逐渐增大,由-10～15 N增大至-20～20 N,低钻压时回归曲线较平缓,随着钻压的增大,回归曲线变得紊乱;从频谱图可以看出,低钻压时,方位力波动以高频振动(30～55 Hz)为主,波动的能量较低;随着钻压的增大,振动频率集中在25 Hz,波动的能量较大,为低钻压时的2倍。

(2)钻压增大,井斜力Nby的波动幅值变化相对较小,维持在-15～15 N和-20～20 N,与方位力的变化相似,低钻压时回归曲线较平缓,随着钻压的增大,回归曲线变得紊乱;从频谱图可以看出,低钻压时,井斜力的波动频率集中在5～30 Hz,波动能量也较低;钻压增大,波动频率集中在15 Hz左右,但波动能量明显增大,可达到低钻压时的3倍多。

通过以上分析可得:方位力和井斜力的波动皆以高频振动为主;由于水平钻柱自身重力的影响,沿钻头水平方向的方位力的频率明显大于沿垂直方向的井斜力的频率,方位力的波动能量也明显小于井斜力的波动能量;增大钻压使两振动的频率逐渐变小趋于集中。

2.2 转速对钻头侧向力的影响

图6和图7分别为钻压2 kg、转速不同时钻头侧向力(方位力Nbx和井斜力Nby)的时域图和频域图。

图6 不同转速时钻头侧向力变化规律Fig.6 Variation law of lateral force of bit in different rotary speeds

图7 不同转速时钻头侧向力频谱Fig.7 Spectrogram of lateral force of bit in different rotary speeds

由图6、7可以看出:

(1)同一钻压下,方位力Nbx的波动幅值变化不大,始终维持在-18～18 N,低转速时回归曲线较紊乱,高转速下回归曲线趋于平缓;方位力的波动频率逐渐由低转速时的5～30 Hz增加到高转速时的25～65 Hz,波动的能量变化不大。

(2)井斜力Nby的波动幅值同样变化不大,但回归曲线始终较分散;井斜力的波动频率始终维持在5～35 Hz,波动的能量逐渐变大。

通过以上分析可得:随着转速的增大,方位力的波动频率逐渐增大,但井斜力的波动频率变化较小;波动能量的变化与波动频率的变化相反,方位力的波动能量变化不大,井斜力的波动能量变化较大。

3 旋转钻进时侧向力的变化趋势

研究钻头侧向力的目的是以钻头侧向力的变化趋势为基础,预测待钻井的钻进趋势。为了更直观且方便地了解待钻井钻进趋势,分别将试验所测得的方位力和井斜力值按照固定时间(数据存储时间3 s)和钻柱旋转一周的时间(按钻柱的具体转速计算)进行算术平均,通过研究平均值的变化规律分析待钻井眼的钻进趋势。由图3可知,Nbx＞0为增方位趋势,Nby＞0为增井斜趋势。

图8和图9为不同钻压和转速时,方位力(Nbx)和井斜力(Nby)的变化曲线。标注“1”为钻柱旋转一周时间的平均值,标注“3”为3 s内平均值。由于试验设备的问题,钻压1.5 kg、转速50 r/min时数据没有完整测量和保存,曲线中留有空白。由图8、9可得:

(1)低钻压(钻压为0.5 kg)时,钻柱旋转一周与3 s时间内井斜力和方位力的变化趋势吻合得很好;方位力除在转速210～270 r/min时出现负值外,其他转速条件下均为正值;转速较低时,方位力趋向于0,但是都大于0;井斜力除在转速大于280 r/min时出现负值外,其他转速下全为正值。

(2)中钻压(钻压为1.5 kg)时,钻柱旋转一周与3 s时间内井斜力和方位力的变化趋势吻合较好;方位力均为正值,且在120～250 r/min这一转速范围内方位力较大;井斜力在150～280 r/min皆为负值,并且在200 r/min左右井斜力值较大。

(3)高钻压(钻压为2.5 kg)时,钻柱旋转一周与3 s时间内方位力的变化趋势吻合较差,井斜力的变化趋势吻合较好;钻柱旋转一周时间内,方位力变化较紊乱;3 s时间内,方位力均为正值;井斜力在170 r/min时出现分化,转速小于170 r/min时井斜力大于0;转速大于170 r/min时井斜力小于0。

水平井旋转钻进时待钻井井眼的变化趋势为:

(1)低钻压时,转速小于200 r/min(实际转速69.4 r/min)时待钻井眼为增方位和增井斜趋势,但趋势不明显;转速为210～270 r/min(实际转速72.9～93.8 r/min)时,待钻井眼为降方位和增井斜趋势,而且趋势明显;转速大于280 r/min(实际转速97.2 r/min)时,待钻井眼为增方位和降井斜趋势,趋势明显。

图8 平均侧向力随转速变化的曲线Fig.8 Variation of average lateral force with rotary speed

(2)中钻压时,待钻井眼增方位,转速大于120 r/min(实际转速41.7 r/min)时井眼降斜;转速大于280 r/min(实际转速97.2 r/min)时井眼增斜。(3)高钻压时,钻柱旋转一周与3 s时间内方位力的变化趋势吻合较差,说明方位力的波动非常剧烈。从宏观方向看(钻柱旋转3 s),待钻井眼表现为增方位趋势;转速170 r/min(实际转速59 r/min)前后待钻井眼由增斜趋势变为降斜趋势。

通过以上分析可得:① 随着转速的逐渐增大,待钻井井眼轨迹表现为增方位趋势,在低钻压(低于50 kN)和高钻压(高于180 kN)的情况下,增方位趋势不明显,但在钻压中等(50～180 kN)时,井眼的增方位趋势非常明显,这与工程实际中“方位漂移”现象非常吻合,在工程实际中,为避免“方位漂移”现象的加剧,建议使用较低钻压或者高钻压钻进;②井斜的变化趋势规律性较差,但总体表现为降斜趋势,而且较高钻压(高于130 kN)、高转速(高于70 r/min)时降斜趋势明显,在工程实际中,为避免井斜加剧,建议使用低钻压(低于90 kN)和低转速(低于70 r/min)钻进。

图9 平均侧向力随钻压的变化曲线Fig.9 Variation of average lateral force with WOB

4 结 论

(1)将钻头侧向力正交分解为方位力和井斜力,以这两个分力为研究对象可以直观地预测出待钻井眼的钻进趋势,通过优选钻压和转速的组合,可以有效地预测并控制待钻井井眼轨迹的变化趋势。

(2)钻柱自重对方位力和井斜力的波动频率以及波动能量的影响非常大。增加钻压,两个力波动的频率变小,波动的能量变大,但方位力的波动频率明显大于井斜力的波动频率,方位力的波动能量却明显小于井斜力的波动能量;增加转速,方位力的波动频率变大,波动能量几乎不变;井斜力的波动频率变化不大,但波动能量变大。

(3)“方位漂移”现象普遍存在,在实际的钻进过程中,为避免“方位漂移”现象的加剧,建议使用较低钻压(低于50 kN)或高钻压(高于180 kN)钻进;为避免井斜加剧,建议使用低钻压(低于90 kN)和低转速(低于70 r/min)钻进。

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(编辑 李志芬)

Experimental study on bit side force and drilling tendency in a horizontal well using rotary drilling technique

SHAO Dong-dong,GUAN Zhi-chuan,WEN Xin,SHI Yu-cai
(School of Petroleum Engineering in China University of Petroleum,Qingdao 266580,China)

An experimental study was conducted to measure the lateral forces on drilling bit in a horizontal well when using a rotary drilling technique.The lateral force of bit can be resolved into an azimuth force and a deviation force,and the drilling tendency can be predicted according to the variations of the two forces.The results show that with the WOB and rotary speed increasing,the variation tendency of the azimuth force and deviation force is different.With the WOB increasing,the variation in the frequency of the two forces is not significant,but the variation in terms of energy is significant.However,the frequency variation of the azimuth force is bigger than that of the deviation force,and the energy variation of the azimuth force is smaller than that of the deviation force.With the rotary speed increasing,the frequency variation of the azimuth force becomes larger,while its energy is almost not affected.Meanwhile,the frequency of the deviation force is not sensitive to the rotary speed,but its energy does.In an actual drilling process,either a lower WOB or a higher WOB is suggested to use in order to avoid the“bit-walk”phenomena.Lower WOB and lower rotary speed can be applied in order to reduce the tendency of well deviation.

drilling;horizontal well;rotary drilling;bit side force;drilling tendency

TE 21

:A

1673-5005(2014)03-0061-07

10.3969/j.issn.1673-5005.2014.03.010

2013-07-08

国家“973”发展计划(2010CB226706);国家“863”发展计划(2012AA091501);“十二五”国家科技重大专项(2011ZX05021-001)

邵冬冬(1984-),男,博士研究生,主要从事油气井力学、信息与控制工程和油气井管柱力学研究。E-mail:shddong2007@163. com。