单稳定器钟摆钻具组合优化设计

[收稿日期]2009206208　[作者简介]史连超(19812),男,2006年大学毕业,硕士生,现主要从事石油钻井、岩石力学及其在石油工程中的应用方面的研究工作。

单稳定器钟摆钻具组合优化设计 史连超,楼一珊　油气钻采工程湖北省重点实验室(长江大学)长江大学石油工程学院,湖北荆州434023 李贵宾　(渤海钻探第三钻井工程分公司,天津300280) 魏　威　(吐哈油田分公司井下技术作业公司,新疆鄯善838200) 查　旋,李　影　(河南油田石油工程技术研究院,河南南阳473132)[摘要]X 油田部分构造属于山前构造带,地质构造十分复杂,钻井过程中使用常规的单稳定器钟摆钻具组合井斜难以控制。

为了提高单稳定器钟摆钻具的降斜力,应用纵横弯曲法,研究单稳定器钟摆钻具组合取得最大降斜力时稳定器的安放位置。

根据纵横弯曲法计算钻头侧向力的模型,应用VB610语言编制了下部钻具受力分析软件,计算了单稳定器钟摆钻具组合稳定器安放的合理位置。

通过计算和现场应用分析,,为山前构造地带选择合理的钻具组合提供了依据。

[关键词]钟摆钻具组合;防斜;钻头侧向力;纵横弯曲法;降斜力[中图分类号]TE22[文献标识码]A [文章编号]100029752(2009)0520309203X 油田部分构造属山前构造特征,地质构造十分复杂,地层倾角大,地层自然造斜力强。

侏罗系及以下地层多为玄武岩和凝灰岩,地层胶结致密,具有强研磨性和低可钻性,钻井过程中使用常规的单稳定器钟摆钻具组合不能有效地控制井斜,部分直井井斜角达到813°,严重影响了井身质量。

为了解决直井钻进中井斜过大的问题,提高单稳定器钟摆钻具组合防斜效果,笔者对该油田使用的单稳定器钟摆钻具组合进行了优化。

在井斜控制技术中,钻头侧向力是衡量井斜控制效果的关键参数[1],根据纵横弯曲法计算钻头侧向力模型,应用VB610语言编制了下部钻具受力分析软件,对于单稳定器钟摆钻具组合中稳定器的合理位置进行了计算,确定了单稳定器钟摆钻具组合稳定器最佳安放位置和稳定器的最佳尺寸,优化后的单稳定器钟摆钻具组合在现场取得了很好的防斜效果,成为X 油田主要的防斜技术。

1　地层造斜力和钻头侧向力的计算111　地层造斜力的计算井斜产生的主要原因是地层造斜力的作用,正确地计算出地层自然造斜力的大小,对于控制井斜非常重要。

在地层造斜作用基本稳定情况下,地层造斜力F f 为[2]: F f =-h tan (β-α)P B [1-h +tan 2(β-α)](1)式中,“-”表示F f 沿X 轴反向,即指地层上倾方向;h 为地层各向异性指数;F f 为地层自然造斜力,kN ;β为地层倾角,(°);α为井斜角,(°);P B 为钻压,kN 。

112　钻头侧向力的计算为了有效平衡地层自然造斜力,常采用带稳定器的钟摆钻具组合,其防斜原理就是利用钻柱下部悬臂段产生的钟摆力,制约钻头上受到的侧向力,从而控制井斜。

・903・石油天然气学报(江汉石油学院学报)　2009年10月　第31卷　第5期Journal of Oil and G as T echnology (J 1J PI )　Oct 12009　Vol 131　No 15由于纵横弯曲法具有求解精度高,运算速度快,便于在现场推广和普及等优点,因此采取纵横弯曲法求解钻头侧向力。

根据纵横弯曲理论,不论有多少个稳定器,都可根据静力平衡条件,对第一个稳定器取力矩来确定钻头侧向力[3]: F Z =-P B y 1L 1+W 1L 1sin α2+M 1L 1(2) y 1=KL 212-e 1(3) e 1=12(D 0-D S1)(4)式中,F Z 为钻头侧向力,kN (这里规定F Z ﹥0时为增斜力,F Z ﹤0时为降斜力);y 1为第一个稳定器中心点的纵坐标;W 1为第一跨钻柱在钻井液中的线重量,N/cm ;M 1为第一个稳定器处的内弯矩,N ・cm ;L 1为第一跨钻柱的长度,m ;e 1为第一稳定器与井眼的间隙,mm ;D 0为井眼直径,mm ;D S1为第一个稳定器的外径,mm ;K 为井眼曲率。

2　稳定器的位置及合理尺寸的选择表1　不同的L 1时单稳定器钟摆钻具降斜力稳定器位置L 1/m 钻头侧向力F Z /kN 3017976012139-0122412-0151715-0163118-0172621-0167124-0153227-01503表2　不同间隙e 1时单稳定器钟摆钻具降斜力间隙e 1/cm 钻头侧向力F Z /kN 0-01746011-01673012-01601013-01527014-01457015-01378 根据上述计算钻头侧向力的模型,应用VB610语言编制了下部钻具受力分析软件,对X 油田 216mm 井眼使用的单稳定器钟摆钻具组合进行优化,得出了稳定器最佳安放位置(如表1)。

钻井参数:钻压为100kN ,泥浆密度为1115g/cm 3,井斜角为5°。

从表1可以看出,当采用近钻头稳定器时,钻具组合具有很强的增斜力。

随着L 1的增大,增斜力下降,并逐渐趋向降斜力。

当L 1为18m 时,降斜力达到最大值,此时防斜效果最佳;随着稳定器的继续上移,则第一跨钻柱将会与井壁出现新的接触点,降斜力也会逐渐降低。

所以稳定器的最佳安放在18m ,即离钻头大约2根钻铤的距离。

在钻井过程中,随着井径的扩大、稳定器的磨损,井壁与稳定器之间的间隙是存在的。

这种间隙会影响钻头侧向力的大小,从而制约钟摆钻具的防斜效果。

钻头侧向力对稳定器与井壁间的间隙e 1非常敏感。

如表2,随着间隙e 1的增大,钻头侧向力F Z 迅速下降。

在选择稳定器的时候尽量选择满眼的,防斜效果会更加理想。

钻井参数:钻压为100kN ,泥浆密度为1115g/cm 3,井斜角为5°。

3　现场应用及效果分析A 井和B 井是X 油田的两口相邻的开发井,所在区块属于山前构造。

这两口井二开均使用了单稳定器钟摆钻具来防止井斜,该段地层为侏罗系,地层倾角高达53°以上,岩性主要为灰绿色凝灰质砾岩夹杂部分砂岩、泥岩,可钻性差,井斜难以控制。

A 井井身结构为:一开: 375mm 钻头钻至204m , 27311mm 套管下至203182m ;二开: 216mm 钻头钻至1670m , 13917mm 套管下至1639m 。

A 井(1255～1451m )使用的钻具组合: 216mm 钻头+ 178mm 钻铤×1根+ 214mm 稳定器+ 159mm 钻铤×12根+ 127mm 钻杆。

使用钻井参数:钻压为100kN ,采用转盘转速100r/min ,立管泵压17M Pa ,排量60L/s ,平均机械钻速・013・　石油天然气学报(江汉石油学院学报)2009年10月为3126m/h 。

A 井井斜角记录如表3。

表3　A 井和B 井井斜角记录A 井井深/m 井斜角/(°)B 井井深/m 井斜角/(°)125531212293128031412552141305315128021213303171305213554133011713804121355118140541613801161430419140511514515111423113B 井井身结构为:一开: 375mm 钻头钻至206m , 27311mm 套管下至205155m ;二开: 216mm 钻头钻至1680m , 13917mm 套管下至1679133m 。

B 井(1229～1423m )使用优化稳定器位置后的钻具组合: 216mm 钻头+ 178mm 钻铤×2根+ 214mm 稳定器+159mm 钻铤×12根+ 127mm 钻杆。

使用钻井参数:钻压为100kN ,采用转盘转速127r/min ,立管泵压18M Pa ,排量33L/s ,平均机械钻速为5168m/h 。

B 井井斜角记录如表3。

从实钻结果(表3)看,使用优化后单稳定器钟摆钻具组合的井段(B 井1229～1423m )井斜角控制在3°以内,而使用优化前的单稳定器钟摆钻具组合井段(A 井1255～1451m )井斜高达511°。

优化后的单稳定器钟摆钻具组合控制井斜的能力明显提高。

4　结论与认识1)优化后的单稳定器钟摆钻具组合防止井斜的能力明显增强,在X 油田山前构造带取得很好的防斜效果,值得推广应用,为今后该区块优选合理的钻具组合提供了依据。

2)通过计算和现场应用,单稳定器钟摆钻具组合稳定器最佳位置处于距钻头18m 处的高度,此时降斜力最大,防斜效果最佳;随着稳定器位置的上移,第一跨钻柱将与井壁出现新的接触点,从而使降斜力下降,影响防斜效果。

3)单稳定器钟摆钻具的稳定器应该选择满尺寸,这样能够保证足够的钻头侧向力,从而更好地控制井斜。

[参考文献][1]楼一珊1柔性钟摆钻具纠斜的理论分析[J ]1钻采工艺,1996,19(5):12～131[2]苏义脑1油气井防斜打快技术理论与实践[M ]1北京:石油工业出版社,2003118～221[3]白家祉,苏义脑1井斜控制理论与实践[M ]1北京:石油大学出版社,1990198～1061[编辑]　萧　雨・113・第31卷第5期史连超等:单稳定器钟摆钻具组合优化设计　the backbone2rib chart"correction method was analyzed1By means of comparing measuring error through various rota2 ting conditions,the simulated conditions in the worst error were obtained1Then on the simulating condition,the error in different standoff was found out1At the same time,the reasons of causing the error were analyzed1At last the meth2 ods to obtain true formation density when device is rotating are proposed1K ey w ords:density logging while drilling;rotating measurement;the backbone2rib chart;error analysis309Optimum Design of Pendulum Assembly with Single StabilizerSHI Lian2chao,LOU Y i2shan　(Key L aboratory of D rilling and Production Engineering f or Oil&Gas,Yan2 gtze Universit y,J ingz hou434023,H ubei,China;College of Pet roleum Engineering,Yangtze Universit y,J ing2 z hou434023,H ubei,China)LI G ui2bin　(T he3rd D rilling Engineering B ranch of CN PC B ohai Ex ploration D rilling Com pany,Tianj in 300280,China)WEI Wei　(Dow nhole Technology O perating Com pany of CN PC T uha Oil f iel d,S hanshan838200,X inj iang, China)ZH A Xuan,LI Y ing　(Research I nstitute of Pet roleum Engineering and Technology,Henan Oil f iel d Com pany, S I N O P EC,N any ang473132,Henan,China)Abstract:G eological features of some structures were complicated in X Oilfield,they belonged to piedmont structure1It was hard to control well path while drilling by using conventional pendulum assembly with single stabilizer1In order to strengthen the deviation reduction force of pendulum assembly,the beam and column method was used to research the position of stabilizer as pendulum assembly having the maximum deviation reduction force1According to the model of calculating bit side force with the bending method,the applied force analysis software of B HA was developed with VB6.0,and it was use to calculate the reasonable position of stabilizer of pendulum assembly with single stabilizer1By means of calculating and field application analysis,it shows that the optimized pendulum assembly with single stabilizer can control the well path effectively,which provide good criteria for choosing reasonable B HA in piedmont structure1 K ey w ords:pendulum assembly;incline prevention;bit side force;the beam and column method;deviation reduction force337R eservoir Damage in Fuyu R eservoir in Chaganhu Area of Songliao B asin WE N X iao2ming　(College of Earth Sciences,China Universit y of Geosciences,W uhan430074,H ubei,China) LU Z ong2sheng　(College of Earth Sciences,China Universit y of Geosciences,W uhan430074,H ubei,China;S tate Key L aboratory of Geological Processes and M ineral Resources,China Universit y of Geosciences,W uhan 430074,H ubei,China)HE X in,TI AN Yang,H U Wei　(College of Earth Sciences,China Universit y of Geosciences,W uhan430074,H u2 bei,China)Abstract:Fuyu Reservoir in Chaganhu Area of Songliao Basin was a low permeability reservoir that is difficult to be de2 veloped1It was easy to cause pore blockage and particle migration in the drilling process because of small pore throat radius,poor compatibility of injected water,high wax content of crude oil and so on,by which damage was often in2 duced in pore throat in operation1In combination with the results in laboratorial and open experiments,reservoir dam2 age was analyzed which included petrologic2mineralogical characteristics,pore structure,fluid properties,sensitivity and injected water1Studies show that the main factors are water locking during to particle migration,sensitivity damage of formation,bacterial injury caused by poor water2injection quality,inorganic fouling plug by poor compatibility,wax precipitation in crude oil1Therefore,according to the problems in the development process,it should take some neces2 sary precautionary measures to achieve the purpose of reservoir protection.K ey w ords:Songliao Basin;Fuyu Reservoir;sensitivity damage;reservoir protection;Chaganhu353Study on T echnique of Mobile G el Deep Prof ile Control and Displacement ME N Cheng2quan　(Facult y of Oil and Gas Engineering,China Universit y of Pet roleum,B ei j ing102249, China)LI U Rong2wei　(D rilling and Production Technological Research I nstitute of L iaohe Oil f iel d Com pany,CN PC, Panj in124010L iaoning,China)Abstract:At present,water flooding development in the most of the oilfields in China has been at the middle or high water2cut stage,water2cuting increased rapidly,recovery of water2flooding reserves was low and the production rate decreased greatly and so on1In allusion to the contradiction of high water content existed in the development,the tech2 niques of mobile gel deep profile control and oil displacement and its matched theory were studied and applied in the oil2 fields1The experimental formulae were developed and applied in10wells1The success rate was100%1A total injection profile control agent is2.12.1×104m3of profile control agent was injected,oil increment was5371t,water reduction was4830m3,better results were achieved and water cut increase and production decline were effectively re2Ⅺ。