李典偉，楊忠福，邸百英，陳紹云，王建艷

(1.中國石油大慶鉆探工程公司鉆井工程技術研究院，黑龍江大慶 163413；2.中國石油大慶鉆探工程公司國際事業(yè)部，黑龍江大慶 163411)

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伊拉克魯邁拉油田S形定向井降摩減扭技術

李典偉1，楊忠福2，邸百英2，陳紹云1，王建艷1

(1.中國石油大慶鉆探工程公司鉆井工程技術研究院，黑龍江大慶 163413；2.中國石油大慶鉆探工程公司國際事業(yè)部，黑龍江大慶 163411)

魯邁拉油田S形定向井鉆井過程中摩阻扭矩大，部分井出現(xiàn)扭矩超出頂驅扭矩額定上限的問題，嚴重影響了鉆井速度，導致鉆井周期延長、鉆井成本增加。為此，從井眼軌道優(yōu)化、試驗應用旋轉導向系統(tǒng)和水力振蕩器、優(yōu)選鉆井液潤滑劑等方面開展了降摩減扭技術研究，形成了適合魯邁拉油田S形定向井鉆井需求的降摩減扭技術：采用S形井眼軌道，最優(yōu)井眼曲率為(2.85°～3.00°)/30m，最大井斜角為30°；優(yōu)選應用加量均為3%的液體潤滑劑RH3和固體潤滑劑超細膨化石墨；水平位移大于500.00 m或定向施工須進入Mishrif層的定向井應用旋轉導向系統(tǒng)，其余定向井應用水力振蕩器，以提高機械鉆速，降低扭矩。該降阻減扭技術在魯邁拉油田13口S形定向井進行了應用，扭矩降低30%以上，機械鉆速提高37.7%，較好地解決了該油田S形定向井鉆井摩阻扭矩大的問題。

摩阻；扭矩；定向井；井眼軌道；旋轉導向；水力振蕩器；潤滑劑；魯邁拉油田

伊拉克魯邁拉油田開發(fā)45年來，已在1 800 km2面積內累計鉆井1 000余口，井網密度不斷加大；同時，由于戰(zhàn)爭損壞、地面井口受限等原因，造成該油田定向井數(shù)量逐年增多，已達到年鉆井總數(shù)的70%。由于該油田儲層滲透率高達1～1 000 mD、有效孔隙度達15%～25%，常規(guī)J形定向井極易發(fā)生壓差卡鉆(試驗的2口J形定向井都失敗)，因此只能采用S形定向井，但同等條件下S形定向井井眼摩阻較J形定向井更高。該油田上部Dammam層為漏層，下部井深1 800.00 m以深存在易塌頁巖層和高滲層，不利于定向施工,導致可供定向的井段長度不足900.00 m。同時，由于井場布置等因素的限制，水平位移一般為350.00～1 000.00 m，且采油工程要求造斜率一般控制在4°/30m以下，這就要求在較短的垂深增量范圍內要鉆進出較大的水平位移，導致定向段比例達到75%以上，井眼摩阻扭矩進一步增大，部分井出現(xiàn)扭矩超出頂驅35 kN·m額定上限的問題，雖然采取了泡油泡酸等處理措施，但未取得理想的降低扭矩的效果，最終選擇側鉆，從而延長了鉆井周期、增加了鉆井成本。因此，大慶鉆探工程公司開展了魯邁拉油田S形定向井降摩減扭技術研究，并在13口井進行了現(xiàn)場應用，與原有的7口同類定向井相比，實際扭矩降低30%以上，在提高機械鉆速、降低鉆井成本方面獲得較好的效果。

1　S形定向井鉆井技術難點

魯邁拉油田地層發(fā)育穩(wěn)定，自上而下依次為Dibdibba層、Lwr-Fars層、Abu-Ghar層、Dammam層、Rus層、Ummer-rad層、Tayarat層、Shiranish層、Hartha層、Sadi層、Tanuma層、Khasib層、Mishrif層、Rumaila層、Ahmadi層、Mauddud層、Nahr-Umr層、Shuaiba層和Zubair層，主要目的層為Zubair油層，地震及實鉆資料證實，該油田幾乎沒有斷層存在。但該油田地層巖性結構較為復雜，并且軟硬地層頻繁交錯，局部含硫化鐵礦物，給井身質量及井斜控制帶來了不同程度的困難。各組地層主要巖性特點及鉆井風險如下[1]：

1) 該油田發(fā)育6套漏失地層，占總井深的51.19%。其中Dammam層井深420.00～680.00 m,90%以上定向井在鉆進該地層時發(fā)生嚴重漏失；Hartha層井深1 600.00～1 850.00 m,地層巖性為裂縫、孔隙極其發(fā)育的白云巖和石灰?guī)r，為主要漏失層，50%以上定向井在鉆進該地層時發(fā)生嚴重漏失，魯邁拉油田南部尤為嚴重；部分地區(qū)存在溶洞，造成鉆井過程中鉆井液失返及井壁坍塌。

2) 該油田發(fā)育2套含硫水層，層段長為260.00～300.00 m，Ummer-rad層下部100.00 m和Tayarat層全部均發(fā)育含硫水層，井控風險較大。如Ru-398井鉆至井深1 724.00 m(Hartha層)時，鉆井液完全漏失后含硫水溢出并伴有H2S氣體，井控風險增大。

3) Rus層、Ummer-rad層和Tayarat層等存在礫巖、硬石膏和硫鐵礦夾層，造成機械鉆速低、PDC鉆頭崩齒、定向工具面不穩(wěn)等問題。

4) Shiranish層、Mishrif層和Zubair層滲透率高達1 000～4 000 mD，同時該油田已開發(fā)45年，部分井Mishrif層和Up-shale層的孔隙壓力梯度下降了0.10～0.23 MPa/100m，造成壓差卡鉆的風險進一步增大。

5) 部分老井由于戰(zhàn)爭以及管理不當?shù)仍?，相關資料缺失嚴重，與國內外其他油田防碰井多為“單點”或“小段”防碰相比[2]，魯邁拉油田S形定向井下部井段防碰掃描段長達1 500.00～2 000.00 m，定向井鉆井防碰難度很大。

2　井眼軌道優(yōu)化設計

2.1井眼剖面類型選擇

井眼軌道設計主要有恒曲率和變曲率兩種，其中恒曲率法設計思路簡單易行，現(xiàn)場施工便于實現(xiàn)，但井眼摩阻較大。變曲率法井眼摩阻較小，但設計復雜，現(xiàn)場施工過程中不易實現(xiàn)。不同軌道類型分析計算及現(xiàn)場試驗對比表明，在鉆達相同靶點情況下J形定向井進尺比S形定向井約少50.00 m；但從壓差計算公式可以看出，隨著井斜角增大，高滲透層更易發(fā)生壓差卡鉆。同時，由于J形定向井的定向段位于三開井段，造成其鉆井周期比S形定向井長10～20 d，且井斜角大于15°的J形定向井需要采用旋轉導向技術鉆進，而S形定向井更能滿足后期作業(yè)的需要。因此，從進尺、鉆井風險、鉆井周期和成本等多方面綜合分析，魯邁拉油田定向井設計采用S形井眼軌道，即“直—增—穩(wěn)—降—穩(wěn)”五段制剖面。

2.2井口坐標優(yōu)化設計

當靶點、方位確定后，井口坐標主要由靶前距決定。靶前距的確定主要考慮所用造斜工具的造斜能力、曲率與摩阻的關系，最終在滿足地質設計要求和安全施工的前提下選擇最低摩阻的靶前距。由于魯邁拉油田開發(fā)時間長以及戰(zhàn)爭等因素的影響，地面情況較為復雜(聯(lián)合站、油田公路、未排爆雷區(qū)等)，并根據(jù)安全防護的要求需增加防彈墻、防彈溝和鐵絲網等設施，井場面積雖然增大為180.00 m×180.00 m，但可供選擇的井位范圍較小。針對魯邁拉不同地質和地面情況，在開展摩阻扭矩分析的基礎上(見表1)，建立了魯邁拉油田井型劃分方法。根據(jù)地面建設情況和采油集輸管線的布置情況大致確定井眼方位后，根據(jù)已知的地質靶點和合理的靶前距(即線段長度)，確定最優(yōu)的井口坐標，表達式為：

X=X1+LsinZ

(1)

Y=Y1+LcosZ

(2)

式中：X為井口橫坐標，m；X1為靶點橫坐標，m；Y為井口縱坐標，m；Y1為靶點縱坐標，m；Z為井眼方位與格北方位的夾角，(°)；L為靶前距，m。

表1　不同造斜率和水平位移條件下井眼摩阻扭矩分析

2.3井眼軌道設計

首先取設計方位線上的垂直平面，建立二維垂直坐標系。已知井口坐標、目標點e處坐標、造斜段造斜率K1、穩(wěn)斜段井斜角α和降斜段造斜率K2，建立數(shù)學模型，求解井眼軌道曲線方程及各點的坐標[3]：

(3)

(4)

式中：S為水平位移，m；H為造斜點至降斜段終點的垂直增量，m；H0為造斜點井深，m；H4為降斜段結束時的井深，m；K1和K2分別為造斜段和降斜段的造斜率，(°)/30m；L1和L2分別為造斜段和降斜段的段長，m。

根據(jù)魯邁拉油田定向井實鉆情況設定邊界條件：1)造斜率K1和K2取值≤3°/30m，最優(yōu)取值為(2.85°～3.00°)/30m；2)由于Rus層比較硬，一般設定進入Ummer-rad層15.00 m(垂深870.00 m)；3)為了降低固井施工難度和成本，機械式分級箍推薦應用的最大井斜角為28.5°；4)Hartha層的孔隙度和滲透率高，易發(fā)生井漏，因此一般要求鉆進該層前將井斜角降斜至0°，垂深為1 600.00～1 700.00 m。Ru-151A井的井眼軌道設計方案如表2。

表2　Ru-151A井井眼軌道優(yōu)化設計結果

現(xiàn)場鉆進施工時，根據(jù)魯邁拉油田地質特點和定向技術難點，增斜段采用相對較低的造斜率，隨著井斜角增大、造斜趨勢的形成，鉆進降斜段時提高造斜率，以縮短降斜段的長度[4]。

3　降摩減扭技術

魯邁拉油田定向井主要通過MWD監(jiān)測井眼質量，用單彎螺桿實現(xiàn)定向控制，但在定向鉆進過程中由于摩阻扭矩大易產生托壓現(xiàn)象，不僅嚴重影響定向井的機械鉆速，同時也易引起壓差卡鉆等井下故障的發(fā)生，尤其對于水平位移超過500.00 m或定向施工必須進入Mishrif層的定向井，壓差卡鉆概率高達80%以上。為進一步提高鉆井效率，降低井下風險，在水平位移較大的定向井(定向施工進入Mishrif層)開展了降摩減扭技術研究與試驗。

3.1旋轉導向系統(tǒng)的試驗

旋轉導向系統(tǒng)能夠最大限度地解放鉆壓，同時又能夠控制井斜，在魯邁拉油田2口定向井進行了現(xiàn)場試驗。其中，R-569z井是魯邁拉油田北部的第一口水平位移大于500.00 m的S形定向井，三開井段鉆進中使用了旋轉導向系統(tǒng)，但鉆進過程中發(fā)生卡鉆，因無法解卡而爆炸松扣，最終填井側鉆。R-581井是井底位移大于500.00 m的S形定向井，二開定向后使用了旋轉導向系統(tǒng)，進尺1 529.00 m，平均機械鉆速10.23 m/h，與相鄰2口井相比，平均機械鉆速分別提高了48.4%和59.6%，鉆進時間分別縮短了3.24和4.87 d。

3.2水力振蕩器的試驗

在S形定向井尤其是大位移定向井中，軸向力傳遞通常較困難，如在大位移井中，摩阻相當高，有時會導致鉆柱發(fā)生自鎖，使軸向力下傳開始變得困難，鉆柱起下、螺桿鉆具滑動鉆進、完井管柱的下入、鉆壓傳遞都將變得異常困難。為了降低摩阻并實現(xiàn)軸向力的連續(xù)傳遞，國內外已經采用了許多方法與工具，包括應用液體或固體潤滑劑、滾輪減阻等機械工具、在鉆桿之上接入鉆鋌或加重鉆桿、旋轉鉆桿和清潔井眼等措施[5]，并取得一定的效果。水力振蕩器的研發(fā)應用對于實現(xiàn)鉆壓的有效傳遞、減少滑動鉆進期間的鉆具托壓現(xiàn)象、減少馬達制動現(xiàn)象、提高對工具面的控制能力并最終實現(xiàn)提速增效具有重要作用[6]。Ru460井在822.00～1 773.00 m井段試驗應用了水力振蕩器，進尺951.00 m，鉆進時間127.85 h，平均機械鉆速7.43 m/h，與鄰井Ru-046A井相比，平均機械鉆速提高了37.8%，鉆井時間縮短了38 h。

3.3鉆井液性能優(yōu)化

為了滿足S形定向井現(xiàn)場施工要求，同時考慮環(huán)保要求不能應用油溶類潤滑劑，因此需從兩方面考慮解決問題：1)通過配伍性試驗，選擇多類型水基潤滑劑配合使用，改善濾餅上潤滑劑的分布，從而增強鉆井液的潤滑性，并考慮引入固體石墨來降低摩阻；2)從地層本身的孔隙度分析，選擇合理粒徑的屏蔽暫堵處理劑實現(xiàn)“暫時降低孔滲”的目的，并通過流性調節(jié)劑、降濾失劑的優(yōu)化調配，降低高溫高壓濾失量和靜濾失量，從而形成薄而致密的濾餅，降低壓差卡鉆的風險[7-9]。

3.3.1液體潤滑劑優(yōu)選

鉆井液基漿配方為3.00%FT-1+3.00%KFT+3.00%CMC-LV+1.00%PAC-LV+0.25%NaOH+0.10%Na2CO3+2.50%RH-3+0.05%XC+ 3.00%HM-1，分別加入國內常用的、效果相對較好的8種潤滑劑，測量不同密度及不同溫度下鉆井液的極壓潤滑系數(shù)，結果見表3和表4。

表3加入不同潤滑劑的鉆井液在不同密度下的極壓潤滑系數(shù)

Table 3EP lubricity of drilling fluids with different lubricants under different density

配方極壓潤滑系數(shù)1.2g/cm31.6g/cm3基漿0.3020.373基漿+RH5250.1130.242基漿+RH30.1020.151基漿+RH85010.1810.282基漿+DG5A0.1530.245基漿+DG5B0.1730.302基漿+RT90510.2800.374基漿+JYR0.1400.162基漿+NJYR0.1300.161

表4加入不同潤滑劑的鉆井液在不同溫度下的極壓潤滑系數(shù)

Table 4EP lubricity of drilling fluids with different lubricants under different temperature

配方極壓潤滑系數(shù)室溫120℃160℃基漿0.3020.3230.341基漿+RH5250.1130.1430.245基漿+RH30.1020.1260.154基漿+RH85010.1810.2000.281基漿+DG5A0.1530.1850.242基漿+DG5B0.1730.2520.303基漿+RT90510.2800.3250.371基漿+JYR0.1400.1940.255基漿+NJYR0.1300.1610.180

從表3、表4可以看出，潤滑劑RH3能夠有效降低鉆井液的極壓潤滑系數(shù)，在高溫條件下效果更加明顯。為了確保鉆井液具有良好的潤滑性能，優(yōu)選潤滑劑RH3、RH525和DG5A復配作為液體潤滑劑，其中RH525和DG5A的最優(yōu)加量為0.5%。

在基漿中加入潤滑劑RH3，進行不同密度和不同試驗條件下的潤滑性能試驗，以確定RH3的最佳加量，試驗結果見表5。從表5可以看出，潤滑劑HR3加量大于3%后，不同密度鉆井液的摩阻系數(shù)均趨于平穩(wěn)，因此確定潤滑劑RH3的最優(yōu)加量為3%。

表5RH3不同加量下的鉆井液摩阻試驗結果

Table 5Drag test results of drilling fluids with different lubricant RH3 dosage

RH3加量,%摩阻系數(shù)1.2kg/L1.4kg/L室溫99℃老化48h室溫99℃老化48h00.3110.3120.3230.34410.2120.2330.2250.22120.1510.1620.1820.17330.1410.1420.1310.14340.1300.1210.1430.14150.1100.1110.1210.13260.1010.1120.1320.11170.1010.1130.1230.12190.1010.1020.1100.111100.1220.1310.1420.131

3.3.2固體潤滑劑優(yōu)選

固體潤滑劑顆粒具有晶體層格結構，可將滑動摩擦變?yōu)闈L動摩擦，大幅度降低鉆具在鉆進過程中的磨損，防止壓差卡鉆，延長鉆具使用壽命[10]。選擇國內常用的固體潤滑劑JS-5、超細膨化石墨和OCRH，分別考察它們對鉆井液潤滑性的影響，結果見表6。

表6　固體潤滑劑的潤滑性能試驗結果

從表6可以看出，超細膨化石墨的潤滑效果最好，且已鉆井的現(xiàn)場應用效果表明，其對鉆井液性能的影響不明顯，因此優(yōu)選超細膨化石墨作為固體潤滑劑，確定其加量為3%，以提高鉆井液的潤滑防卡能力，保證施工安全。

3.4室內軟件模擬計算

用軟件模擬計算鉆井液優(yōu)化前后對扭矩的影響，結果如圖1所示。

圖1　鉆井液優(yōu)化前后理論扭矩對比情況Fig.1　Theoretic torque comparison between optimum and original situation

從圖1可以看出，優(yōu)化前鉆井液對扭矩的影響明顯大于優(yōu)化后。這是因為優(yōu)化前鉆井液與地層的物理滲透和化學作用強烈[11]，造成井壁不規(guī)則，摩阻變大;而優(yōu)化后鉆井液與地層的作用較弱，不會產生水化膨脹和分散，對井眼穩(wěn)定性的影響很小。同時加入石墨等潤滑材料，進一步降低了鉆井液的摩阻系數(shù)，使理論扭矩降低近40%。

4　現(xiàn)場應用效果

魯邁拉油田定向井降摩減扭技術在現(xiàn)場累計應用13口井，與未應用降摩減扭技術的7口同類定向井相比，實鉆扭矩降低30%以上，尤其是隨著井深和水平位移的不斷增加，部分井扭矩降低近60%，機械鉆速提高37.7%(其中，二開定向段機械鉆速提高13.9%，三開井段機械鉆速提高65.8%)。

NP-FW29-MP井是魯邁拉油田一口S形定向井(水平位移612.00 m)，一開采用φ444.5 mm鉆頭鉆至Dammam漏層上部穩(wěn)定泥巖段(井深553.00 m)，下入φ339.7 mm套管；二開采用φ311.1 mm鉆頭鉆至Tanuma層頂(井深2 092.00 m，垂深1 954.15 m)，完成全部定向施工，下入φ244.5 mm套管；三開采用φ215.9 mm鉆頭鉆過儲層60.00 m(井深3 501.00 m，垂深3 356.87 m)，下入φ177.8 mm套管。該井在三開鉆井過程中采用了降摩減扭技術，最大摩阻30 kN，最大扭矩22 kN·m，平均機械鉆速11.34 m/h，鉆井周期37.52 d，與未應用降摩減扭技術的鄰井NP-FR31-MP井(水平位移624.00 m，井深3 502.50 m，垂深3 359.45 m)相比，最大摩阻降低26.7%，最大扭矩降低31.2%，平均機械鉆速提高40.1%，鉆井周期縮短3.96 d。

5　結　論

1) 通過優(yōu)選最優(yōu)靶前距和井眼軌道優(yōu)化，結合魯邁拉油田的實際情況，定向井設計采用S形軌道，確定最優(yōu)井眼曲率為(2.85°～3.00°)/30m、最大井斜角為30°。

2) 水平位移大于500.00 m或定向施工須進入Mishrif層的S形定向井，采用旋轉導向系統(tǒng)鉆進，鉆井周期可縮短3 d以上；其他定向井則推薦采用常規(guī)定向工具+水力振蕩器鉆進，機械鉆速提高35%以上，鉆井周期縮短1 d以上。

3) 以井眼軌道優(yōu)化、應用旋轉導向系統(tǒng)及水力振蕩器、優(yōu)選鉆井液潤滑劑為主的降摩減扭技術，在魯邁拉油田13口S形定向井的應用效果表明，扭矩降低30%以上，機械鉆速提高37.7%。

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[編輯滕春鳴]

Drag and Torque Reducing Techniques on S-Shaped Directional Wells of the Rumaila Oilfield

LI Dianwei1,YANG Zhongfu2,DI Baiying2,CHEN Shaoyun1,WANG Jianyan1

(1.DrillingEngineeringTechnologyResearchInstitute，CNPCDaqingDrillingEngineeringCompany,Daqing,Heilongjiang，163413，China; 2.InternationalDivision，CNPCDaqingDrillingEngineeringCompany,Daqing,Heilongjiang，163411，China)

S-shaped directional wells in the Rumaila Oilfield are subject to large drag and torque during the drilling process and some wells experienced torques above the upper limit of rated top-drive torque.Such conditions might present significant impacts on drilling speeds,prolong required drilling time and increase drilling costs.In order to solve this problem,research was conducted on the drag and torque reducing technique in the well trajectory optimization,development and application of rotary steering system and hydraulic oscillator,drilling fluid lubricant optimization and other aspects.Accordingly,the drag and torque reducing technique was established to meet the drilling requirements of S-shaped directional wells in the Rumaila Oilfield.For this drag and torque reducing technique,S-shaped well trajectory was adopted with optimum borehole curvature of (2.85°-3.00°)/30 m and maximum hole drift angle of 30°; liquid lubricant RH3 and solid lubricant ultra-fine extruded graphite with dosage of 3% were selected; the rotary steering system was used for the directional well with horizontal displacement above 500 m or that having the construction in the Mishrif layer.At the same time,other directional wells deployed hydraulic oscillators to raise the rate of penetration and to reduce the torque.The drag and torque reducing technique was deployed in 13 S-shaped directional wells in the Rumaila Oilfield to reduce the torque by more than 30% and to raise the rate of penetration by 37.7%.It could solve the problem of large drag and torque for the S-shaped directional wells of the oilfield.

drag； torque; directional well; well trajectory; rotary steering; hydraulic oscillator; lubricant; Rumaila Oilfield

2015-11-06；改回日期：2016-05-23。

李典偉(1981—)，男，黑龍江大慶人，2005年畢業(yè)于大慶石油學院石油工程專業(yè)，工程師，主要從事鉆井液技術相關研究與現(xiàn)場技術服務。E-mail：kler1981@163.com。

?鉆井完井?doi:10.11911/syztjs.201605004

TE242

A

1001-0890(2016)05-0022-06