国产旋转导向系统在南海西部的应用

国产旋转导向系统在南海西部的应用

王应好 董云峰 王小龙

（中海油能源发展股份有限公司工程技术湛江分公司，广东湛江 524000）

摘要：本文介绍了国产旋转导向系统的工作原理，分析了中国南海西部的不同区块的钻井作业难点。两个不同尺寸的国产旋转导向工具分别在在南海西部的两个不同区块的成功应用，不仅取得了较好的经济和社会效益，同时也为国产旋转导向工具后续的不断提高和推广起到了“抛转引玉”的作用。

关键词：国产旋转导向系统； Drilog & Welleader；中国南海西部； 造斜

0前言：

随着科学技术的不断发展，石油钻井行业中的科技含量也越来越高。作为新一代井下动力导向钻井系统，旋转导向系统对于钻探水平井、大位移井以及精确的开发油藏资源有着非常大的帮助。然而，此项技术长期被世界一流的油田技术服务公司斯伦贝谢、通用贝克休斯、哈里伯顿等三大公司垄断。作为中国“三桶油”之一的中国海油，积极投身于自有旋转导向钻井系统的研发，在近年取得了良好的成果，并在中国四大海域逐渐开始大规模应用。本文以中国海油两种不同尺寸的旋转导向系统在南海西部的应用情况，浅述国产旋转导向工具的现状，并对比国外先进导向工具，指明国产工具的发展方向。

1国产旋转导向系统介绍

1.1系统组成：

中国海油自主研发的国产旋转导向及随钻测井系统Drilog & Welleader（以下简称DW组合）是一种地面发送泥浆脉冲指令、推靠肋板式造斜、具有随钻电阻率和自然伽马测井项目的钻井工具。主要技术特征是导向力控制仪采用推靠式导向原理，由电机驱动液压系统分别启动3个导向翼肋，形成对井壁的推靠力，通过压力反馈对3个翼肋的导向力实现闭环控制[1]。Welleader自下而上是三个肋板，控制单元，柔性短节和扶正器，涡轮发电机（如图1）。

图1 Welleader部件示意图

1.2造斜原理：

现场工程师在地面发送造斜指令后，Welleader内部的计算模块根据三个肋板的当前位置关系，计算出三个肋板分别的需要力度大小，使得三个肋板的矢量和为现场工程师需要的造斜方向和力度（如图2），从而带动钻头和底部钻具按照设计的井眼轨迹进行钻进。另外，每柱打完倒划眼之前，需要在地面发送倒划眼指令将三个肋板收回，以保护肋板的液压系统。

图2 Welleader肋板合力示意图

2南海西部海域的特点

中国南海西部海域的油气资源主要存在于围绕着海南岛的几大盆地里：①东北面的珠江口盆地，以文昌区块为主；②东南面的琼东南盆地，以崖城、陵水区块为主；③西北面的北部湾盆地，以涠洲、乌石区块为主；④西南面的莺歌海盆地，以乐东、东方区块为主。由于被海南岛分隔开，各个盆地之间地层特征及油气资源聚集情况差异性很大，所以各个区块的钻井模式差别也较大，这也给旋转导向系统在南海西部的应用提出了挑战。

3国产950尺寸旋转导向在涠洲12-2-B27井成功应用

3.1地层特征

涠洲区块有着南海西部公认的复杂地层，具有夹层多，易缩径、易垮塌、易卡钻等难点，是井下事故的高发区。其中，灯楼角组、角尾组、下洋组和涠洲组一段为砂泥岩互层，涠洲组二段以泥岩为主，夹含砾中砂岩及细砂岩，涠洲组三段以中~细砂岩为主，流沙港组一段上部为大套泥页岩，下部发育砂体，流沙港组二段上部为厚层泥岩，中部为细砂岩与泥岩互层；下部为大套油页岩；流沙港组三段以含砾中砂岩、粉砂岩为主，夹薄层泥岩。

3.2钻具组合

12-1/4” PDC Bit + 9-1/2”Welleader + 8”Drilog + 8”HOC + 8”S.NMDC + 8”Filter Sub + 8”Float Sub + 12-1/8”Stabilizer + 8”F/J&JAR + 8”X/O + 5-7/8"HWDP*14 + 5-7/8"DP

3.3钻井参数

表1 涠洲12-2-B27井钻井参数

排量 钻压 顶驱转速 泵压 扭矩

L/min Klb rpm Psi lb.ft

4000 20-35 90-120 2800-3400 28000-32000

3.4作业过程

本井二开12-1/4”井段从1738米至2863米，分别钻遇了下洋组、涠洲组一段、涠洲组二段、涠洲组三段、流沙港组二段。DW组合在涠二组以上表现正常，在钻遇涠三组细砂岩后造斜能力明显下降，96%力度造斜率仅为1.5°/30m，继续钻进至流二组泥岩后造斜率恢复正常。该井12-1/4”井段进尺1125米，循环时间126.90小时，纯钻时间40.46小时，平均机械钻速27.81米/小时，最大井斜角42.42°。DW工具出井后外观无明显磨损，地面测试工具内部各项技术参数正常，国产旋转导向在涠洲区块的复杂地层基本表现出了较好的稳定性。

4国产675尺寸旋转导向在文昌19-1-B3S1井成功应用

4.1地层特征

文昌区块是南海西部的老区块、高产区块，上部地层粤海组、韩江组大段泥岩极易水化膨胀，珠江组一段为砂泥岩互层，珠江组二段和珠海组地层含粗砂岩和砾岩，具有较强的研磨性，对钻头和底部钻具的耐磨性要求较高，恩平组地层可钻性较差。

4.2钻具组合

8-1/2” PDC Bit + 7”Welleader + 7”Drilog + 7”HOC + 6-3/4”NMDC + 8”Stabilizer + 6-3/4”Filter Sub + 6-3/4” Float Sub + 5”HWDP*2 + 6-3/4”F/J&JAR + 5”HWDP*9 + 5”DP

4.3钻井参数

表2 文昌19-1-B3S1井钻井参数

排量 钻压 顶驱转速 泵压 扭矩

L/min Klb rpm Psi lb.ft

1800-2000 10-25 80-100 1300-2000 6000-8000

4.4作业过程

本井8-1/2”井段从644米至1923米，首先是稳斜钻遇了粤海组、韩江组的大段泥岩，该井段采用海水聚合物泥浆体系以控制井眼扩大率：密度1.05~1.08g/cm³，漏斗粘度31~32S。稳斜钻进期间地层呈自然增斜趋势，DW工具使用180°重力工具面和10~20%力度能抑制增斜。进入珠江组一段后砂岩开始增多，提高固控设备的使用频率来降低钻井液中的含砂量及其他有害固相，避免冲蚀DW工具内部的橡胶及涡轮部件。进入珠江组二段和珠海组，粗砂岩及砾岩增多，降低顶驱转速至80rpm以保护钻头和井下工具。该井8-1/2”井段进尺1279米，循环时间103.00小时，纯钻时间37.33小时，平均机械钻速34.26米/小时，井斜角从7.70°增至34.42°，方位角从218.17°扭至144.32°，平均45%力度能达到2.5~3°/30m的造斜率，国产旋转导向工具表现出了较好的轨迹控制能力。

图3 文昌19-1-B3S1井设计及实钻井眼轨迹图（垂直&水平投影）

5 国产工具作业优势

5.1指令成功率高，指令丰富

在文昌19-1-B3S1作业过程中，累计发送指令87次，指令一次成功率100%。所使用的指令发生装置（Command Downlink，简称CDL）采用“二合一”整体封装，一套CDL包含两组指令发生装置，在现场可通过远程控制实现两组指令发生装置自由切换。

旋转导向系统集成五大类指令集、73728种指令，基本可实现轨迹和井斜无极调节，满足轨迹精细化调整。

5.2 可实现与外方工具互联互通

可实现与外方井下传输装置（如贝克休斯BCPM）互联互通，大幅度提高井下资料的实时传输效率（传输速率提高8-10倍）。

可连接外方中子密度、随钻测压等测井工具。

6 国产旋转导向工具发展方向

6.1 指向式旋转导向

作为全球最大的油田技术服务公司——斯伦贝谢（Schlumberger）经过几十年的技术积累，已经发展出新一代旋转导向工具Power Drive Xceed。

该工具通过调节涡轮发电机负载电流改变涡轮发电机绕组回路阻抗，以使携带高强度永磁铁的涡轮叶片与工具内的扭矩线圈耦合产生电磁转矩和加速度，进而使旋转换向阀保持一个相对于井壁的固定的工具面角，最终实现控制轴在受控状态下的运动状态改变。由于其没有任何零件支靠井壁，使该工具对井壁依赖性降到最低，因此适用于任何地层。

在涠洲12-2-B27井钻遇涠三组细砂岩后造斜能力明显下降，表明在国产工具在特殊地质条件下，造斜能力有一定局限性，主要是受制于工具“推靠式”造斜原理。要实现工具更广泛的适应性，采用“指向式”导向工具是一个重要方向。

6.2 地质导向界面

出于保密方面需要，传统第三方油田服务公司（如：斯伦贝谢、贝克休斯、哈里伯顿等）一般不掌握油田储藏特点、地质构造特性，作为中海油自主知识产权的旋转导向工具，可以在原来轨迹设计基础上，加上油藏、构造特性，这对于增加钻井钻遇率、提高实时决策效率、规避井下风险（如构造断层）具有重要的现实意义。

7结论及建议

7.1国产旋转导向系统Drilog+Welleader在中国南海西部的不同区块分别实现了12-1/4”和8-1/2”井段的成功应用，工具对地层的适应性较好；同时，指令发送成功率100%，工具稳定性较好，能够满足现场钻井作业需要。

7.2国产旋转导向系统在高端测井项目、操作便捷性及950尺寸工具造斜率等方面还需要继续改进，以满足现场作业更高需求。

7.3国产旋转导向硬件的抗震性和配件的耐冲蚀性还需提高，以适应海上钻井各种工况的需要。

7.4国产化工具的不断推广应用，对于降低油田综合开发成本有着重要经济价值和战略意义。

参考文献：

[1] 吴超，菅志军，郭云，等.旋转导向钻井系统关键技术研究及实钻实验[J].中国海上油气，2012,24（3）:52-53.