尽管面临资金短缺和服务成本攀升的双重压力，美国钻井市场的运营商和服务商仍在不断突破井深、井眼轨迹和作业周期的极限。耐人寻味的是，这些突破大都依赖于近十多年来基本未变的传统技术。这不禁让人思考：在必须依赖更多电子元件的井下工具和承受更高成本的困境出现之前，这个行业还能实现多少的业绩提升？
 
    本文介绍一种RST（Rotational Steering Tool旋转导向工具）井下工具，一种创新的填补行业技术空白的钻井方法。这种RST弥合了固定管柱组件与RSS（Rotary Steerable system旋转导向系统）之间的性能差距，显著提升了传统可导向BHA（bottom hole assembly井底钻具组合）的定向钻井性能。RST可在保持钻具持续旋转的同时实现井眼轨迹的定向控制、降低井眼摩阻、优化钻压传送。
 
    Bison Oil Gas IV油气勘探开发公司与Drilling Tools International钻井工具服务公司携手合作，在美国中部的大型油气产地丹佛-朱尔斯堡盆地成功实施了RST的应用，显著提升了钻井性能。本文详细阐述了这种工具的开发过程、早期采用者的试用历程，以及在多阶段建井过程中实现钻井绩效显著提升的非凡经历。
 
RSS系统
 
当今采用的RSS系统是令人瞩目的技术突破，几乎能在所有的钻井环境实现精确的井眼轨迹控制。但配备RSS系统的BHAs实施钻井作业时会面临经济、物流和操作层面的诸多挑战。从价值评估的角度来看，必须综合考量多个关键因素，才能确保这些技术能够真正地为钻井项目带来预期效益。
 
RSS技术采用了多种集成的传感器和精确的导向机制，这种工具的制造和维护成本较高。这些因素自然会导致运营成本上升，运营商必须精打细算，确保通过钻井性能的提升和钻井周期的节省来抵消这方面的成本投入。
 
面临的一个核心挑战在于从首选的供应商处获取必要的工具和专业的技术支持。这些资源的可用性可能有限，而且，并非所有的供应商都能为特定的钻井应用和井眼规格提供配套的工具。更棘手的是，现有的人员可能缺乏有效操作和管理RSS系统的专业培训。这种对供应商提供的工具和所需专家支持的双重依赖，不仅会引发变更管理的难题，也会显著增加各个环节的风险，特别是在考虑将RSS系统用于井下特定环境时，或为了完成更长水平段钻进作为次级水平段钻进选用BHA时，其挑战更加严峻。
 
除了运营成本和供应方面的问题之外，还需对RSS系统部署时的整体风险工况进行严格的管控。随着井深增加导致的钻井复杂程度的增加，工具损坏和落入井下的风险始终需要仔细的评估和权衡。虽然最初的风险评估可能支持使用RSS系统，但还须充分考虑井深增加带来的钻井轨迹偏离的风险概率和成本的攀升。在需要多种BHAs才能钻完一口井的情况下，选择这些技术时风险与回报的平衡必须需占据优势，但在某些井最深的井段钻较短的进尺时，这种优势可能并不总是成立。
 
传统泥浆马达的BHAs
 
传统泥浆马达的BHAs因其性能稳定且经过多年的使用验证，长期以来备受推崇。然而，随着钻井环境越来越复杂，一些相互关联的挑战逐渐显现出来，这些挑战影响了其整体效率与一致性的充分发挥。
 
大位移水平段钻井加剧了井筒的摩擦效应（摩阻增大），导致传统泥浆马达BHAs的钻井性能显著下降，见图1：有效导向的ROP (rate of penetration机械钻速）在2000英尺水平井段钻进过程中汇集的数据表明，传统泥浆马达的BHAs在水平段较深井段的导向性能显著下降。
 
 
图1
 
    随着井眼摩阻的增大，维持井眼轨迹滑动钻进的效能会逐渐下降，这可能会导致井眼定向面临困难，使钻井周期延长。这种井眼摩阻增大导致的钻井性能下降是运营商必须重点管控的关键问题，尤其是在钻较长水平段的过程中，其累积的影响最为明显。
 
    在传统泥浆马达BHAs的钻井作业中，SOS（surface oscillation systems表面振动系统）和FRT（friction reduction tools减阻工具）常被用来缓解井眼摩阻问题，但它们的集成运用可能会增加井下工具的复杂性，导致运营成本也会相应地增加。图2是简化的、采用SOS与FRT后摩阻变化的示意图，SOS和FRT可有效降低摩阻或减阻。
 
图2
    SOSs通过操控顶驱使钻杆以不同转速和行程产生振动，以克服阻止钻具旋转时的静摩擦力或静摩阻。这种振动作用可缩短受轴向摩阻制约的钻杆的有效长度，使钻具在井筒内能平滑移动，同时还能提高传统泥浆马达BHAs调整弯壳体朝向的精度。虽然这类系统能提供高效且经济的减阻方法，但随着水平段长度的增加，钻井性能会因物理和操作限制的制约而逐渐下降，如图1所示。
 
图3
    当仅仅依靠SOS无法有效降低钻具摩阻、或需要提高导向性能时，可将FRTs集成到该系统中。这类工具利用钻井液产生的能量，在钻具特定区间内会产生有针对性的机械搅动，从而进一步降低井眼摩阻。但这样的应用会带来额外的资金投入和作业成本的增加。由于FRTs需要从流动的钻井液中获取能量，特别是在多井段钻进中使用时会使泵压显著增高。这样就可能需要在水平段的末端降低总的流量，进而削弱泥浆马达的动力生成，甚至可能会造成 MWD（measurement while drilling随钻测量）系统无法正常工作，导致出现问题。
 
    采用传统泥浆马达的BHAs进行有效的定向钻进，需要精确控制多个钻井参数。滑动钻进过程中平衡ROP并保持马达工具面的取向，需要持续调整顶驱方位和自动钻井系统的参数设置。
 
    图3（采用SOS与FRT后的摩阻变化。随着水平段钻进长度的增加以及SOS达到其有效的极限值，经历全井眼摩阻的钻具比例也随着钻进进尺的增加而增加）展示了一个使用SOS实现井眼减阻的简单的效果示意图，表明振动与井眼减阻之间存在着一致的关系。实际上，减阻效果取决于多种动态因素，包括钻具载荷、自动钻井系统的参数设定以及振动参数设置的调整方式和顺序。这些复杂因素使得传统泥浆马达BHA的导向操控高度依赖于操作人员的专业技能，因而导致作业效能存在很大的变数。
 
采用传统泥浆马达的BHAs进行滑动钻进时，会因钻杆屈曲、下坐效应以及上提高度的不确定性而面临机械与操作方面的挑战。井眼摩阻会加剧这些问题的复杂性，导致旋转钻进与滑动钻进转换过程中定向钻进的NPT（non-productive time非生产时间）显著增加，同时还大大增加了工具损坏的风险。
 
    滑动钻进过程中，井眼摩阻的增大会导致钻杆屈曲，从而增加钻具的侧向载荷，使钻具的长度变短，需要施加更高的扭矩才能恢复钻具旋转。井深的不确定性与旋转扭矩的增大，已被确认是井下工具失效的主要原因。此外，当上提钻具使BHA脱离井底时，因钻杆拉伸导致的位置的不确定性，常常需要过多的上提高度，以确保钻头不再吃入地层并脱离井底，上述过程耗时费力，也导致了定向钻进的NPT进一步增加，同时还会带来旋转钻进时因钻头吃入地层不足而引发涡动、旋流和扭转振动的风险。
 
挑战水平井钻井的新方法
 
    今天的运营商在大位移水平井钻井时面临着两个选择：是采用RSS旋转导向系统还是采用传统泥浆马达BHAs的井底钻具组合？两种方法各有挑战。RSS虽然能实现精准的井眼轨迹控制，但租赁成本过高、供应受限且需要特殊的专业团队支持等缺陷。此外，随着水平段井眼的不断延伸，工具损坏或发生故障的风险也在增大，成本大幅上升的问题日益突出，因此有效的风险管控至关重要。
 
    采用泥浆马达实施定向钻井的传统BHAs虽然具有成本效益且应用广泛的优势，但因井眼摩阻不断增大导致钻进效能下降的问题，需要复杂的减阻策略，例如采用SOS系统和FRTs来降低井眼摩阻。这些方法虽然能缓解部分导向难题，但会带来前文所述的操作限制，同时还会增加对操作人员技能与经验的依赖，从而导致性能不稳定。
 
    为应对这些风险与局限性，人们研发出一种新型可操控的导向钻井钻具组合。该技术可提供类似于RSS的减阻效果，同时还可利用现有的、经过时间考验的传统泥浆马达的BHA组件。通过弥合RSS与传统泥浆马达导向方法的差距，这项技术创新提供了兼顾成本效益与作业效率的替代方案，既能减少大位移水平段钻进的性能波动，又能显著提高水平段钻进的钻井效果。 
 
旋转导向工具RST
 
    作为一种渐进腔式泵，俗称“容积式马达或泥浆马达”，RST利用钻头与岩层接触面产生的扭矩驱动马达转子旋转，在马达转子与定子的接触面产生压力，实现扭矩的有效传递。当需要修正井眼轨迹时，司钻会降低钻具的右旋转速度，直至这个转速与钻头扭矩驱动泥浆马达下部组件左旋的转速相匹配，从而使BHAs的相对旋转为零。这个过程类似于在*的自动人行道上朝着错误的方向行走一样，如果你的行走速度与传送带的速度相同，那么相对于航站楼来说你就保持着静止状态。同样地，通过平衡这些旋转力，也就是平衡钻具的旋转扭矩与钻头产生的反扭距，RST就能精准修正钻头的钻进方向，实现井眼轨迹按设计要求钻进，与此同时，还能保持全钻具旋转带来的降低摩阻的效果。图4给出了RST与先前图2和图3摩阻变化的对比。RST与钻头之间的摩阻是一个已知且恒定的数值
 
 
图4
    井眼方向修正后，司钻只需在地面提高钻具转速，即可恢复BHAs的右旋转速，恢复正常钻井作业。再以机场自动人行道的比喻来描述一下，当你暂时调整步伐以匹配自动人行道的运动速度从而保持静止后，加快行走的速度就能再次向前移动。同样，随着司钻在地面提高钻具转速，BHA会重新开始旋转，使钻进连续进行。其结果是：RST上方的钻具与BHA下方钻头之间形成了一个转速差，就像你走在机场自动人行道上前进的速度是你的步速与传送带速度之差或差值一样。 
 
    RST由四部分组件构成：轴承组件、传动装置、泥浆马达部分和扭矩控制短节。见图10（RST工具的井下端朝右。该工具的短节组件在顶部被拆分。输入轴与底部短节之间标注了传感器的位置）。泥浆马达的核心部件是转子和定子。RST采用全孔径设计，仅产生微小的压降，压降基本相当于工具内孔径缩减所产生的压降值。 
 
    RST可直接组装到井底钻具组合BHA中，建议在该工具下方最大施加9吨的钻压，并将钻压控制在9吨之内。为了实现这一目标，通常建议采用加重钻杆予以辅助，将RST安置在钻头上方60m至120m的位置。早期的工具设计将RST直接安置在了MWD（随钻测量）工具的上方，以便更靠近钻头；不过，这种布局会导致马达工具面的控制出现难以驾驭的输入反应。在该工具下方增加钻压可起到一个惯性阻尼器的作用，它能稳定并抑制泥浆马达产生的反扭矩。这种设计减少了滑动钻进期间为保持马达工具面所需调整方位的次数和幅度。
 
    与传统泥浆马达钻进相比，从旋转模式切换至导向模式的操作流程得到了大幅度的简化。滑动钻进期间，ROP会略有下降，开始施加钻压/释放钻具。随后将钻具转速降至目标值，确保在此过程中持续稳定地传递钻压至关重要。一旦建立了稳定的工具面，就可通过增加压差的方法而使BHA向左转动，或逐渐提高转速来促使BHA移动。该过程简化了执行滑动钻进所需的参数输入，因为转速和持续松弛的下放控制更为便捷。
 
    要结束导向井段，就要确保钻头施加的钻压未向外倾斜，然后逐渐提高转速。该操作步骤可遵循重新确定的从滑动钻进转换为旋转钻进的准则或操作指南，例如降低转速、直至泥浆马达的弯曲部分完全进入了新钻出的井眼中。
 
    在钻头不离开井底的情况下由旋转钻进转换为滑动导向钻进，或完成导向井段滑动钻进后再转换为旋转钻进的过程可能是一个有争议的话题，争议的重点是钻头不离开井底。考虑到该工具在导向钻进时有降低井眼摩阻的作用，以及其具有与BHA解耦的行为，所以相互转换的过程通常不会产生剧烈的扭矩振荡或冲击。RST测试中，在工具两端各安装了一个高频传感器：一端与输入轴连接，与钻具的转速一致，另一端与底部短节连接，与BHA的转速一致。图11（从旋转切换至滑动、然后再切换回旋转的1秒钟的传感数据。所有的三个图在12分钟的时间间隔内保持着时间的同步。第一个图显示的是两个传感器的井下转速，顶驱转速与顶部传感器的数据高度吻合。其余两张图呈现的是工具两端平均的振动数据）展示了一个从旋转钻进转换为滑动钻进、再转回旋转钻进的典型示例。
 
早期的采纳案例
 
    Bison IV Operating公司确定了一次使用RST的案例，在一个BHA中采用RST技术钻至目标井深的场景，无需起钻起出FRT，从而提高了水平段更深处滑动钻进的效率。初步的论述始于2023年第四季度，但当时DTI（Drilling Tools International）公司不确定RST工具的库存水平能否跟上Bison IV 公司的钻井计划。2024年第一季度末，在评估和扩大产能后，DTI公司重新与Bison IV公司接洽，商讨决定加大推进力度，实施现场试用工作。
 
项目启动初期，Bison IV公司从钻穿套管鞋到钻至总井深，平均用时5.5天，见图5【采用RST之前，同区块的8口井，钻井周期（天数）与井深（英尺）的图示】。几口井的采样数据大都在单井施工后期因普遍存在的滑动钻进降速的问题而使钻进速度减慢，从而延长的钻井周期。
 
图5
    在最初的试用中，RST仅专注于水平井段的钻进，因为已知的滑动钻进问题可通过该技术加以改进，因此，RST此前从未用于钻垂直段、造斜段。钻完造斜段后，为了安装RST，采用了通常用于与FRT上提相同的操作方法，对BHA进行了短起下操作。前两口井的试用结果表明，该工具显著提高了水平井段滑动钻进的效率，与传统的同区块井相比取得了预期的性能提高，见图6（传统泥浆马达的BHA与带有RST功能的BHA，在2000 ft长的水平段滑动钻进ROPs的数据对比，红色代表传统泥浆马达BHA导向所钻的井的数据，蓝色代表RST工具所钻的井的数据）。随着BHA向更深的水平段钻进，ROP的下降幅度明显小于典型的泥浆马达BHAs的钻进表现。这种ROP的下降趋势在越来越深的水平段钻进过程中变得并不那么明显。
 
 
图6
    下一个目标是采用RST从钻穿套管鞋到钻至总井深而不进行起下钻的全程钻进。试验初期的挑战之一是确保井下钻铤的RPMs始终在目标参数范围内。为了解决这个问题，现场技术团队通过MWD工具在预定的井段间隔对钻铤的RPMs进行了监测，确认其不超过限值。该方法被证明是有效的，随着压差的增加可实现实时的性能优化。通过相应地调整地面转速，确保BHA在整个钻进过程中保持所需的转速。
 
    通过不断的采用RST实施定向钻井，以稳定的速度钻进，在朝着目标井深钻进过程中钻井速度几乎没有因滑动性能变差、RST带来的旋转/滑动转换段较少以及其它优势使水平段末端滑动钻进降速明显，图7是采用RST钻的43口井，钻井天数与所钻井深的示意图。
 
图7
    另一个观察到的有助于缩短钻井周期的优势是在水平段钻进过程中非计划的起下钻次数得到了减少，见图8（采样井的数据汇总到了所钻水平段的进尺中，包含非计划的起下钻小时数以及每一个非计划的起下钻小时对应所钻的水平段的进尺）。在采用RST钻的43口井，水平段钻进期间非计划起下钻的总时间与8口采样井的记录的时间相当。这归因于工具可靠性的提升，还可能得益于BHA与钻具的解耦行为、滑动钻进操作的一致性、FRT的消除、以及旋转钻进转换为滑动钻进或滑动钻进转换为旋转钻进的平滑操作。
 
 
图8
结论
Bison Oil Gas IV油气勘探开发公司率先在美国中部的丹佛-朱尔斯堡盆地采用了RST技术，奠定了该公司在钻井创新领域的领军地位。该公司对这项技术的早期投资不仅提高了作业效率，也为该地区的油气钻探树立了新的业绩标杆。其他运营商也随之跟进纷纷效仿，开始采用RST技术复制Bison IV公司的成功经验，这充分证明了该工具的卓越性能和行业价值。这种广泛的应用与实践，彰显了Bison IV公司作为前瞻型企业的声誉，他们始终拥抱前沿技术，通过创新方法不断提高企业的运营效率和业绩。
 
    通过工具的持续使用加上不断地对其进行改进，从三开钻穿套管鞋开始到完成总井深的钻进，平均钻井周期从用时5.5天降至3.5天，缩短了两天，见图9（传统泥浆马达与配有RST工具的BHAs所钻井的数据对比，按100英尺深的间隔汇总的天数-深度曲线走势，采样的RST工具钻的井为蓝色，传统泥浆马达钻的井为红色）。大部分的性能提升出现在水平段的钻进过程，其中水平段后半程的性能提升更为显著。 
 
 
图9
 
 
图10
 
 
图11
 
随着行业技术的不断进步，像RST这样创新的井下工具，其应用将会对下一代钻井技术的发展起到关键作用。通过突破传统泥浆马达BHA的钻井极限并拓展其功能，石油公司或运营商能实现更高效率、更低成本的定向钻井施工，并为复杂井的设计开辟了新机遇。