在开发阿根廷Vaca Muerta页岩资源的过程中，采用先进的钻具加压设备提高了完井和修井效率。新的液压完井装置提高了作业绩效，使石油公司能够突破大位移水平井完井的技术极限。2017年，YPF（阿根廷国家石油公司）的高管要求工程师们在全球市场上采购最先进的钻具加压设备，以协助开发他们的Vaca Muerta页岩油气资源。2022年，该公司使用了新的HCU（hydraulic completion unit液压完井装置，见图1）技术在阿根廷成功进行了45口井的完井作业。
 
图1
阿根廷的页岩油气开发
 Vaca Muerta 页岩地层位于阿根廷的内乌肯盆地，被认为是世界上最大的可采页岩油和页岩气资源之一。Vaca Muerta页岩储层的深度为3000米左右，面积超过30000平方千米，储层质量非常高，与美国的几个页岩地层，如Eagle Ford，Marcellus和Bakken的储量相当。大范围Vaca Muerta页岩油气的发现和开发始于2010年，由阿根廷国家石油公司YPF统领。尽管最初的钻井会战是以打直井来进行的，但石油公司在2014年转向打水平井，对水平段实施完井。

为了提高非传统储层的生产效率，油井设计的越来越深，水平段设计越来越长，见图2（Vaca Muerta页岩井的数量按年分布和水平段长度的情形展示）。基本的前提是，更长的水平段能让石油公司安排更多压裂级，最终能够带来更高的油井产量和相应的投资回报。这一技术和经济的综合体由美国页岩行业开创，而被阿根廷的非常规油气行业进行了良好的复制。
 
图2
YPF公司副总裁Juan Manuel Ardito解释说，“为了降低项目的开发成本，在YPF公司我们的主要驱动力之一就是向着更长的水平段进发。2022年，我们达到了自Vaca Muerta页岩开发以来平均水平段长度最长的开发水平，包括一口水平段长度4420m的井，它是该盆地中水平段最长的一口井，见图3（YPF的主管第一次出现在AESA子公司HCU钻机的完井施工现场）。”

他指出，“每天，我们都在试图攻克钻井极限，但我们也需要应对完井带来的挑战。由我们的全资子公司AESA合并组成的钻具加压设备是实现这一目标的关键所在。在YPF公司的运营中，我们正在努力将阿根廷打造成全球能源供应商，我们在Vaca Muerta页岩开发中的表现为我们提供了这一独特的机遇。”新技术的引入，如钻具加压设备，将引领我们提高当地的油气钻探能力，改善我们在北美以外唯一的非传统资源开发的成效。
 
图3
 
Vaca Muerta 页岩挑战
在水平段施工过程中，钻具弯曲是一种常见的现象，它是一种在下钻过程中钻具与套管壁（或井壁）之间因摩擦接触力所产生的屈曲现象，这种现象限制了机械钻速。随着水平段的延长，这种摩擦接触力会自然增大，因而就会限制连续油管设备延续下入油管的能力。为了减轻这种影响，各公司已经探索了几种方法，包括加入润滑液、刚硬的钻具设计和BHA（井底钻具组合）振动工具等。所有先前采用的方法都是为了使各公司大幅突破技术极限，力争施工更长的水平段。不过，上述工艺都存在着一个机械上和经济上的边界，对此，阿根廷的石油公司并不陌生。

为了促成阿根廷CTU向HCU的过渡，YPF公司和AESA子公司组建了一个多学科技术团队，设计并执行了一项国际评估流程。该流程将确定所展示的技术，使两家公司能够在大位移水平井完井和修井市场中有效地保持领先地位。

钻具加压被定义为：在钻具下井过程中，井眼内有足够的上推压力，阻止钻具下入，或将管柱举出井眼，如果不施加限制力或外力，钻具就无法继续下井，此时，需要对钻具下入施加向下的压力。自上世纪50年代以来，钻具加压设备一直存在于该行业中，鉴于这种设备对正在生产的油井具有的干预能力，通常主要涉及井身结构、井眼轨迹完好性问题、操作突发事件和井控险情等工况。这就是很久以前，在过去十年中，该技术已被升级为一种能进行更长井段页岩铣削操作、具有先进安全机制、且具备工厂化生产模式的完井工具。

液压动力钻机设备HCU
这种设备能够执行各种油井干预作业，包括钻具加压，但它们具有的独特的效率和安全组件设计，使其与传统的HWO/HWU（液压修井）加压装置有所区别。使用连接或粘连的油管有几个优点：完井管柱可旋转；可施加更大的力（拉力、挤压力或缓冲力）；允许更大的排量；允许更高的扭矩；可单独质检和更换完井管具或接头（相对于CTU装置，如果处理不当，卷筒会受损或加速损坏）

当HCU技术在阿根廷本地进行评价时，需要解决的一些大的挑战如下：在大位移水平井完井施工中，完井管柱抵达井底或有效研磨压裂塞问题；研磨压裂塞期间，井眼清洗效率仅限于泵容量；研磨完压裂塞后无法带压下入生产油管；固完油套后，油套内留有水泥和泥浆残余物；生产封隔器卡在水平段；压裂塞研磨时磨掉或损坏油管BHA（井底钻具组合），包括井下马达卡在水平段；油管卡在水平段，以及液压断开故障。

在评估这些挑战时，结合YPF公司曾设想的油井设计前景和美国之前的先例，很明显将需要HCU设备。这就意味着能够突破当前的技术极限，但通过研究现有数据，还旨在HCU设备能在某些环节优于目前的CTU技术，并为从未探索过的其它优化造斜角度的问题开辟一个窗口。见图4（钻具加压与连续油管之间不同应用的性能标准比较）。
 
图4
一项新的旨在完成正在生产的大位移井的着陆技术自然非常具有挑战性。在一个几乎没有钻具加压先例的国家，这样做意味着寻找和培训合适的人员将成为最为关键的安全和绩效驱动因素。考虑到这一可变因素，经过国际评估过程后，AESA决定与DWS合作。DWS的总部位于美国宾夕法尼亚州，专门从事长水平段、高压、多井完井技术，最重要的是专业培训。凭借IADC认可的能力计划，一项具有API Q2 / ISO-9001认证的质量管理体系程序以及一个具有丰富钻具加压经验的管理团队，非常适合介入Vaca Muerta页岩开发项目。

攻克多项挑战技术
在阿根廷，HCU技术成功实施了不同的、前所未有的完井作业，攻克了多项技术挑战，为简化完井契机奠定了基础。

单选修井钻机。AESA S-01 HCU搭载在一台带有起重机的卡车上，能够从一口井摆越到另一口井，显著提高了多井平台的施工效率。这需要在第一口井进行常规的设备安装，而从该点位到后续的井，作业人员只需从该井口拆下主防喷器法兰，然后移动整个钻机，摆到下一口井的位置，同时保持所有的支持设备处于原先的位置。使用这种方法和技术，每口井的设备安装和拆卸时间可节省约50%。

自流井的干预措施。在一口正在生产的井下入管柱有着诸多好处，当出现地层受损时，因为没有流体嵌入储层或向储层补充。因此，地层状况保持原封不动的状态。但如果生产井处于自流状态时进行作业，那么加压技术的这些自然优势就会进一步显现出来。AESA将井口与生产管线相连接，对45口井中的11口实施了完井作业，因此省去了生产过程中的非生产时间，降低了石油公司的总成本。同时，一口正在生产的自流井还降低了工作压力，也减少了管柱的光暴露，而且，作业时还能实现更高的起下速度。

单只钻头一次下井实施大位移井段钻塞作业。使用连接起来油管能让石油公司旋转整个管柱、增大环空循环流速、还能缓解钻压堆积问题。从上述方面来看，井眼净化和旋转技术的改善，也使HCU钻机在美国95%的作业中达到了总井深，水平段长度超过3660m，仅一只钻头一次下井就完成了施工作业。见图5（AESA的HCU钻机和支持设备）。
 
图5
 这与CTU设备有很大不同，CTU在大位移水平完井井段施工时需要两次、三次甚至四次下井实施完井作业。AESA S-01钻机在总计45口井的完井作业中完成了8口，水平段长度在2839m至3915m之间，都是一只钻头一次下井实施了完井作业。这8口井中的两口还出现了套管变形的情形，但这并没有给实施HCU技术带来任何困难。

初步的钻塞结果和优化机遇。从第一口井到第八口井的钻塞作业，时间缩短了40%。这是通过与YPF和DWS携手合作获得的一个更为清洁的井眼所实现的，井眼清洁与否对机械钻速有着很大影响。相关的升级内容如下：作业流体和化学品管理：由于没有关于HCU研磨压裂塞的本地数据，作业开始复制一些常用的二叠纪流体配方和泵送方案。根据测量的机械钻速结果，对减摩剂和黄原胶（用于产生粘性扫描的化学物质）的用量进行了校准。同时，调整了循环方案和扫描频率。

HCU的操作与回流的协调：当下入管柱遇卡时，添加一根管具时，保持正确的井压至关重要。这就意味着HCU操作员，泵操作员和回流操作员必须进行实时沟通，以完美的协调动作执行操作。这在进行CTU操作时是不需要的，因此，要求回流操作员有一个简短的学习曲线。一旦达到这一点，就会做到更少的返砂和更平稳的操作。起出管具：最初，起出管具或称起钻，是在循环过程中完成的。一旦总体的井眼净化得到了改善，这意味着无需开泵就能进行起钻作业，这样就能更快的操控管具。

但经过八次延伸研磨干预，以及仍在经历一个学习曲线后，改进操作仍有一定空间。主要包括以下方面是：更快的钻具起下：由于本地人员依照学习曲线进行作业，起下钻速度自然不太理想。DWS展示了美国东北部和二叠纪盆地每小时超过60根钻具起下速度的关键绩效指标（KPI），这是阿根廷作业人员的中短期目标。更快速的水平段铣削：尽管井的平均铣削速度为每小时7.5个单根的KPI，但整体的钻井参数仍然可以调整，以进一步推进水平段的机械钻速。实时数据驱动的流体管理：由于涉及如此多的变量，因此能够根据机械钻速以及现场回流碎屑的质量和数量来优化化学品的使用至关重要。这需要一个操作和流体参数的实时监控系统，以实现快速和高频次的校准。

随着水平段越来越长，本地人员获得了所需的能力，随着AESA的S-01 HCU钻机和未来更多设备的到来，预计完井工作量将继续保持增长。在短期内，计划要对YPF的293个平台井进行完井施工，其中包括阿根廷历史上最深的水平井LLL-1677，总井深7962m，水平段长4398m）。AESA和DWS正在集合两家公司的经验和资源，以释放HCU技术在阿根廷的全部潜力，复制在美国所产生的出色成果的演进模式。