An Early Warning Method Based on Artificial Intelligence for Wax Deposition in Rod Pumping Wells
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摘要:
针对依靠现场经验确定的清蜡周期不准确而导致蜡卡躺井的问题，开展了基于人工智能的抽油机井结蜡预警方法研究。利用皮尔逊相关系数分析方法，分析了17项油井自动采集参数与结蜡程度的关联性，确定了7项主控参数，创建了结蜡预警规则模型；将7项主控参数的合并指标进行归一化处理得到结蜡综合特征指标（WPSC），并利用结蜡预警规则模型产生的样本数据建立了结蜡井WPSC样本集，选用长短时记忆神经网络（LSTM）对样本集进行训练，得到了WPSC机器学习模型，用其可以定量预测抽油机井的结蜡程度。该方法在胜利油田桩23区块的现场应用结果表明，油井清蜡周期得到延长，且有效避免了蜡卡躺井。研究结果表明，基于人工智能的抽油机井结蜡预警方法实现了油井结蜡程度的定量化预测与预警，对精准确定清蜡时机具有较好的指导作用。
Abstract:The timing of wax clearance is usually determined in the field by observations, which is inaccurate and may cause wells to fail due to wax locking. To solve this problem, a wax deposition early warning method based on artificial intelligence for rod pumping wells has been developed. The Pearson correlation coefficient analysis method is used to conduct correlation analysis between 17 points of data automatically acquired by oil well condition and degree of wax deposition, and seven main control parameters are determined. A wax deposition early warning rule protocol was established on this basis. The wax deposition synthetic characteristics (WPSC) index was obtained by normalizing the merged indexes of seven main control parameters, and the WPSC sample set of wells with paraffin problems was established by using the sample data generated by the wax deposition early warning rule model. Long-term and short-term memory (LSTM) neural networks were selected to train the sample set, and the machine learning model of WPSC is obtained, which could quantitatively predict the degree of wax deposition in the rod pumping wells. The field trial of this method in Block Zhuang 23 of the Shengli Oilfield showed that by using this method, the wax clearance timing as prolonged and the wax locking in failed wells was effectively avoided. Research results showed that the wax deposition early warning method based on artificial intelligence for rod pumping wells achieves quantitative prediction and provides effective early warning on the wax deposition degree in oil wells, and could be used as an effective guide in precise the selection of wax clearance timing.
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四川盆地深部油气资源丰富，资源量超过15×1012 m3，探明率仅6.8%，是天然气勘探的重点领域[1–7]。元深1井是部署在川北低缓构造带上的一口重点风险探井，主要目的是探明震旦系灯影组储层发育情况及含气性，设计井深8 680.00 m。该井储层埋藏超深，井底温度高达190 ℃，地层压力接近150 MPa。根据该地区已钻井的钻进情况，该井钻井作业面临着一系列技术难题：地层压力体系复杂，易坍塌、易漏失地层难以完全封隔[8]；陆相难钻地层研磨性强、可钻性差，大尺寸井眼提速困难；钻遇气层多，井控风险高，钻井提速技术优选难度大等[9–11]。为此，在详细分析钻遇地层地质特征的基础上，借鉴邻井钻井经验，通过研选高效PDC钻头、应用系列钻井提速技术和随钻防漏堵漏技术，有效解决了钻井过程中遇到的技术难题，实现了安全快速钻井，顺利钻至井深8 866.00 m完钻，圆满完成了该井的钻探任务，并创中国石化四川盆地直井井深最深纪录。
1. 地层岩性特点与钻井技术难点
1.1 地层岩性特点
元深1井自上而下依次钻遇白垩系剑门关组，侏罗系蓬莱镇组、遂宁组、沙溪庙组、千佛崖组和自流井组，三叠系须家河组、雷口坡组、嘉陵江组和飞仙关组，二叠系长兴组、吴家坪组、茅口组、栖霞组和梁山组，志留系小河坝组和龙马溪组，奥陶系五峰组、宝塔组和湄潭组，寒武系洗象池群组、陡坡寺组、龙王庙组、沧浪铺组、仙女洞组和筇竹寺组，目的层为震旦系灯影组。
元深1井陆相地层均为高压−异常高压地层，地层压力系数为1.23～1.94，其中须家河组地层压力系数最高（达到1.94），地层破裂压力梯度较高（2.47～3.21 MPa/100m）。自流井组下部、须家河组砂岩中石英含量高，其中须家河组砂岩中的石英平均含量达75%以上[12]。
元深1井海相地层中，长兴组礁滩相储层及灯影组丘滩相储层均为常压地层，其他地层基本为高压−异常高压地层。其中，茅口组地层压力最高，压力系数达2.05；长兴组及灯影组破裂压力梯度明显低于其他地层，小于2 MPa/100m；其他地层破裂压力梯度均大于2 MPa/100m。嘉陵江组地层发育高压卤水层，元坝27井和元坝6井分别采用密度1.47和1.50 kg/L的钻井液钻进该地层时发生溢流。洗象池群组至沧浪铺组地层主要为泥岩和白云岩，岩石强度整体较高，研磨性较强。储层灯影组地层岩性主要为白云岩，富含硅质条带，地层软硬交错，可钻性差[13]。
1.2 钻井技术难点
元深1井设计为五开制直井，井身结构设计见图1。该井一开封隔上部承压能力低的地层，二开封隔须家河组气层及海陆相过渡带破碎地层，三开封隔长兴组及以上地层，四开封隔灯影组以上地层，为安全钻进目的层创造条件，五开钻进震旦系灯影组200.00 m完钻。
元深1井主要存在以下钻井技术难题：
1）大尺寸井眼空气泡沫钻井难度大。上部地层易出水，应用泡沫钻井技术钻进大尺寸井眼时，井壁稳定和携砂困难，发生卡钻的风险大。例如，元坝6井应用气体钻井技术钻至井深46.70 m时地层出水，导致钻头泥包严重。
2）部分地层研磨性强，可钻性差。陆相地层、海相深部地层岩石硬度高，研磨性强，可钻性差。下沙溪庙组、自流井组、须家河组和吴家坪组等地层软硬交错，夹层多，钻进时跳钻严重，钻速慢。须家河组地层以研磨性强的石英质砂岩为主，单轴抗压强度100～332 MPa，导致钻头寿命较低，常规钻井方式机械钻速低。例如，元坝27井下沙溪庙组—雷口坡组地层，主要采用“牙轮/PDC钻头+常规钻井技术”钻进，平均机械钻速仅0.81 m/h；特别是须家河组，机械钻速仅为0.46～0.55 m/h。
3）钻井提速工具应用受限。该井纵向上存在多套压力体系，高低压互层，且裂缝、断层发育，可能出现井漏、喷漏同存等问题，提速工具应用受限，且为满足井控要求，钻井液密度普遍超过设计钻井液密度上限，高密度钻井液的压持效应导致钻速慢。例如，川深1井二开2 849.92～4 264.00 m井段设计钻井液密度1.20～1.70 kg/L，实际钻井液密度达2.05 kg/L，平均机械钻速1.00 m/h，纯钻时间1 403.00 h，超出设计纯钻时间（871.87 h）达531.13 h。
4）钻具安全风险高。该井深部地层高含硫化氢，需要采用防硫钻具钻进，但其抗拉强度低，抗拉安全系数低，钻井过程中易出现断钻具故障。根据地质预测结果，该井可能钻遇长兴组的元坝地区2#生物礁边缘，地层压力系数低，易发生恶性漏失，需要定向钻进以避开生物礁；且钻具组合在定向段的起钻摩阻大，进一步增大了钻具载荷，增加了钻具断裂风险。
2. 钻井提速关键技术
2.1 泡沫钻井技术
元坝区块陆相上沙溪庙组及以浅地层钻井过程中易出水，井壁失稳和井漏频发，大尺寸井眼钻速慢，应用泡沫钻井技术取得了较好的提速效果[14]。为此，元深1井一开0～2 000.00 m井段设计采用泡沫钻井技术，针对大尺寸井眼泡沫钻井存在的携砂困难问题，选用ϕ139.7 mm大水眼钻杆，并提高气体排量，以满足携砂和安全钻井需要。针对泡沫钻井钻具振动大的问题，优化了钻具组合，加入双向减振器，同时加强钻具探伤和钻具倒换。该井泡沫钻井钻具组合为：ϕ565.1 mm KHD515GC型牙轮钻头+浮阀+ϕ279.4 mm液力双向减振器+ϕ279.4 mm钻铤×6根+ϕ228.6 mm钻铤×6根+ϕ203.2 mm无磁钻铤×1根+ϕ203.2 mm钻铤×2根+ϕ203.2 mm随钻震击器+ϕ203.2 mm钻铤×3根+旁通阀+ϕ139.7 mm钻杆。设计泡沫钻井参数为：钻压100～250 kN，转速50～70 r/min，气体排量260～310 m3/min，泡沫基液流量8～15 L/s。考虑携岩需求及井下安全，井深2 000.00 m以深地层采用钻井液钻进。
2.2 高效PDC钻头
陆相地层自流井组珍珠冲段、须家河组地层压实程度高，普遍含砾石及石英颗粒，研磨性极强。元坝区块须家河组地层使用常规PDC钻头钻进时，钻头工作不平稳，复合片抗冲击能力不足，出现钻头崩齿，鼻部、肩部碳化钨基底磨损严重等问题，导致钻头先期损坏失效[15–17]。为此，研制了AX616型高效PDC钻头（见图2）：采用六刀翼和深内锥结构，提高钻头工作的稳定性；采用双排齿设计，选用高耐磨性进口复合片及特殊复合材料后排背齿，限制切削齿吃入地层深度，降低崩齿概率，提高钻头抗冲击性和抗研磨性。这样可有效解决钻头在硬地层工作时的粘滑现象，保证平稳工作，同时减小钻头的横向滑动，保证切削效率，延长钻头使用寿命。
AX616型PDC钻头在元深1井4 289.00～4 293.00 m井段（须三段地层）进行了应用，钻进4.00 m后由于发生井漏，被迫起钻下入常规钻具组合堵漏。但该钻头在川南泸州区块阳101平台阳101H6−5井1077.00～1515.00 m井段（须家河组地层）进行了应用，一趟钻进尺438.00 m，纯钻54 h，平均机械钻速8.47 m/h，较同平台邻井机械钻速（6.46 m/h）提高31%。
2.3 硬地层钻井提速技术
2.3.1 “涡轮钻具+孕镶金刚石钻头”提速技术
涡轮钻具采用全金属构件，耐温和抗冲蚀性能良好，转速800～2 000 r/min，能实现钻头高速旋转并提高钻速。孕镶钻头由天然金刚石、硬质合金和孕镶材料高温堆焊集结，利用孕镶齿中金刚石的自磨自锐性能在高转速下破碎地层。“涡轮钻具+孕镶金刚石钻头”提速技术能够显著增加钻头转速及钻压，增强井下钻具的稳定性，延长单只钻头使用寿命，可提高可钻性差、研磨性强、砾石层及石英含量高等极难钻地层的机械钻速。该提速技术在元坝区块多口井千佛崖—须家河组陆相地层钻井进行了应用，取得了明显的提速效果[18]。其中，元陆H−1井四开ϕ215.9 mm井段单只钻头最高进尺1 292.00 m，平均机械钻速2.69 m/h；龙岗X1井三开ϕ215.9 mm井段单只钻头进尺392.00 m，纯钻时间143.6 h，平均机械钻速2.73 m/h。
2.3.2 “旋冲钻具+混合式钻头”提速技术
混合式钻头融合了牙轮钻头冲击压碎和PDC钻头刮削破岩的特点，钻进硬地层过程中，通过牙轮的冲击压碎作用降低岩石强度，从而降低硬地层岩石对PDC切削齿的冲击损坏，在提高破岩效率的同时保护钻头，延长钻头使用寿命。川深1井3 279.54～3 522.21 m井段（自流井组珍珠冲段—须家河组五段）应用混合式钻头钻进，纯钻时间277 h，平均机械钻速1.42 m/h。旋冲钻井技术是在钻具组合中安装一个能产生高频冲击作用的冲击器，使钻头承受周期性的（冲击频率6～20 Hz）冲击动载，从而提高硬地层破岩效率[19]。元深1井珍珠冲组—须一段地层应用“旋冲钻具+混合式钻头”钻进，6趟钻进尺313.00 m，平均机械钻速1.07 m/h，提速效果显著，但单趟进尺较短，平均仅为52.00 m。
2.3.3 微心PDC钻头
PDC钻头形成的岩屑细碎，无法满足岩屑录井的要求，因而探井目的层往往应用牙轮钻头钻进，以准确判断层位和岩性。但相对于PDC钻头，牙轮钻头的进尺少、机械钻速低，起下钻次数多，导致超深目的层钻井周期长，钻井成本高。微心钻头兼具PDC钻头和牙轮钻头的优点[20]，通过改进PDC钻头的结构，使其在保留机械钻速快、使用寿命长和钻进安全等优点的同时，能够获得较大的岩屑，满足岩屑录井的需要。因此，元深1井目的层灯影组设计选用微心PDC钻头钻进。
2.4 高温超深层井筒强化技术
为解决海相深部高温地层压力系数差别大、漏失风险大和低压地层压差卡钻风险大的难题，根据随钻封堵和渐进式承压堵漏的思路，开展了高温超深层井筒强化技术研究。优选抗温性好的云母、矿物纤维等矿物类堵漏材料，并采用刚性粒子、弹性粒子、变形粒子和沥青类等多粒径复配，达到大颗粒架桥、中细颗粒逐级封堵的效果，弹性粒子确保裂缝开启后也能形成致密封堵层[21–22]。随钻渐进式承压方法能确保在钻开低压渗透性地层时，快速形成薄而致密的滤饼，提高井筒承压能力的同时降低压差卡钻概率。随钻防漏钻井液配方为：井浆+3%～5%高效随钻封堵剂SMGF-1+1%～3%裂缝复合堵漏剂SMLF-1+3%～5%超细碳酸钙QS-2。
3. 钻井提速效果分析
元深1井通过应用超深井钻井提速关键技术，有效减少了井下故障，提高了机械钻速，顺利钻至井深8 866.00 m完钻，全井平均机械钻速2.16 m/h。
3.1 泡沫钻井提速效果
ϕ685.8 mm导管井段应用泡沫钻井技术一趟钻完成，进尺300.00 m，纯钻时间66.0 h，平均机械钻速4.55 m/h。一开300.00～2 000.00 m井段应用泡沫钻井技术4趟钻完成，进尺1 695.00 m，纯钻时间265.5 h，平均机械钻速6.38 m/h，与该地区常规钻井（采用钻井液）相比，机械钻速提高80.7%。元深1井导管和一开井段泡沫钻井提速效果见表1。
表 1 元深1井泡沫钻井提速效果统计结果Table 1. Statistics of foam drilling effect for increasing ROP in Well Yuanshen 1钻井方式 钻进井段/m 进尺/m 纯钻时
间/h平均机械
钻速/( m·h−1)泡沫钻井 0～300.00 300.00 66.0 4.55 300.00～1176.00 871.00 122.0 7.14 1176.00～1435.00 259.00 37.0 7.00 1435.00～1836.00 401.00 87.0 4.61 1836.00～2000.00 164.00 19.5 8.41 常规钻井 2000.00～2307.00 307.00 87.0 3.53 3.2 二开陆相硬地层提速效果
二开3 920.00～4 760.00 m井段为自流井—须家河组高研磨性地层，在强化井筒稳定性的基础上，采用“涡轮钻具+孕镶金刚石钻头”、“旋冲钻具+混合式钻头”和“高效PDC钻头+射流冲击器”钻井提速技术13趟钻完成，进尺840.00 m，平均机械钻速1.06 m/h。与邻井相同井段硬地层平均机械钻速相比，提高了29.3%（见图3）。其中，“涡轮钻具+孕镶金刚石钻头”共入井5趟，累计进尺518.00 m，平均机械钻速1.08 m/h。由于孕镶金刚石钻头的钻进时间长，减少了起下钻次数，缩短了钻井周期，“涡轮钻具+孕镶金刚石钻头”钻井提速技术可作为元坝区块自流井组珍珠冲段—须家河组含砾强研磨性砂岩地层钻井提速的有效手段。
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图 3 元深1井与邻井的陆相硬地层机械钻速对比Figure 3. Comparison of ROP in hard terrestrial formation of Well Yuanshen 1 and adjacent wells3.3 三开井段
三开4 740.00～6 800.00 m井段共计14趟钻完成（取心1趟），进尺2 060.00 m，钻井时间127.0 d，平均机械钻速2.61 m/h。钻进吴家坪组地层时钻井液漏失5次，钻进嘉五段和嘉四段时钻井液漏失1次，累计漏失钻井液1 036.60 m3，损失钻井时间17.03 d。
雷口坡组—长兴组上部4 780.00～6 378.00 m井段采取定向钻进，最大井眼曲率2.68°/30m（井深4 950.00 m处），最大井斜角10.72°（井深4 850.00 m处），成功避开长兴组生物礁边缘，避免了钻遇低压易漏地层。因堵漏时应用牙轮钻头钻进，实际定向进尺1 594.00 m，定向井段平均机械钻速2.74 m/h。
3.4 四开井段
四开6 800.00～8 140.00 m井段吴家坪组—筇竹寺组地层17趟钻（取心1趟）完成，进尺1 340.00 m，平均机械钻速1.49 m/h。四开既钻遇吴家坪组、茅口组等高压地层，也钻遇志留系、寒武系下统等低压地层。为此，优化了钻井液的封堵性能，采取随钻防漏措施，在地层压力系数相差0.30～0.80的情况下，应用密度2.15～2.25 kg/L钻井液钻进，未发生钻井液漏失和井壁失稳情况。
栖霞组—龙王庙组为高强度脆性灰岩、泥页岩和白云岩地层，进行了“高效PDC钻头+大扭矩螺杆”钻井提速试验，试验井段7 256.00～7 783.50 m，一趟钻完成，平均机械钻速2.99 m/h，与川深1井相同井段相比，节约了1趟钻，缩短了钻井周期。
3.5 五开井段
五开8 604.00～8 866.00 m井段为目的层灯影组，综合考虑岩屑录井、钻具安全和钻井提速的需求，优选了百施特T135J1DRT微心PDC钻头，应用了防硫钻杆组合：ϕ152.4 mm（钢级G105，全新）钻杆+ϕ127.0 mm（钢级G105）钻杆+ϕ101.6 mm（钢级G105）钻杆，并优化各规格钻杆组合的长度，确保钻杆组合的抗拉余量超过450 kN。灯影组平均机械钻速1.54 m/h，与邻井仁探1井（应用牙轮钻头钻进，平均机械钻速0.98 m/h）相比，平均机械钻速提高57%，大幅缩短了起下钻时间，提速效果显著。
4. 结论与建议
1）元深1井通过应用泡沫钻井技术，“涡轮钻具+孕镶金刚石钻头”、“旋冲钻具+混合式钻头”及“高效PDC钻头+大扭矩螺杆”提速技术，高温超深层井筒强化技术等一系列超深井钻井提速技术，顺利钻至井深8 866.00 m，实现了安全快速钻井，为四川盆地超深井钻井积累了经验。
2）针对川北地区浅部地层破碎、溶洞发育、易出水的特点，采用泡沫钻井技术，可大幅提高机械钻速，建议开展应用工程机/小型钻机空气钻方式钻进浅表层的可行性研究。
3）“涡轮钻具+孕镶金刚石钻头”和“旋冲钻具+混合式钻头”提速技术，可以有效提高陆相坚硬难钻地层的机械钻速，同时保障井身质量。
4）高温超深层井筒强化技术能够满足海相长裸眼段低承压地层井筒强化需求，有效解决海相深部高温地层压力系数差别大、漏失风险大和低压地层压差卡钻风险大的难题。
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图 1 结蜡预警规则模型运行示意
Figure 1. Operation schematic diagram of wax deposition early warning rule model
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图 2 HJH82-X11井结蜡预警规则模型
Figure 2. Wax deposition early warning rule model of Well HJH82-X11
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图 3 GN24P102井躺井前30 d的WPSC数值曲线
Figure 3. WPSC numerical curve of 30 days before Well GN24P102 fails
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图 4 H148井WPSC实际值与预测值对比曲线（10月20日–11月8日）
Figure 4. Correlation curve between actual and predicted values of WPSC in Well H148 (October 20–November 8)
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图 5 H148井WPSC实际值与预测值对比曲线（11月9日–28日）
Figure 5. Correlation curve between actual and predicted values of WPSC in Well H148 (November 9–28)
表 1 300口典型结蜡井属性数据相关性分析结果
Table 1 Correlation analysis of attribute data of 300 typical paraffin troubled wells
属性 相关系数 D1 D2 D3 D4 D5 D6 D7 D8 D9 D10 Z1 Z2 Z3 Z4 J1 J2 J3 D1 1.000 –0.875 0.872 0.983 0.89 0.213 –0.819 0.975 0.898 0.879 0.955 –0.963 0.982 0.919 0.241 0.016 0.167 D2 –0.875 1.000 –0.762 –0.602 0.835 0.192 –0.824 –0.819 0.773 0.878 –0.829 0.821 –0.896 –0.748 0.169 0.071 0.172 D3 0.872 –0.762 1.000 0.886 0.891 0.663 –0.838 0.837 0.861 0.859 0.819 –0.823 0.869 0.804 0.321 0.021 0.116 D4 0.983 –0.602 0.886 1.000 0.892 0.812 –0.826 0.915 0.873 0.843 0.912 –0.917 0.962 0.943 0.371 0.018 0.132 D5 0.890 0.835 0.891 0.892 1.000 0.289 0.296 0.865 0.832 0.867 0.893 0.712 0.871 0.861 0.126 0.031 0.128 D6 0.213 0.192 0.663 0.812 0.289 1.000 0.278 0.263 0.389 0.363 0.219 0.132 0.267 0.389 0.131 0.021 0.127 D7 –0.819 –0.824 –0.838 –0.826 0.296 0.278 1.000 0.302 –0.886 –0.872 –0.761 –0.781 –0.769 –0.732 0.191 0.032 0.139 D8 0.975 –0.819 0.837 0.915 0.865 0.263 0.302 1.000 0.832 0.859 0.972 –0.959 0.971 0.929 0.221 0.036 0.137 D9 0.898 0.773 0.861 0.873 0.832 0.389 –0.886 0.832 1.000 0.886 0.781 0.486 0.792 0.625 0.132 0.042 0.069 D10 0.879 0.878 0.859 0.843 0.867 0.363 –0.872 0.859 0.886 1.000 0.812 0.638 0.831 0.781 0.256 0.062 0.136 Z1 0.955 –0.829 0.819 0.912 0.893 0.219 –0.761 0.972 0.781 0.812 1.000 –0.992 0.996 0.965 0.269 0.026 0.113 Z2 –0.963 0.821 –0.823 –0.917 0.712 0.132 –0.781 –0.959 0.486 0.638 –0.992 1.000 –0.986 –0.958 0.189 0.032 0.142 Z3 0.982 –0.896 0.869 0.962 0.871 0.267 –0.769 0.971 0.792 0.831 0.996 –0.986 1.000 0.993 0.306 0.019 0.201 Z4 0.919 –0.748 0.804 0.943 0.861 0.389 –0.732 0.929 0.625 0.781 0.965 –0.958 0.993 1.000 0.025 0.066 0.139 J1 0.241 0.169 0.321 0.371 0.126 0.131 0.191 0.221 0.132 0.256 0.269 0.189 0.306 0.025 1.000 0.021 0.136 J2 0.016 0.071 0.021 0.018 0.031 0.021 0.032 0.036 0.042 0.062 0.026 0.032 0.019 0.066 0.021 1.000 0.132 J3 0.167 0.172 0.116 0.132 0.128 0.127 0.139 0.137 0.069 0.136 0.113 0.142 0.201 0.139 0.136 0.132 1.000 注：D1为上行电流；D2为下行电流；D3为A项电流；D4为A项平均电流；D5为耗电量；D6为AB项电压；D7为功率因数；D8为周期内有功功率平均值；D9为无功功率；D10为周期内无功功率平均值；Z1为最大载荷；Z2为最小载荷；Z3为载荷差；Z4为功图面积；J1为井口回压；J2为井口套压；J3为井口温度。 
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