單筒雙井占位鉆具技術研究及在渤海油田的應用

侯冠中， 席江軍， 和鵬飛， 邊　杰， 許　迪

(1.中海石油(中國)有限公司天津分公司，天津 300452；2.中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術分公司，天津 300452)

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?鉆井完井?

單筒雙井占位鉆具技術研究及在渤海油田的應用

侯冠中1， 席江軍1， 和鵬飛2， 邊杰2， 許迪1

(1.中海石油(中國)有限公司天津分公司，天津 300452；2.中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術分公司，天津 300452)

摘要：傳統(tǒng)的單筒雙井技術一般為兩口井共用一個一開井眼，受工具、工藝和技術的限制，一開井段中完井深較淺(約300.00～400.00 m)，且存在一開井段雙井軌跡無法分離、擴眼易出現(xiàn)新井眼、水泥用量大等問題，嚴重限制了一開井段單筒雙井作業(yè)的順利實施。為解決該問題，結合渤海A油田的具體情況，引進了占位鉆具技術，并通過改造懸掛基座等配套工具、細化工藝及優(yōu)化設計，成功實現(xiàn)了海4井、海22井兩口井的井眼軌跡獨立預斜、一開φ339.7 mm套管分別加深至1 000.00 m和600.00 m，同井深情況下水泥用量相對減少50%以上，既達到封固淺層氣地層、降低井眼軌跡碰撞風險及減小水泥用量的目的，又為后續(xù)二開、三開等井段留足了安全余量。最終海4井和海22井的完鉆井深分別達到4 428.00 m和3 173.00 m，實現(xiàn)了安全、高效作業(yè)，有效縮短了工期，取得了較大的經(jīng)濟效益。

關鍵詞：調整井;單筒雙井;占位鉆具;海上鉆井;渤海油田

2000年，為解決海上鉆井平臺槽口數(shù)量限制問題、提高大尺寸槽口的利用率，渤海油田第一次嘗試應用了單筒雙井技術，之后該技術不斷發(fā)展;2013年，渤海綏中油田成功實現(xiàn)單筒雙井表層預斜，進一步擴展了單筒雙井的應用范圍;2014年，渤海油田多達20余口井應用了單筒雙井表層預斜技術[1-3]。隨著渤海油田油藏工程調整、探邊范圍逐步擴大，調整井作業(yè)難度隨之增加，井深由以往的2 000.00～3 000.00 m向3.00 000～5 000.00 m發(fā)展，表層防碰、淺層氣、斷層等風險疊加出現(xiàn)，傳統(tǒng)的單筒雙井技術已經(jīng)無法滿足多種復雜情況并存的調整井鉆井施工，在應用大尺寸槽口鉆井過程中問題更加突出[4-5]。為此，渤海油田引進了最新的單筒雙井占位鉆具技術[6-7]，并通過相關改造和優(yōu)化設計，在渤海A油田成功實現(xiàn)了高難度、復雜地質條件下的單筒雙井鉆井作業(yè)。

1渤海A油田調整井鉆井作業(yè)難點

1) 目的層埋藏較淺，地層疏松。渤海A油田位于渤海南部海域，鉆井自上而下揭開平原組和明化鎮(zhèn)組地層，目的層為明化鎮(zhèn)組下段。平原組和明化鎮(zhèn)組地層沉積時間較短，壓實程度較低，平原組地層主要以松軟泥巖為主，明化鎮(zhèn)組地層以大段泥巖夾小段砂巖為主，可鉆性均較好[8]。對于該類地層，在中途循環(huán)、劃眼等過程中，容易在砂泥巖界面或者井壁“大肚子”處因“臺階”而出現(xiàn)新井眼。

2) 淺層氣風險。由渤海A油田已鉆開發(fā)井的實鉆資料可知，垂深350.00～950.00 m井段存在淺層氣，需要在一開井段實現(xiàn)淺層氣的完全、有效封固。

3) 設計靶點距離槽口位移較大，需在淺層造斜。表1為海4井和海22井的井眼軌道設計結果，從1可以看出，由于設計井深較深，其中海4井井深達到4 480.00 m，渤海定向井的造斜率一般設計為3.0°/30m，屬于長曲率軌道設計，如果2口井的水平位移較大，則井眼軌道需要從表層開始就分離，以實現(xiàn)位移增量。

表1海4井和海22井井眼軌道設計結果

Table 1Directional well trajectory design for Well Hai 4 and Well Hai 22

定向井參數(shù)海4井海22井井型大位移井水平井井深/m4480.003212.00垂深/m1815.801850.00第一次造斜始點/m150.00150.00第一次造斜終點/m941.001634.60狗腿嚴重度/((°)·(30m)-1)3.003.00第二次造斜始點/m3033.802616.90第二次造斜終點/m3420.002999.10狗腿嚴重度/((°)·(30m)-1)2.003.00穩(wěn)斜段長/m3539.001762.00水垂比2.031.24

4) 槽口數(shù)量有限，需要進行單筒雙井作業(yè)。鉆井平臺僅剩余一個φ914.4 mm槽口可用，因此海4井和海22井需要在φ914.4 mm隔水導管進行單筒雙井作業(yè)。

5) 現(xiàn)有井身結構層次較少，每個開次裸眼段較長。受限于渤海A油田現(xiàn)有井身結構[9-11]，利用表層套管封固淺層氣，適當加深上部井段，為下部井段留下操作余量。以海4井為例，二開φ311.1 mm井眼中完井深達2 905.00 m，而三開φ177.8 mm尾管段長度達到1 000.00 m，作業(yè)難度較大。海4井和海22井的井身結構設計結果見表2。

表2　海4井和海22井井身結構設計結果

分析上述作業(yè)難點可知，調整井鉆井作業(yè)的關鍵點位于上部井段，尤其是一開φ406.4 mm井段，只有實現(xiàn)雙井在一開井段的井眼軌跡獨立并至少鉆至設計中完井深，保證雙井φ339.7 mm套管順利下入，方能實現(xiàn)淺層氣的有效封固，減小下部裸眼段長度，降低作業(yè)難度。傳統(tǒng)的單筒雙井技術無法滿足雙井在一開井段井眼軌跡分離的要求，因此需要引進或研究新的鉆井技術。

2傳統(tǒng)單筒雙井技術特點及局限性

2.1技術特點

在應用傳統(tǒng)單筒雙井技術時，井眼一般在二開井段才能實現(xiàn)井眼軌跡分離。該技術具有如下特點：1)雙管在一開井段共用一個井眼，一般先采用φ444.5 mm鉆頭造斜鉆出導眼，然后利用機械擴眼器擴至φ762.0 mm，先后下入兩個φ339.7 mm表層套管串；2)兩口井的表層套管下入深度錯開20.00 m，給二開井段的井眼軌跡分離等操作留足空間，一般先進行短筒(即表層套管下深小的井眼)的二開鉆進，再進行長筒(即表層套管下深大的井眼)的二開鉆進；3)兩口井的井眼軌跡從二開開始分開，不再受另一口井的制約。

2.2技術局限性

1) 單筒擴眼井深較淺。傳統(tǒng)單筒雙井一開中完井深為300.00～400.00 m，主要由φ762.0 mm擴眼器的抗扭性質決定。

2) 雙井一開井段井眼軌跡保持一致，應用受限。因為傳統(tǒng)單筒雙井是指雙井共用一個井眼，先鉆導眼后擴眼，所以雙井軌跡在一開井段保持一致，這對于井眼軌跡復雜或者分離較早的井則不適用。

3) 擴眼過程中極易出現(xiàn)新井眼。渤海A油田常用的擴眼鉆具組合為：φ203.2 mm短鉆鋌(長4.0～6.0 m)+φ425.4 mm穩(wěn)定器+φ203.2 mm浮閥接頭+φ203.2 mm鉆鋌1根(約9.0 m)+變扣接頭+φ762.0 mm機械擴眼器+φ203.2 mm無磁鉆鋌+φ203.2 mm MWD+φ203.2 mm無磁鉆鋌+φ203.2 mm定向接頭+φ203.2 mm隨鉆震擊器+變扣接頭+φ127.0 mm加重鉆桿14根。由于該油田上部地層疏松，鉆具組合剛性較強，擴眼過程中仍然不斷出現(xiàn)新井眼。2013年，該油田在應用傳統(tǒng)單筒雙井技術進行擴眼鉆進時，出現(xiàn)新井眼的情況占總擴眼井次的20.0%以上。

4) 雙井一開井段下入套管時干擾較大。傳統(tǒng)單筒雙井方案，長筒套管先下入且注滿鉆井液，短筒套管后下入但不注滿鉆井液，目的使長筒貼井眼下邊，短筒漂浮貼上邊。但是，實際作業(yè)過程中受長筒套管干擾，即使使用無接箍套管，短筒套管下入時兩套管刮蹭、相互纏繞的現(xiàn)象仍頻繁發(fā)生。以渤海某油田A37井、A38井單筒雙井為例，受長筒套管影響短筒套管下入時間長達7.0 h，而正常下入僅需1.5～2.0 h。

5) 水泥用量大。按照一開井段鉆至井深600.00 m并擴眼至井深400.00 m中完計算，固井約需要240.0 t水泥，渤海A油田自升式鉆井平臺最多安裝3個灰罐[12]，可存儲180.0 t水泥，無法滿足作業(yè)需要。

綜上所述，傳統(tǒng)的單筒雙井技術無法實現(xiàn)渤海A油田一開井段雙井井眼軌跡的有效分離，無法滿足該油田調整井鉆井作業(yè)的需求。為此，該油田引進了單筒雙井占位鉆具技術，并對配套工具進行了適應性改造。

3占位鉆具技術適用性分析

3.1占位鉆具工作原理

所謂占位鉆具，是一套自制的非鉆具組合，通過將其下至隔水導管內一側，懸掛在配套的井口懸掛基座上(懸掛基座底部與隔水導管相連接，帶雙孔)，占據(jù)大尺寸隔水導管約一半空間。而在懸掛基座的另一個孔中下入正常的鉆具組合，利用非占位部分進行第一口井的一開作業(yè)。第一口井一開作業(yè)結束后，起出占位鉆具，進行第二口井即原占位井的一開作業(yè)。占位鉆具在隔水導管中的位置如圖1所示。

圖1　占位鉆具在隔水管中的位置示意Fig.1　Position of occupying positioning drilling string in the riser

占位鉆具主要由分隔串底部堵頭(帶水眼)、加重鉆桿、心軸式分隔串、分隔串懸掛器等組成。采用坡角、倒角設計的分隔串在起到占位作用的同時，不影響非占位鉆具以及套管的起下，底部堵頭設計有水眼，可實現(xiàn)循環(huán)，由于渤海油田表層固井水泥漿返至井口，這樣可避免在非占位井固井時將占位鉆具固住，每個分隔串以及底部堵頭最大外徑設計為408.0 mm。分隔串懸掛器上部設計NC50母扣或者與現(xiàn)場鉆桿相配套的扣型，方便送入以及回接。

3.2占位鉆具技術實施難點

海洋油氣開發(fā)成本較高，保證施工安全、高效是作業(yè)的主要原則。占位鉆具使用過程中主要存在以下實施難點：

1) 要滿足占位鉆具和正常鉆進所用螺桿鉆具同時入井的條件，這對懸掛基座開孔、升高立管通徑等提出了更高的要求。

2) 要便于現(xiàn)場操作，尤其懸掛基座的安裝，一方面懸掛基座重量較大、人工操作性較差，另一方面安裝的平整程度直接影響總長25.0 m的升高立管以及上部分流系統(tǒng)的穩(wěn)定連接，因為海洋鉆井導管架平臺一般分上、中、下3層，每個甲板縱向槽口開孔一一垂直對應，槽口間距一般為1.8 m×2.0 m，底部輕微的偏斜會導致頂部出現(xiàn)極大的偏差。

3) 對非占位井進行固井作業(yè)時，占位鉆具在井筒內面臨被水泥漿封固的風險。

3.3配套工具的改造

為了滿足占位鉆具在北部灣大位移井鉆井中應用的需要，研制了懸掛基座、占位鉆具組合管串等配套工具[6]。但是，該配套工具并非全部適用于渤海A油田，為此對部分工具進行了改造。

3.3.1懸掛基座的改造

在原有懸掛基座的基礎上，設計增加了配套送入工具，使其能夠使用NC50扣型鉆桿送入，保證連接鉆桿后基座能夠水平、垂直安裝到φ914.4 mm隔水導管中。如果基座安裝不到位或安裝偏斜，可以使用該工具向下施加壓力調平，或將基座取出重新安裝，安裝結束后將壓板、加長堵頭拆除，不影響后續(xù)作業(yè)。改造后的懸掛基座如圖2所示。

圖2　改造后的懸掛基座Fig.2　Reconstructed hanger base

3.3.2套管懸掛孔的改造

套管懸掛孔的改造主要是開孔尺寸及輔助結構的改造。渤海A油田所用一開套管扶正器的最大外徑為400.1 mm，一開φ406.4 mm井眼用自帶φ403.0 mm穩(wěn)定器的螺桿鉆具，同時考慮1.5°單彎螺桿引起的位移量，開孔尺寸一定要滿足鉆具的下入要求。兩個套管懸掛孔設計為對稱結構，保證最小通徑為415.0 mm，下端為30°坡角，方便引導鉆具下入。占位鉆具懸掛在掛孔中，采用FS密封圈密封，靠自重壓實。改造后的套管懸掛孔如圖3所示。

圖3　改造后的套管懸掛孔基本結構Fig.3　Reformation for hanger opening

3.3.3配套升高管的設計

升高管內徑設計為412.0 mm，在升高管與基座之間采用螺栓連接，利用鋼圈密封，如圖4所示。升高管上部連接大通徑分流器系統(tǒng)，出現(xiàn)淺層氣氣涌時可導流、循環(huán)排氣。由于淺部地層壓實程度低，對于淺層氣不能采取強制關井措施，否則會直接壓漏管鞋或地層，一般需要利用循環(huán)系統(tǒng)導流、排氣。

圖4　升高立管與懸掛基座連接示意Fig.4　Connection of riser joint and hanger base

3.3.4隔水導管量規(guī)的設計

設計隔水導管量規(guī)(見圖5)與水平尺配合使用，用于檢測φ914.4 mm隔水導管變形位置，以利于現(xiàn)場打磨導管、方便安裝基座。

圖5　隔水導管專用量規(guī)Fig.5　Gauge for marine riser

3.4工藝優(yōu)化

3.4.1井眼準備

為保證兩套鉆具組合順利下入，首先要清理隔水導管內的淤泥，一般清理至導管鞋以上4.0 m左右。清淤泥鉆具組合：φ444.5 mm牙輪鉆頭+φ762.0 mm機械擴眼器+變扣接頭+φ139.7 mm鉆桿。在清理淤泥過程中，排量盡量大，以地面鉆井泵壓力或者排量上限為限，轉速不宜過大，避免鉆具振動引起隔水導管管鞋處松動。

3.4.2占位鉆具下入

完成淤泥清理工作之后，在井口安裝懸掛基座及升高立管等，建立循環(huán)閉路系統(tǒng)。然后在占位孔下入占位鉆具組合：φ406.4 mm分隔串底部堵頭(帶水眼)+φ127.0 mm加重鉆桿+φ406.4 mm心軸式分隔串+φ127.0 mm加重鉆桿+φ406.4 mm心軸式分隔串+…+φ127.0 mm加重鉆桿+分隔串懸掛器(每根φ127.0 mm加重鉆桿加1個心軸式分隔串)。該占位鉆具組合下至之前所清理淤泥面頂部即可，可按實際管柱長度適當調整。

3.4.3非占位井作業(yè)

非占位井使用常規(guī)鉆具組合鉆進，之后按工程設計下入一開套管。對于關鍵的固井作業(yè)，采用渤海油田不占井口固井技術[10]，在導管架井口平臺操作，利用高壓軟管連接固井泵和需要固井的套管水泥頭進行固井作業(yè)，而此時鉆井平臺井架移至占位井口，利用鉆桿回接占位鉆具，在非占位井固井作業(yè)過程中，占位鉆具連接頂驅開泵循環(huán)并上下活動。常規(guī)鉆具組合為：φ406.4 mm 牙輪鉆頭+φ244.5 mm 1.5°單彎螺桿+φ203.2 mm浮閥接頭+φ342.9 mm穩(wěn)定器+φ203.2 mm無磁鉆鋌+φ203.2 mm MWD+φ203.2 mm無磁鉆鋌+φ203.2 mm定向接頭+φ203.2 mm隨鉆震擊器+變扣接頭+φ139.7 mm加重鉆桿14根。

4現(xiàn)場應用與效益評價

4.1現(xiàn)場應用效果

渤海油田應用單筒雙井占位鉆具技術，不但順利完成了海4井和海22井兩口井的單筒雙井作業(yè)(海4井、海22井完鉆數(shù)據(jù)見表3)，而且雙井表層套管固井水泥用量僅52.0 t，與應用傳統(tǒng)單筒雙井技術的油氣井相比，同井深表層套管固井水泥用量減少50%以上。

表3　海4井和海22井完鉆數(shù)據(jù)

4.2經(jīng)濟效益評價

采用單筒雙井占位鉆具技術，表層可預斜、深鉆，減輕了后續(xù)井段作業(yè)壓力，間接減少了后續(xù)深部井段短起下鉆的次數(shù)，規(guī)避了長裸眼井段潛在的井下復雜情況。海4井和海22井工期統(tǒng)計結果見表4。

表4　海4井和海22井工期統(tǒng)計結果

由表4可知，海4井和海22井工期累計縮短5.5 d，按正常日費計算，這2口井共節(jié)約鉆井費用825.0萬元，經(jīng)濟效益非常顯著。

5結論

1) 單筒雙井占位鉆具技術可以實現(xiàn)單筒中雙井表層一開井眼軌跡的分離，避免了二者的相互干擾。

2) 應用占位鉆具技術時，需要從配套工具的適用性及工藝的安全、可操作性方面進行細化和優(yōu)化設計，以達到安全、高效的作業(yè)目的。

3) 進行非占位井固井作業(yè)時，必須保證占位鉆具在井內循環(huán)并活動，避免發(fā)生次生事故。海上油田一般利用井口甲板固井，騰出鉆機用于活動占位鉆具。

4) 現(xiàn)場應用表明，與傳統(tǒng)單筒雙井技術相比，在同井深情況下，采用占位鉆具技術水泥用量可減少50%以上，同時，還能縮短鉆井周期，經(jīng)濟效益顯著。

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[編輯令文學]

Research and Application of the Position-Occupying Drilling String Techniques for Twin Holes in Monobores in Bohai Oilfield

HOU Guanzhong1, XI Jiangjun1, HE Pengfei2, BIAN Jie2, XU Di1

(1.TianjinBranchofCNOOCLtd.,Tianjin, 300452,China; 2.CNOOCEnerTech-Drilling&ProductionCo.,Tianjin, 300452,China)

Abstract:In twin hole drilling, traditional technology only allows achieving an initial depth about 300.00-400.00 meters in twinhole due to limitations imposed by tools, processes and technologies. At the same time, there are some drawbacks, such as having two wells in one hole, making another hole when reaming and providing a large amount of cement. All these conditions may make it impossible to meet demands of some wells. To solve these problems, and with consideration to specific conditions of the A Oilfield in the Bohai Area, position-occupying drilling techniques had been introduced. With the combination of reconstruction, fine tuning and design optimization of hanger base and other auxiliary facilities, borehole trajectories in Well Hai 4 and Well Hai 22 were controlled independently. The depth of the φ339.7 mm casing in the first spud-in was deepened to 1,000.00 m and 600.00 m. The volume of cement consumed was reduced by more than 50% when compared with wells of similar depths. Deployment of these techniques can effectively seal off shallow gas formations, minimize risks related to collision of boreholes and reduce the volume of cement consumption. In addition, these techniques might generate necessary safety redundancy for the second, third and other well intervals. TVD of the Well Hai 4 and the Well Hai 22 are 4 428.00 m and 3 173.00 m, respectively. In addition to achieve safe and high-efficiency implementation of relevant operations, these techniques can effectively reduce the time required and significantly enhance economic benefits of relevant operations.

Key words:adjustment well; twin hole in monobore; position-occupying drilling string; offshore drilling; Bohai Oilfield

中圖分類號：TE243+.9

文獻標志碼：A

文章編號：1001-0890(2016)02-0070-06

doi:10.11911/syztjs.201602012

作者簡介：侯冠中(1982—)，男，遼寧大連人，2005年畢業(yè)于大慶石油學院資源勘察專業(yè)，工程師，主要從事海洋石油鉆井技術監(jiān)督與管理工作。E-mail：hougz@cnooc.com.cn。

收稿日期：2015-06-26；改回日期：2015-11-26。