?193.7 mm套管開窗側(cè)鉆分支井鉆完井技術(shù)

陳振剛

長城鉆探工程有限公司工程技術(shù)研究院

?193.7 mm套管開窗側(cè)鉆分支井鉆完井技術(shù)

陳振剛

長城鉆探工程有限公司工程技術(shù)研究院

曙125-H3井位于遼河坳陷西部凹陷曙光低潛山曙125區(qū)塊，是一口利用復(fù)雜結(jié)構(gòu)分支井技術(shù)提高單井控制儲量的特殊工藝井。該井是國內(nèi)首口?193.7 mm套管開窗側(cè)鉆的分支井，存在井身結(jié)構(gòu)復(fù)雜、井場位置受限、井深、水平段長、軌跡上翹等實(shí)施難點(diǎn)。通過井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化、開窗位置優(yōu)選、井眼軌跡優(yōu)化實(shí)現(xiàn)了井身結(jié)構(gòu)瘦身，節(jié)約了鉆井投資，通過高壓造斜器底座的研制與應(yīng)用、鉆具優(yōu)選、鉆進(jìn)方式優(yōu)化、緊后擴(kuò)眼、強(qiáng)剛性鉆具通井、彎管-導(dǎo)管重入等技術(shù)解決了現(xiàn)場實(shí)施中的技術(shù)難點(diǎn)。該井的成功實(shí)施提供了一種新的分支井井身結(jié)構(gòu)，可以有效降低鉆井投資，提高單井井眼波及范圍。

分支井；側(cè)鉆井；高壓造斜器底座；?193.7mm套管開窗

曙125-H3井位于遼河油田曙光低潛山帶東北部曙125區(qū)塊，實(shí)施目的為利用分支井技術(shù)來提高井眼與潛山油藏的接觸面積、開發(fā)及評價(jià)板巖上下兩油藏、提高單井產(chǎn)量、降低開發(fā)成本。該井含有兩層分支井眼，側(cè)鉆開窗位置限制條件多，軌跡控制難度大，并需要實(shí)施連續(xù)油管重入酸化作業(yè)，工程施工難度較大。

1　鉆井工程設(shè)計(jì)

Drilling engineering design

1.1井身結(jié)構(gòu)

Casing program

由于城區(qū)井場面積受限，該井設(shè)計(jì)為一口帶有2個主分支井眼、4個魚骨型分支井眼的復(fù)雜結(jié)構(gòu)

1.2井眼軌跡

Hole trajectory

為減少套管層序，避免不同分支之間更換鉆井液體系，第二主分支井眼側(cè)鉆點(diǎn)選在潛山面以下。在第一分支鉆進(jìn)過程中，由于潛山面波動較大，實(shí)際潛山面較設(shè)計(jì)潛山面下移較多，無法實(shí)現(xiàn)第二主分支井眼，填井側(cè)鉆了一次，通過改變軌跡走向，在鄰井已知潛山面明確的位置進(jìn)入潛山面，解決了潛山面波動大的問題，全井最大井斜105°，Z2設(shè)計(jì)實(shí)施魚鉤型井眼，最大上翹高度148.3 m，實(shí)施難度較大。

該井共有2個主分支，開窗側(cè)鉆點(diǎn)井深3 401 m，并分別各帶2個魚骨，第一分支完鉆井深4 420 m，主水平段長768 m，魚骨一長146 m，魚骨二長150 m；第二分支主井眼完鉆井深為4 410 m，主水平段長752 m， 魚骨一長298 m，魚骨二長118 m；油層水平段累計(jì)長1 520 m。

2　鉆完井工具的設(shè)計(jì)與計(jì)算

Design and calculation of drilling and completion tools

2.1高壓造斜器底座

High-pressure whipstock seat

由于開窗位置深、圍壓高、環(huán)空間隙小、造斜器底座結(jié)構(gòu)復(fù)雜，采用了數(shù)值模擬和地面試驗(yàn)的方法研制了耐壓75 MPa的?193.7 mm造斜器底座。

2.1.1數(shù)值模擬分析 造斜器底座的工作條件極其苛刻：一方面，實(shí)現(xiàn)正常坐掛需要很高的壓力；另一方面，過高的壓力可能造成底座關(guān)鍵部件的屈服破壞或者變形過大，出現(xiàn)抱死現(xiàn)象導(dǎo)致打壓失效。

采用有限元軟件進(jìn)行分析，在外壓達(dá)到75 MPa時(shí)，最大等效應(yīng)力約為466 MPa，而該零件的屈服應(yīng)力為620 MPa，零件在該極限條件下仍能正常工作。液缸的端部發(fā)生最大變形約為0.027 mm，與活塞接觸處的變形量約為0.020 mm。經(jīng)過一系列的模擬計(jì)算，可以得到不同壁厚的液缸、送入管、球座套在不同工作壓力下的變形量，為后期的室內(nèi)試驗(yàn)提供了指導(dǎo)。分析結(jié)果見表1。

表1　不同壁厚、不同壓力下高壓造斜器底座各部件形變分析數(shù)據(jù)Table 1 Deformation data of parts in high-pressure whipstock seat with different wall thickness or pressures

2.1.2地面試驗(yàn)分析 底座液缸厚度由10 mm增加至20 mm，且對液動部件進(jìn)行了拋光處理，降低了表面粗糙度，以防止高圍壓情況下液缸變形與活塞抱死，液壓無法推動活塞動作，導(dǎo)致液壓坐封失敗。在對液缸加75 MPa圍壓時(shí)液壓推動活塞，如果活塞在不起壓或起壓很小的狀態(tài)下即活動，說明活塞在高圍壓下工作可靠，反之則工作失效。

現(xiàn)場應(yīng)用過程中，造斜器底座在10 MPa壓力下開始坐封，20.5 MPa壓力下液壓丟手，試壓350 kN，30 min穩(wěn)定可靠，抗扭能力為20 kN·m，功能完全正常，下入至完井5個月的時(shí)間內(nèi)分支井系統(tǒng)基座功能完好，驗(yàn)證了工具的實(shí)用性。

2.2尾管送入懸掛裝置

Liner running and hanging tools

2.2.1尾管送入工具 該工具是分支井眼完井管柱下入時(shí)的重要工具，其動作的成功與否決定著整口井的成敗。由于分支井工藝的特殊性，不能采用井下工具常用的備用機(jī)械式丟手機(jī)構(gòu)，只能采用液壓方式進(jìn)行丟手。完井管柱分內(nèi)外兩個部分，由液壓丟手工具連接，外管連接完井管柱，內(nèi)管與送入管柱相連。當(dāng)完井管柱下至井底后，投球打壓，達(dá)到設(shè)計(jì)壓力后，活塞上的銷釘被剪斷，活塞下移，相應(yīng)鎖塊收回，丟手成功。為了保證液壓系統(tǒng)的可靠性，采用有限元軟件對液缸、活塞在高壓下的變形位置和變形量進(jìn)行了計(jì)算分析，優(yōu)化了液缸與活塞的結(jié)構(gòu)、粗糙度、壁厚和配合間隙等，并利用地面模擬試驗(yàn)進(jìn)行驗(yàn)證，現(xiàn)場應(yīng)用也獲得了成功。

2.2.2三維嵌入式懸掛貼合設(shè)計(jì) 空心導(dǎo)斜器與預(yù)開孔套管懸掛貼合程度關(guān)系到井下三通搭接的質(zhì)量和水平，采用三維相交設(shè)計(jì)優(yōu)化空間對接曲線，使其理論上實(shí)現(xiàn)無縫結(jié)合，達(dá)到實(shí)際加工后井下窗口窄間隙的目的。窗口工具三維相貫接縫設(shè)計(jì)后，可顯著減小接縫，提高窗口固井質(zhì)量和密封效果。

3　現(xiàn)場實(shí)施

Field application

3.1鉆具優(yōu)選及鉆進(jìn)方式優(yōu)化Drilling tool selection and drilling mode optimization

選用了?101.6 mm鉆桿進(jìn)行三開鉆進(jìn)，強(qiáng)度、鉆深能力、水力參數(shù)、鉆壓傳遞能力等多個方面相對于?88.9 mm鉆桿有了大幅度提升。除采用常規(guī)措施優(yōu)化井眼軌跡、鉆具組合、鉆井性能等外，重點(diǎn)實(shí)施“緊后擴(kuò)眼技術(shù)”。在螺桿定向鉆進(jìn)后，立即上提鉆具，啟動轉(zhuǎn)盤擴(kuò)眼，然后再擺工具面定向。螺桿定向式滑動鉆進(jìn)所鉆的井眼井徑小、曲率大；啟動轉(zhuǎn)盤擴(kuò)眼，使井眼擴(kuò)大、光滑、變化平緩、巖屑攜帶干凈，有效地降低了摩阻，避免鉆具“自鎖”。

3.2近窗口段定向鉆進(jìn)

Directional drilling near the casing hole

在近窗口段鉆進(jìn)過程中，受技術(shù)套管和開窗鐵屑磁干擾的影響，方位漂動不準(zhǔn)，采用原軌跡數(shù)據(jù)配合重力高邊的方式進(jìn)行精細(xì)施工，采用勤擺方位、小距離短起下、定向鉆進(jìn)0.5 m后馬上進(jìn)行復(fù)合鉆進(jìn)擴(kuò)眼的工藝措施，克服了近窗口段定向鉆進(jìn)過程中易發(fā)生卡鉆、工具面漂移嚴(yán)重的問題。

3.3分支井眼完井管柱的下入

Running of lateral hole completion string

第二分支主井眼完鉆井深4 410 m，鉆井過程中托壓問題嚴(yán)重，完鉆后采用 了“?165 mm鉆頭+鉆鋌×1根+?162 mm扶正器+鉆鋌×1根+ ?162 mm扶正器+鉆鋌×1根+上部鉆具”、“?165 mm鉆頭+鉆鋌×1根+?162 mm扶正器+鉆鋌×1 根+上部鉆具”、“?165 mm鉆頭+?162 mm扶正器+鉆鋌×2根+上部鉆具”、“?151 mm引子+?162 mm扶正器+鉆鋌×1根+?162 mm扶正器+鉆鋌×1根+上部鉆具”、“?165 mm鉆頭+?162 mm扶正器+加重鉆桿×1根+?162 mm扶正器+上部鉆具”多種鉆具組合進(jìn)行通井，均無法通至井底，由于分支井井下分叉系統(tǒng)的安裝要求，完井管柱必須下至井底才能保證分叉系統(tǒng)的順利安裝，最終井底160 m裸眼完井，篩管下至4 251 m。

3.4分支井重入技術(shù)

Re-entry technique 3.4.1 主井眼貫通 第二分支井眼完井管柱下入坐掛后，開始進(jìn)行第一分支井眼的貫通工作，主要包括打撈內(nèi)襯管和主井眼通井兩個步驟。打撈內(nèi)襯管鉆具組合為：?110 mm可退撈矛+ ?73 mm鉆桿+變扣接頭+ ?101.6 mm鉆桿，一次打撈成功。

主井眼通井采用了彎管導(dǎo)入的重入方法，鉆具組合為：?105 mm磨鞋+ ?60.3 mm彎鉆桿+ ?60.3 mm鉆桿+變扣接頭+ ?101.6 mm鉆桿，經(jīng)過多次嘗試始終無法進(jìn)入主井眼。分析原因認(rèn)為下完井管柱時(shí)因摩阻太大，管柱未完全對正，處理措施為更換鉆具組合，進(jìn)行修整。修整鉆具組合為：?108 mm磨鞋+ ?105 mm鉆鋌+變扣接頭+ ?101.6 mm鉆桿，小鉆壓磨銑20余小時(shí)后，進(jìn)尺2 m，修通。重入通井鉆具順利下入并完成了主井眼通井工作。

3.4.2連續(xù)油管重入 完井后多次進(jìn)行誘噴、氣舉、排液等投產(chǎn)措施，經(jīng)過統(tǒng)計(jì)計(jì)算，地層產(chǎn)量極少，與預(yù)計(jì)產(chǎn)能和鉆井時(shí)氣侵現(xiàn)象差距較大。因此采用連續(xù)油管沖洗、頂替顯示較好的第二分支井眼的方式實(shí)施增產(chǎn)措施。由于該井上部為?193.7 mm技術(shù)套管，下部為?127 mm尾管，環(huán)空流速較低，?50.8 mm連續(xù)油管的可下入能力較差，連續(xù)油管無法旋轉(zhuǎn)換向找眼，采用了?88.9 mm油管從井口找眼下至第二分支入口點(diǎn)，?50.8 mm連續(xù)油管從其中穿過下至井底的方法進(jìn)行作業(yè)。?88.9 mm組合為：找眼定位器+ ?88.9 mm彎油管+ ?88.9 mm油管，連續(xù)油管組合為：旋流噴頭+ ?50.8mm連續(xù)油管。

4　結(jié)論

Conclusions

造斜器底座等關(guān)鍵工具、分支井眼連續(xù)油管重入工藝的完善滿足了深層?193.7 mm套管魚骨型分支井的實(shí)施需要，并且完井管柱尺寸達(dá)到了?127 mm，該技術(shù)提供了一種新的更能節(jié)約鉆井成本的復(fù)雜結(jié)構(gòu)井井身結(jié)構(gòu)，推廣應(yīng)用前景較好。

References:

［1］ 郭建國，靳樹忠，董海，白銳，王麗娟.海14-20分支井套管開窗技術(shù)［J］.石油鉆采工藝，2001，23（4）：24-26.

GUO Jianguo， JIN Shuzhong， DONG Hai， BAI Rui，WANG Lijuan. Sidetracking trough casing hole for Hai 14-20 multilateral well ［J］. Oil Drilling & Production Technology， 2001， 23（4）: 24-26..

［2］ 王峰.側(cè)鉆雙分支水平井井眼軌跡控制［J］.石油鉆采工藝，2005，27（1）：6-8.

WANG Feng. Hole trajectory control technique for sidetracked dual-lateral horizontal wells ［J］. Oil Drilling & Production Technology， 2005， 27（1）: 6-8.

（修改稿收到日期 2016-03-20）

〔編輯 景 暖〕

Drilling and completion technique for multilateral well sidetracked through ?193.7 mm casing hole

CHEN Zhengang
GWDC Engineering Technology Research Institute， Panjin， Liaoning 124010， China

Well Shu 125-H3， deployed in the Shu 125 Block in the Shuguang low buried hill， western Liaohe depression， is a technically special well to control more reserves by using complicated multilateral well technique. It is the first multilateral well sidetracked through ?193.7 mm casing hole. Operations of Well Shu 125-H3 were challenged by complicated well structure， restricted well site，large well depth， long horizontal section and upwarding trajectory. Through optimizations of casing program， casing hole position and hole trajectory， the well structure was optimized effectively and the drilling investment was reduced. Technical difficulties in field operations were addressed by virtue of high-pressure whipstock seat， optimal drilling tools， optimized drilling mode， immediate reaming，drifting with highly-stiff tools， and bend-conductor re-entry. The successful drilling and completion of Well Shu 125-H3 recommends a new casing program of multilateral well to reduce drilling cost effectively and increase single-well sweeping coverage.

multilateral well； sidetrack well； high-pressure whipstock seat； ?193.7 mm casing hole

陳振剛（1983-），2006年畢業(yè)于大慶石油學(xué)院石油工程專業(yè)，現(xiàn)從事分支井等鉆完井技術(shù)研究與應(yīng)用工作。通訊地址：（124010）遼寧省盤錦市長城鉆探工程技術(shù)研究院分支井所。E-mail：chenzhengang_china@126.com分支井，同時(shí)開發(fā)相鄰的兩個油層。為節(jié)約鉆完井投資，決定對特殊工藝井井身結(jié)構(gòu)“瘦身”，一開采用?346 mm鉆頭，下入?273 mm套管至350 m，固井；二開采用?250.8 mm鉆頭，下入?193.7 mm套管至3 460 m，固井；三開及各個分支井眼均采用?165.1 mm鉆頭、?101.6 mm鉆桿鉆進(jìn)，第一主分支Z1完鉆井深4 420 m，Z1-1：3 914～4 085 m，Z1-2：4 129～4 280 m，第二主分支Z2完鉆井深44 10 m，Z2-1：3 760～4 058 m，Z2-2：4 052～4 170 m，主分支井眼均下入?127 mm篩管完井，是國內(nèi)相同尺寸完井管柱條件下最“瘦”的分支井。

TE243

B

1000 - 7393（ 2016 ） 03 - 0307- 03

10.13639/j.odpt.2016.03.006

CHEN Zhengang. Drilling and completion technique for multilateral well sidetracked through ?193.7 mm casing hole［J］. Oil Drilling & Production Technology， 2016， 38（3）: 307-309.

中國石油天然氣集團(tuán)公司項(xiàng)目“側(cè)鉆水平井/分支井新工具現(xiàn)場試驗(yàn)”部分成果（編號：2012F-44）。

引用格式：陳振剛. ?193.7 mm套管開窗側(cè)鉆分支井鉆完井技術(shù)［J］.石油鉆采工藝，2016，38（3）：307-309.