隔水導(dǎo)管相碰后鉆井繞障技術(shù)

謝海濤，錢愛東，李 川

（1. 中海油能源發(fā)展股份有限公司上海工程技術(shù)分公司，上海 200335；2. 中海油田服務(wù)股份有限公司，上海 200335）

隔水導(dǎo)管相碰后鉆井繞障技術(shù)

謝海濤1，錢愛東1，李 川2

（1. 中海油能源發(fā)展股份有限公司上海工程技術(shù)分公司，上海 200335；2. 中海油田服務(wù)股份有限公司，上海 200335）

在海洋導(dǎo)管架上利用叢式井組開發(fā)海洋油氣田時(shí)，隔水導(dǎo)管常以錘入方式下至泥面以下。在進(jìn)行隔水導(dǎo)管作業(yè)過程中經(jīng)常發(fā)生偏斜現(xiàn)象，嚴(yán)重時(shí)甚至與鄰井隔水導(dǎo)管相碰，影響后續(xù)作業(yè)甚至?xí)?dǎo)致相應(yīng)井槽報(bào)廢。東海某平臺井槽B10井在錘入φ609.6 mm隔水導(dǎo)管時(shí)與鄰井隔水導(dǎo)管相碰，一開φ444.5 mm鉆頭鉆至導(dǎo)管鞋處遇阻無法繼續(xù)鉆進(jìn)。此文以該井為例介紹了隔水導(dǎo)管相碰后的鉆井繞障技術(shù)。

海洋鉆井；隔水導(dǎo)管；叢式井組；偏斜碰撞；鉆具剛性；鉆井繞障

在海洋導(dǎo)管架上進(jìn)行叢式井鉆井作業(yè)，由于井口間距小和導(dǎo)管偏斜[1-3]，常發(fā)生相鄰隔水導(dǎo)管在泥面下碰撞的情況，嚴(yán)重影響后續(xù)作業(yè)甚至導(dǎo)致相應(yīng)井槽報(bào)廢。此時(shí)如何采取合適的措施進(jìn)行繞障避免井下復(fù)雜等顯得尤其重要，本文通過東海B10井在隔水導(dǎo)管與鄰井碰撞后的繞障實(shí)踐，對隔水導(dǎo)管相碰后的鉆井繞障技術(shù)進(jìn)行了分析總結(jié)，并提出了改進(jìn)建議。

1 碰撞后繞障必要性

1.1 碰撞分析

東海地區(qū)表層以砂質(zhì)粉土為主，巖性松軟，隔水導(dǎo)管下入一般以錘入法為主[4]。根據(jù)入泥深度研究，本地區(qū)一般入泥深度為70 m左右[5]，由于打樁入泥過程中受海流和群樁效應(yīng)的影響[6]，因而無法測量獲取導(dǎo)管偏斜數(shù)據(jù)。根據(jù)統(tǒng)計(jì)東海地區(qū)一般導(dǎo)管鞋處井斜在2°左右，最大的達(dá)到3°多。入泥70 m的偏移量可根據(jù)公式：

假設(shè)泥面井斜α1=0°，導(dǎo)管鞋處井斜α2=2°，根據(jù)計(jì)算入泥ΔL=70 m的偏移量ΔS=1.22 m。如果相鄰的兩個(gè)隔水導(dǎo)管均向中間偏移，則偏移量超過了海上平臺常用的井槽間距2.286 m，兩根導(dǎo)管就會發(fā)生碰撞。

1.2 井槽利用

鉆具出導(dǎo)管鞋前需用陀螺測量導(dǎo)管的偏斜值，如果偏斜嚴(yán)重則需要做出防碰繞障措施。根據(jù)測量數(shù)據(jù)計(jì)算無法避免與鄰井套管相碰，以往通常選擇井槽廢棄或?qū)Ч荛_窗側(cè)鉆[7]。海上平臺投資成本高，一個(gè)開發(fā)井導(dǎo)管架需花費(fèi)數(shù)十億元，其中任何一個(gè)井槽的廢棄都將帶來巨大的損失。如果采用導(dǎo)管開窗側(cè)鉆，易在井眼上部產(chǎn)生局部大狗腿，會對后期作業(yè)造成嚴(yán)重影響，如局部鉆具疲勞系數(shù)大、套管磨損大等情況。而采用繞障技術(shù)則能成功避免由于隔水導(dǎo)管相碰造成的風(fēng)險(xiǎn)，減少或避免損失。

2 繞障操作原理及程序

2.1 繞障條件

兩導(dǎo)管間不是完全正碰，需錯(cuò)開一定的角度，錯(cuò)開的空間能夠通過一個(gè)表層鉆進(jìn)的鉆頭。如φ609.6 mm導(dǎo)管鉆表層時(shí)鉆頭一般為φ444.5 mm，如空間不能滿足則需換更小尺寸的鉆頭鉆進(jìn)，如φ406.4 mm鉆頭。鉆進(jìn)時(shí)應(yīng)選配剛性偏小的鉆具，同時(shí)為保護(hù)套管不被切屑，鉆頭優(yōu)選三牙輪鑲齒鉆頭。

2.2 繞障原理

由于兩導(dǎo)管間存在一定的夾角，利用鉆具軸向上施加給鉆頭的鉆壓，在鄰井導(dǎo)管的反作用下，鉆壓轉(zhuǎn)化為垂直于鉆具的水平方向推力。由于鉆具具有一定的柔性，下壓過程中會偏離本井導(dǎo)管軸線的方向前進(jìn)。根據(jù)兩井測斜數(shù)據(jù)計(jì)算，同時(shí)結(jié)合鉆井參數(shù)判斷兩井分離情況，如成功的進(jìn)行繞障，后續(xù)按照正常參數(shù)進(jìn)行作業(yè)。

2.3 繞障步驟

鉆具出導(dǎo)管鞋如發(fā)生碰撞跡象，使用陀螺測量導(dǎo)管鞋處的井斜，起鉆。

利用防碰軟件計(jì)算佐證跟鄰井套管發(fā)生了碰撞，更換柔性鉆具，鉆出導(dǎo)眼為下步使用造斜螺桿鉆具導(dǎo)航。

導(dǎo)眼鉆具通過后可利用其大尺寸扶正器或?qū)Ｓ霉ぞ咝拚灰?guī)則的導(dǎo)管鞋。

更換造斜螺桿鉆具，盡量減小鉆具上扶正器的尺寸以減小鉆具的剛性。在導(dǎo)管鞋處如旋轉(zhuǎn)無法通過，停止旋轉(zhuǎn)下壓，可嘗試旋轉(zhuǎn)鉆具一定角度后下放通過。

螺桿鉆具及上扶正器通過后可按正常參數(shù)鉆進(jìn)。起鉆過程中螺桿鉆具扶正套至管鞋處很可能遇阻，可嘗試不同的方向上提鉆具通過。

3 現(xiàn)場應(yīng)用

3.1 B10井導(dǎo)管錘入概況

東海某平臺井槽為3×5結(jié)構(gòu)，井槽間距為2.286 m×2.286 m，并以8#井槽為中心。B10井作業(yè)之前，該平臺已經(jīng)完成10口井鉆井作業(yè)。鉆前設(shè)計(jì)φ609.6 mm隔水導(dǎo)管錘入深度為220.80 m，已完成10口井的隔水導(dǎo)管深度均在214.80 ～ 221.07 m之間（圖1），而B10井φ609.6 mm隔水導(dǎo)管錘至深度206.10 m時(shí)有拒錘現(xiàn)象，繼續(xù)錘至深度206.45 m時(shí)共錘擊56次，拒錘明顯。由于鄰井隔水導(dǎo)管深度基本達(dá)到設(shè)計(jì)要求的深度，而此時(shí)本井隔水導(dǎo)管距設(shè)計(jì)深度還有約14.35 m，初步判斷本井導(dǎo)管與鄰井導(dǎo)管發(fā)生了碰撞。

3.2 φ444.5 mm牙輪鉆頭碰撞B4井導(dǎo)管分析

3.2.1 鉆具組合

φ444.5 mm牙輪鉆頭（BIT）+ φ244 mm螺桿（MOTOR）（彎角1.25° + φ438 mm扶正套）+ φ203 mm浮閥接頭（F/V）+ φ425 mm扶正器（STB）+ φ203 mm非磁鉆鋌+ φ203 mm MWD +φ203 mm非磁鉆鋌+φ203 mm定向接頭+φ203 mm鉆鋌（DC）×3根+φ197 mm震擊器+φ139.7 mm加重鉆桿。

3.2.2 碰撞現(xiàn)象

組合防斜打直兼造斜鉆具[8]后下鉆至泥面開始旋轉(zhuǎn)鉆進(jìn)。鉆至井深206.10 m鉆具有跳動現(xiàn)象，小鉆壓（10 kN）鉆進(jìn)至206.50 m，鉆具跳動加劇，扭矩基本平穩(wěn)但進(jìn)尺困難，上提鉆具后旋轉(zhuǎn)下放也無效果，并從振動篩處返出少量鐵屑。

3.2.3 碰撞分析

下入陀螺測B10井導(dǎo)管軌跡[9]（表1），發(fā)現(xiàn)B10井在泥面處井斜為0.83°，方位305.05°，該處偏離井眼中心0.79 m，且指向B4井。當(dāng)B10井導(dǎo)管錘入至206.10 m時(shí)，B10井與B4井井眼中心距約0.61 m，實(shí)際兩導(dǎo)管邊緣已經(jīng)相接觸。計(jì)算分析此時(shí)B10井與B4井導(dǎo)管方向相對且接觸于B4井導(dǎo)管北偏東約106°方位（圖2）。

鉆具組合中扶正器外徑為425 mm，螺桿扶正套外徑為438 mm，兩者相距約10.50 m，螺桿扶正套距φ444.5 mm牙輪鉆頭約0.70 m，該鉆具具有較強(qiáng)的剛性，在螺桿扶正套出φ609.6 mm隔水導(dǎo)管之前，φ444.5 mm牙輪鉆頭前進(jìn)方向幾乎是沿B10井隔水導(dǎo)管軸線正對B4井隔水導(dǎo)管。

圖1 B平臺φ609.6 mm隔水導(dǎo)管入泥深度

表1 B10和B4井測陀螺數(shù)據(jù)

圖2 B10井與鄰井隔水導(dǎo)管泥面下平面投影

3.3 繞障處理過程

考慮到原鉆具組合剛性較強(qiáng)且導(dǎo)管鞋下地層疏松成巖性差，下入φ311.15 mm牙輪鉆頭+φ203 mm鉆鋌組合鉆進(jìn)領(lǐng)眼；定向鉆進(jìn)鉆具為φ444.5 mm鉆頭+定向工具組合，鉆頭安裝小噴嘴實(shí)施大排量鉆進(jìn)，沖刷導(dǎo)管鞋下疏松地層適當(dāng)“擴(kuò)徑”[10]，為后續(xù)定向工具順利通過創(chuàng)造“空間”。

3.3.1 小鉆頭鉆領(lǐng)眼

使用鉆具組合：φ311.15 mm牙輪鉆頭+ φ203 mm浮閥接頭+φ203 mm鉆鋌×3根+ φ197 mm震擊器+ φ139.7 mm加重鉆桿×14根。

鉆進(jìn)參數(shù)為：鉆壓5～10 kN、轉(zhuǎn)速50 r/min、排量3.6 m3/min、鉆頭水眼射流沖擊力3.36 kN。鉆進(jìn)期間扭矩平穩(wěn)，鉆具略有跳動。因從振動篩有少量鐵屑返出，鉆進(jìn)至216.27 m起鉆，下入強(qiáng)磁打撈器打撈鐵屑。

3.3.2 嘗試下入定向鉆具

因φ311.15 mm領(lǐng)眼鉆進(jìn)至216.27 m，而B4井φ609.6 mm導(dǎo)管深度為214.80 m，嘗試下入定向鉆具（為降低鉆具剛性不帶扶正器）鉆進(jìn)。

鉆具組合：φ444.5 mm牙輪鉆頭+ φ244 mm螺桿（彎角1.25°+φ438 mm扶正套）+φ203 mm浮閥接頭+φ203 mmMWD+φ203 mm定向接頭+φ203 mm非磁鉆鋌+φ203 mm鉆鋌×3根+ φ197 mm震擊器+ φ139.7 mm加重鉆桿×14根。

下鉆至B10井導(dǎo)管鞋處遇阻，下壓40 kN通過導(dǎo)管鞋，旋轉(zhuǎn)鉆進(jìn)至217.45 m，鉆進(jìn)過程中蹩跳嚴(yán)重。停頂驅(qū)后上提鉆具困難，通過多次調(diào)整螺桿彎角方向后上提，將鉆頭起至導(dǎo)管內(nèi)。分析認(rèn)為該處井斜小，井眼幾乎處于豎直狀態(tài)，且螺桿存在彎角，在旋轉(zhuǎn)時(shí)鉆頭和螺桿扶正套碰到B4井導(dǎo)管發(fā)生蹩跳現(xiàn)象。停頂驅(qū)上提時(shí)鉆具貼井眼低邊，由于“空間”狹小，螺桿彎角方向不合適時(shí)扶正套掛住導(dǎo)管鞋邊緣導(dǎo)致上提困難（圖3）。

圖3 B10井鉆頭及螺桿鉆具扶正套與導(dǎo)管鞋位置示意圖

（1）加深領(lǐng)眼修整導(dǎo)管鞋

鑒于定向鉆具組合鉆進(jìn)時(shí)蹩跳嚴(yán)重，考慮下入φ311.15 mm牙輪鉆頭加深領(lǐng)眼。由于無螺桿彎角的存在，在鉆頭上方一根鉆鋌位置加入扶正器，以增加鉆具剛性。

鉆具組合：φ311.15 mm牙輪鉆頭+φ203 mm浮閥接頭+φ203 mm鉆鋌+φ425 mm扶正器+φ203 mm鉆鋌×2根+ φ197 mm震擊器+ φ139.7 mm加重鉆桿×14根。

鉆進(jìn)參數(shù)為：鉆壓5～10 kN、轉(zhuǎn)速50 r/min、排量3.6 m3/min、鉆頭水眼射流沖擊力3.36 kN。平穩(wěn)鉆進(jìn)至221.00 m，此時(shí)扶正器到達(dá)導(dǎo)管鞋處。在該處旋轉(zhuǎn)鉆具，通過扶正器來修整導(dǎo)管鞋，便于后續(xù)鉆具順利通過

（2）增加鉆具剛性試鉆進(jìn)

因使用領(lǐng)眼鉆具組合（φ311.15 mm牙輪鉆頭+φ203 mm浮閥接頭+φ203 mm鉆鋌+φ425 mm扶正器）順利加深領(lǐng)眼至221.00 m，考慮換為φ444.5 mm牙輪鉆頭增加鉆具剛性試鉆進(jìn)。

鉆具組合為：φ444.5 mm牙輪鉆頭+φ203 mm浮閥接頭+φ203 mm鉆鋌+φ425 mm扶正器+φ203 mm鉆鋌×2根+φ197 mm震擊器+ φ139.7 mm加重鉆桿×14根。

鉆頭到達(dá)導(dǎo)管鞋后以轉(zhuǎn)速20～30 r/min緩慢下放到底，以鉆壓5～10 kN、轉(zhuǎn)速50 r/min、排量3.6 m3/min鉆進(jìn)至228.84 m，進(jìn)行陀螺測斜。測深222.00 m，井斜3.00°，方位297.50°，計(jì)算此處B10井與B4井井眼中心距為0.64 m，而B4井φ339.7 mm套管和B10井φ444.5 mm牙輪鉆頭的半徑之和為0.39 m，結(jié)合鉆進(jìn)現(xiàn)象已能確認(rèn)兩井實(shí)現(xiàn)了分離（圖4，防碰餅圖）。以鉆壓10～30 kN、轉(zhuǎn)速50 r/min、排量3.6 m3/min旋轉(zhuǎn)鉆進(jìn)至285.59 m起鉆。

圖4 B10井與B4井碰撞和分離過程

（3）定向鉆進(jìn)

下入常規(guī)定向鉆具組合鉆進(jìn)，為防止鉆具在通過導(dǎo)管鞋位置時(shí)阻掛，將φ425 mm扶正器改為φ311.15 mm扶正器以降低鉆具剛性，同時(shí)扶正器的存在能確保表層軌跡的良好控制。

鉆具組合為：φ444.5 mm牙輪鉆頭+ φ244 mm螺桿（彎角1.25°+φ438 mm扶正套）+ φ203 mm浮閥接頭+φ311.15 mm扶正器+ φ203 mm MWD+φ203 mm定向接頭+φ203 mm非磁鉆鋌+ φ203 mm鉆鋌×3根+φ197 mm震擊器+ φ139.7 mm加重鉆桿×14根。

鉆具下至導(dǎo)管鞋位置時(shí)遇阻，下壓50 kN通過。鉆完進(jìn)尺后起鉆至該位置時(shí)阻掛明顯，通過多次調(diào)整螺桿彎角方向后通過。然后順利下入φ339.7 mm套管固井，完成本井段的鉆井作業(yè)。

（4）技術(shù)經(jīng)濟(jì)分析

各油田根據(jù)油氣層分布情況提前對井槽數(shù)量做好了設(shè)計(jì)規(guī)劃，所以每個(gè)井槽都有其對應(yīng)的開發(fā)油氣層特點(diǎn)，用于前期開發(fā)或后期調(diào)整井作業(yè)。甚至因?yàn)楹笃谡{(diào)整井的需要，在原先規(guī)劃井槽不夠的情況下想方設(shè)法地增加井槽[7]。東海海域油氣田水深在90 m左右，導(dǎo)管架投資需要數(shù)十億元，其中一個(gè)井槽的廢棄帶來的直接損失是降低了導(dǎo)管架投資的利用率，更大的損失是某個(gè)油氣層得不到及時(shí)有效的開采，影響產(chǎn)量。

表層打樁偏斜在海洋導(dǎo)管架上很常見，因防碰無法避開從而導(dǎo)致井槽無法利用的情況時(shí)有出現(xiàn)。如東海某平臺，井槽為3×4結(jié)構(gòu)，井槽間距為2.286 m×2.286 m。由于A1井導(dǎo)管偏斜嚴(yán)重，導(dǎo)致5#井槽無法正常使用（圖5）。目前根據(jù)測量數(shù)據(jù)進(jìn)行防碰掃描繞障方面的研究較多，但碰撞后采用繞障技術(shù)并成功進(jìn)行繞障作業(yè)的并無先例。

圖5 A1井導(dǎo)管偏斜情況

4 關(guān)鍵技術(shù)及經(jīng)驗(yàn)教訓(xùn)

4.1 關(guān)鍵技術(shù)

（1）根據(jù)導(dǎo)管的陀螺數(shù)據(jù)準(zhǔn)確計(jì)算相鄰兩根導(dǎo)管的相對位置，參照導(dǎo)管前進(jìn)的方向計(jì)算能否有表層鉆進(jìn)鉆頭空間。

（2）領(lǐng)眼很重要，因?yàn)樾枰聣恒@具時(shí)如果沒有下放空間容易造成卡鉆或堵鉆頭水眼。

（3）偏小的鉆具剛性，以便在遇阻下壓和上提的過程中利用鉆具柔性變形改變前進(jìn)的方向通過導(dǎo)管鞋。

4.2 經(jīng)驗(yàn)教訓(xùn)

（1）鉆進(jìn)摸索過程中有些鉆具組合可以不使用，可精簡為3趟鉆即可完成：原始螺桿造斜鉆具組合、領(lǐng)眼鉆具組合、螺桿造斜柔性鉆具組合。

（2）領(lǐng)眼鉆具中陀螺測斜座盡量安裝在靠近鉆頭的位置，這樣采集的陀螺測斜數(shù)據(jù)更準(zhǔn)確，計(jì)算軌跡也更精確。

5 結(jié)論和建議

（1）在海洋叢式井組鉆進(jìn)，隔水導(dǎo)管鞋處發(fā)生蹩扭、鉆具跳動、無進(jìn)尺等現(xiàn)象時(shí)，應(yīng)果斷中止鉆進(jìn)，實(shí)施陀螺測斜，分析本井與鄰井的位置關(guān)系，為下步?jīng)Q策提供支持。

（2）在確認(rèn)兩井隔水導(dǎo)管相碰后，應(yīng)通過對相關(guān)井井身結(jié)構(gòu)、套管程序、軌跡數(shù)據(jù)及鉆具組合等數(shù)據(jù)來分析繞障的可行性。

（3）導(dǎo)管接觸處“空間”狹小，常規(guī)定向鉆具剛性強(qiáng)無法通過，可先用小尺寸鉆頭加鉆鋌組合鉆進(jìn)領(lǐng)眼，并通過水力噴射擴(kuò)徑的方法“拓展”空間，為后續(xù)下入定向鉆具創(chuàng)造條件。

（4）鉆出領(lǐng)眼后，可逐漸增加鉆具剛性試鉆進(jìn)，以防發(fā)生井下異常。起鉆時(shí)螺桿扶正套易“掛”住隔水導(dǎo)管鞋，此時(shí)應(yīng)通過調(diào)整螺桿彎角方向耐心處理。

（5）海上隔水導(dǎo)管常以錘入的方式下入，受流向及隔水導(dǎo)管錘入順序等的影響，泥面下導(dǎo)管往往會產(chǎn)生較大的偏斜。建議在批量錘完后統(tǒng)一實(shí)施軌跡測量，并據(jù)此進(jìn)行必要的鉆井方案調(diào)整（如井槽調(diào)整及使用φ406.4mm鉆頭替代φ444.5mm鉆頭等）以減少不必要的復(fù)雜處理時(shí)間。

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Detour-Drilling Technique after Conductor Collision

XIE Haitao1, QIAN Aidong1, LI Chuan2
（1. Engineering Technology Branch of CNOOC Energy Developments Ltd, Shanghai 200335 China; 2. China Oil fi eld Services Limited, Shanghai 200335, China）

When developing offshore fi eld on an ocean jacket by utilizing cluster wells, conductors are often hammered into the sea bed. Deviation occurs frequently in the operation process of the conductors, some conductors even collide with nearby ones, which affect the sequential operation or even lead to the abandonment of the well slots. In the Platform of East China Sea, at wells slot B10 wells, when hammer into the 609.6 mm conductors, the φ609.6 mm conductor collided with conductor in an adjacent wells. The BHA got stuck, can not go on drilling when drill φ444.5 mm section to the conductor shoe. Taking the operation of this well as an example, the detour-drilling technique after the conductor collision is introduced in this paper.

Offshore drilling; conductor; cluster wells; oblique collision; rigidity of drilling tool ;detour-drilling technique

TE28

A

10.3969/j.issn.1008-2336.2017.02.072

1008-2336（2017）02-0072-06

2016-11-18；改回日期：2016-12-26

謝海濤，男，1981生，本科，工程師，2004年重慶石油高等?？茖W(xué)校，主要從事鉆井設(shè)計(jì)工作。

E-mail：xieht2@cnooc.com.cn。