冀東油田人工島叢式井鉆井防碰技術

邊瑞超， 周洪林, 曹華慶

(1.中國石油集團渤海鉆探工程有限公司定向井技術服務分公司，天津 300280；2.中石化華東石油工程公司六普鉆井公司，江蘇鎮(zhèn)江 212003)

冀東油田人工島叢式井鉆井防碰技術

邊瑞超1， 周洪林1, 曹華慶2

(1.中國石油集團渤海鉆探工程有限公司定向井技術服務分公司，天津 300280；2.中石化華東石油工程公司六普鉆井公司，江蘇鎮(zhèn)江 212003)

冀東油田人工島叢式井井網(wǎng)密度大，鉆進中易發(fā)生井下碰撞問題，為解決該問題，研究了防碰技術。通過分析冀東油田人工島叢式井的鉆井技術難點，提出了針對性技術措施：正鉆井碰撞高風險井段使用牙輪鉆頭；應用低剛性鉆具組合，使井下鉆具獲得更大的撓度變形空間；進行隨鉆MWD磁場強度監(jiān)測，根據(jù)磁場強度異常值判斷正鉆井與鄰井套管的距離，預警碰撞風險，指導正鉆井防碰。綜合這些技術措施形成的冀東油田人工島叢式井鉆井防碰技術，在冀東3號人工島叢式井組進行了應用，降低了鉆進中發(fā)生井下碰撞的概率，表明該技術是防止正鉆井與鄰井套管碰撞的有效技術，可為冀東油田人工島加密鉆井提供安全保障。

叢式井；鉆井；防碰；隨鉆監(jiān)測；人工島；冀東油田

冀東油田自開發(fā)以來在陸地、灘海鉆了數(shù)千口各種類型的定向井，由于各區(qū)塊的鉆井都較為集中，井網(wǎng)密布，因此新井鉆井時防碰問題十分突出。2000年后，隨著勘探開發(fā)的深入，該油田開始利用人工島鉆高密度叢式井對重點區(qū)塊進行開發(fā)，由于老平臺、人工島井網(wǎng)密集，不同時期完成井的井口坐標定位、鉆井過程中各種儀器測量誤差的影響[1-2]，發(fā)生了數(shù)起嚴重的井下碰撞事故。經(jīng)過研究總結，2014年冀東油田開始在防碰井中配套應用了隨鉆監(jiān)測磁異常值跟蹤分析、低剛性鉆具和牙輪鉆頭等防碰技術措施，并在南堡2號、3號人工島叢式井鉆井防碰作業(yè)中取得了成功。該技術解決了鉆井過程中用物理量(磁場強度)值確定正鉆井與鄰井套管相對距離的難題，提出了發(fā)生碰撞時正鉆井鉆具組合對鄰井套管不產生破壞的作業(yè)方法。研究表明，當正鉆井測點距離鄰近已完成井0～4.00 m時，利用該技術可以檢測到因受磁干擾而出現(xiàn)的磁場強度變化；不足之處在于，由于隨鉆儀器存在一定測量盲區(qū)，正鉆井只能對上部直井段、相對平行的鄰井井眼進行監(jiān)測，且不能精確定位鄰井的套管方位。為此，筆者通過分析冀東油田人工島叢式井鉆井防碰的技術難點，給出了相應的技術措施，并在幾百口叢式井鉆井中進行了現(xiàn)場應用，取得了很好的防碰效果。

1 技術難點

冀東油田人工島叢式井的特點為淺造斜、多段制、大位移，淺層防碰點多且距離近，由于井眼軌跡復雜，加之井網(wǎng)密布，鉆井施工難度非常大，極易發(fā)生井眼交碰。而定向井鉆井中常應用PDC鉆頭和造斜鉆具組合，由于復合片工具特性加上造斜鉆具剛性較強，基本上無撓性變化空間，當發(fā)生碰撞時，尤其在滑動鉆進過程中不易發(fā)現(xiàn)井下異常，且當因為滑動鉆進慢而轉變?yōu)檗D盤復合鉆進、發(fā)現(xiàn)蹩跳鉆、鉆井液漏失等問題時，套管已經(jīng)發(fā)生破損。具體有以下技術難點：

1) 淺層防碰點多、距離近。人工島平臺叢式井組通常設計為三開井身結構，采用“直—增—穩(wěn)—降”剖面，井眼軌跡交叉頻繁，正鉆井在老井網(wǎng)中穿行，繞障防碰點多，防碰高風險井段在井深100.00～1 500.00 m，與鄰井井眼軌跡防碰距離3.00～15.00 m，某些井組的淺層防碰中心點距離僅有2.00 m。

2) 鉆頭對套管的損壞。鉆井提速主要依靠PDC鉆頭，分析碰撞井可知，絕大多數(shù)鉆穿套管的鉆頭都是PDC鉆頭。目前定向PDC鉆頭采用淺內錐、高穩(wěn)定性設計，在螺桿高速轉動下，切割套管較為快速，滑動鉆進過程中不會產生明顯的蹩跳鉆，數(shù)分鐘內即可磨穿鄰井套管。

3) 常規(guī)造斜組合對套管的影響。人工島叢式井基本上全井都使用彎螺桿鉆具組合鉆進，包括彎螺桿、穩(wěn)定器、MWD短節(jié)、無磁鉆鋌、常規(guī)鉆鋌和加重鉆桿，工具串中的穩(wěn)定器與井眼直徑僅差4.0～10.0 mm，旋轉鉆井時鉆具組合無撓度變形空間，當發(fā)生井下碰撞時，穩(wěn)定器擠壓切割套管，極易鉆穿套管。

分析冀東油田人工島碰穿套管故障資料可知，故障通常發(fā)生在正鉆井初始小井斜井段，鉆具組合為“PDC鉆頭+螺桿+穩(wěn)定器+MWD+無磁鉆鋌+鉆鋌+加重鉆桿”。因此，優(yōu)選鉆頭及鉆具組合，并應用直觀有效的監(jiān)測方法，對叢式井鉆井防碰施工意義重大。

2 解決措施

在數(shù)百口井的人工島上鉆井，首先需解決淺層防碰問題，對碰點集中的上部直井段進行實時隨鉆磁場監(jiān)測，當發(fā)現(xiàn)異常變化時，立即采取有效措施，如控壓吊打或繞障分離；為防止碰破套管，在防碰井段使用高撓度低剛性的鉆具組合和牙輪鉆頭，減少對套管的偏磨，確保油井套管的安全。

2.1井眼軌跡控制

1) 直井段鉆井措施[3]。針對冀東油田人工島單組平臺，采用單排5～6口井4.00m間距槽口。為防止在造斜之前產生側位移，影響其他未鉆井井眼軌跡前進的方向，對于平臺風險較大的直井段，選擇使用牙輪鉆頭配合螺桿鉆具，用輕壓低轉速方式鉆進，控制井斜角，防止與鄰井相碰。

2) 隨鉆磁場監(jiān)測。套管是具有磁性的管材，套管串會產生高于大地正常磁場的附加磁場。當正鉆井測點距離鄰近已完成井0～4.00m時，磁性隨鉆測量儀器MWD測出的磁場強度會出現(xiàn)磁干擾現(xiàn)象，因此當正鉆井井眼軌跡即將接近防碰高風險井段時，可采用該方法對磁場強度進行監(jiān)測。實鉆數(shù)據(jù)表明，隨鉆測量的磁場強度偏離當?shù)卮艌鰳藴手怠?%時，說明兩井距離小于2.00m。而磁場強度異常的正負值則表明測點在套管的不同極性位置。井眼軌跡控制過程中，當發(fā)現(xiàn)磁干擾變強、偏離該標準值時，結合定向井軟件掃描數(shù)據(jù)決定是否進行井眼軌跡調整。

2.2鉆具組合

1) 鉆頭優(yōu)選。對于防碰距離為2.00～4.00m的井段，為保證井下安全，防碰井段優(yōu)選牙輪鉆頭配合螺桿鉆進。選擇牙輪鉆頭的原因是，其工作方式與PDC鉆頭完全不同，牙輪接觸井底時為擠壓方式，而PDC鉆頭為剪切方式。當滑動鉆井中牙輪鉆頭的3個牙輪與套管碰撞接觸時，鉆頭產生有規(guī)律的波動擠壓，鉆具震動明顯[4]，易于被井口操作人員發(fā)現(xiàn)。而PDC鉆頭與套管接觸時，鉆具震動相對較小，操作人員不易分辨。另外，套管壁厚僅為7.0～12.0mm，在螺桿高轉速下金剛石復合片高速切割套管，短時間內便可磨破套管。

2) 使用低剛性鉆具。低剛性鉆具的特點是螺桿后面不連接穩(wěn)定器和常規(guī)鉆鋌。在φ444.5mm和φ311.1mm井眼，采用“牙輪鉆頭+螺桿+MWD+加重鉆桿+鉆桿”的鉆具組合；在φ215.9mm井眼，采用“牙輪鉆頭+螺桿+MWD+鉆桿+加重鉆桿”的鉆具組合。采用該鉆具組合可以降低其整體剛性，從而具有更大的撓度變形空間。尤其在復合鉆進時，鉆柱與井眼的間隙相對較大，可有效防止鉆具因剛性過高而擠切套管。旋轉鉆進中，管柱的受力及井眼的幾何形態(tài)較為復雜。其中，管柱中的許多問題無法采用函數(shù)及微分方程精確求解，因此用能量原理法代替較為合理[5]。

假定井斜角為20°，鉆壓為100kN，單根鉆桿或鉆鋌兩端接頭為鉸支束，用能量法計算管柱中心點處的最大撓度，結果見表1。

表1鉆桿與無磁鉆鋌的最大撓度

Table1Deflectionvalueofdrillpipesandnon-magneticdrillcollars

鉆柱類型直徑/mm每米重量/(N·m-1)鉆壓/kN井斜角/(°)最大撓度/mm鉆鋌158.01194100208.7無磁鉆鋌171.41358100207.1無磁鉆鋌203.22072100205.3鉆桿127.02901002025.2

從表1可以看出，采用鉆桿倒裝鉆具組合鉆進防碰井段，撓度值相對較高，可減少對套管的損害。

3 應用效果

冀東油田人工島叢式井鉆井應用配套防碰技術后，已連續(xù)三年未發(fā)生碰穿鄰井套管的問題，其中南堡2號、3號人工島等 重點區(qū)塊已完成200口叢式井，未發(fā)生正鉆井碰穿鄰井套管情況。以下以南堡3號島NP1517大斜度井為例，介紹冀東油田人工島叢式井鉆井防碰技術現(xiàn)場應用情況。

1) 設計數(shù)據(jù)。NP1517井鉆遇平原組、明化鎮(zhèn)組和館陶組地層，目標層為東營組，鉆探目的是開發(fā)南堡油田1號構造油氣儲量。井身結構：一開井段，φ444.5 mm鉆頭鉆至井深283.00 m，下入φ339.7 mm表層套管；二開井段，φ311.1 mm鉆頭鉆至井深2 103.00 m，下入φ244.5 mm技術套管；三開井段，φ215.9 mm鉆頭鉆至井深3 800.00 m完鉆，下入φ139.7 mm油管完井。該井井眼軌道設計數(shù)據(jù)見表2。

表2 NP1517井井眼軌道設計數(shù)據(jù)Table 2 Design profile data of Well NP 1517

設計掃描數(shù)據(jù)顯示，該井組為5口定向井，井間距為4.00 m。圖1所示為NP1517井與鄰井的井眼軌跡水平投影，其中藍線為NP1517井的設計井眼軌道，紅色為鄰井的井眼軌跡。設計正鉆井NP1517井與鄰井NP1706 井在井深255.50 m 處相距 2.78 m，與鄰井NP1070井在井深540.10 m處最近距離為8.87 m，與鄰井NP1162 井在井深911.70 m 處相距 9.90 m。

圖1 NP1517井與鄰井的井眼軌跡水平投影Fig.1 Horizontal projection of Well NP1517 and adjacent wells

2) 井眼軌跡控制。一開井段，為解決NP1517井與NP1706 井在井深 255.50 m 處僅相距 2.78 m的問題，下入低剛性鉆具組合：φ444.5 mm牙輪鉆頭+φ244.5 mm螺桿+接頭+φ203.2 mm無磁鉆鋌+φ203.2 mmMWD短節(jié)+接頭+φ127.0 mm加重鉆桿+φ127.0 mm鉆桿。一開直井段的重點是防斜，為保持井眼間合理的距離，采用鉆壓40～60 kN吊打，鉆盤轉速60 r/min，并實時進行磁場強度測量。表3為NP1517井防碰監(jiān)測數(shù)據(jù)。

表3 NP1517井鉆井防碰監(jiān)測結果Table 3 Anti-collision monitoring results of Well NP1517

從表3可以看出，測點30.55 m處隨鉆儀器測量的磁場強度異常比為1.58 %，分析認為，正鉆井NP1517井與鄰井NP1706井的間距為4.00 m，說明鄰井的φ339.7 mm套管磁場干擾半徑可達4.00 m；鉆至測點井深199.19 m時，發(fā)現(xiàn)鄰井套管磁場干擾值逐漸升高，磁場強度異常比由0.35 %提高到1.60 %，說明井下碰撞風險開始增高。因此，鉆盤轉速降至40 r/min，鉆壓降至20 kN，鉆至井深227.90 m時發(fā)現(xiàn)磁場強度異常比高達5.24 %，說明兩井真實的距離并非掃描計算數(shù)據(jù)所顯示的3.30 m，磁場數(shù)據(jù)顯示NP1517井與NP1706井非常接近。此時，發(fā)出防碰預警，要求井口操作人員關注井下鉆柱震動情況，有蹩跳鉆現(xiàn)象立即停鉆[6]，同時錄井人員要勤撈取砂樣，以判斷井下鉆進情況。鉆至井深267.45 m時磁場強度異常比降至1.69 %，說明兩井已安全分離。

二開井段的鉆具組合：φ311.1 mm牙輪鉆頭+φ244.5 mm螺桿+φ203.2 mm浮閥+φ298.0 mm穩(wěn)定器+φ203.2 mmMWD+φ203.2 mm無磁鉆鋌+φ127.0 mm加重鉆桿+φ127.0 mm鉆桿。對表3中的磁場強度異常比及NP1517井與NP1706 井的中心距離進行分析后，確認一開結束后兩井之間的距離已足夠大，不會發(fā)生碰撞問題。因此，二開造斜點之前井段下入小直徑穩(wěn)定器，在鉆壓20 kN、轉速40 r/min條件下鉆進至井深299.00 m，測量數(shù)據(jù)顯示磁異常比降至0.46%，說明兩井已不會碰撞，NP1517井穿過NP1706井風險防碰井段，鉆至造斜點。299.00～1 100.00 m井段未出現(xiàn)磁異常比大于2%以上的磁場數(shù)據(jù)，最終完成淺層防碰施工。

4 結論與建議

1) 人工島叢式井鉆井中，“牙輪鉆頭+螺桿”組合是碰撞高風險井段安全鉆進的技術保障。

2) 為保證鄰井套管安全，對于碰撞高風險井段須采用低剛性鉆具組合，用加重鉆桿或鉆桿替換鉆鋌，通過降低鉆具剛性來減小鉆柱對套管的損壞。

3) 利用MWD隨鉆儀器的磁場測量功能，結合正鉆井與鄰井中心點距離掃描，可發(fā)現(xiàn)并行的叢式井組套管磁場異常值變化，從而及時預警兩井碰撞的可能，確認風險后調整鉆井參數(shù)，采用低轉盤鉆速、小鉆壓鉆井，嘗試通過碰撞井段。而對于多井空間交叉的井眼，因正鉆井測量盲區(qū)較長，用該方法進行防碰作業(yè)指導意義不大。

4) 為提高磁場強度測量精度，必須采用高精度高穩(wěn)定性的隨鉆儀器。另外，對于碰撞高風險井段有必要加密測點，以便準確地發(fā)現(xiàn)鄰井套管的磁場干擾。

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[編輯 令文學]

Anti-CollisionTechnologyforDrillingClusterWellsintheArtificialIslandofJidongOilfield

BIANRuichao1，ZHOUHonglin1；CAOHuaqing2

(1.DirectionalWellTechnologyServicesBranch，CNPCBohaiDrillingEngineeringCompanyLimited，Tianjin，300280，China;2.SinopecHuadongOilfieldServiceCorporationLiupuDrillingCompany,Zhenjiang,Jiangsu,212003,China)

Due to high-density well spacing for cluster wells in the artificial island of Jidong Oilfield,there was a high likelihood of down-hole collision problems.Therefore,anti-collision technology was studied for solving this drilling problem.By analysis of drilling technological difficulties of cluster wells in the artificial island of Jidong Oilfield,specific technical measures were put forward:cone bits were used at a specific locations to minimize the risk of collision while;low rigidity bottom hole assembly was applied to make down-hole drilling tools have more deflection deformation space;MWD magnetic field intensity monitoring while drilling was carried out and anti-collision drilling was guided by programming a pre-warning casing distance risk for downhole adjacent wells by detecting magnetic field intensity anomalies.Thus,the anti-collision technology of cluster wells in the artificial islands of Jidong Oilfield was developed by integrating these technical measures and applying them in cluster well groups for the artificial islands of Jidong No.3,thereby reducing the downhole collision probability while drilling.To summarize,this study showed that this anti-collision technology is effective for preventing drilling collisions with casings of adjacent wells and can provide safety assurance for infill drilling in the artificial islands of the Jidong Oilfield.

cluster wells；drilling；anti-collision；monitoring while drilling；artificial islands；Jidong Oilfield

TE28

A

1001-0890(2017)05-0019-04

10.11911/syztjs.201705004

2017-06-13；改回日期2017-09-07。

邊瑞超(1972—)，男，天津大港人，1993年畢業(yè)于大港石油學校鉆井工程專業(yè)，2005年畢業(yè)于長江大學石油工程專業(yè)，工程師，主要從事定向井現(xiàn)場施工與管理工作。E-mail:619314463@qq.com。