占位鉆具形式單筒三井技術(shù)研究及應(yīng)用

管申 楊可三 陳力 劉賢玉 劉智勤 郭浩

1. 中海石油(中國)有限公司海南分公司；2. 中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術(shù)湛江分公司；3. 中海石油(中國)有限公司湛江分公司

井槽是海洋鉆井中最為稀缺和重要的資源，經(jīng)測(cè)算南海某油田群的單井槽建設(shè)成本高達(dá)2 000 萬元，因此提高井槽利用效率是海洋鉆完井降本增效的重要手段之一。經(jīng)過多年的發(fā)展，單筒多井技術(shù)在國內(nèi)外得到了廣泛應(yīng)用［1-4］。國內(nèi)首例單筒雙井技術(shù)在渤海油田應(yīng)用［5］，并在此基礎(chǔ)上發(fā)展出了非對(duì)稱單筒雙井技術(shù)［6］，此項(xiàng)技術(shù)適應(yīng)更加靈活的井身結(jié)構(gòu)和隔水管尺寸，且通過擴(kuò)眼預(yù)斜技術(shù)實(shí)現(xiàn)了單筒雙井大尺寸表層井眼的造斜［7］，一定程度上解決了淺層的防碰繞障問題。為了徹底實(shí)現(xiàn)單筒雙井的獨(dú)立建井，完成單筒雙井表層的分離，技術(shù)人員在前期研究經(jīng)驗(yàn)的基礎(chǔ)上研發(fā)出了占位鉆具形式的單筒雙井技術(shù)，并成功在南海、渤海推廣應(yīng)用［8-11］。相比單筒雙井技術(shù)，單筒三井技術(shù)能夠使井筒的利用效率更高，國外首次報(bào)道單筒三井技術(shù)的應(yīng)用是在馬來西亞巴拉姆三角洲的博科油田上，該油田位于沙撈月近海45 km 處，水深69 m［12］。而該技術(shù)在國內(nèi)主要是在南海西部得到應(yīng)用［13-15］，采用的是在?1066.8 mm 隔水導(dǎo)管內(nèi)下入3 串?339.7 mm 套管的常規(guī)技術(shù)。但常規(guī)單筒三井工藝技術(shù)存在一些缺陷，首先由于該技術(shù)的表層采用大直徑井眼，一般為?965.2 mm，難以實(shí)現(xiàn)定向鉆進(jìn)；其次由于大直徑井眼清潔困難、井壁失穩(wěn)風(fēng)險(xiǎn)高等不利因素，表層井眼深度受限，在南海西部最深不超過500 m，地層承壓能力不足，需要增加套管層次；第三，常規(guī)單筒三井工藝中的3 串套管并列下入同一井眼中，無法實(shí)現(xiàn)井眼的表層分離，減小了各井眼的水平延伸距離，增加了井眼分離的難度；第四，常規(guī)單筒三井一般采用整體式井口，雖然結(jié)構(gòu)簡(jiǎn)單，但無法實(shí)現(xiàn)獨(dú)立建井。綜上所述，常規(guī)單筒三井工藝技術(shù)只能應(yīng)用于井深較淺、水平位移較小的井，無法滿足目前油田開發(fā)的需求。

隨著南海西部油田開發(fā)進(jìn)入中后期，需要進(jìn)行老油田調(diào)整挖潛、邊際油田開發(fā)的現(xiàn)狀，現(xiàn)有生產(chǎn)設(shè)施上的井槽數(shù)量不足，無法滿足現(xiàn)有生產(chǎn)需求。為了進(jìn)一步提高井槽利用效率，通過對(duì)占位鉆具技術(shù)進(jìn)行優(yōu)化，在常規(guī)單筒雙井的?914.40 mm 隔水導(dǎo)管內(nèi)實(shí)現(xiàn)了單筒三井獨(dú)立建井，且在表層階段完成了井眼分離，并成功應(yīng)用于潿洲某油田調(diào)整井。

1 主要技術(shù)難點(diǎn)

常規(guī)單筒三井技術(shù)是通過?1066.8 mm 隔水導(dǎo)管鉆?965.2 mm 井眼，下入3 串?339.7 mm 套管并固井的方法來實(shí)現(xiàn)在1 個(gè)井槽完成3 口井。占位鉆具形式的單筒雙井主要通過事先在隔水導(dǎo)管內(nèi)下入占位鉆具來實(shí)現(xiàn)單筒雙井的表層分離，因此?914.4 mm 隔水導(dǎo)管內(nèi)完成占位鉆具形式的單筒三井主要存在以下難點(diǎn)。

(1)井身結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)難度大。?914.4 mm 隔水導(dǎo)管一般作為單筒雙井井槽，采用占位鉆具的技術(shù)形式在?914.40 mm 隔水導(dǎo)管內(nèi)完成單筒三井技術(shù)除了需要考慮套管尺寸及間隙外，還需考慮占位鉆具、表層鉆具、表層套管三者之間在不同工況下的狀態(tài)及通過性。

(2)井口系統(tǒng)設(shè)計(jì)難。常規(guī)單筒三井采用整體式井口，結(jié)構(gòu)簡(jiǎn)單，但無法實(shí)現(xiàn)獨(dú)立建井。可實(shí)現(xiàn)獨(dú)立建井的分體式井口系統(tǒng)由于需要考慮1 口或2 口井井口完全安裝時(shí)的鉆井作業(yè)，干涉狀態(tài)多，設(shè)計(jì)難度大。

(3)有效占位保障難。由于采用鉆桿連接的占位鉆具管串有效部分長(zhǎng)度有限，因此如果兩串占位鉆具的有效部分錯(cuò)開位置，將導(dǎo)致所占位的空間變小，繼而難以實(shí)現(xiàn)后續(xù)作業(yè)。

(4)軌跡設(shè)計(jì)及控制要求高。占位鉆具形式的單筒多井技術(shù)要求定向井軌跡在下入套管后能夠提供一定的側(cè)向力來維持套管的位置，為其余井留出空間，同時(shí)不同井的方位應(yīng)盡可能不同，相近的方位可能會(huì)導(dǎo)致后續(xù)的井套管下入困難。為實(shí)現(xiàn)表層盡快分離同時(shí)考慮鉆具組合的通過性，需要針對(duì)鉆具組合的造斜能力及結(jié)構(gòu)參數(shù)進(jìn)行優(yōu)化。

2 關(guān)鍵技術(shù)

針對(duì)占位鉆具形式單筒三井技術(shù)難點(diǎn)，以潿洲某油田為例開展了井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化、分體式單筒三井井口設(shè)計(jì)、占位鉆具優(yōu)化設(shè)計(jì)等關(guān)鍵技術(shù)研究。

2.1 井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化

井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化主要依據(jù)API 標(biāo)準(zhǔn)系列井眼、套管尺寸的組合，采用由下至上的設(shè)計(jì)方法優(yōu)選滿足完井工藝需求的最經(jīng)濟(jì)井身結(jié)構(gòu)，主要控制因素考慮：完井管柱尺寸、井眼與套管間隙、隔水管強(qiáng)度等。表層井眼尺寸由單筒多井技術(shù)常用的?406.4 mm優(yōu)化為?368.3 mm，主要優(yōu)化過程如下。

(1)優(yōu)化管柱最大尺寸。滿足油田生產(chǎn)需求的分層生產(chǎn)管柱結(jié)構(gòu)分析表明，最大尺寸為Y 接頭處；采用WellCat 電泵選型及油管校核后，選用375 系列電泵(機(jī)組外徑98 mm)及?60.3 mm 薄接箍支管(外徑70 mm)，可以控制生產(chǎn)管柱最大外徑169 mm，Y 接頭、電泵及支管位置關(guān)系及尺寸見圖1。

圖1 生產(chǎn)管柱Y 接頭處支管及電泵尺寸Fig. 1 Sizes of branch pipe and electric pump at Y-joint of the production string

(2)確定套管層次及尺寸。根據(jù)油田已作業(yè)井經(jīng)驗(yàn)結(jié)合上部地層承壓能力采用2 層井身結(jié)構(gòu)，依據(jù)API 標(biāo)準(zhǔn)系列及鉆頭與套管間隙要求，井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化為?355.6 mm 井眼(?273 mm 套管)+?241.3 mm井眼(?193.7 mm 套管)。

(3)確定隔水導(dǎo)管規(guī)格。表層井眼底部鉆具組合為：?355.6 mm 牙輪鉆頭+?244.5 mm 螺桿鉆具(1.5°)+ ?343 mm 鉆柱扶正器，占位鉆具尺寸為?368.3 mm，考慮10 mm 的安全間隙，采用內(nèi)徑863.6 mm 隔水導(dǎo)管，可滿足占位鉆具之間43 mm、鉆具組合與占位鉆具之間11 mm 的安全間隙(圖2)。通過隔水管穩(wěn)定性校核，確定隔水導(dǎo)管的壁厚25.4 mm，鋼級(jí)X56。

圖2 隔水導(dǎo)管及鉆具組合俯視示意圖Fig. 2 Top views of conductor and BHA

2.2 單筒三井井口設(shè)計(jì)

單筒多井井口，主要有整體式和分體式2 種形式。整體式井口安裝簡(jiǎn)單，占用空間相對(duì)較小，但后續(xù)作業(yè)過程中工藝復(fù)雜，難以實(shí)現(xiàn)獨(dú)立建井；分體式井口由于設(shè)計(jì)空間上限制，需采用非標(biāo)的切邊法蘭連接機(jī)構(gòu)，井口安裝工序繁瑣，但擴(kuò)展性較好，適應(yīng)性強(qiáng)，能夠?qū)崿F(xiàn)獨(dú)立建井，因此占位鉆具形式的單筒三井井口系統(tǒng)采用分體式設(shè)計(jì)。

考慮設(shè)計(jì)難度和適用性，采用對(duì)稱布局設(shè)計(jì)。結(jié)合油田需求主要設(shè)計(jì)要點(diǎn)為：(1)考慮到表層井控風(fēng)險(xiǎn)，需保障基盤與隔水管連接及密封有效性(3.45 MPa)；(2)基盤及附件尺寸，滿足表層套管懸掛密封及固井工藝要求，同時(shí)對(duì)隔水管圓度具有一定的適應(yīng)性；(3)各部件內(nèi)部臺(tái)階倒角，滿足起下鉆具、井下工具等；(4)為降低后續(xù)維護(hù)難度，分體部件以API 標(biāo)準(zhǔn)部件為基礎(chǔ)，設(shè)計(jì)配件盡量通用，對(duì)于不通用配件，需配備專用工具以降低更換部件操作難度；(5)升高管高度、外形尺寸需實(shí)現(xiàn)獨(dú)立建井，即在單筒三井中的1 口或2 口井口在完全安裝狀態(tài)下，可實(shí)現(xiàn)其他井所有鉆完井的工序要求；(6)考慮安裝空間狹小，需要專門設(shè)計(jì)吊裝位置及專用吊裝工具，并配套試壓工具。

單筒三井井口系統(tǒng)由導(dǎo)管基板、套管四通、油管四通及采油樹組成，可滿足3 層井身結(jié)構(gòu)的需求，采用對(duì)稱布局、雙翼閥設(shè)計(jì)，結(jié)構(gòu)見圖3。具有以下特點(diǎn)：(1)結(jié)構(gòu)緊湊，有效降低占用空間，為縮小井槽間距提供優(yōu)化空間；(2)采用占位鉆具單筒多井工藝，表層可以安裝防噴器，為井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化建立井控能力基礎(chǔ)；(3)以API 法蘭為基礎(chǔ)優(yōu)化連接機(jī)構(gòu)，實(shí)現(xiàn)配件通用，減少后期維護(hù)問題；(4)獨(dú)立分體式設(shè)計(jì)，一是拓展能力強(qiáng)，可實(shí)現(xiàn)多層井身結(jié)構(gòu)的需求，二是配合專用升高管，可實(shí)現(xiàn)單筒多井獨(dú)立建井。

圖3 單筒三井井口系統(tǒng)結(jié)構(gòu)圖Fig. 3 Structure of the three-in-one wellhead system

2.3 占位鉆具優(yōu)化設(shè)計(jì)

占位鉆具單筒三井鉆井技術(shù)關(guān)鍵是占位鉆具管串能有效分隔隔水導(dǎo)管的空間，滿足3 口井鉆進(jìn)、下套管、固井等鉆井工藝的需求，因此占位鉆具管串設(shè)計(jì)關(guān)鍵在于能夠有效占位，確保剩余井的作業(yè)位置。鉆具優(yōu)化設(shè)計(jì)主要包括以下方面。

(1)占位鉆具管串設(shè)計(jì)主要包括懸掛器、占位塊、堵頭，采用鉆桿將其連接起來(圖4)，懸掛器的作用為在單筒三井基盤上懸掛、定位占位鉆具管串，占位塊及堵頭用于在作業(yè)時(shí)避免鉆具、套管等占用后續(xù)井的作業(yè)位置，同時(shí)堵頭還需要滿足固井時(shí)控制水泥返高的作用。

圖4 占位鉆具管串設(shè)計(jì)圖Fig. 4 Design of the occupying drilling tool string

(2)考慮?355.6 mm 鉆具組合通過性要求，占位鉆具尺寸為?368.3 mm，為確保占位有效，避免2 串占位鉆具的占位塊錯(cuò)開位置，占位塊設(shè)計(jì)有效長(zhǎng)度350 mm，采用精確配長(zhǎng)，確保每串鉆具上對(duì)應(yīng)的占位塊深度重合。占位塊采用30 mm 矩形過流槽設(shè)計(jì)，在滿足流體通道基礎(chǔ)上避免占位塊相互嵌入。

(3)為滿足固井工藝要求，堵頭上設(shè)計(jì)側(cè)向多噴嘴，提高水泥漿沖洗效果，同時(shí)可采用單流閥設(shè)計(jì)，避免水泥漿倒灌。

3 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

占位鉆具形式單筒三井技術(shù)首次應(yīng)用在北部灣潿洲某油田調(diào)整井，利用?914.4 mm 隔水管完成3 口井的鉆完井作業(yè)，應(yīng)用效果顯示，占位鉆具形式單筒三井技術(shù)可行，優(yōu)化后的占位鉆具能夠?qū)崿F(xiàn)有效占位，通過優(yōu)化軌跡等實(shí)現(xiàn)了單筒三井的表層分離。以此井為例介紹技術(shù)應(yīng)用情況。

3.1 定向井軌跡優(yōu)化

根據(jù)靶點(diǎn)方位分配槽口，A8 井Slot7-1，A10 井Slot7-2，A9 井Slot7-3，優(yōu)化基盤方位使井眼方向平面上盡量與其余井槽連線垂直，井槽分布及淺層井眼軌跡見圖5；根據(jù)穩(wěn)斜角分配造斜點(diǎn)，大井斜井采用較淺造斜點(diǎn)及較高的造斜率，造斜點(diǎn)128～140 m，全角變化率3～4 (°)/30 m；確定淺層防碰最為復(fù)雜的A8 井初始方位265°，A9、A10 井按照120°間距，實(shí)現(xiàn)最大程度的分離；采用WellPlan 軟件計(jì)算套管下入后側(cè)向力，以第一穩(wěn)斜角最小的A8 井(14°)為例計(jì)算，樁管鞋處表層套管側(cè)向力約13 kN，可實(shí)現(xiàn)樁管鞋附近較好的貼邊效果。

圖5 潿洲某油田調(diào)整井井槽分配圖Fig. 5 Slot-based distribution of adjustment wells in an oilfield of Weizhou block

3.2 井身結(jié)構(gòu)及套管程序

本次作業(yè)?914.4 mm 隔水導(dǎo)管利用打樁方式錘入；采用2 層井身結(jié)構(gòu)，?355.6 mm 井眼鉆至下洋組底部，下入?273 mm 套管，滿足下開次作業(yè)要求，二開?241.3 mm 井眼完鉆，下入?193.7 mm 生產(chǎn)套管，各井井身結(jié)構(gòu)見表1。

表1 潿洲某油田調(diào)整井井身結(jié)構(gòu)及套管程序Table 1 Casing program of adjustment well in an oilfield of Weizhou block

3.3 表層作業(yè)情況

根據(jù)造斜點(diǎn)及淺層防碰情況，表層作業(yè)順序?yàn)锳8、A10、A9。主要作業(yè)程序：(1)?812.8 mm 鉆具組合清理?914.4 mm 隔水導(dǎo)管至136.8 m；(2)安裝?914.4 mm 井口基盤，調(diào)整基盤方位至設(shè)計(jì)方位；(3)分別移井架至A9、A10 井井槽，下入占位鉆具組合：?368.3 mm 占位堵頭+浮閥接頭+?127 mm 短鉆桿+?368.3 mm 占位塊+?127 mm 鉆桿×1 根+?368.3 mm 占位塊+?127mm 鉆桿×4 根+?368.3 mm 占位塊+?127 mm 鉆桿×5 根+?368.3 mm 懸掛器，通過精確配長(zhǎng)確保各深度占位塊重合；(4)移井架至A8 井井槽，采用螺桿鉆具組合鉆?355.6 mm 井眼至設(shè)計(jì)井深；(5)起鉆，下入?273.0 mm 套管；(6) A8 井?273.0 mm 套管固井，期間A9 井、A10 井占位鉆具通過管線連接至泥漿泵保持循環(huán)；(7)固井結(jié)束，坐掛切割A(yù)8 井?273.0 mm 套管； (8)移井架至A10 井，起出占位鉆具，鉆進(jìn)，下套管，固井作業(yè)，固井期間A9 井占位鉆具保持循環(huán)；(9)移井架至A9 井，起出占位鉆具，鉆進(jìn)，下套管，固井作業(yè)。

綜合考慮通過性及螺桿鉆具造斜能力，表層鉆具組合優(yōu)化為：?355.6 mm 鑲齒牙輪鉆頭+?244.5 mm 螺桿(1.35°)+?349.3 mm 扶正器+?203.2 mm 短無磁鉆鋌+MWD+?279.4 mm 扶正器+?209.6 mm濾網(wǎng)短節(jié)+?209.6 mm 浮閥接頭+?203.2 mm 定向接頭+?203.2 mm 液壓震擊器+配合接頭+?139.7 mm 加重鉆桿×14 根+?139.7 mm 鉆桿。為降低鉆井液對(duì)井壁的沖刷，提高攜巖能力，塑性黏度控制在35 mPa · s。根據(jù)地層調(diào)整鉆井參數(shù)，泥巖地層采用較高排量，鉆壓15 kN 左右，砂巖地層排量降低0.3 m3/s，維持鉆壓10 kN 左右，保證螺桿鉆具受力狀態(tài)，確保了工具面穩(wěn)定，淺層實(shí)現(xiàn)了4.6 (°)/30 m 的全角變化率，在30 m 斜深實(shí)現(xiàn)了3.5 m 的水平位移，成功完成表層作業(yè)的分離。

表層套管順利下入到位是實(shí)現(xiàn)單筒三井最關(guān)鍵的環(huán)節(jié)之一。為確保套管順利到位，3 口井上部300 m 均采用無接箍套管，下部表層套管接箍臺(tái)階均進(jìn)行18°倒角；前2 口井井口懸掛載荷350 kN 以上，上部套管處于拉伸狀態(tài)，配合定向井軌跡優(yōu)化確保套管貼邊。

為避免表層套管固井過程中水泥漿固死占位鉆具，主要采取以下措施：通過掃稠漿方式測(cè)算井眼擴(kuò)大率，水泥漿附加量20%～30%可有效控制水泥返高在隔水導(dǎo)管鞋附近；固井期間，占位鉆具采用1.2 m3/s 的排量循環(huán)沖洗隔水導(dǎo)管；固井結(jié)束后采用3～4 m3/s 的排量繼續(xù)沖洗隔水導(dǎo)管，確保無水泥漿上返至隔水導(dǎo)管內(nèi)部。

3.4 應(yīng)用效果

北部灣潿洲某油田調(diào)整井通過采用占位鉆具形式單筒三井技術(shù)，利用外掛井槽的形式在?914.4 mm 隔水導(dǎo)管內(nèi)實(shí)現(xiàn)了3 口井作業(yè)量。現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用表明：優(yōu)化后的井身結(jié)構(gòu)能夠滿足完井工藝要求，同時(shí)機(jī)械鉆速提升80%；采用優(yōu)化后的占位鉆具能夠?qū)崿F(xiàn)良好的占位效果，各井鉆進(jìn)及下套管作業(yè)順利，隔水管內(nèi)未發(fā)生阻掛等復(fù)雜情況；通過軌跡優(yōu)化，表層井段采用彎角螺桿鉆具組合可以實(shí)現(xiàn)順利分離；分體式單筒三井井口各部件設(shè)計(jì)合理，安裝過程未發(fā)生干涉等異常情況。與前期開發(fā)井及調(diào)整井對(duì)比，本次調(diào)整井作業(yè)2 500 m 當(dāng)量鉆井周期平均為8.75 d，較前期調(diào)整井提效40%，較前期開發(fā)項(xiàng)目提效26%。

4 結(jié)論

(1)通過井身結(jié)構(gòu)、分體式單筒三井井口系統(tǒng)和占位鉆具的優(yōu)化設(shè)計(jì)，解決了常規(guī)單筒三井技術(shù)無法表層分離的難題，有效提高了井槽利用效率。

(2)本次調(diào)整井全部采用2 開次井身結(jié)構(gòu)，如采用3 層井身結(jié)構(gòu)，需啟用?165.1 mm 井眼，小尺寸井眼鉆進(jìn)效率低、循環(huán)壓耗高、固井質(zhì)量保障難，因此如采用3 層井身結(jié)構(gòu)還需要開展進(jìn)一步的井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化研究。

(3)在水深較深的海域，由于占位鉆具無法實(shí)現(xiàn)底部定位，因此占位鉆具、套管在隔水管內(nèi)部可能存在打扭的情況，建議開展動(dòng)態(tài)力學(xué)分析研究，優(yōu)化占位鉆具管串設(shè)計(jì)，以進(jìn)一步解決較深隔水導(dǎo)管條件下套管下入問題。