海上油田丛式井表层开路预斜技术

陈爱国　许　杰　孟　炜　李明磊（.中海石油（中国）有限公司天津分公司，天津　0045；. 中国石油大学，北京　049；. 中国石油物资公司，北京　0009）

海上油田丛式井表层开路预斜技术

陈爱国1许杰1孟炜2李明磊3
（1.中海石油（中国）有限公司天津分公司，天津300452；2. 中国石油大学，北京102249；3. 中国石油物资公司，北京100029）

通过渤海地区开发井井筒布置密集易发生碰撞的特点说明了丛式井钻井作业中表层预斜技术的必要性。针对传统表层预斜技术拆卸井口消耗时间长的缺陷，提出了不安装井口，直接采用海水钻进并辅以大弯角马达造斜的开路循环预斜技术，并确定了其钻具组合及施工参数的优化方案。目前，该技术已成功应用于渤海地区54口井，节约了钻井成本，增加了钻进效率，对于渤海以外的其他海域油田本研究也具有一定的推广意义。

渤海油田；预斜技术；开路钻进；降本增效

表层预斜技术是丛式井防碰绕障的关键手段。随着渤海油田的不断开发以及对浅层地质溢油风险认识的提高，200 m的表层套管下入深度已无法满足目前的井控要求，350 m左右的入泥深度逐渐被大多数井采用［1］。但是由于海上丛式井井网密集，临井间距较小，表层套管下入深度的增加也意味着临井间发生碰撞的几率的增加。因此，为了避免碰撞事故的发生，表层预斜技术已被广泛应用于各老油田与加密综合调整油田中。然而，为了保证造斜率，表层预斜通常采取闭路循环的模式。该模式需要安装并拆卸井口和喇叭管，仅拆装表层井口就需花费5 h的时间，严重减缓了作业进度。因此，为提高表层钻井作业效率，提出了采用开路循环的钻进模式来提高作业效率并降低成本的方法，同时为了保证造斜率和防止浅层井眼碰撞，总结出了相应的钻具组合与施工方案的优化措施。

1　技术特点

表层预斜指的是利用导向钻具组合造斜，使井眼轨迹朝与邻井距离较大的方向偏移，当钻进至安全井段后，再将方位和井斜调整到设计的方位与井斜的一种造斜方法。渤海油田的丛式井规模从20世纪80年代的2×2、4×4到20世纪90年代的5×7、4×9，发展到21世纪的4×12、5×10，随着井眼轨迹复杂程度的增加，单井防碰绕障作业难度也日益加剧，图1为渤海地区KL3-2油田A平台井网布置图。在以往的定向井表层作业过程中，若有表层预斜的必要，则通常采取闭路钻进的方式，以保证上部地层的造斜率。但安装闭路井口和拆除井口需要花费大量的时间（一口井通常需要花费4～6 h）且制约机械钻速的释放，表1反映了渤海地区开发井表层闭路预斜作业的工期情况，从表中可以看出，单井平均作业工期约为1.6 d。

表1　渤海地区开发井表层闭路预斜造斜率及工期对比

而表层开路预斜指的是不安装井口直接采用海水钻进，返出的海水和岩屑从隔水导管直接排掉的造斜技术。该技术的主要特点可归纳为：（1）造斜率能够满足质量和安全的要求；（2）无需安装和拆除井口，单井节省约4 h；（3）可提高机械钻速，同时无需返出槽，不存在岩屑堵塞问题；（4）使用海水钻进，没有钻井液添加剂，不会对海洋生态环境造成破坏。

2　技术难点

渤海绥中36-1油田的E42与E44H两口井在预斜钻进时曾尝试采用开路海水钻井方式，前期造斜效果明显，但是在后期的扩眼作业中，随着钻具尺寸的加大和井眼冲刷现象的加剧，井斜率急剧降低［2］。因此，明确技术难点并找到针对性的优化方案已成为了决定该项技术能否在今后成功应用的关键。

由于渤海油田都具有浅部地层胶结松软、成岩性差的特点，并且大部分丛式井平台隔水导管采用锤入的方式下入，入泥深度较浅（平均在50 m左右），再加之每个平台通常有20个以上的井槽，相邻井槽最小横向距离及纵向距离仅为1.5 m×1.7 m，这些特点都使得浅层井眼钻进时有很高的碰撞风险，因此对表层造斜率提出了更高的要求［3-4］。

相比于传统的闭路预斜技术，开路预斜技术在施工上更具有挑战性，其主要难点有：

（1）造斜率难以控制，时高时低，会增加井眼碰撞的风险；（2）牙轮钻头与PDC钻头的造斜率差异较大；（3）开路无法根据返出口流量或井漏现象判断井眼是否碰撞；（4）开路无钻屑返至地面，因此难以根据返出水泥或铁屑情况判断井眼是否发生碰撞。

3　主要改进措施

3.1钻头

在表层开路预斜作业时，应适当扩大钻头的喷嘴直径，这样可以减少水力冲击对浅部松软地层的冲刷，利于作业时控制造斜率。此外，根据PDC钻头的水力学研究［5］，井底流速也会随着喷嘴直径的增加而变大。流速的提高使得较大喷嘴尺寸的钻头在井底拥有更好的辅助破岩效果。同时大直径的喷嘴在井底有着更好的清岩效果，能够更佳有效地防止钻头泥包。需要注意的是，PDC钻头水眼面积放大至1 290 mm2以上时，若需选择牙轮钻头（考虑防碰的需要），则应将其水眼面积扩大至1 522 mm2以保证造斜率。

3.2造斜工具

表层预斜井段通常较浅，一般位于海床泥线以下约60～250 m。由于该处地层较软且胶结性差，钻进时表层井眼扩大率高，因此指向式旋转导向工具因推向井壁巴掌借不到支撑力而难以实现高造斜率。另一方面，导向式旋转导向工具由于依靠通过改变内部中心柱偏离度而实现造斜，因此也很难实现高造斜率，同时其发送指令时对排量有较高需求，但大排量又会对浅层井壁造成冲刷，使得井径扩大而难保证造斜率。因此，浅部造斜通常使用弯角大的马达而非旋转导向工具。为了避免造斜率偏低，从目前的实施效果来看，将马达弯角由1.5°提高到1.75°可以确保软地层的造斜率。

3.3钻具组合

根据渤海地区油田的地质特点以及前期作业经验，改善并形成了开路预斜钻具组合，能有效地保证浅部地层造斜率，具体钻具组合如下：Ø444.5 mm钻头 + Ø244.48 mm泥浆马达 + Ø203.2 mm浮阀 + Ø311.15 mm扶正器 + Ø203.2 mm无磁钻铤+ Ø203.2 mm随钻测量工具+ Ø203.2 mm无磁钻铤+ Ø196.85 mm震击器+转换接头+加重钻杆。

3.4施工措施

由于浅部地层疏松，对机械钻速影响不大，控制排量可降低井壁冲蚀，从而确保井斜方位按照设计执行。因此，在开路预斜作业时，初始造斜的60 m井段内应严格控制排量，以马达启动排量为宜。同时，由于马达造斜为滑动钻进，钻压和排量对机械钻速影响都很大，因此需要合理调节钻压与排量以及机械钻速的相互关系。为保证造斜成功，在钻进时应设置2 t以上的钻压，并在可控机械钻速范围内通过调整排量控制好所需的造斜钻压。最后，在造斜段前60 m钻进过程中，不进行倒划眼作业，以免扩大井筒，保证井斜方位。

4　现场应用与效果

以上措施在垦利油田群多个平台得到了成功应用，表2为随机选取的几口井的开路预斜情况。从数据看，前三柱造斜率都能达到2（°）/30 m的标准，能够满足大部分平台的定向井设计要求。同时由于免去了拆装井口的操作并解放了机械钻速，单井表层作业时间从平均1.6 d下降至0.5 d。

自2013年7月以来，开路预斜技术分别在渤海垦利3-2、渤中29-4和渤中35-2油田成功应用，3个油田共4个平台累计应用54口井，所有井段造斜率均满足设计要求，没有出现任何井眼碰撞的事故。平均每口井节约表层拆装井口时间5 h，54口井共节约11.25 d，累计节约钻井成本超过1 000万元。另外，开路预斜技术由于无需清理地面返出槽泥团堵塞，可以最大程度地释放表层机械钻速，在表层容易起泥团的地层引用该技术能更有效地节省表层钻井作业时间，进而更好地实现降本增效的目的。

表2　技术应用前后工期对比表

5　结论与建议

海上油田丛式井开路预斜技术已在渤海油田形成标准化作业程序，在满足井眼防碰要求的前提下有效提高了作业效率，实现了降本增效的目的，并且该技术在渤海以及其他海域油田具有深远的推广意义。对于该技术的适用范围，建议：（1）开路预斜技术适用于相邻井间碰撞风险较小的油田；（2）对于相邻井筒之间碰撞风险较高的油田，建议采用闭路预斜技术并使用牙轮钻头替代PDC钻头。

［1］刘永亮. 垦东12区块4号岛丛式井钻井技术［J］. 石油钻采工艺， 2014， 36（5）： 24-27.

［2］李凡， 赵少伟， 张海，等. 单筒双井表层套管预斜技术及其在绥中36-1油田的应用［J］. 石油钻采工艺，2012， 34（S0）： 12-15.

［3］刘修善， 苏义脑. 临井间最近距离的表述及应用［J］.中国海上油气（工程）， 2000， 12（4）： 31-34.

［4］张晓诚， 刘亚军， 王昆剑，等. 海上丛式井网整体加密井眼轨迹防碰绕障技术应用［J］ .石油科技论坛， 2010（5）： 13-17.

［5］史吉辉. 水平井PDC钻头水力学研究［D］.北京：中国石油大学， 2010.

［6］董星亮， 曹式敬， 唐海雄，等. 海洋钻井手册［M］. 北京： 石油工业出版社， 2011.

［7］姜伟.辽东湾SZ36-1油田AI平台丛式钻井技术［J］.天然气工业， 1995， 15（4）： 30-33.

［8］姜伟. 单筒双井钻井技术在渤海油田的应用［J］. 石油钻采工艺， 2000， 22（1）： 9-13.

［9］王万庆， 田逢军. 长庆马岭油田水平井钻井防碰绕障技术［J］. 石油钻采工艺， 2009， 31（2）： 35-38.

［10］王万庆， 田逢军. 长庆马岭油田水平井钻井防碰绕障技术［J］. 石油钻采工艺， 2009， 31（2）： 35-38.

［11］孙晓飞， 韩雪银， 和鹏飞， 等.防碰技术在金县1-1-A平台的应用［J］.石油钻采工艺， 2013，35（3）： 48-50.

（修改稿收到日期2015-06-14）

〔编辑薛改珍〕

Research on open-hole surface pre-kickoff technology for cluster wells in offshore oilfields

CHEN Aiguo1, XU Jie1, MENG Wei2, LI Minglei3
（1. Tianjin Branch of CNOOC China Ltd., Tianjin 300452, China; 2. China University of Petroleum, Beijing 102249, China; 3. China Petroleum Materials Corporation, Beijing 100029, China）

This paper indicates the necessity of surface pre-kickoff technology in drilling cluster wells through the characteristics of dense placement of wellbores in development wells and easy collision in Bohai region. In view of the drawback of time-consuming dismantling of wellhead in traditional surface pre-kickoff technology, this paper presents the pre-kickoff technology with open-hole circulation without installing the wellhead but drilling directly with seawater and whipstocking by motor with large bend angle, and determines the optimizing scheme for BHA and drilling parameters. At present, this technology has been successfully applied in 54 wells in Bohai region, which has not only saved drilling costs but also greatly improved the drilling efficiency. This research is of some popularization significance to the offshore oilfields other than Bohai region.

Bohai Oilfield; pre-kickoff technology; open-hole drilling; reduce cost and increase benefit

TE243

A

1000 – 7393（ 2015 ） 04 – 0036 – 03

10.13639/j.odpt.2015.04.010

陈爱国，现任中海石油（中国）有限公司天津分公司工程技术部副经理，高级工程师。E-mail：chenag@cnooc.com.cn。

引用格式：陈爱国，许杰，孟炜.海上油田丛式井表层开路预斜技术［J］.石油钻采工艺，2015，37（4）：36-38.