单筒双井预斜扩眼技术研究及在渤海油田的应用

吕 广

(中海油能源发展股份有限公司 工程技术分公司,天津 300452)

渤海油田处于高速开发上产阶段，采用丛式井开采方式[1-2]。如何高效利用现有槽口资源是降本增效的关键。自从单筒双井技术引入渤海地区以来，单筒双井作业在增加平台井数、缩小平台面积、降低开发投资等方面都做出重要贡献。但随着渤海开发的进程推进，常规单筒双井暴露出只能应用于常规浅井的技术瓶颈。如何解决这个难题，满足当前井身结构的作业需求，成为思考重点。经过一系列理论推导及相关计算，对现有单筒双井技术进行创新与改进，形成一套行之有效的单筒双井预斜扩眼技术。经实践检验，该技术大获成功，解决槽口局限难题的同时，节省大量工期费用，对油田的稳产增产做出了巨大贡献，具有广阔的推广前景。

1 渤海油田单筒双井技术应用现状

渤海油田常规表层套管下深为155～260 m，表层套管下深过浅，对应平原组地层松散、承压能力低，存在严重井控与溢油风险。由于渤海油田钻遇多套差异性较强地层层系，开发过程中注采关系复杂，所以对于同槽口中2个相对独立井筒来说风险更加严峻。渤海油田曾发生过在钻遇邻井套管时，由于浅部地层承压能力低，造成溢流后压井压漏近平台海底地层；钻遇注水高压层溢流压漏套管鞋处地层。因此，单筒双井表层套管下深能够提高套管鞋处承压能力，降低井控风险。对应到轨迹上中完井深则已处在造斜段，如不造斜轨迹将难以满足油藏需求，所以单筒双井表层预斜加深势在必行。在实施过程中存在作业难点为：

(1)防碰形势严峻[3-4]，预斜效果难以保证。随着丛式井作业的推广和平台井数大幅增加，作业成本得到显著降低，但防碰问题也日益严峻，如某大型平台单平台槽口数已达96口，其槽口间距仅为1.8 m×2.0 m，具体如图1所示。渤海油田开发主要以油田群形式进行[5]，致使防碰问题增加了相邻平台因素，而且渤海油田表层段主要以疏松砂、泥岩混层为主，地层软，预斜效果差。

图1 渤海某油田群轨迹示意图

Fig.1TracediagramofagroupofoilfieldsinBohaiSea

(2)大尺寸钻具刚性强，造斜及扩眼难度大。由于单筒双井作业过程中所用钻具规格最大处达φ762 mm～φ914.4 mm[6-7]，存在钻具刚性过强的情况，无法完成大尺寸钻具直接造斜和扩眼。井斜及重力的共同作用使先下入的套管躺在下井壁，后下入的套管下入过程中很可能会卡在第1根套管接箍上，造成套管下入困难。因此，需要改进管串组合，达到作业需求。固井过程需要封固同一井筒内的两套管串，由于单流阀的存在，常规固井技术每次仅能对一个套管串进行有效封固，既不能满足固井质量要求，又不能保证下一开管鞋处地层承压能力。因此，常规固井方式无法满足单筒双井固井作业。

2 技术适用性分析

针对上述作业难点与瓶颈，对原有常规单筒双井作业工艺[8-10]进行重大调整，摒弃钻进与扩眼在一趟钻具中完成的作业模式，改为由马达造斜钻具完成表层预斜作业，再由专门的扩眼钻具完成扩眼作业；针对性加工钻井及固井用新型环板，结合其它措施，保障套管的顺利下入；再由特殊的固井工艺完成同井眼内两套管串的一并封固。具体为：

(1)甄选扩眼钻具、优化组合形式，使扩眼钻具与造斜钻具刚性相近，同时减弱钻具攻击性。此举大幅提高引导作用，有效降低出现新井眼几率；配合合理扩眼参数，在兼顾井眼安全的基础上，尽量降低钻具及水力效应对原井眼的破坏和冲刷，保持原井眼造斜效果。

(2)使用新型环板。在安全前提下，结合作业特点，对井口环板进行创造性加工，保障短筒井套管扶正器顺利进入；对下入套管串进行预倒角处理，有效降低套管间阻挂情况的出现。此外精细化套管设计由专业软件计算，以指导套管串扶正器加放，同时合理利用灌浆液密度差，做到减小套管挂碰几率，保障套管串的顺利下入。

(3)针对单筒双井固井工艺。从技术角度进行完善，使之满足同井眼内两套管串同时封固的作业要求，并且保障管鞋附近的固井质量。

3 工程应用技术措施

3.1 井眼预斜技术

针对上部地层松软、造斜困难现状，从理论计算和实施参数上进行精细化选择。

3.1.1 理论计算 渤海常规一开井眼尺寸为φ444.5 mm，所用造斜钻具组合如图2所示。

图2 渤海油田常用造斜钻具结构示意图

Fig.2AschematicdiagramofthestructureofthecommonlyusedslantingdrillingtoolsinBohaiOilfield

由图2所示的几何关系可以得出：

β=αc/(b+c)(1)

式中，β为2个稳定器之间连线与弯角前半段的夹角，(°)；b为下稳定器到马达弯角距离，m；c为马达弯角到上稳定器距离，m；α是马达本身的弯角，即螺杆钻具的弯度，(°)。

造斜钻具造斜率计算公式为：

K=200(β-Δθ1+Δθ2)/(24π)(2)

式中，K为造斜钻具造斜率,(°)/(30 m)；θ1、θ2分别为工具角。

Δθ1=180S1/(24π)[1/a+1/(b+c)](3)

式中，S1为钻头与井眼的间隙，mm；a为钻头到下稳定器(马达自带的稳定器)的距离，m。

Δθ2=180S2/(24π)×1/(b+c)(4)

式中，S2为上扶正器与井眼的间隙，mm。

对于φ444.5 mm井眼，S1通常取值6.35 mm。由于既要保证足够造斜率，又要避免全角变化率过大产生新井眼，因此不考虑钻井参数和地层影响，选择不同尺寸上扶正器能够取得理想造斜率。渤海上扶正器通常选取φ406.4 mm，则S2为44.45 mm。既要保证预斜成功，又要考虑直井段钻进安全，为防止溢流时随钻测斜仪器损害，在马达和第2个扶正器之间加上1个浮阀，测量出c为7.8 m。理论设计最大造斜率K为3.3(°)/(30 m)，将以上数据代入式(2)，得知α为1.5°螺杆钻具的K为5.3(°)/(30 m)，完全符合设计要求。通过查阅马达手册可得a为2.07 m，b为2.43 m。为了降低φ444.5 mm井眼预斜作业防碰风险，采用机械钻速低的牙轮钻头，一旦出现钻遇邻井套管征兆，立即提离井底，利于邻井安全。为保证井眼造斜率，降低水力效应对表层冲刷，采用不安装水眼牙轮钻头，同时降低排量。

3.1.2 操作细节 根据井身结构设计，加深调整后一开中完井深普遍在300～400 m，造斜点为180 m。造斜点前保证井眼垂直，需要充分发挥钻具钟摆作用，使用钻压小于5 t。从携砂角度考虑，在不超过随钻测斜仪器极限排量4 000 L/min的条件下，排量越大越好。

常规测井工具须在无磁环境工作，由于表层作业受到邻井套管磁干扰，采用陀螺定向是行之有效的解决手段。根据前期渤海表层作业经验，陀螺定向钻进时工具面稳定情况下，优化滑动参数为排量2 400～2 500 L/min，钻压4～5 t。为保证预斜成功，造斜滑动钻进时，前2柱钻杆不进行倒划眼，保证形成造斜趋势；从第3柱开始排量提高到2 800～3 000 L/min，钻进至中完井深400 m左右预计井底井斜角为21°～22°，满足井眼轨迹需求。

3.2 扩眼的关键技术

扩眼关键在于钻具刚性设计，以理论数据为指导进行扩眼钻具的工具选择，并配合优化参数控制等措施，使扩眼钻具与马达钻进钻具刚性相接近，以期达到正常扩眼效果。

3.2.1 扩眼工具的甄选 目前渤海油田单筒双井扩眼技术应用广泛，常规单筒双井扩眼钻具组合[11-12]有2套方案。其一为：φ127.0 mm 加重钻杆×17+φ203.2 mm 随钻震击器+φ127.0 mm加重钻杆×6+φ203.2 mm变扣接头+φ203.2 mm钻铤+φ203.2 mm变扣接头+φ850.9 mm 扩眼器+φ660.4 mm 扩眼器+φ203.2 mm变扣接头+φ203.2 mm钻铤×2+φ412.8 mm 扶正器+φ203.2 mm变扣接头+φ203.2 mm引鞋。其二为：φ127.0 mm加重钻杆×16+φ203.2 mm 随钻震击器+φ203.2 mm定向接头+φ203.2 mm 非磁钻铤+φ203.2 mm 钻铤×4+φ762.0 mm 扩眼器+φ203.2 mm变扣接头+φ660.4 mm 变扣接头+φ444.5 mm 扶正器+φ203.2 mm浮阀+φ203.2 mm引鞋。

在综合分析以上钻具组合基础上，提出新型单筒双井扩眼钻具组合：φ127.0 mm 加重钻杆×14+φ203.2 mm 变扣接头+φ203.2 mm 随钻震击器+φ203.2 mm 非磁钻铤+φ203.2 mm 随钻测斜+φ203.2 mm 非磁钻铤+φ762.0 mm 扩眼器+φ203.2 mm变扣接头+φ203.2 mm 钻铤+φ203.2 mm 浮阀+425.45 mm 扶正器+φ203.2 mm 短钻铤。

经数据计算和工具修正后，最终确认新提出的钻具组合更加贴近原马达钻具的刚性和挠性，具体如图3所示。新钻具具体优势及对应分析如下：为了引导整个钻具组合，使其扩眼钻具更好沿老井眼下钻，在φ425.5 mm稳定器下面加1根短钻铤，可以降低扩眼器钻出新井眼几率；φ762.0 mm扩眼器已经满足扩眼需要，且其下面φ425.5 mm稳定器起到居中引导作用，所以不必再加入φ660.4 mm扩眼器；稳定器没必要加两根钻铤，1根就能够满足作业需求，使扩眼器以下长度与长套管深度和短套管深度的差值相当，将2趟扩眼作业简化为1趟扩眼到位；扩眼器上面加上随钻测斜仪器，保证扩眼过程随时监测轨迹情况，为及时调整作业施工参数提供依据。

图3 三种钻具刚性及挠性对比

Fig.3Comparisonofrigidityandflexibilityofthreedrillingtools

3.2.2 现场作业的技术要点 φ444.5 mm尺寸预斜钻具出井立于钻台，起钻期间拆大小头及闭路井口。扩眼钻具入井小排量2 000 L/min探到泥面，后调整扩眼参数为钻压3～5 t、排量4 200 L/min、转速50～60 r/min。期间每钻完1柱替入稠海水膨润土浆8～10 m3清洁井眼。上部地层较软，造斜困难，因此进入造斜井段后保持钻压大于3 t。扩眼到底后，替入稠海水膨润土浆20 m3清洁井眼，短起下钻至井底，充分循环后井筒内垫满稠膨润土浆。每2柱测斜1次，确保扩眼前后测斜数据吻合。

3.3 套管下入的关键工艺

在预斜大井眼中成功下入套管的关键在于井口环板的设计与加工，以及针对套管下入辅助。

3.3.1 新型钻井及固井用井口环板 以往单筒双井为减少同一井筒内长短套管间的刮碰问题会在短套管上添加扶正器起到居中作用，但现有常用环板通孔的设计限制了扶正器尺寸，进而影响了扶正器的扶正居中效果，导致两套管间的刮碰问题依旧突出。另外，常规井口环板还存在套管下入不畅、坐挂困难等问题。

为克服目前存在的上述缺点，重新设计、加工单筒双井钻井与固井用井口环板，如图4所示。该环板本体同一中心线位置设有2个直径不同的圆形通孔作为套管下入孔，其中，大直径套管下入孔的直径为450±10 mm，以保证理想规格的套管扶正器的正常通过和使用；小直径套管下入孔的直径为370±10 mm，以方便套管串的正常下入；环板本体顶面上设有支撑肋板，用以支撑单筒双井套管头；环板本体底面设有限位固定挡块，当将其插入隔水套管内后，可起到固定及防止横向晃动的作用。环板本体的同一中心线位置设有2个直径不同的套管下入孔，由于两者的几何中心相距较远，可有效分离相邻的两个套管串，大幅降低同一井筒内两个套管之间的刮碰几率，达到利于套管串下入和坐挂的效果，为单筒双井预斜技术提供技术保障。

图4 新式单筒双井环板示意图

Fig.4Schematicdiagramofnewtypeannularplateofsinglebarrelanddoublewell

3.3.2 套管扶正及居中技术 基于两套管间接箍阻挂难题，从扶正器有一定支撑效果，柔性较好出发，考虑使用套管扶正器对整个套管串进行支撑，使套管弯曲控制在扶正器厚度以内，以此减小套管接箍间相互挂碰的几率，进而保障套管的顺利下入。同时扶正器扶正效果也会提升套管居中度和固井质量。

3.3.3 套管辅助下入技术

(1)首先坐φ914.4 mm×φ339.7 mm大环板，中间小环板根据长、短管及定向井设计落实好方向。

(2)设计下入长套管串，φ339.7 mm套管串组合为浮鞋+浮箍+倒角套管，下至396.6 m；联顶节送入井口坐环板。下入长管时用海水膨润土浆连续灌浆，保证套管串沉在下井壁。

(3)设计下入短套管串，φ339.7 mm套管串组合为引鞋+单根×2+3 m短套管(扶正器)+单根×2+3 m短套管(扶正器)+3 m短套管(扶正器)+单根×2+3 m短套管(扶正器)+倒角套管，使用φ406.4 mm刚性扶正器，下至380.6 m后坐环板。下短管过程中利用密度差避免短管与长管的摩擦和挂碰，如果遇阻后多上下活动，尝试改变不同角度下放，达到通过阻点的目的[11]。

3.4 表层固井关键工艺

套管下入后，如何在同一时间封固两套管串，同时保证固井质量，是单筒双井模式固井作业成败的关键。固井目的是用水泥浆封固套管串和已钻井眼之间的环空，起到稳固井眼井壁，保证后续作业顺利进行。由于单流阀的存在，常规固井技术每次仅能对一个套管串进行有效封固，若使用常规方法对两个套管串进行固井，则会无法有效封固套管环空及套管鞋处，这样既不能满足固井质量要求，也不能为后续作业提供安全保障。

新型单筒双井表层固井工艺将单筒双井钻井与固井用井口环板坐在隔水套管上，用于固定长短套管串，具体如5所示。分别在长套管和短套管内注满海水，对固井管道通水试压后向长套管内泵注先行水，向长套管内泵注水泥浆后释放顶替胶塞泵注海水，水泥浆进入短套管串中封固。海水将长套管内水泥浆顶替出浮鞋，进入两套管串与井筒内壁组成的环空内，同时顶替胶塞抵达套管内浮箍位置并形成密闭空间，候凝，完成固井作业。其中，套管下入及固定要注意细节，由环板本体上的小直径套管下入孔下放长套管串，该长套管串的构成从下至上依次为浮鞋、安装有套管扶正器的单根套管、浮箍和经倒角处理的多根套管，作业期间顶替胶塞由井口水泥头处向套管内投放，其最终位置是浮箍上端；待长套管串到位后坐入补心，固定长套管串；移井架后，由环板本体上的大直径套管下入孔下放短套管串，该短套管串的构成从下至上依次为引鞋、安装有套管扶正器的单根套管，以及经倒角处理的多根套管，待短套管到位后坐入补心，固定短套管串[13-14]。

新型固井工艺的运用，可同时完成同一井眼中两口井的表层套管封固作业，保证作业安全且满足套管浮鞋处固井质量，井口平台施工不占钻机时间，有效提高单筒双井作业时效，节省钻机费用及油田开发成本。

图5 单筒双井管串示意图

Fig.5Schematicdiagramofsingleshaftanddoublewellstring

4 现场应用与效益评价

通过多项技术的改进，单筒双井表层预斜扩眼技术已构建完成。并于渤海A油田进行成功应用，不仅高效顺利的完成单筒双井表层作业，同时良好的固井质量也有效保障了后续作业安全。其中在扩眼效果、作业时效及套管下入等方面效果显著。首先，新技术顺利完成造斜扩眼任务，同时扩眼后井斜与预斜时井斜相同，未出现前期作业扩眼后井斜下降及新井眼的情况。其次，应用新技术作业井次在钻进及扩眼时效、下套管时效和整体时效等多个方面大幅提高[15]，具体如图6所示。

图6 机械钻速、下套管速度及整体时效对比

Fig.6Mechanicaldrillingspeed,casingcuttingspeedandoverallaging

单筒双井表层预斜扩眼技术在渤海油田进行了大规模推广使用。作业顺利高效，取得了显著的工程效果和经济效果。新技术的优越性十分突出。工程方面，作业极限中完井深由226 m提高至392 m；造斜能力方面，作业预斜极限由12°提高至16°；作业时效方面效果更加显著，表层作业钻井工期由平均5.17 d下降至2.04 d，A油田本批次应用新技术进行19个槽口作业累计节约工期约60 d。仅以工期折算费用，共计节约费用约5 400万元(钻井船及其它服务按90万元/d计算)。

5 结论

海洋石油开采是一项高投入、高风险的行业。如何降本增效，提高现场资源利用效率是企业首要关心的任务，单筒双井表层预斜扩眼技术是大尺寸槽口高效利用的唯一选择，可以显著提高作业时效，提升作业价值，对于渤海各油田解决预留井槽不足、产能下降问题意义重大。单筒双井表层预斜作业降低了表层防碰作业风险，节省了大量槽口资源，为油田提供了更大开发调整空间，并节约了成本，提高了开发效率。

(1)优化扩眼钻具组合有效降低表层扩眼作业新井眼出现几率，极大提高作业安全性。

(2)表层预斜扩眼技术造斜能力满足复杂井眼轨迹要求，增加了表层中完井深。对于海上老油田日趋严峻的防碰形势具有很高的技术价值，保证表层定向造斜井段井眼安全。

(3)配套固井工艺保证表层套管鞋处封固效果良好，极大地提高了工程质量。

(4)现场应用表明，与传统单筒双井技术相比，采用预斜扩眼技术能够缩短钻井周期，提高作业效率，经济效益显著。

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