渤海A平台单筒双井占位钻具复杂情况原因分析

史富全，许迪，隋成龙，石磊，柳海啸

中海石油（中国）有限公司天津分公司（天津 300452）

随着渤海油田不断开发，不少老平台已无空槽口可用，不能满足挖潜剩余油的需求。通过在老平台内挂或外挂单筒双井井槽，钻下非标复合隔水导管后实施单筒双井是扩展和高效利用井槽的有效手段[1-3]。渤海A平台于2013年投产，平台已无空槽口可用于钻井，为对井间剩余油进行挖潜，在平台西侧内挂了单筒双井槽口。为降低钻井作业难度和成本，设计采用单筒双井占位钻具作业方案实施A1&A2井。作业中发生了A2井表层套管固井完成后，A1 井下钻钻头无法通过隔水导管的复杂情况。后续通过套铣、磨铣处理A2井表层套管至导管鞋以下30 m 后，改用常规单筒双井表层预斜方案实施，导致增加10 d 弃井工期，A2 井604 m 钻井进尺报废。对复杂情况发生的原因进行分析，并对后续单筒双井占位钻具作业提出建议。

1 作业背景

1.1 单筒双井技术现状

为高效利用平台槽口资源，渤海油田在2000年第一次尝试了单筒双井技术（表层不预斜），在2013 年实现了单筒双井表层预斜，并成为渤海油田单筒双井作业的主要方式[4-7]。单筒双井表层预斜是表层先钻Ф444.5 mm 井眼至420 m 左右，再扩眼至Ф762 mm 井眼，安装单筒双井基座，依次下入2 口井的Ф339.7 mm 表层套管（先下长管，后下短管，短管下入深度比长管浅20 m 左右），最后进行固井作业，这样就将主井眼分成了2 个井眼，下一开再根据靶点坐标以不同的造斜点朝各自的方向钻进，以达到在1 个井槽内钻2 口井的目的。

2014 年，为了解决单筒双井表层预斜不能深钻、2口井表层轨迹不能分离等问题，渤海油田首次应用了单筒双井占位钻具技术。该技术是先在Ф914.4 mm 隔水导管上安装单筒双井双孔基座，利用其中一个井口下入占位钻具，利用另一个井口先实施一口井的表层作业，下入Ф339.7 mm套管，固井结束后，起出占位钻具，再实施另一口井表层钻井作业，下入Ф339.7 mm 套管并固井。单筒双井技术占位钻具特点是表层即实现了井眼分离，相当于“单筒单井”作业，表层可采用闭路钻进，可造斜，可深钻[8-10]。单筒双井占位钻具基本组件除了包括基座、占位钻具，还包括与之配套的心轴式套管悬挂器、切边升高立管、切边套管头、切边油管四通等，井口示意图如图1所示。

图1 单筒双井占位钻具井口示意图

1.2 单筒双井方案选择

A1&A2 井若采用单筒双井表层预斜方案，A1井需设计4 开井身结构，Ф 215.9 mm 井眼完钻井深1 665 m，设计工期7.5 d，A2井需设计5开井身结构，Ф152.4 mm 井眼完钻井深3 237 m，设计工期15 d。鉴于A1、A2井靶点方向相差较多，A1&A2井若采用单筒双井占位钻具方案，A1井轨迹和井身结构设计无变化，A2井仅需设计4开井身结构，Ф215.9 mm井眼完钻井深2 709 m，设计工期11.25 d。相比表层预斜方案，使用占位钻具方案，A2井节约一层套管，进尺节约528 m，钻井难度大幅降低，工期节约3.75 d，因此选用占位钻具方案。

1.3 井身结构设计

A1&A2井井身结构设计数据见表1。隔水导管为钻下，钻具组合为：Ф660.4 mm 牙轮钻头+Ф863.6 mm扩眼器+变扣接头+Ф228.6 mm钻铤2根+变扣接头+Ф203.2 mm 钻铤3 根+Ф203.2 mm 机械震击器+变扣接头+Ф139.7 mm 加重钻杆。下入非标隔水导管串组合为：Ф838.2 mm 隔水导管6 根+Ф914.4 mm隔水导管2根，管鞋实际深度121.02 m。

表1 井身结构设计

1.4 占位钻具设计

占位钻具外径采用Ф374 mm，占位钻具示意图如图2 所示。占位钻具组合：Ф374 mm 分隔串循环头+（Ф127 mm加重钻杆+Ф374 mm心轴式分隔串）×6+Ф127 mm 加重钻杆3 根+Ф127 mm 短钻杆+悬挂器。

图2 占位钻具示意图

2 复杂情况的发生

A1 井下入Ф374 mm 占位钻具至118.95 m，A2井二开Ф 406.4 mm 井眼使用Ф 406.4 mm PDC 钻头+Ф244.5 mm 螺杆钻具（1.5°），旋转钻进至造斜点167 m，陀螺定向，钻进至中完井深604 m，下Ф339.7 mm 表层套管至124 m 遇阻9 t，划眼通过。A2 井表层套管固井完成后，起出A1井占位钻具，组下A1二开Ф374 mm 井眼钻具组合，钻头无法通过隔水导管，分别尝试Ф374 mm 牙轮钻头+Ф244.5 mm 螺杆钻具、Ф374 mm 牙轮钻头+Ф203.2 mm 钻铤、Ф346 mm 牙轮钻头+244.5 mm 螺杆钻具（1.35°）、Ф311.15 mm 牙轮钻头+Ф203.2 mm 钻铤，均在119 m 左右遇阻，无法通过导管鞋。

3 原因分析

根据A1、A2井轨迹方向，采油树安装方向要求选择单筒双井基座安装方向，安装后A1 井槽口在202.5°方向，A2 井槽口在22.5°方向，单筒双井基座安装方向示意如图3所示。

图3 单筒双井基座安装方向示意图

采用占位钻具方案和后续采用表层预斜方案，A2井表层套管内所测陀螺轨迹数据见表2。定向井数据显示隔水导管向A1井槽方向倾斜，井斜方向在200°左右，隔水导管鞋处井斜在1.82°左右，闭合位移1 m左右。

表2 A2井表层套管内陀螺轨迹数据

占位钻具下入到位，悬挂于单筒双井基座上，占位钻具处于自由拉伸状态。在隔水导管垂直的情况下，占位钻具贴向隔水导管一边占位，留出了另一口的作业空间。但在隔水导管倾斜的情况下，占位钻具因自重，底部会贴向隔水导管低边，偏离设计占位位置，占用另一口井的作业空间。如图4所示，A2井套管下入前，A1井内占位钻具在隔水导管鞋位置贴向了导管低边，占用了A2井位置。

图4 A2井套管下入前占位钻具在隔水导管鞋处位置图

这种状态下，下入A2井Ф406.4 mm井眼开钻钻具组合，在管鞋附近与占位钻具发生挤压，根据定向井数据分析，钻头被挤向300°左右方向入泥。在下A2井Ф339.7 mm表层套管时，在管鞋附近与占位钻具发生挤压，数据显示A2井表层套管在330°左右方位入泥，下套管至124 m 发生遇阻，划眼通过后，占位钻具被挤向一侧，此时A2井表层套管在隔水导管鞋处位置示意图如图5 所示。A2 井表层套管固井结束，起出A1井占位钻具后，A2井表层套管又向占位钻具方向移动了一定距离，最终导致A1井井眼空间变小，下入钻头不能通过隔水导管。A2井表层套管没有贴向隔水导管低边，以致在弃井处理A2井表层套管时，下光钻杆难以下入至表层套管内，最终通过在多个方向上晃动钻具后才引入至表层套管内。

4 结论与建议

1）在隔水导管井斜偏大的情况下，如果井斜方向与占位钻具方向一致，占位钻具因自重会偏向隔水导管低边，偏离设计占位位置，占用单筒双井第一口井作业空间，可能导致第一口井下入钻头入泥位置发生偏移，下入套管与占位钻具挤压现象严重等问题。

2）钻下隔水导管应选择合理的钻具组合和钻井参数，开钻和下导管应选择平潮，做好防斜打直措施，井斜应控制在0.5°以内。对于钻下隔水导管的井，进行插入法固井，内管下入到位后，可增加一趟钻杆内陀螺测量轨迹，明确隔水导管井斜情况，根据井斜大小和方向判断是否适合使用占位钻具方案。

3）单筒双井占位钻具基座安装方向应充分考虑隔水导管井斜情况、定向井轨迹设计、采油树安装要求等因素。两口井表层轨迹应尽早分离，特别是第一口井表层出管鞋后应尽早造斜实现轨迹分离。