占位钻具形式单筒三井技术研究及应用

管申 杨可三 陈力 刘贤玉 刘智勤 郭浩

1. 中海石油(中国)有限公司海南分公司；2. 中海油能源发展股份有限公司工程技术湛江分公司；3. 中海石油(中国)有限公司湛江分公司

井槽是海洋钻井中最为稀缺和重要的资源，经测算南海某油田群的单井槽建设成本高达2 000 万元，因此提高井槽利用效率是海洋钻完井降本增效的重要手段之一。经过多年的发展，单筒多井技术在国内外得到了广泛应用［1-4］。国内首例单筒双井技术在渤海油田应用［5］，并在此基础上发展出了非对称单筒双井技术［6］，此项技术适应更加灵活的井身结构和隔水管尺寸，且通过扩眼预斜技术实现了单筒双井大尺寸表层井眼的造斜［7］，一定程度上解决了浅层的防碰绕障问题。为了彻底实现单筒双井的独立建井，完成单筒双井表层的分离，技术人员在前期研究经验的基础上研发出了占位钻具形式的单筒双井技术，并成功在南海、渤海推广应用［8-11］。相比单筒双井技术，单筒三井技术能够使井筒的利用效率更高，国外首次报道单筒三井技术的应用是在马来西亚巴拉姆三角洲的博科油田上，该油田位于沙捞月近海45 km 处，水深69 m［12］。而该技术在国内主要是在南海西部得到应用［13-15］，采用的是在Ø1066.8 mm 隔水导管内下入3 串Ø339.7 mm 套管的常规技术。但常规单筒三井工艺技术存在一些缺陷，首先由于该技术的表层采用大直径井眼，一般为Ø965.2 mm，难以实现定向钻进；其次由于大直径井眼清洁困难、井壁失稳风险高等不利因素，表层井眼深度受限，在南海西部最深不超过500 m，地层承压能力不足，需要增加套管层次；第三，常规单筒三井工艺中的3 串套管并列下入同一井眼中，无法实现井眼的表层分离，减小了各井眼的水平延伸距离，增加了井眼分离的难度；第四，常规单筒三井一般采用整体式井口，虽然结构简单，但无法实现独立建井。综上所述，常规单筒三井工艺技术只能应用于井深较浅、水平位移较小的井，无法满足目前油田开发的需求。

随着南海西部油田开发进入中后期，需要进行老油田调整挖潜、边际油田开发的现状，现有生产设施上的井槽数量不足，无法满足现有生产需求。为了进一步提高井槽利用效率，通过对占位钻具技术进行优化，在常规单筒双井的Ø914.40 mm 隔水导管内实现了单筒三井独立建井，且在表层阶段完成了井眼分离，并成功应用于涠洲某油田调整井。

1 主要技术难点

常规单筒三井技术是通过Ø1066.8 mm 隔水导管钻Ø965.2 mm 井眼，下入3 串Ø339.7 mm 套管并固井的方法来实现在1 个井槽完成3 口井。占位钻具形式的单筒双井主要通过事先在隔水导管内下入占位钻具来实现单筒双井的表层分离，因此Ø914.4 mm 隔水导管内完成占位钻具形式的单筒三井主要存在以下难点。

(1)井身结构设计难度大。Ø914.4 mm 隔水导管一般作为单筒双井井槽，采用占位钻具的技术形式在Ø914.40 mm 隔水导管内完成单筒三井技术除了需要考虑套管尺寸及间隙外，还需考虑占位钻具、表层钻具、表层套管三者之间在不同工况下的状态及通过性。

(2)井口系统设计难。常规单筒三井采用整体式井口，结构简单，但无法实现独立建井。可实现独立建井的分体式井口系统由于需要考虑1 口或2 口井井口完全安装时的钻井作业，干涉状态多，设计难度大。

(3)有效占位保障难。由于采用钻杆连接的占位钻具管串有效部分长度有限，因此如果两串占位钻具的有效部分错开位置，将导致所占位的空间变小，继而难以实现后续作业。

(4)轨迹设计及控制要求高。占位钻具形式的单筒多井技术要求定向井轨迹在下入套管后能够提供一定的侧向力来维持套管的位置，为其余井留出空间，同时不同井的方位应尽可能不同，相近的方位可能会导致后续的井套管下入困难。为实现表层尽快分离同时考虑钻具组合的通过性，需要针对钻具组合的造斜能力及结构参数进行优化。

2 关键技术

针对占位钻具形式单筒三井技术难点，以涠洲某油田为例开展了井身结构优化、分体式单筒三井井口设计、占位钻具优化设计等关键技术研究。

2.1 井身结构优化

井身结构优化主要依据API 标准系列井眼、套管尺寸的组合，采用由下至上的设计方法优选满足完井工艺需求的最经济井身结构，主要控制因素考虑：完井管柱尺寸、井眼与套管间隙、隔水管强度等。表层井眼尺寸由单筒多井技术常用的Ø406.4 mm优化为Ø368.3 mm，主要优化过程如下。

(1)优化管柱最大尺寸。满足油田生产需求的分层生产管柱结构分析表明，最大尺寸为Y 接头处；采用WellCat 电泵选型及油管校核后，选用375 系列电泵(机组外径98 mm)及Ø60.3 mm 薄接箍支管(外径70 mm)，可以控制生产管柱最大外径169 mm，Y 接头、电泵及支管位置关系及尺寸见图1。

图1 生产管柱Y 接头处支管及电泵尺寸Fig. 1 Sizes of branch pipe and electric pump at Y-joint of the production string

(2)确定套管层次及尺寸。根据油田已作业井经验结合上部地层承压能力采用2 层井身结构，依据API 标准系列及钻头与套管间隙要求，井身结构优化为Ø355.6 mm 井眼(Ø273 mm 套管)+Ø241.3 mm井眼(Ø193.7 mm 套管)。

(3)确定隔水导管规格。表层井眼底部钻具组合为：Ø355.6 mm 牙轮钻头+Ø244.5 mm 螺杆钻具(1.5°)+ Ø343 mm 钻柱扶正器，占位钻具尺寸为Ø368.3 mm，考虑10 mm 的安全间隙，采用内径863.6 mm 隔水导管，可满足占位钻具之间43 mm、钻具组合与占位钻具之间11 mm 的安全间隙(图2)。通过隔水管稳定性校核，确定隔水导管的壁厚25.4 mm，钢级X56。

图2 隔水导管及钻具组合俯视示意图Fig. 2 Top views of conductor and BHA

2.2 单筒三井井口设计

单筒多井井口，主要有整体式和分体式2 种形式。整体式井口安装简单，占用空间相对较小，但后续作业过程中工艺复杂，难以实现独立建井；分体式井口由于设计空间上限制，需采用非标的切边法兰连接机构，井口安装工序繁琐，但扩展性较好，适应性强，能够实现独立建井，因此占位钻具形式的单筒三井井口系统采用分体式设计。

考虑设计难度和适用性，采用对称布局设计。结合油田需求主要设计要点为：(1)考虑到表层井控风险，需保障基盘与隔水管连接及密封有效性(3.45 MPa)；(2)基盘及附件尺寸，满足表层套管悬挂密封及固井工艺要求，同时对隔水管圆度具有一定的适应性；(3)各部件内部台阶倒角，满足起下钻具、井下工具等；(4)为降低后续维护难度，分体部件以API 标准部件为基础，设计配件尽量通用，对于不通用配件，需配备专用工具以降低更换部件操作难度；(5)升高管高度、外形尺寸需实现独立建井，即在单筒三井中的1 口或2 口井口在完全安装状态下，可实现其他井所有钻完井的工序要求；(6)考虑安装空间狭小，需要专门设计吊装位置及专用吊装工具，并配套试压工具。

单筒三井井口系统由导管基板、套管四通、油管四通及采油树组成，可满足3 层井身结构的需求，采用对称布局、双翼阀设计，结构见图3。具有以下特点：(1)结构紧凑，有效降低占用空间，为缩小井槽间距提供优化空间；(2)采用占位钻具单筒多井工艺，表层可以安装防喷器，为井身结构优化建立井控能力基础；(3)以API 法兰为基础优化连接机构，实现配件通用，减少后期维护问题；(4)独立分体式设计，一是拓展能力强，可实现多层井身结构的需求，二是配合专用升高管，可实现单筒多井独立建井。

图3 单筒三井井口系统结构图Fig. 3 Structure of the three-in-one wellhead system

2.3 占位钻具优化设计

占位钻具单筒三井钻井技术关键是占位钻具管串能有效分隔隔水导管的空间，满足3 口井钻进、下套管、固井等钻井工艺的需求，因此占位钻具管串设计关键在于能够有效占位，确保剩余井的作业位置。钻具优化设计主要包括以下方面。

(1)占位钻具管串设计主要包括悬挂器、占位块、堵头，采用钻杆将其连接起来(图4)，悬挂器的作用为在单筒三井基盘上悬挂、定位占位钻具管串，占位块及堵头用于在作业时避免钻具、套管等占用后续井的作业位置，同时堵头还需要满足固井时控制水泥返高的作用。

图4 占位钻具管串设计图Fig. 4 Design of the occupying drilling tool string

(2)考虑Ø355.6 mm 钻具组合通过性要求，占位钻具尺寸为Ø368.3 mm，为确保占位有效，避免2 串占位钻具的占位块错开位置，占位块设计有效长度350 mm，采用精确配长，确保每串钻具上对应的占位块深度重合。占位块采用30 mm 矩形过流槽设计，在满足流体通道基础上避免占位块相互嵌入。

(3)为满足固井工艺要求，堵头上设计侧向多喷嘴，提高水泥浆冲洗效果，同时可采用单流阀设计，避免水泥浆倒灌。

3 现场应用

占位钻具形式单筒三井技术首次应用在北部湾涠洲某油田调整井，利用Ø914.4 mm 隔水管完成3 口井的钻完井作业，应用效果显示，占位钻具形式单筒三井技术可行，优化后的占位钻具能够实现有效占位，通过优化轨迹等实现了单筒三井的表层分离。以此井为例介绍技术应用情况。

3.1 定向井轨迹优化

根据靶点方位分配槽口，A8 井Slot7-1，A10 井Slot7-2，A9 井Slot7-3，优化基盘方位使井眼方向平面上尽量与其余井槽连线垂直，井槽分布及浅层井眼轨迹见图5；根据稳斜角分配造斜点，大井斜井采用较浅造斜点及较高的造斜率，造斜点128～140 m，全角变化率3～4 (°)/30 m；确定浅层防碰最为复杂的A8 井初始方位265°，A9、A10 井按照120°间距，实现最大程度的分离；采用WellPlan 软件计算套管下入后侧向力，以第一稳斜角最小的A8 井(14°)为例计算，桩管鞋处表层套管侧向力约13 kN，可实现桩管鞋附近较好的贴边效果。

图5 涠洲某油田调整井井槽分配图Fig. 5 Slot-based distribution of adjustment wells in an oilfield of Weizhou block

3.2 井身结构及套管程序

本次作业Ø914.4 mm 隔水导管利用打桩方式锤入；采用2 层井身结构，Ø355.6 mm 井眼钻至下洋组底部，下入Ø273 mm 套管，满足下开次作业要求，二开Ø241.3 mm 井眼完钻，下入Ø193.7 mm 生产套管，各井井身结构见表1。

表1 涠洲某油田调整井井身结构及套管程序Table 1 Casing program of adjustment well in an oilfield of Weizhou block

3.3 表层作业情况

根据造斜点及浅层防碰情况，表层作业顺序为A8、A10、A9。主要作业程序：(1)Ø812.8 mm 钻具组合清理Ø914.4 mm 隔水导管至136.8 m；(2)安装Ø914.4 mm 井口基盘，调整基盘方位至设计方位；(3)分别移井架至A9、A10 井井槽，下入占位钻具组合：Ø368.3 mm 占位堵头+浮阀接头+Ø127 mm 短钻杆+Ø368.3 mm 占位块+Ø127 mm 钻杆×1 根+Ø368.3 mm 占位块+Ø127mm 钻杆×4 根+Ø368.3 mm 占位块+Ø127 mm 钻杆×5 根+Ø368.3 mm 悬挂器，通过精确配长确保各深度占位块重合；(4)移井架至A8 井井槽，采用螺杆钻具组合钻Ø355.6 mm 井眼至设计井深；(5)起钻，下入Ø273.0 mm 套管；(6) A8 井Ø273.0 mm 套管固井，期间A9 井、A10 井占位钻具通过管线连接至泥浆泵保持循环；(7)固井结束，坐挂切割A8 井Ø273.0 mm 套管； (8)移井架至A10 井，起出占位钻具，钻进，下套管，固井作业，固井期间A9 井占位钻具保持循环；(9)移井架至A9 井，起出占位钻具，钻进，下套管，固井作业。

综合考虑通过性及螺杆钻具造斜能力，表层钻具组合优化为：Ø355.6 mm 镶齿牙轮钻头+Ø244.5 mm 螺杆(1.35°)+Ø349.3 mm 扶正器+Ø203.2 mm 短无磁钻铤+MWD+Ø279.4 mm 扶正器+Ø209.6 mm滤网短节+Ø209.6 mm 浮阀接头+Ø203.2 mm 定向接头+Ø203.2 mm 液压震击器+配合接头+Ø139.7 mm 加重钻杆×14 根+Ø139.7 mm 钻杆。为降低钻井液对井壁的冲刷，提高携岩能力，塑性黏度控制在35 mPa · s。根据地层调整钻井参数，泥岩地层采用较高排量，钻压15 kN 左右，砂岩地层排量降低0.3 m3/s，维持钻压10 kN 左右，保证螺杆钻具受力状态，确保了工具面稳定，浅层实现了4.6 (°)/30 m 的全角变化率，在30 m 斜深实现了3.5 m 的水平位移，成功完成表层作业的分离。

表层套管顺利下入到位是实现单筒三井最关键的环节之一。为确保套管顺利到位，3 口井上部300 m 均采用无接箍套管，下部表层套管接箍台阶均进行18°倒角；前2 口井井口悬挂载荷350 kN 以上，上部套管处于拉伸状态，配合定向井轨迹优化确保套管贴边。

为避免表层套管固井过程中水泥浆固死占位钻具，主要采取以下措施：通过扫稠浆方式测算井眼扩大率，水泥浆附加量20%～30%可有效控制水泥返高在隔水导管鞋附近；固井期间，占位钻具采用1.2 m3/s 的排量循环冲洗隔水导管；固井结束后采用3～4 m3/s 的排量继续冲洗隔水导管，确保无水泥浆上返至隔水导管内部。

3.4 应用效果

北部湾涠洲某油田调整井通过采用占位钻具形式单筒三井技术，利用外挂井槽的形式在Ø914.4 mm 隔水导管内实现了3 口井作业量。现场应用表明：优化后的井身结构能够满足完井工艺要求，同时机械钻速提升80%；采用优化后的占位钻具能够实现良好的占位效果，各井钻进及下套管作业顺利，隔水管内未发生阻挂等复杂情况；通过轨迹优化，表层井段采用弯角螺杆钻具组合可以实现顺利分离；分体式单筒三井井口各部件设计合理，安装过程未发生干涉等异常情况。与前期开发井及调整井对比，本次调整井作业2 500 m 当量钻井周期平均为8.75 d，较前期调整井提效40%，较前期开发项目提效26%。

4 结论

(1)通过井身结构、分体式单筒三井井口系统和占位钻具的优化设计，解决了常规单筒三井技术无法表层分离的难题，有效提高了井槽利用效率。

(2)本次调整井全部采用2 开次井身结构，如采用3 层井身结构，需启用Ø165.1 mm 井眼，小尺寸井眼钻进效率低、循环压耗高、固井质量保障难，因此如采用3 层井身结构还需要开展进一步的井身结构优化研究。

(3)在水深较深的海域，由于占位钻具无法实现底部定位，因此占位钻具、套管在隔水管内部可能存在打扭的情况，建议开展动态力学分析研究，优化占位钻具管串设计，以进一步解决较深隔水导管条件下套管下入问题。