占位鉆具形式單筒三井技術研究及應用

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. 中海油能源發展股份有限公司工程技術湛江分公司；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，經測算南海某油田群的單井槽建設成本高達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。經過多年的發展，單筒多井技術在國內外得到了廣泛應用［1-4］。國內首例單筒雙井技術在渤海油田應用［5］，并在此基礎上發展出了非對稱單筒雙井技術［6］，此項技術適應更加靈活的井身結構和隔水管尺寸，且通過擴眼預斜技術實現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。為了徹底實現單筒雙井的獨立建井，完成單筒雙井表層的分離，技術人員在前期研究經驗的基礎上研發出了占位鉆具形式的單筒雙井技術，并成功在南海、渤海推廣應用［8-11］。相比單筒雙井技術，單筒三井技術能夠使井筒的利用效率更高，國外首次報道單筒三井技術的應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］。而該技術在國內主要是在南海西部得到應用［13-15］，采用的是在?1066.8 mm 隔水導管內下入3 串?339.7 mm 套管的常規技術。但常規單筒三井工藝技術存在一些缺陷，首先由于該技術的表層采用大直徑井眼，一般為?965.2 mm，難以實現定向鉆進；其次由于大直徑井眼清潔困難、井壁失穩風險高等不利因素，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，常規單筒三井工藝中的3 串套管并列下入同一井眼中，無法實現井眼的表層分離，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，常規單筒三井一般采用整體式井口，雖然結構簡單，但無法實現獨立建井。綜上所述，常規單筒三井工藝技術只能應用于井深較淺、水平位移較小的井，無法滿足目前油田開發的需求。

隨著南海西部油田開發進入中后期，需要進行老油田調整挖潛、邊際油田開發的現狀，現有生產設施上的井槽數量不足，無法滿足現有生產需求。為了進一步提高井槽利用效率，通過對占位鉆具技術進行優化，在常規單筒雙井的?914.40 mm 隔水導管內實現了單筒三井獨立建井，且在表層階段完成了井眼分離，并成功應用于潿洲某油田調整井。

1 主要技術難點

常規單筒三井技術是通過?1066.8 mm 隔水導管鉆?965.2 mm 井眼，下入3 串?339.7 mm 套管并固井的方法來實現在1 個井槽完成3 口井。占位鉆具形式的單筒雙井主要通過事先在隔水導管內下入占位鉆具來實現單筒雙井的表層分離，因此?914.4 mm 隔水導管內完成占位鉆具形式的單筒三井主要存在以下難點。

(1)井身結構設計難度大。?914.4 mm 隔水導管一般作為單筒雙井井槽，采用占位鉆具的技術形式在?914.40 mm 隔水導管內完成單筒三井技術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及通過性。

(2)井口系統設計難。常規單筒三井采用整體式井口，結構簡單，但無法實現獨立建井。可實現獨立建井的分體式井口系統由于需要考慮1 口或2 口井井口完全安裝時的鉆井作業，干涉狀態多，設計難度大。

(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度有限，因此如果兩串占位鉆具的有效部分錯開位置，將導致所占位的空間變小，繼而難以實現后續作業。

(4)軌跡設計及控制要求高。占位鉆具形式的單筒多井技術要求定向井軌跡在下入套管后能夠提供一定的側向力來維持套管的位置，為其余井留出空間，同時不同井的方位應盡可能不同，相近的方位可能會導致后續的井套管下入困難。為實現表層盡快分離同時考慮鉆具組合的通過性，需要針對鉆具組合的造斜能力及結構參數進行優化。

2 關鍵技術

針對占位鉆具形式單筒三井技術難點，以潿洲某油田為例開展了井身結構優化、分體式單筒三井井口設計、占位鉆具優化設計等關鍵技術研究。

2.1 井身結構優化

井身結構優化主要依據API 標準系列井眼、套管尺寸的組合，采用由下至上的設計方法優選滿足完井工藝需求的最經濟井身結構，主要控制因素考慮：完井管柱尺寸、井眼與套管間隙、隔水管強度等。表層井眼尺寸由單筒多井技術常用的?406.4 mm優化為?368.3 mm，主要優化過程如下。

(1)優化管柱最大尺寸。滿足油田生產需求的分層生產管柱結構分析表明，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(機組外徑98 mm)及?60.3 mm 薄接箍支管(外徑70 mm)，可以控制生產管柱最大外徑169 mm，Y 接頭、電泵及支管位置關系及尺寸見圖1。

圖1 生產管柱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。根據油田已作業井經驗結合上部地層承壓能力采用2 層井身結構，依據API 標準系列及鉆頭與套管間隙要求，井身結構優化為?355.6 mm 井眼(?273 mm 套管)+?241.3 mm井眼(?193.7 mm 套管)。

(3)確定隔水導管規格。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，采用內徑863.6 mm 隔水導管，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)。通過隔水管穩定性校核，確定隔水導管的壁厚25.4 mm，鋼級X56。

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

2.2 單筒三井井口設計

單筒多井井口，主要有整體式和分體式2 種形式。整體式井口安裝簡單，占用空間相對較小，但后續作業過程中工藝復雜，難以實現獨立建井；分體式井口由于設計空間上限制，需采用非標的切邊法蘭連接機構，井口安裝工序繁瑣，但擴展性較好，適應性強，能夠實現獨立建井，因此占位鉆具形式的單筒三井井口系統采用分體式設計。

考慮設計難度和適用性，采用對稱布局設計。結合油田需求主要設計要點為：(1)考慮到表層井控風險，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，同時對隔水管圓度具有一定的適應性；(3)各部件內部臺階倒角，滿足起下鉆具、井下工具等；(4)為降低后續維護難度，分體部件以API 標準部件為基礎，設計配件盡量通用，對于不通用配件，需配備專用工具以降低更換部件操作難度；(5)升高管高度、外形尺寸需實現獨立建井，即在單筒三井中的1 口或2 口井口在完全安裝狀態下，可實現其他井所有鉆完井的工序要求；(6)考慮安裝空間狹小，需要專門設計吊裝位置及專用吊裝工具，并配套試壓工具。

單筒三井井口系統由導管基板、套管四通、油管四通及采油樹組成，可滿足3 層井身結構的需求，采用對稱布局、雙翼閥設計，結構見圖3。具有以下特點：(1)結構緊湊，有效降低占用空間，為縮小井槽間距提供優化空間；(2)采用占位鉆具單筒多井工藝，表層可以安裝防噴器，為井身結構優化建立井控能力基礎；(3)以API 法蘭為基礎優化連接機構，實現配件通用，減少后期維護問題；(4)獨立分體式設計，一是拓展能力強，可實現多層井身結構的需求，二是配合專用升高管，可實現單筒多井獨立建井。

圖3 單筒三井井口系統結構圖Fig. 3 Structure of the three-in-one wellhead system

2.3 占位鉆具優化設計

占位鉆具單筒三井鉆井技術關鍵是占位鉆具管串能有效分隔隔水導管的空間，滿足3 口井鉆進、下套管、固井等鉆井工藝的需求，因此占位鉆具管串設計關鍵在于能夠有效占位，確保剩余井的作業位置。鉆具優化設計主要包括以下方面。

(1)占位鉆具管串設計主要包括懸掛器、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時避免鉆具、套管等占用后續井的作業位置，同時堵頭還需要滿足固井時控制水泥返高的作用。

圖4 占位鉆具管串設計圖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開位置，占位塊設計有效長度350 mm，采用精確配長，確保每串鉆具上對應的占位塊深度重合。占位塊采用30 mm 矩形過流槽設計，在滿足流體通道基礎上避免占位塊相互嵌入。

(3)為滿足固井工藝要求，堵頭上設計側向多噴嘴，提高水泥漿沖洗效果，同時可采用單流閥設計，避免水泥漿倒灌。

3 現場應用

占位鉆具形式單筒三井技術首次應用在北部灣潿洲某油田調整井，利用?914.4 mm 隔水管完成3 口井的鉆完井作業，應用效果顯示，占位鉆具形式單筒三井技術可行，優化后的占位鉆具能夠實現有效占位，通過優化軌跡等實現了單筒三井的表層分離。以此井為例介紹技術應用情況。

3.1 定向井軌跡優化

根據靶點方位分配槽口，A8 井Slot7-1，A10 井Slot7-2，A9 井Slot7-3，優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；根據穩斜角分配造斜點，大井斜井采用較淺造斜點及較高的造斜率，造斜點128～140 m，全角變化率3～4 (°)/30 m；確定淺層防碰最為復雜的A8 井初始方位265°，A9、A10 井按照120°間距，實現最大程度的分離；采用WellPlan 軟件計算套管下入后側向力，以第一穩斜角最小的A8 井(14°)為例計算，樁管鞋處表層套管側向力約13 kN，可實現樁管鞋附近較好的貼邊效果。

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

3.2 井身結構及套管程序

本次作業?914.4 mm 隔水導管利用打樁方式錘入；采用2 層井身結構，?355.6 mm 井眼鉆至下洋組底部，下入?273 mm 套管，滿足下開次作業要求，二開?241.3 mm 井眼完鉆，下入?193.7 mm 生產套管，各井井身結構見表1。

表1 潿洲某油田調整井井身結構及套管程序Table 1 Casing program of adjustment well in an oilfield of Weizhou block

3.3 表層作業情況

根據造斜點及淺層防碰情況，表層作業順序為A8、A10、A9。主要作業程序：(1)?812.8 mm 鉆具組合清理?914.4 mm 隔水導管至136.8 m；(2)安裝?914.4 mm 井口基盤，調整基盤方位至設計方位；(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 井眼至設計井深；(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；(7)固井結束，坐掛切割A8 井?273.0 mm 套管； (8)移井架至A10 井，起出占位鉆具，鉆進，下套管，固井作業，固井期間A9 井占位鉆具保持循環；(9)移井架至A9 井，起出占位鉆具，鉆進，下套管，固井作業。

綜合考慮通過性及螺桿鉆具造斜能力，表層鉆具組合優化為：?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濾網短節+?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。為降低鉆井液對井壁的沖刷，提高攜巖能力，塑性黏度控制在35 mPa · s。根據地層調整鉆井參數，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，確保了工具面穩定，淺層實現了4.6 (°)/30 m 的全角變化率，在30 m 斜深實現了3.5 m 的水平位移，成功完成表層作業的分離。

表層套管順利下入到位是實現單筒三井最關鍵的環節之一。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階均進行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，配合定向井軌跡優化確保套管貼邊。

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：通過掃稠漿方式測算井眼擴大率，水泥漿附加量20%～30%可有效控制水泥返高在隔水導管鞋附近；固井期間，占位鉆具采用1.2 m3/s 的排量循環沖洗隔水導管；固井結束后采用3～4 m3/s 的排量繼續沖洗隔水導管，確保無水泥漿上返至隔水導管內部。

3.4 應用效果

北部灣潿洲某油田調整井通過采用占位鉆具形式單筒三井技術，利用外掛井槽的形式在?914.4 mm 隔水導管內實現了3 口井作業量。現場應用表明：優化后的井身結構能夠滿足完井工藝要求，同時機械鉆速提升80%；采用優化后的占位鉆具能夠實現良好的占位效果，各井鉆進及下套管作業順利，隔水管內未發生阻掛等復雜情況；通過軌跡優化，表層井段采用彎角螺桿鉆具組合可以實現順利分離；分體式單筒三井井口各部件設計合理，安裝過程未發生干涉等異常情況。與前期開發井及調整井對比，本次調整井作業2 500 m 當量鉆井周期平均為8.75 d，較前期調整井提效40%，較前期開發項目提效26%。

4 結論

(1)通過井身結構、分體式單筒三井井口系統和占位鉆具的優化設計，解決了常規單筒三井技術無法表層分離的難題，有效提高了井槽利用效率。

(2)本次調整井全部采用2 開次井身結構，如采用3 層井身結構，需啟用?165.1 mm 井眼，小尺寸井眼鉆進效率低、循環壓耗高、固井質量保障難，因此如采用3 層井身結構還需要開展進一步的井身結構優化研究。

(3)在水深較深的海域，由于占位鉆具無法實現底部定位，因此占位鉆具、套管在隔水管內部可能存在打扭的情況，建議開展動態力學分析研究，優化占位鉆具管串設計，以進一步解決較深隔水導管條件下套管下入問題。