陳國宏，吳占民,于忠濤,王占領(lǐng)

中海油能源發(fā)展股份有限公司 工程技術(shù)分公司（天津300452）

渤海油田已高效開發(fā)40年，是中國海洋石油集團公司的“穩(wěn)定器和壓艙石”。目前油田面臨后備資源品質(zhì)差、開發(fā)難度大、投資和成本剛性增長的嚴(yán)峻挑戰(zhàn)，加上近期疫情影響原油價格下跌，直擊生存底線。根據(jù)渤海油田2006—2015年投資統(tǒng)計，鉆完井的投資比重占渤海油田整體投資37%～43%[1]，鉆完井技術(shù)的不斷創(chuàng)新是實現(xiàn)降低老油田中后期開發(fā)成本的主要途徑之一。

1 鉆井關(guān)鍵技術(shù)

1.1 單筒雙井占位鉆具技術(shù)

海上油田為了利用有限空間大多采用單筒雙井、單筒三井技術(shù)。占位鉆具技術(shù)在表層作業(yè)中可獨立鉆出兩個同尺寸或者不同尺寸井眼，解決了常規(guī)單筒雙井表層軌跡和防碰控制難問題；同時因表層鉆進閉路井口的建立，不僅提高了淺層氣防控手段，在深井作業(yè)中還使表層套管的下深大幅增加，大大簡化了井身結(jié)構(gòu)并節(jié)約了鉆井液及固井材料費，為單筒多井的使用開創(chuàng)了有利條件[2]。

占位鉆具由占位鉆具懸掛器、分割串、占位鉆具堵頭和占位鉆具取送工具等組成，結(jié)構(gòu)如圖1所示。工作原理是將常規(guī)單筒雙井鉆井工藝優(yōu)化為兩個閉路，分別鉆兩個406.4 mm（16"）井眼，每鉆完一個井眼下入一串339.725 mm（13?"）套管并固井，占位鉆具串則暫居914.4 mm（36"）隔水管內(nèi)，實現(xiàn)兩口井眼軌跡互不干擾，并在固井時上下活動占位鉆具循環(huán)出導(dǎo)管鞋處多余的水泥漿。

圖1 占位鉆具結(jié)構(gòu)與原理圖

渤海蓬萊19-3油田綜合治理開發(fā)新增8口調(diào)整井采用占位鉆具技術(shù)，既實現(xiàn)了表層作業(yè)提前安裝防噴器確保了井控安全、規(guī)避了淺層防碰風(fēng)險，又簡化了井身結(jié)構(gòu)采用339.725 mm（13?"）+244.48 mm（9?"）套管實現(xiàn)了表層套管的個性化深下，從而項目節(jié)約工期15 d，節(jié)省費用3 000萬元，在技術(shù)、安全、經(jīng)濟性方面達到了良好效果。

1.2 井口地面置換技術(shù)

渤海部分油田在前期開發(fā)階段為減少巖屑處理費用在平臺設(shè)計了多口巖屑回注井，考慮鉆完井作業(yè)安全和安裝井口便捷，井口裝置采用整體高度較小的水平式井口（相對于立式井口比較）。根據(jù)油田后期調(diào)整要求，原巖屑回注井側(cè)鉆為生產(chǎn)井，由于巖屑回注井與生產(chǎn)井井口在結(jié)構(gòu)、壓力級別、防腐級別等方面差異較大，需進行置換，以滿足生產(chǎn)要求。

巖屑回注井井口結(jié)構(gòu)及切割點示意如圖2所示。為確保新置換立式井口能在上下甲板有限空間內(nèi)安裝到位，此方案需對平臺上下甲板高度、508 mm（20"）導(dǎo)管高度、導(dǎo)管頭、346.08 mm(13?")復(fù)合式套管頭、339.725 mm（13?"）套管和244.48 mm（9?"）套管懸掛器高度，以及生產(chǎn)流程管線布局精確測量。由于水平式井口套管掛采用芯軸方式坐掛，即244.48 mm（9?"）套管與套管掛為絲扣連接，用送入工具下入坐掛于346.08 mm（13?"）套管頭內(nèi)腔臺階處，倒開并起出送入工具，244.48 mm（9?"）套管固井后與346.08 mm（13?"）套管頭“鎖”為一體，要拆卸346.08 mm（13?"）復(fù)合式套管頭就必須先切割回收244.48 mm（9?"）套管。因此首先使用水力割刀從244.48 mm（9?"）套管懸掛器尾端進行冷切割，起出244.48 mm（9?"）套管懸掛器并拆除346.08 mm（13?"）復(fù)合套管頭，此后再采用氣焊熱切割從外部切割508 mm（20"）導(dǎo)管和339.725 mm(13?"）套管懸掛器，回收508 mm（20"）導(dǎo)管頭及339.725 mm（13?"）套管懸掛器。風(fēng)險評估及經(jīng)濟性：整個切割置換井口作業(yè)都在地面進行，可精確操作和把控，即使出現(xiàn)問題也利于查找和解決，使用工具普通且費用較低僅為30萬元[2]。

圖2 巖屑回注井井口結(jié)構(gòu)及切割示意圖

1.3 隔水管開窗技術(shù)

海上油田因其作業(yè)環(huán)境特殊，鉆完井作業(yè)前需預(yù)錘入隔水管，部分隔水管因地質(zhì)原因和群樁效應(yīng)導(dǎo)致偏斜變形而無法正常使用（圖3）。針對該問題，采用大尺寸套管開窗技術(shù)一舉盤活多口廢棄井槽。

為防止隔水導(dǎo)管因變形造成開窗工具阻卡，需提前下入鉆具進行通徑和刮管，并對井口進行扶正加固，以減少地面震動；同時為防止開窗期間產(chǎn)生的大量鐵屑堵塞環(huán)空造成卡鉆，開窗作業(yè)時需勤掃稠漿清潔井筒。例如在渤海油田某井隔水導(dǎo)管變形嚴(yán)重，多次下入平底磨銑嘗試無法通過。陀螺對阻卡點以上軌跡復(fù)測，分析了本井與鄰井空間相對關(guān)系，精細(xì)設(shè)計軌跡，最終通過隔水管開窗成功盤活該井槽口。整個作業(yè)過程地面設(shè)備完好、開窗順利、無淺層碰撞等工程事故，該井的順利實施填補了海上508 mm（20"）隔水管開窗先例。國產(chǎn)大尺寸隔水導(dǎo)管開窗工具的成功應(yīng)用，經(jīng)濟有效地解決了隔水導(dǎo)管管鞋變形問題，為后續(xù)類似作業(yè)提供參考[3]。

圖3 隔水導(dǎo)管錘入擠毀示意圖

1.4 水平井中短半徑技術(shù)

渤海油田產(chǎn)量年遞減率約14.7%[4]，部分老平臺已無剩余空槽口，利用低效井側(cè)鉆已成為維持產(chǎn)量的一種重要途徑。常規(guī)側(cè)鉆進尺長投資高，井眼軌跡防碰嚴(yán)重等一系列問題，阻礙了低效井利用。

通過大量調(diào)研和實驗論證，最終形成一套適合海上油田的中短半徑鉆完井技術(shù)。

1）斜向器優(yōu)化。根據(jù)海上大量作業(yè)經(jīng)驗，優(yōu)化了適合中短半徑軌跡的斜向器，以確保鉆具順利通過窗口[5]。

2）馬達優(yōu)選。優(yōu)選合適的高彎馬達，并進行地面通過性實驗和高角度造斜模擬計算，防止下鉆遇阻和造斜失敗。

3）固井方面。為降低套管下入遇阻風(fēng)險和提高固井水泥環(huán)質(zhì)量，采用高抗扭扣型套管以便在固井作業(yè)時可旋轉(zhuǎn)套管。

4）完井管柱下入模擬計算。運用軟件對下入電泵及管柱進行模擬計算，確保入井管柱順利到位。

渤海某油田F33H1井配產(chǎn)較低如采用常規(guī)側(cè)鉆無法通過內(nèi)部收益率，嘗試采用中短半徑技術(shù)，軌跡全角變化率由3°∕30 m放大至6°∕30 m，裸眼段進尺減少約400 m，節(jié)省鉆井工期4 d、鉆井費用728萬元，大幅降低鉆完井作業(yè)成本。除此之外，F(xiàn)33H1井開窗點深度由最初1 202 m加深至1 605 m，不僅為今后再次開窗作業(yè)預(yù)留了充足空間、降低了井控風(fēng)險，同時也大大規(guī)避了井眼間防碰風(fēng)險（表1）。因開窗點的加深，軌跡鉆遇風(fēng)險斷層數(shù)量從3條減少為1條，降低了鉆井作業(yè)期間發(fā)生井漏的風(fēng)險。

表1 常規(guī)與中半徑技術(shù)工期費用對比

2 總結(jié)與認(rèn)識

1）使用單筒雙井占位鉆具鉆井技術(shù)能夠?qū)崿F(xiàn)表層閉路深鉆、表層造斜軌跡精確控制，有效防范淺層氣風(fēng)險，拓寬了單筒雙井技術(shù)適用范圍，在海上油田成功應(yīng)用并取得了良好效果，在今后的發(fā)展中可以嘗試在單筒三井使用。

2）地面置換井口技術(shù)的成功應(yīng)用不僅解決了套管淺層切割、拔套管難題，還簡化了側(cè)鉆方式，從而降低了井控和漏失風(fēng)險，節(jié)省了作業(yè)成本。

3）隔水管開窗在叢式井作業(yè)中，應(yīng)注意開窗作業(yè)時鐵屑的及時清理，防止環(huán)空堆積大量鐵屑造成卡鉆事故。

4）海上油田中短半徑技術(shù)的成功應(yīng)用建立起了一套完整成熟的技術(shù)體系，增加了一種剩余油挖潛的手段。