薛洋

（中海油田服務(wù)股份有限公司，廣東 湛江 524057）

0 引言

單筒多井鉆井技術(shù)廣泛應(yīng)用于海上油氣開發(fā)中。該技術(shù)是在一個(gè)槽口中實(shí)現(xiàn)多個(gè)井眼按預(yù)定軌跡實(shí)現(xiàn)分離，并且各井眼相互獨(dú)立，單獨(dú)實(shí)現(xiàn)鉆完井作業(yè)。在海上油氣開發(fā)中，不受槽口限制，能降低導(dǎo)管架建筑規(guī)模，以最大限度實(shí)現(xiàn)對(duì)該區(qū)塊儲(chǔ)層的經(jīng)濟(jì)開發(fā)［1-3］。

早期單筒雙井不預(yù)斜，井眼分離困難，井身結(jié)構(gòu)也比較簡(jiǎn)單。后期采用占位鉆具形式，實(shí)現(xiàn)了大型叢式井中，井眼快速分離，技術(shù)也逐漸成熟，而單筒三井受占位鉆具和套管鋼性比鉆具強(qiáng)的影響，不僅套管下入困難，而且井眼分離慢、防碰風(fēng)險(xiǎn)高。因此南海西部文昌油田大多使用單筒雙井技術(shù)。

為有效提高海上槽口利用率，經(jīng)過(guò)綜合評(píng)估，首次在文昌13-2油田開發(fā)中，在簡(jiǎn)易導(dǎo)管架上從? 914.4 mm隔水套管內(nèi)下入3根?339.7 mm無(wú)接箍套管，并采取相關(guān)技術(shù)措施，成功完成單筒三井鉆井作業(yè)，有效降低了海上油氣開發(fā)成本。

1 單筒三井設(shè)計(jì)原理

以對(duì)稱性單筒三井布局為例（如圖1所示），在鉆進(jìn)過(guò)程中由于隔水套管尺寸比較大，上部表層套管鉆進(jìn)過(guò)程中大尺寸隔水管內(nèi)部的鉆井液上返速度比較小，造成鉆屑攜帶困難。

圖1 單筒三井截面Fig.1 Sectional view of triple hole splitter wellhead

因此根據(jù)多相流理論，在滿足最小環(huán)空返速的前提下，推導(dǎo)出單筒三井結(jié)構(gòu)內(nèi)、外部井眼尺寸的相互關(guān)系，如公式（1）所示［4-5］。

式中：D——隔水套管內(nèi)徑；d——表層套管外徑；L——隔水套管內(nèi)壁與表層套管外壁之間的最短距離。

d和L直接決定單筒三井的作業(yè)難度及風(fēng)險(xiǎn)，即如何優(yōu)化井身結(jié)構(gòu)、表層套管固井以及后續(xù)井眼分離和防碰等是單筒三井作業(yè)的主要難點(diǎn)。

2 關(guān)鍵技術(shù)措施

2.1 槽口選擇

海上叢式井井網(wǎng)密集、井槽間距小、表層井眼尺寸大，鉆井碰撞風(fēng)險(xiǎn)高［6］。為降低表層防碰風(fēng)險(xiǎn)，單筒多井一般選擇外排邊角槽口。文昌13-2油田B臺(tái)設(shè)計(jì)槽口排列為3×6，共18個(gè)井槽，槽口間距為2.0 m×1.8 m，已經(jīng)完成17口鉆完井作業(yè)，目前剩余3個(gè)空槽口。從防碰風(fēng)險(xiǎn)、后期開發(fā)潛力等因素綜合考慮，單筒三井采用S18號(hào)槽口作業(yè)（如圖2所示）。

圖2 B平臺(tái)叢式井槽口分布Fig.2 Distribution of cluster well slots in B platform

2.2 定向井軌跡設(shè)計(jì)

叢式井在后期開發(fā)過(guò)程中，上部井段防碰問題突出，而單筒三井，不僅需考慮鄰井間的防碰風(fēng)險(xiǎn)，也必須做好三井間的分離［7-10］。比如B20H井由于靶點(diǎn)限制，軌跡需橫穿整個(gè)平臺(tái)，防碰繞障難度極大（如圖3所示）。

圖3 B平臺(tái)槽口水平投影圖Fig.3 Horizontal projection of B platform slots

為盡快實(shí)現(xiàn)三井分離及防碰繞障，設(shè)計(jì)思路如下：（1）3口井初始造斜點(diǎn)在垂深上錯(cuò)開10 m，在方位上錯(cuò)開50°；（2）上部井段設(shè)計(jì)高造斜率盡快遠(yuǎn)離平臺(tái)；（3）防碰段采用馬達(dá)和牙輪鉆頭鉆進(jìn)至測(cè)斜數(shù)據(jù)無(wú)磁干擾后，再更換旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向鉆具組合完成后續(xù)井段作業(yè)［11］；（4）用陀螺復(fù)測(cè)防碰段軌跡數(shù)據(jù)，為后續(xù)井眼分離提供參考。最終設(shè)計(jì)軌跡數(shù)據(jù)如表1所示。

表1 單筒三井軌跡設(shè)計(jì)Table1 Trajectory design of well drilling with the triple hole splitter wellhead

2.3 井身結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)

2.3.1 套管程序設(shè)計(jì)

根據(jù)式（1）可推出，在?914.4 mm隔水套管（內(nèi)徑?825.5 mm）內(nèi)部分別下入3根?339.7 mm無(wú)接箍套管，理論上3根套管之間最大間隙為80.9 mm?，F(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)結(jié)果顯示，?914.4 mm隔水管內(nèi)可以正常下入3根?339.7 mm無(wú)接箍套管（見圖4）。同時(shí)若第3根?339.7 mm套管不能順利下入，則啟用備用方案，下入?293.5 mm無(wú)接箍套管（理論上最大間隙為119.60 mm）［12］。

圖4 單筒三井無(wú)接箍套管方案Fig.4 Plan of flush joint casing

2.3.2 井口穩(wěn)定性分析

利用ANSYS軟件模擬計(jì)算，并結(jié)合單筒三井軌跡設(shè)計(jì)，?914.4 mm隔水導(dǎo)管設(shè)計(jì)入泥60 m以上，井口穩(wěn)定性滿足載荷150 t要求（如表2所示）。

表2 ?914.4 mm隔水導(dǎo)管入泥深度分析（考慮群樁效應(yīng)）Table 2 Depth analysis of ?914.4mm riser into mud(considering pile group effect)

另外隔水導(dǎo)管錘入需考慮群樁效應(yīng)的影響，既要考慮先前打入的隔水導(dǎo)管對(duì)周圍土的影響，確定好群樁效應(yīng)影響的塑性區(qū)半徑，同時(shí)又要考慮作業(yè)的時(shí)間差，盡量使群樁效應(yīng)引起的增加應(yīng)力得到進(jìn)一步消散［13］。

綜合以上分析，單筒三井井身結(jié)構(gòu)為?914.4 mm+?339.7 mm+?244.5 mm套管程序，對(duì)應(yīng)?812.8 mm+?311.2 mm+?215.9 mm井段，備用一個(gè)?293.5 mm套管作業(yè)方案（如圖5所示）。

圖5 單筒三井井身結(jié)構(gòu)圖Fig.5 Casing program of the triple hole splitter wellhead wells

2.4 表層套管下入方案

為順利將?339.7 mm套管下入到設(shè)計(jì)深度，采取如下設(shè)計(jì)方案：（1）隔水套管下至230 m后，使用?660.4 mm牙輪鉆頭+?812.8 mm擴(kuò)眼器+? 228.6 mm鉆鋌2根+?812.8 mm扶正器組成的鐘擺鉆具，繼續(xù)鉆進(jìn)至290 m即3口井初始造斜點(diǎn)最深的深度；（2）完鉆后充分循環(huán)并掃稠漿清潔井筒，短起下確認(rèn)井底無(wú)沉砂；（3）套管均使用無(wú)接箍套管，避免阻掛；（4）優(yōu)先下入內(nèi)側(cè)下深較深的套管，前2根套管應(yīng)避免管鞋接觸井底；（5）備用?293.5 mm無(wú)接箍套管，視下套管情況決定是否下入。

2.5 表層固井方案

依據(jù)中國(guó)海洋石油總公司企業(yè)標(biāo)準(zhǔn)《海洋固井設(shè)計(jì)與作業(yè)要求》（Q/HS 14004—2016）的要求，水泥漿需封固返高至?914.4 mm管鞋以上50 m，因此如何做好單筒三井固井方案，制定了如下措施：（1）選擇下入套管最深的B20H井固井，通過(guò)清掃稠漿等措施反算井筒容積，確定合適的附加量。（2）設(shè)計(jì)水泥漿柱結(jié)構(gòu)時(shí)，確保整個(gè)固井過(guò)程ECD低于井底當(dāng)量，防止漏失。（3）固井結(jié)束后環(huán)空吊測(cè)水泥返高，根據(jù)情況補(bǔ)注水泥。

3 現(xiàn)場(chǎng)施工

一開?914.4 mm隔水套管通過(guò)錘入法下至230 m，采用內(nèi)管柱固井，建立井口。隨后組合一開? 812.8 mm井段鉆具，繼續(xù)鉆進(jìn)至表層下套管深度290 m左右。完鉆后循環(huán)至返出干凈，泵入30～40 m3稠漿清掃井筒，替入50 m3稠漿墊滿裸眼。短起下鉆后確認(rèn)無(wú)沉砂，投測(cè)電子多點(diǎn)儀起鉆。

起鉆完讀取多點(diǎn)記錄，數(shù)據(jù)顯示井底井斜0.17°，隔水套管未偏斜。按照B23H→B20H→B22H井順序依次下入3根?339.7 mm無(wú)接箍套管。套管到位后，根據(jù)鉆井期間反算稠漿得出井徑擴(kuò)大率13%，確定固井附加量為160%。固井完成后，環(huán)空吊測(cè)水泥返高在170 m，滿足后續(xù)作業(yè)要求。

二開?311.2 mm井段難點(diǎn)主要為井眼分離及防碰。在防碰段，一般兩井中心距在4 m以上時(shí)，才能消除鄰井套管對(duì)測(cè)斜工具磁干擾的影響。以B20H井鉆進(jìn)期間為例，通過(guò)Landmark軟件掃描出與鄰井的分離情況如圖6所示。

圖6 B20H井與鄰井中心距Fig.6 Center distance between B20H well and offset wells

從圖6可得出，B20H井設(shè)計(jì)290 m開始定向造斜，需鉆進(jìn)至370 m，才與鄰井相離4 m。期間80 m鉆進(jìn)過(guò)程中，如果定向偏差大，鉆遇套管風(fēng)險(xiǎn)極高。為此采用陀螺儀定向，盡可能減小方位誤差?，F(xiàn)場(chǎng)在鉆進(jìn)至345 m時(shí)，隨鉆測(cè)斜數(shù)據(jù)磁干擾從15000 nT逐漸降低至1000 nT，后續(xù)逐漸正常，表明已按設(shè)計(jì)軌跡實(shí)現(xiàn)分離（見表3）。

表3 B20H井鉆進(jìn)期間磁干擾統(tǒng)計(jì)Table 3 Magnetic interference during drilling of B20H well

因此二開按照初始造斜點(diǎn)由淺入深順序批鉆作業(yè)（B22H→B20H→B23H）。第一趟組合馬達(dá)鉆具防碰繞障：?311.2 mm牙輪鉆頭+?244.5 mm馬達(dá)（1.25°）+?292.1 mm扶正器+非磁鉆鋌+MWD+無(wú)磁鉆鋌+浮閥+定向接頭+震擊器。順利通過(guò)防碰段后，拉陀螺軌跡復(fù)測(cè)上部軌跡。然后起鉆更換旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向鉆具組合繼續(xù)鉆進(jìn)至油層頂部深度，下入?244.5 mm套管、固井，再依次轉(zhuǎn)入B20H→B23H井表層作業(yè)。

三開?215.9 mm井段水平段目的層鉆進(jìn)，與海上其它鉆完井方式完全相同。3口井水平段分別鉆進(jìn)1060、744和715 m，油藏鉆遇率90%以上，滿足后期開發(fā)要求。

統(tǒng)計(jì)顯示，該單筒三井實(shí)際67 d完成全部鉆井作業(yè)，較設(shè)計(jì)提前8 d，安全時(shí)效100%，預(yù)計(jì)整體效益較單筒雙井產(chǎn)量提高40%以上。

3 結(jié)論與建議

（1）文昌13-2油田單筒三井首次順利作業(yè)，進(jìn)一步彌補(bǔ)了我國(guó)海上單筒三井鉆井技術(shù)的空白。為后續(xù)海上大型叢式井設(shè)計(jì)中，突破槽口限制，降低開發(fā)成本，提高整體經(jīng)濟(jì)效益提供參考。該技術(shù)對(duì)海上平臺(tái)提高槽口利用率具有較高的推廣價(jià)值。

（2）單筒三井表層采用批鉆作業(yè)，同時(shí)下入3根套管后固井，無(wú)占位鉆具。因此三井間如何通過(guò)合理布局實(shí)現(xiàn)分離及與鄰井防碰是主要技術(shù)難點(diǎn)，后續(xù)井段與海上其它常規(guī)井作業(yè)相同。

（3）為進(jìn)一步降低整體作業(yè)難度，單筒三井在井身結(jié)構(gòu)上應(yīng)盡量?jī)?yōu)化，特別是針對(duì)海上作業(yè)，需防止隔水套管下入過(guò)程中發(fā)生偏斜，加劇后續(xù)井段防碰風(fēng)險(xiǎn)。同時(shí)表層套管考慮無(wú)接箍方案，確保套管順利下入。