王克洋 李進(jìn) 邵悅 唐啟勝 張啟龍

(1.中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術(shù)分公司，天津 300459；2.中海石油(中國)有限公司天津分公司，天津 300459)

0 引言

單筒雙井技術(shù)是一種先進(jìn)的導(dǎo)管共用鉆井技術(shù)，在海上平臺槽口有限的情況下，利用該技術(shù)可以在單個(gè)槽口內(nèi)鉆兩口定向井[1]。采用單筒雙井技術(shù)，相當(dāng)于兩口井共用一層隔水導(dǎo)管，根據(jù)不同的靶點(diǎn)，自二開作業(yè)開始，以不同的井眼軌跡進(jìn)行鉆井作業(yè)，從而使兩口定向井共存于同一槽口中，可有效降低鉆井成本和工程造價(jià)。1999年，在歧口17-2 區(qū)塊開發(fā)井的鉆探過程中，渤海油田首次采用了單筒雙井技術(shù)[2]。經(jīng)過二十余年的發(fā)展，單筒雙井在渤海油田的應(yīng)用越來越多，技術(shù)也日臻成熟。D15/16 井采用了單筒雙井技術(shù)，首次在錦州某油田D 平臺應(yīng)用，取得了良好的效果。

1 油田基本情況

錦州某油田位于渤海遼東灣北部海域，含油層系為古近系東營組東二下段，埋藏垂深一般在1500～2100m。錦州某油田于1999年10月投產(chǎn)，截至目前，油田主體區(qū)動(dòng)用地質(zhì)儲量4.38481×107t。錦州某油田采用400m×400m 正方形反9 點(diǎn)井網(wǎng)布井，共有開發(fā)井?dāng)?shù)58口，此次的D15/16 井均為注水井。

2 單筒雙井鉆井技術(shù)

2.1 表層預(yù)斜

海上導(dǎo)管架槽口間距多為1.8×2.0m，間距較小，鉆井作業(yè)過程中防碰壓力大，這是渤海油田鉆井作業(yè)中的難題。在作業(yè)中，進(jìn)行表層預(yù)斜，中、深部井眼軌跡通過井斜與方位的變換進(jìn)行防碰繞障，是海上鉆井作業(yè)的優(yōu)選做法。但在單筒雙井鉆井作業(yè)過程中，由于井眼尺寸大且表層為海水開路鉆進(jìn)，海水及膨潤土漿會(huì)造成較大的井眼擴(kuò)大率，對表層預(yù)斜造成一定的難度。

2.1.1 單筒雙井常規(guī)一開作業(yè)模式

單筒雙井常規(guī)一開多使用海水及膨潤土漿開路鉆進(jìn)，利用防斜打直鉆具組合，一趟鉆作業(yè)至中完井深。經(jīng)短起下鉆并墊好稠漿后，先下入長套管串再下入短套管串，不占用鉆機(jī)時(shí)間進(jìn)行固井作業(yè)。

2.1.2 表層預(yù)斜設(shè)計(jì)

單筒雙井表層預(yù)斜同樣采用海水開路鉆進(jìn)，Φ444.5mm井眼鉆進(jìn)完成后，還需進(jìn)行Φ762mm 擴(kuò)眼作業(yè)。為保證雙管串的順利下入，井眼軌跡全角變化率按照低于3°/30m 進(jìn)行設(shè)計(jì)。Φ444.5mm 裸眼內(nèi)根據(jù)實(shí)測數(shù)據(jù)的掃描結(jié)果及套管內(nèi)陀螺數(shù)據(jù)對比見表1。

表1 JZ-X-D15井一開測斜數(shù)據(jù)對比

由表1 可知，海水開路鉆進(jìn)不利于井眼軌跡的控制，雖然最開始的Φ444.5mm 井眼造斜效果明顯，但是后期擴(kuò)眼作業(yè)造成井斜降低嚴(yán)重。同時(shí)，二者的方位相差不大，較為接近，說明擴(kuò)眼作業(yè)對方位的影響不大。擴(kuò)眼鉆具下方?jīng)]有安裝鉆頭，防止出現(xiàn)新井眼，擴(kuò)眼器下部鉆具很好地起到了導(dǎo)向作用。

2.2 下表層套管及固井技術(shù)

單筒雙井技術(shù)的關(guān)鍵點(diǎn)之一雙管管柱的順利下入，為了保證雙管管柱順利到位，采取了以下措施。(1)下入套管前，對Φ339.7mm 套管進(jìn)行通徑，先下入D15 井的Φ339.7mm 套管至302.60m，后下入D16 井的Φ339.7mm 套管至275.55m。(2)兩口井套管的上下節(jié)箍外端面進(jìn)行了45°小倒角處理，減小了節(jié)箍處的相互碰撞，保證套管順利到位。(3)為防止套管下入過程中，套管扶正器之間的相互影響，長筒僅在浮箍浮鞋處安裝2個(gè)剛性扶正器，短筒無扶正器。(4)采用大小頭對套管進(jìn)行送入，坐掛于Φ914.4mm 隔水導(dǎo)管基座上，安裝合格后方可倒開送入工具。此外，兩口井最后一根套管的上方均安裝長度不同的短套管，既為了安裝BT 密封式切邊套管頭，又為接下來的固井作業(yè)提供方便。

D15 井Φ339.7mm 套管下深至302.60m，D16 井Φ339.7mm 套管下至275.55m，長筒浮箍深度289.77m，短筒下方是引鞋，無單流閥。在長筒處安裝水泥頭，內(nèi)置一個(gè)膠塞，在短筒處安裝放氣閥，水泥漿返至35m。單筒雙井的固井方法較為特殊，可總結(jié)為以下5個(gè)步驟。(1)向長管內(nèi)泵入先行水10m3。(2)向長管內(nèi)泵入領(lǐng)漿128m3，尾漿43m3。在此期間應(yīng)當(dāng)在返出口觀察先行水及水泥漿的返出情況。(3)投頂塞。(4)快替海水20.8m3，慢替海水4m3。在頂替即將結(jié)束的時(shí)候，打開短管上的放氣閥，使少量水泥漿進(jìn)入到短套管中。(5)當(dāng)膠塞到達(dá)浮箍上方，有碰壓顯示即停泵。

2.3 軌跡控制與定向井工藝

D15/16 井位于平臺的邊緣，這兩口井需要表層預(yù)斜，再加上井距密集，這就造成了定向的困難。這兩口井的造斜點(diǎn)在170m，剛出隔水導(dǎo)管管鞋65m，且與周圍井的套管間距較小。例如在155m，與D7H 井(已完鉆)僅相距1.56m。若采用MWD 定向，周圍強(qiáng)大的磁干擾會(huì)嚴(yán)重影響MWD 的工作。為了確保定向的準(zhǔn)確性及定向的效率，一開采用了MWD 與陀螺都可以使用的鉆具組合，即在鉆具組合中加裝定向接頭。當(dāng)?shù)竭_(dá)造斜點(diǎn)時(shí)，采用陀螺定向，當(dāng)井斜大于3°且MWD 不受磁干擾時(shí)，即可使用MWD 測斜數(shù)據(jù)。

為保證作業(yè)時(shí)鄰井的安全，表層預(yù)斜優(yōu)先使用銑齒牙輪鉆頭。銑齒牙輪鉆頭的攻擊性弱，現(xiàn)場工程師有足夠的時(shí)間判斷井下是否有危及鄰井安全的情況，在作業(yè)的過程中，定向井工程師及鉆井監(jiān)督應(yīng)時(shí)刻關(guān)注定向井軌跡及各項(xiàng)鉆井參數(shù)變化。

2.4 單筒雙井井口技術(shù)

單筒雙井技術(shù)采用單筒雙井井口系統(tǒng)，又稱“肩并肩”井口系統(tǒng)。采用了江蘇金石的單筒雙井井口裝置，由下至上為：(1)Φ762mm基座?；煤附拥姆绞竭B接在Φ762mm 隔水導(dǎo)管上。(2)2個(gè)耐壓等級為3000psi 的Φ339.7mm 切邊套管頭。每個(gè)切邊套管頭通過16個(gè)Φ34.9mm 螺栓與Φ762mm 基座相連接。套管頭內(nèi)利用2 道BT 密封實(shí)現(xiàn)與Φ339.7mm 套管的密封。套管頭上有2個(gè)注脂孔，2個(gè)觀察孔及1個(gè)試壓孔。注脂壓力與試壓壓力均為1500psi，試壓驗(yàn)證的是兩道BT 密封與套管之間的密封效果。(3)2個(gè)耐壓等級為3000psi 的Φ279.4mm 切邊油管頭。油管頭與套管頭通過20個(gè)Φ34.9mm 螺栓、R57 鋼圈連接。油管頭內(nèi)利用2 道BT 密封實(shí)現(xiàn)與Φ244.5mm 套管的密封。油管頭上有2個(gè)注脂孔，2個(gè)觀察孔及2個(gè)試壓孔。較高的試壓孔為兩道BT 密封間的試壓孔，較低的孔為鋼圈、BT 密封及腔體間的試壓孔。

3 結(jié)語

單筒雙井技術(shù)適用于海洋油田的開發(fā)，對提高槽口利用率，降低海洋工程建設(shè)成本起到很好的效果。單筒雙井技術(shù)和常規(guī)單筒單井技術(shù)的區(qū)別在于表層作業(yè)與井口技術(shù)不同，后續(xù)井段與其他常規(guī)井作業(yè)相同。傳統(tǒng)的單筒雙井固井方法分為兩次固井，先固長筒，再固短筒。本次作業(yè)，在短筒的上方安裝了放氣閥，一次就可以完成兩口井的表層固井作業(yè)，節(jié)省了時(shí)間，降低了作業(yè)成本。