单筒三井钻井技术在文昌油田的应用
时间：2023-04-24 23:35:03 来源：千叶帆 本文已影响人
薛洋
（中海油田服务股份有限公司，广东 湛江 524057）
单筒多井钻井技术广泛应用于海上油气开发中。该技术是在一个槽口中实现多个井眼按预定轨迹实现分离，并且各井眼相互独立，单独实现钻完井作业。在海上油气开发中，不受槽口限制，能降低导管架建筑规模，以最大限度实现对该区块储层的经济开发［1-3］。
早期单筒双井不预斜，井眼分离困难，井身结构也比较简单。后期采用占位钻具形式，实现了大型丛式井中，井眼快速分离，技术也逐渐成熟，而单筒三井受占位钻具和套管钢性比钻具强的影响，不仅套管下入困难，而且井眼分离慢、防碰风险高。因此南海西部文昌油田大多使用单筒双井技术。
为有效提高海上槽口利用率，经过综合评估，首次在文昌13-2油田开发中，在简易导管架上从Ø 914.4 mm隔水套管内下入3根Ø339.7 mm无接箍套管，并采取相关技术措施，成功完成单筒三井钻井作业，有效降低了海上油气开发成本。
以对称性单筒三井布局为例（如图1所示），在钻进过程中由于隔水套管尺寸比较大，上部表层套管钻进过程中大尺寸隔水管内部的钻井液上返速度比较小，造成钻屑携带困难。
图1 单筒三井截面Fig.1 Sectional view of triple hole splitter wellhead
因此根据多相流理论，在满足最小环空返速的前提下，推导出单筒三井结构内、外部井眼尺寸的相互关系，如公式（1）所示［4-5］。
式中：D——隔水套管内径；
d——表层套管外径；
L——隔水套管内壁与表层套管外壁之间的最短距离。
d和L直接决定单筒三井的作业难度及风险，即如何优化井身结构、表层套管固井以及后续井眼分离和防碰等是单筒三井作业的主要难点。
2.1 槽口选择
海上丛式井井网密集、井槽间距小、表层井眼尺寸大，钻井碰撞风险高［6］。为降低表层防碰风险，单筒多井一般选择外排边角槽口。文昌13-2油田B台设计槽口排列为3×6，共18个井槽，槽口间距为2.0 m×1.8 m，已经完成17口钻完井作业，目前剩余3个空槽口。从防碰风险、后期开发潜力等因素综合考虑，单筒三井采用S18号槽口作业（如图2所示）。
图2 B平台丛式井槽口分布Fig.2 Distribution of cluster well slots in B platform
2.2 定向井轨迹设计
丛式井在后期开发过程中，上部井段防碰问题突出，而单筒三井，不仅需考虑邻井间的防碰风险，也必须做好三井间的分离［7-10］。比如B20H井由于靶点限制，轨迹需横穿整个平台，防碰绕障难度极大（如图3所示）。
图3 B平台槽口水平投影图Fig.3 Horizontal projection of B platform slots
为尽快实现三井分离及防碰绕障，设计思路如下：（1）3口井初始造斜点在垂深上错开10 m，在方位上错开50°；
（2）上部井段设计高造斜率尽快远离平台；
（3）防碰段采用马达和牙轮钻头钻进至测斜数据无磁干扰后，再更换旋转导向钻具组合完成后续井段作业［11］；
（4）用陀螺复测防碰段轨迹数据，为后续井眼分离提供参考。最终设计轨迹数据如表1所示。
表1 单筒三井轨迹设计Table1 Trajectory design of well drilling with the triple hole splitter wellhead
2.3 井身结构设计
2.3.1 套管程序设计
根据式（1）可推出，在Ø914.4 mm隔水套管（内径Ø825.5 mm）内部分别下入3根Ø339.7 mm无接箍套管，理论上3根套管之间最大间隙为80.9 mm。现场试验结果显示，Ø914.4 mm隔水管内可以正常下入3根Ø339.7 mm无接箍套管（见图4）。同时若第3根Ø339.7 mm套管不能顺利下入，则启用备用方案，下入Ø293.5 mm无接箍套管（理论上最大间隙为119.60 mm）［12］。
图4 单筒三井无接箍套管方案Fig.4 Plan of flush joint casing
2.3.2 井口稳定性分析
利用ANSYS软件模拟计算，并结合单筒三井轨迹设计，Ø914.4 mm隔水导管设计入泥60 m以上，井口稳定性满足载荷150 t要求（如表2所示）。
表2 Ø914.4 mm隔水导管入泥深度分析（考虑群桩效应）Table 2 Depth analysis of Ø914.4mm riser into mud(considering pile group effect)
另外隔水导管锤入需考虑群桩效应的影响，既要考虑先前打入的隔水导管对周围土的影响，确定好群桩效应影响的塑性区半径，同时又要考虑作业的时间差，尽量使群桩效应引起的增加应力得到进一步消散［13］。
综合以上分析，单筒三井井身结构为Ø914.4 mm+Ø339.7 mm+Ø244.5 mm套管程序，对应Ø812.8 mm+Ø311.2 mm+Ø215.9 mm井段，备用一个Ø293.5 mm套管作业方案（如图5所示）。
图5 单筒三井井身结构图Fig.5 Casing program of the triple hole splitter wellhead wells
2.4 表层套管下入方案
为顺利将Ø339.7 mm套管下入到设计深度，采取如下设计方案：（1）隔水套管下至230 m后，使用Ø660.4 mm牙轮钻头+Ø812.8 mm扩眼器+Ø 228.6 mm钻铤2根+Ø812.8 mm扶正器组成的钟摆钻具，继续钻进至290 m即3口井初始造斜点最深的深度；
（2）完钻后充分循环并扫稠浆清洁井筒，短起下确认井底无沉砂；
（3）套管均使用无接箍套管，避免阻挂；
（4）优先下入内侧下深较深的套管，前2根套管应避免管鞋接触井底；
（5）备用Ø293.5 mm无接箍套管，视下套管情况决定是否下入。
2.5 表层固井方案
依据中国海洋石油总公司企业标准《海洋固井设计与作业要求》（Q/HS 14004—2016）的要求，水泥浆需封固返高至Ø914.4 mm管鞋以上50 m，因此如何做好单筒三井固井方案，制定了如下措施：（1）选择下入套管最深的B20H井固井，通过清扫稠浆等措施反算井筒容积，确定合适的附加量。（2）设计水泥浆柱结构时，确保整个固井过程ECD低于井底当量，防止漏失。（3）固井结束后环空吊测水泥返高，根据情况补注水泥。
一开Ø914.4 mm隔水套管通过锤入法下至230 m，采用内管柱固井，建立井口。随后组合一开Ø 812.8 mm井段钻具，继续钻进至表层下套管深度290 m左右。完钻后循环至返出干净，泵入30～40 m³稠浆清扫井筒，替入50 m³稠浆垫满裸眼。短起下钻后确认无沉砂，投测电子多点仪起钻。
起钻完读取多点记录，数据显示井底井斜0.17°，隔水套管未偏斜。按照B23H→B20H→B22H井顺序依次下入3根Ø339.7 mm无接箍套管。套管到位后，根据钻井期间反算稠浆得出井径扩大率13%，确定固井附加量为160%。固井完成后，环空吊测水泥返高在170 m，满足后续作业要求。
二开Ø311.2 mm井段难点主要为井眼分离及防碰。在防碰段，一般两井中心距在4 m以上时，才能消除邻井套管对测斜工具磁干扰的影响。以B20H井钻进期间为例，通过Landmark软件扫描出与邻井的分离情况如图6所示。
图6 B20H井与邻井中心距Fig.6 Center distance between B20H well and offset wells
从图6可得出，B20H井设计290 m开始定向造斜，需钻进至370 m，才与邻井相离4 m。期间80 m钻进过程中，如果定向偏差大，钻遇套管风险极高。为此采用陀螺仪定向，尽可能减小方位误差。现场在钻进至345 m时，随钻测斜数据磁干扰从15000 nT逐渐降低至1000 nT，后续逐渐正常，表明已按设计轨迹实现分离（见表3）。
表3 B20H井钻进期间磁干扰统计Table 3 Magnetic interference during drilling of B20H well
因此二开按照初始造斜点由浅入深顺序批钻作业（B22H→B20H→B23H）。第一趟组合马达钻具防碰绕障：Ø311.2 mm牙轮钻头+Ø244.5 mm马达（1.25°）+Ø292.1 mm扶正器+非磁钻铤+MWD+无磁钻铤+浮阀+定向接头+震击器。顺利通过防碰段后，拉陀螺轨迹复测上部轨迹。然后起钻更换旋转导向钻具组合继续钻进至油层顶部深度，下入Ø244.5 mm套管、固井，再依次转入B20H→B23H井表层作业。
三开Ø215.9 mm井段水平段目的层钻进，与海上其它钻完井方式完全相同。3口井水平段分别钻进1060、744和715 m，油藏钻遇率90%以上，满足后期开发要求。
统计显示，该单筒三井实际67 d完成全部钻井作业，较设计提前8 d，安全时效100%，预计整体效益较单筒双井产量提高40%以上。
（1）文昌13-2油田单筒三井首次顺利作业，进一步弥补了我国海上单筒三井钻井技术的空白。为后续海上大型丛式井设计中，突破槽口限制，降低开发成本，提高整体经济效益提供参考。该技术对海上平台提高槽口利用率具有较高的推广价值。
（2）单筒三井表层采用批钻作业，同时下入3根套管后固井，无占位钻具。因此三井间如何通过合理布局实现分离及与邻井防碰是主要技术难点，后续井段与海上其它常规井作业相同。
（3）为进一步降低整体作业难度，单筒三井在井身结构上应尽量优化，特别是针对海上作业，需防止隔水套管下入过程中发生偏斜，加剧后续井段防碰风险。同时表层套管考虑无接箍方案，确保套管顺利下入。
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