01wan-07海洋热采预斜单筒双井0912

1、NB35-2油田热采预斜单筒双井技术的应用梁杰中海油田服务股份有限公司钻井研究院 工程师 天津市塘沽区 300452 电话：摘要： 详细介绍在渤海南堡35-2油田丛式井中热采预斜单筒双井表层钻进至下长短套管完成的整体作业过程，总结了作业井身轨迹控制技术、大尺寸井眼表层预斜扩眼钻井技术、双套管下入的要点和热采固井技术。特点是：首次采用预斜单筒双井技术与稠油热采需求相结合进行固井。关键词： 热采、预斜、扩眼、单筒双井、钻井 Application of Thermal Recovery Well & Two-in-One Technology in NB35-2 Oilfield Lian

2、g Jie Drilling Technical Research Unit of COSL 300452Abstract : This paper introduce the Application of Thermal recovery well & two-in-one technology in NB35-2 oilfield in detail. Summarizes the Well track control, max size hole derectional and hole enlargement, the two-in-one run in hole, the c

3、ement key point of thermal recovery well.Key word : Thermal、kick off、 hole enlargement、dual well、 drill引 言海上丛式井平台具有井口密集、井数多的特点，为使在有限的平台面积上增加布井数量，除采用外挂井槽外，还部分采用单筒双井的模式进行作业。单筒双井可使平台资源达到最优化，减少表层钻井时间，降低单井平均成本，实现有限的平台面积钻更多的井的目的。本次所钻的南堡25-2B 44H/42H井单筒双井作业与常规单筒双井相比具有五大特点：1.在444.5mm井眼中，使用陀螺和马达定向造斜。 2. 在一开平

4、原组地层预斜井段，将444.5mm井眼扩至660.4mm。3. 在660.4mm已预斜井眼中，下入两组244.5mm套管。4. 热采井井口使用热采专用套管头，采用耐高温材质（BB级和DD级耐温370），环空采用三道金属密封来进行封隔。5. 热采井固井需要全井段封固，水泥使用量大，作业时间长，使用拖轮和钻台配合固井。这两口井整个期间作业安全顺利，为以后热采预斜单筒双井摸索出了可借鉴的经验。1 基本概况1.1地质情况 南堡35-2B油田油层埋深在9501100m之间，原油具有密度高，粘度大的特点，属重质稠油。本次钻进的单筒双井B44H/B42H计划采用水平井方式完钻并实施多元热流体吞吐热采，主要目

5、的层为明下段零层、层。具体地层分层见表1；1.2 平台情况在B平台上有4*10个井槽，槽口间距1.8*2.0m，计划钻42口井，其中有两口为单筒双井，现已完成37个井槽38口井的钻井作业，2009年开始多元热流体吞吐热采至今，使用平台模块钻机完成了13口井的热采井钻井施工作业。井口平台和槽口情况见图1：表1 油田地质分层数据表地层数据底深m厚度m地层简述岩石可钻性第四系组段层375334浅灰绿色粘土与松散粉细砂极软上 第 三 系明 化 镇 组明上段 873498浅灰、灰白色细砂及浅棕红、棕黄色泥岩互层软明下段零1049176棕红色、灰绿色泥岩夹浅灰色细砂岩软1109.760.71164.755

6、1259.694.9补心海拔(m)39 图1 平台槽口示意图1.3单筒双井660.4mm井段基本数据 单筒双井660.4mm井段基本数据见表2。 表1-2 单筒双井660.4mm井段基本数据井名B42HB44H设计/实际设计实际设计实际槽口10#第一造斜点(m)180145180145造斜率(°/30m)32.223.1432.263.42方位(°)4035.13(321m)4044.92(323m)660.4mm井段完钻井深（m）342344342344762mm隔水导管下深（m）96.2（打桩锤入，入泥45m）244.5mm套管下深（m）320341.3340322.7

7、42.施工难度和技术方案的确定本次单筒双井作业，主要作业难度在一开660.4mm井段，需要预斜并下入两根244.5mm套管固井，后续的二开和三开井段施工作业和常规热采水平井施工一样。一开作业难点主要有以下几点：1. 平台已钻井眼多，浅层防碰严重。2. 一开660.4mm井眼需要预斜钻进至344m，井斜18.5度，平原组地层极软，造斜率无法保证。3. 在平原组地层预斜井段，将444.5mm井眼扩至660.4mm，该井段地层极软，扩眼时易出新井眼。4. 在预斜井中下两组244.5mm套管，可能套管打扭或相互磕碰无法下到位。5. 为满足后期热采需要，两组244.5mm套管外环空全用水泥封固，水泥使用

8、量大（水泥量达270ton），而平台灰罐容积少，需采用拖轮固井及平台固井相结合的方式固井，作业时间长，通讯及上下配合程度要求高，受天气影响大，任何环节出现问题均会造成固井失败。3.热采单筒双井技术措施 3.1 一开井段预斜钻进和扩眼（1）由于660.4mm钻具组合无法造斜，必须先使用小尺寸(444.5mm)定向组合预斜钻进至设计深度。在造斜点开始以上井段要求井眼要钻得直，避免与邻井套管相碰。预斜钻具组合：444.5mm钻头+244.5mm马达(1.5°)+ 203.2mm浮阀+311.2mm扶正器+203.2mm无磁钻铤×1+203.2mm MWD +203.2mm无磁钻铤

9、×1+ 203.2mm定向接头+203.2mm震击器+变扣+127mm加重钻杆×14（2）一开444.5mm井眼定向钻进至344m。滑动钻进参数：排量 22503500 L/ min，钻压 14ton；本井段纯钻时6.8h，进尺287m，平均机械钻速42.21m/h。（3）组合660.4mm扩眼钻具对预斜井段进行扩眼。扩眼钻具组合:203.2mm短节（0.9m）+425.5mm扶正器+203.2mm钻铤×1+变扣+660.4mm扩眼器+203.2mm无磁钻铤×1+203.2mm MWD +203.2mm无磁钻铤×1 + 203.2mm震击器+变

10、扣+127mm加重钻杆×14。扩眼参数：排量 40004100 L/min，转速 5080转/分，钻压 24ton；纯扩眼时间5.5h，平均扩眼钻速55m/h。（4）表层预斜和扩眼都使用海水膨润土浆钻进，每扩眼1柱替入稠泥浆58m3携砂，完钻后替20m3稠泥浆清扫井眼，短起下钻后井内泵入100m3稠浆准备下套管。3.2 下入244.5mm双套管（1）套管组合（钢级N80、线重47lb/ft、扣型 BTC）：短管井：引鞋+244.5mm倒角套管；长管井：浮鞋+244.5mm套管1根+244.5mm短套管1根+浮箍+244.5mm倒角套管；图2 固井示意图（2）先下长套管串，座挂后，再下

11、入短套管串。3.3 固井作业（1）固井前在短套管串上装244.5mm快速接头、244.5mmBTC扣×1502循环头、50.8mm高压旋塞、50.8mm固井管线。（2）244.5mm 套管的固井作业。采用胶塞固井的方法，在井口头位置长管井上安装水泥头，从长管井固井作业（详见图2）。（3）固井采用拖轮固井与平台固井相结合的方式进行固井。3.4 陀螺测斜候凝结束后，分别下陀螺测量两口井244.5mm套管井斜及方位数据。 4.热采单筒双井施工工艺 4.1 井眼轨迹控制和定向井工艺（1）由图1-1可以看出，B44H/B42H井位于平台左后舷角上，与邻近B13H/B31H/ B15H井距离较近

12、。防碰风险较大，造成了定向的困难，考虑到40#槽口外已无井位，为使新钻井眼和临井井眼分离，降低防碰风险，实际钻进时造斜点由设计井深180m提前至145m开始陀螺定向。（2）下套管固井结束后，为准确确定表层套管走向，分别用陀螺测B44H/B42H井轨迹数据，这样做的目的是确认两组套管在井筒内的位置，以陀螺数据结合B44H/B42H井设计轨迹数据分析，确定两口井二开的井眼轨迹。（3）短管井B44H井二开时出套管鞋即开始造斜，旁边紧靠的长管井B42H井的套管比B44H长出18.56m，存在磁干扰。通过分析和比对，现场以套管内陀螺测斜数据为依托，使用MWD高边工具面进行定向造斜成功。这样做的好处可少下

13、一趟陀螺，节省了时间和费用。（4）为更好的进行井眼轨迹控制和降低与邻井套管的碰撞风险，二开钻进采用牙轮钻头。因为B44H井和B42H井为水平井，需要全井段造斜，且该区块平原组和明化镇地层很软，使用PDC钻头+马达很难保证造斜率；此外，本平台已钻井密集，防碰问题突出，极易造成套管钻穿事故，所以选择牙轮钻头。（5）本井段在井身轨迹控制方面主要是要确保其圆滑性，避免局部狗腿偏大，使井身轨迹基本贴近设计轨迹线。4.2 扩眼钻井工艺（1）使用扩眼钻具组合对预斜井段进行扩眼，组合中使用203.2mm短节（0.9m）+425.5mm扶正器代替660.4mm钻头，其中短节起引鞋作用，扶正器起稳定扩眼器作用。主

14、要是考虑由于表层地层极软，使用钻头带扩眼器扩眼，在造斜井段极有可能出现新井眼。（2）搞好井眼清洁，保持井筒内岩屑及时返出，长起前裸眼井段垫满稠浆，悬浮岩屑，确保套管顺利下到位。 4.3 下双套管和固井工艺（1）为使套管能顺利下入，不相互影响，所有244.5mm套管母接箍下台肩均加工成 45度倒角。（2）为确保两组套管都能下到预定深度，考虑到下套管过程中可能出现的由于时间长沉砂增加以及岩屑下沉造成人工井底变浅，因此先下长管至341.3m，将最后一根套管安装好小补心并座在井口环板上，再用同样方法下入短管至322.74m。 （3）为确保套管能顺利到位，此次两组套管上都没有安装扶正器。因考虑若装刚性或

15、半刚性扶正器，不能通过单筒双井井口大环板，若安装弹性扶正器，无论安装在哪串管柱上，都容易在下另一组套管时损坏脱落，严重时可能造成套管遇卡事故。（4）固井作业具有系统性、一次性和时间短的特点。本次固井作业由于稠油热采井的特殊性，需要进行全井段封固，水泥需求量大，平台4个35m3灰罐远不够用，只能采用拖轮和平台联合固井方式。本次固井拖轮固井泵混注领浆195.98m3(水泥190ton)，平台固井泵混注尾浆57.64m3(水泥80ton)，整个固井累计用时约5小时。在此过程中要确保拖轮、钻台两套固井设备、输灰系统、管线流程、工作流程以及人员间配合均不能出现差错，一旦一个环节出现问题，都有可能造成固井

16、失败。（5）因本井将进行注多元热流体热采，井口注入多元热流体温度270，要求固井水泥浆返至井口并能耐310高温。为了满足热采需要，需要在不压漏地层的情况下使用单级固井，专业公司进行针对性研究和设计，混配了低密度水泥并进行水泥浆性能测试。水泥浆配方和性能试验见表3。领浆：低密度水泥1.4g/cm3（API“G”级水泥+漂珠+硅粉）。尾浆：常规密度复合水泥1.90g/cm3（API“G”级水泥+硅粉）。表3 水泥浆配方和性能试验数据（6）为确保套管鞋处固井质量，当顶替到尾浆返至短套管的引鞋后，打开短套管上的高压旋塞阀，将水泥浆返灌到短管套管内，体积至少为10m套管的内容积，确认放浆量并关高压旋塞阀

17、（见图2）。5.需要注意的问题5.1 从采油树甲板回接套管困难。单筒双井往往是先下长管井，然后微移井架下短管井，最后移井架回长管井位回接长管井套管至钻台，接水泥头固井。这样做法虽方便固井操作，但回接增加了时间和不成功的风险，最好是直接从采油甲板固井。5.2 下短管井至井深80m开始频繁遇阻，无法通过。采取将大钩悬重放空，用套管钳低速转动套管多次后通过。分析原因有两点，一是第一组套管下到位后，第二组套管贴第一组套管高边下入；二是套管接箍上下端面加工的倒角有台肩(倒角加工时切削量不足)，下入过程中两组套管的接箍台肩相互磕碰。6.结论6.1 在海上平台槽口间距小，井眼密集，采用大井眼预斜方式下双套管

18、的方式钻井，较之直井下双套管防碰风险降低，可以满足不同靶点要求的井眼轨迹设计，更灵活，可实施效果更好。6.2 预斜单筒双井最大的难度在于井眼扩眼钻进。现场选用短钻铤+欠尺寸扶正器+扩眼器，起到导引和扩眼的目的，解决了因上部地层软、扩眼钻进容易出新井眼的问题。6.3 一开井眼完成后，要确保单筒双井表层套管的顺利下入，有以下改进措施：(1)加大套管接箍倒角加工量，套管连接后，确保套管接箍的端面无台肩。(2)或选择无接箍套管。(3)预斜钻进时应控制好井眼轨迹，避免局部狗腿过大。6.4 预斜单筒双井还需要展开配套的技术研究，以进一步提高固井质量。6.5目前石油行业面临桶油成本的不断上升这一严峻的现实，加大科研投入，进一步提高钻井工艺技术已成为当务之急。从第一口单筒双井技术在海上平台开展至今已经有十来年时间，我们的工艺水平在不断提高。