Ø508 mm隔水导管开窗侧钻技术

杨保健付建民马英文刘宝生李晓刚和鹏飞

（1.中海石油天津分公司，天津 300452；2.中海石油能源发展监督监理技术分公司，天津 300452）

Ø508 mm隔水导管开窗侧钻技术

杨保健1付建民1马英文1刘宝生1李晓刚2和鹏飞2

（1.中海石油天津分公司，天津 300452；2.中海石油能源发展监督监理技术分公司，天津 300452）

海上油气开发通常使用丛式井方式，槽口内隔水导管大部分采用锤入法下入，必然会导致个别隔水导管变形、受损等问题，引起槽口的变形。同时，受隔水导管的强度、入泥的深度等多种因素的限制，受损槽口一般不能被再利用。为解决此难题，实现变形、受损槽口的有效利用，以锦州25-1南油田WHPA平台变形Ø508 mm隔水导管为例，通过优选Smith开窗工具、加固隔水导管、合理控制钻压、优选开窗点、优化轨迹控制等措施，顺利实现了隔水导管的开窗侧钻作业。该配套侧钻技术在国内首次应用，其成功经验为其他平台变形、受损隔水导管槽口的再利用提供了借鉴，有较好的应用前景。

丛式井；隔水导管变形；开窗侧钻；井眼防碰

套管开窗侧钻是在已下套管的井眼内依据需要选择合适的开窗深度，利用配套的工具，通过一定的工艺从套管内侧钻出去形成新的井眼，建立新的油气开采通道的一项技术措施。是油田开发到中后期节约开采成本、提高原油采收率的重要技术手段，具有重要的经济意义和战略地位［1］。渤海油田经过几十年的现场实践，套管内开窗侧钻技术不断发展、完善，形成了一整套成熟的套管内开窗侧钻技术。在海上油气开发中主要采用丛式井模式，一般井口间距为2 m×2 m，随着开发的深入进行，为节约成本、提高经济效益，在有限面积的导管架平台上需要开发的井数在不断增加，由此导致井口间距进一步缩小，这不但使防碰要求增加，而且不可避免地引起群桩效应［2］，从而导致隔水导管拒锤变形。

1 隔水导管开窗侧钻的难点分析

锦州25-1南油田WHPA平台采用4×12结构，共有48个槽口，外排锤入Ø762 mm隔水导管以满足冬季抗冰要求，内排均为Ø508 mm隔水导管，其中28#槽口隔水导管锤至98.6 m时发生拒锤。后期钻井过程中，初期采用常规井身结构中Ø444.5 mm井眼钻具，在95.1 m处多次尝试未能通过，后改用较小尺寸Ø311.2 mm、Ø215.9 mm井眼钻具仍未通过该点，测量陀螺轨迹显示28#隔水导管与27#隔水导管在下部碰到了一起，发生了变形。为了使28#槽口重新利用，达到效益最大化，项目组在上述小尺寸钻具尝试不成功的基础上，通过研究决定尝试在隔水导管内开窗侧钻，完成钻井任务［3-9］。但Ø508 mm隔水导管开窗侧钻，在国内尚属首次，在斜向器选择、开窗操作以及表层轨迹防碰等方面均有较大的难度，具体如下。

（1）Ø508 mm隔水导管，管体强度较普通套管高，见表1，对开窗铣鞋与铣锥、平底磨鞋等工具磨损极大，尤其在1个铣鞋不能完成开窗、需要起钻下入第2个铣鞋的时，更容易发生跳钻情况而使窗口开偏［10］。

表1 管柱性能对比

（2）WHPA平台隔水导管均采用锤入法下入，管体周围与地层之间无水泥封固，开窗过程中极易出现隔水导管环空窜通，与海底连通，形成开路循环，导致井内碎屑不能返出至井口而影响观察；同时，由于环空没有水泥固定，加之表层地层较软，铣锥可能提前出窗口，对铣锥的走向就失去了约束而容易滑出隔水导管进入地层。

（3）该井隔水导管入泥只有35 m，开窗过程中强烈震动，可能引起隔水导管活动。

（4）表层井间距小，开窗侧钻后与邻井存在严重的防碰风险。

2 对应技术措施

针对上述问题及该井特点，对渤海地区开窗侧钻作业进行了系统调研，同时对区域外的相关作业做了了解，最终选定Smith一趟钻开窗工具进行Ø508 mm隔水导管开窗侧钻作业。该套工具在国外具有成功的隔水导管开窗实例，工具性能较成熟。

2.1 加固隔水导管

考虑到隔水导管入泥较浅、无水泥封固，开窗钻进震动较大，因此在前期对该隔水导管在导向槽、楔块、隔水导管间焊点加固，并且只要有间隙的地方都用钢板加固焊接以避免灾害发生，并在不同方向做标志记号，开窗过程中监测观察震动情况。

2.2 刮管洗井

为尽量冲洗隔水管内壁的铁锈，保证内径尺寸和清除其他可能的限制，需要对隔水导管进行刮管洗井，由于之前未使用过如此大尺寸的刮管器，只能考虑用扶正器替代。通井刮管洗井钻具组合：Ø444.5 mm牙轮钻头+变扣接头+Ø444.5 mm扶正器+变扣接头+Ø127 mm钻杆若干。在70～95 m处上下刮管3次，观察返出情况。刮管洗井参数：转速20～40 r/min，排量3 500 L/min。

2.3 开窗点的选择

由于本次作业为浅层开窗侧钻，开窗点的选择首先要考虑出窗口后与邻井的防碰问题，同时兼顾斜向器锚定位置以及上下窗口位置避开隔水导管接箍。

2.3.1 防碰分析 测量陀螺轨迹显示28#隔水导管与A11H井隔水导管在下部碰到了一起，发生了变形。为了确保套管开窗时A11H井的安全，套管开窗结束位置应该在93 m以上（考虑1 m的安全余量）；若向北造斜（A38井方向），由于A42H井轨迹也近临28#槽口，与A42H井会产生严重的防碰问题；若向西或东造斜（A37H井或A30井方向）28#槽口隔水导管与A11H下部碰到一起，但是考虑到测量误差，并不能确定A11H井的隔水导管是在28#槽口隔水导管的左侧还是右侧，A11H的轨迹不确定扇面，不管是向西还是向东方向造斜，都能碰上A11H井的可能（图1、图2）。综合以上2种情况，考虑到A11H和A42H井的安全，开窗侧钻工具面选为28#槽口上部隔水导管轨迹的闭合方位的相反方向。

图1 A19井表层防碰形势

2.3.2 接箍深度的确定 通过现场实际测量，采油甲板以下第1个接箍位置深度距离转盘面为27 m，以此按照隔水导管表上的长度推算出接箍位置见表2，与隔水导管表上锤入深度为98.6 m吻合。

图2 A19井轨迹可能性扇面

表2 隔水导管接箍深度推算

隔水导管变形深度95 m，斜向器总长11.24 m，锚定器距斜向器最底端2.29 m，锚定器距离下窗口距离1.75 m，窗口长度为7.2 m。因此结合接箍位置及基本数据，最终决定斜向器下深89.8 m，上窗口深度78.56 m，下窗口深度85.76 m。选择最佳斜向器方位为与隔水导管偏向的反方向（38°）。

2.4 开窗作业

提前在高架槽备强磁，以便开窗过程中搜集套管铁屑以便承重及观察铁屑形状判断井下磨铣情况。实际作业过程中钻进至79.06 m井口失返，隔水导管鞋处发生窜漏，通过补充海水维持循环池液面继续开窗钻进，适时利用扫稠浆携带铁屑。

2.4.1 下入开窗钻具 钻具组合：Ø303.3 mm 锚定器+Ø406.4 mm 斜向器+Ø444.5 mm 铣鞋铣锥+ Ø168.3 mm 送入工具+Ø168.3 mm 加重钻杆+Ø203.2 mm 定向接头+变扣接头+Ø228.6 mm 钻铤。斜向器与磨铣工具采用一体式下入，下入过程中划线引斜向器高边，到位后陀螺定向，双重方法确保定位准确。

2.4.2 坐挂锚定器及剪切销钉 在坐挂锚定器及剪切销钉过程前，钻杆做好标记并记录上提、下放及各项空转参数。坐挂及剪切过程中，控制下压力不超过200 kN，控制上提力低于150 kN（不包括顶驱悬重）。慢慢下放管串直到铣锥接触到斜向器，在钻杆上做标记；将铣锥上提到斜向器上方1～2 m处，记录上提力和下放力、空钻重力、转速、扭矩、泵速和压力。

2.4.3 开窗参数 初始阶段：从铣鞋磨铣斜向器顶部到铣鞋底圆与隔水管内壁接触，此段开始要轻压慢转，然后中压中速磨铣；开窗至中点：从铣鞋底圆接触隔水管内壁到磨铣到导斜面中点时为开窗第二阶段，此段钻压可以适当增加，速度也会适当加快，但是为了窗口质量，还是要控制好参数在厂家推荐最大值的一半。

2.4.4 修窗作业 修窗作业即利用平底磨鞋在已开的窗口轨迹里来回划眼，磨去窗口毛刺，当可以在窗口轨迹里自由滑动时（不旋转），代表窗口已经干净完好；钻导眼 （通常1.2～1.8 m），鉴于该井的特殊性，预防开窗之后，由于地层软和周围井眼分布较多，控制不好方向，意外与周围井相碰，所以此次开窗只磨出铣鞋与铣锥的长度，大概1.5 m。

2.4.5 验证窗口 钻具组合：Ø406.4 mm牙轮钻头+变扣接头+Ø203.2 mm变扣接头+Ø347.7 mm扶正器+Ø203.2 mm钻铤+Ø406.4 mm扶正器+Ø203.2 mm随钻震击器+变扣接头+Ø127 mm×6根。下钻至83.5 m遇阻50 kN，之后开顶驱小转速，多次尝试仍未下过该点。决定利用Ø444.5 mm平底磨鞋继续修窗。之后下入Ø311.2 mm钻头验证窗口，合格。然后利用陀螺测量井眼轨迹。

2.5 导眼及扩眼作业

根据陀螺数据做的防碰分析得出，该井与A11H井在158 m最近距离0.29 m，与A42H井在170 m最近距离0.44 m。决定尝试利用Ø244.5 mm钻头配合1.15°弯角马达钻具（渤海上部地层疏松，表层一般使用1.5°弯角马达保证造斜率），必要时进行绕障作业。

马达钻具组合：Ø311.2 mm牙轮钻头+Ø244.5 mm泥浆马达（1.15°，308 mm直翼扶正套子）+Ø203.2 mm浮阀接头+Ø212.7 mm扶正器+Ø203.2 mm MWD +Ø203.2 mm定向街头+Ø203.2 mm 随钻震击器 +X/ O+Ø127 mm加重钻杆×6根。考虑到方位实测值必然存在磁干扰，将上下非磁甩掉，缩短MWD至钻头的距离，更快地监测井斜的大小。本趟钻具下钻至83.5 m，遇阻50 kN，尝试改变马达弯角方向、转动钻具，均未通过。决定更换钻具组合，钻具刚性与原验证窗口钻具保持一致。

钟摆钻具组合［11］：Ø311.2 mm牙轮钻头+变扣接头+Ø203.2 mm浮阀接头+Ø203.2 mm钻铤+Ø298.5 mm扶正器+Ø203.2 mm钻铤×2根+Ø203.2 mm 随钻震击器+变扣接头+Ø127 mm加重钻杆×10根。钻井参数：钻压0～30 kN，排量2 500～3 600 L/min，转速40～50 r/min。现场启动防碰程序，司钻密切注意钻井参数变化，并派经验丰富的钻井班人员在井口处聆听防碰井是否有异常撞击声；录井人员实时从振动筛处捞取返出岩屑并滴酚酞，确保返出物中一直没有水泥成分。

Ø311.2 mm井眼钻进至219 m后，起钻，更换为Ø406.4 mm牙轮钻头，其他钻具未改变，顺利扩眼至219 m，完成本井表层作业。

3 结论

（1）丛式井隔水导管开窗作业，侧钻点在考虑接箍深度的同时，更需考虑开窗成功后与周围邻井的防碰问题；斜向器方向可利用陀螺定向和井口高边引线的方式双重确认，保证准确。

（2）隔水导管开窗、修窗作业结束后进行验窗作业，一方面可检验窗口质量，另一方面可确定出可通过的钻头尺寸、钻具刚性。

（3）海上上部地层井眼防碰问题严重，在优化轨迹设计的基础上，可通过钻导眼再扩眼的方式，辅助解决出窗口的防碰，导眼钻具刚性与验窗钻具保持一致。

［1］夏宏南，谭家虎，李鹏华，等.套管开窗侧钻工艺研究

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［11］董星亮，曹式敬，唐海雄，等.海洋钻井手册［J］.北京：石油工业出版社，2011.

（修改稿收到日期 2014-06-27）

〔编辑 薛改珍〕

Window sidetracking technology for Ø508 mm riser

YANG Baojian1,FU Jianmin1,MA Yingwen1,LIU Baosheng1,LI Xiaogang2,HE Pengfei2
（1.Tianjin Branch of CNOOC Ltd.,Tianjin300452,China;2.CNOOC Energy Development Supervision &Technology Co.,Ltd.,Tianjin300452,China）

The development of offshore oil and gas is usually by way of cluster wells.Due to the particularity of offshore oil field development,most of the riser in the slot is driven in by hammering,which will certainly cause deformation or damage to some risers and cause deformation of the slot.Meanwhile,being limited by the riser strength,depth into the soil,etc.,the damaged slot shall usually not be used again.So in order to solve this problem and realize efficient use of deformed and damaged slots,this paper took the deformed Φ508 mm riser on WHPA platform in Jinzhou 25-1 oilfield as an example and successfully carried out window sidetracking through riser by optimally selecting the Smith window cutting tools,strengthening the riser,reasonably controlling weight on bit,optimally selecting the window point and optimizing the trajectory control.This supporting sidetracking drilling technology was first used in China,and its successful experiences provide reference to the reuse of deformed and damaged risers in other platforms,and so it enjoys a favorable application prospect.

cluster well;riser deformation;window sidetracking;hole anti-collision

杨保健，付建民，马英文，等.Ø508 mm隔水导管开窗侧钻技术［J］.石油钻采工艺，2014，36（4）：50-53.

TE243

：A

1000–7393（2014）04–0050–04

10.13639/j.odpt.2014.04.013

杨保健，1983出生。2006年毕业于大庆石油学院，现任钻完井总监。电话：13682064795。