Ø193.7 mm套管开窗侧钻分支井钻完井技术

陈振刚

长城钻探工程有限公司工程技术研究院

Ø193.7 mm套管开窗侧钻分支井钻完井技术

陈振刚

长城钻探工程有限公司工程技术研究院

曙125-H3井位于辽河坳陷西部凹陷曙光低潜山曙125区块，是一口利用复杂结构分支井技术提高单井控制储量的特殊工艺井。该井是国内首口Ø193.7 mm套管开窗侧钻的分支井，存在井身结构复杂、井场位置受限、井深、水平段长、轨迹上翘等实施难点。通过井身结构优化、开窗位置优选、井眼轨迹优化实现了井身结构瘦身，节约了钻井投资，通过高压造斜器底座的研制与应用、钻具优选、钻进方式优化、紧后扩眼、强刚性钻具通井、弯管-导管重入等技术解决了现场实施中的技术难点。该井的成功实施提供了一种新的分支井井身结构，可以有效降低钻井投资，提高单井井眼波及范围。

分支井；侧钻井；高压造斜器底座；Ø193.7mm套管开窗

曙125-H3井位于辽河油田曙光低潜山带东北部曙125区块，实施目的为利用分支井技术来提高井眼与潜山油藏的接触面积、开发及评价板岩上下两油藏、提高单井产量、降低开发成本。该井含有两层分支井眼，侧钻开窗位置限制条件多，轨迹控制难度大，并需要实施连续油管重入酸化作业，工程施工难度较大。

1　钻井工程设计

Drilling engineering design

1.1井身结构

Casing program

由于城区井场面积受限，该井设计为一口带有2个主分支井眼、4个鱼骨型分支井眼的复杂结构

1.2井眼轨迹

Hole trajectory

为减少套管层序，避免不同分支之间更换钻井液体系，第二主分支井眼侧钻点选在潜山面以下。在第一分支钻进过程中，由于潜山面波动较大，实际潜山面较设计潜山面下移较多，无法实现第二主分支井眼，填井侧钻了一次，通过改变轨迹走向，在邻井已知潜山面明确的位置进入潜山面，解决了潜山面波动大的问题，全井最大井斜105°，Z2设计实施鱼钩型井眼，最大上翘高度148.3 m，实施难度较大。

该井共有2个主分支，开窗侧钻点井深3 401 m，并分别各带2个鱼骨，第一分支完钻井深4 420 m，主水平段长768 m，鱼骨一长146 m，鱼骨二长150 m；第二分支主井眼完钻井深为4 410 m，主水平段长752 m， 鱼骨一长298 m，鱼骨二长118 m；油层水平段累计长1 520 m。

2　钻完井工具的设计与计算

Design and calculation of drilling and completion tools

2.1高压造斜器底座

High-pressure whipstock seat

由于开窗位置深、围压高、环空间隙小、造斜器底座结构复杂，采用了数值模拟和地面试验的方法研制了耐压75 MPa的Ø193.7 mm造斜器底座。

2.1.1数值模拟分析 造斜器底座的工作条件极其苛刻：一方面，实现正常坐挂需要很高的压力；另一方面，过高的压力可能造成底座关键部件的屈服破坏或者变形过大，出现抱死现象导致打压失效。

采用有限元软件进行分析，在外压达到75 MPa时，最大等效应力约为466 MPa，而该零件的屈服应力为620 MPa，零件在该极限条件下仍能正常工作。液缸的端部发生最大变形约为0.027 mm，与活塞接触处的变形量约为0.020 mm。经过一系列的模拟计算，可以得到不同壁厚的液缸、送入管、球座套在不同工作压力下的变形量，为后期的室内试验提供了指导。分析结果见表1。

表1　不同壁厚、不同压力下高压造斜器底座各部件形变分析数据Table 1 Deformation data of parts in high-pressure whipstock seat with different wall thickness or pressures

2.1.2地面试验分析 底座液缸厚度由10 mm增加至20 mm，且对液动部件进行了抛光处理，降低了表面粗糙度，以防止高围压情况下液缸变形与活塞抱死，液压无法推动活塞动作，导致液压坐封失败。在对液缸加75 MPa围压时液压推动活塞，如果活塞在不起压或起压很小的状态下即活动，说明活塞在高围压下工作可靠，反之则工作失效。

现场应用过程中，造斜器底座在10 MPa压力下开始坐封，20.5 MPa压力下液压丢手，试压350 kN，30 min稳定可靠，抗扭能力为20 kN·m，功能完全正常，下入至完井5个月的时间内分支井系统基座功能完好，验证了工具的实用性。

2.2尾管送入悬挂装置

Liner running and hanging tools

2.2.1尾管送入工具 该工具是分支井眼完井管柱下入时的重要工具，其动作的成功与否决定着整口井的成败。由于分支井工艺的特殊性，不能采用井下工具常用的备用机械式丢手机构，只能采用液压方式进行丢手。完井管柱分内外两个部分，由液压丢手工具连接，外管连接完井管柱，内管与送入管柱相连。当完井管柱下至井底后，投球打压，达到设计压力后，活塞上的销钉被剪断，活塞下移，相应锁块收回，丢手成功。为了保证液压系统的可靠性，采用有限元软件对液缸、活塞在高压下的变形位置和变形量进行了计算分析，优化了液缸与活塞的结构、粗糙度、壁厚和配合间隙等，并利用地面模拟试验进行验证，现场应用也获得了成功。

2.2.2三维嵌入式悬挂贴合设计 空心导斜器与预开孔套管悬挂贴合程度关系到井下三通搭接的质量和水平，采用三维相交设计优化空间对接曲线，使其理论上实现无缝结合，达到实际加工后井下窗口窄间隙的目的。窗口工具三维相贯接缝设计后，可显著减小接缝，提高窗口固井质量和密封效果。

3　现场实施

Field application

3.1钻具优选及钻进方式优化Drilling tool selection and drilling mode optimization

选用了Ø101.6 mm钻杆进行三开钻进，强度、钻深能力、水力参数、钻压传递能力等多个方面相对于Ø88.9 mm钻杆有了大幅度提升。除采用常规措施优化井眼轨迹、钻具组合、钻井性能等外，重点实施“紧后扩眼技术”。在螺杆定向钻进后，立即上提钻具，启动转盘扩眼，然后再摆工具面定向。螺杆定向式滑动钻进所钻的井眼井径小、曲率大；启动转盘扩眼，使井眼扩大、光滑、变化平缓、岩屑携带干净，有效地降低了摩阻，避免钻具“自锁”。

3.2近窗口段定向钻进

Directional drilling near the casing hole

在近窗口段钻进过程中，受技术套管和开窗铁屑磁干扰的影响，方位漂动不准，采用原轨迹数据配合重力高边的方式进行精细施工，采用勤摆方位、小距离短起下、定向钻进0.5 m后马上进行复合钻进扩眼的工艺措施，克服了近窗口段定向钻进过程中易发生卡钻、工具面漂移严重的问题。

3.3分支井眼完井管柱的下入

Running of lateral hole completion string

第二分支主井眼完钻井深4 410 m，钻井过程中托压问题严重，完钻后采用 了“Ø165 mm钻头+钻铤×1根+Ø162 mm扶正器+钻铤×1根+ Ø162 mm扶正器+钻铤×1根+上部钻具”、“Ø165 mm钻头+钻铤×1根+Ø162 mm扶正器+钻铤×1 根+上部钻具”、“Ø165 mm钻头+Ø162 mm扶正器+钻铤×2根+上部钻具”、“Ø151 mm引子+Ø162 mm扶正器+钻铤×1根+Ø162 mm扶正器+钻铤×1根+上部钻具”、“Ø165 mm钻头+Ø162 mm扶正器+加重钻杆×1根+Ø162 mm扶正器+上部钻具”多种钻具组合进行通井，均无法通至井底，由于分支井井下分叉系统的安装要求，完井管柱必须下至井底才能保证分叉系统的顺利安装，最终井底160 m裸眼完井，筛管下至4 251 m。

3.4分支井重入技术

Re-entry technique 3.4.1 主井眼贯通 第二分支井眼完井管柱下入坐挂后，开始进行第一分支井眼的贯通工作，主要包括打捞内衬管和主井眼通井两个步骤。打捞内衬管钻具组合为：Ø110 mm可退捞矛+ Ø73 mm钻杆+变扣接头+ Ø101.6 mm钻杆，一次打捞成功。

主井眼通井采用了弯管导入的重入方法，钻具组合为：Ø105 mm磨鞋+ Ø60.3 mm弯钻杆+ Ø60.3 mm钻杆+变扣接头+ Ø101.6 mm钻杆，经过多次尝试始终无法进入主井眼。分析原因认为下完井管柱时因摩阻太大，管柱未完全对正，处理措施为更换钻具组合，进行修整。修整钻具组合为：Ø108 mm磨鞋+ Ø105 mm钻铤+变扣接头+ Ø101.6 mm钻杆，小钻压磨铣20余小时后，进尺2 m，修通。重入通井钻具顺利下入并完成了主井眼通井工作。

3.4.2连续油管重入 完井后多次进行诱喷、气举、排液等投产措施，经过统计计算，地层产量极少，与预计产能和钻井时气侵现象差距较大。因此采用连续油管冲洗、顶替显示较好的第二分支井眼的方式实施增产措施。由于该井上部为Ø193.7 mm技术套管，下部为Ø127 mm尾管，环空流速较低，Ø50.8 mm连续油管的可下入能力较差，连续油管无法旋转换向找眼，采用了Ø88.9 mm油管从井口找眼下至第二分支入口点，Ø50.8 mm连续油管从其中穿过下至井底的方法进行作业。Ø88.9 mm组合为：找眼定位器+ Ø88.9 mm弯油管+ Ø88.9 mm油管，连续油管组合为：旋流喷头+ Ø50.8mm连续油管。

4　结论

Conclusions

造斜器底座等关键工具、分支井眼连续油管重入工艺的完善满足了深层Ø193.7 mm套管鱼骨型分支井的实施需要，并且完井管柱尺寸达到了Ø127 mm，该技术提供了一种新的更能节约钻井成本的复杂结构井井身结构，推广应用前景较好。

References:

［1］ 郭建国，靳树忠，董海，白锐，王丽娟.海14-20分支井套管开窗技术［J］.石油钻采工艺，2001，23（4）：24-26.

GUO Jianguo， JIN Shuzhong， DONG Hai， BAI Rui，WANG Lijuan. Sidetracking trough casing hole for Hai 14-20 multilateral well ［J］. Oil Drilling & Production Technology， 2001， 23（4）: 24-26..

［2］ 王峰.侧钻双分支水平井井眼轨迹控制［J］.石油钻采工艺，2005，27（1）：6-8.

WANG Feng. Hole trajectory control technique for sidetracked dual-lateral horizontal wells ［J］. Oil Drilling & Production Technology， 2005， 27（1）: 6-8.

（修改稿收到日期 2016-03-20）

〔编辑 景 暖〕

Drilling and completion technique for multilateral well sidetracked through Ø193.7 mm casing hole

CHEN Zhengang
GWDC Engineering Technology Research Institute， Panjin， Liaoning 124010， China

Well Shu 125-H3， deployed in the Shu 125 Block in the Shuguang low buried hill， western Liaohe depression， is a technically special well to control more reserves by using complicated multilateral well technique. It is the first multilateral well sidetracked through Ø193.7 mm casing hole. Operations of Well Shu 125-H3 were challenged by complicated well structure， restricted well site，large well depth， long horizontal section and upwarding trajectory. Through optimizations of casing program， casing hole position and hole trajectory， the well structure was optimized effectively and the drilling investment was reduced. Technical difficulties in field operations were addressed by virtue of high-pressure whipstock seat， optimal drilling tools， optimized drilling mode， immediate reaming，drifting with highly-stiff tools， and bend-conductor re-entry. The successful drilling and completion of Well Shu 125-H3 recommends a new casing program of multilateral well to reduce drilling cost effectively and increase single-well sweeping coverage.

multilateral well； sidetrack well； high-pressure whipstock seat； Ø193.7 mm casing hole

陈振刚（1983-），2006年毕业于大庆石油学院石油工程专业，现从事分支井等钻完井技术研究与应用工作。通讯地址：（124010）辽宁省盘锦市长城钻探工程技术研究院分支井所。E-mail：chenzhengang_china@126.com分支井，同时开发相邻的两个油层。为节约钻完井投资，决定对特殊工艺井井身结构“瘦身”，一开采用Ø346 mm钻头，下入Ø273 mm套管至350 m，固井；二开采用Ø250.8 mm钻头，下入Ø193.7 mm套管至3 460 m，固井；三开及各个分支井眼均采用Ø165.1 mm钻头、Ø101.6 mm钻杆钻进，第一主分支Z1完钻井深4 420 m，Z1-1：3 914～4 085 m，Z1-2：4 129～4 280 m，第二主分支Z2完钻井深44 10 m，Z2-1：3 760～4 058 m，Z2-2：4 052～4 170 m，主分支井眼均下入Ø127 mm筛管完井，是国内相同尺寸完井管柱条件下最“瘦”的分支井。

TE243

B

1000 - 7393（ 2016 ） 03 - 0307- 03

10.13639/j.odpt.2016.03.006

CHEN Zhengang. Drilling and completion technique for multilateral well sidetracked through Ø193.7 mm casing hole［J］. Oil Drilling & Production Technology， 2016， 38（3）: 307-309.

中国石油天然气集团公司项目“侧钻水平井/分支井新工具现场试验”部分成果（编号：2012F-44）。

引用格式：陈振刚. Ø193.7 mm套管开窗侧钻分支井钻完井技术［J］.石油钻采工艺，2016，38（3）：307-309.