单筒双井技术在QK17-2油田的应用
中海石油技术服务定向井公司
李红星
摘要:本文介绍了单筒双井技术在QK17-2油田的应用情况,总结了设计和施工的成功经验以及这一技术的应用所取得的巨大经济效益。探讨了今后应用这一技术的一些措施和方法。
关键词：单筒双井，L.S.T井口系统，长短管，双轴速率陀螺，防碰，QK17－2油田。
一概况
QK17－2油田是渤海西部海域的一个中型断块油田，主体夹持在两条掉向相反的断层之间，分东西两个构造高点。采用正方形规则井网布井，设计总井数29口，其中生产井18口，注水井6口，水源井2口，预留井槽3个。为了提高丛式井平台的利用率，降低油田开发成本，经济地开发油田，该平台首次应用了单筒双井钻井技术，利用2＃槽口钻成了双井P2和P14井，见附图一。P2井设计方位318.990,P14井设计方位247.310。首先在30”隔水导管内用26”钻头及组合钻至一开设计深度，然后分别下入长管及短管95/8”套管，同时用专用送入工具下入95/8”LST井口系统;第三步在长管井中进行固表层作业,再在短管井中进行固表层作业;第四步,侯凝后,进行二开作业。作业过程中，防碰问题尤为突出。经过精心设计、策划、组织、施工，成功地完成了单筒双井的作业，总建井周期8.67天，比设计提前13.33天，平均单井建井周期缩短26％，取得了较好的经济效益。
二单筒双井95/8”L.S.T井口系统结构及组成
单筒双井技术是采用双井井口系统，将主井眼分成两个分支的互成180o的两个分井眼，根据靶点的坐标，在二开钻进中以不同的造斜点朝各自的方向钻进，以达到以单个槽口钻两口井的目的，从而节省油田开发费用。
95/8”L.S.T井口系统（见图1）由以下几部分组成：
1、环板总成，见图2。
2、95/8”L.S.T井口头总成。
3、球阀总成。
4、总阀总成。
5、连接法兰。
6、丝堵。
7、试压孔。
三表层作业
1、表层井身结构示意图见图3。
2、组合一开26”钻具组合如下：
26”BIT(R1,283)+SUB+8”DC2+SUB+26”STB+SUB+8”DC1+SUB+5”HWDP18
钻进参数：钻压10～50KN，转速100转/分，排量4500升/分
3、钻井作业程序
钻至设计井深308米。
循环海水，替稠泥浆55方。
短起至套管鞋内，下钻到底，探沉砂，无。
垫稠泥浆110方。
起钻。
下套管准备。
下长管井P1495/8”套管至307.83米，前2根套管每根套管各加1个刚性扶正器（扶正器翼片两端倒角700），浮鞋下深307.83米，浮箍顶深306.59米。
起，甩套管头送入工具。
下短管井P2井95/8”套管至273.74米，前8根套管每根套管各加1个刚性扶正器（扶正器翼片两端倒角700），浮鞋下深273.74米，浮箍顶深272.10米。
起，甩套管头送入工具。
4固井作业程序
长、短管都下入后再固井，分两次固井，先固长管，水泥浆返至短管套管鞋，然后固短管，水泥浆返至井口。
注水泥示意图见图4。
固井施工程序：
A、利用非钻机时间在小平台连接P14井水泥头及固井管线，泥浆泵压井管线循环，排量147冲/分（2878升/分）。
B、固井泵试通水1.59KL。
C、在长管井P14注领浆9.1KL,平均密度1.60/cm3,最大密度1.65g/cm3,最小密度1.58g/cm3。
D、注尾浆13.5KL，平均密度1.84g/cm3,最大密度1.90g/cm3,最小密度1.70g/cm3。
E、释放碰压塞。
F、固井泵替海水74BBL，未碰压。
G、放压，确认无回流。
H、接泥浆泵压井管线循环。
I、倒换水泥头至P2井。
J、在短管井P2井注水泥，领浆72.8KL,平均密度1.64g/cm3,最大密度1.75g/cm3,最小密度1.50g/cm3。
K、注尾浆79KL，平均密度1.87g/cm3，最大密度1.96g/cm3,最小密度1.78g/cm3。
L、投胶塞。
M、替泥浆66BBL。
N、关井侯凝。
四轨迹优化设计
单筒双井轨迹优化设计主要体现在造斜点的选择，造斜率的造择，长、短管的分配及防碰和防磁干扰等问题上。
单筒双井槽口选择
根据两井P2与P14井的方位，满足油藏开发钻生产井的需要，尽量减少与邻井的碰撞机率，选用2＃槽口，下30”隔水导管。
长、短管分配
P2井占用短管，P14井占用长管。
造斜点选择及长、短管下深
考虑邻井P1、P9、P7、P8井的实钻轨迹，以及给未钻井P26井留出一定的空间，因此P14井造斜点选在450米，长管下深300米左右。短管的下深主要基于以下两方面的因素：（1）尽量减少长、短管交叉的机率，特别是尽量避免短管的底部被长管占领，因此两管下深不宜错开太多，选在30～50米；（2）保证短管井造斜时在长管鞋前侧钻出去，因为此段水泥有足够的强度满足侧钻的要求。短管下深270米左右。短管井造斜点选择一方面要考虑钻头出短管鞋后与长管几乎紧贴对长管的碰撞造成破坏，另一方面出短管鞋后尽量短的井段开始造斜并考虑水泥环对后期钻井的影响。P2井造斜点选在280米。
4造斜率的选择
一般选择大于3o/30m为宜，保证快速偏离直井段。但不宜过大，最好不超过5o/30m，以免给后续作业通过该处时造成困难。
5钻井顺序
先钻长管井（P14），可以不用陀螺，直接用MWD定向，后钻短管井（P2），则必须用陀螺仪初始定向。
6井身结构
P14：30”X77米+95/8”X307.83米+7”X2061.63米
P2：30”X77米+95/8”X273.74米+7”X2117.06米
五现场施工
单筒双井的轨迹现场施工与常规井不同的地方主要体现在造斜的初始阶段，如何更快更安全，更少或不对周围套管造成伤害最为关键。在施工中我们采取了以下措施：
1、不占井口时间用高精度双轴速率陀螺仪测量长、短套管轨迹，准确判断长、短套管的相对位置。
为了准确地分析判断长、短管下部段的相对位置，我们用高精度双轴速率陀螺仪测量了长、短套管的轨迹，测量间隔15米。根据陀螺测斜数据，对数据进行了计算处理并分析，在垂深209.90米处（短管井P2水泥面211.5米），短管井位于长管井的东南方向0.35米（井眼中心距）见图5。
2、模拟实钻轨迹并进行防碰分析
陀螺测斜结果表明：短管井P2位于长管井P14东南方向0.35米,因此长短管的选择、造斜点、双井井口、钻井顺序均可按原设计进行；否则，相应长、短管的选择、造斜点、双井井口、钻井顺序应作相应修改。
单筒双井的防碰，主要是短管的防碰，考虑邻井P1、P9、P7、P8井及本井95/8”套管基本上向南偏0.5~0.8米，其中P2井朝161.79度方向偏0.80米，P14井朝180度方向偏0.51米。因此，模拟P2井实钻轨迹时，初始造斜先从3500方向，然后再逐步调至目标方位，并实时进行防碰计算与预测。
3、利用牙轮钻头初始造斜，开始10m内每米记录钻压，扭矩，钻时，分析周围邻井套管走向，作好轨迹趋势预测。
钻具组合：
81/2”BIT+63/4”PDM(1.10)+81/8”STB+61/2”S.DC1+61/2”NMDC1+61/2”MWD+61/2”NMDC1+61/2”F/V+61/4”F/J+61/4”JAR+5”HWDP19
钻头型号：MX－1喷嘴：24X3
(2)先用牙轮钻头造斜至井斜100左右，确保已偏离长管井P14井井眼。
钻至造斜点前，短管井（P2）与长管井（P14）基本上平行而走，井距很小，钻头侧边与长管井偶尔接触，扭矩摆动大（300～700Amps），钻速较慢，各段钻井参数及钻速记录如下：
钻压：10～30kN排量：2000L/min顶驱转速：30r/min
井段（m）钻速(m/hr)
274.0～278.015
278.0～279.58
279.5～280.03
于280米开始陀螺定向。
第一柱（280～309m）：初始造斜朝3500方向定向，避开长管和P9、P1井。钻井参数及钻速记录如下：
钻压：10～50kN排量：1800L/min
井段（m）钻速(m/hr)
280.0～290.020
290.0～300.030
300.0～309.045
第二柱（309～337m）：造斜朝3400～3500方向定向，避开长管和P9、P1井。钻井参数及钻速记录如下：
钻压：30～50kN排量：2200L/min
井段（m）钻速(m/hr)
309.0～319.090
319.0～329.090
329.0～337.090
第三柱（337～366m）：造斜朝3400～3500方向定向，避开P9、P1井。钻井参数及钻速记录如下：
钻压：30～50kN排量：2200L/min
井段（m）钻速(m/hr)
337.0～366.0130
MWD测斜，测深：345m，井斜：9.40，方位：352.50，Gt:1.001,Bt:54.165,Dip:58.670,判断已无磁干扰，接着用MWD定向钻进，钻至422米，根据防碰计算，已偏离P14井24.80米，钻速较稳定，与邻井一致，为了提高钻井效率，起钻换PDC钻头继续定向钻进。
(3)换PDC钻头导向钻进，防碰问题已较安全，以下的轨迹控制与常规井相同。
钻具组合同前。
钻头型号：AG526喷嘴：18X2＋20X3
钻进参数：钻压：30～80kN，排量：2300L/min，顶驱转速：80～100r/min。
泥浆保持良好的润滑剂和携砂性能，与常规井基本一样。密度1.03~1.25,漏斗粘度：38~55秒，塑性粘度7~32mpa.s，屈服值：18~20pa。
4、起下钻至初始造斜段处要控制起下钻速度，防止水泥环掉落。
5、P14井完钻井深2065m，P2井完钻井深2122m,其它作业程序如短起下钻，电测，下套管与常规井作业相同。
6、7”套管悬挂器坐挂程序如下：
在下入7”套管前，应用专用回收工具回收井口头保护套。
下入冲洗钻具组合，保持泵压700－900PSI冲洗井口头处约10分钟。
作下7”套管准备并下7”套管至设计深度。
下7”套管悬挂器慢慢通过防喷器和井口头，并坐在井口头上。
手压泵对井口头试压3000psi，稳压15分钟。
按作业者要求固井。
倒开送入工具并回收。
六认识和体会
1、单筒双井技术应用于大平台丛式井布井，可大大节约钻井成本，在QK17-2油田成功地得到了应用。
2、渤海人自行设计，自行施工，应用KVAERNERNATIONAL公司的单筒双井井口装置，钻成了渤海第一口单筒双井，双井总建井周期8.67天。
3、单筒双井表层套管分管采用刚性扶正器，扶正器翼片两端倒角700，且两分管的扶正器安放位置应相互错开。
4、单筒双井的表层套管接箍外端面如磨成45o小倒角，对表层套管两分管的下入十分有利。
5、利用高精度双轴速率陀螺测量单筒双井套管井迹精度可靠，可以作为判断单筒双井分管相对位置的依据。
6、单筒双井直井段打直是十分必要的。
一九九九年九月二十九日
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中海石油技术服务定向井公司塘沽基地
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