呂 廣

(中海油能源發(fā)展股份有限公司 工程技術(shù)分公司,天津 300452)

渤海油田處于高速開發(fā)上產(chǎn)階段，采用叢式井開采方式[1-2]。如何高效利用現(xiàn)有槽口資源是降本增效的關(guān)鍵。自從單筒雙井技術(shù)引入渤海地區(qū)以來(lái)，單筒雙井作業(yè)在增加平臺(tái)井?dāng)?shù)、縮小平臺(tái)面積、降低開發(fā)投資等方面都做出重要貢獻(xiàn)。但隨著渤海開發(fā)的進(jìn)程推進(jìn)，常規(guī)單筒雙井暴露出只能應(yīng)用于常規(guī)淺井的技術(shù)瓶頸。如何解決這個(gè)難題，滿足當(dāng)前井身結(jié)構(gòu)的作業(yè)需求，成為思考重點(diǎn)。經(jīng)過(guò)一系列理論推導(dǎo)及相關(guān)計(jì)算，對(duì)現(xiàn)有單筒雙井技術(shù)進(jìn)行創(chuàng)新與改進(jìn)，形成一套行之有效的單筒雙井預(yù)斜擴(kuò)眼技術(shù)。經(jīng)實(shí)踐檢驗(yàn)，該技術(shù)大獲成功，解決槽口局限難題的同時(shí)，節(jié)省大量工期費(fèi)用，對(duì)油田的穩(wěn)產(chǎn)增產(chǎn)做出了巨大貢獻(xiàn)，具有廣闊的推廣前景。

1 渤海油田單筒雙井技術(shù)應(yīng)用現(xiàn)狀

渤海油田常規(guī)表層套管下深為155～260 m，表層套管下深過(guò)淺，對(duì)應(yīng)平原組地層松散、承壓能力低，存在嚴(yán)重井控與溢油風(fēng)險(xiǎn)。由于渤海油田鉆遇多套差異性較強(qiáng)地層層系，開發(fā)過(guò)程中注采關(guān)系復(fù)雜，所以對(duì)于同槽口中2個(gè)相對(duì)獨(dú)立井筒來(lái)說(shuō)風(fēng)險(xiǎn)更加嚴(yán)峻。渤海油田曾發(fā)生過(guò)在鉆遇鄰井套管時(shí)，由于淺部地層承壓能力低，造成溢流后壓井壓漏近平臺(tái)海底地層；鉆遇注水高壓層溢流壓漏套管鞋處地層。因此，單筒雙井表層套管下深能夠提高套管鞋處承壓能力，降低井控風(fēng)險(xiǎn)。對(duì)應(yīng)到軌跡上中完井深則已處在造斜段，如不造斜軌跡將難以滿足油藏需求，所以單筒雙井表層預(yù)斜加深勢(shì)在必行。在實(shí)施過(guò)程中存在作業(yè)難點(diǎn)為：

(1)防碰形勢(shì)嚴(yán)峻[3-4]，預(yù)斜效果難以保證。隨著叢式井作業(yè)的推廣和平臺(tái)井?dāng)?shù)大幅增加，作業(yè)成本得到顯著降低，但防碰問(wèn)題也日益嚴(yán)峻，如某大型平臺(tái)單平臺(tái)槽口數(shù)已達(dá)96口，其槽口間距僅為1.8 m×2.0 m，具體如圖1所示。渤海油田開發(fā)主要以油田群形式進(jìn)行[5]，致使防碰問(wèn)題增加了相鄰平臺(tái)因素，而且渤海油田表層段主要以疏松砂、泥巖混層為主，地層軟，預(yù)斜效果差。

圖1 渤海某油田群軌跡示意圖

Fig.1TracediagramofagroupofoilfieldsinBohaiSea

(2)大尺寸鉆具剛性強(qiáng)，造斜及擴(kuò)眼難度大。由于單筒雙井作業(yè)過(guò)程中所用鉆具規(guī)格最大處達(dá)φ762 mm～φ914.4 mm[6-7]，存在鉆具剛性過(guò)強(qiáng)的情況，無(wú)法完成大尺寸鉆具直接造斜和擴(kuò)眼。井斜及重力的共同作用使先下入的套管躺在下井壁，后下入的套管下入過(guò)程中很可能會(huì)卡在第1根套管接箍上，造成套管下入困難。因此，需要改進(jìn)管串組合，達(dá)到作業(yè)需求。固井過(guò)程需要封固同一井筒內(nèi)的兩套管串，由于單流閥的存在，常規(guī)固井技術(shù)每次僅能對(duì)一個(gè)套管串進(jìn)行有效封固，既不能滿足固井質(zhì)量要求，又不能保證下一開管鞋處地層承壓能力。因此，常規(guī)固井方式無(wú)法滿足單筒雙井固井作業(yè)。

2 技術(shù)適用性分析

針對(duì)上述作業(yè)難點(diǎn)與瓶頸，對(duì)原有常規(guī)單筒雙井作業(yè)工藝[8-10]進(jìn)行重大調(diào)整，摒棄鉆進(jìn)與擴(kuò)眼在一趟鉆具中完成的作業(yè)模式，改為由馬達(dá)造斜鉆具完成表層預(yù)斜作業(yè)，再由專門的擴(kuò)眼鉆具完成擴(kuò)眼作業(yè)；針對(duì)性加工鉆井及固井用新型環(huán)板，結(jié)合其它措施，保障套管的順利下入；再由特殊的固井工藝完成同井眼內(nèi)兩套管串的一并封固。具體為：

(1)甄選擴(kuò)眼鉆具、優(yōu)化組合形式，使擴(kuò)眼鉆具與造斜鉆具剛性相近，同時(shí)減弱鉆具攻擊性。此舉大幅提高引導(dǎo)作用，有效降低出現(xiàn)新井眼幾率；配合合理擴(kuò)眼參數(shù)，在兼顧井眼安全的基礎(chǔ)上，盡量降低鉆具及水力效應(yīng)對(duì)原井眼的破壞和沖刷，保持原井眼造斜效果。

(2)使用新型環(huán)板。在安全前提下，結(jié)合作業(yè)特點(diǎn)，對(duì)井口環(huán)板進(jìn)行創(chuàng)造性加工，保障短筒井套管扶正器順利進(jìn)入；對(duì)下入套管串進(jìn)行預(yù)倒角處理，有效降低套管間阻掛情況的出現(xiàn)。此外精細(xì)化套管設(shè)計(jì)由專業(yè)軟件計(jì)算，以指導(dǎo)套管串扶正器加放，同時(shí)合理利用灌漿液密度差，做到減小套管掛碰幾率，保障套管串的順利下入。

(3)針對(duì)單筒雙井固井工藝。從技術(shù)角度進(jìn)行完善，使之滿足同井眼內(nèi)兩套管串同時(shí)封固的作業(yè)要求，并且保障管鞋附近的固井質(zhì)量。

3 工程應(yīng)用技術(shù)措施

3.1 井眼預(yù)斜技術(shù)

針對(duì)上部地層松軟、造斜困難現(xiàn)狀，從理論計(jì)算和實(shí)施參數(shù)上進(jìn)行精細(xì)化選擇。

3.1.1 理論計(jì)算 渤海常規(guī)一開井眼尺寸為φ444.5 mm，所用造斜鉆具組合如圖2所示。

圖2 渤海油田常用造斜鉆具結(jié)構(gòu)示意圖

Fig.2AschematicdiagramofthestructureofthecommonlyusedslantingdrillingtoolsinBohaiOilfield

由圖2所示的幾何關(guān)系可以得出：

β=αc/(b+c)(1)

式中，β為2個(gè)穩(wěn)定器之間連線與彎角前半段的夾角，(°)；b為下穩(wěn)定器到馬達(dá)彎角距離，m；c為馬達(dá)彎角到上穩(wěn)定器距離，m；α是馬達(dá)本身的彎角，即螺桿鉆具的彎度，(°)。

造斜鉆具造斜率計(jì)算公式為：

K=200(β-Δθ1+Δθ2)/(24π)(2)

式中，K為造斜鉆具造斜率,(°)/(30 m)；θ1、θ2分別為工具角。

Δθ1=180S1/(24π)[1/a+1/(b+c)](3)

式中，S1為鉆頭與井眼的間隙，mm；a為鉆頭到下穩(wěn)定器(馬達(dá)自帶的穩(wěn)定器)的距離，m。

Δθ2=180S2/(24π)×1/(b+c)(4)

式中，S2為上扶正器與井眼的間隙，mm。

對(duì)于φ444.5 mm井眼，S1通常取值6.35 mm。由于既要保證足夠造斜率，又要避免全角變化率過(guò)大產(chǎn)生新井眼，因此不考慮鉆井參數(shù)和地層影響，選擇不同尺寸上扶正器能夠取得理想造斜率。渤海上扶正器通常選取φ406.4 mm，則S2為44.45 mm。既要保證預(yù)斜成功，又要考慮直井段鉆進(jìn)安全，為防止溢流時(shí)隨鉆測(cè)斜儀器損害，在馬達(dá)和第2個(gè)扶正器之間加上1個(gè)浮閥，測(cè)量出c為7.8 m。理論設(shè)計(jì)最大造斜率K為3.3(°)/(30 m)，將以上數(shù)據(jù)代入式(2)，得知α為1.5°螺桿鉆具的K為5.3(°)/(30 m)，完全符合設(shè)計(jì)要求。通過(guò)查閱馬達(dá)手冊(cè)可得a為2.07 m，b為2.43 m。為了降低φ444.5 mm井眼預(yù)斜作業(yè)防碰風(fēng)險(xiǎn)，采用機(jī)械鉆速低的牙輪鉆頭，一旦出現(xiàn)鉆遇鄰井套管征兆，立即提離井底，利于鄰井安全。為保證井眼造斜率，降低水力效應(yīng)對(duì)表層沖刷，采用不安裝水眼牙輪鉆頭，同時(shí)降低排量。

3.1.2 操作細(xì)節(jié) 根據(jù)井身結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)，加深調(diào)整后一開中完井深普遍在300～400 m，造斜點(diǎn)為180 m。造斜點(diǎn)前保證井眼垂直，需要充分發(fā)揮鉆具鐘擺作用，使用鉆壓小于5 t。從攜砂角度考慮，在不超過(guò)隨鉆測(cè)斜儀器極限排量4 000 L/min的條件下，排量越大越好。

常規(guī)測(cè)井工具須在無(wú)磁環(huán)境工作，由于表層作業(yè)受到鄰井套管磁干擾，采用陀螺定向是行之有效的解決手段。根據(jù)前期渤海表層作業(yè)經(jīng)驗(yàn)，陀螺定向鉆進(jìn)時(shí)工具面穩(wěn)定情況下，優(yōu)化滑動(dòng)參數(shù)為排量2 400～2 500 L/min，鉆壓4～5 t。為保證預(yù)斜成功，造斜滑動(dòng)鉆進(jìn)時(shí)，前2柱鉆桿不進(jìn)行倒劃眼，保證形成造斜趨勢(shì)；從第3柱開始排量提高到2 800～3 000 L/min，鉆進(jìn)至中完井深400 m左右預(yù)計(jì)井底井斜角為21°～22°，滿足井眼軌跡需求。

3.2 擴(kuò)眼的關(guān)鍵技術(shù)

擴(kuò)眼關(guān)鍵在于鉆具剛性設(shè)計(jì)，以理論數(shù)據(jù)為指導(dǎo)進(jìn)行擴(kuò)眼鉆具的工具選擇，并配合優(yōu)化參數(shù)控制等措施，使擴(kuò)眼鉆具與馬達(dá)鉆進(jìn)鉆具剛性相接近，以期達(dá)到正常擴(kuò)眼效果。

3.2.1 擴(kuò)眼工具的甄選 目前渤海油田單筒雙井?dāng)U眼技術(shù)應(yīng)用廣泛，常規(guī)單筒雙井?dāng)U眼鉆具組合[11-12]有2套方案。其一為：φ127.0 mm 加重鉆桿×17+φ203.2 mm 隨鉆震擊器+φ127.0 mm加重鉆桿×6+φ203.2 mm變扣接頭+φ203.2 mm鉆鋌+φ203.2 mm變扣接頭+φ850.9 mm 擴(kuò)眼器+φ660.4 mm 擴(kuò)眼器+φ203.2 mm變扣接頭+φ203.2 mm鉆鋌×2+φ412.8 mm 扶正器+φ203.2 mm變扣接頭+φ203.2 mm引鞋。其二為：φ127.0 mm加重鉆桿×16+φ203.2 mm 隨鉆震擊器+φ203.2 mm定向接頭+φ203.2 mm 非磁鉆鋌+φ203.2 mm 鉆鋌×4+φ762.0 mm 擴(kuò)眼器+φ203.2 mm變扣接頭+φ660.4 mm 變扣接頭+φ444.5 mm 扶正器+φ203.2 mm浮閥+φ203.2 mm引鞋。

在綜合分析以上鉆具組合基礎(chǔ)上，提出新型單筒雙井?dāng)U眼鉆具組合：φ127.0 mm 加重鉆桿×14+φ203.2 mm 變扣接頭+φ203.2 mm 隨鉆震擊器+φ203.2 mm 非磁鉆鋌+φ203.2 mm 隨鉆測(cè)斜+φ203.2 mm 非磁鉆鋌+φ762.0 mm 擴(kuò)眼器+φ203.2 mm變扣接頭+φ203.2 mm 鉆鋌+φ203.2 mm 浮閥+425.45 mm 扶正器+φ203.2 mm 短鉆鋌。

經(jīng)數(shù)據(jù)計(jì)算和工具修正后，最終確認(rèn)新提出的鉆具組合更加貼近原馬達(dá)鉆具的剛性和撓性，具體如圖3所示。新鉆具具體優(yōu)勢(shì)及對(duì)應(yīng)分析如下：為了引導(dǎo)整個(gè)鉆具組合，使其擴(kuò)眼鉆具更好沿老井眼下鉆，在φ425.5 mm穩(wěn)定器下面加1根短鉆鋌，可以降低擴(kuò)眼器鉆出新井眼幾率；φ762.0 mm擴(kuò)眼器已經(jīng)滿足擴(kuò)眼需要，且其下面φ425.5 mm穩(wěn)定器起到居中引導(dǎo)作用，所以不必再加入φ660.4 mm擴(kuò)眼器；穩(wěn)定器沒必要加兩根鉆鋌，1根就能夠滿足作業(yè)需求，使擴(kuò)眼器以下長(zhǎng)度與長(zhǎng)套管深度和短套管深度的差值相當(dāng)，將2趟擴(kuò)眼作業(yè)簡(jiǎn)化為1趟擴(kuò)眼到位；擴(kuò)眼器上面加上隨鉆測(cè)斜儀器，保證擴(kuò)眼過(guò)程隨時(shí)監(jiān)測(cè)軌跡情況，為及時(shí)調(diào)整作業(yè)施工參數(shù)提供依據(jù)。

圖3 三種鉆具剛性及撓性對(duì)比

Fig.3Comparisonofrigidityandflexibilityofthreedrillingtools

3.2.2 現(xiàn)場(chǎng)作業(yè)的技術(shù)要點(diǎn) φ444.5 mm尺寸預(yù)斜鉆具出井立于鉆臺(tái)，起鉆期間拆大小頭及閉路井口。擴(kuò)眼鉆具入井小排量2 000 L/min探到泥面，后調(diào)整擴(kuò)眼參數(shù)為鉆壓3～5 t、排量4 200 L/min、轉(zhuǎn)速50～60 r/min。期間每鉆完1柱替入稠海水膨潤(rùn)土漿8～10 m3清潔井眼。上部地層較軟，造斜困難，因此進(jìn)入造斜井段后保持鉆壓大于3 t。擴(kuò)眼到底后，替入稠海水膨潤(rùn)土漿20 m3清潔井眼，短起下鉆至井底，充分循環(huán)后井筒內(nèi)墊滿稠膨潤(rùn)土漿。每2柱測(cè)斜1次，確保擴(kuò)眼前后測(cè)斜數(shù)據(jù)吻合。

3.3 套管下入的關(guān)鍵工藝

在預(yù)斜大井眼中成功下入套管的關(guān)鍵在于井口環(huán)板的設(shè)計(jì)與加工，以及針對(duì)套管下入輔助。

3.3.1 新型鉆井及固井用井口環(huán)板 以往單筒雙井為減少同一井筒內(nèi)長(zhǎng)短套管間的刮碰問(wèn)題會(huì)在短套管上添加扶正器起到居中作用，但現(xiàn)有常用環(huán)板通孔的設(shè)計(jì)限制了扶正器尺寸，進(jìn)而影響了扶正器的扶正居中效果，導(dǎo)致兩套管間的刮碰問(wèn)題依舊突出。另外，常規(guī)井口環(huán)板還存在套管下入不暢、坐掛困難等問(wèn)題。

為克服目前存在的上述缺點(diǎn)，重新設(shè)計(jì)、加工單筒雙井鉆井與固井用井口環(huán)板，如圖4所示。該環(huán)板本體同一中心線位置設(shè)有2個(gè)直徑不同的圓形通孔作為套管下入孔，其中，大直徑套管下入孔的直徑為450±10 mm，以保證理想規(guī)格的套管扶正器的正常通過(guò)和使用；小直徑套管下入孔的直徑為370±10 mm，以方便套管串的正常下入；環(huán)板本體頂面上設(shè)有支撐肋板，用以支撐單筒雙井套管頭；環(huán)板本體底面設(shè)有限位固定擋塊，當(dāng)將其插入隔水套管內(nèi)后，可起到固定及防止橫向晃動(dòng)的作用。環(huán)板本體的同一中心線位置設(shè)有2個(gè)直徑不同的套管下入孔，由于兩者的幾何中心相距較遠(yuǎn)，可有效分離相鄰的兩個(gè)套管串，大幅降低同一井筒內(nèi)兩個(gè)套管之間的刮碰幾率，達(dá)到利于套管串下入和坐掛的效果，為單筒雙井預(yù)斜技術(shù)提供技術(shù)保障。

圖4 新式單筒雙井環(huán)板示意圖

Fig.4Schematicdiagramofnewtypeannularplateofsinglebarrelanddoublewell

3.3.2 套管扶正及居中技術(shù) 基于兩套管間接箍阻掛難題，從扶正器有一定支撐效果，柔性較好出發(fā)，考慮使用套管扶正器對(duì)整個(gè)套管串進(jìn)行支撐，使套管彎曲控制在扶正器厚度以內(nèi)，以此減小套管接箍間相互掛碰的幾率，進(jìn)而保障套管的順利下入。同時(shí)扶正器扶正效果也會(huì)提升套管居中度和固井質(zhì)量。

3.3.3 套管輔助下入技術(shù)

(1)首先坐φ914.4 mm×φ339.7 mm大環(huán)板，中間小環(huán)板根據(jù)長(zhǎng)、短管及定向井設(shè)計(jì)落實(shí)好方向。

(2)設(shè)計(jì)下入長(zhǎng)套管串，φ339.7 mm套管串組合為浮鞋+浮箍+倒角套管，下至396.6 m；聯(lián)頂節(jié)送入井口坐環(huán)板。下入長(zhǎng)管時(shí)用海水膨潤(rùn)土漿連續(xù)灌漿，保證套管串沉在下井壁。

(3)設(shè)計(jì)下入短套管串，φ339.7 mm套管串組合為引鞋+單根×2+3 m短套管(扶正器)+單根×2+3 m短套管(扶正器)+3 m短套管(扶正器)+單根×2+3 m短套管(扶正器)+倒角套管，使用φ406.4 mm剛性扶正器，下至380.6 m后坐環(huán)板。下短管過(guò)程中利用密度差避免短管與長(zhǎng)管的摩擦和掛碰，如果遇阻后多上下活動(dòng)，嘗試改變不同角度下放，達(dá)到通過(guò)阻點(diǎn)的目的[11]。

3.4 表層固井關(guān)鍵工藝

套管下入后，如何在同一時(shí)間封固兩套管串，同時(shí)保證固井質(zhì)量，是單筒雙井模式固井作業(yè)成敗的關(guān)鍵。固井目的是用水泥漿封固套管串和已鉆井眼之間的環(huán)空，起到穩(wěn)固井眼井壁，保證后續(xù)作業(yè)順利進(jìn)行。由于單流閥的存在，常規(guī)固井技術(shù)每次僅能對(duì)一個(gè)套管串進(jìn)行有效封固，若使用常規(guī)方法對(duì)兩個(gè)套管串進(jìn)行固井，則會(huì)無(wú)法有效封固套管環(huán)空及套管鞋處，這樣既不能滿足固井質(zhì)量要求，也不能為后續(xù)作業(yè)提供安全保障。

新型單筒雙井表層固井工藝將單筒雙井鉆井與固井用井口環(huán)板坐在隔水套管上，用于固定長(zhǎng)短套管串，具體如5所示。分別在長(zhǎng)套管和短套管內(nèi)注滿海水，對(duì)固井管道通水試壓后向長(zhǎng)套管內(nèi)泵注先行水，向長(zhǎng)套管內(nèi)泵注水泥漿后釋放頂替膠塞泵注海水，水泥漿進(jìn)入短套管串中封固。海水將長(zhǎng)套管內(nèi)水泥漿頂替出浮鞋，進(jìn)入兩套管串與井筒內(nèi)壁組成的環(huán)空內(nèi)，同時(shí)頂替膠塞抵達(dá)套管內(nèi)浮箍位置并形成密閉空間，候凝，完成固井作業(yè)。其中，套管下入及固定要注意細(xì)節(jié)，由環(huán)板本體上的小直徑套管下入孔下放長(zhǎng)套管串，該長(zhǎng)套管串的構(gòu)成從下至上依次為浮鞋、安裝有套管扶正器的單根套管、浮箍和經(jīng)倒角處理的多根套管，作業(yè)期間頂替膠塞由井口水泥頭處向套管內(nèi)投放，其最終位置是浮箍上端；待長(zhǎng)套管串到位后坐入補(bǔ)心，固定長(zhǎng)套管串；移井架后，由環(huán)板本體上的大直徑套管下入孔下放短套管串，該短套管串的構(gòu)成從下至上依次為引鞋、安裝有套管扶正器的單根套管，以及經(jīng)倒角處理的多根套管，待短套管到位后坐入補(bǔ)心，固定短套管串[13-14]。

新型固井工藝的運(yùn)用，可同時(shí)完成同一井眼中兩口井的表層套管封固作業(yè)，保證作業(yè)安全且滿足套管浮鞋處固井質(zhì)量，井口平臺(tái)施工不占鉆機(jī)時(shí)間，有效提高單筒雙井作業(yè)時(shí)效，節(jié)省鉆機(jī)費(fèi)用及油田開發(fā)成本。

圖5 單筒雙井管串示意圖

Fig.5Schematicdiagramofsingleshaftanddoublewellstring

4 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用與效益評(píng)價(jià)

通過(guò)多項(xiàng)技術(shù)的改進(jìn)，單筒雙井表層預(yù)斜擴(kuò)眼技術(shù)已構(gòu)建完成。并于渤海A油田進(jìn)行成功應(yīng)用，不僅高效順利的完成單筒雙井表層作業(yè)，同時(shí)良好的固井質(zhì)量也有效保障了后續(xù)作業(yè)安全。其中在擴(kuò)眼效果、作業(yè)時(shí)效及套管下入等方面效果顯著。首先，新技術(shù)順利完成造斜擴(kuò)眼任務(wù)，同時(shí)擴(kuò)眼后井斜與預(yù)斜時(shí)井斜相同，未出現(xiàn)前期作業(yè)擴(kuò)眼后井斜下降及新井眼的情況。其次，應(yīng)用新技術(shù)作業(yè)井次在鉆進(jìn)及擴(kuò)眼時(shí)效、下套管時(shí)效和整體時(shí)效等多個(gè)方面大幅提高[15]，具體如圖6所示。

圖6 機(jī)械鉆速、下套管速度及整體時(shí)效對(duì)比

Fig.6Mechanicaldrillingspeed,casingcuttingspeedandoverallaging

單筒雙井表層預(yù)斜擴(kuò)眼技術(shù)在渤海油田進(jìn)行了大規(guī)模推廣使用。作業(yè)順利高效，取得了顯著的工程效果和經(jīng)濟(jì)效果。新技術(shù)的優(yōu)越性十分突出。工程方面，作業(yè)極限中完井深由226 m提高至392 m；造斜能力方面，作業(yè)預(yù)斜極限由12°提高至16°；作業(yè)時(shí)效方面效果更加顯著，表層作業(yè)鉆井工期由平均5.17 d下降至2.04 d，A油田本批次應(yīng)用新技術(shù)進(jìn)行19個(gè)槽口作業(yè)累計(jì)節(jié)約工期約60 d。僅以工期折算費(fèi)用，共計(jì)節(jié)約費(fèi)用約5 400萬(wàn)元(鉆井船及其它服務(wù)按90萬(wàn)元/d計(jì)算)。

5 結(jié)論

海洋石油開采是一項(xiàng)高投入、高風(fēng)險(xiǎn)的行業(yè)。如何降本增效，提高現(xiàn)場(chǎng)資源利用效率是企業(yè)首要關(guān)心的任務(wù)，單筒雙井表層預(yù)斜擴(kuò)眼技術(shù)是大尺寸槽口高效利用的唯一選擇，可以顯著提高作業(yè)時(shí)效，提升作業(yè)價(jià)值，對(duì)于渤海各油田解決預(yù)留井槽不足、產(chǎn)能下降問(wèn)題意義重大。單筒雙井表層預(yù)斜作業(yè)降低了表層防碰作業(yè)風(fēng)險(xiǎn)，節(jié)省了大量槽口資源，為油田提供了更大開發(fā)調(diào)整空間，并節(jié)約了成本，提高了開發(fā)效率。

(1)優(yōu)化擴(kuò)眼鉆具組合有效降低表層擴(kuò)眼作業(yè)新井眼出現(xiàn)幾率，極大提高作業(yè)安全性。

(2)表層預(yù)斜擴(kuò)眼技術(shù)造斜能力滿足復(fù)雜井眼軌跡要求，增加了表層中完井深。對(duì)于海上老油田日趨嚴(yán)峻的防碰形勢(shì)具有很高的技術(shù)價(jià)值，保證表層定向造斜井段井眼安全。

(3)配套固井工藝保證表層套管鞋處封固效果良好，極大地提高了工程質(zhì)量。

(4)現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用表明，與傳統(tǒng)單筒雙井技術(shù)相比，采用預(yù)斜擴(kuò)眼技術(shù)能夠縮短鉆井周期，提高作業(yè)效率，經(jīng)濟(jì)效益顯著。

[1] 閆鐵,徐婷,畢雪亮,等.叢式井平臺(tái)井口布置方法[J].石油鉆探技術(shù),2013,41(2):13-16.

Yan T,Xu T,Bi X L,et al. Wellhead arranged method of cluster well pad[J].Petroleum Drilling Techniques,2013,41(2):13-16.

[2] 李濱,劉書杰,耿亞楠,等.海上油田叢式井平臺(tái)位置優(yōu)化方法研究與應(yīng)用[J].中國(guó)海上油氣,2016,28(1):103-108.

Li B,Liu S J,Geng Y N,et al. Research and application of platform location optimization for cluster wells in offshore oilfields[J].China Offshore Oil and Gas,2016,28(1):103-108.

[3] 王曉鵬.渤海油田新型防碰管理模式淺談[J].天津科技,2015,42(7):86-88.

Wang X P. Discussion on a new management model of cluster-wells’ anti-collision in Bohai oilfield[J]. Tianjin Science & Technology,2015,42(7):86-88.

[4] 韓雪銀,付建民,鐘帆,等.叢式井防碰技術(shù)在金縣1-1油田的應(yīng)用[J].中國(guó)海上油氣,2014,26(5):70-75.

Han X Y,Fu J M, Zhong F,et al. Application of anti-collision solution for cluster wells in JX1-1 oilfield[J].China Offshore Oil and Gas,2014,26(5):70-75.

[5] 楊保健,劉寶生,付建民,等.海上平臺(tái)超大尺寸預(yù)留隔水導(dǎo)管井槽高效利用技術(shù)[J].石油工程建設(shè),2016,42(3):23-25.

Yang B J,Liu B S,Fu J M,et al. Efficiently utilizing reserved drilling slot on offshore platform for ultra-large riser[J].Petroleum Engineering Construction,2016,42(3):23-25.

[6] 葉周明,劉小剛,崔治軍,等.大尺寸井眼鉆井工藝在渤海油田某探井中的應(yīng)用和突破[J].石油鉆采工藝,2014,36(4):18-21.

Ye Z M,Liu X G,Cui Z J,et al. Application and breakthrough of large-size hole drilling technology in some exploration well in Bohai oilfield[J].Oil Drilling & Production Technology,2014,36(4):18-21.

[7] 劉小剛,崔治軍,陶林,等.渤海油田科學(xué)探索井井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化設(shè)計(jì)[J].斷塊油氣田,2011,18(5):663-665.

Liu X G,Cui Z J,Tao L,et al. Optimization design of wellbore structure for scientific exploration well in Bohai oiifield[J].Fault-Block Oil & Gas Field,2011,18(5):663-665.

[8] 韓耀圖,龐明越,林家昱,等.井槽高效利用技術(shù)在渤海油田海上平臺(tái)的應(yīng)用[J].重慶科技學(xué)院學(xué)報(bào)(自然科學(xué)版),2017,19(3):12-18.

Han Y T,Pang M Y,Lin J Y,et al. Application of efficient utilization technology of well slots in offshore platform of Bohai oilfield[J].Journal of Chongqing University of Science and Technology(Natural Science Edition),2017,19(3):12-18.

[9] 姜偉.單筒雙井鉆井技術(shù)在渤海油田的應(yīng)用[J].石油鉆采工藝,2000(1):9-13.

Jiang W. Application of twinhole-in-monobore technology in offshore Bohai oilfield[J].Oil Drilling & Production Technology,2000(1):9-13.

[10] 李凡,趙少偉,張海,等.單筒雙井表層預(yù)斜技術(shù)及其在綏中36-1油田的應(yīng)用[J].石油鉆采工藝,2012,34(S1):12-15.

Li F，Zhao S W，Zhang H,et al. Preventive oblique technology of single hole double wells surface and its application in suizhong 36-1 oilfield[J].Oil Drilling & Production Technology,2012,34(S1):12-15.

[11] 董星亮，曹式敬，唐海雄，等．海洋鉆井手冊(cè)[M]．北京：石油工業(yè)出版社，2011：51-53．

[12] 祝效華,朱虎軍,司念亭,等.擴(kuò)眼器在定向造斜段的應(yīng)用可行性研究[J].海洋石油,2008,28(4):96-98.

Zhu X H,Zhu H J,Si N T,et al. Research on reamer’s applicability in directional kick off intervals [J].Offshore Oil,2008,28(4):96-98.

[13] 張晉凱,周仕明,陶謙,等.套管低偏心度下的水泥漿頂替界面特性研究[J].石油機(jī)械,2016,44(7):1-6.

Zhang J K,Zhou S M,Tao Q,et al. Cement displacement interface characteristics under low casing eccentricity in horizontal well[J]. China Petroleum Machinery,2016,44(7):1-6.

[14] 劉北強(qiáng).單筒雙井固井技術(shù)在海上油田的應(yīng)用[J].石化技術(shù),2016,23(10):288.

Liu B Q.Application of the well cementation techniques for twin holes in monobores in Bohai oilfield[J].Petrochemical Industry Technology, 2016,23(10):288.

[15] 王寶毅,李建輝,張敏峰.單筒雙井技術(shù)應(yīng)用及經(jīng)濟(jì)性分析[J].鉆井液與完井液,2011,28(S1):51-53.

Wang B Y,Li J H,Zhang M F.Application and economic analyzing of single-conductor and double-wells technology[J].Drilling Fluid & Completion Fluid,2011,28(S1):51-53.