东海某井斜向器顶部变形处理的若干启发.pdf

文章编号：1008-2336（2023）02-0079-05东海某井斜向器顶部变形处理的若干启发陈刚（中海油能源发展股份有限公司上海工程技术分公司，上海200941）摘要：套管内斜向器开窗侧钻技术是目前国内应用最广最多的侧钻技术，也是最成熟的一种技术，但是在使用过程中也出现了各种各样的的问题，斜向器的顶部变形、窗口不规则、斜向器转向等均容易造成起下钻过窗口遇阻情况。该文通过借鉴其他海域、陆地油田经验，结合现场判断，成功处理了东海某井因斜向器顶部变形而造成下钻过开窗点遇阻的复杂情况，给类似问题的处理提供了借鉴和启发。关键词：开窗侧钻；斜向器顶部变形；复杂情况中图分类号：TE243文献标识码：ADOI:10.3969/j.issn.1008-2336.2023.02.079SomeInspirationsonDeformationTreatmentofTopofWhipstockinaWellinEastChinaSeaCHENGang（Engineering Technology Shanghai Branch,CNOOC EnerTech-Drilling&Production,Shanghai 200941,China）Abstract:ThesidetrackingdrillingtechnologyofcasinginternalobliquedeviceisthemostwidelyusedsidetrackingtechnologyinChina,anditisalsothemostmaturetechnology.However,therearealsovariousproblemsintheusingprocess.Thetopdeformationofthewhipstock,theirregularwindow,andthesteeringofthewhipstockarealllikelytocausetheresistanceofthetripthroughthewindow.Inthispaper,bydrawingontheexperienceofotherseaandlandoilfields,combinedwithon-sitejudgment,thecomplexsituationsofdrillingthroughthewindowpointblockedbythedeformationofthetopofthewhipstockinawellinEastChinaSeaissuccessfullyhandled,whichprovidesreferenceandinspirationforthetreatmentofsimilarproblems.Keywords:windowsidetracking;topdeformationofthewhipstock;complexsituation1基本情况东海某井表层一开 17.5井眼定向钻进，中完后下入 13-3/8套管，进行固井封固，最终套管下深2045.28m。安装井口期间对套管试压无法稳压，发现套管漏失，漏失点位于 1952.35m 以下。为确保后续作业安全正常进行，在漏点位置挤注水泥封固，刮管后，下入斜向器进行开窗侧钻1。该井井身结构如图1所示。本井段实钻轨迹情况见表 1。本井使用的斜向器示意及实物如图 2 所示。组合开窗工具2，开窗钻具组合：XZ-311 复合铣锥+ZZX-311 钻柱铣+8NMDC4+8震击器+8变扣（631DSHT55）+5-1/2HWDP14。下钻，探斜向器实际顶位置位于 1973.58m。开窗钻进至 1979.33m时遇卡，成功解卡后钻进无进尺，起钻检查，出井铣收稿日期：2021-10-12；改回日期：2021-12-16作者简介：陈刚，男，1989 年生，本科，工程师，2012 年毕业于中国石油大学（北京）石油工程专业，主要从事海上钻井工程作业监督及管理。E-mail：。转盘面:0 m海平面:48 m泥面:131.7 m隔水管:195 m斜向器顶部深度:1 973.58 m13-3/8”套管:2 045.28 m图1实钻井身结构及斜向器位置Fig.1Theactualdrillingbodystructureandthepositionofthewhipstock第 43 卷第 2 期Vol.43No.22023年6月OFFSHOREOILJun.2023锥外径 310mm（磨损 1mm），钻柱铣外径 311mm（磨损 1mm）。下入新铣锥继续开窗，开窗钻进至1980.58m，修窗，至停泵、停转上提下放无异常，开转扭矩平稳，结束后起钻。出井铣锥外径 310mm（磨损 1mm），钻柱铣外径 309mm（磨损 2.5mm）。上下窗口深度分别为 1973.58、1977.15m。开窗结束后，组合第一趟钻，钻具组合：12-1/4PDC 钻头（CK506DXSSUT）+9-5/8PDM（1.25）+8F/V+12-1/8STB+8NMDC+8-1/4Telescope+8NMDC+8-1/4（Filtersub）+7-3/4（F/J+JAR）+X/O（631DSHT55）+5-1/2HWDP17，本趟下钻过窗口无异常，到底后进行二开钻进；钻进至 2598m，起钻更换 BHA，起钻过窗口无异常。更换 BHA 后，进行下钻，钻具组合：12-1/4PDC钻头（CKS605DXSSUT）+9Xceed（进钻头扶正器外径 12-1/8）+8-1/4Telescope+8NMDC+8-1/4(Fil-terSub)+8F/V+7-3/4(F/J+JAR)+X/O（631DSHT-55）+5-1/2HWDP17；过窗口时，未见遇阻显示。钻进到 3090m 后，进行短起下钻，起钻进窗口内（窗口上一柱），未有过提显示。保养钻台设备之后下钻，计划恢复钻进，下钻至 1974.21m（斜向器顶深 1973.58m）过窗口时出现遇阻3显示，遇阻 5t，活动无法通过，进行处理。2处理过程2.1原钻具尝试通过本次下钻，在过窗口前接立柱时校深1946.58m，下钻至 1974.21m 遇阻。Xceed 近钻头扶正器中部距离钻头距离 0.72m（0.4m+0.32m），斜向器顶深1973.58m，遇阻位置 1974.21m。下钻遇阻时，钻头与Xceed 进入上窗口0.63m（1974.211973.58m），Xceed 近钻头扶正器处于上窗口位置，Xceed 尺寸示意图如图 3 所示。遇阻后（转盘面钻杆划线），上提钻具，使用不同参数进行反复尝试下钻。Xceed 近钻头扶正器钻头钻头长度:248 mm1.16 m1.13 m0.73 m0.52 m0.28 m0.4 m0.32 m0.24 m0.56 m0.2 m258 mm308 mm194 mm0.4 m0.32 m图3Xceed 尺寸示意图Fig.3Xceedsizeschematicdiagram尝试逐步增加下压吨位 13t，多次活动未果，上提钻具悬重无异常，设扭矩最大至 14kNm，下压1t，尝试拨转（空转扭矩 8kNm），钻具仍然无法下行；汇报陆地后逐步增加下压吨位（19t），钻表1侧钻点附近实钻井眼轨迹Table1Welltrajectorynearsidetrackingpoint测深/m井斜/方位/垂深/m偏距/mN/S/(m)E/W/(m)狗腿度/(/30m)1617.7523.41113.691580.62237.85132.87197.280.781647.1323.91112.821607.53249.44137.52208.110.621675.6424.21112.51633.57260.87142218.840.341704.2724.66113.231659.63272.54146.6229.750.571761.7522.89109.261712.24295.29155.02251.321.251790.3423.15108.741738.55306.2158.66261.90.351819.0123.4110.291764.89317.31162.44272.570.691847.6523.93109.231791.12328.6166.33283.390.711876.1524.36109.331817.13340.04170.18294.390.451904.6324.24109.821843.08351.57174.1305.440.251933.4624.77110.151869.32363.37178.19316.670.571990.5223.24110.491921.44386.31186.25338.440.812019.1123.37110.031947.7397.49190.17349.050.232047.5522.84108.151973.86408.51193.82359.60.962076.2423.03107.242000.28419.5197.22370.250.42图2斜向器示意及实物图Fig.2Schematicdiagramandphysicaldiagramofthewhipstock 80 2023年6月头下行至 1974.47m。遇阻位置移至 1974.47m 时，Xceed 近钻头扶正器和钻头已经通过上窗口。（1）开泵排量 10003500L/min，逐步增加下压吨位(9t 以内)，遇阻点未发生变化，无法通过；（2）开排量 2000L/min，下压 0.53t，设定限扭值 10kNm，拨转钻具，顶驱蹩停，未能通过；开排量小转速下放多次无法通过；（3）调整 Xceed 工具面与斜向器坐挂工具面一致，开泵再次尝试下压、拨转等方式，遇阻点未发生变化。根据 Xceed 尺寸形状，结合最新遇阻深度位置（1974.47m），计算 Xceed 近钻头扶正器与钻头已通过上窗口，判断遇阻可能是由于窗口存在单向卷边。根据上述数据分析，怀疑窗口出现变形（斜向器顶部卷边），由于钻具组合刚性较大从而在此处发生阻卡。因现场没有修窗工具，决定按照修窗程序进行修窗。修窗参数：钻压 12t，排量 3000L/min，泵压 10MPa，转速 4090r/min，扭矩 710kNm；修窗过程中钻压超过 1t，钻具蹩跳明显，降低钻压 1t以内修窗，振动筛处见少量铁屑；最终钻具下行至1974.62m，下行较为困难。考虑到 Xceed 扶正套相对薄弱，长时间在上窗口旋转容易发生次生情况，决定起钻检查。起钻至井口，起钻过程中检查钻具无异常；Xceed 上、下扶正套无磨损，MWD、Xceed 本体及扶正套无划痕；PDC 钻头内排齿崩齿、断裂严重，外排齿部分崩齿，钻头保径无磨损；钻头出井评价：8-1-CT-A-X-I-LT-HP。2.2下第一趟铅模打印（7-3/4铅模）由于现场没有修窗工具和 12-1/4井眼铅模，决定利用等待工具期间下 7-3/4铅模。铅模 BHA：7-3/4铅 模+X/O(411DSHT55)+5-1/2 HWDP14+5-1/2 DP，下钻至 1975.23m 遇阻，下压 2t 打印，起钻检查。出井铅模形状如图 4 所示。长 7 cm宽 4 cm中间槽最深 0.7 cm图47-3/4铅模出井形状Fig.47-3/4leadmoldoutofthewellshape压痕呈半圆状，长 7cm，宽 4cm，压痕槽中间最深 0.7cm，与斜向器顶部形状相似，初步判断遇阻位置为斜向器顶部。2.3下第二趟铅模打印（11-3/4铅模）为进一步确认遇阻位置情况，使用大尺寸 11-3/4铅模 BHA 继续打印，钻具组合：11-3/4铅模+F/V（631630）+X/O(631DSHT55)+5-1/2HWDP14+5-1/2DP，下钻至 1975.23m 遇阻，下压 3t 打印，起钻检查。出井铅模形状如图 5 所示。图511-3/4铅模出井情况Fig.511-3/4Leadmoldoutofthewell压痕呈半圆状，长 9cm、宽 4cm、深 1.1cm，位于井筒接近中间位置，形状与第一次打印基本相同，但相对位置不同。进一步证实了斜向器出现了问题。2.4下第三趟铅模打印（11-3/4铅模，带 MWD）经过两趟铅模遇阻深度、形状以及铅模位置分析，分析有两种可能：（a）斜向器下行且可能轻微转向；（b）斜向器顶部被磨薄，发生弯曲。为了进一步验证，决定继续进行打印（带MWD4），主要目的是验证是否转向。组合铅模BHA，钻具组合：11-3/4铅模+F/V（631630）+MWD+滤网短节+X/O(631DSHT55)+5-1/2HWDP14+5-1/2DP。根据前期下斜向器工具面位置，摆MWD 工具面与斜向器一致，进行每柱钻杆划线下钻。下钻至 1967.18m 校深，开泵摆 MWD 工具面至右40，与斜向器坐挂方位一致；继续下钻，提前一柱校深（1967.18m），开排量至 2600L/min，上下活动传递扭矩，工具面摆至右 40，停泵，开始下钻；下钻至 1975.36m 遇阻，下压 3t 打印，起钻检查。出井铅印形状如图 6 所示。压痕长 7.5cm，宽 3cm，压痕槽中间最深 0.5cm，且根据压痕方向，与斜向器顶部形状比对，判断斜向器未发生转动。判定斜向器顶部发生变形导致下钻遇阻，决定下入开窗工具（铣锥、钻杆铣）进行修窗，磨铣变形的斜向器顶部，尽量让斜向器顶部再次贴住套管内壁。2.5下 13-3/8套管修窗工具修窗钻具组合：XZ-311 复合铣锥+ZZX-311 钻柱铣+8DC3+7-3/4（F/J+JAR）+8变 扣（631DSHT55）+5-1/2HWDP16，入井铣锥外径 311mm，钻杆铣外径 312mm。第 43 卷第 2 期陈刚.东海某井斜向器顶部变形处理的若干启发 81 下钻探斜向器顶部深度：1975.35m，划眼修窗自1975.35m 至1985m，划眼参数：排量3600L/min，转速 10r/min，扭矩 810kNm，划眼通过后，上提至斜向器顶部，停转下放遇阻，反复尝试无法通过，进行修窗作业5。修窗期间，每改变转速修整窗口后，均上提至斜向器顶部，停转下放，多次无法通过斜向器顶部（1975.07m，多次尝试遇阻位置基本不变），100r/min修窗后，上下均可通过；修窗期间，扫稠浆清洁井眼。修窗至最后，扭矩波动较小且平稳；停转上提至斜向器顶部，停泵停转、开泵停转下放，过斜向器均无阻挂显示，反复尝试多次未出现阻挂，决定修窗结束，进行起钻。2.6下牙轮钻头进行通井（带捞杯）为确保修窗产生的铁屑返出干净，下入随钻打捞杯进行打捞6，同时下入牙轮钻头通井。钻具组合：12-1/4牙轮钻头（CX20 休斯镶齿）+9-5/8随钻打捞杯+8F/V+12-1/8STB+8DC3+7-3/4(F/J+JAR)+X/O（631DSHT55）+5-1/2HWDP16；在下钻1975.16m遇阻，活动无法通过，尝试不同方式下钻，尝试不同排量、变换不同角度、下压 0.51t 拨转等方法通过，通井下钻至井底后，循环处理泥浆，并进行捞杯打捞动作3。钻进新地层 2m，扭矩等各参数平稳，无蹩跳现象，循环至振动筛处返出干净后，起钻。过窗口无阻挂，下放尝试通过斜向器顶部再次遇阻，尝试不同参数后通过。起钻至井口检查随钻打捞杯内有无铁屑等异物。根据遇阻情况来看，经过修窗、通井等作业过程，斜向器变形部位对后续钻具组合的通过影响较小，能够满足后续作业要求，本次处理过程结束。3原因分析本次钻头过窗口遇阻，无法继续下入，尝试改变不同吨位、拨转、上下活动、钻头修窗等措施，均未能有效解决，怀疑为套管开窗处卷边变形或斜向器转向。后续下入三趟铅模打印，通过铅模打印出的印痕、MWD 高边与斜向器朝向方位的对比，判断确认：斜向器顶部发生弯曲变形，是导致本次钻头过窗口遇阻的原因。此处发生弯曲变形图7斜向器顶部发生弯曲变形Fig.7Bendingdeformationoccursatthetopofthewhipstock本次组合为开窗结束后进行的第三趟钻，前两趟组合在井下总旋转时间约 90h。斜向器顶部为高强度碳合金钢材质，虽强度较高，但在较长的旋转时间下，钻具会对其产生一定的磨损，导致斜向器顶部变薄，强度进一步减弱。PDC 钻头为不规则状，易磕碰到斜向器。本次下钻速度较快，虽遇阻吨位很小，但在斜向器顶部变薄、强度变弱的情况下，极易发生弯曲形变，使钻头无法通过，导致复杂情况产生。4经验和启发（1）海上钻完井作业物料的运输完全依靠供应船进行保障，工具从基地准备开始到作业现场需要一定的准备周期，若无工具可用，现场停工等待时间较长，损失大。本次复杂情况处理中，因现场没有修窗工具，不得已使用 PDC 钻头按照修窗程序进行修窗，未达预期效果，钻头磨损较严重。因此针对海上使用的一些特殊工具，比如本口侧钻井，在开窗结束后，建议现场应至少备用一整套开窗、修窗工具至本井段作业全部结束。（2）过斜向器及窗口应严格控制遇阻吨位和速度，严禁硬压。考虑钻具长度误差，在过窗口前 5m就应提前放慢速度，避免对斜向器顶部产生破坏，导致或加剧顶部弯曲变形。较小的遇阻吨位能够有效避免顶部变形加剧，为后续处理创造空间。（3）在出现过窗口遇阻情况时，应起钻至窗口上方，转动钻具来调整角度再去尝试。大部分开窗井，均为定向井，使用旋转导向（Xceed、PD 等）、马达组合进行钻进。此种组合钻头与定向工具本体扶正器较近（通常钻头与扶正器距离在 0.5m 以内）刚性强。MWD 高边方向出井斜向器顶部印痕图611-3/4铅模出井情况Fig.611-3/4Leadmoldoutofwellsituation 82 2023年6月通过转动钻具组合角度，以期达到使斜向器顶部位于钻头两刀翼、扶正器流道中间，以便顺利过窗口7。（4）下钻过窗口等重要位置时，建议采用方入式方法来精确计算深度，本次复杂情况先期遇阻仅采用录井深度和井口划线的方式，导致和后续铅模打印等深度出现差别（误差可达 30cm）。在出现过窗口异常时，通过精确计算深度，根据遇阻点深度的变化，能够准确判断斜向器有无松动下行，从而排除斜向器坐挂不牢发生下沉的可能性。（5）斜向器的朝向方位是通过 MWD 来确认的8，方位确定后，坐挂结束斜向器朝向不会再发生变化。因此处理类似斜向器遇阻复杂情况时，下入“铅模+MWD”组合对斜向器和窗口情况进行验证，是一个有效的判断手段。铅模打印斜向器顶部形状和朝向，对比原坐挂朝向，能够直观判断是否是斜向器转动导致的遇阻，这能为后续的处理指明方向。（6）常规斜向器材质强度较高，但长时间的钻具磨损会导致其变薄，其他地域井已出现因材质问题导致本体发生断裂的先例9，因此后续可从材质硬度、耐磨性及热硬性等方面，继续完善斜向器材质10，提高强度和耐磨性，避免再次发生此类情况。参考文献：聂翠平,谢锴.钻井技术套管开窗工艺J.云南化工，2018，45（7）：126-127.1龚建凯.国内侧钻井开窗工具技术现状及发展趋势J.中国石油和化工标准与质量，2020，40（1）：233-234.2孙献兵.八面河油田139.7mm套管开窗侧钻井复杂情况分析J.中国石油和化工标准与质量，2012，32（4）：205.3陈虎,和鹏飞,万圣良.不明确落物打捞技术在渤海S井的应用J.科技创新与应用，2016，6（34）：97.4马立,王昆剑,刘鹏飞,等.大斜度井开窗侧钻技术及其在渤海油田的应用J.石油工业技术监督，2023，39（2）：78-81.5王青宇.小型井下落物的处理方法及E49井处理实践J.中国石油和化工标准与质量，2013，34（4）：141-142.6许迪,史富全,隋成龙,等.套管开窗井旋转导向钻具过窗口问题分析及应对措施J.石油工业技术监督，2022，38（3）：17-19.7赵苏文,段泽辉,顾纯巍,等.Hydraulic套管开窗工具在南海西部油田的首次应用J.海洋石油，2010，30（3）：84-87.8李涛,徐卫强,苏强.超深井155V高钢级厚壁套管开窗技术J.复杂油气藏，2022，15（1）：96-100.9高思洋.连续管侧钻开窗斜向器设计与工艺研究D.北京:中国石油大学(北京),2016:14.10(上接第 47 页)（3）从开发效果来看，无论厚油层有无隔层，优先射开底部油层更有助于提高采收率。在射孔优化选择上，无隔层的厚油层首选 II 类避射方式，I 类避射方式不可取；有隔层的厚油层，III、IV 类避射方式均可选择。（4）聚驱开发中，采取“避射+补射”的射孔组合方式可有效提高油层均衡动用程度，避免聚合物的低效、无效循环，提高聚合物的利用率，开发效果好。参考文献：陈晶,湛祥惠.化学驱微观剩余油启动顺序及驱油效果实验研究J.海洋石油，2018，38（2）：46-53.1岳湘安,张立娟,刘中春,等.聚合物溶液在油藏孔隙中的流动及微观驱油机理J.油气地质与采收率，2002，9（3）：4-6.2宋考平,杨二龙,王锦梅,等.聚合物驱提高驱油效率机理及驱油效果分析J.石油学报，2004，25（3）：71-74.3夏惠芬,刘潇潇,徐淼,等.非均质储层中聚合物流度控制对驱油效4果影响J.石油化工高等学校学报，2015，28（3）：70-73,85.李桂娟,陈德宫,朱洪刚,等.复合射孔技术在扶余油田高含水开发后期的应用J.中外能源，2013，18（7）：46-49.5赵敏娇,潘国华.高含水后期厚油层水平井射孔层段优选设计J.大庆石油地质与开发，2006，25（3）：60-61.6王欣然,蔡晖,李彦来,等.早期注聚油田射孔组合方式优化研究J.天然气与石油，2019，37（3）：70-77.7文健,昌峰,王庆勇.平湖油气田油藏射孔方案优化研究J.石油勘探与开发，2000，27（3）：70-71,87.8刘庆红,王金影,丁辉.模拟射孔技术在三次加密调整方案中的应用J.大庆石油地质与开发，2003，22（4）：29-31.9殷代印,周轩.应用分步射孔改善油层动用不均匀现象研究J.石油化工高等学校学报，2016，29（1）：41-45,52.10蔡燕杰,赵金亮,关悦.孤岛油田中一区聚合物驱油井见效特征及影响因素J.石油勘探与开发，2000，27（6）：63-64.11侯维虹.聚合物驱油层吸水剖面变化规律J.石油勘探与开发，2007，34（4）：478-482.12徐新霞.聚合物驱“吸液剖面反转”现象机理研究J.特种油气藏，2010，17（2）：101-104.13第 43 卷第 2 期陈刚.东海某井斜向器顶部变形处理的若干启发 83