一种适用于26英寸导管单筒双井的钻井方法

摘要

本发明公开了一种丛式井组26″导管单筒双井的钻井方法，通过利用在26″导管内安装两个9 5/8″表层套管，实现了在26″导管内钻两个8 1/2″井眼并下入5 1/2″套管固井完成的双井，采用改进的35Mpa异型套管头，形成两个独立的井口装置，突破了二开不能使用标准尺寸钻头、马达和稳定器的技术瓶颈，并能够满足后期措施改造承压70Mpa的要求，应用地面定向法(或工具面高边)配合低刚性钻具组合+磁干扰井眼轨迹控制技术和套管保护器，解决了单筒双井钻井的准确定向造斜作业和钻井防碰问题。

说明书

技术领域

本发明涉及石油勘探开发领域，尤其涉及一种适用于丛式井组26″导管的二开井单筒双井钻井方法。

背景技术

海上人工岛采用丛式井组开发，随着后期开发方案的调整，剩余井口不能满足部署新钻井的需求，在原有的26″(英寸)导管内钻单筒双井，来满足产能建设新增钻井口数的要求；按常规的一筒双井钻井工艺无法在26″导管内钻两个井眼，主要原因是26″导管内通径有限，需要下入双9 5/8″套管和具有两个分别独立的井口装置，异型井口装置要满足通过标准尺寸钻头、稳定器和井口承压能力的要求，还要确保钻井和后期油气生产过程中的井控安全要求。

由于受26″导管内径小的限制，一是安装9 5/8″表层套管时，就要使两个套管向中心靠拢才不会干涉26″井筒内壁，但向中心靠拢后又会造成上层两个套管头四通扇形法兰相互干涉，目前没有一种工艺能够实现在26″导管内安装两个9 5/8″表层套管。二是按常规标准的一筒双井钻井工艺是无法在26″导管内、实现采用占位钻具技术分别钻两个井眼的要求，需要一次性钻一个能下入两个9 5/8″套管的大井眼。三是在同一井筒里对两口井的准确定向造斜作业，从表层套管鞋至第二个井眼的造斜点，钻头与第一口井的油层套管是分离不开的，施工中垂直钻进和定向造斜井段的磁干扰给准确定向钻井和邻井防碰带来极大的难度。四是第二个井眼从表层套管鞋至造斜点有70至80米左右的重合段，钻杆接头的耐磨带(包括：钻头、马达、稳定器)在起下钻和钻进作业中始终与第一口井的油层套管产生碰撞和摩擦接触，给邻井油层套管带来不同程度的损伤。

发明内容

针对现有26″导管的井筒条件不足，本发明实施例提供了一种适用于丛式井组26″导管的单筒双井钻井方法。该方法适用于海上人工岛丛式井组的26″导管内钻单筒双井。

为解决上述技术问题，本发明实施例提供了一种适用于26英寸导管单筒双井的钻井方法，所述方法包括：

在26″(即660.4mm)导管内实现安装两个9 5/8″(即244.5mm)表层套管，二开采用81/2″(即215.9mm)井眼下入5 1/2″(即139.7mm)油层套管固井、先后完成两口井的钻井方法，其中：采用改进的35兆帕(Mpa)异型套管头与原采油井口相匹配，形成两个独立的井口装置，突破了二开不能使用标准尺寸钻头、马达和稳定器的技术瓶颈，并能够满足后期措施改造承压70Mpa的要求，大井眼双套管固井满足二开前表层套管试压的要求。

一种在26″导管内实现安装两个9 5/8″表层套管的工艺以及相关装置，使得9 5/8″表层套管不因26″导管内壁以及上层两个套管头四通扇形法兰相互干涉的限制，能够顺利的安装在26″导管内；改进的异型套管头形成了两个独立的井口装置：突破了二开不能使用标准尺寸钻头、马达和稳定器的技术瓶颈，解决了套管悬挂和井口密封的难题，采用35Mpa异型套管头能满足后期措施改造承压70Mpa的要求(改进的芯轴式悬挂器还具备防到开、防上窜功能，同时还满足防腐和丝扣保护要求，并与原采油井口相匹配)，节省井口空间，设备投入成本低，有很高的实用价值。

一种适用于在通过26″导管后、进行领眼钻进和扩眼一趟钻完成的牙轮式扩孔工器，能够顺利在26″导管内完成单筒双井所需大井眼的钻井，采用的牙轮式扩眼器替代了进口扩眼器，节约了单筒双井钻井费用、降低了施工作业难度、提高了钻井速度。

一种适用于在同一井筒里，应用地面定向法或工具面高边配合低刚性钻具组合+磁干扰井眼轨迹控制技术完成对两口井的准确定向造斜作业。磁干扰定位法主要是利用井下MWD(英文：Measure While Drilling；中文：无线随钻测斜仪)三轴磁通门计(将MWD三轴磁通门计内置在正钻井的钻具中)连续监测邻井套管的异常磁场参数，然后反演磁源方位和磁源距离，最终确定出邻井套管的异磁场信号的方位和距离，而邻井套管的异磁场信号的方位和距离，就是正钻井与邻井套管的方位和距离，通过定位正钻井与邻井套管的相对位置，以便于正钻井随时调整正钻井的钻头的方向，避免与邻井套管发生相碰撞的事故，实现正钻井与邻井防碰的有效控制。

一种适用于单筒双井钻井的套管保护器，应用套管保护器在起下钻和钻井作业中，约束钻头、马达、钻具和稳定器直接与邻井套管发生碰撞，尤其是避免了钻进中钻杆接头耐磨带对套管长时间的磨损，减少对邻井套管的损伤。

所采用的技术方案是：

一种在26″导管内实现安装两个9 5/8″表层套管的工艺以及相关装置，其特征在于：包含双井口的异型套管头、9 5/8″套管悬挂器及环空密封装置、95/8″表层套管、26″导管，9 5/8″套管悬挂器下部带长导入坡口，悬挂器与95/8″套管串连接的双公短接采用长双公套管代替，两根套管的长度要求相差0.5至1米。

所述扩眼器主要包括三牙轮领眼钻头和牙轮式扩孔工具两部分，其最大外径要能通过26″导管进行钻井作业。较佳的改进是牙轮式扩孔工具部分没有采用液压伸缩装置，而是将六个单牙轮钻头沿圆周按相距60°分布镶焊在扩孔工具主体芯轴上，每个牙轮钻头形成单独的钻井液通道。进行扩孔作业时，扩孔工具绕旋转轴进行旋转，这时钻头靠钻具的重力或动力头施加压力进行扩孔，与此同时钻井液起冷却钻头和携带岩屑的作用。

利用邻井套管发出和大地磁场相异的异常磁信号，通过正钻井MWD的三轴磁通门计，连续监测邻井的异常磁场参数，再和本地区的标准磁场参数进行对比获得差异值，通过差异值最终确定磁异常信号的真实方位和距离，而这个磁异常信号的方向和距离就是正钻井与邻井套管之间的方向和距离，根据两者的方向和距离来调整正钻井井下钻头的钻位，避免与所述邻井套管相碰。

钻杆接头的耐磨带在起下钻和钻进作业中始终与第一口井的油层套管产生碰撞和摩擦接触，给邻井油层套管带来不同程度的损伤。套管保护器作用是约束钻头、马达、钻具和稳定器直接与邻井套管发生碰撞，加在第一个井眼的油层套管上，下入位置从表层套管鞋至造斜点的重合井段，每隔5米下入一个套管保护器。

附图说明

为了更清楚地说明本发明实施例中的技术方案，下面将对实施例描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。

图1为本发明实施例中丛式井组中的单筒双井钻井示意图；

图2为本发明实施例丛式井组的单筒双井钻井方法流程图。

附图标记说明：1、26″导管，2、双井口套管头01部分，3、先实施井9 5/8″表层套管，4、后实施井9 5/8″表层套管，5、先实施井套管头02部分，6、后实施井套管头02部分，7、先实施井8 1/2″井眼，8、后实施井8 1/2″井眼，9、先实施井5 1/2″油层套管，10、后实施井5 1/2″油层套管。

具体实施方式

为了使本发明所属技术领域中的技术人员更清楚地理解本发明，下面结合附图，通过具体实施例对本发明技术方案作详细描述。

在本发明实施例中，主要是应用适用于26″导管的异型套管头、大尺寸牙轮式扩孔眼工具、大井眼双套管固井技术、地面定向法(或工具面高边)配合低刚性钻具组合+磁干扰井眼轨迹控制技术和用于单筒双井钻井的套管保护器等，实现在26″导管内进行单筒双井钻井。

本发明实施例提供了一种适用于26英寸导管单筒双井的钻井方法，该方法包括：

在26″导管内实现安装两个9 5/8″表层套管，二开采用8 1/2″井眼下入51/2″油层套管固井、先后完成两口井的钻井方法，其中：采用改进的35Mpa异型套管头与原采油井口相匹配，形成两个独立的井口装置。

综上所述，本发明实施例提供的一种适用于26英寸导管单筒双井的钻井方法，突破了二开不能使用标准尺寸钻头、马达和稳定器的技术瓶颈，并能够满足后期措施改造承压70Mpa的要求，大井眼双套管固井满足二开前表层套管试压的要求。

从图1中可以看出，图1是同一导管内两口井的示意图。

一开钻井，一次性钻一个能下入双9 5/8″套管的大井眼(直径580mm)。具体的，在26″导管1内，用17 1/2″(即444.5mm)+22 7/8″(即581.0mm)牙轮式扩孔器钻一个大井眼至设计井深，起出钻头后安装异型套管头01部分2，首先下入9 5/8″表层套管串3、再下入表层套管串4。表层套管串4比表层套管串3下深浅2至3米，两个表层套管串与芯轴式悬挂器之间分别用长度相差0.5至1米的长套管连接，为了解决在井口附近能使套管产生弯曲，消除井口中心距偏差19mm的难题，约束悬挂器强行居中能顺利坐到位；对下井的表层套管接箍台阶逐根打磨成45°导角，在异型套管头2的01部分井口、安装下表层套管的防碰保护装置，防止下套管中套管串之间及对井口的挂碰。

大井眼固井，单筒双井管串结构，套管串3装非自灌式浮箍浮鞋，管串4装自灌式浮箍浮鞋(要求始终保持自灌通道不关闭，井口有放回流控制装置)；固井水泥头接在套管串3上进行施工作业，固井打完水泥、替钻井液结束后，从管串4的井口放回流，使水泥浆进入管串4内10至15米，满足管串4二开套管试压的要求。

二开钻井，安装异型套管头02部分5和6，对表层套管串3及井口装置5试压合格后，钻第一个8 1/2″井眼7，下5 1/2″油层套管串9。从表层套管串3的表层套管鞋至造斜点的重合井段，每隔一段距离在油层套管串9上下入一个套管保护器11，该套管保护器11的外径大于油层套管串9。固井完成、候凝试压合格。

可选的，可以采用地面定向法或工具面高边的方式对8 1/2″井眼7定向造斜。

示例的，从表层套管串3的表层套管鞋至造斜点的重合井段的长度可以为70至80米，可以每隔5米在油层套管串9上下入一个套管保护器11，本发明实施例对套管保护器之间的间距不做限定。

对套管串4及井口装置6试压合格后，钻第二个8 1/2″井眼8，首先下牙轮钻头+塔式钻具组合(带MWD)钻垂直井段后，起钻换定向钻具组合定向钻井至完钻，下5 1/2″油层套管串10固井完成试压合格。

具体的，可以采用地面定向法或工具面高边配合低刚性的定向钻具组合钻井眼8的造斜井段，以减少钻具与邻井中油层套管串9发生碰撞时对邻井中油层套管串9的损伤。在井眼8的定向造斜过程中，将MWD三轴磁通门计预先内置在井眼8中，通过MWD三轴磁通门计，可以连续监测邻井中油层套管串9的异常磁场参数，利用MWD磁定位技术，可以根据异常磁场参数反演磁源方位和磁源距离。具体的，利用MWD磁定位技术，根据异常磁场参数反演磁源方位和磁源距离包括：将异常磁场参数与预设的标准磁场参数进行比较，得到参数差异值；根据参数差异值，可以确定磁源方位和磁源距离；根据磁源方位可以确定邻井中油层套管串9的异磁场信号的方位，邻井中油层套管串9的异磁场信号的方位即为邻井中油层套管串9相对于井眼8的方位；根据磁源距离可以确定邻井中油层套管串9的异磁场信号的距离，邻井中油层套管串9的异磁场信号的距离即为邻井中油层套管串9与井眼8的距离。根据所确定的邻井中油层套管串9相对于井眼8的方位与距离，可以调整井眼8定向造斜过程中定向钻具组合的方向，从而有效避免了与邻井中油层套管串9的碰撞。

需要说明的是，在起下钻和钻井作业中，套管保护器可以约束钻头、马达、钻具和稳定器直接与邻井套管发生碰撞，尤其是避免了钻进中钻杆接头耐磨带对套管长时间的磨损，减少对邻井套管的损伤。

对两口井的油层套管测声幅合格后交井。

两口井的定向造斜井段，应用地面定向法(或工具面高边)配合低刚性钻具组合+磁干扰井眼轨迹控制技术完成对两口井的准确定向造斜作业。磁干扰定位法主要是利用井下MWD三轴磁通门计(将MWD三轴磁通门计内置在正钻井的钻具中)连续监测邻井套管的异常磁场参数，然后反演磁源方位和磁源距离，最终确定出邻井套管的异磁场信号的方位和距离，而邻井套管的异磁场信号的方位和距离，就是正钻井与邻井套管的方位和距离，通过定位正钻井与邻井套管的相对位置，以便于正钻井随时调整正钻井的钻头的方向，避免与邻井套管发生相碰撞的事故，实现正钻井与邻井防碰的有效控制。

综上所述，本发明实施例提供的一种适用于26英寸导管单筒双井的钻井方法，突破了二开不能使用标准尺寸钻头、马达和稳定器的技术瓶颈，并能够满足后期措施改造承压70Mpa的要求，大井眼双套管固井满足二开前表层套管试压的要求；在起下钻和钻井作业中，利用套管保护器约束钻头、马达、钻具和稳定器直接与邻井套管发生碰撞，尤其是避免了钻进中钻杆接头耐磨带对套管长时间的磨损，减少对邻井套管的损伤；采用磁干扰定位法确定磁异常信号的真实方位和距离，从而调整正钻井井下钻头的钻位，避免与邻井套管相碰。

以上所述仅为本发明的较佳实施例，并不用以限制本发明，凡在本发明的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。