和鹏飞

三维水平井A45H深层防碰预防及处理技术

和鹏飞

中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司（天津300452）

针对渤海调整井钻井井眼防碰问题，通过老井陀螺复测轨迹、出台设计阶段和实施阶段、井眼碰撞后应急处理指导文件等手段，从技术和管理上对浅层防碰做了有效规避。但深部井段防碰（井眼防碰点在测深1 000 m以下的井）不同于浅部防碰，具有钻井参数反应滞后、分析判断干扰因素多等难点，现场操作处于被动防碰阶段，通过对定向井深层井眼防碰钻前数据比对、分析，优化轨迹控制、绕障措施，以某A45H井着陆段和水平段的防碰控制措施为例，进行技术分析和探讨。得出：与深层防碰相比浅层防碰技术更多体现在陀螺定向和绕障措施的制定，深层防碰技术更多体现在轨迹控制和深层防碰征兆的观察上；深层防碰需要更加认真的考虑实际轨迹的控制，在实际轨迹控制过程中向有利于防碰方向进行偏离；深层防碰作业过程中，需要根据最新的实测数据和近钻头数据实时扫描防碰问题，并做预测；当前在渤海区域，采用的防碰技术都是被动式的，建议研究主动式的防碰技术即可能解决防碰问题的声波探测防碰技术、电磁波探测防碰技术、射线探测防碰技术的应用。

渤海油田；调整井钻井；井眼防碰

丛式井技术是海上油田开发的主要模式，尤其是小井距密集丛式定向井技术在渤海地区广泛应用，即井距1.5 m×1.7 m。丛式井具有井数多、井距小的特点，定向井浅层防碰问题极为突出，近几年来随着陀螺测轨迹、陀螺定向工艺、集束预斜等技术的广泛应用，以及针对防碰制定的规程越来越完善，浅层防碰风险在渤海得到有效规避[1-5]。但是随着开发的深入，调整井呈现的井网加密特性在目的层附近得以集中，因此出现了比较严重的深层防碰问题[6-8]。对于深层防碰问题定义为防碰点位于井眼轨迹测深大于1 000 m的防碰问题。

深层防碰最大的特点是随着井深的增加，浅层很明显的防碰征兆在深层逐步淡化，各类因素叠加出现，使地面判断出现复杂性[9-10]。这种变化的主要表现有：在渤海地区很多井随着井深的增加，因为井眼轨迹、井眼清洁状况以及地层不均质等问题的存在，旋转钻进时地面扭矩总会有一定波动，而出现深层井眼防碰征兆时，因为井深较深，干扰因素较多而导致地面扭矩等参数不明显；随着井深的增加钻具蹩跳也会变的不明显，和浅层有明显区别；钻压有增无减，钻速变慢是观察到的现象，但是钻遇不均质夹层也会如此，信息叠加时需要仔细甄别；对于大斜度井和水平井在深部井段的返砂本身存在很大难点，对于出现防碰征兆以后的，根据返砂判断受到迟到时间和返砂难的双重影响，这对及时作出判断有较大的影响；地面无法直接监测邻井的套管声音。在浅层可以通过专人值守监听被防碰井的套管声音辅助判断防碰情况，但对于深层防碰问题，由于井深的原因是没有办法通过聆听到被碰撞井套管有敲击声音来判断。

1 陀螺测斜仪在渤海油田的应用现状

1.1MWD测斜仪的局限性

钻井过程中测量井眼轨迹、井斜角和方位角的主要仪器有随钻MWD和无线陀螺仪器。随钻MWD仪器是利用三轴磁通门测定方位角和三轴加速度计测量井斜角，具有集成化和实现随钻测斜的方法。该方法中方位角易受到附近套管等的磁干扰影响而导致数据误差偏大，井斜角不受磁干扰影响。海上钻井均为大规模的丛式井，井槽之间距离在1.5～2.0 m之间，因此在表层浅部井段钻井时MWD的方位角误差太大。此外丛式定向井、水平井根据靶点设计轨迹，一般在120～300 m不等的深度造斜偏离，也就是从直井段造斜为斜井段，此过程需要确定造斜的方位，即定向过程。由于造斜点附近丛式井邻井套管集中，MWD方位角必然偏差极大，一般渤海采用有线陀螺仪器确定方位同时复测上部的轨迹情况。

1.2渤海常用陀螺测斜仪的概况

陀螺测斜系统是20世纪80年代初才发展起来的一种不受地质和周围环境影响的测斜系统。早期使用的陀螺测斜仪，称为框架式陀螺测斜仪。它有2个缺点：测量过程繁琐，待陀螺仪下井之前要多次校陀螺北向基准点，测量完成之后，拿到地面，陀螺还要再次进行校准，以补偿误差数据；结构上的内外框支承的摩擦力造成陀螺漂移较大，使其不仅精度低而且直径较大。为此研制了没有内外框架、将转子悬挂在与驱动电机隔开的弹性支承上的挠性陀螺。再利用动力调谐抵消弹性支承的正弹性力矩，使转子所受到的弹性约束近似为零[11-12]。这就是现在世界各大仪器生产厂商大力发展的速率陀螺。

KEEPER是美国科学钻井公司生产的第三代自寻北速率陀螺。具有自动寻北，测量速度快，精度高，适用范围广，运行稳定等特点。可以用于定向及井眼轨迹的测量。牢固的结构设计使KEEPER能够用于随钻导向钻井，从直井段过渡到水平段的整个过程中KEEPER能以高达152.4 m/min的线速测量,在获得连续的测量信息的同时而不会受到磁场干扰[13]。

KEEPER陀螺主要由地面和井下部分组成。地面部分有地面计算机、数据采集箱(110 V)、供电箱(110 V或220 V)、深度计算器、司钻读数器。井下部分有引鞋＋减振器＋下部扶正器＋保护筒（陀螺＋探管）＋上部扶正器＋供电短节＋电缆头。

1.3陀螺仪在深部井段的局限性

目前大规模使用的陀螺仪均采用电缆输送，即有线陀螺仪，满足随钻使用的陀螺仪国内尚在研发阶段。对于浅部防碰，有线陀螺仪满足作业需要，但是对于深层防碰，目前仍有很大的局限性。防碰出现后，首要的是明确2口井之间的相对空间位置关系，明确的前提是轨迹参数的准确性，即井斜角、方位角和深度，此时受邻井磁干扰随钻MWD方位角数据必然有误差。因此如果能够在深层防碰中使用陀螺仪器确定轨迹参数是非常有必要的，但从目前技术和操作上实现该方案仍有一定难度。对于1 000 m以后的防碰点，从井身结构来讲，渤海常规表层套管下深在400 m左右，因此深层防碰点所处裸眼段较长；对于丛式井轨迹设计，1 000 m以后一般一次造斜已经结束，该段属于稳斜井段，对于水平井及大斜度井作业量年均过半的渤海油田，裸眼电缆仪器下入到位的可能性较低。此外，即便采用钻杆内下入测斜，此方法也是在操作上可行，但在风险管控上不可行，因为陀螺仪器入井后在直井段先进行自寻北，操作时间在0.5 h左右，此时钻杆不能活动，否则陀螺仪受震动干扰而寻北失败，长时间钻杆在裸眼内静止而导致钻具黏卡的风险极高。

目前随钻陀螺仪在国内尚属于初期阶段，渤海油田近年开展了相关研究，设计了随钻陀螺仪井下和地面设备，并在一口井中进行了测试，具有一定的成果，但尚未达到工业化规模应用[14]。国外主要以美国陀螺数据公司开发的随钻系列陀螺仪为主，先进程度高于国内，但也处于不断应用试验不断改进的阶段，还未做到技术成熟[15]。因此针对目前的深层防碰，从前期的邻井轨迹数据分析、新钻井轨迹深化设计和随钻过程的轨迹优化调整是应对的主要手段和措施。

2 井眼深层防碰技术在A54H井的探索

2.1着陆段轨迹井眼防碰控制技术

2.1.1 着陆段轨迹设计

A54H井一开深度350 m中完。着陆段及水平段轨迹设计如表1。

2.1.2 着陆段防碰分析

对A54H井轨迹进行防碰扫描，分析与邻井的防碰扫描图（图1）、分离系数图（图2）以及防碰报告，得出的防碰数据见表2（数据分析井段：1 000～ 2 511.52 m）。

表1 A54H井着陆段及水平段井眼轨迹设计

图1 A54H井井眼轨迹防碰距离扫描图

图2 A54H井井眼轨迹防碰分离系数图

分析防碰报告,参考与A53H(未钻井)井和BZ28 -2S-A6H（完钻井）的空间位置关系，可以得知轨迹在2 511.52 m之前为着陆点；与BZ28-2S-A6H的水平段的深层防碰表现有:在2 225 m之后，分析系数小于1.50，2口井之间的最小的垂差为24.54 m；与A53H井轨迹的防碰主要体现是在2 173.23 m处有交叉；在2 105～2 250 m之间分离系数小于1.5大于1.13，2口井的分离主要是垂深上的分离。

2.1.3 着陆井段轨迹控制与防碰处理

1）A54H井Φ311.2 mm井段使用旋转导向组合：Φ311.2 mmPDC钻头+Φ228.6 mm旋转导向工具+Φ209.6 mm地质导向工具+Φ209.6 mmMWD工具+Φ203.2 mm无磁钻铤+Φ203.2 mm随钻机械震击器+变扣接头+Φ139.7 mm加重钻杆14根。

表2 A54H井井眼防碰分析

2）针对防碰形势和现场实际作业情况，制定了深层防碰措施：①根据本井防碰分析，在实际轨迹控制上，着陆作业过程中按照控制轨迹，控制轨迹走设计线右边，这样有利于减小防碰风险。②钻进过程中，随时根据最新的实测数据和近钻头数据实时扫描防碰问题。③深部出现防碰的可能征兆：MWD测量的当地磁场强度值超出正常值±2%；A6H井生产参数发生异常波动（建议采油平台进行观察）；返出岩屑中含有水泥或铁屑；钻速突然变慢，泵压、扭矩变化异常，钻具有蹩跳现象；油层中实时的电测电阻率异常。④出现防碰征兆之后，立即停止钻进，上提钻具2 m，同时降低泵排量和转速，禁止在井底大排量循环。复测并确认地球磁场强度值。用高黏高切钻井液循环携砂，观察返出岩屑中是否有水泥和铁屑含量。根据测量数据重新进行防碰扫描分析。

采用如上的深层防碰措施，在油藏地质导向的指导下，顺利在2 533 m着陆，深层防碰作业取得了良好的结果。

2.2水平段轨迹控制与防碰处理

2.2.1 水平段轨迹设计

A54H井着陆作业之后，因为油藏有了新的认识，故为油藏提供了新的靶点的数据，根据已钻轨迹做优化设计轨迹（表3）。

2.2.2 防碰分析

调整靶点前，水平段主要与A6H与A5H 2口井有深层防碰问题。其中，与A5H防碰主要体现在2口井水平段末端在垂直距离上一直相差21～22 m，故这2口井的深层防碰问题不是很严重；与A5H的防碰是水平段的防碰重点。主要表现有：A5H在2 707.81 m与A6H即最小的距离点在方位上有交叉（图3），2口井的分离系数在0.402～0.595；分离距离由33.50 m降至20.88m再增至41.30 m；在2 533 ～2 743 m与A6H井3 237～3 007 m（水平段）的分离系数在0.511～0.599，垂差在20.88～22.29 m；在2 743～2 911.73 m与A6H井在3 007～2 846 m（着陆井段）分离系数由0.576降至0.402再增至0.557，垂差从21.12 m降至8.08 m，若水平段加深的话垂深更近，防碰风险越来越严重。

表3 A54H井水平段井眼轨迹设计

图3 A54H水平段调整靶点前垂直投影图

调整靶点后，防碰重点依然是与A6H的防碰问题，防碰风险加剧。主要表现有：调靶前2口井的分离系数在0.402～0.595，调靶后2口井分离系数在0.348～0.544；调靶前分离距离由33.50 m降至20.88 m再增至41.30 m，调靶后分离距离由33.50 m降至19.15 m再增至40.70 m；

在2 533～2 743 m与A6H井3 216～3 007 m（水平段）的分离系数在0.493～0.544，垂差在18.94～ 22.08 m；在2 743～2 911.73 m与A6H井在3 007～ 2 846 m（着陆井段）分离系数由0.517降至0.348再增至0.541，垂差从18.94 m降至4.16 m，与调靶之前相比防碰风险更加严重；在2 803 m之后，2口井的垂差就开始小于15 m。

由以上分析结果可见，深层防碰风险更加严重。

2.2.3 水平段轨迹控制与防碰处理

1）钻具组合。A54H井Φ215.9 mm井段使用旋转导向组合：Φ215.9 mmPDC钻头+Φ171.5 mm旋转导向工具+Φ171.5 mm地质导向工具+Φ171.5 mm MWD工具+Φ171.5 mm无磁钻铤+Φ171.5 mm随钻机械震击器+变扣接头+Φ139.7 mm加重钻杆14根。

2）防碰技术措施：①根据本井防碰分析，在实际轨迹控制上，控制轨迹走设计线右边，垂深靠上，有利于交叉后的分离距离的增加，减小防碰风险。②水平段不加深，加深水平段会使防碰风险增加，相对减少水平段长度有利于减小防碰风险。③钻进过程中，随时根据最新的实测数据和近钻头数据实时扫描防碰问题。④钻进至最小分离系数点2 803 m（即垂差开始小于15 m）之后，采取每半柱一个测点的加密测量模式。⑤深部出现防碰的可能征兆：MWD测量的当地磁场强度值超出正常值±2%；A6H井生产参数发生异常波动；返出岩屑中含有水泥或铁屑；钻速突然变慢，泵压、扭矩变化异常，钻具有蹩跳现象，实时电阻率测井数据有异常的变小的趋势甚至趋于零。⑥出现防碰征兆之后，立即停止钻进，上提钻具5 m，同时将泵排量降至400 L/min，并降低转速，禁止在井底大排量循环；复测并确认地球磁场强度值；用高黏高切钻井液循环携砂，观察返出岩屑中是否有水泥和铁屑含量；根据测量数据重新进行防碰扫描分析。⑦本井水平段备用牙轮钻头。

针对制定的防碰措施，在水平段钻进过程中，实际的轨迹一直控制在设计轨迹的右边；旋转导向近钻头方位的数据相对比较稳定，在钻进过程中一直关注近钻头方位是否有异常变化；水平段钻进至2 903 m完钻。

4 结论与建议

1）深层防碰与浅层防碰有比较大的区别，主要是防碰征兆的不同。与深层防碰相比浅层防碰技术更多体现在陀螺定向和绕障措施的制定，深层防碰技术更多体现在轨迹控制和深层防碰征兆的观察上。深层防碰作业过程中，如果使用旋转导向，近钻头方位数据是否有异常变化可以作为深层防碰的一个的征兆；有实时电阻率测井作业时，电阻率有异常的变小的趋势甚至趋于零。

2）深层防碰需要更加认真的考虑实际轨迹的控制，在实际轨迹控制过程中向有利于防碰方向进行偏离。

3）深层防碰作业过程中，需要根据最新的实测数据和近钻头数据（使用旋转导向时）实时扫描防碰问题，并做预测。

4）当前在渤海区域，采用的防碰技术都是被动式的，建议研究主动式的防碰技术，即可能解决防碰问题的声波探测防碰技术、电磁波探测防碰技术、射线探测防碰技术的应用。

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本文编辑：尉立岗收稿日期：2016-12-13

For the borehole collision prevention in the drilling of adjustment wells in Bohai oilfield,the shallow anti-collision was effectively avoided from the technology and management through gyro testing of old well trajectory,the development of guidance documents for the design and construction of well trajectory and the emergency treatment of borehole collision.However,the deep anticollision(collision prevention point is deeper than 1 000 m)is different from shallow anti-collision,because of the lagging of drilling parameter response and the numerous interference factors of analysis and judgment,the site anti-collision construction is always passive.Taking horizontal well A45H as an example,the borehole collision prevention measures in landing section and horizontal section were discussed by analyzing borehole data and optimizing welltrajectory.It is held that,the shallow anti-collision technology is reflected more in the development of gyro orientation and obstacle avoidance measures,while the deep anti-collision technology is reflected more in the control of well trajectory and the observation of deep collision signs;the deep anti-collision needs to well control the actual trajectory to leave the collision direction;the deep anti-collision needs to scan real time the latest measured data and the near bit data to predict collision;the anti-collision technologies currently applied in Bohai area are all passive,it is suggested to study and apply the active anti-collision technologies such as the acoustic detection anti-collision technology,the electromagnetic wave detection anti-collision technology,the X-ray detection anti-collision technology,etc..

Bohai oilfield;drilling of adjustment well;borehole collision prevention

贾强

2017-02-08

和鹏飞（1987-），男，工程师，主要从事海洋石油钻井技术监督与管理工作。