1. 引言
为解决海上钻井平台槽口数量限制问题、提高大尺寸槽口的利用率，冀东油田自2019年在南堡1-3导管架开发井中首次应用单筒双井占位钻具技术，整体应用效果良好，但在施工过程中出现了挤压同一井口槽内邻井套管，导致套管变形破损等问题，本文总结了施工经验，提出该技术施工要求，这对后续单筒双井安全施工具有参考意义。
Figure 1. Schematic diagram of platform wellhead planning
图1. 平台井口规划示意图
2. 基本情况
2.1. 概况
NP1-3导管架平台位于南堡油田1-3区，导管架平台布置口井15口，平台井口规划示意图见图1，共设置9个井口槽，单个井口槽距离纵向2.2 m，横向2.7 m，距离近、位移小，实现平台整托批量实施钻井计划，其中3口评价井均为单筒单井，12口开发井均为单筒双井，该平台施工井平均井深3150米，采用单筒双井占位钻具技术，利用表层批钻施工、优选钻头型号、使用水力振荡器等工具、技术，比常规井施工，实际钻井周期缩短25%、机械钻速提高8%、完井周期缩短20%，实现钻完井周期30天以内，取得了较好的应用效果。
2.2. 占位钻具设备简介
使用占位钻具的单筒双井钻井技术中占位钻具是关键设备， [1] 其主要的作用是在第一口井钻井施工中为井槽内待钻的第二口井预留钻柱和套管串的通道位置 [2] ，并在固井时循环出导管鞋处多余的水泥浆。占位钻具串组合：钻具堵头 + 钻杆 + 占位块(3~4个) + 钻杆 + 悬挂器等工具组成，结构见图2所示。通过占位块实现待钻井眼的填充，控制实施井钻具在井内的形态和位置，为待钻井施工提供预先的畅通通道。使用占位钻具后，配合相关钻井技术，能够满足表层闭路钻进 [3] 、造斜钻进等施工要求。
Figure 2. Structure diagram of occupying drilling tool
图2. 占位钻具结构图 [4]
Figure 3. Schematic diagram of the first opening wellhead device
图3. 一开井口装置示意图
2.3. 单筒双井井口情况
使用占位钻具进行单筒双井钻井施工，冀东油田本次隔水管设计为φ925 mm尺寸，下入φ339.7 mm表层套管，设置2个φ422 mm井口孔，实现使用单个套管头来实施两口钻井施工的任务。单筒双井占位钻具井口双孔基座坐于φ925 mm隔水管顶部，单个通孔尺寸为φ422，隔水管内径为875 mm，设计占位钻具最大外径φ406 mm，一开钻头尺寸为φ406.4 mm，一开井口结构 [5] 见图3。
3. 施工难点
3.1. 井眼碰撞风险高
井口密集分布，地下井网交叉穿行，并且单筒双井上部井段并行施工，由于井眼尺寸大，浅层平原组地层造斜困难，施工受磁干扰及防碰距离近等因素影响，防碰难度较大。
3.2. 固井水泥易窜槽
南堡1-3导管架面积约25平米，设计施工15口井，表层大井眼尺寸密集施工，在导管架一开施工造成浅层井段地层掏空 [6] ，在后期施工井在固井打水泥、循环钻井液等情况，易发生窜槽，影响邻井施工。
4. 现场出现问题
4.1. 基本情况
施工井口槽为S9单井双筒分别为S9-1和S9-2井。S9-2井先期完井，2019年该井进行两次投产、射孔作业，均使用密度1.03 g/cm³的过滤海水。后移井架至S1井口实施S1-2井，在S1-2井表层固井过程中发现在S9-1隔水内有返浆情况，S1-2和S9-1水泥浆发生窜槽情况，后S9隔水内测得水泥返高59 m。在S9-1井施工钻水泥塞至井深95 m，发生钻具蹩跳，停止钻进上提钻具观察，发现出口流量增加，气体探测仪器检测到甲烷气体，钻头挤压相邻单筒双井S9-2井导致套管变形破损。两口井井身结构情况见表1、表2。
Table 1. Actual wellbore structure of S9-2 well
表1. S9-2井实际井身结构
Table 2. Actual wellbore structure of S9-1 well
表2. S9-1井设计井身结构
4.2. 施工复杂发生过程
1) S9-1采用地面划线摆工具面法，与S9-2井呈60˚夹角摆工具面下钻进行一开钻水泥塞作业；扫塞至94.6 m，排量93S PM (29 L/s)，泵压3~5 MPa，期间钻具蹩跳，间歇蹩压，专人观察、收集高架槽强磁打捞情况，未见明显铁屑，准备起钻换常规钻具；
本趟钻具组合：Φ406.4 mm G115L牙轮钻头 + Φ244 mm马达(1.5˚) + 631/630浮阀 + Φ203.2 mm无磁钻铤 + Φ203.2 mm无磁悬挂短节 + 631/410无磁接头 + Φ127 mm加重钻杆。
2) 常规钻具低转速钻水泥塞，避免破坏套管；钻头下至94.6 m，排量29 L/s，泵压2 MPa，转速40 rpm，蹩跳无进尺，现场分析为第一趟由于定向摆工具面与S9-2井呈60˚夹角，夹角小钻水泥塞造斜，形成窄间隙造成钻头碰撞表层套管和隔水导管，准备起钻重新摆方位破坏水泥环；
本趟钻具组合：Φ406.4 mm GA115L牙轮钻头 + 730/630转换接头 + 631/630浮阀 + Φ203.2 mm螺旋钻铤(3根) + 631/410转换接头 + Φ127 mm加重钻杆。
3) 下入动力钻具组合，采用地面划线摆工具面法，与S9-2井呈180˚夹角，增大工具面夹角保证钻头与表层套管尽量分离，并再次清理66 m~92.5 m水泥塞。钻具下至94.6 m，排量22 L/s，泵压2.5 MPa，钻具蹩跳，现场分析认为第一趟钻钻水泥塞造斜，已形成轨迹，引导钻头进入窄间隙造成钻头碰撞表层套管和隔水导管，准备起钻换小钻头常规钻具试通过遇阻点；
本趟钻具组合：Φ406.4 mm GA115L牙轮钻头 + Φ244 mm马达(1.5˚) + 631/630浮阀 + Φ203.2 mm无磁钻铤 + Φ203.2 mm无磁悬挂短节 + Φ203.2 mm螺旋钻铤(3根) + 631/410无磁接头 + Φ127 mm加重钻杆。
4) 采用241.3 mm牙轮钻头配常规钻具，在保证不破坏套管情况下尝试通过遇阻点，同时验证S9-1井表层套管不居中情况。下钻至94.6 m，排量37 L/s，泵压2.5 MPa，转速50 rpm，蹩跳情况明显改善，钻水泥塞至95 m出现放空情况，降转速30 rpm快速钻水泥塞至103 m。
本趟钻具组合：Φ241.3 mm HJ517G牙轮 + 630/410接头 + 411/410浮阀 + Φ165 mm螺旋钻铤(2根) × 18.30 m + Φ238 mm倒划眼扶正器 + Φ165 mm螺旋钻铤(4根) + Φ127 mm加重钻杆。
5) 换Φ406.4 mm牙轮钻头 + 动力钻具，下钻至94.6 m遇阻，划眼至95 m，泵排量15~22 L/s，泵压3 MPa，1~5 t，期间仍有蹩跳，间歇蹩压，现场分析认为套管不居中已占据本井位置，在目前情况下采用Φ406.4钻头无法通过遇阻点，随即停止钻塞，在上提钻具过程中发现井口返出槽流量增加，伴有少量甲烷气体，分析认为判断S9-2井Φ177.8 mm套管破损。
5. 问题分析及处理
5.1. 问题原因分析
1) S9-2井隔水管存在一定倾斜，在表层打水泥浆固井后未等到候凝结束，提前将占位钻具起出，用于其他井口占位施工，导致水泥浆未凝固固定表层套管，套管位置发生偏移，影响了同一井口槽内邻井施工。
2) 邻井表层固井期间，未精确计算表层套管注水泥浆量，由于井底浅地层掏空，导致水泥浆窜槽至S9井眼，造成水泥塞面过高，被迫钻水泥塞施工，影响了施工安全。
3) 92.5 m~95 m划眼蹩跳最终导致S9-2井套管破损，从起出钻头分析认为是套管受挤压变形后形成套管破损。φ339.7 mm套管最薄弱处接箍变形(接箍位置92.38 m)，下压3~5 t后进一步变形，造成φ177.8 mm套管(接箍位置93.35 m)接箍密封失效。
5.2. 处理方法
对S9-2井进行了取换套大修施工。地面组装水力切割钻具，下至98 m切割套管(编号为32#套管下深104.81 m)，下套铣管柱套铣Φ177.8 mm套管，下滑块捞矛反转倒扣，起出切割后的原井套管，下回接套管串连接套管，完成换套作业。打捞出的破损套管和切割套管见图4和图5。
6. 结论
1) 采用单筒双井占位钻具技术，在海上受限的平台导管架上，利用有限的井槽，可钻更多的井眼，该项技术在海上油气田开发和建设中具有广泛的应用价值。
2) 使用占位钻具的单筒双井钻井技术 [7] 能实现表层闭路深钻 [6] ，表层造斜轨迹精确控制，有效防范浅层气风险，拓宽了单筒双井技术应用范围，取得了不错的应用效果。
3) 海上井口槽井网密集，易发生水泥浆、钻井液等流体窜槽，影响邻井施工安全，应在施工过程中加强监测，及时判断，减少窜槽造成的影响。
4) 占位钻具的起出时间要根据井下管柱情况认真分析，候凝过程中不易过早起出占位钻具，为同一井口槽内邻井施工创造良好的施工环境。
5) 应用占位钻具技术 [8] 时，要从配套工具的适用性及工艺安全、可操作性、施工程序等方面进行细化和优化设计，强化占位钻具应用分析，充分考虑导管架钻井的局限性，以达到安全、高效施工的目的。