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[摘 要]El Capitan是从加利福尼亚海上Heritage平台钻成的一口大位移井，测量井深11327.89m（37165ft），垂深2114.70m（6938ft），水平位移10266.27m（33682ft）。文章介绍了该井最具挑战性的作业阶段，重点介绍了设计与施工过程中所关注的工程技术问题，以期为国内大位移井提供一定的借鉴。
[关键词]海上大位移井 加利福尼亚 平台 设计 装备 钻杆 套管驱动系统 完井 摩阻 扭矩
中图分类号：TE 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2013）11-0022-02
钻井设计
总的设计理念是在设计阶段尽量不搞折中，原因是设计阶段的折中可能会影响到设计的最优化，应该把某些不可避免的折中留给实施阶段。因此，在设计和准备阶段，应该把所有能够做到的事情都做到尽善尽美，重点是1）尽量降低机械复杂性和非生产时间，2）识别出钻井制约因素并对它们进行重新设计，3）获得最佳的裸眼质量，4）降低311.2mm（121/4″）井眼段和215.9mm（81/2″）井眼段的当量循环密度，5）对可能出现的意外情况的应急准备。
井眼剖面设计原则是尽量使稳斜段的稳斜角实现最小化，但需要以降斜方式穿过储层，并最终使井斜降到大约45°，在储层中的降斜钻进要求增大了稳斜段的井斜角要求（El Capitan为87°），并使储层顶部的位/垂比超过了5。
高的位/垂比会导致托压现象，当滑动摩擦阻力超过可用的下放载荷重量时便会出现这种情况，一旦遭遇这种情况，就必须旋转钻柱来克服井眼摩阻，使下放重量实现下传克服与之相对的摩擦阻力，这在设计中必须予以考虑。
大部分的世界级大位移井都是采用专门设计建造的钻机从陆地打到海里的，海上大位移井的设计还要考虑到后勤支撑、平台空间与平台可变载荷限制等问题，如钻杆排放能力、甲板容量、过甲板许可载荷极限、钻井液储备能力等。
钻杆选择
井深后钻杆失效导致的非生产时间是非常可观的，因此钻柱的完整性也是重点考虑的问题之一，为此，专门购买了总长为4572m（15000ft）、段重为32.59kg/m（21.9ppf）、接头类型为WT50、钢级为S135的新钻杆以补充原有储备，所有钻杆都按照DS-1第五类标准进行了检验，并进行了色码标记，给出了每根钻杆的剩余壁厚，这样不仅识别更加容易，而且可以把那些壁厚相对大的钻杆用到钻柱的顶部以增加其扭转、拉伸安全系数，此外，对租赁的钻杆（65/8″：段重为41.22kg/m（27.7ppf）、接头类型为FH、钢级为Z140；41/2″：段重为24.70kg/m（16.6ppf）、接头类型为XT46、钢级為S135；27/8″：段重为15.48kg/m（10.4ppf）、接头类型为WT23、钢级为S135）也按照上述同样的标准进行了检验。
钻井作业
1、311.2mm（121/4″）×444.5mm（171/2″）×558.8mm（22″）井眼段和473.08mm（185/8″）导管尾管
导管钻到了534.31m（1753ft），出于防碰考虑，采用喷射方式钻进使最终使井斜控制在3°以内。接下来用两趟钻完成了将该井段分别扩大到444.5mm（171/2″）和558.8mm（22″），之后将473.08mm（185/8″）导管尾管下到了井底并进行了固井，没有使用尾管悬挂器，660.4mm（26″）导管内也没有专门的供473.08mm（185/8″）导管尾管坐挂用的坐挂器，但在473.08mm（185/8″）导管尾管的顶部使用了几个扶正器，以确保尾管在导管内的居中性，因为先前的井由于不居中问题曾经造成了下钻困难，出现非生产时间。导管尾管的主要作用是隔离位于平台之下的埋藏浅的疏松砂层，防止出现平台下沉或基础失稳，这在邻井曾经发生过。
2、444.5mm（171/2″）×508mm（20″）井眼段和406.4mm（16″）表层套管
出于磁干扰和防碰的考虑，444.5mm（171/2″）井眼采用马达和陀螺—MWD工具钻进，造斜率大约为9.84°/100m（3°/100ft），并尽量避开邻井，设计的井眼轨迹某些位置距离邻井在1.52m（5ft）内。钻达该井段设计井深912.27m（2993ft），井斜增到了36°，比设计少了3°。按照计划，第二趟钻将井眼扩大到了508mm（20″），钻、扩分两趟钻完成的目的是确保444.5mm（171/2″）BHA的造斜率能够尽量达到设计要求。406.4mm（16″）表层套管顺利下到了设计井深并进行了固井，这样便可以在钻下一个井眼段的浅气层之前安装好防喷器了。
3、374.65mm（143/4″）×444.5mm（171/2″）井眼段和339.7mm（133/8″）生产套管
该井段的定向要求非常苛刻，必须将造斜率稳定在10.83°/100m（3.3°/100ft），以防稳斜角超过87°，此外，需要保持造斜段尽量光滑，以实现后续作业的扭矩与摩阻尽量低。为此，首先采用马达钻进总成钻到了测量井深1066.80m（3500ft），逐渐使井眼实钻轨迹回归到了设计轨迹上来，之后采用旋转导向系统以尽量平滑的方式钻完了该井段剩余的井眼部分，旋转导向系统表现出了极佳的导向性能，轻松地实现了要求的造斜率，并在顺利钻达1402.08m（4600ft）的同时将井斜平稳增加到了87°。为了减轻涡动和径向振动，采用了101.6mm（4″）底切保径的PDC钻头，此外，还采用了数种性能不同的BHA来尽量提高造斜能力，采用203.2mm（8″）钻铤替代了一般使用的228.6mm（9″）钻铤，这提供了更好的柔性，在旋转导向工具上还接了一根柔性钻铤，这产生了一个2°的自然造斜趋势。为了避免产生额外的冲击、振动、井眼不规则或井径扩大，作业过程中，尽量减少钻头提离井底以钻进排量旋转循环的时间，MWD的测量排量控制在略高于仪器启动排量，以防造成井眼扩大影响造斜率。 尽管旋转导向工具能够钻出需求的光滑井段，但是三趟钻中有两趟钻发生了故障。
339.7mm（133/8″）套管下到2458.52m（8066ft）就下不动了，而且上提也提不动，只能就地固井，这可能与裸眼暴露时间过长有关。
固井补救封掉浅气层、回填套管鞋以下的裸眼井眼以及从套管鞋下侧钻311.2mm（121/4″）井眼前后共用了8天时间。
4、311.2mm（121/4″）中间井眼段
为了避免发生井眼清洁问题和下钻进入339.7mm（133/8″）套管鞋下边的444.5mm（171/2″）老井眼中，311.2mm（121/4″）是从339.7mm（133/8″）套管鞋下边的水泥塞顶部裸眼侧钻出去的。侧钻采用旋转导向系统和一只101.6mm（4″）底切保径PDC钻头作业成功。 接下来的作业是下入244.5mm（95/8″）套管，被认为是全井最具技术挑战性也是最为关键的一项作业，为此，花费了大量的时间（13d）来准备在长度为8174.13m（26818ft）的裸眼段中漂浮下套管作业，因为漂浮下套管几乎不允许存在岩屑床，而且在套管下入过程中也不能循环泥浆，因此，采用一套269.88mm（105/8″）的钻具组合对从339.7mm（133/8″）套管鞋以下的整个大角度井段进行了倒划眼处理，裸眼扩划过程中，在泥浆中加入了超细和中等粒度的碳酸钙，将位于渗透性砂岩地层的泥饼进一步调整为致密的、薄的、润滑性好的滤饼，一致公认这对预防压差卡钻、降低静态摩阻与扭矩有利，在这口井和此前施工的井中都使用了这种欠尺寸的倒划眼组合，目的是降低沉砂卡钻的风险。
5、244.5mm（95/8″）中间尾管
长度为8300.92m（27234ft）的244.5mm（95/8″）套管柱设计的主要挑战是确保下入作业在不超出下列一些限制的情况下将套管下到测量井深10630.51m（34877ft）。
● 大钩额定载荷应该足够高。
● 为避免套管柱发生屈曲，套管柱中设计使用了1066.8m（3500ft）长的厚壁244.5mm（95/8″）套管。
● 尾管和送入管柱都选用了高抗扭螺纹，并选用了最高额定扭矩的套管驱动系统。
● 专门加工了具有合理安全系数的高抗挤套管。
● CDS连续旋转的速度被限制在25rpm，以防CDS内部旋转动密封系统由于过热损坏导致CDS工具失效。
用了6天时间，将尾管下到了井底并完成了尾管悬挂器的坐挂，但是，固井作业没有实现设计要求，原因是水泥塞没有到位，从而导致固井质量很差，尾管内部清扫和固井补救前后用去了将近9天时间，这成了该井非生产时间的主要事件。
6、215.9mm（81/2″）生产井眼段
该井段设计需要考虑的主要问题是：在确保复合钻柱具有足够高的抗扭安全系数以满足钻除固井附件严重扭矩波动要求的前提下，獲得尽可能低的当量循环密度。所用了非水钻井液（non-aqueous drilling fluid—NAF）的基液，采用了一种低污染的矿物油Escaid100，此外采用专门定制的接头外径为171.45mm（63/4″）、连接螺纹为WT50型的139.70mm（51/2″）钻杆和连接螺纹为XT46的114.30mm（41/2″）钻杆进一步降低了当量循环密度。
井斜在套管鞋处是60°，钻到油藏顶部位置被逐渐降到了45°，之后保持45°钻穿了Monterey储层，钻达井深11330.94m（37175ft）。所采用的BHA由指向钻头式的RSS、MWD和LWD等工具组成，可提供伽马测井、电阻率测井和随钻压力测量（pressure while drilling --PWD）等。所采用的PDC钻头的锥形保径长度由先前井使用的114.30mm（41/2″）增加到了152.40mm（6″）。上述一系列措施配合有效的冲击振动监视实现了一只钻头完成了244.5mm（95/8″）套管鞋直到储层的全部钻进工作，这在该油田的发展历程中是第一次。
7、139.7mm（51/2″）生产尾管
计划按照惯例旋转下入段重为25.30kg/m（17ppf）的139.70mm（51/2″）生产尾管以克服摩阻问题，为了实现尾管在下入和固井中的旋转，套管扣和尾管悬挂器的连接扣都选用了最高级别的抗扭强度。尾管与上层套管的重叠段长达609.6m（2000ft），目的是提供足够大的套管之间的环形空间来容纳多余的水泥浆，从而不必再专门下一趟钻来清除上返到尾管悬挂器以上的水泥浆。没有下入尾管顶部封隔器，原因是摩阻与屈曲模拟显示，封隔器座封所需要的重量无法通过送入管柱由地面传到井下封隔器位置。
从井深7353.91m（24127ft）开始旋转下入尾管柱，下到设计井深11326.37m（37160ft）后，地面投入一只材质为复合材料的球，泵送到球座后悬挂器坐挂，送入工具丢手，固井全程保持尾管柱旋转，没有发生井漏情况，地面扭矩范围为2765.15～4147.72kg-m（20～30kft-lb）。
SYU大位移井未来发展
目前另一口开发Sacate背斜西部的大位移井正在设计中，将比ExxonMobil和North American大位移井水平位移记录还深609.6m（2000ft），钻井设计和钻机基本同前，只做了一些改进以满足339.7mm（133/8″）套管能够下得更深一些，244.5mm（95/8″）尾管长度与本文介绍的这口井一样。事实证明：低当量循环密度、避免设计复杂性、严格的质量控制和现场监督等理念是正确的，这些理念为SYU大位移井项目总体水平的持续提升发挥了积极的作用。
参考文献
[1] Extended Reach Drilling - Offshore California.Extending Capabilities and Improving Performance，Neil R.Armstrong，SPE，and Andrew M.Evans，SPE，ExxonMobil Development Comp，Copyright 2011， SPE/IADC Drilling Conference and Exhibition
作者简介
田有成（1960—），男，1980年毕业于胜利石油学校钻井工程专业，工程师，现从事钻井技术与现场生产工作。
[关键词]海上大位移井 加利福尼亚 平台 设计 装备 钻杆 套管驱动系统 完井 摩阻 扭矩
中图分类号：TE 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2013）11-0022-02
钻井设计
总的设计理念是在设计阶段尽量不搞折中，原因是设计阶段的折中可能会影响到设计的最优化，应该把某些不可避免的折中留给实施阶段。因此，在设计和准备阶段，应该把所有能够做到的事情都做到尽善尽美，重点是1）尽量降低机械复杂性和非生产时间，2）识别出钻井制约因素并对它们进行重新设计，3）获得最佳的裸眼质量，4）降低311.2mm（121/4″）井眼段和215.9mm（81/2″）井眼段的当量循环密度，5）对可能出现的意外情况的应急准备。
井眼剖面设计原则是尽量使稳斜段的稳斜角实现最小化，但需要以降斜方式穿过储层，并最终使井斜降到大约45°，在储层中的降斜钻进要求增大了稳斜段的井斜角要求（El Capitan为87°），并使储层顶部的位/垂比超过了5。
高的位/垂比会导致托压现象，当滑动摩擦阻力超过可用的下放载荷重量时便会出现这种情况，一旦遭遇这种情况，就必须旋转钻柱来克服井眼摩阻，使下放重量实现下传克服与之相对的摩擦阻力，这在设计中必须予以考虑。
大部分的世界级大位移井都是采用专门设计建造的钻机从陆地打到海里的，海上大位移井的设计还要考虑到后勤支撑、平台空间与平台可变载荷限制等问题，如钻杆排放能力、甲板容量、过甲板许可载荷极限、钻井液储备能力等。
钻杆选择
井深后钻杆失效导致的非生产时间是非常可观的，因此钻柱的完整性也是重点考虑的问题之一，为此，专门购买了总长为4572m（15000ft）、段重为32.59kg/m（21.9ppf）、接头类型为WT50、钢级为S135的新钻杆以补充原有储备，所有钻杆都按照DS-1第五类标准进行了检验，并进行了色码标记，给出了每根钻杆的剩余壁厚，这样不仅识别更加容易，而且可以把那些壁厚相对大的钻杆用到钻柱的顶部以增加其扭转、拉伸安全系数，此外，对租赁的钻杆（65/8″：段重为41.22kg/m（27.7ppf）、接头类型为FH、钢级为Z140；41/2″：段重为24.70kg/m（16.6ppf）、接头类型为XT46、钢级為S135；27/8″：段重为15.48kg/m（10.4ppf）、接头类型为WT23、钢级为S135）也按照上述同样的标准进行了检验。
钻井作业
1、311.2mm（121/4″）×444.5mm（171/2″）×558.8mm（22″）井眼段和473.08mm（185/8″）导管尾管
导管钻到了534.31m（1753ft），出于防碰考虑，采用喷射方式钻进使最终使井斜控制在3°以内。接下来用两趟钻完成了将该井段分别扩大到444.5mm（171/2″）和558.8mm（22″），之后将473.08mm（185/8″）导管尾管下到了井底并进行了固井，没有使用尾管悬挂器，660.4mm（26″）导管内也没有专门的供473.08mm（185/8″）导管尾管坐挂用的坐挂器，但在473.08mm（185/8″）导管尾管的顶部使用了几个扶正器，以确保尾管在导管内的居中性，因为先前的井由于不居中问题曾经造成了下钻困难，出现非生产时间。导管尾管的主要作用是隔离位于平台之下的埋藏浅的疏松砂层，防止出现平台下沉或基础失稳，这在邻井曾经发生过。
2、444.5mm（171/2″）×508mm（20″）井眼段和406.4mm（16″）表层套管
出于磁干扰和防碰的考虑，444.5mm（171/2″）井眼采用马达和陀螺—MWD工具钻进，造斜率大约为9.84°/100m（3°/100ft），并尽量避开邻井，设计的井眼轨迹某些位置距离邻井在1.52m（5ft）内。钻达该井段设计井深912.27m（2993ft），井斜增到了36°，比设计少了3°。按照计划，第二趟钻将井眼扩大到了508mm（20″），钻、扩分两趟钻完成的目的是确保444.5mm（171/2″）BHA的造斜率能够尽量达到设计要求。406.4mm（16″）表层套管顺利下到了设计井深并进行了固井，这样便可以在钻下一个井眼段的浅气层之前安装好防喷器了。
3、374.65mm（143/4″）×444.5mm（171/2″）井眼段和339.7mm（133/8″）生产套管
该井段的定向要求非常苛刻，必须将造斜率稳定在10.83°/100m（3.3°/100ft），以防稳斜角超过87°，此外，需要保持造斜段尽量光滑，以实现后续作业的扭矩与摩阻尽量低。为此，首先采用马达钻进总成钻到了测量井深1066.80m（3500ft），逐渐使井眼实钻轨迹回归到了设计轨迹上来，之后采用旋转导向系统以尽量平滑的方式钻完了该井段剩余的井眼部分，旋转导向系统表现出了极佳的导向性能，轻松地实现了要求的造斜率，并在顺利钻达1402.08m（4600ft）的同时将井斜平稳增加到了87°。为了减轻涡动和径向振动，采用了101.6mm（4″）底切保径的PDC钻头，此外，还采用了数种性能不同的BHA来尽量提高造斜能力，采用203.2mm（8″）钻铤替代了一般使用的228.6mm（9″）钻铤，这提供了更好的柔性，在旋转导向工具上还接了一根柔性钻铤，这产生了一个2°的自然造斜趋势。为了避免产生额外的冲击、振动、井眼不规则或井径扩大，作业过程中，尽量减少钻头提离井底以钻进排量旋转循环的时间，MWD的测量排量控制在略高于仪器启动排量，以防造成井眼扩大影响造斜率。 尽管旋转导向工具能够钻出需求的光滑井段，但是三趟钻中有两趟钻发生了故障。
339.7mm（133/8″）套管下到2458.52m（8066ft）就下不动了，而且上提也提不动，只能就地固井，这可能与裸眼暴露时间过长有关。
固井补救封掉浅气层、回填套管鞋以下的裸眼井眼以及从套管鞋下侧钻311.2mm（121/4″）井眼前后共用了8天时间。
4、311.2mm（121/4″）中间井眼段
为了避免发生井眼清洁问题和下钻进入339.7mm（133/8″）套管鞋下边的444.5mm（171/2″）老井眼中，311.2mm（121/4″）是从339.7mm（133/8″）套管鞋下边的水泥塞顶部裸眼侧钻出去的。侧钻采用旋转导向系统和一只101.6mm（4″）底切保径PDC钻头作业成功。 接下来的作业是下入244.5mm（95/8″）套管，被认为是全井最具技术挑战性也是最为关键的一项作业，为此，花费了大量的时间（13d）来准备在长度为8174.13m（26818ft）的裸眼段中漂浮下套管作业，因为漂浮下套管几乎不允许存在岩屑床，而且在套管下入过程中也不能循环泥浆，因此，采用一套269.88mm（105/8″）的钻具组合对从339.7mm（133/8″）套管鞋以下的整个大角度井段进行了倒划眼处理，裸眼扩划过程中，在泥浆中加入了超细和中等粒度的碳酸钙，将位于渗透性砂岩地层的泥饼进一步调整为致密的、薄的、润滑性好的滤饼，一致公认这对预防压差卡钻、降低静态摩阻与扭矩有利，在这口井和此前施工的井中都使用了这种欠尺寸的倒划眼组合，目的是降低沉砂卡钻的风险。
5、244.5mm（95/8″）中间尾管
长度为8300.92m（27234ft）的244.5mm（95/8″）套管柱设计的主要挑战是确保下入作业在不超出下列一些限制的情况下将套管下到测量井深10630.51m（34877ft）。
● 大钩额定载荷应该足够高。
● 为避免套管柱发生屈曲，套管柱中设计使用了1066.8m（3500ft）长的厚壁244.5mm（95/8″）套管。
● 尾管和送入管柱都选用了高抗扭螺纹，并选用了最高额定扭矩的套管驱动系统。
● 专门加工了具有合理安全系数的高抗挤套管。
● CDS连续旋转的速度被限制在25rpm，以防CDS内部旋转动密封系统由于过热损坏导致CDS工具失效。
用了6天时间，将尾管下到了井底并完成了尾管悬挂器的坐挂，但是，固井作业没有实现设计要求，原因是水泥塞没有到位，从而导致固井质量很差，尾管内部清扫和固井补救前后用去了将近9天时间，这成了该井非生产时间的主要事件。
6、215.9mm（81/2″）生产井眼段
该井段设计需要考虑的主要问题是：在确保复合钻柱具有足够高的抗扭安全系数以满足钻除固井附件严重扭矩波动要求的前提下，獲得尽可能低的当量循环密度。所用了非水钻井液（non-aqueous drilling fluid—NAF）的基液，采用了一种低污染的矿物油Escaid100，此外采用专门定制的接头外径为171.45mm（63/4″）、连接螺纹为WT50型的139.70mm（51/2″）钻杆和连接螺纹为XT46的114.30mm（41/2″）钻杆进一步降低了当量循环密度。
井斜在套管鞋处是60°，钻到油藏顶部位置被逐渐降到了45°，之后保持45°钻穿了Monterey储层，钻达井深11330.94m（37175ft）。所采用的BHA由指向钻头式的RSS、MWD和LWD等工具组成，可提供伽马测井、电阻率测井和随钻压力测量（pressure while drilling --PWD）等。所采用的PDC钻头的锥形保径长度由先前井使用的114.30mm（41/2″）增加到了152.40mm（6″）。上述一系列措施配合有效的冲击振动监视实现了一只钻头完成了244.5mm（95/8″）套管鞋直到储层的全部钻进工作，这在该油田的发展历程中是第一次。
7、139.7mm（51/2″）生产尾管
计划按照惯例旋转下入段重为25.30kg/m（17ppf）的139.70mm（51/2″）生产尾管以克服摩阻问题，为了实现尾管在下入和固井中的旋转，套管扣和尾管悬挂器的连接扣都选用了最高级别的抗扭强度。尾管与上层套管的重叠段长达609.6m（2000ft），目的是提供足够大的套管之间的环形空间来容纳多余的水泥浆，从而不必再专门下一趟钻来清除上返到尾管悬挂器以上的水泥浆。没有下入尾管顶部封隔器，原因是摩阻与屈曲模拟显示，封隔器座封所需要的重量无法通过送入管柱由地面传到井下封隔器位置。
从井深7353.91m（24127ft）开始旋转下入尾管柱，下到设计井深11326.37m（37160ft）后，地面投入一只材质为复合材料的球，泵送到球座后悬挂器坐挂，送入工具丢手，固井全程保持尾管柱旋转，没有发生井漏情况，地面扭矩范围为2765.15～4147.72kg-m（20～30kft-lb）。
SYU大位移井未来发展
目前另一口开发Sacate背斜西部的大位移井正在设计中，将比ExxonMobil和North American大位移井水平位移记录还深609.6m（2000ft），钻井设计和钻机基本同前，只做了一些改进以满足339.7mm（133/8″）套管能够下得更深一些，244.5mm（95/8″）尾管长度与本文介绍的这口井一样。事实证明：低当量循环密度、避免设计复杂性、严格的质量控制和现场监督等理念是正确的，这些理念为SYU大位移井项目总体水平的持续提升发挥了积极的作用。
参考文献
[1] Extended Reach Drilling - Offshore California.Extending Capabilities and Improving Performance，Neil R.Armstrong，SPE，and Andrew M.Evans，SPE，ExxonMobil Development Comp，Copyright 2011， SPE/IADC Drilling Conference and Exhibition
作者简介
田有成（1960—），男，1980年毕业于胜利石油学校钻井工程专业，工程师，现从事钻井技术与现场生产工作。