單膠筒封隔式回接插頭應(yīng)用與分析

代紅濤，鄭杜建，鄒傳元，張國安

（中國石化石油工程技術(shù)研究院德州大陸架石油工程技術(shù)有限公司，山東德州253000）

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單膠筒封隔式回接插頭應(yīng)用與分析

代紅濤，鄭杜建，鄒傳元，張國安

（中國石化石油工程技術(shù)研究院德州大陸架石油工程技術(shù)有限公司，山東德州253000）

摘要：川東北元壩氣田由于高溫、高壓、高含硫、井深超深等復(fù)雜地質(zhì)條件，尾管固井尚有未解決的難題，重疊段固井質(zhì)量差，容易發(fā)生油、氣、水竄。這些問題嚴(yán)重影響了鉆井作業(yè)連續(xù)進(jìn)行和油井正常投產(chǎn)。介紹了單膠筒封隔式回接工具的結(jié)構(gòu)和工作原理以及現(xiàn)場使用情況，可解決尾管重疊段固井質(zhì)量差的問題。

關(guān)鍵詞：固井；工具；結(jié)構(gòu)

川東北元壩氣田四開采用先尾管后回接方式固井，但固井質(zhì)量一直沒有得到很好的解決，竄氣現(xiàn)象嚴(yán)重，嚴(yán)重制約了元壩地區(qū)的油氣開發(fā)。過去主要從優(yōu)化水泥漿體系和性能方面做工作，選用了防氣竄效果好的膠乳水泥漿，采用常規(guī)尾管固井，聲副測井固井質(zhì)量達(dá)到合格以上、部分優(yōu)良，但環(huán)空竄氣，甚至回接后仍然竄氣至井口。2011年底以后又嘗試用封隔式尾管懸掛器固井，雖然環(huán)空不再竄氣，但固井質(zhì)量明顯變差，甚至不合格，也不能滿足開發(fā)要求。新型超高壓封隔式回接工具的應(yīng)用獲得成功，解決了元壩氣田回接固井竄氣難題［1］。

1 技術(shù)分析

1.1 回接工藝與目的

回接工藝是用于高壓油氣井，在懸掛器頂部形成高壓密封，以阻止和補(bǔ)救尾管-套管重疊段發(fā)生的環(huán)空氣竄，將尾管向上延長至井口或中間某個位置的工藝［2］。其目的在于：

1） 套管可以分2次或多次下入，以減少鉆機(jī)的負(fù)荷、施工壓力及固井復(fù)雜情況。

2） 外層套管被磨損或腐蝕后，可以采用回接套管的方法來增加其抗腐蝕和耐壓性。

3） 尾管重疊段的固井質(zhì)量不合格，回接工藝可保證重疊段的固井質(zhì)量。

1.2 回接工具結(jié)構(gòu)

封隔式回接工具主要由封隔式回接插頭、固井膠塞、節(jié)流浮箍和銑鞋組成，其主要技術(shù)參數(shù)如表1。其中，固井膠塞、節(jié)流浮箍和銑鞋為選配件［3］。新型封隔式回接插頭主要由提拉接頭、防退卡瓦、封隔器、密封組件、導(dǎo)向頭等幾部分組成，如圖1所示。在常規(guī)的回接插頭基礎(chǔ)上增加了封隔、防退以及防止提前坐封的功能，封隔器有效地解決了由于回接插頭試插等原因造成的密封不嚴(yán)的問題［4］。

表1　主要技術(shù)參數(shù)

圖1　單膠筒封隔式回接插頭結(jié)構(gòu)

1.3 施工工藝的要點(diǎn)

1） 為防止下入過程中提前漲封，最好進(jìn)行全井段刮管。

2） 中途遇阻控制不超過100 k N，可通過中途循環(huán)清除套管內(nèi)壁刮下來的泥餅。

3） 最好小排量開泵試插，下壓遇阻不超過50 k N。

4） 準(zhǔn)確計(jì)算套管回縮量，仔細(xì)調(diào)整管串，按回接筒下壓力450～500 k N計(jì)算。

5） 固井時，插頭上提高度不要過高，試插提至中和點(diǎn)后再上提1.5 m即可，保證插頭與回接筒之間充滿水泥漿。

1.4 工作原理

替漿、碰完壓后，回接插頭插入回接筒，回接插頭上的密封組件將回接插頭與回接筒之間的環(huán)狀間隙密封住。繼續(xù)下放套管，當(dāng)封隔回接插頭上的彈簧套接觸回接筒時，加壓100 k N，剪斷彈簧套剪釘，彈簧套具有防止提前坐封的作用。繼續(xù)加壓，彈簧套被鎖緊套阻止不動，加壓150～180 k N，剪斷鎖緊套上的坐封剪釘，封隔器膠筒開始坐封，回接插頭本體帶著防退卡瓦、錐體及密封組件繼續(xù)下移，擠壓封隔膠筒。由于封隔器內(nèi)鎖緊機(jī)構(gòu)作用，實(shí)現(xiàn)永久性坐封。繼續(xù)下壓，當(dāng)壓力達(dá)到300～350 k N時，膨脹錐體上的防退卡瓦剪釘被剪斷。繼續(xù)加壓，卡瓦在錐體作用下逐漸漲開，直至坐掛，從而使封隔器膠筒雙向鎖緊，實(shí)現(xiàn)永久坐封的目的。同時，封隔膠筒被擠壓漲大，將封隔器本體與上層套管之間的環(huán)狀間隙密封住。

1.5 回縮距的相關(guān)計(jì)算

由于水泥漿的密度大于泥漿的密度，套管在此浮力差的作用下有收縮的趨勢。水泥漿頂替到位后套管在浮力差作用下的收縮長度為

ΔL1＝K（Fs－Wz）L/（100ES）

其中，F(xiàn)s＝（ρs－ρn）Q H/1 000

Wz＝（ρz－ρn）V

式中：ΔL1為套管在浮力差下的回縮距，m；K為拉伸系數(shù)，一般取0.9，無量綱；E為鋼材彈性模量，取2.059×105M Pa；Fs為水泥漿增加的浮力，N；Wz為重漿減少的浮力，N；L為套管串長度，m；S為套管截面積，cm2；ρs為水泥漿密度，g/cm3；ρn為泥漿密度，g/cm3；ρz為重漿密度，g/cm3；Q為套管閉排量，L/m；H為水泥漿封固長度，m；V為替入重漿體積，m3。

下壓力引起的套管收縮長度為

ΔL2＝K TL/（100ES）

式中：ΔL2為下壓噸位的收縮長度，m；T為下壓力，N。

套管回縮距為

L＝ΔL1＋ΔL2＋ΔL3

式中：ΔL3為封隔器坐封行程，m。

1.6 主要技術(shù)措施

1） 磨銑。采用專用銑鞋磨銑回接筒3次，前2次磨銑下壓40～60 k N，時間為2～3 min，主要是為了清除回接筒內(nèi)的毛刺或雜物，最后1次磨銑下壓80 k N，時間為5 min左右，目的是磨銑懸掛器密封外殼前端光孔，作為磨銑到回接筒底部的依據(jù)［5］。

2） 下套管。管串結(jié)構(gòu)為：回接插頭＋套管＋節(jié)流浮箍＋套管串（＋丟手工具＋鉆具－短回接）。為防止封隔器提前坐封，嚴(yán)格控制套管下放速度，及時向套管內(nèi)補(bǔ)灌泥漿；并且合理地安放扶正器，保證套管的居中度。

3） 試插。下到最后1根套管時，回接插頭接近回接筒頂部，以10 L/s的排量緩慢下放管串探底，當(dāng)泵壓突然升高時，停泵，繼續(xù)下放套管至懸重陡然下降，說明回接插頭已經(jīng)插到底部，下壓不超過50 k N，然后憋壓5MPa，穩(wěn)壓3 min，檢查密封性。

4） 循環(huán)固井。泄壓，上提套管1.5 m，使回接插頭的循環(huán)孔位于回接筒以上，根據(jù)試插情況合理地調(diào)整套管串，開泵循環(huán)至正常排量，達(dá)到固井要求，再按固井設(shè)計(jì)進(jìn)行固井、壓膠塞、替漿、碰壓。

5） 下插坐封封隔器，實(shí)現(xiàn)防退卡瓦鎖緊。固完井、碰壓后，下放套管串，使回接插頭插入到回接筒底部，繼續(xù)下壓400～450 k N，剪斷彈簧套和防退卡瓦剪釘，實(shí)現(xiàn)封隔器坐封，防退卡瓦坐掛。

6） 坐芯軸式懸掛器。將芯軸式懸掛器坐在套管頭上，承受上部套管足夠的懸重，形成有效的密封。

7） 候凝。放回水，無回流，候凝時間不小于48 h；反之，憋壓候凝。

2 現(xiàn)場應(yīng)用與分析

2.1 基本井況

元壩272 H井是西南油氣分公司在四川盆地川東北巴中低緩構(gòu)造帶元壩27井到元壩271井臺地邊緣長興組礁相構(gòu)造相對高點(diǎn)部署的1口水平開發(fā)評價井，回接井深4 877.64 m，泥漿密度1.90 g/ cm3，回接套管193.7mm×12.7mm×110SS× T P-C Q。

2.2 井眼的準(zhǔn)備及要求

1） 磨銑回接筒之前，下入刮管器對回接全井段進(jìn)行刮管。

2） 按要求認(rèn)真磨銑回接筒，記錄好銑鞋深度，大排量循環(huán)洗出鐵屑和水泥塊。

3） 準(zhǔn)確計(jì)算套管回縮量，仔細(xì)調(diào)整管串。

2.3 工藝流程

磨銑回接筒→下套管→試插（憋壓5MPa，穩(wěn)壓，正常）→循環(huán)固井（管線試壓25MPa，注沖洗液36 m3，注1.90 g/cm3的水泥漿97 m3，壓膠塞，替漿9 m3后，出現(xiàn)異常高壓，改用水泥車頂替至28MPa，井口未返漿）→下插坐封封隔器（懸重3 200 k N下降至2 090 k N后，回彈至2 240 k N；繼續(xù)下放，懸重2 240 k N下降至1 100 k N后，迅速回彈至2 090 k N；繼續(xù)下放，懸重2 090 k N下降至1 880 k N后，回彈至2 040 k N；繼續(xù)下放套管，大鉤幾乎未動，懸重迅速降至930 k N，芯軸坐掛）→憋壓10MPa，候凝。

2.4 流體對膠筒端面的沖擊載荷

回接插頭替漿過程中，當(dāng)水泥漿流過封隔器單元時，對封隔器單元產(chǎn)生2個作用力：①流體對封隔器單元中彈簧套及鎖緊套右端面的上頂力；②流體流經(jīng)封隔器單元時產(chǎn)生的向上的摩擦力［6］。

彈簧套及鎖緊套右端面作用的壓差來源于2個部分：①由于環(huán)空過流面積突變產(chǎn)生的局部阻力壓耗；②由于封隔器單元部分產(chǎn)生的沿程摩阻壓耗。2部分壓耗作用在彈簧套及鎖緊套2個端面上產(chǎn)生的上頂力分別傳遞到一級、二級剪釘上。作用于二級剪釘上的力還有來自水泥漿流過鎖緊套時對鎖緊套產(chǎn)生的向上的摩擦力。

2.4.1 流體對封隔器單元中彈簧套及鎖緊套右端面的上頂力

1） 規(guī)格參數(shù)。鎖緊套右端面以上封隔器單元部分外徑為235mm，長度為0.71 m；鎖緊套部分長度為0.42 m，封隔器膠筒長度為0.17 m；鎖緊套與彈簧套上有4個外徑，從左到右依次為235、207、218、195mm。計(jì)算得到彈簧套的端面積為：π/4×（0.2072－0.1952）＝0.003 788 761 m2；計(jì)算得到鎖緊套端面積為：π/4×（0.2352－0.2072）＝0.009 720 088 m2。

2） 流體參數(shù)。元壩272 H井大樣復(fù)核試驗(yàn)報(bào)告中取得水泥漿領(lǐng)漿93℃六速度數(shù)為：180/105/ 70/40/4/3，水泥漿尾漿93℃六速度數(shù)為：180/100/ 80/41/4/3，用最小二乘法計(jì)算得到水泥漿領(lǐng)漿塑性黏度為88.78MPa·s，動切力為4.258 Pa。

采用計(jì)算流體動力學(xué)軟件（F L U E N T）進(jìn)行了封隔式回接插頭在固井過程中的流場分析，包括流速分布、壓力分布，以及膠筒端面所受的沖擊力。取膠筒上端作為分析對象，建立相應(yīng)的流體域模型如圖2所示，并進(jìn)行了網(wǎng)格劃分［7］。

圖2　膠筒上端流體域模型

以排量2.7 m3/min、泥漿密度1.9 g/cm3、塑性黏度88.78MPa·s為例，其仿真得到的流速、壓力分布如圖3～4所示。

分別對1.0、1.5、2.0、2.5 m3/min排量進(jìn)行數(shù)值仿真，得到不同排量下的局部阻力壓差、沿程摩阻壓耗，如表2。

表2　FL U E N T仿真得到的不同排量下局部阻力壓差及壓耗數(shù)據(jù)

圖3　膠筒上端流速分布

圖4　膠筒上端壓力分布

2.4.2 水泥漿流體對封隔器膠筒及鎖緊套的摩擦力

采用計(jì)算流體動力學(xué)軟件（F L U E N T）進(jìn)行了封隔式回接插頭膠筒附近區(qū)域在固井過程中的流場分析，包括流速分布、壓力分布以及膠筒端面所受的沖擊力［8］。取膠筒2段局部區(qū)域作為分析對象，建立相應(yīng)的流體域模型如圖5所示，并進(jìn)行了網(wǎng)格劃分。

圖5　膠筒局部流體域模型

以排量2.7 m3/min、泥漿密度1.9 g/cm3、塑性黏度88.78MPa·s為例，其仿真得到的流速、壓力分布如圖6～7所示。

圖6　膠筒局部流速分布

圖7　膠筒局部壓力分布

分別對排量為1.0、1.5、2.0、2.5 m3/min進(jìn)行數(shù)值仿真，得到不同排量下的節(jié)流壓差、推力。

2.4.3 結(jié)果分析

通過以上計(jì)算得出的計(jì)算結(jié)果如表4所示。

封隔器單元設(shè)計(jì)一級剪釘剪切值為100 k N，二級剪釘剪切值為150 k N，計(jì)算結(jié)果顯示：

1） 水泥漿流經(jīng)封隔器單元時，對彈簧套的上頂力最大為6.83 k N，遠(yuǎn)小于剪釘剪切值，不會造成一級剪釘?shù)募羟小?/p>

2） 水泥漿流經(jīng)封隔器單元時，對鎖緊套的作用力最大為18.3 k N，遠(yuǎn)小于剪釘剪切值，不會造成二級剪釘?shù)募羟小?/p>

3） 水泥漿流經(jīng)封隔器單元時，對封隔膠筒的摩擦力最大為0.2 k N，需要經(jīng)過試驗(yàn)驗(yàn)證0.2 k N摩擦力能否造成膠筒變形。

表3　膠筒摩擦阻力、節(jié)流壓差與排量的關(guān)系

表4　計(jì)算結(jié)果匯總

2.5 回接插頭試驗(yàn)結(jié)果分析

針對封隔器膠筒在循環(huán)及固井過程中僅受流體的側(cè)面沖刷作用，在膠筒上下的壓差很小。本次使用的膠筒常溫下抗撕扯強(qiáng)度為23.5MPa，在150℃條件下抗拉強(qiáng)度衰減15%，降低至19.97MPa，強(qiáng)度分析上流體側(cè)面沖刷不能造成封隔器提前漲封?；亟硬孱^封隔器防退卡瓦只能反向作用，沒有自鎖功能，不能承受正向作用力。為了驗(yàn)證封隔器漲封后正向承壓能力，制造了如圖8所示試驗(yàn)裝置。

圖8　漲封試驗(yàn)裝置

試驗(yàn)后卸掉加壓封頭及回接筒，采用拉伸試驗(yàn)機(jī)繼續(xù)沿加載方向加載，插頭下端失去支撐，當(dāng)載荷達(dá)到200 k N后，封隔器移動，之后以250 k N將封隔器頂出，觀察回接插頭，近卡瓦防突環(huán)鋸開處出現(xiàn)碎裂，卡瓦表面整體良好，部分卡瓦支撐桿底部有裂痕，試驗(yàn)說明封隔回接插頭在正向上不能承受很高的作用力。根據(jù)元壩272井中懸重變化，套管下到設(shè)計(jì)深度顯示上提懸重3 000 k N，下放懸重2 700 k N，判斷套管的摩阻為300 k N；后期固井時懸重為3 200 k N。假設(shè)封隔器存在漲封問題，僅僅能夠承受200 k N左右的力，可以計(jì)算出套管在下放過程中不變的懸重為2 700 k N左右，而實(shí)際錄井曲線上懸重從3 200 k N一直下放至1 130 k N，說明卡點(diǎn)不在封隔器膠筒上面。

3 結(jié)論

1） 從實(shí)踐中得知，回接管串簡便合理，操作簡單，工藝實(shí)施的關(guān)鍵在于清潔回接筒的頂部及內(nèi)表面，準(zhǔn)確地計(jì)算出套管回縮距，結(jié)合現(xiàn)場實(shí)際，才能有效底指導(dǎo)現(xiàn)場施工順利進(jìn)行。

2） 封隔式回接工具的研制與應(yīng)用，為高壓氣井竄氣難題提供了新的解決方法，既可用常規(guī)尾管固井和防氣竄水泥漿保證尾管段固井質(zhì)量，又可通過封隔式回接工具保證回接段的固井質(zhì)量，并防止氣竄至井口，該方法值得進(jìn)一步驗(yàn)證推廣。

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Application and Analysis of Single Rubber Tube and Packer Tieback Tools

DAI Hongtao，ZHENG Dujian，ZOU Chuanyuan，ZHANG Guoan
（Shelfoil Compɑny of Dezhou，Petroleum Engineering Technology Reseɑrch Institute，Sinopec，Dezhou 253000，Chinɑ）

Abstract：The drilling liner cementing has an unsolved problem with com plex geological conditions of YUanba gas field in northeast of Sichuan province，such as high Temperature and high pressure，high sulfur，deep well depth. The cementing quality of overlapping period is poor，easily leading to oil，gas and water channeling. These problems seriously affect the continuous drilling operation and normal production of oil wells. Packer tieback device can be used to solve the problems of poor cementing quality of drilling liner overlapping section. This paper provides the com prehensive information about the new type packer tieback tools and field application.

Key Words：well cementing；tool；structure

作者簡介：代紅濤（1983-），男，湖北荊門人，工程師，主要從事石油固完井工具及工藝研究，E-mail：hongtao-456 @ 163. com。

收稿日期：2015-07-10

文章編號：1001-3482（2016）01-0077-05

中圖分類號：T E925

文獻(xiàn)標(biāo)識碼：B

doi：10.3969/j.issn.1001-3482.2016.01.017