全漂浮旋轉(zhuǎn)下套管技術(shù)在大位移井中的應(yīng)用

杜慶杰，張偉國，李文金，雷鴻(中海石油(中國)有限公司深圳分公司，廣東 深圳 518000)

0 引言

近十幾年來，隨著南海東部邊際油田不斷開發(fā)，大位移井得到廣泛應(yīng)用，但大位移井長裸眼大斜度井段帶來的高摩阻造成技術(shù)套管下入困難。為保證技術(shù)套管下入，南海東部大位移井中常采用漂浮下套管技術(shù)。但在多年實踐過程中，發(fā)現(xiàn)漂浮下套管技術(shù)仍存在較多風(fēng)險：(1)劃眼浮鞋、漂浮接箍失效[1]；(2)壓漏地層：漂浮接箍破裂盤擊破及套管下入過程對地層造成沖擊，產(chǎn)生較大激動壓力，易壓漏地層；(3)遇阻處理：下套管過程中，遇阻后處理手段缺乏，尤其下至深部地層時，起出管柱的可能性較低，難以保證套管下到預(yù)定深度。

為提高大位移井下套管作業(yè)成功率并規(guī)避漂浮下套管技術(shù)風(fēng)險，南海東部某油田成功采用全漂浮旋轉(zhuǎn)下套管技術(shù)，降低了施工作業(yè)難度，提高了長裸眼大斜度井段下套管作業(yè)成功率。

1 全漂浮旋轉(zhuǎn)下套管技術(shù)

1.1 技術(shù)原理

全漂浮旋轉(zhuǎn)下套管是一種利用全漂浮及旋轉(zhuǎn)套管兩種方式，有效降低套管與管外套管及地層之間摩擦阻力，使套管串突破正常下入極限，提高下套管成功率的技術(shù)。

全漂浮是指在套管內(nèi)全程不灌漿，使其能夠在管外鉆井液提供的浮力作用下而整體處于漂浮的工作狀態(tài)，更大程度上減少套管與四周井壁的接觸摩擦，進而達到順利下套管的作業(yè)目標(biāo)；旋轉(zhuǎn)下套管能夠?qū)崿F(xiàn)軸向摩擦力到橫向摩擦力的轉(zhuǎn)變，將滑動摩擦轉(zhuǎn)變是滾動摩擦，使套管在全漂浮狀態(tài)下摩阻減小，管柱懸重增加，同時可修正井眼并降低下套管過程中激動壓力。

1.2 關(guān)鍵技術(shù)裝備及配套工藝

在施工現(xiàn)場，全漂浮旋轉(zhuǎn)下套管技術(shù)的應(yīng)用，不但需要達到旋轉(zhuǎn)套管的效果，同時需要實現(xiàn)套管采用全掏空方式進行下入作業(yè)。因此，該技術(shù)需要使用配套裝備—旋轉(zhuǎn)下套管頂部驅(qū)動系統(tǒng)。對比常規(guī)的漂浮下套管作業(yè)方式，旋轉(zhuǎn)下套管需要滿足更加嚴(yán)格的作業(yè)工況要求，同時更加重視附件可靠性以及套管抗擠等問題，確?，F(xiàn)場作業(yè)能夠順利展開。

1.2.1 旋轉(zhuǎn)下套管頂部驅(qū)動系統(tǒng)

旋轉(zhuǎn)下套管頂部驅(qū)動系統(tǒng)由頂部驅(qū)動抓卡系統(tǒng)、數(shù)據(jù)監(jiān)測系統(tǒng)化以及液壓卡盤等眾多子系統(tǒng)構(gòu)成，是全漂浮旋轉(zhuǎn)下套管技術(shù)的關(guān)鍵裝備。

頂部驅(qū)動抓卡系統(tǒng)是動力大鉗、吊卡、循環(huán)灌漿器、機械扶正手、上扣補償器等工具功能的集成。該子系統(tǒng)借助頂驅(qū)旋轉(zhuǎn)方式，達到自動化控制套管上扣的效果。下套管期間，頂驅(qū)可以保障鉆井液的有效循環(huán)，便于套管能夠順利進行上下以及旋轉(zhuǎn)運動，減少卡套管的可能性，以更好地應(yīng)對各種復(fù)雜情況，提高系統(tǒng)的安全性與可靠性。

本文重點闡釋的是內(nèi)卡式旋轉(zhuǎn)下套管頂部驅(qū)動抓卡系統(tǒng)，其由液壓旋轉(zhuǎn)頭、泥漿閥以及獨立扭矩傳感器等部分構(gòu)成，如圖1 所示。

圖1 旋轉(zhuǎn)下套管頂部驅(qū)動抓卡系統(tǒng)

1.2.2 高扭矩扣

套管及接箍抗扭強度是全漂浮旋轉(zhuǎn)下套管技術(shù)的關(guān)鍵，實際作業(yè)中需根據(jù)通井起下鉆摩擦系數(shù)及不同旋轉(zhuǎn)條件，模擬計算下放過程中最大扭矩，以確定套管下入預(yù)定深度所需扣型。根據(jù)作業(yè)經(jīng)驗，全漂浮旋轉(zhuǎn)下套管一般需要提高部分套管上扣扭矩等級，使用諸如JFE-Bear 等高扭矩扣以滿足作業(yè)需要。

1.2.3 雙浮箍

考慮到全漂浮旋轉(zhuǎn)下套管作業(yè)中浮箍必須長時間處在密封反向壓力的工作狀態(tài)，故而選擇的設(shè)計方案是雙浮箍形式，并且進一步提升抗壓等級，確保套管下入期間浮箍能夠始終處在穩(wěn)定的工作狀態(tài)。

1.2.4 偏心浮鞋

常規(guī)漂浮下套管采用的可劃眼浮鞋通過卡點的能力強，但整體尺寸偏大。若在全漂浮旋轉(zhuǎn)下套管下入過程中使用該型浮鞋，易導(dǎo)致巖屑堆積在浮鞋處，增加下入風(fēng)險。而偏心浮鞋(帶側(cè)上水眼)則避免了上述風(fēng)險，若遇到臺階或者井眼不規(guī)則時，旋轉(zhuǎn)后很容易下入，且若下水眼堵后，側(cè)上水眼仍可進行循環(huán)固井作業(yè)。

1.3 旋轉(zhuǎn)速度確定

在套管全漂浮的情況下，基于滿足井口扭矩不超出套管能承受的最大扭矩以及確保套管可以順利下入(懸掛重量大于零)的原則，選擇專業(yè)軟件對各個井段的旋轉(zhuǎn)速度進行設(shè)計。通常，設(shè)計公司會按照作業(yè)者提供的數(shù)據(jù)資料完成模擬計算。該計算依據(jù)主要包括：井眼軌跡數(shù)據(jù)、鉆井液體系和性能、摩擦系數(shù)及頂驅(qū)重量等。

套管與套管之間以及套管與裸眼之間摩擦系數(shù)是模擬計算頂驅(qū)旋轉(zhuǎn)速度的關(guān)鍵參數(shù)，實際中常根據(jù)經(jīng)驗和通井起下鉆數(shù)據(jù)反演得到。

1.4 工藝流程

全漂浮旋轉(zhuǎn)下套管作業(yè)工藝流程簡單，主要動作包括[2]：抓住單根套管—提升單根套管—下放套管對扣、上扣—松卡瓦—套管柱(旋轉(zhuǎn))下放—坐卡瓦—上提大鉤—抓住下一根套管。在整個下套管動作期間，要求頂部驅(qū)動抓卡系統(tǒng)協(xié)同配合其他子系統(tǒng)完成功能控制，確保整體作業(yè)工序的順利完成，如圖2 所示。

圖2 全漂浮旋轉(zhuǎn)下套管作業(yè)流程

1.5 技術(shù)優(yōu)勢

全漂浮旋轉(zhuǎn)下套管技術(shù)將常規(guī)下套管工具及灌漿系統(tǒng)集成，并針對常規(guī)漂浮下套管技術(shù)存在的風(fēng)險進行技術(shù)優(yōu)化。作為一項新技術(shù)，表現(xiàn)出下述優(yōu)勢：

(1)摩阻大幅下降，處理復(fù)雜情況手段多樣化。該技術(shù)的使用，能夠顯著降低套管下入的摩阻影響，順利完成下放以及上提等動作。同時面對各種復(fù)雜情況能夠提供多種手段，極大程度上避免大位移井長裸眼大斜度井段技術(shù)套管難以下到預(yù)定深度的風(fēng)險。

(2)優(yōu)化技術(shù)設(shè)計方案，力求實現(xiàn)本質(zhì)安全。該技術(shù)選擇雙浮箍及偏心浮鞋的設(shè)計方案，對傳統(tǒng)漂浮接箍等技術(shù)進行優(yōu)化，從設(shè)計層面杜絕出現(xiàn)漂浮接箍失效等安全問題，達到本質(zhì)安全的設(shè)計目標(biāo)，降低風(fēng)險影響程度。

(3)作業(yè)自動化程度增強，減少人員安全風(fēng)險。液壓卡盤以及頂驅(qū)下套管等全新技術(shù)的使用，全方位提高下套管作業(yè)的自動化水平，減少人員疲勞、避免套管扶正臺高空作業(yè)及井口套管鉗操作人員手部傷害的風(fēng)險。

2 南海東部大位移井技術(shù)應(yīng)用

2.1 南海東部某油田大位移井概況

南海東部某三個油田位于南海珠江口盆地，其中A 油田距離X-1B 平臺4 km，B、C 油田分別距離X-2B平臺5.3 km、7.1 km，油田所處海域水深達到95.8 m，目標(biāo)層是中新統(tǒng)，是常規(guī)溫度及壓力系統(tǒng)?？紤]到三個油田的含油構(gòu)造都相對較小，因此，選定的開發(fā)方案是使用X-1B 平臺在A 油田鉆3 口大位移井，使用X-2B 平臺在B、C 油田鉆2 口和1 口大位移井。各大位移井的詳細(xì)開發(fā)參數(shù)如表1 所示。

表1 南海東部6 口大位移井基本參數(shù)

2.2 現(xiàn)場應(yīng)用

C-A1H 井是本批開發(fā)井內(nèi)井深最大的井，達到7 649 m，水垂比2.77。該井的穩(wěn)斜段是311.1 mm 井眼，井斜角為76°～77°，選擇PDF-MOM 油基泥漿進行鉆進。穩(wěn)斜段從1 784 m 到6 122 m，長度達4 338 m，該井段244.5 mm 套管的下入關(guān)系到整體建井工作的成敗。在優(yōu)化方案后，該部分選擇全漂浮旋轉(zhuǎn)下套管方式，如圖3 所示。

C-A1H 井在以全漂浮旋轉(zhuǎn)下套管方式進行244.5 mm 套管下入之前，應(yīng)當(dāng)選擇合理的套管與附件組合，確保能夠滿足預(yù)定下入深度的要求?；趯嶋H工程數(shù)據(jù)，經(jīng)專業(yè)軟件完成模擬分析后，選擇2 722 m 79.59 kg/m+3 400 m 69.92 kg/m 磅級套管組合，35.0 kN·m上扣扭矩值的JFE-Bear 高強度扣。而且，為保障下入期間浮箍浮鞋的功能可靠性，選擇雙浮箍及偏心套管鞋的設(shè)計方案，且雙浮箍的抗壓等級是35 MPa、55 MPa。

在通井環(huán)節(jié)對起下鉆摩阻系數(shù)進行反演的同時，在下入期間分別對兩個層段(1 804～1 841 m、 2 894～2 930 m) 進行旋轉(zhuǎn)測試及摩阻系數(shù)反演：套管與套管之間為0.4，套管與裸眼之間為0.6。

圖3 全漂浮旋轉(zhuǎn)下套管技術(shù)現(xiàn)場應(yīng)用

通過摩擦系數(shù)及下入過程模擬計算確定旋轉(zhuǎn)速度及對應(yīng)深度，如圖4 所示，全漂浮旋轉(zhuǎn)下套管過程為：0～2 930 m 全漂浮下入；2 930～3 708 m 平均20 r /min旋轉(zhuǎn)+全漂浮下入；3 708～4 716 m 平均25 r /min旋轉(zhuǎn)+ 全漂浮下入；4 716～6 114 m 平均30 r /min旋轉(zhuǎn)+全漂浮下入。由圖4 可知，在下套管過程中，相較全漂浮技術(shù)來看，全漂浮旋轉(zhuǎn)技術(shù)能夠顯著提高套管下入懸重。而且伴隨轉(zhuǎn)速的持續(xù)提高，套管下入懸重也將有所升高，能夠更大程度上克服摩阻影響，確保套管能夠順利下入到位。

最終C-A1H 井244.5 mm 套管下入過程懸重為20.4～29.5 t(其中頂驅(qū)重量22.7 t)，扭矩為10.8～ 21.7 kN·m，用時57.5 h 安全順利高效下入504 根套管至預(yù)定深度，為大位移井作業(yè)成功提供保障，并且在實踐過程中該技術(shù)極大降低了作業(yè)風(fēng)險，簡化了作業(yè)程序，保證了人員安全。

在A、B、C 三個油田大位移井項目內(nèi)，全漂浮旋轉(zhuǎn)下套管工藝技術(shù)的引入，能夠更方便地完成下放、上提以及旋轉(zhuǎn)動作，各大位移井套管下入成功率高達100%。且沒有出現(xiàn)壓漏地層、浮鞋浮箍失效等安全問題，施工作業(yè)目標(biāo)得以順利達成。全漂浮旋轉(zhuǎn)下套管技術(shù)在5 口井的使用情況如表2 所示。

圖4 全漂浮旋轉(zhuǎn)下套管下入過程懸重變化

表2 5 口井全漂浮旋轉(zhuǎn)下套管技術(shù)參數(shù)表

3 結(jié)語

(1)全漂浮旋轉(zhuǎn)下套管技術(shù)可有效降低大位移井大斜度長裸眼穩(wěn)斜段套管下入摩阻，避免漂浮接箍及浮鞋失效的風(fēng)險，確保大位移井下安全；

(2)摩阻系數(shù)的精確反演是確定全漂浮套管下入方式、不同井段所需頂驅(qū)旋轉(zhuǎn)速度的關(guān)鍵；

(3)全漂浮旋轉(zhuǎn)下套管技術(shù)工藝的成功應(yīng)用，為南海東部油田高難度大位移井下套管提供更多更安全的技術(shù)方案，為后期高難度大位移井的成功實施提供新思路。