土庫曼斯坦尤拉屯區塊尾管懸掛器及回接固井技術

杜鵬德 鄭曉志 張元星 (中石化資產經營管理有限公司德州大陸架油氣高科技分公司)

土庫曼斯坦尤拉屯區塊尾管懸掛器及回接固井技術

杜鵬德 鄭曉志 張元星 (中石化資產經營管理有限公司德州大陸架油氣高科技分公司)

應用德州大陸架公司研發的133/8in×97/8in SSX-A型液壓尾管懸掛器及95/8in HC-A型回接插頭,在土庫曼斯坦的土24井、土25井應用高密度鉆井液且井況復雜的情況下,順利完成了尾管懸掛及回接固井工作,成功解決了該地層蠕變縮頸嚴重導致的固井質量難以保證的問題,節約了成本,達到了固井后成功試壓50 MPa的設計要求。

鹽膏層 尾管 懸掛器 回接固井 大陸架

1 概述

位于土庫曼斯坦尤拉屯的土24井、土25井施工區塊是土庫曼斯坦主力氣源之一,承擔著土庫曼斯坦向中國穩定輸氣30年、年輸氣170×108m3的重要任務。該區塊的井是世界級高難度井,地質結構復雜,H2S含量高,井控難度大,井底壓力高,泥漿密度可控窗口小,鹽膏層蠕變縮徑嚴重,井涌、井漏、卡鉆的情況經常發生。此前,土庫曼斯坦、俄羅斯、土耳其等國多家鉆井承包商在該區塊鉆探了10余口井,均因在高壓鹽膏層段出現復雜情況無法處置而棄井,或中途停鉆或報廢。

24井與25井的井身結構基本相似。以24井為例,實鉆井身結構如圖1所示。

三開鉆至上侏羅紀克里米德氏組下部,完鉆井深4 073 m,泥漿密度2.2 g/cm3,該段主要以硬石膏和鹽巖為主,主要技術難點在于此井段屬高溫高壓鹽水層,地層蠕變嚴重,極易造成卡鉆、套管擠毀等情況發生;套管設計時,選用厚壁、高抗擠強度的套管 (97/8in,1 in=25.4 mm,壁厚15.88 mm),防止擠毀套管的情況發生。但由于此套管費用高,不可能全井段應用,所以采用德州大陸架生產的97/8in尾管懸掛+95/8in回接套管的特殊結構。眾所周知此型號懸掛器的可掛套管壁厚標準為9.65、10.92、12.19 mm,而此井133/8in套管壁厚為13.06 mm,這為懸掛器的坐掛增加了相當大的難度。井底井溫130℃,因此對固井工具及附件在高溫、高壓下的可靠性要求非常高。而且3 620～4 073 m井段含石油、天然氣、高壓鹽水,預計四開4 040～5 000 m井段含天然氣,天然氣組分含4.15%H2S氣體,且壓力極高,這就要求固完試壓50 MPa。如此復雜的井下條件,尾管懸掛及回接固井的成敗關系到四開的主要目的層井段能否安全鉆井。

圖1 井身結構

2 懸掛器的結構特點

(1)大陸架公司根據設計要求,加工了133/8in×97/8in SSX-A型液壓尾管懸掛器95/8in回接的特殊結構。

(2)采用優質合金不銹鋼,機械強度高,懸掛尾管重力大。

(3)獨立的雙液缸、雙錐體、雙排卡瓦結構使坐掛能力更強,坐掛成功率更高,載荷分布更均勻。液壓控制實施坐掛,可用于各種井況。如果正常液壓使用液壓方法不能坐掛,那么由于浮鞋除了底部有循環孔以外,側面還有循環孔,浮鞋底有刮刀設計,這樣就可以把整個管柱下到井底,正轉,依然可以倒扣。

(4)膠塞、球座均設計有鎖緊機構,且具有良好的可鉆性。

(5)密封芯子能隨送入工具提出井口,節省了鉆密封芯子時間。

(6)密封總成采用“W”形多組密封件及“O”形密封件,具有雙向密封功能,密封效果佳。

(7)懸掛器上下均配有扶正環,既可以保證懸掛器居中,提高坐掛成功率,又可以保護液缸、卡瓦不受損傷。

(8)倒扣丟手無需找中和點,只要將送入鉆具下壓5～10 t,正轉,即可輕易倒開。

圖2 液壓尾管懸掛器

3 尾管固井現場施工及復雜情況處理

3.1 下套管準備

(1)下鉆通井,多次正倒劃眼,調整好泥漿性能,保證套管能順利下到設計深度。校核尾管長度,仔細計算鉆桿回縮距,配好送入鉆具。

(2)加強管具檢查:通徑、丈量鉆桿、尾管和絲扣檢查。組裝懸掛器并丈量其尺寸,檢查銷釘;檢查球座和銅球、空心膠塞和中心管、懸掛器和套管等所有配合。

(3)起鉆時 (或通井期間),將鉆具提至懸掛器坐掛位置后上提、下放、靜止三懸重稱重并記錄。

(4)校核坐掛位置,懸掛器卡瓦應避開上層套管接箍。校核指重表和泵壓表,保證靈敏、準確。

3.2 下入尾管及懸掛器

(1)管串排列:球座位置應由所設計的水泥塞高度確定,推薦的管串排列為:浮鞋+套管+浮箍+套管+浮箍+套管+球座+套管組合+尾管懸掛器+送入鉆具+水泥頭。

(2)按順序下入套管及附件,按標準上夠扭矩。每下入20根套管至少灌滿泥漿一次。

(3)懸掛器下面的兩根套管連續加兩個扶正器;套管下完后先灌滿泥漿,再按規程連接懸掛器。

(4)稱重,并做好記錄。鎖死轉盤,以防止尾管轉動。

(5)下送入鉆具。接送入鉆桿時打好背鉗,尾管坐掛前嚴禁下部鉆具轉動。嚴格控制下放速度(推薦1.5～2.0 min/立柱)。

(6)整個過程中無論是套管內還是環空中必須要防止井口落物。

(7)將尾管下至預定深度,先灌滿泥漿,再接頂驅。稱重、測量摩阻,并記錄。

(8)調整好鉆 (方)余。小排量開泵循環泥漿,盡量控制開泵壓力不超過5 MPa。待泥漿返出后可逐漸增加排量,但盡量使尾管內外流阻之和不超過6 MPa,待循環壓力穩定后再以正常排量循環。記錄各個階段的泵沖和相應泵壓。

3.3 懸掛器坐掛及丟手

投球,小排量泵送,球到球座后憋壓12 MPa,下放鉆具約2.5 m,總懸重下降60 t說明已經做掛(之前稱套管浮重為45 t),18 MPa憋通球座。正轉鉆具30圈,基本無回轉,上提鉆具1.5 m懸重保持在132 t不變,說明已經順利丟手 (之前通井時在坐掛位置稱重上提132 t)。開泵循環,同樣泵沖泵壓與之前相符。下壓10 t接水泥頭。注水泥、替漿,到量后放回水無回流。

3.4 起鉆循環候凝

在固完井起鉆循環這一環節上,土24井采取的是固完井直接起3柱再循環兩周,然后憋壓候凝。這樣回接之前要下三趟鉆,一趟121/8in鉆頭掃到回接桶頂,一趟83/8in的鉆頭掃過懸掛器,再下銑錐,磨洗回接桶。原因是擔心如果憋壓起鉆直接循環會對試壓造成影響,但如此操作多了兩趟鉆,施工時間多了3天。所以在大陸架服務工程師的建議下土25井固完井時,采取了直接起鉆循環,并且此類型懸掛器一旦中心管被拔出,即使是再插進去循環也不會形成密封,這樣就不用擔心回接桶內會滯留水泥,而且節省了施工時間。

3.5 懸掛器現場緊急問題處理

在大陸架公司服務工程師未到土庫曼斯坦前當地吊運人員將吊帶掛在懸掛器的卡瓦處進行吊運,使多片卡瓦產生了嚴重的變形。而土25井用的就是這套懸掛器。

經過分析制定出三種方案:①卸掉其他懸掛器上的卡瓦,安裝到本套懸掛器上;②用錘子等現場工具對卡瓦桿進行敲擊,使其相對平直;③用比較細的鐵絲對卡瓦進行捆綁,使其緊貼本體。

根據現場實際情況,認為第三套方案對懸掛器本體傷害低,操作簡單,可行性強。

現場實際情況是:尾管下到設計位置,正常循環洗井。然后投球,到位后憋壓12 MPa,成功坐掛,18 MPa憋通球座,順利倒扣丟手,然后注水泥替漿施工順利結束。

4 尾管回接

4.1 回接插頭的結構特點

(1)具有多組O形組合密封件,密封面積大,密封能力更強,密封更可靠。

(2)配有專門的節流浮箍,既方便了灌漿,回接插頭插入回接桶時又能夠使多余泥漿從節流浮箍排出。

(3)專用銑錐與懸掛器結構匹配,在磨洗到回接桶底后能夠在銑錐底部留下磨痕,給現場工程人員以管串長度依據。

4.2 回接施工程序

(1)在銑完回接桶,循環、洗井,調整好泥漿性能后起鉆。

(2)按照設計排列管串,95/8in回接插頭+2根套管 (兩個扶正器)+95/8in節流浮箍+管串,調節好臺余,準備好10 m長吊環。

(3)下入管串,回接插頭插入回接桶前,開泵頂通循環,然后下放管串將回接插頭插入回接桶,下壓20 t憋壓至8 MPa,穩壓3 min,壓力不變,密封良好。

(4)將循環孔提出回接桶,循環一周后,注水泥、壓塞、替漿、下壓20 t,放回水,密封良好。

5 應用效果

在多個國家的井隊在此區塊勘探失敗的背景和壓力下,中國各工程方有條不紊、嚴格地按照規程操作,并針對井況采取了相應的技術對策。順利地將套管下到設計位置,循環暢通,懸掛器坐掛丟手成功,回接密封良好,固井施工順利,固完試壓50 MPa。表1為這兩口井的主要施工數據。

表1

6 結論

(1)土庫曼斯坦尤拉屯區塊地質結構復雜, H2S含量高,井控難度大,井底壓力高,泥漿密度可控窗口小,鹽膏層蠕變縮徑嚴重,井涌、井漏、卡鉆的情況經常發生。該井的順利施工說明此類型的懸掛器用于尾管固井技術是成熟、可行的。

(2)在現場施工過程中,懸掛器的多片卡瓦片嚴重變形,在此情況下采取現場修復方案后,施工繼續并順利進行,說明大陸架的此類產品質量是過關的。

(3)在土25井尾管固完井后,采取了直接起鉆循環不留上塞的操作手法,省了2趟鉆,節省了3天時間,而且回接固完后成功試壓50 MPa。實踐證明,上述操作程序既簡單,又節約時間,還能夠達到固井設計要求。

(4)尾管及回接固井工藝比較復雜,技術要求較高,所以規范化的操作程序是取得成功的保證。

[1]馬開華,馬蘭榮,朱德武,等.塔深1井非常規系列尾管懸掛器的設計與應用[J].石油鉆探技術,2007,35(1):1 -4.

[2]馬開華,馬蘭榮,鄭曉志,等.川東北地區特殊尾管懸掛器的研發與應用[J].石油鉆探技術,2008,36(3):16-19.

10.3969/j.issn.1002-641X.2010.7.008

2009-05-11)