南堡油田封隔式尾管回接工藝的應用與認識

王建全　李建業（中國石化石油工程技術研究院德州大陸架石油工程技術有限公司，山東德州　253005）

南堡油田封隔式尾管回接工藝的應用與認識

王建全李建業
（中國石化石油工程技術研究院德州大陸架石油工程技術有限公司，山東德州253005）

針對南堡油田潛山油藏埋藏較深，儲層溫度高，且地層壓力系數在0.99～1.01 之間，鉆井液密度稍有波動就會發生溢流或井漏的特殊井況，提出了一種特殊封隔式尾管回接工藝，其回接裝置選用帶頂部封隔器的回接插頭、盲板短節、旋流短節和浮箍，使用防退卡瓦在封隔器坐封的同時實現坐掛，防止固井過程由于水泥漿和鉆井液密度差引起的套管回縮上移。該工藝采用先回接、坐封，再進行注水泥固井的施工流程，能夠避免施工過程中井漏的發生。現場實踐表明，封隔式尾管回接工藝管串結構合理、操作簡便、回接裝置密封可靠、耐高溫，有針對性地解決了南堡油田溢漏同存井的尾管回接難題，現場應用效果良好。

南堡油田；尾管回接；封隔式；溢漏同存；回縮距

尾管回接技術是指使用回接裝置將下部尾管回接至井口或者井內某一位置，覆蓋已損壞或強度偏低的上層套管，從而實現上層套管修復或封堵尾管重疊段油氣上竄通道的一種固井工藝。南堡油田近年來特殊井、復雜井不斷增多，部分井地層壓力系數在0.99～1.01之間，鉆井液密度窗口窄，溢漏同存，常規尾管回接技術難以實施［1］。針對這種復雜情況，提出了一種在常規封隔式尾管回接裝置基礎上改進的特殊回接裝置及固井施工工藝。

1　常規尾管回接技術

常規尾管回接工藝是在尾管固井結束后，采用專用銑鞋對回接筒內表面進行磨銑，使其內表面無毛刺和水泥塊，再進行尾管回接的施工。施工步驟為：下入回接套管串，當回接插頭接近回接筒時緩慢下放，至回接插頭完全插入回接筒內，開泵憋壓檢查回接插頭的密封情況，驗封成功后上提套管串，使回接插頭的循環孔位于回接筒以上；鉆井液循環一個周期后，按照固井設計進行注水泥、壓膠塞、替漿。碰壓后下放套管串，使回接插頭插入回接筒，并下壓100～200 kN；帶有頂部封隔器的回接插頭則需下壓300～500 kN，使封隔器坐封。卸壓，檢查回流，沒有回流說明密封良好，若有回流需憋壓候凝［2-3］。

2　南堡油田尾管回接技術難點

南堡油田2號構造潛山奧陶系儲層屬于典型的壓力敏感儲層，密度窗口窄，鉆井過程溢漏同存，嚴重影響鉆完井作業。鉆井設計上部尾管固井后，采用欠平衡方式鉆進目的層，獲得工業油氣后再進行尾管回接。常規尾管回接工藝，由于水泥漿密度大于鉆井液密度，施工過程會直接壓漏地層，造成儲層污染。

3　封隔式尾管回接工藝

3.1封隔式回接裝置及工藝管柱串結構

選用大陸架公司研制的封隔式回接裝置，并優化工藝管柱串結構為“封隔式回接插頭（帶防退卡瓦）＋盲板短節＋旋流短節＋浮箍＋套管串”，如圖1所示。

封隔式回接插頭由卡瓦式防退總成、封隔器膠筒、坐封滑套及內鎖緊機構、V形密封組件和可鉆導向頭等組成。當回接插頭插入回接筒后，下壓一定力使封隔器坐封，封隔尾管頂部環空，與插頭上的密封組件形成雙重密封，可進一步提高整體密封能力［4］。封隔器坐封原理：下放回接套管串，坐封滑套在回接筒頂部的擠壓下剪斷剪釘，封隔器膠筒徑向膨脹至貼緊上層套管，由于封隔器內鎖緊機構作用，滑套相對于封隔器本體只能上滑不能下移，實現防退；當擠壓力達到卡瓦剪釘極限應力時，卡瓦剪釘被剪斷，卡瓦在錐體作用下漲開，且只能下行不能上移，實現軸向鎖緊；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狀間隙密封，下壓力越大，密封能力越強。封隔器一旦坐封就實現永久封隔，即使上提套管恢復原懸重，封隔器也不會解封。

圖1　封隔式回接裝置

工藝管柱串附件情況：盲板短節連接于回接插頭頂部，選用密封承壓大于25 MPa的盲板短節以隔離回接井段和下部已鉆開的易漏地層，防止回接固井過程中的液柱壓力作用于下部易漏地層而發生漏失；旋流短節連接于盲板短節之上，建立回接套管的循環通道；浮箍連接于旋流短節之上，一般間隔2～4根套管再加一個浮箍，雙浮箍保證高效的防回壓效果?；亟友b置及附件的技術參數見表1。

表1　回接裝置及附件的技術參數

3.2工藝流程

為了使窄窗口、易漏、易竄氣井的回接固井工藝安全實施，并且滿足施工壓力不能壓漏下部地層且不影響尾管重疊段薄弱部分的要求，提出先封隔尾管頂部環空，再建立“人工井底循環通道”的作業流程。

（1）下入刮管器，對回接筒頂部至其上部50 m范圍的上層套管進行刮管。

（2）采用專用銑鞋磨銑回接筒，到位后以40～50 r/min的轉速磨銑回接筒內表面3～4次；最后一次加鉆壓20～30 kN，再磨銑5 min，記錄此時銑鞋深度。

（3）循環清洗回接筒30 min，起鉆檢查銑鞋磨損情況。如果銑鞋底部有一圈磨痕，直徑等于懸掛器密封外殼左螺紋內徑， 說明已經磨到回接筒底部。

（4）下回接套管串并及時將套管內鉆井液灌滿。前3根套管每根各安裝1個扶正器，保證回接插頭進入回接筒時的居中度。

（5）插頭接近回接筒時，緩慢下放套管串，當回接插頭插入回接筒后繼續下壓20～50 kN。試插時鉆壓不可超過50 kN，以防止回接套管未調整好而封隔器提前坐封、防退卡瓦提前坐掛的發生。

（6）關防噴器，試低壓，檢驗回接插頭是否插入回接筒。壓力要求大于下部漏層的漏失壓力，無壓降說明回接插頭已插入回接筒。

（7）泄壓，開防噴器，調整好回接管串長度，將回接插頭插入回接筒，下放套管串，使回接插頭受壓120～150 kN，剪斷坐封滑套剪釘，坐封封隔器；繼續下壓300～500 kN，使封隔器完全漲封，防退卡瓦漲開，防止整個套管串上移，實現永久封隔。

（8）再次關防噴器試高壓，驗證封隔器密封效果。壓力要求大于整個固井施工過程對回接管串底部的最大附加壓力，確保固井施工的安全。

（9）試壓合格后按常規施工程序循環、固井。

4　關鍵技術

4.1回接筒的磨銑

（1）尾管固井在回接筒頂部預留上水泥塞的情況下，需要先用大尺寸鉆頭鉆除上水泥塞，再下小尺寸鉆頭鉆穿回接筒。注意鉆除上水泥塞至回接筒頂部前要降低鉆進參數，以保護回接筒喇叭口。

（2）鉆除上塞時避免用動力鉆具，防止不易觀察的鉆壓和扭矩之間關系變化而破壞回接筒頂部，甚至鉆除回接筒的情況。建議選用牙輪鉆頭，嚴格控制鉆進參數，鉆頭接觸到回接筒頂時注意扭矩變化，并記錄此時回接筒頂深。

（3）磨銑管柱選用鉆除上水泥塞的鉆具結構，能夠準確清晰地確認回接筒“頂底差”是否與回接筒長度一致，以判斷鉆除上塞和磨銑回接筒是否到位。

（4）在尾管固井不預留上水泥塞的情況下，仍需先下大鉆頭探到回接筒頂，再用同系列的鉆具組合下磨銑管柱，確定回接筒頂部無殘留水泥且校核磨銑位置是否準確。

4.2刮管

使用刮管器對回接筒頂部及以上50 m井段進行刮管，清除上層套管內壁的殘留水泥，以確保封隔器坐封后的密封效果。

此次會議中絕大部分報告的研究切入點都選取地較小，研究較為具體深入，約85%的報告都與數學內容緊密相關，數學特色明顯，即便是對上位的教育方法的論述也大都以具體知識的教學為載體落實說明．例如對薩拉戈薩（Joseph Zaragoza，1627—1679）的介紹聚焦到了其如何接受韋達（Fran?ois Viète，1540—1603）的思想，重新組織廣義算術中代數的教學；對《數書九章》的研究具體到其中解聯立線性方程的方法與《九章算術》的不同；教學實踐涉及具體知識點分數、對數、比例、復數等教學，教師教育與教材研究也都較為聚焦．

4.3計算套管的回縮距

尾管回接工藝中，準確的套管回縮距是保證回接插頭密封和井口坐掛套管頭成功的關鍵?；乜s距由套管與鉆桿自由伸長量之差、水泥漿頂替到位后套管在浮力差作用下的收縮長度、下壓力引起的套管收縮長度、封隔器的坐封行程共同決定。往往現場施工多為粗略計算，為做到精確計算套管回縮距，作者總結以下相關計算方法。

4.3.1套管與鉆桿自由伸量長之差

如果套管與鉆桿都是均勻的，從理論上講二者的自由伸長量應該是相等的，但實際上由于復合套管與復合鉆桿尺寸及接頭等因素的影響，二者計算出來的自由伸長量是不等的。

式中，ΔL1'為鉆桿與套管自由伸長之差，m；ΔL1為n段復合套管或復合鉆桿的自由伸長總量，m；K為接頭影響系數，一般取0.85～0.95，無量綱；λ為浮力系數，無量綱；Wi為第i段套管或鉆桿單位長度重量，kg/m；Li為第i段套管或鉆桿的長度，m；E為鋼材彈性模量，MPa ；Si為第i段套管或鉆桿的管體截面積，cm2；ρ泥漿為鉆井液密度，g/cm3。

4.3.2套管在浮力差作用下的收縮長度

一般情況下水泥漿的密度大于鉆井液的密度，套管在此浮力差的作用下有收縮的趨勢。多數現場施工時，為減小施工泵壓，往往替入一定量的重漿以減弱這種趨勢。

其中

式中，ΔL2為套管在浮力差下的回縮距，m；水泥為水泥漿增加的浮力，104N；W重漿為重漿減少的浮力，104N；L為回接套管串長度，m；ρ水泥為水泥漿密度，g/cm3；Q為套管閉排，L/s；H為水泥漿封固長度，m；ρ重漿為加重鉆井液密度，g/cm3；V為替入的重漿體積，m3。

4.3.3下壓力引起的套管收縮長度

式中，ΔL3為下壓力引起的套管收縮長度，m； F為下壓力，N。

4.3.4實際回接套管方余

按照磨銑回接筒鉆具所探回接筒頂部的深度，排套管串時方余ΔL'為

式中，ΔL4為套管接箍加1～2吊卡的長度和，即插頭插入回接筒下壓一定力后的方余，m；ΔL5為封隔器坐封行程，m。

5　現場應用

目前，該回接工藝已在南堡油田成功應用十余井次，并取得了良好效果，解決了溢漏同存井的尾管回接問題。

NP23-P2002井是南堡油田2號構造潛山老堡南1斷塊的一口水平井。完鉆井深5 150 m，在?177.8 mm尾管固井后采用欠平衡鉆井方式完鉆，并發現較好的油氣顯示，由于地層承壓能力很低且鉆井液密度窗口窄，密度稍高即井漏，密度稍低即溢流。為了保證尾管回接過程不壓漏壓力敏感地層，曾三次打橋塞，但承壓能力都無法滿足常規尾管回接的固井施工要求，未達到預期效果。采用上述特殊封隔式尾管回接工藝，成功解決了溢漏同存井的回接固井漏失問題，有效保護了油氣儲層。

NP23-P2002井具體施工步驟：下回接套管前，調整好鉆井液性能，確保在不漏失情況下壓穩、防溢流；按順序下回接裝置及附件，在浮箍入井后，每下10根套管灌滿鉆井液一次，控制下入速度不高于0.3 m/s；觀察下套管井口返出情況，如有滲漏情況，放慢下入速度；下套管至回接筒頂部之前需灌滿鉆井液，緩慢下放，觀察懸重變化，當回接插頭插入回接筒后下壓30 kN，試壓5 MPa，穩壓5 min無壓降；確認回接插頭已插入回接筒后，泄壓，繼續下壓套管串400 kN以坐封封隔器、防退卡瓦坐掛，壓穩5 min，進行試壓25 MPa，穩壓15 min無壓降，滿足固井施工要求，泄壓后循環一周，固井；固井施工順利，測井結果顯示水泥漿無任何下沉，固井質量優質，取得了良好應用效果［5-7］。

6　認識與總結

（1）實踐表明該封隔式尾管回接裝置及施工工藝成功解決了南堡油田溢漏同存井的尾管回接難題，并且應用效果良好。該工藝管串結構合理、操作簡便、回接裝置密封能力強、抗高溫，可考慮在常規尾管回接中應用，可避免常規尾管回接固井水泥頭位置高、操作不便的問題。

（2）工藝實施的關鍵在于選用配套回接裝置，清潔回接筒頂及內表面，合理計算套管回縮距，文中的計算方式可指導現場套管串的調整，但對于精確計算套管回縮距，仍需進一步理論結合現場實際數據進一步完善。

（3）由于該工藝套管附件需要鉆除，為保障回接插頭、封隔器的密封效果，建議管串下部套管在上扣時涂抹抗高溫的絲扣膠，以保證下部套管的連接強度。

（4）常規尾管回接固井，會有水泥漿在插頭與回接筒間，形成有效封固，而該工藝回接筒與回接插頭間密封僅靠高性能橡膠密封組件來實現，其密封能力對于井下長期高溫、腐蝕性環境有待考驗，需要技術人員進一步進行技術改進與革新。

［1］韓立勝，張家義，崔海弟，等.水包油鉆井液在NP23-P2002井五開井段的應用［J］.鉆井液與完井液，2011，28（4）：36-39.

［2］馬開華，馬蘭榮，陳武君.高壓油氣井尾管回接固井新技術［J］.石油鉆采工藝，2005，27（3）：22-23.

［3］馬蘭榮，白曉靜，朱和明，等.尾管回接裝置及其在現場的應用［J］.石油礦場機械，2008，37（9）：88-90.

［4］馬蘭榮，馬開華，王建全，等.新型耐高壓封隔回接插頭的研制與應用［J］.石油鉆探技術， 2004，32（6）： 35-37.

［5］張明昌，張言杰，何玉榮，等.固井完井油氣層保護配套技術［J］.石油鉆探技術， 2004，32（2）： 36-38.

［6］李文生.川西高溫高壓氣井完井工藝技術［J］.天然氣勘探與開發，2004，27（4）：25-28.

［7］馬勇，姚坤全，常洪渠，等. 提高高壓氣井套管回接固井質量的技術［J］.天然氣工業，2009，29（2）： 61-63.

（修改稿收到日期 2015-03-03）

〔編輯李春燕〕

吐哈油田三塘湖采油廠向世界級難題“宣戰”

2015年3月9日，隨著馬49-2H井深度鉆進，吐哈三塘湖采油廠產能建設工作全面展開。吐哈油田的致密油油藏含油飽和度高，滲透率還不到常規油藏的1/10，是原油開采的世界性難題。牛東區塊卡拉崗組油藏為火山巖油藏，儲集空間類型復雜多樣，直井產量低，水平井自然遞減快，開采難度也稱得上是世界級水平。三塘湖采油廠集中優勢攻克世界性難題，計劃新鉆井91口，新建產能18.7萬t。技術人員以重大科技項目和重大礦場試驗為抓手，圍繞提高鉆遇率、單井產量和采收率三大目標，持續推進致密油儲層識別及預測、水平井體積（重復）壓裂、水平井注水吞吐和取換套大修等技術攻關，進一步集成配套主體技術系列，為致密油規模建產提供技術儲備。

(供稿李啟光)

Application and understanding of packer-type liner tieback technology in Nanpu Oilfield

WANG Jianquan, LI Jianye
（Shelfoil Petroleum Equipment & Services Co. Ltd., SINOPEC Research Institute of Petroleum Engineering, Dezhou 253005, China）

The burial depth of buried hills in Nanpu Oilfield is deep, the reservoir temperature is high, and the formation pressure coefficients are between 0.99 and 1.01, so overflow or fluid loss may occur even there is a slight change in drilling fluid density. For this end, a special packer-type liner tie-back technology has been developed, whose tie-back device includes the tie-back plug with top packer, blind sub, vortex sub and float collar; the liner is set when the packer is setting, using anti-back slips, which prevents upward movement of casing retraction caused by the difference between cement slurry and drilling fluid density during cementing. This technology procedure is tieback, setting, and cementing, which can effectively prevent lost circulation. Field practice shows that this pipe string used in this packer-type liner tie-back technology is rational in structure, easy to use, good sealing reliable of the tie-back device and resistant to high temperature, specially solve the liner tie-back problem in Nanpu Oilfield, where has co-existence of overflow and leakage, and has been successfully used in the oilfield.

Nanpu Oilfield; liner tieback; packer-type; co-existence of overflow and leakage; retraction distance

TE256.4

B

1000 – 7393（ 2015 ） 02 – 0107 – 04

10.13639/j.odpt.2015.02.028

王建全，1965年生。1988年畢業于中國地質大學（武漢）鉆探工程專業，現主要從事固完井工具的研發與推廣工作，高級工程師。電話：18653488870。E-mail：wjq@shelfoil.com。

引用格式：王建全，李建業.南堡油田封隔式尾管回接工藝的應用與認識［J］.石油鉆采工藝，2015，37（2）：107-110.