水下井口套管懸掛器偏磨事故預防技術

張志剛， 張華衛， 崔廣亮

（1. 中國石化集團國際石油勘探開發有限公司，北京 100029；2. 中國石化石油工程技術研究院，北京 100101；3. 中國石油集團渤海鉆探工程有限公司第一鉆井工程分公司，天津 300280 ）

套管懸掛器及其連接短節（為雙公短節）位于套管串的最上部，用于連接套管懸掛器和套管串，是保證油氣井完整性的重要組成部分[1-2]。施工過程中，海上浮式鉆井平臺（如半潛式鉆井平臺、鉆井船等）通過隔水管與位于海底的水下井口連接在一起[3]。浮式鉆井平臺的位置由定位系統控制，在洋流等因素影響下，轉盤的中心與水下井口的中心會發生輕微的偏移，安裝在隔水管系統中的撓性接頭將允許鉆井平臺在施工中發生一定量的偏移[4-5]。API RP 16Q推薦鉆井狀態下撓性接頭的平均彎曲角度不大于2.0°，最大彎曲角度不大于4.0°。通常情況下，控制隔水管撓性接頭彎曲角度位于API推薦范圍內，并安裝套管懸掛器耐磨補心預防因鉆井平臺偏移造成的套管懸掛器偏磨[6]。目前，對于套管防磨技術的研究較為系統[7-10]，而有關水下井口套管懸掛器防磨技術的研究相對較少，如果套管懸掛器發生嚴重偏磨，只能側鉆或者增加套管層次，以滿足油井完整性的要求。

海上高溫高壓探井M井的套管懸掛器偏磨后不能滿足油井完整性要求，只能通過側鉆的方式完成鉆探目標。為了防止再次發生類似的偏磨事故，分析了該井偏磨事故的發生過程，找出了造成偏磨事故的主因，制定了預防偏磨的技術措施，精確監測鉆井平臺偏移井口的程度。偏磨預防技術在M井側鉆井眼及后續的半潛式鉆井平臺鉆井、修井和棄井中進行了應用，驗證了偏磨預防技術的可行性。

1 M井基本情況及偏磨發生過程

M井作業水深95.00 m，使用8錨鏈半潛式鉆井平臺實施鉆探，采用五級井身結構，井口采用?762.0 mm低壓導管頭和?476.2 mm高壓（105 MPa）水下井口頭的組合，目的層用?215.9 mm鉆頭鉆進，并懸掛?177.8 mm 尾管（見圖1）。

圖1 M井實鉆井身結構Fig. 1 Casing program of the actually drilled well M

該井下入?273.1 mm+?250.8 mm復合生產套管，固井后，下入?215.9 mm旋轉導向鉆具組合鉆穿水泥塞及套管附件，將鉆井液替換為密度2.10 kg/L的油基鉆井液，然后開始下一開次的鉆進施工。鉆至設計完鉆井深4 800.00 m，起出全部鉆具和隔水管撓性接頭內的耐磨補心，發現耐磨補心一側（船艏向）已經磨穿。完成防噴器組試壓，起出?273.1 mm套管懸掛器的耐磨補心（內徑252.4 mm），發現耐磨補心的艏向左側也有輕微偏磨。鑒于2個耐磨補心均發生偏磨，裸眼段電纜測井作業結束后下入60臂井徑儀測量套管內壁磨損情況，解釋結果表明，?273.1 mm套管懸掛器及其連接短節同樣存在一側嚴重偏磨現象，其偏磨程度達到了41.2%。更換耐磨補心后，通井，再次下入60臂井徑儀測量套管內壁偏磨情況，測井解釋結果表明，經過電測及通井作業后，套管懸掛器及連接短節在相同位置的偏磨程度達到了47.5%，套管懸掛器及連接短節極有可能已經磨損到中間連接的絲扣接觸面。在MDT測得油層壓力當量密度為2.06 kg/L的情況下，結合套管懸掛器的磨損程度，使用專業軟件重新校核套管強度，發現偏磨后套管懸掛器及連接短節已無法滿足測試安全要求。注水泥封固裸眼段后，切割?250.8 mm套管、側鉆，重新下入復合生產套管固井，保證了井筒的完整性。側鉆施工共用時79 d，花費5 400萬美元。

2 偏磨事故原因分析

為防止側鉆及后續半潛式鉆井平臺施工過程中再次發生類似的偏磨事故，參考造成隔水管、水下井口及套管偏磨的可能原因[11-12]，從以下方面分析發生偏磨事故的原因。

2.1 鉆井平臺偏離井口的程度

2.1.1 鉆進期間防噴器及隔水管偏離井口程度

井口基盤、水下防噴器、下部隔水管總成（LMRP）和隔水管底部均安裝了牛眼水平儀，以便作業期間使用人工機器人（remote operated vehicle，ROV）判斷井口、防噴器和隔水管的偏移程度。?215.9 mm井段鉆進過程中每隔2～3 d下入ROV觀察一次牛眼水平儀的水平度，觀測結果顯示傾斜程度均不超過1.75°（見表1）。

表1 ?215.9 mm井段鉆進期間各牛眼水平儀的傾斜角度及傾向Table 1 Dip angle and trend of bull’s eye level-meter at different positions during ?215.9 mm borehole drilling

2.1.2 隔水管段傾斜程度

如果鉆井平臺大幅度偏移井口中心，隔水管會大幅度傾斜，可能導致鉆具對套管懸掛器造成嚴重偏磨。考慮?215.9 mm井段開鉆、裸眼電纜測井和棄井注水泥塞過程中均未對鉆井平臺位置進行任何調整，注完裸眼水泥塞后下入陀螺測斜儀，檢測隔水管傾斜程度。測斜結果顯示，井口附近的井斜角小于0.7°，方位角約為200.0°；整個隔水管段平均斜度在1.0°以內，最大斜度不超過1.5°，表明隔水管不存在嚴重傾斜。

2.1.3 錨鏈張力

該半潛式鉆井平臺定位艏向為317°。海事報表表明，?215.9 mm井段鉆進期間至第一次電測發現套管懸掛器及連接短節偏磨時未調整錨鏈長度，鉆井平臺的錨鏈對稱分布（見圖2），其錨鏈張力曲線如圖3所示。從圖3可以看出，2#、1#、8#和7#錨鏈的張力要明顯大于與其配對錨鏈的張力。

圖2 鉆機錨鏈的布局Fig. 2 Layout of drilling rig anchor chain

從牛眼水平儀測量數據及隔水管段陀螺測斜數據推測，?215.9 mm井段鉆進過程中鉆井平臺偏離井口后撓性接頭偏轉角度應不大于2.0°，鉆井平臺的位置控制在其操作手冊及API推薦范圍內。錨鏈張力曲線表明，鉆井平臺左舷側錨鏈的張力均大于右舷側錨鏈的張力，表明鉆井平臺在施工期間其位置可能稍偏向井口左側。耐磨補心和套管懸掛器偏磨的方向為平臺船艏左側方向，印證了?215.9 mm井段鉆進過程中鉆井平臺相對于井口發生了偏移。通常情況下，這種小角度的偏移因符合鉆井平臺常規作業規程要求，在沒有特殊要求的情況下，不需要根據偏移調整鉆井平臺位置。但該井在施工過程中鉆井平臺一直向同一個方位偏移，導致鉆具對于井口的磨損也固定在此方位，隨著時間增長可能會造成耐磨補心及套管懸掛器的嚴重偏磨。

2.2 撓性接頭是否扭卡

如果下部隔水管總成及隔水管安裝時操作不當及后續作業過程中隔水管張力器的張力不夠，可能會導致撓性接頭扭卡或過度彎曲，鉆具轉動時撓性接頭成為一個支點磨損套管懸掛器及連接短節。通過分析安裝隔水管時的大鉤高度、大鉤載荷、坐放下部隔水管總成于防噴器上的懸重釋放量及連接器鎖緊后超拉上提驗證等數據曲線[13]，作業時嚴格按照操作規程安裝隔水管，坐放下部隔水管總成時懸重釋放245 kN，鎖緊連接器后超拉上提225 kN確認隔水管和下部隔水管總成安裝就位，后續作業一直保持隔水管張力器的張力在作業規范要求范圍內，說明隔水管撓性接頭不存在扭卡現象。

圖3 鉆井平臺錨鏈張力曲線Fig.3 Tension curve of rig anchor chain

2.3 套管懸掛器耐磨補心尺寸的選擇

檢查發生偏磨的?273.1 mm套管懸掛器耐磨補心發現，偏磨僅發生在上部約四分之三的位置，且磨損深度從上至下逐漸變淺。耐磨補心的內徑為252.4 mm，?273.1 mm套管內徑為232.6 mm，磨損現象表明，由于耐磨補心和套管懸掛器內徑發生突變，使套管懸掛器內壁成為鉆具轉動及短程起下鉆的支點，在鉆機小幅偏離井口的情況下，導致鉆具轉動對套管懸掛器及連接短節造成嚴重偏磨。

使用FEA有限元分析軟件分析耐磨補心及套管懸掛器的偏磨情況，結果表明偏磨主要是由于鉆具的旋轉造成的。如果應用內徑與套管內徑相同或者內徑更小的耐磨補心，可降低鉆井平臺偏離井口時套管懸掛器及連接短節的偏磨程度。

2.4 作業海況

一般情況下，半潛式鉆井平臺作業時對海況條件比較敏感，海流流速及流向的變化使得半潛式鉆井平臺容易偏離海底井口位置。M井所處海域海況比較惡劣，冬季浪高可達30.00 m。因為M井為高溫高壓探井，從安全角度考慮，鉆井窗口期選在一年中海況最好的夏季，?215.9 mm井段鉆進過程中海況較好，平均風速小于4.0 m/s，平均浪高小于1.00 m，風向和海流方向主要為330°～90°方位。結合以往作業經驗，該作業海況有利于半潛式鉆井平臺的施工，不是導致套管懸掛器偏磨的主要誘因。

2.5 事故原因分析

由上述分析可知，M井?215.9 mm井段鉆進過程中，由于鉆井平臺長期朝船艏左舷方向偏離井口，且不合規格的耐磨補心在鉆具旋轉和起下鉆過程中無法有效保護套管，造成了套管懸掛器及連接短節在一個方向上的持續偏磨。該井在鉆進過程中為了便于及時發現油氣侵入井筒造成的井涌，未使用吊機作業以保持鉆機穩定，這也可能是在海況較好的情況下進一步導致鉆井平臺長時間朝一個方向偏移的原因。由于鉆井平臺偏移井口的幅度在常規作業許可范圍內，未引起足夠重視，沒有及時校正并縮小偏移量，從而導致套管懸掛器及連接短節在一個方向上嚴重偏磨。

3 偏磨預防技術措施

基于造成套管懸掛器和連接短節嚴重偏磨的原因分析，為了避免類似事故的再次發生，制定了精確監測鉆井平臺偏離井口的程度、預防套管懸掛器偏磨的技術措施：

1）結合施工區域歷史海況資料優選鉆井施工季節，盡量避免在冬季惡劣海況下使用半潛式鉆井平臺施工；施工過程中密切監測風浪等情況，若風浪級別可能超出作業許可范圍，立刻暫停作業施工。

2）拋錨作業時，進行錨抓力試驗，以防止作業過程中出現走錨現象。如果錨抓力試驗結果達不到規定要求，要重新拋錨，或增拋串聯錨等。

3）使用內徑與套管內徑相同或更小的套管懸掛器耐磨補心，降低套管懸掛器成為磨損支點的概率。

4）增加檢查隔水管撓性接頭和套管懸掛器的耐磨補心的頻率，以便及時發現偏磨問題，并及時糾正。

5）鉆井平臺上安裝差分全球定位系統，并利用Nautronix 定位系統持續精確監測鉆井平臺的位置。對鉆井平臺許可偏移程度提出比API更嚴格的要求，如果發現鉆井平臺偏移程度超出許可范圍，及時調整錨鏈出鏈長度和張力，以降低偏離井口的程度，防止鉆機持續朝向某一方位偏移，從而減小鉆具轉動和起下鉆對套管的磨損。

4 現場應用效果

M井填井側鉆和項目后續11口開發井的鉆井、完井、修井、棄井作業等施工中，共使用4臺不同的半潛式鉆井平臺進行施工，均嚴格執行制定的防偏磨技術措施，持續監測鉆井平臺偏離水下井口的程度，發現偏離井口可能超過作業要求或持續朝向一個方位偏移的情況時，及時調整錨鏈出鏈長度和張力，盡量縮小偏移量；定期起出隔水管撓性接頭和套管懸掛器的耐磨補心，檢查磨損情況，以便根據耐磨補心的磨損情況判斷鉆井平臺是否發生了偏移，并檢查相應的糾偏效果。

在側鉆和后續的不同作業施工中，由于采取了精細化措施監測鉆井平臺偏離水下井口的程度，檢查隔水管撓性接頭和套管懸掛器的耐磨補心磨損情況時均未發現異常偏磨，保證了各井的施工安全。多井次的成功應用表明，水下井口套管懸掛器防偏磨技術具有較好的現場實用性和可靠性。

5 結論與建議

1）在分析M井水下井口套管懸掛器發生偏磨問題原因的基礎上，通過研究形成了以精確監測鉆井平臺偏離井口程度并及時糾偏、選用與套管內徑一致的套管懸掛器耐磨補心為主的偏磨預防技術。

2）施工過程中需加強對鉆井平臺偏離井口程度的精確監測，盡可能保證鉆井平臺相對于水下井口居中，及時調整規避鉆井平臺持續朝某一個方位偏離，以防止套掛懸掛器偏磨。

3）內徑發生變化處的磨損風險要高于其他部分，因此，套管懸掛器耐磨補心的內徑要與套管懸掛器及套管的內徑相匹配，以防止形成磨損支點，降低套管懸掛器發生偏磨的概率。