南海番禺油田大位移井全程漂浮旋轉下套管技術

王志偉， 張偉國， 金 顥， 覃建宇， 王堂青， 王 磊

(中海石油(中國)有限公司深圳分公司)

0 引言

漂浮接箍下套管技術是大位移井常用的技術，但該技術在現場應用中存在著許多弊端，例如：漂浮接箍失效，井筒鉆井液進入套管柱內，無法實現漂浮下入；遇阻時只能采取上下活動套管柱的方式通過遇阻點，處理手段有限；擊破漂浮接箍破裂盤瞬間，在井筒內產生壓力激動，壓漏地層等。在南海東部海域大位移井作業中，曾出現過多起因漂浮接箍失效和下入過程中遇阻導致套管下入不到位的事故案例。

頂驅下套管技術是近年來發展起來的一項新技術，它是將頂驅下套管裝置與頂驅連接，通過頂驅旋轉帶動頂部驅動工具旋轉，實現套管上卸扣、旋轉套管柱的功能，游車上下運動帶動頂部驅動工具運動，實現上提、下放套管柱的功能，具有如下技術優點：精確控制上扣扭矩，既可以在灌漿和循環之間自由切換，又可以在上提下放過程中旋轉套管柱，大大提高了下套管作業的成功率。筆者在過往應用的基礎上，將旋轉下套管和漂浮下套管的技術優勢綜合起來，在套管柱下入全程不灌入鉆井液，套管柱漂浮在井筒鉆井液中，并借助頂部驅動工具旋轉套管柱，形成了全程漂浮旋轉下套管技術。在南海番禺油田6口大位移井?244.5 mm套管下入過程中開展現場試驗。

1 套管下入難點

番禺油田位于南海東部海域，共鉆成7口大位移井開發番禺1區(PY1)、番禺2區(PY2)、番禺3區(PY3)、番禺4區(PY4)邊際小油田[1]。典型井身結構為：?609.6 mm隔水導管+?508.0 mm井眼(?473.1 mm套管)+?406.4 mm井眼(?339.7 mm套管)+?311.2 mm井眼(?244.5 mm套管)+ ?215.9 mm井眼(?177.8 mm尾管)+?152.4 mm井眼(水平段產層)。在這些大位移井?244.5 mm套管下入過程中，主要面臨著以下難點，具體表現為：

(1)套管下入深度深，裸眼段長，穩斜角度大。在已鉆成的7口大位移井中，?244.5 mm套管下深4 434～6 114 m，裸眼段長度2 943～4 822 m，穩斜角在67.0°～84.0°(見表1)。其中，PY1- A1H井?244.5 mm套管下入深度最深，裸眼段長度最長的一口井。

表1 南海番禺油田大位移井?311.2 mm井眼(?244.5 mm套管)數據

(2)斷層處鉆井液安全密度窗口窄，套管柱下入產生壓力激動，容易壓漏地層。南海番禺油田區域各層位安全密度窗口較寬，但在斷層處，安全密度窗口急劇減小[2]。番禺油田7口大位移井均鉆遇斷層，以PY1-A1H井為例，該井?311.2 mm井段在2 987 m處鉆遇斷層，水平斷距約20 m，垂直斷距約20 m，安全密度窗口由1.19～1.77 g/cm3急劇下降到斷層處的1.19～1.34 g/cm3。

(3)地層均質性差，井壁摩阻大。南海番禺油田地層主要由泥巖、砂巖組成，其間普遍發育有灰質硬夾層，砂巖研磨性強，灰質硬夾層可鉆性差，鉆進時頂驅扭矩劇烈波動，多次出現實際鉆進扭矩高于頂驅設定扭矩，蹩停頂驅的現象。盡管使用油基鉆井液鉆進，井壁摩阻仍然很大，起鉆、倒劃眼、通井過程中，大鉤載荷遠遠高于設計值。

2 技術原理

當套管柱處于非旋轉狀態時，套管柱僅受到與下入方向相反的軸向摩擦力的作用，即：

(1)

當套管柱處于旋轉狀態時，套管柱受到軸向摩擦力和徑向摩擦力的共同作用，實際摩擦力為軸向摩擦力和徑向摩擦力的矢量和，即：

(2)

式中：Fr—實際摩擦力，N；

Fa—軸向摩擦力，N；

Fc—徑向摩擦力，N。

在下入過程中，軸向下放速度、徑向旋轉速度與摩阻系數存在式(3)、式(4)、式(5)之間的關系：

(3)

(4)

(5)

式中：Vr—實際運動速度，m/s；

Va—軸向下放速度，m/s；

Vc—套管接箍處的徑向旋轉速度，m/s；

FFa—軸向摩阻系數，無量綱；

FFc—徑向摩阻系數，無量綱；

在井斜角θ=60°的穩斜段，選取70.0 kg/m公稱重量的?244.5 mm套管，接箍外徑269.9 mm，假定非旋轉工況下軸向摩擦力為100%，分別在10 r/min、20 r/min、40 r/min、80 r/min四種旋轉速度下進行計算，得出套管柱所受軸向摩擦力與套管柱下放速度的關系曲線如圖1所示，可以看出：當套管柱下放速度越慢，旋轉速度越快，套管柱所受的軸向摩擦力減少幅度越大。

圖1 不同旋轉速度下軸向摩擦力分布圖

3 關鍵技術

3.1 旋轉下套管系統

頂部驅動工具是整個系統的核心部件，通過絲扣與頂驅的下IBOP閥連接起來，頂驅旋轉時，帶動頂部驅動工具的中心軸旋轉，實現上部套管單根與下部套管柱的上扣、卸扣以及旋轉整個套管柱等功能[3]。液壓卡盤采取液壓驅動，可遠程控制，實現卡瓦與套管柱的夾緊、松開功能，液壓卡盤和頂部驅動工具配有安全互鎖系統[4]。扭矩監控系統為一套獨立的扭矩信息采集、傳輸、監測系統，用于套管上扣、卸扣時的扭矩監測。動力系統由電源系統和液壓系統組成，主要為整個旋轉下套管系統提供電力和液壓動力。遠程控制系統主要由遠程控制臺、信號線纜、液壓控制管線等組成，可以實現對整個系統的遠程控制。

3.2 套管選型

在使用全程漂浮旋轉下套管技術設計套管柱時，要考慮以下因素：套管柱有足夠高的抗外擠強度，保證在全掏空工況下，套管柱不被擠毀；盡量減小套管柱旋轉扭矩，同時旋轉扭矩要小于套管絲扣的抗扭強度，保證套管絲扣安全；全掏空工況下，套管附件承受著巨大的內外壓差，單流閥的有效性至關重要，決定著能否實現全程漂浮下入。

(1)公稱重量選型。套管柱下入時，在井筒中受到各種載荷的影響，歸納起來，可以分為三種：內壓力、外擠壓力和軸向力，正確地分析與計算套管柱外部載荷，然后對套管柱進行強度校核，是確保套管柱安全下入的前提[5]。以PY1- A1H井為例，在套管公稱重量選擇上，根據《海洋鉆井手冊》中規定的套管強度計算方法，分別對59.6 kg/m、64.8 kg/m、70.0 kg/m三種公稱重量的?244.5 mm套管進行強度校核[6]。結果表明：70.0 kg/m套管抗內壓、抗外擠和抗拉強度均滿足要求，其余兩種套管不滿足要求(見表2)。

表2 PY10-5-A1H井套管強度校核

(2)套管扣型優選。旋轉下套管工況下，不僅要對套管抗拉、抗外擠和抗內壓強度指標進行校核，套管接箍絲扣的安全性校核也是重中之重，其抗扭強度是否滿足要求決定著套管柱能否成功下入。PY1-A1H井原設計?244.5 mm套管下入深度7 020 m，在鉆井液密度1.25 g/cm3，摩阻系數為0.3，旋轉轉速為30 r/min的工況下，旋轉扭矩已達33.7 kN·m(見圖2)，普通扣型的套管抗扭強度無法滿足要求，需使用高抗扭扣型套管。JFE BEAR扣為高抗扭扣型，?244.5 mm尺寸的該扣型套管，最佳上扣扭矩34.8 kN·m，最大上扣扭矩38.3 kN·m，滿足全程漂浮旋轉下入套管柱的要求。

圖2 PY10-5-A1H井?244.5 mm套管模擬旋轉扭矩圖

3.3 套管附件選擇

(1)偏心浮鞋。偏心浮鞋采用偏心設計理念(見圖3)，相比于常規浮鞋，在通過遇阻點時，將產生更小的拖曳力，且在旋轉套管柱時，啟動扭矩更小。偏心浮鞋水眼采用底部主水眼和側面輔水眼的設計，在套管柱下入到位后，即使底部主水眼堵塞，仍然可以通過側面輔水眼進行循環和固井[7]。

圖3 管串結構圖

(2)雙閥浮箍。在套管柱全程掏空工況下，套管柱最下端的浮鞋單流閥承受著巨大的內外壓差。按照原設計，PY1-A1H井套管鞋處承受的內外壓差高達30.0 MPa，單流閥的有效性至關重要，選擇對應壓力等級的雙閥浮箍，與偏心浮鞋一起，為實現套管柱全程漂浮下入提供三重保障。

(3)樹脂扶正器。樹脂扶正器由樹脂材料制成，樹脂材料密度低于一般金屬材料密度，耐酸、堿、鹽及其它化學物質腐蝕，耐磨損性強，而且具有更低摩擦系數和啟動扭矩[8]，在全程漂浮旋轉下入套管柱的工況下，在減輕套管柱重量，耐酸、堿、鹽腐蝕性，耐磨損性方面，比一般的鋅、鋁、鑄鋼等金屬扶正器具有更大的技術優勢。

4 現場應用

4.1 典型井例

PY2- A1H井與PY1- A1H井身結構、井眼軌跡類似，?311.2 mm井段鉆遇同一套地層。PY2- A1H井?244.5 mm在下入到1 300 m時，大鉤載荷達到最大330.0 kN，下入到2 340 m時，大鉤載荷254.0 kN，與頂驅、游車和頂部驅動工具的自由懸重相當，此后，將頂驅懸重壓在套管柱上繼續下入到設計深度4 434 m，大鉤載荷238 kN(見圖4)，下入全程未旋轉套管柱。

圖4 下入載荷變化圖

PY1- A1H井?244.5 mm套管在下入到1 370 m時，大鉤載荷達到最大326.0 kN，下入到2 200 m時，大鉤載荷254.0 kN，與頂驅、游車和頂部驅動工具的自由懸重相當，此后將頂驅懸重壓在套管柱上，繼續不旋轉下入到2 930 m，大鉤載荷減小至203.0 kN。在2 930 m以20 r/min的轉速旋轉套管柱，大鉤載荷從203.0 kN增加到290.0 kN，之后以20～50 r/min的轉速旋轉下入套管柱，旋轉扭矩在10.8～21.7 kN·m之間變化，均小于套管絲扣上扣扭矩，在下入到設計深度6 114 m時，大鉤載荷232.0 kN(見圖4)。整個下入過程，套管遇阻時，采用旋轉、上提、下放套管柱的方式輕松通過遇阻點，全程未出現井漏、壓差卡套管等井下復雜情況。

4.2 現場應用效果分析

(1)扭矩監測靈敏度高，精細化控制旋轉扭矩。頂部驅動工具扭矩傳感器模塊獨立于頂驅扭矩系統之外，扭矩傳感器靈敏度高，監測套管上扣、卸扣、旋轉時的扭矩數值十分準確，且可與頂驅扭矩數值進行比對，降低扭矩信號錯誤的概率。在使用頂部驅動工具對套管上扣的6口大位移井中，套管上扣成功率較高，很少有套管絲扣損壞現象發生，其中，PY2- A1H井、PY3- A2H井和PY3- A3H井3口井沒有損壞一根套管。

(2)減小套管下入摩阻，減輕套管柱軸向載荷。從圖4中可以明顯看出，同區塊井身結構類似的兩口井，同等深度條件下，旋轉工況下PY1- A1H套管柱的大鉤載荷明顯高于非旋轉工況下的PY2- A1H的大鉤載荷。通過旋轉套管柱，減輕套管柱軸向載荷，減小套管下入摩阻，增大抗拉安全系數。

(3)有效避免套管遇阻、壓差卡套管等井下復雜情況的發生。PY4- A1H大位移井采用常規漂浮接箍方式下入?244.5 mm套管，在下入到3 803～3 810 m、3 879～3 887 m、3 891～3 907 m、3 968～3 986 m、4 000～4 020 m、4 241～4 243 m、4 318～4 320 m和4 337～4 340 m井段時，遭遇嚴重的遇阻現象，現場僅能通過上提下放管柱嘗試通過遇阻點，其中，在遇阻最為嚴重的3 803～3 810 m井段，最大下壓超過200.0 kN才得以通過遇阻點，給下套管作業帶來了極大的風險。在采用全程漂浮旋轉方式下入套管的大位移井中，下放遇阻時，采用旋轉套管柱的方式即可通過，通過遇阻點的能力大大增強。此外，旋轉套管柱也避免了套管柱與井壁長時間靜止接觸，降低了壓差卡套管發生的機率。

(4)提高作業效率，降低綜合作業成本。對于大位移井，安全平穩作業是首要考慮的因素，為了防止因下入速度過快造成過大的壓力激動，壓漏地層，擠毀套管，需要嚴格控制下放速度[9]。全程漂浮旋轉下套管技術的應用在確保井下安全的前提下，依然保持了很高的作業效率，套管平均下入速度達到10.0根/h，而同海域采用漂浮接箍方式下套管的大位移井，平均下入速度僅為9.0根/h，作業效率提高了近11.0%。同時，由于不再使用價格昂貴的漂浮接箍，降低了綜合作業成本。

(5)設備本質安全，從源頭控制作業風險。旋轉下套管設備自動化程度高，液壓卡盤抱合套管，全程不需要打背鉗，機械臂扶正，司鉆通過操作頂驅旋轉套管進行上扣，全過程作業均由機械設備完成，實現了設備本質安全，從源頭控制作業風險。

5 結論

(1)全程漂浮旋轉下套管工況下，需確保套管的抗拉、抗外擠、抗內壓和套管接箍絲扣的抗扭強度均滿足設計要求，偏心浮鞋、樹脂扶正器等套管組件的使用，是增強套管柱通過遇阻點和實現套管柱旋轉的有效手段。

(2)全程漂浮旋轉下套管技術可以精準控制上扣扭矩，提高套管上扣成功率，減小套管下入摩阻，減輕套管柱軸向載荷，可以采取上提、下放、旋轉等多種方式處理套管柱遇阻，有效避免了井下復雜情況的發生，設備本質安全，從源頭控制作業風險，提高作業時效，降低綜合作業成本。

(3)全程漂浮旋轉下套管技術在南海番禺油田大位移井中的成功應用，為大位移井下套管作業提供了一種新的方法，也為其它油田的大位移井下套管作業提供借鑒和參考。