郭朝輝，徐明會(huì)，孫文俊

(1中國(guó)石化石油工程技術(shù)研究院2德州大陸架石油工程技術(shù)有限公司)

UEP油田位于巴基斯坦信德省境內(nèi)，三開尾管固井施工全部采用旋轉(zhuǎn)尾管固井技術(shù)。近年來，多家國(guó)際石油服務(wù)公司的旋轉(zhuǎn)尾管懸掛器在該油田進(jìn)行了應(yīng)用，但是均出現(xiàn)了固井前或固井后送入工具脫手失敗的問題。筆者分析了該油田尾管固井施工存在的技術(shù)難點(diǎn)，提出了牽制型旋轉(zhuǎn)尾管固井技術(shù)，制定了關(guān)鍵技術(shù)措施，最終2口探井尾管固井作業(yè)均取得了成功。

一、油田概況及尾管固井技術(shù)難點(diǎn)

1．油田概況

UEP油田位于巴基斯坦信德省境內(nèi)，勘探開發(fā)面積約10 000 km2，油氣產(chǎn)量超過400×104t(油氣當(dāng)量)，是巴基斯坦的第三大油田。油區(qū)探井及開發(fā)井全部為三開次結(jié)構(gòu)，二開?215．9 mm井眼完鉆后全井下?177．8 mm技術(shù)套管固井，三開?152．4 mm井眼貫穿儲(chǔ)層，在?177．8 mm技術(shù)套管內(nèi)懸掛?127 mm尾管，水泥封固油套環(huán)空，射孔后下入完井管柱采氣。

2．尾管固井技術(shù)難點(diǎn)

(1)三開?152．4 mm井眼貫穿四段砂層與四段頁(yè)巖層，砂層與頁(yè)巖層交替出現(xiàn)，GD－1井頁(yè)巖為軟至中等硬度，在鉆井過程中頁(yè)巖易吸水膨脹，引起縮徑甚至坍塌掉塊現(xiàn)象。在?127 mm尾管下入過程中，管鞋易在縮徑井段遇阻卡，造成尾管下入困難;尾管下到位后，在循環(huán)洗井或固井頂替過程中，尾管懸掛器以上送入鉆具與上層?177．8 mm套管環(huán)空間隙較尾管與裸眼環(huán)空間隙增大，導(dǎo)致環(huán)空返速降低，塊狀、扁平狀頁(yè)巖碎屑易堆積在尾管懸掛器回接筒頂部，易造成尾管懸掛器送入工具甚至部分鉆具砂卡，從而出現(xiàn)固井前或固井后送入工具脫手困難的問題。

(2)在三開鉆進(jìn)過程中，為提高井壁穩(wěn)定性，鉆井液密度一般提高至1．51～1．98 g/cm3，尾管固井水泥漿密度為1．94～2．26 g/cm3，鉆井液加重材料為重晶石粉，GD－1井鉆井液性能參數(shù)表見表1。

鉆井液固相含量較高，初/終切力相對(duì)較小，懸浮穩(wěn)定性較差，鉆井液內(nèi)固相易沉入尾管懸掛器回接筒內(nèi)，影響送入工具脫手。鉆井液失水量相對(duì)較大，濾餅較厚，漏斗黏度較高，尾管下入過程中摩擦阻力大。鉆井液與水泥漿密度差小，固井頂替時(shí)鉆井液與水泥漿易竄槽。

表1GD－1井鉆井液性能參數(shù)表

(3)?127 mm套管為VAM FJL螺紋無接箍套管，與 ?152．4 mm井眼單側(cè)間隙為12．7 mm，套管易貼井壁，套管接觸濾餅面積大，易增大尾管下入及旋轉(zhuǎn)摩擦阻力;套管貼邊，居中度差，小間隙一側(cè)鉆井液易滯留，固井時(shí)頂替效率低，易造成固井水泥環(huán)質(zhì)量差;鉆井液密度高于砂層孔隙壓力，砂巖層較厚，下套管時(shí)易發(fā)生壓差粘附卡鉆。

(4)?127 mm尾管長(zhǎng)度一般為300～800 m，尾管在鉆井液中的浮重約6～16 t，送入鉆具在尾管懸掛器坐掛位置摩阻約6～8 t，鉆機(jī)指重表分辨率為4 t/格，當(dāng)尾管重量小于送入鉆具摩阻時(shí)，固井施工前不易判斷送入工具是否脫手;?127 mm尾管鋼級(jí)為N80，壁厚9．19 mm，VAM FJL螺紋抗扭能力為4 310 N·m，尾管旋轉(zhuǎn)扭矩易超過套管抗扭能力，從而導(dǎo)致無法實(shí)現(xiàn)旋轉(zhuǎn)固井。

二、牽制型旋轉(zhuǎn)尾管固井技術(shù)

目前，Baker Hughes、Weatherford、Halliburton等國(guó)際知名尾管懸掛器制造商主要推廣集旋轉(zhuǎn)下入與旋轉(zhuǎn)固井、尾管頂部封隔功能于一體的旋轉(zhuǎn)尾管懸掛器［1－2］。UEP油田三開尾管固井屬于小間隙井尾管固井，采用旋轉(zhuǎn)尾管固井技術(shù)的優(yōu)勢(shì)主要體現(xiàn)在以下幾個(gè)方面:①在尾管下入發(fā)生遇阻時(shí)，鉆機(jī)旋轉(zhuǎn)系統(tǒng)能夠通過鉆具驅(qū)動(dòng)尾管串來克服摩擦阻力，使尾管順利下放到位;②通過旋轉(zhuǎn)尾管串，能夠提高鉆井液對(duì)水泥漿的頂替效率，破壞井壁與套管外壁的濾餅，加之對(duì)水泥漿的攪拌作用，能夠提高固井水泥環(huán)的質(zhì)量，降低環(huán)空氣竄發(fā)生的幾率［3］。

1．牽制型旋轉(zhuǎn)尾管懸掛器

近年來，隨著各項(xiàng)關(guān)鍵技術(shù)的不斷完善，以及在國(guó)內(nèi)各大油田的推廣應(yīng)用［4－7］，國(guó)產(chǎn)旋轉(zhuǎn)尾管懸掛器也日漸成熟。針對(duì)UEP油田尾管固井施工存在的技術(shù)難點(diǎn)，利用模塊化組合方法［8］，筆者提出了?177．8 mm×?127 mm內(nèi)嵌卡瓦旋轉(zhuǎn)尾管懸掛器+單膠筒尾管頂部封隔器+旋轉(zhuǎn)牽制短節(jié)+鉆式浮鞋+頂驅(qū)旋轉(zhuǎn)水泥頭+液壓丟手備用機(jī)械丟手送入工具的工具組合。牽制型旋轉(zhuǎn)尾管懸掛器管串如圖1所示。

1．1內(nèi)嵌卡瓦旋轉(zhuǎn)尾管懸掛器

內(nèi)嵌卡瓦結(jié)構(gòu)具有承載能力大、坐掛后過流面積大和對(duì)卡瓦有好的保護(hù)作用等3大優(yōu)點(diǎn)［9］。該地區(qū)三開尾管與井眼環(huán)空間隙小，鉆井液密度高，開泵頂通壓力約5～8 MPa，固井前循環(huán)壓力約12～21 MPa。內(nèi)嵌卡瓦設(shè)計(jì)使尾管懸掛器坐掛后相鄰兩片卡瓦之間以及卡瓦與錐套之間均有過流通道，過流面積較常規(guī)卡瓦大幅增加，能降低尾管懸掛器坐掛后的循環(huán)壓力。

圖1牽制型旋轉(zhuǎn)尾管懸掛器管串圖

1．2單膠筒尾管頂部封隔器

單膠筒尾管頂部封隔器本體采用一體式設(shè)計(jì)，在頂端設(shè)計(jì)有可傳遞扭矩的連接結(jié)構(gòu)，允許管串下入過程中通過旋轉(zhuǎn)操作，增強(qiáng)尾管串的下入能力，當(dāng)管鞋在頁(yè)巖縮徑段遇阻時(shí)，該結(jié)構(gòu)能實(shí)現(xiàn)管串的旋轉(zhuǎn)，從而促使尾管下到目的井深。單膠筒結(jié)構(gòu)有效降低了循環(huán)時(shí)流體產(chǎn)生的抽汲作用，同時(shí)膠筒兩端的保護(hù)結(jié)構(gòu)能防止在下入過程中濾餅堆積損傷膠筒，因而提高了管串的下入速度和循環(huán)效率，幫助了循環(huán)過程中巖屑通過和提高水泥漿的頂替效率。內(nèi)部鎖緊機(jī)構(gòu)可防止坐封后的封隔器膠筒回移，使膠筒與上層套管之間形成牢固的密封，密封能力達(dá)70 MPa，能阻止儲(chǔ)層氣體在水泥漿候凝期間運(yùn)移至上層套管環(huán)空，為后期下完井管柱提供作業(yè)安全保障。

1．3旋轉(zhuǎn)牽制短節(jié)

通過液壓方式坐掛，將尾管鎖定在上層套管上，給尾管施加一個(gè)向下的牽制力，防止提出送入工具時(shí)尾管串上移［10］。解鎖機(jī)構(gòu)實(shí)現(xiàn)牽制短節(jié)在坐掛后上提一定噸位解除卡瓦與上層套管間的鎖定，從而實(shí)現(xiàn)整個(gè)尾管串的提出。設(shè)計(jì)采用低摩擦系數(shù)且耐磨的材料，有效降低牽制短節(jié)在旋轉(zhuǎn)尾管固井時(shí)產(chǎn)生的摩阻扭矩。該油區(qū)短、輕的尾管施工較為普遍，牽制短節(jié)能為尾管懸掛器送入工具脫手提供有力的保障。

1．4鉆式浮鞋

偏心導(dǎo)向頭結(jié)構(gòu)能通過旋轉(zhuǎn)方向引導(dǎo)套管通過臺(tái)階井眼，外殼側(cè)面的切削肋結(jié)構(gòu)能夠通過旋轉(zhuǎn)擴(kuò)大井眼，從而使尾管通過縮徑段;導(dǎo)向頭與外殼上部設(shè)計(jì)有相同過流面積的循環(huán)孔，具備了類似常規(guī)尾管專用浮鞋在接觸井底時(shí)保證循環(huán)通道暢通的功能。

1．5液壓丟手備用機(jī)械丟手送入工具

液壓丟手工具是實(shí)現(xiàn)鉆具帶動(dòng)尾管旋轉(zhuǎn)的關(guān)鍵部件，除了要實(shí)現(xiàn)連接與承載外，關(guān)鍵是要傳遞扭矩，扭矩套結(jié)構(gòu)下端設(shè)計(jì)有扭矩齒與單膠筒尾管頂部封隔器本體上端的扭矩齒咬合，從而將鉆具的旋轉(zhuǎn)扭矩傳遞給尾管串。送入工具脫手時(shí)，送入工具下壓一定重量，憋壓剪斷液壓丟手剪釘，液缸推動(dòng)彈性爪上行，從而實(shí)現(xiàn)尾管與鉆具的丟手;當(dāng)液壓丟手失敗時(shí)，可反轉(zhuǎn)鉆具剪斷機(jī)械丟手剪釘，送入工具下行使彈性爪脫離封隔器本體，從而實(shí)現(xiàn)丟手。兩種丟手方式實(shí)現(xiàn)了送入工具丟手的雙保險(xiǎn)。

2．井下工具剪釘控制技術(shù)

2．1壓力系統(tǒng)級(jí)差的設(shè)定

牽制型旋轉(zhuǎn)尾管懸掛器工具組合中，通過液壓實(shí)現(xiàn)的動(dòng)作包含:尾管懸掛器坐掛、旋轉(zhuǎn)牽制短節(jié)坐掛、液壓丟手及球座剪脫?？紤]到剪釘剪切值的誤差范圍一般在15%以內(nèi)，4組壓力的級(jí)差設(shè)定在4～5 MPa較為安全。為防止尾管懸掛器在下入過程中需開泵循環(huán)而提前坐掛，設(shè)定尾管懸掛器為11～12 MPa。參考國(guó)內(nèi)旋轉(zhuǎn)尾管懸掛器配套牽制短節(jié)施工的案例，設(shè)定牽制短節(jié)與尾管懸掛器同步作用［11］，因此設(shè)定牽制短節(jié)坐掛壓力為11～12 MPa。設(shè)定液壓丟手壓力為15～16 MPa，為防止球座在液壓丟手前剪脫，設(shè)定球座剪脫壓力為22～23 MPa，兩者間隔7 MPa。

2．2機(jī)械剪釘剪切值的設(shè)定

液壓丟手備用的機(jī)械丟手是通過反轉(zhuǎn)鉆具剪斷機(jī)械丟手剪釘實(shí)現(xiàn)送入工具的丟手，作用在機(jī)械丟手剪釘上的反作用力來源于井眼對(duì)尾管串的摩擦力。不同井況條件下尾管串摩擦阻力提供的反轉(zhuǎn)扭矩不同，如果設(shè)定機(jī)械丟手剪切扭矩過大，對(duì)于尾管串轉(zhuǎn)動(dòng)摩擦阻力遠(yuǎn)小于機(jī)械丟手剪釘剪切扭矩，則無法實(shí)現(xiàn)應(yīng)急機(jī)械丟手的功能;如果設(shè)定機(jī)械丟手剪切扭矩過小，在井下復(fù)雜情況或井口誤操作情況下，剪釘容易提前剪斷而造成送入工具提前丟手。目前較為合理的方式是采用通井鉆具預(yù)測(cè)的尾管段摩阻扭矩來設(shè)定機(jī)械丟手反轉(zhuǎn)扭矩值，該地區(qū)通井鉆具測(cè)得摩阻扭矩約1．2～1．5 kN·m，考慮到摩阻扭矩相對(duì)較小，且為防止下放尾管途中提前丟手，將機(jī)械丟手剪釘設(shè)置為2．0 kN·m。

尾管頂部封隔器漲封是在尾管固井施工結(jié)束后，上提送入鉆具將送入工具的漲封短節(jié)提出回接筒，向下放鉆具使?jié)q封短節(jié)的漲封抓壓在回接筒上部，下壓一定機(jī)械力實(shí)現(xiàn)封隔器的漲封。?88．9 mm鉆具在受機(jī)械下壓力超過一定數(shù)值后容易發(fā)生螺旋屈曲變形而自鎖，井口施加的機(jī)械下壓力無法有效傳遞到尾管頂部封隔器上。通過Landmark軟件模擬得出2 800 m左右的?88．9 mm鉆具在下壓30 t作用力時(shí)即發(fā)生自鎖。為實(shí)現(xiàn)封隔器的漲封，通過室內(nèi)試驗(yàn)驗(yàn)證在下壓15 t機(jī)械力時(shí)封隔器已達(dá)到70 MPa的密封能力。由此設(shè)定封隔器的啟動(dòng)剪釘為12 t，通過下壓時(shí)鉆臺(tái)上觀察到明顯地抖動(dòng)現(xiàn)象，判斷封隔器已完全漲封。

3．扭矩預(yù)測(cè)技術(shù)

目前，旋轉(zhuǎn)扭矩預(yù)測(cè)技術(shù)在旋轉(zhuǎn)尾管固井施工中得到應(yīng)用，一般是采用扭矩模擬軟件和通井時(shí)記錄的鉆具在尾管懸掛器下深位置的旋轉(zhuǎn)扭矩?cái)?shù)值預(yù)測(cè)出旋轉(zhuǎn)整個(gè)管串所需的井口扭矩值，再用尾管、鉆具和鉆機(jī)轉(zhuǎn)盤或頂驅(qū)的抗扭能力中最小值計(jì)算得到管串安全扭矩，將井口扭矩預(yù)測(cè)值與管串安全扭矩比較，預(yù)測(cè)管串下到位后能否實(shí)現(xiàn)旋轉(zhuǎn)［12］。以RN－1井為例，用Landmark軟件中摩阻扭矩模塊模擬得到尾管串旋轉(zhuǎn)扭矩，結(jié)合通井時(shí)記錄的送入鉆具在尾管懸掛器下深位置的旋轉(zhuǎn)扭矩，得出管串下到井底后井口扭矩預(yù)測(cè)值;考慮到?127 mm VAM FJL螺紋抗扭能力較低，結(jié)合通井時(shí)記錄的送入鉆具在尾管懸掛器下深位置的旋轉(zhuǎn)扭矩，得出管串安全扭矩值。相關(guān)扭矩?cái)?shù)值如表2所示。

表2RN－1井扭矩預(yù)測(cè)數(shù)據(jù)表

考慮到濾餅厚、環(huán)空間隙較小等因素，預(yù)測(cè)該井管串下到位后能旋轉(zhuǎn)的可能性較低。實(shí)際尾管串下到位后，井口扭矩達(dá)到6 000 N·m未轉(zhuǎn)動(dòng)，因而未能實(shí)現(xiàn)旋轉(zhuǎn)。

三、關(guān)鍵技術(shù)措施

1．通井措施

甲方為節(jié)約鉆井時(shí)間，采用完鉆時(shí)鉆具組合進(jìn)行通井，鉆具組合設(shè)計(jì)為:?152．4 mm牙輪鉆頭+?121 mm鉆鋌×120 m+?88.9 mm加重鉆鋌×10 m+?88.9 mm鉆桿。要求通井時(shí)在有掛卡顯示位置反復(fù)劃眼，直至起下鉆具無遇阻顯示，通井鉆具下到井底后，要求大排量循環(huán)充分清洗裸眼沉沙，在起鉆前，全裸眼段內(nèi)打入漏斗黏度100 s、靜切力0.625 Pa的高黏鉆井液，保護(hù)井壁穩(wěn)定性，阻止掉塊下沉。

2．工具防沉砂措施

尾管懸掛器入井前，在回接筒內(nèi)先注入適量的機(jī)油潤(rùn)滑液壓丟手單元，然后注滿耐高溫的黏稠鉆桿絲扣油，將浮動(dòng)防砂帽與回接筒連接，以減少鉆井液固相在回接筒內(nèi)沉積。

3．固井前循環(huán)措施

尾管下到位后，為防止大量巖屑同時(shí)上返造成蹩泵和井漏的風(fēng)險(xiǎn)，采取階梯狀提高循環(huán)排量的方法將井底沉沙巖屑分段循環(huán)至尾管懸掛器以上;固井施工前最大循環(huán)排量要求使環(huán)空返速達(dá)到1．5m/s以上，充分沖刷破壞濾餅，且大排量循環(huán)時(shí)間要在一個(gè)遲到時(shí)間以上;循環(huán)排量提高至最大值后，打入5～10 m3漏斗黏度100 s左右的高黏鉆井液，模擬水泥漿攜帶巖屑，將井底沉沙攜帶出井口。

四、應(yīng)用效果

國(guó)產(chǎn)牽制型旋轉(zhuǎn)尾管懸掛器與配套鉆式浮鞋及頂驅(qū)旋轉(zhuǎn)水泥頭在UEP油田RN－1井和GD－1井進(jìn)行了應(yīng)用，順利將?127 mm尾管下放到設(shè)計(jì)井深，順利完成了尾管懸掛器坐掛、送入工具液壓丟手和尾管頂部封隔器的漲封;2口井在固井替漿時(shí)均觀察到了鉆桿膠塞與尾管膠塞復(fù)合現(xiàn)象，校核了尾管內(nèi)替漿量并實(shí)現(xiàn)了替漿到量碰壓;尾管頂部封隔器漲封現(xiàn)象明顯，在CBL測(cè)井曲線顯示固井水泥環(huán)聲幅值在40%以上的情況下，未發(fā)生環(huán)空氣竄現(xiàn)象，保證了完井管柱的安全下入;頂驅(qū)旋轉(zhuǎn)水泥頭固井管匯功能和投球、膠塞指示功能在現(xiàn)場(chǎng)也得到了驗(yàn)證。

RN－1井和GD－1井在尾管串下到位后嘗試旋轉(zhuǎn)時(shí)，井口扭矩達(dá)到管串最大安全扭矩而未能轉(zhuǎn)動(dòng)管串，因此未能實(shí)現(xiàn)旋轉(zhuǎn)固井，筆者認(rèn)為 ?127 mm VAM FJL扣型套管抗扭能力較低造成管串安全扭矩低于管串轉(zhuǎn)動(dòng)所需扭矩?cái)?shù)值。2口井CBL測(cè)井聲幅值在40%左右，固井水泥環(huán)質(zhì)量較差，筆者認(rèn)為固井水泥環(huán)質(zhì)量差的原因是?152．4 mm井眼內(nèi)下?127 mm尾管環(huán)空間隙小，施工泵壓較高因而無法提高施工排量，如RN－1井施工排量為0．55m3/min，泵壓高達(dá)21 MPa，且因無法實(shí)現(xiàn)旋轉(zhuǎn)固井而造成無接箍套管貼邊，頂替效率差，由此導(dǎo)致固井水泥環(huán)質(zhì)量差。

五、結(jié)論與建議

(1)牽制型旋轉(zhuǎn)尾管懸掛器在UEP油田成功完成液壓坐掛、液壓丟手、環(huán)空封隔等功能;頂驅(qū)旋轉(zhuǎn)水泥頭的固井管匯功能及投球、膠塞指示功能在現(xiàn)場(chǎng)得到了驗(yàn)證。

(2)確定了尾管帶反向牽制功能的旋轉(zhuǎn)尾管懸掛器的液壓坐掛、牽制、液壓丟手與球座剪脫的四組壓力等級(jí)，制定了大排量循環(huán)洗井等關(guān)鍵技術(shù)措施，確保了送入工具的成功丟手。

(3)建議將?127 mm VAM FJL抗扭能力較低的尾管更換為?114．3 mm VAM TOP較高抗能力的尾管，以實(shí)現(xiàn)旋轉(zhuǎn)固井，且增大環(huán)空間隙，提高固井頂替排量，提高固井水泥環(huán)質(zhì)量。