土库曼斯坦尤拉屯区块尾管悬挂器及回接固井技术

杜鹏德 郑晓志 张元星 (中石化资产经营管理有限公司德州大陆架油气高科技分公司)

土库曼斯坦尤拉屯区块尾管悬挂器及回接固井技术

杜鹏德 郑晓志 张元星 (中石化资产经营管理有限公司德州大陆架油气高科技分公司)

应用德州大陆架公司研发的133/8in×97/8in SSX-A型液压尾管悬挂器及95/8in HC-A型回接插头,在土库曼斯坦的土24井、土25井应用高密度钻井液且井况复杂的情况下,顺利完成了尾管悬挂及回接固井工作,成功解决了该地层蠕变缩颈严重导致的固井质量难以保证的问题,节约了成本,达到了固井后成功试压50 MPa的设计要求。

盐膏层 尾管 悬挂器 回接固井 大陆架

1 概述

位于土库曼斯坦尤拉屯的土24井、土25井施工区块是土库曼斯坦主力气源之一,承担着土库曼斯坦向中国稳定输气30年、年输气170×108m3的重要任务。该区块的井是世界级高难度井,地质结构复杂,H2S含量高,井控难度大,井底压力高,泥浆密度可控窗口小,盐膏层蠕变缩径严重,井涌、井漏、卡钻的情况经常发生。此前,土库曼斯坦、俄罗斯、土耳其等国多家钻井承包商在该区块钻探了10余口井,均因在高压盐膏层段出现复杂情况无法处置而弃井,或中途停钻或报废。

24井与25井的井身结构基本相似。以24井为例,实钻井身结构如图1所示。

三开钻至上侏罗纪克里米德氏组下部,完钻井深4 073 m,泥浆密度2.2 g/cm3,该段主要以硬石膏和盐岩为主,主要技术难点在于此井段属高温高压盐水层,地层蠕变严重,极易造成卡钻、套管挤毁等情况发生;套管设计时,选用厚壁、高抗挤强度的套管 (97/8in,1 in=25.4 mm,壁厚15.88 mm),防止挤毁套管的情况发生。但由于此套管费用高,不可能全井段应用,所以采用德州大陆架生产的97/8in尾管悬挂+95/8in回接套管的特殊结构。众所周知此型号悬挂器的可挂套管壁厚标准为9.65、10.92、12.19 mm,而此井133/8in套管壁厚为13.06 mm,这为悬挂器的坐挂增加了相当大的难度。井底井温130℃,因此对固井工具及附件在高温、高压下的可靠性要求非常高。而且3 620～4 073 m井段含石油、天然气、高压盐水,预计四开4 040～5 000 m井段含天然气,天然气组分含4.15%H2S气体,且压力极高,这就要求固完试压50 MPa。如此复杂的井下条件,尾管悬挂及回接固井的成败关系到四开的主要目的层井段能否安全钻井。

图1 井身结构

2 悬挂器的结构特点

(1)大陆架公司根据设计要求,加工了133/8in×97/8in SSX-A型液压尾管悬挂器95/8in回接的特殊结构。

(2)采用优质合金不锈钢,机械强度高,悬挂尾管重力大。

(3)独立的双液缸、双锥体、双排卡瓦结构使坐挂能力更强,坐挂成功率更高,载荷分布更均匀。液压控制实施坐挂,可用于各种井况。如果正常液压使用液压方法不能坐挂,那么由于浮鞋除了底部有循环孔以外,侧面还有循环孔,浮鞋底有刮刀设计,这样就可以把整个管柱下到井底,正转,依然可以倒扣。

(4)胶塞、球座均设计有锁紧机构,且具有良好的可钻性。

(5)密封芯子能随送入工具提出井口,节省了钻密封芯子时间。

(6)密封总成采用“W”形多组密封件及“O”形密封件,具有双向密封功能,密封效果佳。

(7)悬挂器上下均配有扶正环,既可以保证悬挂器居中,提高坐挂成功率,又可以保护液缸、卡瓦不受损伤。

(8)倒扣丢手无需找中和点,只要将送入钻具下压5～10 t,正转,即可轻易倒开。

图2 液压尾管悬挂器

3 尾管固井现场施工及复杂情况处理

3.1 下套管准备

(1)下钻通井,多次正倒划眼,调整好泥浆性能,保证套管能顺利下到设计深度。校核尾管长度,仔细计算钻杆回缩距,配好送入钻具。

(2)加强管具检查:通径、丈量钻杆、尾管和丝扣检查。组装悬挂器并丈量其尺寸,检查销钉;检查球座和铜球、空心胶塞和中心管、悬挂器和套管等所有配合。

(3)起钻时 (或通井期间),将钻具提至悬挂器坐挂位置后上提、下放、静止三悬重称重并记录。

(4)校核坐挂位置,悬挂器卡瓦应避开上层套管接箍。校核指重表和泵压表,保证灵敏、准确。

3.2 下入尾管及悬挂器

(1)管串排列:球座位置应由所设计的水泥塞高度确定,推荐的管串排列为:浮鞋+套管+浮箍+套管+浮箍+套管+球座+套管组合+尾管悬挂器+送入钻具+水泥头。

(2)按顺序下入套管及附件,按标准上够扭矩。每下入20根套管至少灌满泥浆一次。

(3)悬挂器下面的两根套管连续加两个扶正器;套管下完后先灌满泥浆,再按规程连接悬挂器。

(4)称重,并做好记录。锁死转盘,以防止尾管转动。

(5)下送入钻具。接送入钻杆时打好背钳,尾管坐挂前严禁下部钻具转动。严格控制下放速度(推荐1.5～2.0 min/立柱)。

(6)整个过程中无论是套管内还是环空中必须要防止井口落物。

(7)将尾管下至预定深度,先灌满泥浆,再接顶驱。称重、测量摩阻,并记录。

(8)调整好钻 (方)余。小排量开泵循环泥浆,尽量控制开泵压力不超过5 MPa。待泥浆返出后可逐渐增加排量,但尽量使尾管内外流阻之和不超过6 MPa,待循环压力稳定后再以正常排量循环。记录各个阶段的泵冲和相应泵压。

3.3 悬挂器坐挂及丢手

投球,小排量泵送,球到球座后憋压12 MPa,下放钻具约2.5 m,总悬重下降60 t说明已经做挂(之前称套管浮重为45 t),18 MPa憋通球座。正转钻具30圈,基本无回转,上提钻具1.5 m悬重保持在132 t不变,说明已经顺利丢手 (之前通井时在坐挂位置称重上提132 t)。开泵循环,同样泵冲泵压与之前相符。下压10 t接水泥头。注水泥、替浆,到量后放回水无回流。

3.4 起钻循环候凝

在固完井起钻循环这一环节上,土24井采取的是固完井直接起3柱再循环两周,然后憋压候凝。这样回接之前要下三趟钻,一趟121/8in钻头扫到回接桶顶,一趟83/8in的钻头扫过悬挂器,再下铣锥,磨洗回接桶。原因是担心如果憋压起钻直接循环会对试压造成影响,但如此操作多了两趟钻,施工时间多了3天。所以在大陆架服务工程师的建议下土25井固完井时,采取了直接起钻循环,并且此类型悬挂器一旦中心管被拔出,即使是再插进去循环也不会形成密封,这样就不用担心回接桶内会滞留水泥,而且节省了施工时间。

3.5 悬挂器现场紧急问题处理

在大陆架公司服务工程师未到土库曼斯坦前当地吊运人员将吊带挂在悬挂器的卡瓦处进行吊运,使多片卡瓦产生了严重的变形。而土25井用的就是这套悬挂器。

经过分析制定出三种方案:①卸掉其他悬挂器上的卡瓦,安装到本套悬挂器上;②用锤子等现场工具对卡瓦杆进行敲击,使其相对平直;③用比较细的铁丝对卡瓦进行捆绑,使其紧贴本体。

根据现场实际情况,认为第三套方案对悬挂器本体伤害低,操作简单,可行性强。

现场实际情况是:尾管下到设计位置,正常循环洗井。然后投球,到位后憋压12 MPa,成功坐挂,18 MPa憋通球座,顺利倒扣丢手,然后注水泥替浆施工顺利结束。

4 尾管回接

4.1 回接插头的结构特点

(1)具有多组O形组合密封件,密封面积大,密封能力更强,密封更可靠。

(2)配有专门的节流浮箍,既方便了灌浆,回接插头插入回接桶时又能够使多余泥浆从节流浮箍排出。

(3)专用铣锥与悬挂器结构匹配,在磨洗到回接桶底后能够在铣锥底部留下磨痕,给现场工程人员以管串长度依据。

4.2 回接施工程序

(1)在铣完回接桶,循环、洗井,调整好泥浆性能后起钻。

(2)按照设计排列管串,95/8in回接插头+2根套管 (两个扶正器)+95/8in节流浮箍+管串,调节好台余,准备好10 m长吊环。

(3)下入管串,回接插头插入回接桶前,开泵顶通循环,然后下放管串将回接插头插入回接桶,下压20 t憋压至8 MPa,稳压3 min,压力不变,密封良好。

(4)将循环孔提出回接桶,循环一周后,注水泥、压塞、替浆、下压20 t,放回水,密封良好。

5 应用效果

在多个国家的井队在此区块勘探失败的背景和压力下,中国各工程方有条不紊、严格地按照规程操作,并针对井况采取了相应的技术对策。顺利地将套管下到设计位置,循环畅通,悬挂器坐挂丢手成功,回接密封良好,固井施工顺利,固完试压50 MPa。表1为这两口井的主要施工数据。

表1

6 结论

(1)土库曼斯坦尤拉屯区块地质结构复杂, H2S含量高,井控难度大,井底压力高,泥浆密度可控窗口小,盐膏层蠕变缩径严重,井涌、井漏、卡钻的情况经常发生。该井的顺利施工说明此类型的悬挂器用于尾管固井技术是成熟、可行的。

(2)在现场施工过程中,悬挂器的多片卡瓦片严重变形,在此情况下采取现场修复方案后,施工继续并顺利进行,说明大陆架的此类产品质量是过关的。

(3)在土25井尾管固完井后,采取了直接起钻循环不留上塞的操作手法,省了2趟钻,节省了3天时间,而且回接固完后成功试压50 MPa。实践证明,上述操作程序既简单,又节约时间,还能够达到固井设计要求。

(4)尾管及回接固井工艺比较复杂,技术要求较高,所以规范化的操作程序是取得成功的保证。

[1]马开华,马兰荣,朱德武,等.塔深1井非常规系列尾管悬挂器的设计与应用[J].石油钻探技术,2007,35(1):1 -4.

[2]马开华,马兰荣,郑晓志,等.川东北地区特殊尾管悬挂器的研发与应用[J].石油钻探技术,2008,36(3):16-19.

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

2009-05-11)