南堡油田封隔式尾管回接工艺的应用与认识

王建全　李建业（中国石化石油工程技术研究院德州大陆架石油工程技术有限公司，山东德州　253005）

南堡油田封隔式尾管回接工艺的应用与认识

王建全李建业
（中国石化石油工程技术研究院德州大陆架石油工程技术有限公司，山东德州253005）

针对南堡油田潜山油藏埋藏较深，储层温度高，且地层压力系数在0.99～1.01 之间，钻井液密度稍有波动就会发生溢流或井漏的特殊井况，提出了一种特殊封隔式尾管回接工艺，其回接装置选用带顶部封隔器的回接插头、盲板短节、旋流短节和浮箍，使用防退卡瓦在封隔器坐封的同时实现坐挂，防止固井过程由于水泥浆和钻井液密度差引起的套管回缩上移。该工艺采用先回接、坐封，再进行注水泥固井的施工流程，能够避免施工过程中井漏的发生。现场实践表明，封隔式尾管回接工艺管串结构合理、操作简便、回接装置密封可靠、耐高温，有针对性地解决了南堡油田溢漏同存井的尾管回接难题，现场应用效果良好。

南堡油田；尾管回接；封隔式；溢漏同存；回缩距

尾管回接技术是指使用回接装置将下部尾管回接至井口或者井内某一位置，覆盖已损坏或强度偏低的上层套管，从而实现上层套管修复或封堵尾管重叠段油气上窜通道的一种固井工艺。南堡油田近年来特殊井、复杂井不断增多，部分井地层压力系数在0.99～1.01之间，钻井液密度窗口窄，溢漏同存，常规尾管回接技术难以实施［1］。针对这种复杂情况，提出了一种在常规封隔式尾管回接装置基础上改进的特殊回接装置及固井施工工艺。

1　常规尾管回接技术

常规尾管回接工艺是在尾管固井结束后，采用专用铣鞋对回接筒内表面进行磨铣，使其内表面无毛刺和水泥块，再进行尾管回接的施工。施工步骤为：下入回接套管串，当回接插头接近回接筒时缓慢下放，至回接插头完全插入回接筒内，开泵憋压检查回接插头的密封情况，验封成功后上提套管串，使回接插头的循环孔位于回接筒以上；钻井液循环一个周期后，按照固井设计进行注水泥、压胶塞、替浆。碰压后下放套管串，使回接插头插入回接筒，并下压100～200 kN；带有顶部封隔器的回接插头则需下压300～500 kN，使封隔器坐封。卸压，检查回流，没有回流说明密封良好，若有回流需憋压候凝［2-3］。

2　南堡油田尾管回接技术难点

南堡油田2号构造潜山奥陶系储层属于典型的压力敏感储层，密度窗口窄，钻井过程溢漏同存，严重影响钻完井作业。钻井设计上部尾管固井后，采用欠平衡方式钻进目的层，获得工业油气后再进行尾管回接。常规尾管回接工艺，由于水泥浆密度大于钻井液密度，施工过程会直接压漏地层，造成储层污染。

3　封隔式尾管回接工艺

3.1封隔式回接装置及工艺管柱串结构

选用大陆架公司研制的封隔式回接装置，并优化工艺管柱串结构为“封隔式回接插头（带防退卡瓦）＋盲板短节＋旋流短节＋浮箍＋套管串”，如图1所示。

封隔式回接插头由卡瓦式防退总成、封隔器胶筒、坐封滑套及内锁紧机构、V形密封组件和可钻导向头等组成。当回接插头插入回接筒后，下压一定力使封隔器坐封，封隔尾管顶部环空，与插头上的密封组件形成双重密封，可进一步提高整体密封能力［4］。封隔器坐封原理：下放回接套管串，坐封滑套在回接筒顶部的挤压下剪断剪钉，封隔器胶筒径向膨胀至贴紧上层套管，由于封隔器内锁紧机构作用，滑套相对于封隔器本体只能上滑不能下移，实现防退；当挤压力达到卡瓦剪钉极限应力时，卡瓦剪钉被剪断，卡瓦在锥体作用下涨开，且只能下行不能上移，实现轴向锁紧；同时，封隔胶筒被挤压涨大，将封隔器本体与上层套管之间的环状间隙密封，下压力越大，密封能力越强。封隔器一旦坐封就实现永久封隔，即使上提套管恢复原悬重，封隔器也不会解封。

图1　封隔式回接装置

工艺管柱串附件情况：盲板短节连接于回接插头顶部，选用密封承压大于25 MPa的盲板短节以隔离回接井段和下部已钻开的易漏地层，防止回接固井过程中的液柱压力作用于下部易漏地层而发生漏失；旋流短节连接于盲板短节之上，建立回接套管的循环通道；浮箍连接于旋流短节之上，一般间隔2～4根套管再加一个浮箍，双浮箍保证高效的防回压效果。回接装置及附件的技术参数见表1。

表1　回接装置及附件的技术参数

3.2工艺流程

为了使窄窗口、易漏、易窜气井的回接固井工艺安全实施，并且满足施工压力不能压漏下部地层且不影响尾管重叠段薄弱部分的要求，提出先封隔尾管顶部环空，再建立“人工井底循环通道”的作业流程。

（1）下入刮管器，对回接筒顶部至其上部50 m范围的上层套管进行刮管。

（2）采用专用铣鞋磨铣回接筒，到位后以40～50 r/min的转速磨铣回接筒内表面3～4次；最后一次加钻压20～30 kN，再磨铣5 min，记录此时铣鞋深度。

（3）循环清洗回接筒30 min，起钻检查铣鞋磨损情况。如果铣鞋底部有一圈磨痕，直径等于悬挂器密封外壳左螺纹内径， 说明已经磨到回接筒底部。

（4）下回接套管串并及时将套管内钻井液灌满。前3根套管每根各安装1个扶正器，保证回接插头进入回接筒时的居中度。

（5）插头接近回接筒时，缓慢下放套管串，当回接插头插入回接筒后继续下压20～50 kN。试插时钻压不可超过50 kN，以防止回接套管未调整好而封隔器提前坐封、防退卡瓦提前坐挂的发生。

（6）关防喷器，试低压，检验回接插头是否插入回接筒。压力要求大于下部漏层的漏失压力，无压降说明回接插头已插入回接筒。

（7）泄压，开防喷器，调整好回接管串长度，将回接插头插入回接筒，下放套管串，使回接插头受压120～150 kN，剪断坐封滑套剪钉，坐封封隔器；继续下压300～500 kN，使封隔器完全涨封，防退卡瓦涨开，防止整个套管串上移，实现永久封隔。

（8）再次关防喷器试高压，验证封隔器密封效果。压力要求大于整个固井施工过程对回接管串底部的最大附加压力，确保固井施工的安全。

（9）试压合格后按常规施工程序循环、固井。

4　关键技术

4.1回接筒的磨铣

（1）尾管固井在回接筒顶部预留上水泥塞的情况下，需要先用大尺寸钻头钻除上水泥塞，再下小尺寸钻头钻穿回接筒。注意钻除上水泥塞至回接筒顶部前要降低钻进参数，以保护回接筒喇叭口。

（2）钻除上塞时避免用动力钻具，防止不易观察的钻压和扭矩之间关系变化而破坏回接筒顶部，甚至钻除回接筒的情况。建议选用牙轮钻头，严格控制钻进参数，钻头接触到回接筒顶时注意扭矩变化，并记录此时回接筒顶深。

（3）磨铣管柱选用钻除上水泥塞的钻具结构，能够准确清晰地确认回接筒“顶底差”是否与回接筒长度一致，以判断钻除上塞和磨铣回接筒是否到位。

（4）在尾管固井不预留上水泥塞的情况下，仍需先下大钻头探到回接筒顶，再用同系列的钻具组合下磨铣管柱，确定回接筒顶部无残留水泥且校核磨铣位置是否准确。

4.2刮管

使用刮管器对回接筒顶部及以上50 m井段进行刮管，清除上层套管内壁的残留水泥，以确保封隔器坐封后的密封效果。

此次会议中绝大部分报告的研究切入点都选取地较小，研究较为具体深入，约85%的报告都与数学内容紧密相关，数学特色明显，即便是对上位的教育方法的论述也大都以具体知识的教学为载体落实说明．例如对萨拉戈萨（Joseph Zaragoza，1627—1679）的介绍聚焦到了其如何接受韦达（François Viète，1540—1603）的思想，重新组织广义算术中代数的教学；对《数书九章》的研究具体到其中解联立线性方程的方法与《九章算术》的不同；教学实践涉及具体知识点分数、对数、比例、复数等教学，教师教育与教材研究也都较为聚焦．

4.3计算套管的回缩距

尾管回接工艺中，准确的套管回缩距是保证回接插头密封和井口坐挂套管头成功的关键。回缩距由套管与钻杆自由伸长量之差、水泥浆顶替到位后套管在浮力差作用下的收缩长度、下压力引起的套管收缩长度、封隔器的坐封行程共同决定。往往现场施工多为粗略计算，为做到精确计算套管回缩距，作者总结以下相关计算方法。

4.3.1套管与钻杆自由伸量长之差

如果套管与钻杆都是均匀的，从理论上讲二者的自由伸长量应该是相等的，但实际上由于复合套管与复合钻杆尺寸及接头等因素的影响，二者计算出来的自由伸长量是不等的。

式中，ΔL1'为钻杆与套管自由伸长之差，m；ΔL1为n段复合套管或复合钻杆的自由伸长总量，m；K为接头影响系数，一般取0.85～0.95，无量纲；λ为浮力系数，无量纲；Wi为第i段套管或钻杆单位长度重量，kg/m；Li为第i段套管或钻杆的长度，m；E为钢材弹性模量，MPa ；Si为第i段套管或钻杆的管体截面积，cm2；ρ泥浆为钻井液密度，g/cm3。

4.3.2套管在浮力差作用下的收缩长度

一般情况下水泥浆的密度大于钻井液的密度，套管在此浮力差的作用下有收缩的趋势。多数现场施工时，为减小施工泵压，往往替入一定量的重浆以减弱这种趋势。

其中

式中，ΔL2为套管在浮力差下的回缩距，m；水泥为水泥浆增加的浮力，104N；W重浆为重浆减少的浮力，104N；L为回接套管串长度，m；ρ水泥为水泥浆密度，g/cm3；Q为套管闭排，L/s；H为水泥浆封固长度，m；ρ重浆为加重钻井液密度，g/cm3；V为替入的重浆体积，m3。

4.3.3下压力引起的套管收缩长度

式中，ΔL3为下压力引起的套管收缩长度，m； F为下压力，N。

4.3.4实际回接套管方余

按照磨铣回接筒钻具所探回接筒顶部的深度，排套管串时方余ΔL'为

式中，ΔL4为套管接箍加1～2吊卡的长度和，即插头插入回接筒下压一定力后的方余，m；ΔL5为封隔器坐封行程，m。

5　现场应用

目前，该回接工艺已在南堡油田成功应用十余井次，并取得了良好效果，解决了溢漏同存井的尾管回接问题。

NP23-P2002井是南堡油田2号构造潜山老堡南1断块的一口水平井。完钻井深5 150 m，在Ø177.8 mm尾管固井后采用欠平衡钻井方式完钻，并发现较好的油气显示，由于地层承压能力很低且钻井液密度窗口窄，密度稍高即井漏，密度稍低即溢流。为了保证尾管回接过程不压漏压力敏感地层，曾三次打桥塞，但承压能力都无法满足常规尾管回接的固井施工要求，未达到预期效果。采用上述特殊封隔式尾管回接工艺，成功解决了溢漏同存井的回接固井漏失问题，有效保护了油气储层。

NP23-P2002井具体施工步骤：下回接套管前，调整好钻井液性能，确保在不漏失情况下压稳、防溢流；按顺序下回接装置及附件，在浮箍入井后，每下10根套管灌满钻井液一次，控制下入速度不高于0.3 m/s；观察下套管井口返出情况，如有渗漏情况，放慢下入速度；下套管至回接筒顶部之前需灌满钻井液，缓慢下放，观察悬重变化，当回接插头插入回接筒后下压30 kN，试压5 MPa，稳压5 min无压降；确认回接插头已插入回接筒后，泄压，继续下压套管串400 kN以坐封封隔器、防退卡瓦坐挂，压稳5 min，进行试压25 MPa，稳压15 min无压降，满足固井施工要求，泄压后循环一周，固井；固井施工顺利，测井结果显示水泥浆无任何下沉，固井质量优质，取得了良好应用效果［5-7］。

6　认识与总结

（1）实践表明该封隔式尾管回接装置及施工工艺成功解决了南堡油田溢漏同存井的尾管回接难题，并且应用效果良好。该工艺管串结构合理、操作简便、回接装置密封能力强、抗高温，可考虑在常规尾管回接中应用，可避免常规尾管回接固井水泥头位置高、操作不便的问题。

（2）工艺实施的关键在于选用配套回接装置，清洁回接筒顶及内表面，合理计算套管回缩距，文中的计算方式可指导现场套管串的调整，但对于精确计算套管回缩距，仍需进一步理论结合现场实际数据进一步完善。

（3）由于该工艺套管附件需要钻除，为保障回接插头、封隔器的密封效果，建议管串下部套管在上扣时涂抹抗高温的丝扣胶，以保证下部套管的连接强度。

（4）常规尾管回接固井，会有水泥浆在插头与回接筒间，形成有效封固，而该工艺回接筒与回接插头间密封仅靠高性能橡胶密封组件来实现，其密封能力对于井下长期高温、腐蚀性环境有待考验，需要技术人员进一步进行技术改进与革新。

［1］韩立胜，张家义，崔海弟，等.水包油钻井液在NP23-P2002井五开井段的应用［J］.钻井液与完井液，2011，28（4）：36-39.

［2］马开华，马兰荣，陈武君.高压油气井尾管回接固井新技术［J］.石油钻采工艺，2005，27（3）：22-23.

［3］马兰荣，白晓静，朱和明，等.尾管回接装置及其在现场的应用［J］.石油矿场机械，2008，37（9）：88-90.

［4］马兰荣，马开华，王建全，等.新型耐高压封隔回接插头的研制与应用［J］.石油钻探技术， 2004，32（6）： 35-37.

［5］张明昌，张言杰，何玉荣，等.固井完井油气层保护配套技术［J］.石油钻探技术， 2004，32（2）： 36-38.

［6］李文生.川西高温高压气井完井工艺技术［J］.天然气勘探与开发，2004，27（4）：25-28.

［7］马勇，姚坤全，常洪渠，等. 提高高压气井套管回接固井质量的技术［J］.天然气工业，2009，29（2）： 61-63.

（修改稿收到日期 2015-03-03）

〔编辑李春燕〕

吐哈油田三塘湖采油厂向世界级难题“宣战”

2015年3月9日，随着马49-2H井深度钻进，吐哈三塘湖采油厂产能建设工作全面展开。吐哈油田的致密油油藏含油饱和度高，渗透率还不到常规油藏的1/10，是原油开采的世界性难题。牛东区块卡拉岗组油藏为火山岩油藏，储集空间类型复杂多样，直井产量低，水平井自然递减快，开采难度也称得上是世界级水平。三塘湖采油厂集中优势攻克世界性难题，计划新钻井91口，新建产能18.7万t。技术人员以重大科技项目和重大矿场试验为抓手，围绕提高钻遇率、单井产量和采收率三大目标，持续推进致密油储层识别及预测、水平井体积（重复）压裂、水平井注水吞吐和取换套大修等技术攻关，进一步集成配套主体技术系列，为致密油规模建产提供技术储备。

(供稿李启光)

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年毕业于中国地质大学（武汉）钻探工程专业，现主要从事固完井工具的研发与推广工作，高级工程师。电话：18653488870。E-mail：wjq@shelfoil.com。

引用格式：王建全，李建业.南堡油田封隔式尾管回接工艺的应用与认识［J］.石油钻采工艺，2015，37（2）：107-110.