深水钻井表层套管固井井口稳定性及防下沉实践

张春杰　罗俊丰　叶吉华　严　德　田　峥（.中海石油（中国）有限公司深圳分公司，广东深圳　58067；.中海油能源发展股份有限公司工程技术深圳分公司　58067）

深水钻井表层套管固井井口稳定性及防下沉实践

张春杰1罗俊丰1叶吉华1严德2田峥1
（1.中海石油（中国）有限公司深圳分公司，广东深圳518067；2.中海油能源发展股份有限公司工程技术深圳分公司518067）

深水表层土壤松软，导管通常采取喷射的方式下入，井口径向稳定性能薄弱，尤其在深水新区块探井海底地质情况不明确、浅层土质强度参数不准确的情况下，水下井口径向稳定性问题尤为重要。为提高水下井口径向载荷的稳定性，针对现场作业中表层套管在固井前循环及注水泥固井期间出现的井口下沉现象，进行导管在表层套管固井期间的径向受力情况分析，结合现场作业实践，提出了防止井口下沉的方法，并且在作业实践中得到了成功应用，提高了水下井口径向载荷的稳定性，有效促进了深水表层作业的顺利、安全进行，保证了深水钻井的安全性。

深水钻井；固井；表层套管；井口下沉；井口径向载荷稳定性

由于深水表层土质疏松，且井口载荷大，水下井口稳定性是深水钻井作业安全的薄弱环节，尤其采用喷射法下入的导管-水下井口系统，导管外壁没有水泥环，承载能力更弱［1］。国内外深水钻井作业实践中，曾多次出现在表层套管固井前循环及注水泥浆过程中水下井口下沉的案例［2-3］。井口下沉给后期的钻完井作业带来很多危害，严重的可能导致井眼报废，带来上亿元的经济损失。目前，针对深水钻井水下井口径向载荷稳定性的研究主要集中在入泥深度设计［4-6］、作业参数选择和横向抗弯能力校核等方面［7-8］。以喷射法下入导管为例，通过理论研究和现场作业分析，对表层套管固井前循环及注水泥浆过程中水下井口力学模型和井口下沉原因进行了分析，提出了解决措施。

1　力学模型分析

1.1导管解脱送入工具后受力分析

导管喷射下入到位解脱送入工具后，在垂直向上方向，导管受地层侧壁和端部阻力作用，由于导管端部截面积小，为安全考虑，在计算时忽略端部阻力的影响；在垂直方向，导管受防沉板、低压井口头、送入工具下接头及其本身自重作用，如图1所示。为保证在该工况下表层导管不发生下沉，需满足公式

图1　导管解脱送入工具后受力分析

式中，Qx为表层导管解脱送入工具时刻获得的向上作用力，kN；Gx为表层导管解脱送入工具时刻受到的向下作用力，kN。

1.2表层套管固井期间受力分析

根据井身结构的不同，表层套管固井工艺有内管柱法和水下释放胶塞法。表层套管外径为508mm时，采用内管柱法固井工艺，如图2（a）所示。表层套管外径为339.72 mm时，采用水下释放胶塞法固井工艺，如图2（b）所示。

图2　表层套管内管柱法、水下释放胶塞法固井

在垂直向上方向，导管受到地层侧壁阻力、端部阻力和固井管柱径向上提载荷作用，由于导管端部截面积小，为安全考虑，在计算时常忽略端部阻力的影响；在垂向向下方向，导管受到水下井口、防沉板，固井管串、表层套管和固井水泥浆和自重作用，为保证在该工况下表层导管不发生下沉，需满足公式

式中，Qc、Gc分别为表层导管在二开固井最危险时刻获得的向上作用力和受到的向下作用力，kN。

表层套管及固井水泥浆的重量计算需考虑井斜和浮力的影响。具体计算公式为

式中，Wc、Ws分别为套管、固井水泥浆重量，kN；L0、Ln分别为表层套管垂直段、第n个井斜段长度，m；L为表层套管总长度，m；α为表层套管井斜段井斜角，°；λc为表层套管线重度，kN/m；ρs为水泥浆密度，kg/m3；D为表层套管段井径，m；d为表层套管外径，m；β为水泥浆体积系数，根据钻井设计，常取为1.5~2.0；kb1、kb2分别为表层套管、水泥浆浮力系数。

对比图2，以表层套管下入深度为500 m为例，采用Ø339.72 mm套管水下释放胶塞法时套管柱内水泥浆重量是Ø508 mm套管内管柱法时的6倍。因此，采用水下释放胶塞法固井时容易发生井口下沉危险。此外，表层套管固井前循环时，由于井眼环空中的钻井液被替换成海水，套管柱浮力系数减小，施加在井口的套管柱浮重增加，增加了井口下沉的风险。如：套管柱密度 7.85 g/cm3，钻井液密度1.25 g/cm3，海水密度1.03 g/cm3。固井循环前，套管柱浮力系数为0.85，固井循环后，套管柱浮力系数为0.87，套管柱施加在井口的浮重增加1.04倍。

2　作业案例分析

南海流花深水区块LH28-2-X井水深700 m，Ø762 mm导管采用喷射法下入，入泥深度81.7 m，二开Ø339.72 mm表层套管鞋深1 500 m，采用水下释放胶塞法固井。固井循环前钻井液密度1.22 g/cm3，海水密度1.03 g/cm3，首、尾水泥浆密度1.5 g/cm3，水泥浆体积附加量100%，固井前置液和混合水密度与海水相同。套管坐挂到位后大钩悬重1 333.56 kN。套管坐挂到位循环一个迟到时间45 min，泵注水泥浆速度0.79 m3/min，顶替水泥浆45 min。计算得到固井过程中施加在水下井口的载荷变化量见表1。

如表1所述，在表层套管固井前循环到固井泵注水泥浆作业过程中，井口载荷逐步增大，在水泥浆首浆出套管鞋时，井口载荷达到最大。为确保在表层套管固井期间有足够的径向载荷，提高井口的稳定性，LH28-2-X井采取了以下措施。

表1　固井过程中水下井口的载荷变化量和大钩悬重调整值

（1）套管坐挂到位后进行循环，此过程中表层套管与井眼间环空内钻井液被循环替换为海水，表层套管柱受到的浮力减小。现场逐渐增加大钩悬重，每15 min增加22.22 kN，循环一个迟到时间时后保持悬重为1 472.07 kN。

（2）固井泵泵注前置液及混合水剪切胶塞过程中，由于前置液及混合水与海水密度相同，套管柱所受浮力不变，保持大钩悬重不变。

（3）泵注水泥过程中，表层套管内环空海水被替换为高密度水泥浆，重量增加。增加大钩悬重，每泵入4.77 m3水泥浆，大钩悬重增加22.22 kN，直至水泥浆出套管鞋时，悬重达最危险值1 802.31 kN。

（4）水泥浆进入表层套管外环空，因表层套管与井眼间环空内海水被顶替为高密度水泥浆，套管柱所受浮力增加。逐渐释放大钩悬重，每泵入4.77 m3水泥浆，减小24.45 kN，直到水泥浆返出到泥线，悬重达1 459.63 kN，继续泵完水泥浆，保持悬重不变。

（5）海水顶替水泥浆期间，表层套管内环空水泥浆被顶替为海水，重量减小，逐步释放大钩悬重至顶替结束，每5 min减小35.56 kN，最终为1 129.39 kN。

该井在表层套管固井期间按照理论计算实时调整大钩悬重，作业安全平稳，未发生水下井口径向下沉失稳现象。

3　防止井口下沉的应对措施

根据深水钻井导管在表层套管固井期间力学模型分析，为防止井口下沉，在设计阶段，应充分考虑深水海底浅层土质强度参数的不精确性，提高导管设计入泥深度。在作业阶段，应根据表层套管固井前循环和固井泵注水泥浆作业流程，分析施加在井口的径向载荷变化情况，实时调整大钩悬重，避免增加的载荷作用到井口上，提高井口的径向稳定性。

（1）固井前循环时，逐渐增加大钩悬重，增加值为套管外环空钻井液被循环替换为海水密度减少所造成的套管串的浮力减少值。

（2）固井泵注前置液及混合水剪切套管下胶塞过程中，一般情况下前置液及混合水与海水密度相近，可以保持悬重不变。

（3）泵注水泥浆过程中，套管内低密度海水被替换为高密度的水泥浆，因此需要增加大钩悬重，增加值为套管柱内水泥浆与被替换的海水间浮重的差值，直至水泥浆被顶替出套管鞋。

（4）水泥浆进入裸眼环空后，套管外环空低密度海水被替换为高密度的水泥浆，套管柱所受到的浮力逐渐增加、浮重减少，因此可以逐步释放大钩悬重至套管柱浮重。

此外，在坐水下防喷器组到井口时，由于防喷器组重量高达2 000~4 000 kN，会给水下井口施加极大的载荷。因此，需要对表层套管固井水泥环承载力进行校核分析，保证水下井口获得了足够的径向承载力，并且需要通过隔水管张力系统承担隔水管串及部分防喷器组的重量，减少水下井口的载荷。

4　结论

水下井口径向稳定性是深水钻井作业安全的薄弱环节。为防止在表层套管固井期间发生井口径向下沉失稳，尤其是表层套管采用水下释放胶塞法固井工艺时，可根据海底浅层土质强度情况增加导管的入泥深度设计，并根据表层套管固井前循环和固井泵注水泥浆作业流程，分析施加在井口的径向载荷变化情况，实时调整固井大钩悬重，避免增加的径向载荷作用到井口上，提高水下井口的径向稳定性。

［1］YANG JIN, YAN DE, TIAN Ruirui. Bit stick-out calculation for the deepwater conductor jetting technique［J］. Petroleum Exploration and Development, 2013, 40（3）: 394-397.

［2］BECK R D, JACKSON C W, HAMILTON T K. Reliable deepwater structural casing installation using controlled jetting［R］. SPE 22542, 1991.

［3］杨进，曹式敬.深水石油钻井技术现状及发展趋势［J］.石油钻采工艺，2008，30（2）：10-13.

［4］刘正礼，唐海雄，王跃曾，等.深水喷射导管实用设计方法［J］.长江大学学报：自然科学版，2010，7（1），189-191.

［5］刘书杰，杨进，周建良，等.深水海底浅层喷射钻进过程中钻压与钻速关系［J］.石油钻采工艺，2011，33（1）：12-15.

［6］唐海雄，罗俊丰，叶吉华.南海超深水喷射钻井导管入泥深度设计方法［J］.石油天然气学报，2011，33（3）：147-151.

［7］管志川，苏堪华，苏义脑.深水钻井导管和表层套管横向承载能力分析［J］.石油学报，2009，30（2）：285-290.

［8］张辉，高德利，唐海雄.深水导管喷射安装过程中管柱力学分析［J］.石油学报，2010，31（3）：516-520.

（修改稿收到日期2014-12-31）

〔编辑宋宇〕

Wellhead radial stability and anti-sinking practices of surface casing cementation of deepwater drilling

ZHANG Chunjie1, LUO Junfeng1, YE Jihua1, YAN De2, TIAN Zheng1
（1. Shenzhen Branch of CNOOC, Shenzhen 518067, China; 2. Engineering Technology Shenzhen Branch, CNOOC Energy Technology & Services Limited, Shenzhen 518067, China）

The deepwater surface soil is loose and soft, the pipe is lowered by ejection generally, and the wellhead radial stability performance is weak. In particular, when the subsea geology of well exploration in the deepwater new block is not clear and the intensity parameters of superficial layer soil are inaccurate, the radial stability of underwater wellhead is especially important. In order to improve the stability of radial load of underwater wellhead, based on the wellhead sinking of surface casing during the circulation before cementation and during the cementing period in the site operation, the radial stress of pipe during the surface casing cementation period is analyzed; furthermore, according to the site operation practices, the method for wellhead sinking prevention has been raised and successfully applied in the operation practices. It improved the stability of radial load of underwater wellhead, effectively promoted the smooth and safe deepwater surface layer operation, and guaranteed the safety of deepwater drilling.

deepwater drilling; cementing; surface casing; wellhead sinking; wellhead radial load stability

TE925

A

1000 – 7393（2015） 01 – 0053 – 03

10.13639/j.odpt.2015.01.013

国家自然科学基金“海洋深水浅层钻井关键技术基础理论研究”（编号：51434009）；“深水钻井表层导管喷射钻进机理研究”（编号：51274223）。

张春杰，1972年生。1994年毕业于重庆石油高等专科学院钻井工程专业，硕士研究生，主要从事深水钻完井研究工作，中级工程师。电话：13528704073。E-mail：zhangchj9@cnooc.com.cn。

引用格式：张春杰，罗俊丰，叶吉华，等. 深水钻井表层套管固井井口稳定性及防下沉实践［J］.石油钻采工艺，2015，37（1）：53-55，63.