巴基斯坦UEP油田牵制型旋转尾管固井关键技术

2018-12-06郭朝辉徐明会孙文俊

钻采工艺 2018年6期

郭朝辉，徐明会，孙文俊

(1中国石化石油工程技术研究院2德州大陆架石油工程技术有限公司)

UEP油田位于巴基斯坦信德省境内，三开尾管固井施工全部采用旋转尾管固井技术。近年来，多家国际石油服务公司的旋转尾管悬挂器在该油田进行了应用，但是均出现了固井前或固井后送入工具脱手失败的问题。笔者分析了该油田尾管固井施工存在的技术难点，提出了牵制型旋转尾管固井技术，制定了关键技术措施，最终2口探井尾管固井作业均取得了成功。

一、油田概况及尾管固井技术难点

1．油田概况

UEP油田位于巴基斯坦信德省境内，勘探开发面积约10 000 km2，油气产量超过400×104t(油气当量)，是巴基斯坦的第三大油田。油区探井及开发井全部为三开次结构，二开Ø215．9 mm井眼完钻后全井下Ø177．8 mm技术套管固井，三开Ø152．4 mm井眼贯穿储层，在Ø177．8 mm技术套管内悬挂Ø127 mm尾管，水泥封固油套环空，射孔后下入完井管柱采气。

2．尾管固井技术难点

(1)三开Ø152．4 mm井眼贯穿四段砂层与四段页岩层，砂层与页岩层交替出现，GD－1井页岩为软至中等硬度，在钻井过程中页岩易吸水膨胀，引起缩径甚至坍塌掉块现象。在Ø127 mm尾管下入过程中，管鞋易在缩径井段遇阻卡，造成尾管下入困难;尾管下到位后，在循环洗井或固井顶替过程中，尾管悬挂器以上送入钻具与上层Ø177．8 mm套管环空间隙较尾管与裸眼环空间隙增大，导致环空返速降低，块状、扁平状页岩碎屑易堆积在尾管悬挂器回接筒顶部，易造成尾管悬挂器送入工具甚至部分钻具砂卡，从而出现固井前或固井后送入工具脱手困难的问题。

(2)在三开钻进过程中，为提高井壁稳定性，钻井液密度一般提高至1．51～1．98 g/cm3，尾管固井水泥浆密度为1．94～2．26 g/cm3，钻井液加重材料为重晶石粉，GD－1井钻井液性能参数表见表1。

钻井液固相含量较高，初/终切力相对较小，悬浮稳定性较差，钻井液内固相易沉入尾管悬挂器回接筒内，影响送入工具脱手。钻井液失水量相对较大，滤饼较厚，漏斗黏度较高，尾管下入过程中摩擦阻力大。钻井液与水泥浆密度差小，固井顶替时钻井液与水泥浆易窜槽。

表1GD－1井钻井液性能参数表

(3)Ø127 mm套管为VAM FJL螺纹无接箍套管，与 Ø152．4 mm井眼单侧间隙为12．7 mm，套管易贴井壁，套管接触滤饼面积大，易增大尾管下入及旋转摩擦阻力;套管贴边，居中度差，小间隙一侧钻井液易滞留，固井时顶替效率低，易造成固井水泥环质量差;钻井液密度高于砂层孔隙压力，砂岩层较厚，下套管时易发生压差粘附卡钻。

(4)Ø127 mm尾管长度一般为300～800 m，尾管在钻井液中的浮重约6～16 t，送入钻具在尾管悬挂器坐挂位置摩阻约6～8 t，钻机指重表分辨率为4 t/格，当尾管重量小于送入钻具摩阻时，固井施工前不易判断送入工具是否脱手;Ø127 mm尾管钢级为N80，壁厚9．19 mm，VAM FJL螺纹抗扭能力为4 310 N·m，尾管旋转扭矩易超过套管抗扭能力，从而导致无法实现旋转固井。

二、牵制型旋转尾管固井技术

目前，Baker Hughes、Weatherford、Halliburton等国际知名尾管悬挂器制造商主要推广集旋转下入与旋转固井、尾管顶部封隔功能于一体的旋转尾管悬挂器［1－2］。UEP油田三开尾管固井属于小间隙井尾管固井，采用旋转尾管固井技术的优势主要体现在以下几个方面:①在尾管下入发生遇阻时，钻机旋转系统能够通过钻具驱动尾管串来克服摩擦阻力，使尾管顺利下放到位;②通过旋转尾管串，能够提高钻井液对水泥浆的顶替效率，破坏井壁与套管外壁的滤饼，加之对水泥浆的搅拌作用，能够提高固井水泥环的质量，降低环空气窜发生的几率［3］。

1．牵制型旋转尾管悬挂器

近年来，随着各项关键技术的不断完善，以及在国内各大油田的推广应用［4－7］，国产旋转尾管悬挂器也日渐成熟。针对UEP油田尾管固井施工存在的技术难点，利用模块化组合方法［8］，笔者提出了Ø177．8 mm×Ø127 mm内嵌卡瓦旋转尾管悬挂器+单胶筒尾管顶部封隔器+旋转牵制短节+钻式浮鞋+顶驱旋转水泥头+液压丢手备用机械丢手送入工具的工具组合。牵制型旋转尾管悬挂器管串如图1所示。

1．1内嵌卡瓦旋转尾管悬挂器

内嵌卡瓦结构具有承载能力大、坐挂后过流面积大和对卡瓦有好的保护作用等3大优点［9］。该地区三开尾管与井眼环空间隙小，钻井液密度高，开泵顶通压力约5～8 MPa，固井前循环压力约12～21 MPa。内嵌卡瓦设计使尾管悬挂器坐挂后相邻两片卡瓦之间以及卡瓦与锥套之间均有过流通道，过流面积较常规卡瓦大幅增加，能降低尾管悬挂器坐挂后的循环压力。

图1牵制型旋转尾管悬挂器管串图

1．2单胶筒尾管顶部封隔器

单胶筒尾管顶部封隔器本体采用一体式设计，在顶端设计有可传递扭矩的连接结构，允许管串下入过程中通过旋转操作，增强尾管串的下入能力，当管鞋在页岩缩径段遇阻时，该结构能实现管串的旋转，从而促使尾管下到目的井深。单胶筒结构有效降低了循环时流体产生的抽汲作用，同时胶筒两端的保护结构能防止在下入过程中滤饼堆积损伤胶筒，因而提高了管串的下入速度和循环效率，帮助了循环过程中岩屑通过和提高水泥浆的顶替效率。内部锁紧机构可防止坐封后的封隔器胶筒回移，使胶筒与上层套管之间形成牢固的密封，密封能力达70 MPa，能阻止储层气体在水泥浆候凝期间运移至上层套管环空，为后期下完井管柱提供作业安全保障。

1．3旋转牵制短节

通过液压方式坐挂，将尾管锁定在上层套管上，给尾管施加一个向下的牵制力，防止提出送入工具时尾管串上移［10］。解锁机构实现牵制短节在坐挂后上提一定吨位解除卡瓦与上层套管间的锁定，从而实现整个尾管串的提出。设计采用低摩擦系数且耐磨的材料，有效降低牵制短节在旋转尾管固井时产生的摩阻扭矩。该油区短、轻的尾管施工较为普遍，牵制短节能为尾管悬挂器送入工具脱手提供有力的保障。

1．4钻式浮鞋

偏心导向头结构能通过旋转方向引导套管通过台阶井眼，外壳侧面的切削肋结构能够通过旋转扩大井眼，从而使尾管通过缩径段;导向头与外壳上部设计有相同过流面积的循环孔，具备了类似常规尾管专用浮鞋在接触井底时保证循环通道畅通的功能。

1．5液压丢手备用机械丢手送入工具

液压丢手工具是实现钻具带动尾管旋转的关键部件，除了要实现连接与承载外，关键是要传递扭矩，扭矩套结构下端设计有扭矩齿与单胶筒尾管顶部封隔器本体上端的扭矩齿咬合，从而将钻具的旋转扭矩传递给尾管串。送入工具脱手时，送入工具下压一定重量，憋压剪断液压丢手剪钉，液缸推动弹性爪上行，从而实现尾管与钻具的丢手;当液压丢手失败时，可反转钻具剪断机械丢手剪钉，送入工具下行使弹性爪脱离封隔器本体，从而实现丢手。两种丢手方式实现了送入工具丢手的双保险。

2．井下工具剪钉控制技术

2．1压力系统级差的设定

牵制型旋转尾管悬挂器工具组合中，通过液压实现的动作包含:尾管悬挂器坐挂、旋转牵制短节坐挂、液压丢手及球座剪脱。考虑到剪钉剪切值的误差范围一般在15%以内，4组压力的级差设定在4～5 MPa较为安全。为防止尾管悬挂器在下入过程中需开泵循环而提前坐挂，设定尾管悬挂器为11～12 MPa。参考国内旋转尾管悬挂器配套牵制短节施工的案例，设定牵制短节与尾管悬挂器同步作用［11］，因此设定牵制短节坐挂压力为11～12 MPa。设定液压丢手压力为15～16 MPa，为防止球座在液压丢手前剪脱，设定球座剪脱压力为22～23 MPa，两者间隔7 MPa。

2．2机械剪钉剪切值的设定

液压丢手备用的机械丢手是通过反转钻具剪断机械丢手剪钉实现送入工具的丢手，作用在机械丢手剪钉上的反作用力来源于井眼对尾管串的摩擦力。不同井况条件下尾管串摩擦阻力提供的反转扭矩不同，如果设定机械丢手剪切扭矩过大，对于尾管串转动摩擦阻力远小于机械丢手剪钉剪切扭矩，则无法实现应急机械丢手的功能;如果设定机械丢手剪切扭矩过小，在井下复杂情况或井口误操作情况下，剪钉容易提前剪断而造成送入工具提前丢手。目前较为合理的方式是采用通井钻具预测的尾管段摩阻扭矩来设定机械丢手反转扭矩值，该地区通井钻具测得摩阻扭矩约1．2～1．5 kN·m，考虑到摩阻扭矩相对较小，且为防止下放尾管途中提前丢手，将机械丢手剪钉设置为2．0 kN·m。

尾管顶部封隔器涨封是在尾管固井施工结束后，上提送入钻具将送入工具的涨封短节提出回接筒，向下放钻具使涨封短节的涨封抓压在回接筒上部，下压一定机械力实现封隔器的涨封。Ø88．9 mm钻具在受机械下压力超过一定数值后容易发生螺旋屈曲变形而自锁，井口施加的机械下压力无法有效传递到尾管顶部封隔器上。通过Landmark软件模拟得出2 800 m左右的Ø88．9 mm钻具在下压30 t作用力时即发生自锁。为实现封隔器的涨封，通过室内试验验证在下压15 t机械力时封隔器已达到70 MPa的密封能力。由此设定封隔器的启动剪钉为12 t，通过下压时钻台上观察到明显地抖动现象，判断封隔器已完全涨封。

3．扭矩预测技术

目前，旋转扭矩预测技术在旋转尾管固井施工中得到应用，一般是采用扭矩模拟软件和通井时记录的钻具在尾管悬挂器下深位置的旋转扭矩数值预测出旋转整个管串所需的井口扭矩值，再用尾管、钻具和钻机转盘或顶驱的抗扭能力中最小值计算得到管串安全扭矩，将井口扭矩预测值与管串安全扭矩比较，预测管串下到位后能否实现旋转［12］。以RN－1井为例，用Landmark软件中摩阻扭矩模块模拟得到尾管串旋转扭矩，结合通井时记录的送入钻具在尾管悬挂器下深位置的旋转扭矩，得出管串下到井底后井口扭矩预测值;考虑到Ø127 mm VAM FJL螺纹抗扭能力较低，结合通井时记录的送入钻具在尾管悬挂器下深位置的旋转扭矩，得出管串安全扭矩值。相关扭矩数值如表2所示。

表2RN－1井扭矩预测数据表

考虑到滤饼厚、环空间隙较小等因素，预测该井管串下到位后能旋转的可能性较低。实际尾管串下到位后，井口扭矩达到6 000 N·m未转动，因而未能实现旋转。

三、关键技术措施

1．通井措施

甲方为节约钻井时间，采用完钻时钻具组合进行通井，钻具组合设计为:Ø152．4 mm牙轮钻头+Ø121 mm钻铤×120 m+Ø88.9 mm加重钻铤×10 m+Ø88.9 mm钻杆。要求通井时在有挂卡显示位置反复划眼，直至起下钻具无遇阻显示，通井钻具下到井底后，要求大排量循环充分清洗裸眼沉沙，在起钻前，全裸眼段内打入漏斗黏度100 s、静切力0.625 Pa的高黏钻井液，保护井壁稳定性，阻止掉块下沉。

2．工具防沉砂措施

尾管悬挂器入井前，在回接筒内先注入适量的机油润滑液压丢手单元，然后注满耐高温的黏稠钻杆丝扣油，将浮动防砂帽与回接筒连接，以减少钻井液固相在回接筒内沉积。

3．固井前循环措施

尾管下到位后，为防止大量岩屑同时上返造成蹩泵和井漏的风险，采取阶梯状提高循环排量的方法将井底沉沙岩屑分段循环至尾管悬挂器以上;固井施工前最大循环排量要求使环空返速达到1．5m/s以上，充分冲刷破坏滤饼，且大排量循环时间要在一个迟到时间以上;循环排量提高至最大值后，打入5～10 m3漏斗黏度100 s左右的高黏钻井液，模拟水泥浆携带岩屑，将井底沉沙携带出井口。

四、应用效果

国产牵制型旋转尾管悬挂器与配套钻式浮鞋及顶驱旋转水泥头在UEP油田RN－1井和GD－1井进行了应用，顺利将Ø127 mm尾管下放到设计井深，顺利完成了尾管悬挂器坐挂、送入工具液压丢手和尾管顶部封隔器的涨封;2口井在固井替浆时均观察到了钻杆胶塞与尾管胶塞复合现象，校核了尾管内替浆量并实现了替浆到量碰压;尾管顶部封隔器涨封现象明显，在CBL测井曲线显示固井水泥环声幅值在40%以上的情况下，未发生环空气窜现象，保证了完井管柱的安全下入;顶驱旋转水泥头固井管汇功能和投球、胶塞指示功能在现场也得到了验证。

RN－1井和GD－1井在尾管串下到位后尝试旋转时，井口扭矩达到管串最大安全扭矩而未能转动管串，因此未能实现旋转固井，笔者认为 Ø127 mm VAM FJL扣型套管抗扭能力较低造成管串安全扭矩低于管串转动所需扭矩数值。2口井CBL测井声幅值在40%左右，固井水泥环质量较差，笔者认为固井水泥环质量差的原因是Ø152．4 mm井眼内下Ø127 mm尾管环空间隙小，施工泵压较高因而无法提高施工排量，如RN－1井施工排量为0．55m3/min，泵压高达21 MPa，且因无法实现旋转固井而造成无接箍套管贴边，顶替效率差，由此导致固井水泥环质量差。