全漂浮旋转下套管技术在南海某油田的应用

金勇(中海石油(中国)有限公司深圳分公司，广东 深圳 518067)

0 引言

大位移井由于稳斜段段长、水平位移大、摩阻大，套管容易产生屈曲变形，甚至导致套管不能顺利下到设计深度。目前，大位移井下套管比较成熟的技术是漂浮下套管技术，即使用漂浮接箍使套管某一段为中空，一般为空气，也有使用低密度液体的，这样套管就能产生浮力，使套管与井壁之间的摩擦力减小，从而可以减少套管下入时的摩擦阻力，当套管下到位时再通过压力打开通道建立循环进行固井作业[1]。但常规的漂浮下套管技术存在以下四个方面的问题：

(1)漂浮接箍存在失效的风险，同时，漂浮接箍破裂盘的击破压力过大，容易压漏地层；

(2)下套管时遇阻处理手段有限，一旦遇阻，特别是台阶，处理手段几乎没有。并且下套管至深部时遇阻，起出管柱的可能性较低；

(3)下入过程对地层的冲击、激动压力大，容易在下套管过程中压漏地层；

(4)下套管到位后套管灌浆、空气排空靠置换，时间非常长。

为了解决大位移井下套管技术中存在的上述难点和风险，南海某油田应用了全漂浮旋转下套管技术。

1 全漂浮旋转下套管技术原理

1.1 技术原理

全漂浮旋转下套管技术是指在套管内不灌浆的情况下，通过旋转套管的方式将套管下入预定井深的工艺技术。由于管内无液体管柱重量减轻，套管将在管外钻井液的浮力作用下处于悬浮状态，从而减少与井壁的接触，降低下入摩阻；同时，通过旋转管柱，将轴向摩擦力转化为径向摩擦力，进一步降低管柱下入摩阻，从而增加悬重、修正井眼及降低激动压力，使管柱顺利到位。

1.2 力学分析

1.2.1 全漂浮力学分析

套管漂浮受力如图1 所示。

图1 套管漂浮受力图

式(1)～(5) 中：Fμ为管柱所受摩擦力；N 为管柱对井壁的压力；μ 为摩擦系数；V 为套管体积，FN为井壁对管柱的支持力；F浮为管柱所受浮力；G1为套管重力；G1为套管内流体的重力；ρ套为套管密度；ρ内管柱内流体密度；ρ外管柱外流体密度；g 为重力加速度。

根据(1)、(2)、(3)、(4)、(5)得：

全漂浮时，管柱内不灌浆，取G2为零，则：

从(7)式可分析出：

(1)随着井斜角度增大时，井筒内壁的摩擦力越大；

(2)套管柱外流体密度越大，管柱所受摩擦力越小；

(3)减小摩擦系数，将显著降低套管柱所受摩擦阻力。

1.2.2 旋转力学分析

套管旋转受力如图2 所示。

图2 套管旋转受力分析图

式(8)～(11) 中：Va为垂向上的速率；Vc为径向上的速率；Vr为合速率；RPM 为转速；FFa 为轴向上的摩擦系数；FFt 为旋转方向上的摩擦系数；FFa′ 为轴向上有效摩擦系数；FFa′为径向上有效摩擦系数。

从式(8)、(9)、(10)、(11)分析可以得出：

(1)当旋转时，有效的轴向和横向摩擦力是实际摩擦力的函数，即轴向和径向摩擦力速率的矢量；

(2)如果下放速度快而慢速旋转时，大部分摩擦力是在轴向方向的；

(3)如果下放速度慢而快速旋转时，则大部分摩擦力是在径向方向的；

(4)整个旋转的关键就是，将轴向摩擦力转化为径向摩擦力，使得磨阻减小，可以使套管正常下放。

2 全漂浮旋转下套管技术工艺

全漂浮旋转下套管技术工艺在南海某油田应用了5 口井，其工艺技术主要包括旋转下套管顶部驱动系统及其配套工艺技术，包括高强度扣套管、偏心套管鞋、加长型顶塞及高分子树脂扶正器。

2.1 旋转下套管顶部驱动系统

图3 旋转下套管顶部驱动系统组成

如图3、图4 所示，顶部驱动工具是直接连接到顶驱，通过顶驱的旋转，可直接给套管上扣的新技术设备，工具集成了动力大钳、吊卡、循环灌浆器、机械扶正手、上扣补偿器、远程遥控单根吊卡(可选)等工具的功能于一身，上扣更加安全高效。

顶部驱动系统的组成除了主体设备外，还有其他的子系统来支撑整个系统的正常运行，包括：顶部抓卡装置(主体)、扭矩监控显示JAMPpro 系统、Torksub电源系统、远程控制及司钻状态显示系统、RMS2000液压卡盘、2EW 动力源等。

图4 漂浮下套管工艺技术配套工具

2.2 高强度扣套管

全漂浮旋转下套管技术在下套管时需对套管进行旋转，套管会承受较大的扭矩，需使用高强度扣套管；同时，在上扣到位后，接箍连接之间确保无间隙，减少固井期间对胶塞的磨损；最后，还需要考虑经济性的影响。套管选定后，开展摩阻系数、转速与套管下入过程中的最大扭矩敏感性分析，推荐合适的转速，确保套管的安全下入。

南海某油田在应用全漂浮下套管技术时，根据上述分析方法，选用的9-5/8″(224.5 mm) 套管为JFEBear 扣型，上扣扭矩：23 220～28 380 lb·ft(3 211.3～ 3 925.0 kg·m)，最优25 800 lb·ft(3 568.1 kg·m)。

2.3 偏心套管鞋

全漂浮旋转下套管技术在下套管过程不能开泵，在常规漂浮下套管时主要使用划眼套管鞋，但该划眼套管鞋整体尺寸偏大，旋转时将导致岩屑堆积在套管鞋处，增加下入的风险。

旋转下套管建议使用偏心套管鞋。该管鞋其导向头设计为非对称的偏心结构，在受力时，能够自动发生偏转。因此，在管柱下入时如套管串端部出现遇阻，可上下活动套管串，旋转引鞋导向头受力产生转动，引导管串顺利通过遇阻点[2]。同时，偏心套管鞋还带侧上水眼，若下水眼堵后，侧上水眼仍起循环固井作用。

2.4 加长型顶塞

胶塞在套管中长距离顶替，存在磨损导致失效的风险；根据大位移固井经验，顶塞使用加长型，或双顶塞，顶替效果和碰压均有保障。

2.5 高分子树脂扶正器

树脂材料具有以下物理性能：(1)低摩擦力的特性，在井下运动时摩擦力小，因此具有耐磨损、扭矩小、坚固耐用的特点，且机械性能在-40～220 ℃保持稳定；(2)极强的耐腐蚀性和绝缘性。在大位移井中，高分子树脂扶正器比铝合金扶正器、锌合金扶正器、铸钢扶正器有很大的优势。

3 全漂浮旋转下套管技术现场应用

全漂浮旋转下套管技术主要在南海某油田的大位移井下9-5/8″(224.5 mm)套管中应用，在套管下入前期摩阻较小时使用全漂浮技术，不旋转，到套管下入后期随着摩阻的增大，套管下入较为困难，开始旋转下入，套管顺利下到位(图5)。

以最深的C1H 井为例，本井12-1/4″(406.4 mm)井段钻至6 121.86 m，9-5/8″(224.5 mm) 套管下深6 114 m，其中全漂浮+旋转下入套管长度为3 184 m，且在下入过程中根据实际情况调整旋转速度，套管顺利下到位[3]。

从该井的下入情况分析表明：采用全漂浮+旋转下套管技术相较于全漂浮技术可以显著增加套管下入悬重，且悬重随转速的增加而增加[4]。

同时，对全漂浮+不旋转下套管与全漂浮+旋转下套管的速度进行了统计，如表1 所示。

图5 C1H 井9-5/8″(224.5 mm)套管下入悬重

统计分析结果表明，采用全漂浮旋转下入套管相较于全漂浮不旋转下入速度略慢。

4 结语

(1)全漂浮旋转下套管工艺主要包括：旋转下套管顶部驱动系统、高强度扣套管、偏心套管鞋、加长型顶塞及高分子树脂扶正器。

(2)全漂浮旋转下套管工艺技术能够极大的降低大位移井下套管时的摩阻，处理复杂情况的手段更多，几乎可以保证大位移井套管下到位，降低作业风险。

(3)采用全漂浮+旋转下套管技术相较于全漂浮技术可以显著增加套管下入悬重，且悬重随转速的增加而增加。

(4)采用全漂浮旋转下套管相较于全漂浮不旋转下套管速度略慢。

表1 南海某油田全漂浮旋转下9-5/8″(224.5 mm)套管速度统计