渤中D井套管磨損定量分析及回接補救技術

席江軍，侯冠中，和鵬飛,朱國寧，許 迪

1.中海石油（中國）有限公司天津分公司（天津300452）

2.中海油能源發展股份有限公司工程技術分公司（天津300452）

■質量安全論壇

渤中D井套管磨損定量分析及回接補救技術

席江軍1，侯冠中1，和鵬飛2,朱國寧2，許 迪1

1.中海石油（中國）有限公司天津分公司（天津300452）

2.中海油能源發展股份有限公司工程技術分公司（天津300452）

渤中D井開發目的層位于太古界潛山，設計井深達到5 300.0m，設計采用4級井身結構，實際作業中在四開Φ215.9mm（對應下入Φ177.8mm尾管）中發生2次卡鉆，最終第三次鉆進中完Φ177.8mm套管順利下入。由于作業時間較長、作業工序多次重復，Φ244.5mm套管的磨損情況未知。通過對Φ244.5mm套管內成像測井得出實際磨損量、Φ152.4mm井眼作業中Φ244.5mm套管磨損加深量、剩余抗內壓及抗外擠強度計算等方法，得出Φ152.4mm井眼作業后進行回接作業。最終順利實現Φ177.8mm套管回接、Φ244.5mm套管補救作業。

套管回接;套管磨損;剩余強度;海上油田

在己經下入套管的井中繼續鉆進造成技術套管內壁的磨損是深井鉆井期間一個不容忽視的問題。由于鉆桿的往復運動及旋轉在套管內是偏心的，鉆桿與套管徑向、軸向磨擦使鉆桿外壁及套管內壁出現嚴重的磨損，這種磨損多發生于鉆桿的接頭部位。鉆桿運動是相對移動的，故鉆桿近似于均勻磨損，而套管只發生局部不均勻磨損，況且更換套管十分困難[1-3]。目前，我國深井鉆井技術己進入規模應用階段，如何準確地分析計算磨損后套管的剩余強度并采取應對措施是研究的關鍵[4-5]。

渤中D井位于渤海中部海域一口常規定向井，軌跡簡單但是儲層構造復雜，埋藏深，地層壓力系統多。自上而下揭開，平原組、明化鎮組、館陶組、東營組、沙河街組以及中生屆潛山，設計井深5 300.0m。

1）地層溫度。FMT、DST測試資料表明，沙河街組儲層溫度梯度3.60℃/100m。預測井底溫度為160～170℃，屬于高溫井。

2）地層壓力。按鄰井壓力系數計算，預測D井油層地層壓力為45.8MPa。其中東一段破裂壓力較低，東二下段開始壓力系數逐步升高，存在異常壓力井段。

3）井身結構設計：Φ508.0mm套管（Φ660.4mm井眼）×350.0m+Φ339.7mm套管（Φ444.5mm井眼）× 2 000.0m+Φ244.5mm套管（Φ311.1mm井眼）× 4 000.0m+Φ177.8mm套管（Φ215.9mm井眼）×（3 800～5 300m)。實際軌跡為：Φ508.0mm套管（Φ660.4mm井眼）×350.5m+Φ339.7套管（Φ444.5mm井眼）×1 823.3m+Φ244.5mm套管（Φ311.1mm井眼）×3 797.6m+Φ177.8mm套管（Φ215.9mm井眼）× (3 640.5～4 684.6m)+Φ114.3mm尾管（Φ152.4mm井眼）×(4 491.5～5 238.3m)。

作業難點:

1）本井三開Φ311.1mm井眼段發生3處井漏，累計漏失鉆井液1 100.0m3，Φ244.5mm套管實際下深在3 797.64m。在四開Φ215.9mm井眼作業中發生2次卡鉆，解卡后發生鉆具脫扣落井、打撈未成功后2次井眼報廢，第三側鉆井眼最終實現Φ177.8mm套管下深至4 684.66m（東二下段底部）。自Φ244.5mm套管下入開始至Φ177.8mm尾管下入作業周期達到100天以上。Φ215.9mm井眼三次鉆進（第一井眼鉆進至4 805.0m、第二井眼鉆進至5 046.0m、第三井眼鉆進至4 690.0m），頻繁起下鉆，整個Φ244.5mm套管磨損情況未知，對于本井后續的作業安全有一定的潛在影響。

2）由于四開作業完成后，D井尚有600.0m左右的井段未揭開。對于Φ244.5mm套管的處理的時機、結果（內徑）需要考慮是否影響后續井段作業工藝的實現。

3）本井Φ177.8mm尾管采用旋轉下入技術，尾管掛未加入附屬封隔器，對環空無有效密封措施，需要在Φ244.5mm套管補救中采取一定輔助措施，保證環空密封有效。

4）補救方案盡量不影響設計井口裝置結構，否則地面井口裝置高度累加后過高，不利于正常生產中的操作。

目前常用于套管補救的主要措施有：尾管回接以及膨脹管補貼技術[6-8]。膨脹管補貼后套管內徑大，為后續的井下作業提供了盡可能大的井眼空間，但是該技術無法與尾管掛對接，無法封固尾管掛處環空，因此在D井中不考慮采用膨脹管技術，而是選擇尾管回接技術。

1 Φ244.5mm套管磨損的定量分析

1.1 套管磨損的實際測量

首先采用斯倫貝謝套管成像測井對整個Φ244.5mm進行測量結果顯示：①主要發生磨損的井段為372.0～1 125.0m和3 320.0～3 627.0m，最大磨損量均為4.32mm，其余井段的磨損量均輕微；②550.0m以下井段，套管有輕微橢圓現象。

1.2 Φ152.4mm井眼作業前回接Φ177.8mm套管的可行性分析

考慮后續Φ152.4mm鉆井過程中的鉆具強度分析。按Φ152.4mm井眼作業前回接至1 700.0m（一半深度模擬計算），計算后續采用復配鉆具：上部Φ244.5mm套管內使用1 600.0m左右139.7mm鉆桿+下部Φ177.8mm尾管內以及Φ152.4mm裸眼內采用Φ101.6mm鉆桿。計算鉆進至完鉆時的摩阻扭矩，得出：0.25、0.35摩擦系數下，地面大鉤上提懸重達到209.0t，對應Φ101.6mm鉆桿處145.0t左右，接近Φ101.6mm鉆桿抗拉強度161.0t，如果回接至200.0m則超過鉆桿強度。因此為實現本井作業，不能在Φ152.4mm井眼作業前回接Φ177.8mm套管。

1.3 磨損加深量分析

根據方案初選在Φ152.4mm井眼作業后對Φ244.5mm套管進行補救，即Φ177.8mm套管回接。利用Landmark軟件，對Φ152.4mm井眼鉆進、起下鉆等所有可能工況進行累計套管磨損量分析，結果得出如圖1所示，總體來講Φ152.4mm累加磨損量增值在1.0mm左右。

圖1 D井在300.0～600m套管磨損測量結果

1.4 磨損后強度的定量分析

文獻資料和現場實測表明，套管磨損一般為非均勻磨損，其形式主要為月牙型磨損。由于月牙型磨損部位壁厚最薄，且存在較大不圓度和壁厚不均度等幾何缺陷，當均勻外擠壓力作用于套管時，將產生附加彎矩，形成應力集中區，進而出現屈服，該區域實際承載迅速降低，塑性區迅速由內壁向外壁擴展，在套管磨損處發展成塑性鉸，引起整個結構失穩，造成套管擠毀失效。與相關研究人員溝通，利用廖華林、管志川等人的套管磨損模型公式[9-11]，計算得出：套管深度552.0～623.0m、3 530.0～3 627.0m區段磨損后的抗擠強度為磨損前的66.3%，抗內壓強度為磨損前的72.2%。按照平均值來計算，整個套管磨損后的抗擠強度為磨損前的84.2%，抗內壓強度為磨損前的87.0%，磨損后套管抗外擠約21.77MPa，抗內壓34.16MPa。

1.5 井控余量分析

利用Landmark軟件對井涌量進行計算，結果顯示如果1 850.0m刺穿（模擬此處為管鞋），則最大允許溢流量3.6m3。

2 實際應用與效果分析

2.1 實際應用

1）尾管回接筒清刮。組合：Φ152.4mm牙輪鉆頭+Φ187.3mm清刮工具+Φ127.0mm短鉆桿+ Φ244.5mm旋轉刮管器+Φ165.1mm浮閥接頭+變扣接頭+Φ101.6mm鉆桿，圖2為底部清刮工具示意圖。目的：清理井內Φ177.8mm回接筒內壁以及回接后二次尾管掛座掛座封位置對應Φ244.5mm套管的清潔。參數：排量0.8m3/min，轉速20～25r/min。

圖2 回接筒清刮工具示意圖

2）回接管串。組合：回接密封插入頭+Φ177.8mm套管若干+尾管懸掛器+Φ139.7mm加重鉆桿。

3）固井候凝后鉆水泥塞。組合：Φ152.4mm牙輪鉆頭+Φ120.6mm鉆鋌18根+變扣+Φ101.6mm加重鉆桿12根+Φ101.6mm鉆桿若干。

2.2 關鍵風險及應對措施

1）回接前回接筒底部是否墊入稠搬土漿。本井回接固井時3 640.5m（原回接筒頂深）以下存在水泥漿下沉問題。考慮到目前井筒及后續該井段下面的鉆井液密度維持在1.54g/cm3，且井筒內鉆井液靜止時間較長，黏度較高，其承托效果好于墊入般土漿。且如果墊入搬土漿，存在增加一趟鉆時間。綜合考慮，因此不計劃墊入搬土漿。

2）回接固井時是否下入膠塞。下入膠塞有利于管內有效頂替，但是由于回接至300.0m左右，配合尾管掛需要下入大小2個膠塞。下入后期鉆塞存在一定風險，且如果膠塞下面的水泥漿下沉，膠塞會出現底部無承托，可鉆操作性較差，因此決定不下入膠塞，改用增加尾水（鉆井水）頂替量約19.38m3（1 000.0m左右）。

3）回接管柱頂部尾管掛座掛時下壓懸重不足問題。固井后坐封封隔器，需要下壓最多15.0t的懸重，考慮到井段較短，且受到Φ244.5mm套管內徑限制，無法使用較粗重的鉆鋌，只能采用139.7mm加重鉆桿，同時盡量調整回接頂深，留足下壓送入鉆具懸重。

4）減少混漿、增大頂替壓差顯示。如果頂替時仍采用1.54g/cm3密度井漿，存在水泥貼邊殘留較多且最終頂替壓差較小不甚明顯的問題。計劃固井時多注入沖洗液19.38m3（比重1.0g/cm3）充分隔離泥漿與水泥漿。在固井前適當降低鉆井液密度至1.40～1.45g/cm3，如果泥漿密度降低太多，在頂替水泥漿過程中泵壓較高，有提前坐掛尾管掛的風險（尾管掛坐掛壓力12MPa，作業過程中安全壓力控制在8.4MPa以內）。

3 結論

1）深井作業中套管磨損后通過現代成像測井技術以及強度計算可以有效判斷套管剩余強度。

2）套管回接技術雖然可補救上層套管磨損，但回接時機的選擇需要根據作業情況做深入分析，保證井的成功是回接的前提。

3）實踐證明，高鉆井液密度深井如渤中D井，套管回接時底部不需要墊入稠搬土漿和下入膠塞可實現作業且不給后續處理帶來困難。

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The target development horizon of Bozhong D well locates in Archeanburied hill,its design well depth is 5 300.0m,and it is designed as 4 stage well-body structure.Drilling pipe sticking occurs two times in the operation of the fourth drilling of Φ215.9mm(cor?responding tail pipe of diameter 177.8mm),and the casing of Φ177.8mm is successfully into the hole in the third time drilling.The cas?ing of diameter 244.5mm was worn due to long operation time and repeated operation.The actual wear amount of Φ244.5mm casing,the wear increasing amount of Φ244.5mm casing when operating in Φ152.4mm borehole,residual internal pressure strength and residual outer pressure strength of Φ244.5mm casing were obtained by casing imaging logging.Based on these results,finally it is determined that the remedial tiebacking measure of Φ244.5mm casing was implemented after the operation of Φ152.4mm borehole.The tiebacking operation of Φ177.8mm casing and the repair operation of Φ244.5mm casing were successfully finished.

casing tiebacking;casing wear;residual strength;offshore oilfield

尉立崗

2016-04-11

國家科技重大專項——海上稠油油田高效開發示范工程（編號：2011ZX05057）

席江軍（1982-），男，工程師，主要從事海洋石油鉆井技術監督與管理工作。