CDS系統下全漂浮套管串工藝及技術分析

魏裕森，王躍曾，張新平，陳緒躍

(1.西南石油大學,成都 610500；2.中海石油(中國)有限公司 深圳分公司，廣東 深圳 518067；3.中國石油大學(北京) 石油工程教育部重點實驗室，北京 102249)

海上大位移井技術一方面可減少井口平臺及水下開發系統，擴大平臺開采范圍、減少投資、降低風險，降低邊際油藏開發的成本；另一方面，大位移井也在不斷地挑戰鉆井平臺設備和鉆井工藝技術的極限，給安全作業帶來嚴峻挑戰。例如，海上油田某些新區塊的地層存在密度窗口窄、地層穩定性差等情況，采用傳統下套管工藝，在大位移井下套管[1]過程中出現了套管下不到設計位置且無法處理的事故，還出現了下套管過程中壓漏地層、浮箍失效等井下事故。如表1。

表1 海上A油田大位移井下套管事故統計

采用CDS(Casing Drive System)系統和全漂浮下套管工藝，可以解決海上油田這些新區塊大位移井的下套管難題。本文介紹了CDS系統的組成，全漂浮下套管工藝的原理，以及CDS系統與全漂浮下套管工藝結合而形成的CDS系統下全漂浮套管柱工藝的技術特點。

1 大位移井下套管問題分析及對策

為解決大位移井摩阻大、套管難以順利下到設計井深的難題，國內外近幾年應用了套管驅動系統及套管漂浮技術等。

1.1 問題及原因

海上油田某些區塊的大位移井出現了套管下不到位及浮箍失效等問題，主要原因是：

1) 海上A區塊泥漿安全密度窗口窄，下套管過程中容易蹩漏地層。

2) 海上B油田新區塊鉆遇地層斷層發育、安全泥漿密度窗口窄，下套管過程中易發生漏失和壓差卡套管。

3) 新區塊地層密度窗口窄、地層穩定性差，造成已有技術風險被放大，無法實現安全作業。

4) 傳統下套管工藝技術及工具存在處理手段單一，適應性不足的問題。

5) 大位移井下套管技術在海上油田適用性分析如表2所示。

表2 大位移井下套管技術在某海上油田適用性分析

1.2 CDS系統簡介

傳統的下套管技術通常在下套管的過程中不能旋轉套管，CDS(Casing Drive System)技術通過頂驅、套管鉗、灌漿工具與循環工具，實現下套管作業過程中的灌漿、循環、旋轉、上提和下放等組合操作，減少摩阻，并可解卡。CDS系統是應用頂部驅動鉆井系統的原理，通過液壓和機械等系統的集成化設計，創新開發的新型下套管裝置。在現場作業的安全高效、套管上扣質量、省力易操作等方面具有明顯的優勢。應用CDS系統及全漂浮下套管工藝，能夠克服下套管遇阻、遇卡、下不到位等潛在問題，可有效避免井下事故的發生。具有CDS核心技術的國外公司主要有Weatherford、Tesco、Canrig、Frank's、Volant、BJ Tubular Services、National oil well Varco等，其裝置的結構和功能都類似。

國內研究CDS技術的公司主要以北京石油機械廠(以下簡稱北石廠)為主。北石廠研發的新型智能化、機械化的CDS系統目前已經具備替代國內鉆井普遍應用的套管鉗等下套管設備，充分發揮頂驅優勢，實現下套管自動連接，具有套管旋轉及循環鉆井液功能。北石廠的頂驅套管送入裝置具備了國外先進CDS系統的基本功能。

1.3 套管漂浮技術簡介

漂浮下套管技術是在一段套管內注入密度比實際鉆井液密度輕的流體，也可以是氣體，例如空氣，減低下入摩阻，如圖1所示。這項技術克服了常規下套管方法無法克服的大位移長延伸井段的摩阻問題，使下套管成功率得到了提高，套管漂浮組件包括漂浮接箍、止塞箍、盲板浮鞋以及與之配套的固井膠塞等。套管的漂浮長度與作業井套管參數、鉆井液密度、井眼軌跡等有關，應根據下入載荷及時修正摩阻系數，準確地計算漂浮接箍安裝位置，使剩余下入載荷達到最佳數值。在剩余下入載荷達到0時，可以將頂驅等部分游動系統的重力加載到套管柱上。當然，這是極端情況，一般情況下，建議不采用這種加載方法。

圖1 漂浮下套管示意

1.4 關鍵技術研究方向

為保證大位移井套管順利下到設計位置，在下套管過程中不壓漏地層和不出現浮箍失效等井下事故，需要研究5個方面的關鍵技術。

1) 充分將頂驅旋轉、加載、循環、上提和下放等多種復合功能用于下套管技術。

2) 充分利用全漂浮、半漂浮、環空漂浮等下套管技術。

3) CDS下入全漂浮套管工藝研究。

4) 數值模擬，套管串優化設計。

5) 作業綜合配套研究。

2 CDS系統下套管技術原理

CDS下全漂浮套管串工藝是將頂驅旋轉鉆桿的原理移植到下套管作業中，同時與全漂浮下套管技術結合，具有全漂浮下套管和頂驅旋轉下套管的優點。該工藝利用滾動摩擦，有效地克服了套管及地層、套管與套管之間的摩擦阻力，突破了正常下套管的極限，也提高了套管下入成功率。全漂浮是在全程套管內灌入密度比鉆井液密度低的液體或氣體，也可以不灌漿(全程套管內部為空氣)，存在管內、外鉆井液密度差，使套管在浮力作用下處于懸浮狀態，減少了套管柱與井壁的重力接觸，從而減少了管柱對井壁的正壓力，有效減小了下入摩阻，降低了下套管阻力。旋轉下套管方式可有效將軸向摩擦力轉化為橫向摩擦力，使套管摩阻減小，降低了套管下入過程中的壓力激動。

技術優勢：

1) 降低摩阻，增加復雜情況處理手段。采用CDS全漂浮下套管串方式可極大降低摩阻，并能夠輕松上提、下放、旋轉管柱，處理復雜情況手段多樣，有力地克服了在大位移井長裸眼井段和定向井的大斜度井段中套管難以下到預定深度等難題，且避免套壓值過大而造成大量鉆井液從窄安全密度窗口地層漏失和出現安全隱患的情況，從而極大地拓寬了大位移井和定向井中套管的下入極限，促進了大位移井的發展。

2) 降低漂浮接箍、浮鞋失效帶來的風險。CDS下全漂浮套管串工藝采用雙浮箍及偏心浮鞋設計，不使用漂浮接箍和可劃眼浮鞋，避免了漂浮接箍失效、擊穿漂浮接箍破裂盤而壓漏地層及劃眼浮鞋水眼堵塞等風險。

3) 降低人員安全風險。配套液壓卡盤取代常規下套管作業，采用CDS下套管方式，操作自動化程度更高，降低了勞動強度、避免套管扶正臺高空作業及井口套管鉗操作人員手部傷害等風險。

3 CDS下入全漂浮套管系統組成

CDS下全漂浮套管串工藝在現場施工作業中，既要能夠實現套管旋轉，又要使套管全掏空下入。該工藝關鍵裝備主要為CDS系統，如圖2所示，主要包括頂部驅動抓卡系統，以及其他子系統(例如，扭矩監控顯示系統、數據監測系統、遠程控制臺及液壓卡盤等)。與常規漂浮下套管技術相比，旋轉下套管作業工況更加苛刻，對套管抗擠、抗扭強度及相關套管附件可靠性等要求更高。

圖2 CDS下套管系統主要工具

3.1 頂部驅動抓卡系統

頂部驅動抓卡系統是CDS系統的主體部分，其與頂驅直接相連，通過頂驅旋轉，實現套管上扣的自動化控制。下套管過程中，通過頂驅可實現鉆井液循環、套管上下活動及旋轉，降低卡套管幾率，并增加復雜情況處理手段。系統主要集成了循環灌漿裝置、動力大鉗、機械扶正手、吊卡、上扣補償器等工具的功能[2]。旋轉套管的頂部驅動抓卡系統為內卡式，其主要包括以下結構：獨立轉矩傳感器、液壓旋轉頭、液壓夾緊缸、內卡式卡瓦、擺臂、灌漿循環密封總成、泥漿閥等。

1) 液壓源提供動力，驅動卡瓦機構運動，實現卡緊或松開套管等功能。

2) 頂部驅動工具上安裝有限位擋板，限位總成依靠擋板限位。

3) 卡瓦總成主要承載套管載荷等。

4) 連接總成在動力總成與卡瓦總成之間傳遞轉矩，最大輸出轉矩81 kN·m。

5) 導向密封總成由皮碗和導向頭組成。在頂部驅動工具進入套管時，導向頭起導向扶正作用，水眼為灌漿或循環提供通道，在內卡瓦卡緊時，皮碗密封套管[2]。

3.2 子系統

頂部驅動系統的組成[3]除了主體設備外，還有其它的子系統來支撐整個系統的正常運行，包括：頂部抓卡裝置(主體)、轉矩監控顯示JAMPpro系統、Torksub電源系統、遠程控制及司鉆狀態顯示系統、RMS2000液壓卡盤、2EW動力源等，如圖 3所示。

圖3 CDS下全漂浮套管系統示意

3.3 配套工具及參數

1) 高轉矩套管扣。

CDS下全漂浮套管串[4]工藝在下套管時需對套管進行旋轉，因此對套管及接箍抗扭有很高的要求；且需保證上扣后接箍連接之間無間隙，減少固井期間對膠塞的磨損。同時，在滿足轉矩強度要求的前提下，選取價格適宜的套管扣型。選定套管后，根據不同摩擦因數，模擬旋轉下放過程中的最大轉矩，確保下入過程中不會損壞套管。海上某油田在應用全漂浮下套管技術時，根據實際情況，選用的244.5 mm(9英寸)套管為JFE-Bear 扣型，上扣轉矩為31.48～38.48 kN·m，最優轉矩為34.98 kN·m。

2) 雙浮箍。

由于浮箍需長期持續密封反向壓力，因此，其可靠性是影響CDS下全漂浮套管串作業的重要因素。為確保浮箍在下入過程中不失效，CDS下全漂浮套管串采用雙浮箍設計，并同時提高抗壓等級。

3) 偏心浮鞋。

由于在整個下入過程不能開泵，而常規漂浮下套管使用的劃眼套管鞋整體尺寸偏大，旋轉中如使用可劃眼套管鞋，巖屑將堆積在套管鞋處，增加下入風險。

偏心浮鞋的導向部分設計為非對稱結構，在受力時能夠產生偏轉。在套管串遇阻時通過上下活動，導向頭轉動并引導套管串通過遇阻點。

4) 高分子樹脂扶正器。

樹脂材料具有低摩擦因數的特性，在井下運動時摩擦力小，耐磨損，轉矩小，低密度，堅固耐用，力學性能在-40～220 ℃保持穩定，具有極強的耐腐蝕和絕緣性能。

5) 旋轉速度確定。

套管全漂浮狀態下，以滿足井口轉矩小于套管所能承受最大轉矩及保證套管能夠下入(懸重大于零)為原則，利用專業軟件模擬確定符合上述原則的不同井段所需頂驅旋轉速度。一般由設計公司根據作業者提供的資料進行模擬計算。

4 CDS下全漂浮套管作業流程

CDS下全漂浮套管作業現場如圖4所示。

作業流程為：

1) 抓取單根套管。

2) 提升單根套管。

3) 下放套管對扣、上扣。

4) 松卡瓦。

5) 套管柱(旋轉)下放。

6) 坐卡瓦。

7) 上提大鉤以抓取下一根套管。

8) 下套管過程中，頂部驅動抓卡系統與其他子系統交互配合使用，直至完成整個過程。

圖4 CDS下全漂浮套管串工藝現場

5 CDS下套管工藝在南海東部某油田應用情況

5.1 大位移井基本參數

南海東部某油田含3個邊際油田，編號為YP5-11、YP5-10、YP8-10，其中YP5-11油田距離模塊鉆機平臺YP1-5B平臺4 km，YP5-10、YP8-10油田分別距離模塊鉆機平臺YP2-4B平臺5.3 km和7.1 km，海域水深約96 m。油田主要目標層均位于中新統，屬于常溫及常壓系統。這3個油田由于含油構造小，利用YP1-5B平臺在YP5-11油田鉆3口大位移井進行開發，利用YP2-4B平臺在YP5-10、YP8-10油田分別鉆2口和1口大位移井進行開發。6口井的基本參數如表3所示。

5.2 下套管作業情況

YP5-10-A1H井為該批開發井中井深最深井，井深7 649 m，水平位移6 692 m，水垂比2.77。該井穩斜段為?311.15 mm(12英寸)井眼，采用PDF-MOM油基泥漿鉆進，井斜角76～77°，穩斜段1 784 ～6 122 m，長度達4 338 m，177.8 mm(9英寸)套管下入是該井成敗的關鍵。通過方案優化，177.8 mm(9英寸)套管下入方式為CDS下全漂浮套管串方式，最終保證了該井技術套管安全順利下到位。

YP5-10-A1H井采用CDS下全漂浮套管串方式下入177.8 mm(9英寸)套管前，優選套管及附件組合，以確保套管及附件有足夠的強度，使套管下入預定深度。通過模擬計算，采用2 722 m (質量規格53.5 lb/ft)+3 400 m (質量規格47.0 lb/ft)套管組合，使用上扣轉矩為34.98 kN·m (25 800 lb·ft)的JFE-Bear高強度套管扣。為確保浮箍浮鞋在下入過程中不失效，采用雙浮箍及偏心套管鞋設計，雙浮箍抗壓等級分別為34.47 MPa(5 000 psi)和55.15 MPa(8 000 psi)。通井過程中反演起下鉆摩阻系數，并在下入過程中分別在2個層段(1 804～1 841 m、2 894～2 930 m)進行旋轉測試及摩阻系數反演。通過摩阻系數及下入過程模擬計算，確定旋轉速度及對應深度。

表3 海上某油田6口大位移井基本參數

CDS下全漂浮套管串過程為：0～2 930 m井段，全漂浮下入；2 930～3 708 m井段，平均轉速為20 r/min旋轉+全漂浮下入；3 708～4 716 m井段，平均轉速為25 r/min旋轉+全漂浮下入；4 716～6 114 m井段，平均轉速為30 r/min旋轉+全漂浮下入。

下入過程實際懸重如圖5所示，采用全漂浮旋轉技術下套管相較于全漂浮技術可以顯著增加套管下入懸重[5]，并且隨著轉速的增加，套管下入懸重也相應增加，借此克服摩阻，保障套管下入到位。

圖5 頂驅旋轉加載下入全漂浮下套管過程懸重變化

在YP5-10、YP8-10、YP5-11 油田大位移井項目中，采用CDS下全漂浮套管串工藝，下入套管過程中可以輕松上提、下放、旋轉[6]，順利將其余5口大位移井177.8 mm(9英寸)套管下至設計井深，成功率100%，未發生壓漏地層及浮鞋浮箍失效情況。施工數據如表4所示。

表4 CDS下全漂浮套管串工藝在5口井的使用情況

6 結論

1) CDS下全漂浮套管串工藝是將頂驅旋轉鉆桿的原理成功移植到下套管作業中，同時與全漂浮下套管技術結合而形成的一種新的技術。它突破了全漂浮套管下入極限，保障大位移井關鍵井段套管安全下入，保證了大位移井的安全實施，降低了井下作業事故和井口操作人員風險。

2) 海上油田新發現區塊和后期需要繼續通過實施大位移調整井區塊，以及對于類似處于邊際開發狀態的油田，CDS下全漂浮套管串工藝均是一種非常實用的技術手段。

3) CDS下全漂浮套管串工藝極大地提高了大位移井套管下入成功率，為高難度和超大位移井的下套管作業提供了新的思路和解決方案。