全漂浮旋轉下套管技術在大位移井中的應用

杜慶杰，張偉國，李文金，雷鴻(中海石油(中國)有限公司深圳分公司，廣東 深圳 518000)

0 引言

近十幾年來，隨著南海東部邊際油田不斷開發，大位移井得到廣泛應用，但大位移井長裸眼大斜度井段帶來的高摩阻造成技術套管下入困難。為保證技術套管下入，南海東部大位移井中常采用漂浮下套管技術。但在多年實踐過程中，發現漂浮下套管技術仍存在較多風險：(1)劃眼浮鞋、漂浮接箍失效[1]；(2)壓漏地層：漂浮接箍破裂盤擊破及套管下入過程對地層造成沖擊，產生較大激動壓力，易壓漏地層；(3)遇阻處理：下套管過程中，遇阻后處理手段缺乏，尤其下至深部地層時，起出管柱的可能性較低，難以保證套管下到預定深度。

為提高大位移井下套管作業成功率并規避漂浮下套管技術風險，南海東部某油田成功采用全漂浮旋轉下套管技術，降低了施工作業難度，提高了長裸眼大斜度井段下套管作業成功率。

1 全漂浮旋轉下套管技術

1.1 技術原理

全漂浮旋轉下套管是一種利用全漂浮及旋轉套管兩種方式，有效降低套管與管外套管及地層之間摩擦阻力，使套管串突破正常下入極限，提高下套管成功率的技術。

全漂浮是指在套管內全程不灌漿，使其能夠在管外鉆井液提供的浮力作用下而整體處于漂浮的工作狀態，更大程度上減少套管與四周井壁的接觸摩擦，進而達到順利下套管的作業目標；旋轉下套管能夠實現軸向摩擦力到橫向摩擦力的轉變，將滑動摩擦轉變是滾動摩擦，使套管在全漂浮狀態下摩阻減小，管柱懸重增加，同時可修正井眼并降低下套管過程中激動壓力。

1.2 關鍵技術裝備及配套工藝

在施工現場，全漂浮旋轉下套管技術的應用，不但需要達到旋轉套管的效果，同時需要實現套管采用全掏空方式進行下入作業。因此，該技術需要使用配套裝備—旋轉下套管頂部驅動系統。對比常規的漂浮下套管作業方式，旋轉下套管需要滿足更加嚴格的作業工況要求，同時更加重視附件可靠性以及套管抗擠等問題，確保現場作業能夠順利展開。

1.2.1 旋轉下套管頂部驅動系統

旋轉下套管頂部驅動系統由頂部驅動抓卡系統、數據監測系統化以及液壓卡盤等眾多子系統構成，是全漂浮旋轉下套管技術的關鍵裝備。

頂部驅動抓卡系統是動力大鉗、吊卡、循環灌漿器、機械扶正手、上扣補償器等工具功能的集成。該子系統借助頂驅旋轉方式，達到自動化控制套管上扣的效果。下套管期間，頂驅可以保障鉆井液的有效循環，便于套管能夠順利進行上下以及旋轉運動，減少卡套管的可能性，以更好地應對各種復雜情況，提高系統的安全性與可靠性。

本文重點闡釋的是內卡式旋轉下套管頂部驅動抓卡系統，其由液壓旋轉頭、泥漿閥以及獨立扭矩傳感器等部分構成，如圖1 所示。

圖1 旋轉下套管頂部驅動抓卡系統

1.2.2 高扭矩扣

套管及接箍抗扭強度是全漂浮旋轉下套管技術的關鍵，實際作業中需根據通井起下鉆摩擦系數及不同旋轉條件，模擬計算下放過程中最大扭矩，以確定套管下入預定深度所需扣型。根據作業經驗，全漂浮旋轉下套管一般需要提高部分套管上扣扭矩等級，使用諸如JFE-Bear 等高扭矩扣以滿足作業需要。

1.2.3 雙浮箍

考慮到全漂浮旋轉下套管作業中浮箍必須長時間處在密封反向壓力的工作狀態，故而選擇的設計方案是雙浮箍形式，并且進一步提升抗壓等級，確保套管下入期間浮箍能夠始終處在穩定的工作狀態。

1.2.4 偏心浮鞋

常規漂浮下套管采用的可劃眼浮鞋通過卡點的能力強，但整體尺寸偏大。若在全漂浮旋轉下套管下入過程中使用該型浮鞋，易導致巖屑堆積在浮鞋處，增加下入風險。而偏心浮鞋(帶側上水眼)則避免了上述風險，若遇到臺階或者井眼不規則時，旋轉后很容易下入，且若下水眼堵后，側上水眼仍可進行循環固井作業。

1.3 旋轉速度確定

在套管全漂浮的情況下，基于滿足井口扭矩不超出套管能承受的最大扭矩以及確保套管可以順利下入(懸掛重量大于零)的原則，選擇專業軟件對各個井段的旋轉速度進行設計。通常，設計公司會按照作業者提供的數據資料完成模擬計算。該計算依據主要包括：井眼軌跡數據、鉆井液體系和性能、摩擦系數及頂驅重量等。

套管與套管之間以及套管與裸眼之間摩擦系數是模擬計算頂驅旋轉速度的關鍵參數，實際中常根據經驗和通井起下鉆數據反演得到。

1.4 工藝流程

全漂浮旋轉下套管作業工藝流程簡單，主要動作包括[2]：抓住單根套管—提升單根套管—下放套管對扣、上扣—松卡瓦—套管柱(旋轉)下放—坐卡瓦—上提大鉤—抓住下一根套管。在整個下套管動作期間，要求頂部驅動抓卡系統協同配合其他子系統完成功能控制，確保整體作業工序的順利完成，如圖2 所示。

圖2 全漂浮旋轉下套管作業流程

1.5 技術優勢

全漂浮旋轉下套管技術將常規下套管工具及灌漿系統集成，并針對常規漂浮下套管技術存在的風險進行技術優化。作為一項新技術，表現出下述優勢：

(1)摩阻大幅下降，處理復雜情況手段多樣化。該技術的使用，能夠顯著降低套管下入的摩阻影響，順利完成下放以及上提等動作。同時面對各種復雜情況能夠提供多種手段，極大程度上避免大位移井長裸眼大斜度井段技術套管難以下到預定深度的風險。

(2)優化技術設計方案，力求實現本質安全。該技術選擇雙浮箍及偏心浮鞋的設計方案，對傳統漂浮接箍等技術進行優化，從設計層面杜絕出現漂浮接箍失效等安全問題，達到本質安全的設計目標，降低風險影響程度。

(3)作業自動化程度增強，減少人員安全風險。液壓卡盤以及頂驅下套管等全新技術的使用，全方位提高下套管作業的自動化水平，減少人員疲勞、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的風險。

2 南海東部大位移井技術應用

2.1 南海東部某油田大位移井概況

南海東部某三個油田位于南海珠江口盆地，其中A 油田距離X-1B 平臺4 km，B、C 油田分別距離X-2B平臺5.3 km、7.1 km，油田所處海域水深達到95.8 m，目標層是中新統，是常規溫度及壓力系統。考慮到三個油田的含油構造都相對較小，因此，選定的開發方案是使用X-1B 平臺在A 油田鉆3 口大位移井，使用X-2B 平臺在B、C 油田鉆2 口和1 口大位移井。各大位移井的詳細開發參數如表1 所示。

表1 南海東部6 口大位移井基本參數

2.2 現場應用

C-A1H 井是本批開發井內井深最大的井，達到7 649 m，水垂比2.77。該井的穩斜段是311.1 mm 井眼，井斜角為76°～77°，選擇PDF-MOM 油基泥漿進行鉆進。穩斜段從1 784 m 到6 122 m，長度達4 338 m，該井段244.5 mm 套管的下入關系到整體建井工作的成敗。在優化方案后，該部分選擇全漂浮旋轉下套管方式，如圖3 所示。

C-A1H 井在以全漂浮旋轉下套管方式進行244.5 mm 套管下入之前，應當選擇合理的套管與附件組合，確保能夠滿足預定下入深度的要求。基于實際工程數據，經專業軟件完成模擬分析后，選擇2 722 m 79.59 kg/m+3 400 m 69.92 kg/m 磅級套管組合，35.0 kN·m上扣扭矩值的JFE-Bear 高強度扣。而且，為保障下入期間浮箍浮鞋的功能可靠性，選擇雙浮箍及偏心套管鞋的設計方案，且雙浮箍的抗壓等級是35 MPa、55 MPa。

在通井環節對起下鉆摩阻系數進行反演的同時，在下入期間分別對兩個層段(1 804～1 841 m、 2 894～2 930 m) 進行旋轉測試及摩阻系數反演：套管與套管之間為0.4，套管與裸眼之間為0.6。

圖3 全漂浮旋轉下套管技術現場應用

通過摩擦系數及下入過程模擬計算確定旋轉速度及對應深度，如圖4 所示，全漂浮旋轉下套管過程為：0～2 930 m 全漂浮下入；2 930～3 708 m 平均20 r /min旋轉+全漂浮下入；3 708～4 716 m 平均25 r /min旋轉+ 全漂浮下入；4 716～6 114 m 平均30 r /min旋轉+全漂浮下入。由圖4 可知，在下套管過程中，相較全漂浮技術來看，全漂浮旋轉技術能夠顯著提高套管下入懸重。而且伴隨轉速的持續提高，套管下入懸重也將有所升高，能夠更大程度上克服摩阻影響，確保套管能夠順利下入到位。

最終C-A1H 井244.5 mm 套管下入過程懸重為20.4～29.5 t(其中頂驅重量22.7 t)，扭矩為10.8～ 21.7 kN·m，用時57.5 h 安全順利高效下入504 根套管至預定深度，為大位移井作業成功提供保障，并且在實踐過程中該技術極大降低了作業風險，簡化了作業程序，保證了人員安全。

在A、B、C 三個油田大位移井項目內，全漂浮旋轉下套管工藝技術的引入，能夠更方便地完成下放、上提以及旋轉動作，各大位移井套管下入成功率高達100%。且沒有出現壓漏地層、浮鞋浮箍失效等安全問題，施工作業目標得以順利達成。全漂浮旋轉下套管技術在5 口井的使用情況如表2 所示。

圖4 全漂浮旋轉下套管下入過程懸重變化

表2 5 口井全漂浮旋轉下套管技術參數表

3 結語

(1)全漂浮旋轉下套管技術可有效降低大位移井大斜度長裸眼穩斜段套管下入摩阻，避免漂浮接箍及浮鞋失效的風險，確保大位移井下安全；

(2)摩阻系數的精確反演是確定全漂浮套管下入方式、不同井段所需頂驅旋轉速度的關鍵；

(3)全漂浮旋轉下套管技術工藝的成功應用，為南海東部油田高難度大位移井下套管提供更多更安全的技術方案，為后期高難度大位移井的成功實施提供新思路。