席江軍，侯冠中，和鵬飛,朱國(guó)寧，許 迪

1.中海石油（中國(guó)）有限公司天津分公司（天津300452）

2.中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術(shù)分公司（天津300452）

■質(zhì)量安全論壇

渤中D井套管磨損定量分析及回接補(bǔ)救技術(shù)

席江軍1，侯冠中1，和鵬飛2,朱國(guó)寧2，許 迪1

1.中海石油（中國(guó)）有限公司天津分公司（天津300452）

2.中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術(shù)分公司（天津300452）

渤中D井開(kāi)發(fā)目的層位于太古界潛山，設(shè)計(jì)井深達(dá)到5 300.0m，設(shè)計(jì)采用4級(jí)井身結(jié)構(gòu)，實(shí)際作業(yè)中在四開(kāi)Φ215.9mm（對(duì)應(yīng)下入Φ177.8mm尾管）中發(fā)生2次卡鉆，最終第三次鉆進(jìn)中完Φ177.8mm套管順利下入。由于作業(yè)時(shí)間較長(zhǎng)、作業(yè)工序多次重復(fù)，Φ244.5mm套管的磨損情況未知。通過(guò)對(duì)Φ244.5mm套管內(nèi)成像測(cè)井得出實(shí)際磨損量、Φ152.4mm井眼作業(yè)中Φ244.5mm套管磨損加深量、剩余抗內(nèi)壓及抗外擠強(qiáng)度計(jì)算等方法，得出Φ152.4mm井眼作業(yè)后進(jìn)行回接作業(yè)。最終順利實(shí)現(xiàn)Φ177.8mm套管回接、Φ244.5mm套管補(bǔ)救作業(yè)。

套管回接;套管磨損;剩余強(qiáng)度;海上油田

在己經(jīng)下入套管的井中繼續(xù)鉆進(jìn)造成技術(shù)套管內(nèi)壁的磨損是深井鉆井期間一個(gè)不容忽視的問(wèn)題。由于鉆桿的往復(fù)運(yùn)動(dòng)及旋轉(zhuǎn)在套管內(nèi)是偏心的，鉆桿與套管徑向、軸向磨擦使鉆桿外壁及套管內(nèi)壁出現(xiàn)嚴(yán)重的磨損，這種磨損多發(fā)生于鉆桿的接頭部位。鉆桿運(yùn)動(dòng)是相對(duì)移動(dòng)的，故鉆桿近似于均勻磨損，而套管只發(fā)生局部不均勻磨損，況且更換套管十分困難[1-3]。目前，我國(guó)深井鉆井技術(shù)己進(jìn)入規(guī)模應(yīng)用階段，如何準(zhǔn)確地分析計(jì)算磨損后套管的剩余強(qiáng)度并采取應(yīng)對(duì)措施是研究的關(guān)鍵[4-5]。

渤中D井位于渤海中部海域一口常規(guī)定向井，軌跡簡(jiǎn)單但是儲(chǔ)層構(gòu)造復(fù)雜，埋藏深，地層壓力系統(tǒng)多。自上而下揭開(kāi)，平原組、明化鎮(zhèn)組、館陶組、東營(yíng)組、沙河街組以及中生屆潛山，設(shè)計(jì)井深5 300.0m。

1）地層溫度。FMT、DST測(cè)試資料表明，沙河街組儲(chǔ)層溫度梯度3.60℃/100m。預(yù)測(cè)井底溫度為160～170℃，屬于高溫井。

2）地層壓力。按鄰井壓力系數(shù)計(jì)算，預(yù)測(cè)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(kāi)始?jí)毫ο禂?shù)逐步升高，存在異常壓力井段。

3）井身結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)：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(shí)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(yè)難點(diǎn):

1）本井三開(kāi)Φ311.1mm井眼段發(fā)生3處井漏，累計(jì)漏失鉆井液1 100.0m3，Φ244.5mm套管實(shí)際下深在3 797.64m。在四開(kāi)Φ215.9mm井眼作業(yè)中發(fā)生2次卡鉆，解卡后發(fā)生鉆具脫扣落井、打撈未成功后2次井眼報(bào)廢，第三側(cè)鉆井眼最終實(shí)現(xiàn)Φ177.8mm套管下深至4 684.66m（東二下段底部）。自Φ244.5mm套管下入開(kāi)始至Φ177.8mm尾管下入作業(yè)周期達(dá)到100天以上。Φ215.9mm井眼三次鉆進(jìn)（第一井眼鉆進(jìn)至4 805.0m、第二井眼鉆進(jìn)至5 046.0m、第三井眼鉆進(jìn)至4 690.0m），頻繁起下鉆，整個(gè)Φ244.5mm套管磨損情況未知，對(duì)于本井后續(xù)的作業(yè)安全有一定的潛在影響。

2）由于四開(kāi)作業(yè)完成后，D井尚有600.0m左右的井段未揭開(kāi)。對(duì)于Φ244.5mm套管的處理的時(shí)機(jī)、結(jié)果（內(nèi)徑）需要考慮是否影響后續(xù)井段作業(yè)工藝的實(shí)現(xiàn)。

3）本井Φ177.8mm尾管采用旋轉(zhuǎn)下入技術(shù)，尾管掛未加入附屬封隔器，對(duì)環(huán)空無(wú)有效密封措施，需要在Φ244.5mm套管補(bǔ)救中采取一定輔助措施，保證環(huán)空密封有效。

4）補(bǔ)救方案盡量不影響設(shè)計(jì)井口裝置結(jié)構(gòu)，否則地面井口裝置高度累加后過(guò)高，不利于正常生產(chǎn)中的操作。

目前常用于套管補(bǔ)救的主要措施有：尾管回接以及膨脹管補(bǔ)貼技術(shù)[6-8]。膨脹管補(bǔ)貼后套管內(nèi)徑大，為后續(xù)的井下作業(yè)提供了盡可能大的井眼空間，但是該技術(shù)無(wú)法與尾管掛對(duì)接，無(wú)法封固尾管掛處環(huán)空，因此在D井中不考慮采用膨脹管技術(shù)，而是選擇尾管回接技術(shù)。

1 Φ244.5mm套管磨損的定量分析

1.1 套管磨損的實(shí)際測(cè)量

首先采用斯倫貝謝套管成像測(cè)井對(duì)整個(gè)Φ244.5mm進(jìn)行測(cè)量結(jié)果顯示：①主要發(fā)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(xiàn)象。

1.2 Φ152.4mm井眼作業(yè)前回接Φ177.8mm套管的可行性分析

考慮后續(xù)Φ152.4mm鉆井過(guò)程中的鉆具強(qiáng)度分析。按Φ152.4mm井眼作業(yè)前回接至1 700.0m（一半深度模擬計(jì)算），計(jì)算后續(xù)采用復(fù)配鉆具：上部Φ244.5mm套管內(nèi)使用1 600.0m左右139.7mm鉆桿+下部Φ177.8mm尾管內(nèi)以及Φ152.4mm裸眼內(nèi)采用Φ101.6mm鉆桿。計(jì)算鉆進(jìn)至完鉆時(shí)的摩阻扭矩，得出：0.25、0.35摩擦系數(shù)下，地面大鉤上提懸重達(dá)到209.0t，對(duì)應(yīng)Φ101.6mm鉆桿處145.0t左右，接近Φ101.6mm鉆桿抗拉強(qiáng)度161.0t，如果回接至200.0m則超過(guò)鉆桿強(qiáng)度。因此為實(shí)現(xiàn)本井作業(yè)，不能在Φ152.4mm井眼作業(yè)前回接Φ177.8mm套管。

1.3 磨損加深量分析

根據(jù)方案初選在Φ152.4mm井眼作業(yè)后對(duì)Φ244.5mm套管進(jìn)行補(bǔ)救，即Φ177.8mm套管回接。利用Landmark軟件，對(duì)Φ152.4mm井眼鉆進(jìn)、起下鉆等所有可能工況進(jìn)行累計(jì)套管磨損量分析，結(jié)果得出如圖1所示，總體來(lái)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(cè)量結(jié)果

1.4 磨損后強(qiáng)度的定量分析

文獻(xiàn)資料和現(xiàn)場(chǎng)實(shí)測(cè)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(dāng)均勻外擠壓力作用于套管時(shí)，將產(chǎn)生附加彎矩，形成應(yīng)力集中區(qū)，進(jìn)而出現(xiàn)屈服，該區(qū)域?qū)嶋H承載迅速降低，塑性區(qū)迅速由內(nèi)壁向外壁擴(kuò)展，在套管磨損處發(fā)展成塑性鉸，引起整個(gè)結(jié)構(gòu)失穩(wěn)，造成套管擠毀失效。與相關(guān)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(jì)算得出：套管深度552.0～623.0m、3 530.0～3 627.0m區(qū)段磨損后的抗擠強(qiáng)度為磨損前的66.3%，抗內(nèi)壓強(qiáng)度為磨損前的72.2%。按照平均值來(lái)計(jì)算，整個(gè)套管磨損后的抗擠強(qiáng)度為磨損前的84.2%，抗內(nèi)壓強(qiáng)度為磨損前的87.0%，磨損后套管抗外擠約21.77MPa，抗內(nèi)壓34.16MPa。

1.5 井控余量分析

利用Landmark軟件對(duì)井涌量進(jìn)行計(jì)算，結(jié)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(shí)際應(yīng)用與效果分析

2.1 實(shí)際應(yīng)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(zhuǎn)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(nèi)Φ177.8mm回接筒內(nèi)壁以及回接后二次尾管掛座掛座封位置對(duì)應(yīng)Φ244.5mm套管的清潔。參數(shù)：排量0.8m3/min，轉(zhuǎn)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(guān)鍵風(fēng)險(xiǎn)及應(yīng)對(duì)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(shí)3 640.5m（原回接筒頂深）以下存在水泥漿下沉問(wèn)題。考慮到目前井筒及后續(xù)該井段下面的鉆井液密度維持在1.54g/cm3，且井筒內(nèi)鉆井液靜止時(shí)間較長(zhǎng)，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(shí)間。綜合考慮，因此不計(jì)劃墊入搬土漿。

2）回接固井時(shí)是否下入膠塞。下入膠塞有利于管內(nèi)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(gè)膠塞。下入后期鉆塞存在一定風(fēng)險(xiǎn)，且如果膠塞下面的水泥漿下沉，膠塞會(huì)出現(xiàn)底部無(wú)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(shí)下壓懸重不足問(wèn)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(nèi)徑限制，無(wú)法使用較粗重的鉆鋌，只能采用139.7mm加重鉆桿，同時(shí)盡量調(diào)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(shí)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(wèn)題。計(jì)劃固井時(shí)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(dāng)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(guò)程中泵壓較高，有提前坐掛尾管掛的風(fēng)險(xiǎn)（尾管掛坐掛壓力12MPa，作業(yè)過(guò)程中安全壓力控制在8.4MPa以內(nèi)）。

3 結(jié)論

1）深井作業(yè)中套管磨損后通過(guò)現(xiàn)代成像測(cè)井技術(shù)以及強(qiáng)度計(jì)算可以有效判斷套管剩余強(qiáng)度。

2）套管回接技術(shù)雖然可補(bǔ)救上層套管磨損，但回接時(shí)機(jī)的選擇需要根據(jù)作業(yè)情況做深入分析，保證井的成功是回接的前提。

3）實(shí)踐證明，高鉆井液密度深井如渤中D井，套管回接時(shí)底部不需要墊入稠搬土漿和下入膠塞可實(shí)現(xiàn)作業(yè)且不給后續(xù)處理帶來(lái)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(guó)家科技重大專項(xiàng)——海上稠油油田高效開(kāi)發(fā)示范工程（編號(hào)：2011ZX05057）

席江軍（1982-），男，工程師，主要從事海洋石油鉆井技術(shù)監(jiān)督與管理工作。