魏裕森，王躍曾，張新平，陳緒躍

(1.西南石油大學(xué),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(xué)(北京) 石油工程教育部重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，北京 102249)

海上大位移井技術(shù)一方面可減少井口平臺及水下開發(fā)系統(tǒng)，擴(kuò)大平臺開采范圍、減少投資、降低風(fēng)險，降低邊際油藏開發(fā)的成本；另一方面，大位移井也在不斷地挑戰(zhàn)鉆井平臺設(shè)備和鉆井工藝技術(shù)的極限，給安全作業(yè)帶來嚴(yán)峻挑戰(zhàn)。例如，海上油田某些新區(qū)塊的地層存在密度窗口窄、地層穩(wěn)定性差等情況，采用傳統(tǒng)下套管工藝，在大位移井下套管[1]過程中出現(xiàn)了套管下不到設(shè)計位置且無法處理的事故，還出現(xiàn)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(tǒng)計

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

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(shè)計井深的難題，國內(nèi)外近幾年應(yīng)用了套管驅(qū)動系統(tǒng)及套管漂浮技術(shù)等。

1.1 問題及原因

海上油田某些區(qū)塊的大位移井出現(xiàn)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(qū)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(qū)塊鉆遇地層斷層發(fā)育、安全泥漿密度窗口窄，下套管過程中易發(fā)生漏失和壓差卡套管。

3) 新區(qū)塊地層密度窗口窄、地層穩(wěn)定性差，造成已有技術(shù)風(fēng)險被放大，無法實(shí)現(xiàn)安全作業(yè)。

4) 傳統(tǒng)下套管工藝技術(shù)及工具存在處理手段單一，適應(yīng)性不足的問題。

5) 大位移井下套管技術(shù)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(shù)在某海上油田適用性分析

1.2 CDS系統(tǒng)簡介

傳統(tǒng)的下套管技術(shù)通常在下套管的過程中不能旋轉(zhuǎn)套管，CDS(Casing Drive System)技術(shù)通過頂驅(qū)、套管鉗、灌漿工具與循環(huán)工具，實(shí)現(xiàn)下套管作業(yè)過程中的灌漿、循環(huán)、旋轉(zhuǎn)、上提和下放等組合操作，減少摩阻，并可解卡。CDS系統(tǒng)是應(yīng)用頂部驅(qū)動鉆井系統(tǒng)的原理，通過液壓和機(jī)械等系統(tǒng)的集成化設(shè)計，創(chuàng)新開發(fā)的新型下套管裝置。在現(xiàn)場作業(yè)的安全高效、套管上扣質(zhì)量、省力易操作等方面具有明顯的優(yōu)勢。應(yīng)用CDS系統(tǒng)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(fā)生。具有CDS核心技術(shù)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(jié)構(gòu)和功能都類似。

國內(nèi)研究CDS技術(shù)的公司主要以北京石油機(jī)械廠(以下簡稱北石廠)為主。北石廠研發(fā)的新型智能化、機(jī)械化的CDS系統(tǒng)目前已經(jīng)具備替代國內(nèi)鉆井普遍應(yīng)用的套管鉗等下套管設(shè)備，充分發(fā)揮頂驅(qū)優(yōu)勢，實(shí)現(xiàn)下套管自動連接，具有套管旋轉(zhuǎn)及循環(huán)鉆井液功能。北石廠的頂驅(qū)套管送入裝置具備了國外先進(jìn)CDS系統(tǒng)的基本功能。

1.3 套管漂浮技術(shù)簡介

漂浮下套管技術(shù)是在一段套管內(nèi)注入密度比實(shí)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(xiàng)技術(shù)克服了常規(guī)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(yè)井套管參數(shù)、鉆井液密度、井眼軌跡等有關(guān)，應(yīng)根據(jù)下入載荷及時修正摩阻系數(shù)，準(zhǔn)確地計算漂浮接箍安裝位置，使剩余下入載荷達(dá)到最佳數(shù)值。在剩余下入載荷達(dá)到0時，可以將頂驅(qū)等部分游動系統(tǒng)的重力加載到套管柱上。當(dāng)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(guān)鍵技術(shù)研究方向

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

1) 充分將頂驅(qū)旋轉(zhuǎn)、加載、循環(huán)、上提和下放等多種復(fù)合功能用于下套管技術(shù)。

2) 充分利用全漂浮、半漂浮、環(huán)空漂浮等下套管技術(shù)。

3) CDS下入全漂浮套管工藝研究。

4) 數(shù)值模擬，套管串優(yōu)化設(shè)計。

5) 作業(yè)綜合配套研究。

2 CDS系統(tǒng)下套管技術(shù)原理

CDS下全漂浮套管串工藝是將頂驅(qū)旋轉(zhuǎn)鉆桿的原理移植到下套管作業(yè)中，同時與全漂浮下套管技術(shù)結(jié)合，具有全漂浮下套管和頂驅(qū)旋轉(zhuǎn)下套管的優(yōu)點(diǎn)。該工藝?yán)脻L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(nèi)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(nèi)部為空氣)，存在管內(nèi)、外鉆井液密度差，使套管在浮力作用下處于懸浮狀態(tài)，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(zhuǎn)下套管方式可有效將軸向摩擦力轉(zhuǎn)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(shù)優(yōu)勢：

1) 降低摩阻，增加復(fù)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(zhuǎn)管柱，處理復(fù)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(yù)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(xiàn)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(jìn)了大位移井的發(fā)展。

2) 降低漂浮接箍、浮鞋失效帶來的風(fēng)險。CDS下全漂浮套管串工藝采用雙浮箍及偏心浮鞋設(shè)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(fēng)險。

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

3 CDS下入全漂浮套管系統(tǒng)組成

CDS下全漂浮套管串工藝在現(xiàn)場施工作業(yè)中，既要能夠?qū)崿F(xiàn)套管旋轉(zhuǎn)，又要使套管全掏空下入。該工藝關(guān)鍵裝備主要為CDS系統(tǒng)，如圖2所示，主要包括頂部驅(qū)動抓卡系統(tǒng)，以及其他子系統(tǒng)(例如，扭矩監(jiān)控顯示系統(tǒng)、數(shù)據(jù)監(jiān)測系統(tǒng)、遠(yuǎn)程控制臺及液壓卡盤等)。與常規(guī)漂浮下套管技術(shù)相比，旋轉(zhuǎn)下套管作業(yè)工況更加苛刻，對套管抗擠、抗扭強(qiáng)度及相關(guān)套管附件可靠性等要求更高。

圖2 CDS下套管系統(tǒng)主要工具

3.1 頂部驅(qū)動抓卡系統(tǒng)

頂部驅(qū)動抓卡系統(tǒng)是CDS系統(tǒng)的主體部分，其與頂驅(qū)直接相連，通過頂驅(qū)旋轉(zhuǎn)，實(shí)現(xiàn)套管上扣的自動化控制。下套管過程中，通過頂驅(qū)可實(shí)現(xiàn)鉆井液循環(huán)、套管上下活動及旋轉(zhuǎn)，降低卡套管幾率，并增加復(fù)雜情況處理手段。系統(tǒng)主要集成了循環(huán)灌漿裝置、動力大鉗、機(jī)械扶正手、吊卡、上扣補(bǔ)償器等工具的功能[2]。旋轉(zhuǎn)套管的頂部驅(qū)動抓卡系統(tǒng)為內(nèi)卡式，其主要包括以下結(jié)構(gòu)：獨(dú)立轉(zhuǎn)矩傳感器、液壓旋轉(zhuǎn)頭、液壓夾緊缸、內(nèi)卡式卡瓦、擺臂、灌漿循環(huán)密封總成、泥漿閥等。

1) 液壓源提供動力，驅(qū)動卡瓦機(jī)構(gòu)運(yùn)動，實(shí)現(xiàn)卡緊或松開套管等功能。

2) 頂部驅(qū)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(zhuǎn)矩，最大輸出轉(zhuǎn)矩81 kN·m。

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

3.2 子系統(tǒng)

頂部驅(qū)動系統(tǒng)的組成[3]除了主體設(shè)備外，還有其它的子系統(tǒng)來支撐整個系統(tǒng)的正常運(yùn)行，包括：頂部抓卡裝置(主體)、轉(zhuǎn)矩監(jiān)控顯示JAMPpro系統(tǒng)、Torksub電源系統(tǒng)、遠(yuǎn)程控制及司鉆狀態(tài)顯示系統(tǒng)、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(tǒng)示意

3.3 配套工具及參數(shù)

1) 高轉(zhuǎn)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(jìn)行旋轉(zhuǎn)，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(zhuǎn)矩強(qiáng)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(jù)不同摩擦因數(shù)，模擬旋轉(zhuǎn)下放過程中的最大轉(zhuǎn)矩，確保下入過程中不會損壞套管。海上某油田在應(yīng)用全漂浮下套管技術(shù)時，根據(jù)實(shí)際情況，選用的244.5 mm(9英寸)套管為JFE-Bear 扣型，上扣轉(zhuǎn)矩為31.48～38.48 kN·m，最優(yōu)轉(zhuǎn)矩為34.98 kN·m。

2) 雙浮箍。

由于浮箍需長期持續(xù)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(yè)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(shè)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(guī)漂浮下套管使用的劃眼套管鞋整體尺寸偏大，旋轉(zhuǎn)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(fēng)險。

偏心浮鞋的導(dǎo)向部分設(shè)計為非對稱結(jié)構(gòu)，在受力時能夠產(chǎn)生偏轉(zhuǎn)。在套管串遇阻時通過上下活動，導(dǎo)向頭轉(zhuǎn)動并引導(dǎo)套管串通過遇阻點(diǎn)。

4) 高分子樹脂扶正器。

樹脂材料具有低摩擦因數(shù)的特性，在井下運(yùn)動時摩擦力小，耐磨損，轉(zhuǎn)矩小，低密度，堅固耐用，力學(xué)性能在-40～220 ℃保持穩(wěn)定，具有極強(qiáng)的耐腐蝕和絕緣性能。

5) 旋轉(zhuǎn)速度確定。

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

4 CDS下全漂浮套管作業(yè)流程

CDS下全漂浮套管作業(yè)現(xiàn)場如圖4所示。

作業(yè)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(zhuǎn))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(qū)動抓卡系統(tǒng)與其他子系統(tǒng)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(xiàn)場

5 CDS下套管工藝在南海東部某油田應(yīng)用情況

5.1 大位移井基本參數(shù)

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(jī)平臺YP1-5B平臺4 km，YP5-10、YP8-10油田分別距離模塊鉆機(jī)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(biāo)層均位于中新統(tǒng)，屬于常溫及常壓系統(tǒng)。這3個油田由于含油構(gòu)造小，利用YP1-5B平臺在YP5-11油田鉆3口大位移井進(jìn)行開發(fā)，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(jìn)行開發(fā)。6口井的基本參數(shù)如表3所示。

5.2 下套管作業(yè)情況

YP5-10-A1H井為該批開發(fā)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(wěn)斜段為?311.15 mm(12英寸)井眼，采用PDF-MOM油基泥漿鉆進(jìn)，井斜角76～77°，穩(wěn)斜段1 784 ～6 122 m，長度達(dá)4 338 m，177.8 mm(9英寸)套管下入是該井成敗的關(guān)鍵。通過方案優(yōu)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(shù)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(yōu)選套管及附件組合，以確保套管及附件有足夠的強(qiáng)度，使套管下入預(yù)定深度。通過模擬計算，采用2 722 m (質(zhì)量規(guī)格53.5 lb/ft)+3 400 m (質(zhì)量規(guī)格47.0 lb/ft)套管組合，使用上扣轉(zhuǎn)矩為34.98 kN·m (25 800 lb·ft)的JFE-Bear高強(qiáng)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(shè)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(shù)，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(jìn)行旋轉(zhuǎn)測試及摩阻系數(shù)反演。通過摩阻系數(shù)及下入過程模擬計算，確定旋轉(zhuǎn)速度及對應(yīng)深度。

表3 海上某油田6口大位移井基本參數(shù)

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(zhuǎn)速為20 r/min旋轉(zhuǎn)+全漂浮下入；3 708～4 716 m井段，平均轉(zhuǎn)速為25 r/min旋轉(zhuǎn)+全漂浮下入；4 716～6 114 m井段，平均轉(zhuǎn)速為30 r/min旋轉(zhuǎn)+全漂浮下入。

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

圖5 頂驅(qū)旋轉(zhuǎn)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(xiàng)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(zhuǎn)[6]，順利將其余5口大位移井177.8 mm(9英寸)套管下至設(shè)計井深，成功率100%，未發(fā)生壓漏地層及浮鞋浮箍失效情況。施工數(shù)據(jù)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(jié)論

1) CDS下全漂浮套管串工藝是將頂驅(qū)旋轉(zhuǎn)鉆桿的原理成功移植到下套管作業(yè)中，同時與全漂浮下套管技術(shù)結(jié)合而形成的一種新的技術(shù)。它突破了全漂浮套管下入極限，保障大位移井關(guān)鍵井段套管安全下入，保證了大位移井的安全實(shí)施，降低了井下作業(yè)事故和井口操作人員風(fēng)險。

2) 海上油田新發(fā)現(xiàn)區(qū)塊和后期需要繼續(xù)通過實(shí)施大位移調(diào)整井區(qū)塊，以及對于類似處于邊際開發(fā)狀態(tài)的油田，CDS下全漂浮套管串工藝均是一種非常實(shí)用的技術(shù)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(yè)提供了新的思路和解決方案。