海湾深井尾管施工技术

海湾深井尾管施工技术

杨玉精

中石化胜利石油工程有限公司海洋钻井公司

摘要：本文对渤海湾历年来海上在尾管施工中出现的问题进行了统计，对尾管施工中出现的憋压、憋漏地层、悬挂器提前坐挂、扶正器断裂、固井质量不合格等风险及难点进行阐述。结合目前常用各种规格尾管及悬挂器的优缺点，对在尾管作业中出现憋泵、套管下不到位等问题形成的原因进行了探讨，尤其对固井前循环憋泵的过程及成因，从悬挂的结构、渤海湾地层的特点、钻井工程措施的不足进行了全面分析，对尾管悬挂器在使用条件方面的要求进行了说明，在此基础上，就尾管悬挂器的规格选用、结构改进、套管扶正器的选择、通井钻具组合的改进及其他配套工程措施提出了具体的优化方案。作者在总结前期尾管施工优化成果的基础上，就如何安全进行尾管施工形成结论，对今后进一步优化施工措施，降低安全风险，提高固井质量，加快施工速度提出具体建议。

关键词:憋泵 扶正器 渤海湾 尾管 悬挂器 风险 固井

随着国家发展西部、稳定东部石油战略的落实，为加强东部地区后备资源的储备，在渤海湾地区中上部地层资源潜力不大的情况下，向深部地层勘探成为趋势，古生界及以下地层成为重点勘探目标。渤海湾古生界地层一般埋藏深度在4000m以上，目前探井的设计基本采用四开井身结构（不包括导管或隔水管），三开采用尾管作业，目的是节约上部套管成本，同时为四开钻进期间尾管以上使用大尺寸钻杆创造条件，避免全井使用小尺寸钻杆导致的钻具断裂事故，还可以降低四开循环压力。但同时也带来了一些问题，尾管悬挂器在循环开泵和套管下入环节，要求非常苛刻，有时导致提前坐挂、循环憋压和扶正器断裂等诸多问题，给施工带来了很大风险。

1．尾管施工的风险及难点

1.1循环时间长。

在套管下到位后，由于循环憋压，不能满足固井要求，长时间进行循环。以下是近年尾管固井前的循环时间统计。近三年尾管固井开泵时间统计表一：

表一 近三年尾管固井开泵时间统计表

5口尾管作业井的开泵平均时间为3.44天，合84.92小时，大幅延长了完井周期，造成了非常大的经济损失，增加了井下风险。

1.2憋漏地层

悬挂器被钻屑堵塞，固井前循环或固井期间泵压偏高，憋漏易漏地层；近期施工的桩

古65井在18l/s、12MPa情况下，即发生煤层漏失。

1.3影响固井质量

由于水泥浆密度偏高，在低排量条件下，没法携带的钻屑在水泥浆的携带下进入悬挂器，堵塞循环通道，无法继续固井，为了减少水泥塞长度，强行替浆，压漏地层，固井质量不合格；因憋泵只能低排量勉强固井，水泥初凝时间要求延长，作业时间过长，易引起水泥浆稠化，造成固井“灌肠”事故。

1.4提前做挂

悬挂器对开泵泵压要求高，容易造成提前做挂，导致套管下不到设计位置，被迫起套管，造成事故或复杂。埕北313井就是因为下套管遇阻后，开泵泵压偏高，导致提前坐挂，由于没下到设计位置，不能满足四开施工要求，被迫起套管；由于扶正器落井，四开期间造成2次卡钻，多次用打捞杯打捞扶正器碎片，严重影响了施工速度和施工安全。

1.5扶正器破碎

在Φ215.9mm井眼下Φ177.8mm尾管，采用Φ250mm插销式弹性扶正器，由于环空间隙小，对扶正器造成严重挤压变形甚至损坏的几率增大，同时对井壁的刮擦加剧，容易引起井壁不稳定；扶正器经过裸眼井段可能造成断裂脱落，增大了尾管遇卡的风险。因各种原因造成起套管的井下故障，套管起出后，扶正器大部分落井。近年起套管井扶正器落井情况统计见表二：

表二 近年起套管井扶正器落井情况统计

2．215.9mm井眼常用尾管悬挂器的技术参数

2.1海上常用悬挂器分类

（1）按照规格分类：Φ244.5×Φ177.8，Φ244.5×Φ139.7；

（2）按照卡瓦嵌入方式分类：内嵌式和外嵌式；

(3)按照锥缸数量分类：双锥双液缸，单锥单液缸。

2.2.Φ244.5×Φ177.8规格双锥双液压缸悬挂器技术参数

近年来海上一般使用的是Φ244.5×Φ177.8规格双锥双液压缸悬挂器，载荷支撑盘承载能力60t，本体最大外径Φ210/215mm，本体最小内径Φ157.1/155/152.5mm，回接筒长度1.2/2.4/3m，回接筒外径Φ207mm，回接筒内径187mm，适用上层套管壁厚11.05/11.99/13.84mm，坐挂前\坐挂后过流面积67/49 60/43 53/40 cm²，适应套管壁厚

11.05/11.99mm，Φ244.5×Φ177.8双锥双液缸悬挂器和Φ215.9mm井眼在11.98mm壁厚的Φ244.5mm套管中进行悬挂的位置关系及尺寸见图1。

2.3悬挂器使用技术要求

2.3.1循环

(1) 将尾管下至设计深度，灌满钻井液，上下活动称重，计算摩阻，作好记录，重新校核、调整钻（方）余。

(2) 小排量开泵顶通，开泵压力原则上应控制在坐挂压力的80%以内。原则不超过6MPa，否则容易造成提前坐挂。

(3) 返出正常后，逐步提高循环排量，坐挂前井底杂物确保返到悬挂器以上。

2.3.2坐挂

(1) 停泵，泄压，投球，调整好钻余。

(2) 球到达球座，憋压，控制憋压值<坐挂压力+2MPa，稳压1min，憋压缓慢下放钻具，

当悬重下降至送入钻具浮重，并且钻具下放距离接近计算值时说明坐挂成功。

(3) 继续下压，检查坐挂可靠性。

(4) 坐挂成功后，憋通球座，建立正常循环，记录排量和压力。

3．悬挂器的堵塞过程及应急措施

3.1堵塞过程

3.1.1通井之后、下套管之前的井眼状态

井眼中一般非常清洁，以5mm以下尺寸的小尺寸钻屑或泥饼为主，尺寸较大的钻屑非常少。

3.1.2裸眼井段下入套管之后的状态

在套管扶正器的刮蹭下，井壁中的大尺寸钻屑或掉块被刮下，渗透性较好地层的厚泥饼进入井眼。井眼中的钻屑浓度激增，大尺寸颗粒增多。

3.1.3排量比较低时钻屑状态

小颗粒在排量比较低时，就可以按照顺序通过悬挂器卡瓦位置，而比较大的颗粒，由于返速低，只能在井眼中打转，不能迅速上行，避免了对卡瓦位置形成架桥，此时泵压的上升主要是排量上升造成的。因此先进行小排量循环，一方面可以让小颗粒砂子有秩序的通过卡瓦；另一方面防止大尺寸砂子阻塞通道形成架桥；再就是减少砂子通过卡瓦的数量，防止大量钻屑同时通过卡瓦，造成拥挤，阻塞过流通道。

3.1.4排量逐步提高以后的状态

随着排量增大，钻井液携带能力增强，超过5mm的钻屑进入卡瓦位置，形成架桥，后续的泥饼及小颗粒钻屑形成填充，过流通道进一步缩小，形成憋泵。

3.2形成憋泵后的应急措施

3.2.1迅速停泵。

发生憋泵后，如不及时停泵，所剩通道会不断被堵塞，下面的小尺寸颗粒也无法通过卡瓦位置，逐步填充到大颗粒的缝隙中，过流面积进一步减少，憋泵现象进一步加剧。一旦所有的过流通道全部堵死，被迫停泵，不再产生流量也就不能对堵塞物质产生冲刷，颗粒不能被冲蚀，重新打开通道的时间会更长。

3.2.2重新开泵

尾管悬挂器下面的钻屑因返速低，通过狭窄缝隙数量减少，钻屑、泥饼经过长时间的冲刷变小或填充物质被冲走，封堵效果变差，最终堵塞物质被冲开，泵压迅速下降。

3.2.3解除憋压

在排量1方/分条件下，卡瓦位置的钻井液返速可达到2.7m/秒，远远大于钻井期间返速和其他位置返速，泥岩掉块或泥饼，在如此高的液流冲蚀下，逐渐变小，最终通过卡瓦位置，从而消除憋压现象。

3.2.4固井排量的确定

经过长时间憋压、冲开；再憋压、再冲开，最终悬挂器以下的钻屑、泥饼基本被循环出井眼，泵压逐步变的平稳，即使在固井期间，也不会再出现憋泵现象，由于双卡瓦处环空太小，即使没有砂子堵塞，排量在1方/分左右即达到上限，无法继续提高排量。因此在排量0.7方/分左右，泵压10MPa以下即可满足固井要求，保证作业安全。

4．渤海湾海区尾管开泵困难的主要原因分析

4.1悬挂器结构是主要原因

目前海上使用Φ9-5/8″×7″双锥双液缸悬挂器，具有两个卡瓦，和11.99mm壁厚的Φ244.mm套管只有5.2mm的间隙，该卡瓦提高了坐挂成功率，但增加了一个小间隙节点，更容易造成憋泵。过流面积过小，坐挂前后的过流面积分别为60/43cm²。

4.2地层原因

该类型悬挂器在灰岩等硬质地层使用较好，在东部以砂泥岩地层为主的区域，不论在陆地还是海上，使用效果普遍不理想，主要原因是地层渗透性强，泥饼厚，存在易塌泥岩地层，井眼不是太规则，糊在泥饼中的钻屑，在下套管过程中，被扶正器从井壁刮出，进入井眼，由于悬挂器和套管间隙小，钻屑和泥饼起到架桥和填充作用，更容易造成堵塞，引起循环不畅。钻屑或泥饼需要经过长期循环冲刷变小，才能通过悬挂器。

4.3通井循环不彻底

通井期间，扶正器不合适，对井壁的清洁效果不理想；循环时间不足，裸眼段的钻屑没能够全部循环出来，尾管下完后，导致钻屑通过悬挂器时间过长。

5．渤海湾海区尾管优化措施

5.1 悬挂器的使用

（1）采用打侧孔的套管鞋，去掉悬挂器卡瓦，套管直接下到井底，不留口袋，只保留液压缸，能够丢手即可。

(2)采用单缸单锥悬挂器，卡瓦位置是整个悬挂器间隙最小的位置，钻屑等物质虽然能够通过第一个卡瓦位置，由于旋转等原因，角度和位置发生变化，并不意味着一定能够顺利通过第二个卡瓦位置，因此采用单锥单液缸悬挂器，可以减少一个小间隙位置，大颗粒通过了第一个卡瓦位置后，便不会再有阻塞点，能够有效减少循环时间，提高大颗粒排出效率。

（3）在悬挂器的选择上，采用内嵌式悬挂器，增大坐挂前的过流面积。

5 .2扶正器的选择

（1）根据215.9mm井眼下177.8mm尾管中途遇多次阻的情况分析，普通弹性扶正器由于制造工艺和强度原因，在下行过程中受外力挤压容易导致损坏，形成井下落物，导致套管没法正常下入，且对井壁破坏严重，产生大颗粒的砂子。在扶正器的选择上，应淘汰Φ250mm普通弹性扶正器，使用Φ215mm一体成型弹性扶正器，保证下入过程不发生挤压断裂。Φ215mm一体成型弹性扶正器见图2。

（2）控制扶正器的下入数量，尤其是直井，重点在油层段满足要求即可；

（3）另外可考虑减小扶正器尺寸，减少对井壁的刮蹭。

5.3井身结构的调整

Φ215.9mm井眼改下Φ139.7mm尾管，四开改用Φ120.6mm井眼，可有效增加卡瓦位置过流面积,可从坐挂前、后的60/43cm²增大到85.5/78.4cm²。

5.4加强通井措施

（1）采用合适的钻具扶正器；

（2）增加短起次数；

（3）增加循环时间和排量。

5.5采用套管扶正器进行通井作业

采用Φ215mm一体化套管扶正器进行通井作业，该方法有如下优点 ：

（1）因为其具有弹性，有利于满眼，对井壁有更好的刮刷作用；

（2）避免钻杆扶正器刚性太强，出现掉块后容易造成掉块卡钻；

（3）通井钻具可以加3～4个套管扶正器，以提高井壁清洁效果。

6.结论

（1）采用Φ215mm一体化套管扶正器，套管下入顺利，不再出现下套管遇阻或摩阻过大等复杂情况，近期施工的埕北古9井、桩古65井和埕北斜826井采用一体化扶正器，中途没有出现遇阻现象；

（2）缓慢开泵，长时间循环，最终可实现泵压平稳，达到固井排量，保证固井作业顺利和固井质量。在埕北古9井、桩古65井和埕北斜826井上采用缓慢开泵，避免了开泵过激导致堵死悬挂器的问题，一般48小时可实现正常开泵。在其他方案没法调整的情况下，该方法虽然时间较长，但能保证正常固井；

（3）经过套管扶正器通井后，井壁清洁效果明显提高。埕北313井由于悬挂器提前坐挂，被迫起套管，通井后重新下入套管，二次下入后开泵顺利程度和开泵时间明显缩短，憋泵现象减弱；

（4）适当增加短起下次数，有利于提高井眼的清洁程度，减少裸眼段的钻屑，防止堵塞悬挂器。