新型XPJQ系列下套管漂浮減阻器的研制與試驗(yàn)

張明昌， 張新亮， 高劍瑋

(中國(guó)石化石油工程技術(shù)研究院，北京 100101)

隨著深海油氣田和非常規(guī)油氣田的不斷勘探開發(fā)以及鉆井新技術(shù)的不斷發(fā)展，大位移井、長(zhǎng)水平段水平井越來越多。而這兩類井由于水平位移大或水平段長(zhǎng)，在水平段及造斜段，套管與井壁或上層套管壁間摩阻較大，嚴(yán)重影響套管的正常下入[1]，甚至可能造成壓差卡套管，帶來重大經(jīng)濟(jì)損失。針對(duì)水平段長(zhǎng)、垂深淺、水垂比大、套管加壓有限及易卡套管等問題，近年來開始采用套管漂浮技術(shù)，其關(guān)鍵工具為下套管漂浮接箍或漂浮減阻器[2-3]。漂浮接箍的作用是對(duì)下部套管內(nèi)封閉一定量的氣體或低密度鉆井液并進(jìn)行暫時(shí)屏障，減小套管在大斜度井段或水平段的正壓力，以致減小套管下入摩阻，套管下到位后解除暫堵作用，最后完成固井作業(yè)。目前在國(guó)內(nèi)鉆井(尤其是海洋鉆井)中，采用的多為從國(guó)外進(jìn)口的工具，不但價(jià)格昂貴，而且存在以下不足：在使用中關(guān)鍵部件密封易失效、固井施工中留塞等問題時(shí)有發(fā)生，尤其是下套管后接箍?jī)?nèi)通徑比套管內(nèi)徑小，影響后期作業(yè)。由于內(nèi)心附件與套管間隙小，在內(nèi)心下行時(shí)易產(chǎn)生卡內(nèi)心故障，影響固井施工，尤其是對(duì)當(dāng)前頁巖氣井使用泵送橋塞分段壓裂時(shí)，小通徑影響橋塞的順利下入。因此，為解決以上問題，研制開發(fā)了與套管通徑一致且承壓能力強(qiáng)的下套管漂浮減阻器，適合當(dāng)前大位移井固井的需要[5-7]，而筆者研制開發(fā)的新型XPJQ系列下套管漂浮減阻器即屬此類。

1 主要結(jié)構(gòu)部件設(shè)計(jì)及工作原理

1.1 漂浮減阻器的減阻原理

在下套管過程中，套管主要受套管重力、套管浮力、套管與井壁的摩擦阻力、鉆井液的黏滯力等。通常情況下，摩擦阻力是影響套管順利下入的主要因素。由于摩擦阻力與摩擦系數(shù)和正壓力成正比，而摩擦系數(shù)與鉆井液性能、地層巖石性能有關(guān)，因此工程應(yīng)用中減小套管與井壁的正壓力是減小套管下入摩擦阻力的最有效辦法，該辦法在大位移井中的效果更為顯著。

漂浮減阻器就是通過對(duì)套管的漂浮來減小套管對(duì)井壁的正壓力，其減小套管下入摩擦阻力的原理是：根據(jù)計(jì)算選擇確定套管串的漂浮段長(zhǎng)度，漂浮段下端由高承壓漂浮旋流鞋密封，漂浮段上端由漂浮減阻器密封， 漂浮段中間充填空氣或其他低密度液體(一般充填空氣)以減小套管串對(duì)井壁的正壓力，從而降低套管串與井壁的摩擦阻力，使套管順利下入井底,再通過各部件的程序操作達(dá)到固井施工條件，完成固井施工(漂浮減阻器的減阻原理如圖1所示)。

圖1 漂浮減阻器減阻原理示意Fig.1 Basic principle of floating friction reducer

1.2 XPJQ系列下套管漂浮減阻器的組成

根據(jù)漂浮下套管技術(shù)的基本原理，設(shè)計(jì)中既要考慮漂浮減阻系統(tǒng)的密封能力(低密度介質(zhì)填充的上下兩部分)，同時(shí)還要不影響以后的固井、完井作業(yè)。因此，為了保證實(shí)現(xiàn)漂浮下套管，同時(shí)保證后期的固井施工作業(yè)，采用漂浮減阻器和可鉆式防落物浮箍、高承壓漂浮旋流鞋實(shí)現(xiàn)對(duì)低密度介質(zhì)的密封；套管下至目的層位后，憋通漂浮減阻器和高承壓漂浮旋流鞋，采用清理塞對(duì)附件進(jìn)行清掃，采用防轉(zhuǎn)碰壓塞進(jìn)行固井施工。

XPJQ系列下套管漂浮減阻器主要由1個(gè)主部件和4個(gè)輔助部件組成(見圖2)：主部件為漂浮減阻器；輔助部件為可鉆式防落物浮箍、高承壓漂浮旋流鞋、剪銷式套管清理器(簡(jiǎn)稱套管清理塞)、防轉(zhuǎn)碰壓塞。

圖2 XPJQ系列下套管漂浮減阻器主要部件Fig.2 Main components of XPJQ series floating friction reducer

1.3 漂浮減阻器結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)及工作原理

漂浮減阻器的主要組成部件有鋼制外筒、密封膠塞、金屬塞心、膠塞密封圈、膠塞卡簧、打開心銷釘、打開心、承載滑塊、扶正膠塞卡簧、打開心密封圈、扶正膠塞和承載短節(jié)等，如圖3所示。上接頭上部設(shè)計(jì)有內(nèi)螺紋套管扣，用于與套管連接，內(nèi)部密封槽內(nèi)裝有密封圈，外筒外徑比套管外徑要稍大一些，本體內(nèi)通徑與套管內(nèi)徑保持嚴(yán)格一致，符合通徑要求，以滿足后期固井和完井作業(yè)的要求。

圖3 漂浮減阻器結(jié)構(gòu)示意Fig.3 Structure of floating friction reducer

根據(jù)減小套管摩阻的要求，確定漂浮減阻器在套管串中的位置。在下套管過程中，當(dāng)套管下至設(shè)計(jì)漂浮段頂部時(shí)，連接漂浮減阻器，見圖4(a)。漂浮減阻器入井后，按規(guī)定向套管內(nèi)注入鉆井液。當(dāng)套管下至目的層后，連續(xù)向套管內(nèi)泵注鉆井液，并憋壓至設(shè)計(jì)壓力，漂浮減阻器打開心銷釘剪斷，打開心打開，上部鉆井液進(jìn)入下部掏空段套管內(nèi)(見圖4(b))，置換出掏空段套管內(nèi)的空氣，當(dāng)空氣被置換完時(shí)，套管內(nèi)灌滿鉆井液，然后憋通高承壓旋流鞋銷釘，循環(huán)鉆井液。循環(huán)鉆井液至正常后，釋放清理塞，并泵送鉆井液以清理套管內(nèi)的殘余附件使之到達(dá)套管底部(見圖5)，繼續(xù)循環(huán)處理鉆井液至達(dá)到固井施工要求。

圖4 漂浮減阻器工作原理示意Fig.4 Working principle of floating friction reducer for running casing

圖5 清理塞清理漂浮減阻器殘余附件示意Fig.5 Remove the residual attachments of floating friction reducer with cleaning plug

1.4 漂浮減阻器關(guān)鍵參數(shù)計(jì)算與材料選擇

1.4.1 整體強(qiáng)度的計(jì)算

由于在漂浮下套管過程中采用掏空方式，因此下入過程中漂浮減阻器受拉伸應(yīng)力及外擠應(yīng)力而容易導(dǎo)致結(jié)構(gòu)受損。漂浮減阻器外殼材質(zhì)35CrMo，圓扣退刀槽處最薄，壁厚9.2 mm(外徑139.7 mm，內(nèi)徑121.4 mm)。漂浮減阻器受到的拉伸屈服力的計(jì)算式為：

F=Aσs

(1)

抗外擠強(qiáng)度校核公式為：

τ=Q/A<τs

(2)

式中：F為拉伸屈服力，N；A為本體截面積，m2；σs為抗拉屈服強(qiáng)度，取7.58×108Pa；τ為抗外擠強(qiáng)度，Pa；Q為外擠載荷(流體在漂浮接箍處的靜液壓在接觸面上產(chǎn)生的載荷)，N；τs為剪切屈服強(qiáng)度，取4.70×108Pa。

由式(1)計(jì)算可得，拉伸屈服力為2.85×106N；由式(2)計(jì)算可得抗外擠強(qiáng)度為6.50×107Pa，遠(yuǎn)小于剪切屈服極限4.70×108Pa。

1.4.2 銷釘材質(zhì)選擇及數(shù)量確定

為了保證漂浮減阻器在井下的穩(wěn)定性，防止套管下入過程中由于壓力激動(dòng)導(dǎo)致銷釘提前剪斷，打開心的銷釘采用穩(wěn)定性好的φ14.0 mm銅釘，打開壓力設(shè)計(jì)為25 MPa(打開壓力根據(jù)減阻器下入深度和鉆井液密度確定)，銅釘?shù)目辜魪?qiáng)度為250 MPa。銅釘數(shù)量通過式(3)確定：

nTξTAT=Acpp

(3)

式中：nT為銅釘數(shù)量；ξT為銅釘抗剪強(qiáng)度，MPa；AT為銅釘截面積，m2;Ac為打開心的截面積，m2；pp為設(shè)計(jì)打開壓力，MPa。

根據(jù)現(xiàn)場(chǎng)經(jīng)驗(yàn)，一般nT=8，具體數(shù)值通過試驗(yàn)校核再確定。

套管清理指示器剪釘采用穩(wěn)定性好的φ4.0 mm銅釘，打開壓力設(shè)計(jì)為3 MPa，銅釘?shù)目辜魪?qiáng)度為250 MPa。銅釘?shù)臄?shù)量也可通過式(3)確定。根據(jù)現(xiàn)場(chǎng)經(jīng)驗(yàn)，一般nT=2，設(shè)計(jì)打開壓力為3 MPa。

1.4.3 密封圈材料選擇

漂浮組件中采用O形圈密封方式，而常用O形圈材料的性能見表1。

表1 常用O形圈材料性能對(duì)比Table 1 Material comparison of conventional O-ring

現(xiàn)場(chǎng)多用油基鉆井液，且要求密封圈的密封能力達(dá)到30 MPa以上，因此結(jié)合表1數(shù)據(jù)選用氟橡膠O形圈。

2 關(guān)鍵部件及整機(jī)地面試驗(yàn)

為了保證各組件在井下更加可靠，確保達(dá)到設(shè)計(jì)要求,在實(shí)驗(yàn)室對(duì)主要受力部件、密封部件、剪切部件進(jìn)行了獨(dú)立的單項(xiàng)試驗(yàn)，并進(jìn)行了整機(jī)地面功能試驗(yàn)。

2.1 漂浮減阻器內(nèi)滑塊的承壓、剪切試驗(yàn)

采用直接剪切的方法測(cè)定滑塊在不同當(dāng)量壓力下的承壓能力及可承受的剪切強(qiáng)度，并觀察滑塊和承壓體的擠壓、磨損及變形情況。室內(nèi)試驗(yàn)表明，滑塊在25 MPa壓力(漂浮減阻器的設(shè)計(jì)打開壓力)下，承壓及滑脫均達(dá)到設(shè)計(jì)要求，滑塊承壓能力為39 MPa以上(39 MPa壓力下未損壞)，滿足現(xiàn)場(chǎng)要求。不居中時(shí)偏差率小于10%，受力最薄弱的面為滑塊下部與外殼內(nèi)槽的接觸面，也是最容易變形(擠壓出小臺(tái)階)的面，由于在滑塊下部，故對(duì)滑塊的滑脫影響較小。心軸受擠壓處的厚度取承壓體受擠壓部分厚度的80%，試驗(yàn)表明承壓體抗外擠能力足夠。

2.2 漂浮減阻器剪釘?shù)募魯鄩毫ζ钤囼?yàn)

滑塊在抱緊內(nèi)心組件狀態(tài)下，測(cè)定剪釘承受的實(shí)際剪切強(qiáng)度，同時(shí)觀察剪釘剪斷后滑塊的性能狀況，分析滑塊在抱緊內(nèi)心組件時(shí)對(duì)剪釘剪斷壓力的影響。測(cè)得3次試驗(yàn)的剪斷壓力分別為24.25、23.50和22.75 MPa，剪釘?shù)膶?shí)際剪斷壓力與理論剪斷壓力有3%～9%的偏差，在設(shè)計(jì)參數(shù)范圍之內(nèi)，能夠滿足現(xiàn)場(chǎng)要求。

2.3 套管清理指示器剪釘剪切試驗(yàn)

模擬并檢驗(yàn)套管清理指示器的打開、密封性能，驗(yàn)證其結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)的合理性，通過試驗(yàn)調(diào)整剪釘、結(jié)構(gòu)，獲得合適的壓力及設(shè)計(jì)結(jié)構(gòu)，并評(píng)價(jià)內(nèi)套的密封性。試驗(yàn)表明：剪釘實(shí)際剪斷壓力為3.4 MPa，理論剪斷壓力為3.0 MPa；在相同的試驗(yàn)條件下，更換剪釘再裝配，重復(fù)試驗(yàn)，試驗(yàn)結(jié)果偏差在設(shè)計(jì)要求范圍之內(nèi)，能夠滿足現(xiàn)場(chǎng)使用要求；在油基鉆井液介質(zhì)下驗(yàn)證密封性，可承受壓力35 MPa，穩(wěn)壓24 h未泄漏。

2.4 地面整機(jī)試驗(yàn)

φ139.7 mm漂浮減阻器總成組裝完成后，進(jìn)行地面功能試驗(yàn)，試驗(yàn)連接如圖6所示。該試驗(yàn)主要測(cè)試漂浮減阻器總成及輔助部件總成的功能運(yùn)行情況并獲取技術(shù)指標(biāo)，結(jié)果見表2。從表2可以看出，各項(xiàng)功能都可靠好用，各項(xiàng)技術(shù)指標(biāo)達(dá)到設(shè)計(jì)要求，該減阻器可以進(jìn)行入井試驗(yàn)。

圖6 地面功能試驗(yàn)部件連接示意Fig.6 Connection of surface functional test parts

技術(shù)指標(biāo)設(shè)計(jì)值試驗(yàn)值第一次第二次說明密封能力/MPa>404546打開壓力/MPa24.0^25.024.024.6漂浮旋流鞋打開壓力/MPa7.0^8.07.58.0套管清理指示器打開壓力/MPa2.0^3.03.02.51.兩次試驗(yàn)均未發(fā)生泄漏和部件損壞情況;2.各部件運(yùn)行動(dòng)作靈活可靠;3.銷釘剪切壓力準(zhǔn)確

3 現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)

整機(jī)室內(nèi)試驗(yàn)驗(yàn)證其各項(xiàng)技術(shù)指標(biāo)達(dá)到設(shè)計(jì)要求后，為驗(yàn)證漂浮減阻器在井下的各項(xiàng)技術(shù)指標(biāo)是否符合設(shè)計(jì)要求，在勝利油田勝 2-平17井對(duì)XPJQ系列下套管漂浮減阻器的XPJQ5-P 型產(chǎn)品進(jìn)行了首次入井試驗(yàn)?；驹囼?yàn)流程是：選擇具有一定長(zhǎng)度水平段的水平井，設(shè)計(jì)合理的漂浮減阻器位置及其他附件在管串中的位置，然后進(jìn)行漂浮下套管試驗(yàn)；固井前剪斷銷釘，清理漂浮減阻器附件，然后進(jìn)行固井施工，驗(yàn)證設(shè)計(jì)參數(shù)與實(shí)際值之間的差異及功能部件的合理性。

試驗(yàn)井鉆井液密度1.25 kg/L，井眼直徑215.9 mm，套管外徑139.7 mm。勝2-平17井的部分井眼軌跡數(shù)據(jù)為：井深2 748.00 m，垂深2 180.76 m；造斜點(diǎn)井深1 792.00 m，垂深1 790.00 m；入靶點(diǎn)井深2 432.34 m，垂深2 185.29 m；出靶點(diǎn)井深2 737.53 m，垂深2 180.86 m；漂浮減阻器下至垂深2 429.14 m，下至井深2 185.00 m；斜井段長(zhǎng)640.34 m，水平段長(zhǎng)315.66 m。

該漂浮減阻器下深2 429.14 m，漂浮段掏空段長(zhǎng)度為300 m，設(shè)計(jì)漂浮減阻器打開壓力為23～25 MPa。套管下至目的層后，向套管內(nèi)泵注鉆井液3 m3，漂浮減阻器所在位置靜液壓為23.0 MPa，見氣體上返，確定減阻器打開銷釘剪斷，向套管內(nèi)繼續(xù)泵注鉆井液，立管壓力由1 MPa升至5 MPa，然后迅速降至2 MPa，判斷為下部密封的旋流鞋銷釘剪斷，建立循環(huán)通道。根據(jù)設(shè)計(jì)要求，將排量逐漸提高至2 m3/min，立壓7 MPa，循環(huán)約一周半后投套管清理塞，開泵排量1.3 m3/min，立壓4 MPa，40 min后觀察到立壓迅速升至4.5 MPa，判斷指示塞打開(與計(jì)算時(shí)間相符)，繼續(xù)循環(huán)30 min，后接水泥頭,開始固井施工；固井施工順利，碰壓18 MPa，放回水正常，無回流,各功能部件工作正?！，F(xiàn)場(chǎng)實(shí)測(cè)與設(shè)計(jì)技術(shù)指標(biāo)對(duì)比見表3。

表3 技術(shù)指標(biāo)現(xiàn)場(chǎng)實(shí)測(cè)值與設(shè)計(jì)值對(duì)比Table 3 Comparison of designed and field parameters

通過試驗(yàn)表明：下套管順利，下套管漂浮減阻器的各部件都靈活好用，各項(xiàng)技術(shù)指標(biāo)達(dá)到設(shè)計(jì)要求。

4 結(jié) 論

1) 固井施工結(jié)束后XPJQ系列下套管漂浮減阻器的內(nèi)徑與套管一致，能滿足后期壓裂和其他完井作業(yè)的要求，且內(nèi)心附件與套管間隙大，在內(nèi)心下移時(shí)能避免卡內(nèi)心事故發(fā)生，增加工具的可靠性。同時(shí)內(nèi)心采用滑塊承壓，承壓能力強(qiáng)，滿足了當(dāng)前實(shí)施分段壓裂水平井固井的要求。

2) XPJQ系列下套管漂浮減阻器能有效解決大位移井、長(zhǎng)水平段井下套管摩阻大的問題，可在大位移井、長(zhǎng)水平段水平井中推廣應(yīng)用。

參考文獻(xiàn)
References

[1] 劉春全，史海濤，梅宇光，等.大位移井套管可下入深度預(yù)測(cè)[J].石油礦場(chǎng)機(jī)械，2008,37(7)：53-56.

Liu Chunquan,Shi Haitao,Mei Yuguang,et al.Forecast depth for casing running in extended reach well[J].Oil Field Equipment,2008,37(7):53-56.

[2] Rae G，Williams H，Hamilton J.Selective flotation of casing from a floating vessel[R].SPE 88841,2004.

[3] 陳述，張文華，王雷，等.委內(nèi)瑞拉淺層高水垂比三維水平井下套管工藝[J].石油鉆探技術(shù)，2013,41(1)：56-60.

Chen Shu,Zhang Wenhua,Wang Lei,et al.Casing running technology for high horizontal-displacement to vertical-depth ratio 3D shallow layer horizontal well in Venezuela[J].Petroleum Drilling Techniques,2013,41(1):56-60.

[4] 雷齊松，李振，王海紅，等.快速下套管配套技術(shù)研究[J].化學(xué)工程與裝備，2012(7)：105-107.

Lei Qisong,Li Zhen,Wang Haihong,et al.Matching technology research of casing running[J].Chemical Engineering & Equipment,2012(7):105-107.

[5] 李維，李黔.大位移水平井下套管漂浮接箍安放位置優(yōu)化分析[J].石油鉆探技術(shù)，2009,37(3)：53-56.

Li Wei,Li Qian.Optimization of float collar position in extended reach wells[J].Petroleum Drilling Techniques,2009,37(3):53-56.

[6] 劉善禎.大位移水平井下套管受力分析及漂浮接箍設(shè)計(jì)[D].青島：中國(guó)石油大學(xué)(華東)機(jī)電工程學(xué)院，2007.

Liu Shanzhen.Casing running force analysis and float coupling design for extended reach well[D].Qingdao:China University of Petroleum(Huadong),College of Mechanical & Electronic Engineering,2007.

[7] 劉偉，陶謙，丁士東.頁巖氣水平井固井技術(shù)難點(diǎn)分析與對(duì)策[J].石油鉆采工藝，2012,34(3)：40-43.

Liu Wei,Tao Qian,Ding Shidong.Difficulties and countermeasures for cementing technology of salle gas horizontal well[J].Oil Drilling & Production Technology,2012,34(3):40-43.