大斜度井旋轉尾管下入關鍵技術

阮臣良， 王小勇， 張　瑞， 馬蘭榮

(1.中國石化石油工程技術研究院，北京 100101；2.中海石油(中國)有限公司湛江分公司工程技術作業(yè)中心，廣東湛江 524057)

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大斜度井旋轉尾管下入關鍵技術

阮臣良1， 王小勇2， 張瑞1， 馬蘭榮1

(1.中國石化石油工程技術研究院，北京 100101；2.中海石油(中國)有限公司湛江分公司工程技術作業(yè)中心，廣東湛江 524057)

針對大斜度井中尾管下入遇阻和不易下到位的問題，從降低管串旋轉摩阻、提高管串抗扭能力和通過性等方面入手，研制了內嵌式卡瓦、高抗扭液壓丟手、提高螺紋抗扭能力的止動環(huán)、低摩阻的樹脂穩(wěn)定器和高通過性的偏心引鞋等關鍵工具，并研究了最大安全扭矩設定方法、扭矩預測方法和旋轉下入操作等現(xiàn)場應用關鍵技術措施，最終形成了適用于大斜度井的旋轉尾管下入技術。室內分析表明，液壓丟手抗扭能力可達45 kN·m，止動環(huán)能使API螺紋抗扭能力提高1倍以上，低摩阻穩(wěn)定器的動摩擦系數(shù)降至0.17。大斜度井旋轉尾管下入技術在南海WZ6-12油田5口大斜度井進行了應用，順利將最長1 290 m的φ177.8 mm尾管下入到位，最大井斜角達68.4°。研究結果表明，旋轉尾管下入技術對解決大斜度井中尾管下入困難的問題具有顯著效果。

旋轉尾管；大斜度井；尾管固井；尾管懸掛器；下套管；WZ6-12油田；南海

隨著鉆井技術的不斷進步及油氣勘探開發(fā)的需要，大斜度井、水平井數(shù)量不斷增多[1-4],但部分大斜度井或水平井存在井眼鍵槽及臺階、井眼軌跡復雜等井況[5]，導致尾管下入時容易出現(xiàn)遇阻或下不到位的問題，一般只能采用小排量循環(huán)、上提下放的方式來處理，但效果不夠理想，而且在一些復雜井況下上提下放操作還可能導致尾管中途卡死。如潿洲6-12油田A3S1井在第一次下尾管作業(yè)時就因中途遇阻而失敗；川西地區(qū)的江沙33-1井、江沙307-2井等水平井在下尾管時均因遇阻后長時間反復上提下放而卡死，尾管未能成功下至設計井深。國內外的應用實踐表明，旋轉尾管下入技術能有效解決尾管下入遇阻或下不到位的問題。國外的旋轉尾管技術已經(jīng)比較成熟，現(xiàn)場應用也很廣泛[6-8]。國內旋轉尾管技術經(jīng)過近十年來的發(fā)展，各項關鍵技術不斷完善，其中中國石化石油工程技術研究院針對大斜度井尾管下入易遇阻、旋轉阻力大的難點，在旋轉尾管固井工具、施工工藝等方面開展了大量研究工作，從降低管串旋轉阻力、增大管串抗扭能力兩方面入手，較好地解決了旋轉尾管下入技術在大斜度井中應用的技術瓶頸。截至目前，研制的旋轉尾管固井工具已經(jīng)進行了20余井次的現(xiàn)場應用，旋轉尾管最長達1 600 m，最大井深達6 900 m，最高井溫超過150 ℃，最大井斜角93°，主要性能指標有了較大提高[9-12]，基本解決了大斜度井尾管下入遇阻或下不到位的問題。

1　關鍵工具的研制

旋轉尾管下入技術是在尾管下入過程中利用頂驅等設備驅動整個管串旋轉，達到減小下入摩阻并通過遇阻點的目的。相對于直井，大斜度井旋轉尾管下入有其特殊性，主要表現(xiàn)為以下幾點：1)大井斜使尾管作用在井壁上的力增大，導致旋轉扭矩偏大，因而要求整個管串的抗扭能力更強，并盡可能降低尾管與井壁間的摩阻；2)大井斜導致巖屑更難返出，易在井壁下部堆積，工具下入期間長時間旋轉時易被巖屑損壞，對工具的可靠性要求更高；3)大井斜容易造成臺階遇阻，對整個管串通過性要求高。因此，大斜度井旋轉尾管下入工具需要具備高可靠性、高抗扭、低摩阻和通過性好等要求。為此，研制出了高可靠性的內嵌式卡瓦坐掛機構、高抗扭的旋轉液壓丟手工具、可提高常規(guī)套管抗扭能力的止動環(huán)、低摩阻的樹脂穩(wěn)定器和可提高管串通過性能的偏心擴眼引鞋等關鍵工具。

1.1內嵌式卡瓦

常規(guī)的尾管懸掛器采用外露式的“巴掌”狀卡瓦，卡瓦與懸掛器間采用鋼片連接，在旋轉過程中可能出現(xiàn)卡瓦脫落、變形等現(xiàn)象，在復雜井眼中旋轉存在較大風險。因此，研制了內嵌式卡瓦(見圖1)，具有無推桿、剛性好、連接可靠性高的優(yōu)點[13-14]。同時，在懸掛器坐掛前，卡瓦始終隱藏于錐套內，外徑低于錐套2～4 mm，不與套管壁接觸，如遇阻可安全上提下放或旋轉管串，提高了該工具在大斜度井中應用的可靠性。

圖1　傳統(tǒng)卡瓦與內嵌式卡瓦基本結構對比Fig.1　The basic structures of traditional and recessed slips

1.2高抗扭液壓丟手

旋轉丟手工具是旋轉下入工具的關鍵部件，其功能是連接上部鉆具和尾管串，承受軸向載荷和傳遞扭矩。筆者研制的高抗扭液壓丟手工具與尾管懸掛器間不再使用傳統(tǒng)的螺紋連接，而是采用了卡塊式承載連接，并利用外殼和扭矩套上相互嚙合的齒牙實現(xiàn)扭矩傳遞(見圖2)。為提高其整體抗扭能力，以滿足大斜度井中旋轉管串的需求，重點進行了2點改進：1)關鍵部件材質強化處理，使其達到Q125鋼級；2)通過對扭矩傳遞機構的有限元分析，優(yōu)化了扭矩齒的高度、寬度和倒角半徑等關鍵結構的尺寸。優(yōu)化后的φ177.8 mm液壓丟手的抗扭能力計算值達到41 kN·m，較優(yōu)化前提高了約30%。室內測試扭矩達到45 kN·m時未發(fā)生破壞性損壞，該值接近φ127.0 mm鉆桿的抗扭能力。

圖2　高抗扭液壓丟手工具扭矩傳遞示意Fig.2　Torque transmission diagram of the high torsional hydraulic releasing tool

1.3止動環(huán)

一般情況下，整個旋轉管串中尾管螺紋的抗扭能力最弱。因螺紋形式不同，套管螺紋的最大連接扭矩也相差較大，同規(guī)格情況下常規(guī)API螺紋的連接扭矩是VAM、TP等特殊扣的一半左右。連接扭矩過大導致API螺紋失效的主要原因是母扣管體脹大而出現(xiàn)滑扣，為此，筆者設計了可提高API螺紋抗扭能力的止動環(huán)(見圖3)，該止動環(huán)安裝在套管接箍兩端公扣間隙處，當螺紋連接達到規(guī)定扭矩后接箍兩端公扣與止動環(huán)接觸，止動環(huán)起到氣密封螺紋止動臺階的作用，可阻止螺紋進一步旋入，防止接箍脹大導致的螺紋滑脫。地面試驗證明，設置合適的止動環(huán)，API螺紋的抗扭能力能夠達到同規(guī)格氣密封螺紋的抗扭能力。以安裝止動環(huán)的φ177.8 mm長圓扣套管為例，其抗扭能力可達到26 kN·m，較螺紋最大緊扣扭矩提高近1倍，反復拆卸10次，螺紋外觀沒有明顯磨損。

圖3　止動環(huán)基本結構Fig.3　Basic structure of the snap ring

1.4低摩阻穩(wěn)定器

鋁、鋼等金屬材質剛性穩(wěn)定器在裸眼內的摩擦阻力大，在長尾管旋轉下入作業(yè)中將大幅增大旋轉扭矩。為此，研制開發(fā)了一種具有高強度、低摩阻、耐高溫、低磨損特點的新材料穩(wěn)定器。該穩(wěn)定器選用玻璃纖維增強尼龍樹脂，不但具有較高的強度(抗拉強度可達238 MPa，抗壓強度可達166 MPa)，而且動摩擦系數(shù)僅為0.17，只是一般耐磨合金的1/3，且每千米的阿克隆磨耗只有0.02 g，能夠有效地保證管柱在深井、大位移井中的穩(wěn)定效果。同時，該穩(wěn)定器還具有良好的耐高溫性能，其熱變形溫度達到了255 ℃。該樹脂材料在室溫及200，230和240 ℃下的邵氏硬度分別為97.6,96.8,94.6和93.8，可見，該樹脂材料的邵氏硬度隨溫度的升高變化不大，在200 ℃以上硬度仍然很高。室溫和150 ℃溫度下的承載能力測試結果表明，單個φ139.7 mm×φ215.9 mm螺旋樹脂穩(wěn)定器可承受至少130 kN的徑向載荷，且不發(fā)生物理損壞或變形。該樹脂穩(wěn)定器現(xiàn)場應用最高溫度達180 ℃，累計應用數(shù)量超過5 000只，應用效果較好。

1.5偏心擴眼引鞋

井眼臺階或縮徑是導致大斜度井尾管難以順利下至設計井深的主要原因之一。為解決這一問題，旋轉尾管下入工具管串采用特殊的偏心擴眼引鞋代替?zhèn)鹘y(tǒng)的引鞋(見圖4)。該引鞋本體外側帶有旋流狀側肋，側肋上鑲嵌有硬質合金塊，當旋轉時具有擴眼功能。當通過縮徑井段時，可以旋轉管串利用擴眼引鞋的側肋邊擴眼邊下入。當遇到臺階時，該引鞋的帽頭為偏心設計，旋轉管柱調整偏心導向頭位置幫助越過臺階，并可用側肋修整。該偏心擴眼引鞋在川西地區(qū)配合旋轉丟手工具成功應用4口井，效果較好。

圖4　偏心擴眼引鞋的基本結構Fig.4　Basic structure of the eccentric reaming guide shoe

2　旋轉尾管下入工藝

旋轉尾管下入工藝是保證大斜度井尾管下入安全的另一個關鍵因素，在尾管下入前，要根據(jù)現(xiàn)場井況并結合工具的結構特點制定針對性的尾管下入工藝，包括尾管旋轉扭矩的預測、最大安全扭矩的設計、穩(wěn)定器安放位置設計、鉆井液性能調整及特殊情況下的應急預案等。其中，如何保證整個管串在大斜度井中安全旋轉的相關工藝最為關鍵。

2.1井眼準備

影響尾管下入的主要因素有壓差卡鉆、狗腿度大、臺階、鍵槽、縮徑等，采用旋轉尾管下入技術有助于解決上述問題，但井眼準備時也要區(qū)別對待：1)易發(fā)生壓差卡鉆的井，重點調整鉆井液性能，在易卡點以下適當增加穩(wěn)定器數(shù)量作為輔助措施；2)狗腿度大的井，應嚴格模擬套管剛度進行雙穩(wěn)定器通井，至少保證通井管串低轉速旋轉時能順利通過；3)存在臺階或縮徑的井，要在臺階處或縮徑段反復劃眼，至少保證通井管串低轉速旋轉時能順利通過，下尾管時應配合應用偏心擴眼引鞋；4)如井內存在鍵槽，應采用鍵槽破壞器反復通井，若效果仍較差，則在下尾管時增加穩(wěn)定器數(shù)量。

2.2最大安全扭矩設定

為保證旋轉尾管下入作業(yè)的安全，必須在施工作業(yè)前計算施工允許的最大安全扭矩。尾管下入管串自下而上由尾管串、尾管懸掛器、鉆桿串組成，旋轉時主要克服送入鉆具和尾管串轉動所產(chǎn)生的摩擦阻力扭矩，尾管懸掛器送入工具的抗扭能力與鉆桿相當，所以絕大多數(shù)管串的薄弱環(huán)節(jié)在尾管螺紋處。按此計算最大安全扭矩為上部送入鉆具實際旋轉扭矩與尾管許用扭矩之和。

尾管許用扭矩設定的保守做法是參考螺紋的最佳上扣扭矩，該方法安全系數(shù)高，可適用于裸眼段較短的大斜度井。如為長裸眼大斜度井，最大安全扭矩設定值過低時很難旋轉，可在施工前進行尾管螺紋抗扭測試，取得尾管螺紋抗扭能力的準確值。如美國菲利普斯石油公司為了將4 000 m的超長φ177.8 mm尾管下入到位而進行了扭矩測試，將一組FOX螺紋上扣扭矩提高至41 kN·m，高于廠家給出的參考扭矩21 kN·m約1倍，螺紋未發(fā)生損壞，確保了該井的順利施工。

2.3扭矩預測方法

管柱旋轉扭矩主要與井斜方位角、鉆井液性能、狗腿度、套管穩(wěn)定器、管柱軸向伸縮和管柱軸向力等因素有關，考慮以上因素的影響建立了包括摩擦系數(shù)、穩(wěn)定器與井壁接觸力、管柱與井壁接觸力和井下液體對扭矩影響的數(shù)學模型，再對通井扭矩進行計算和測試，反復修正摩擦系數(shù)，可將計算扭矩的誤差控制在10%以內。

計算結果表明，井眼軌跡、鉆井液性能和入井管串參數(shù)對扭矩影響大，而穩(wěn)定器安放位置、管串受壓彎曲等因素對扭矩的影響可忽略。對于一口井而言，因井眼軌跡和鉆井液性能相同，簡化后的扭矩計算模型只與入井管串參數(shù)相關，入井管串段重量越大、外徑越大，旋轉扭矩越大；反之亦然。對比鉆桿、加重鉆桿、鉆鋌和套管的段重和外徑可知，帶鉆鋌的鉆井管串旋轉扭矩略高于下尾管時的扭矩，純鉆具通井管串旋轉扭矩小于下尾管時的扭矩，工程上可取兩者中間值，誤差小于15%。

2.4旋轉下入操作

旋轉扭矩超過設定的最大安全扭矩是旋轉尾管現(xiàn)場施工失敗的主要原因之一。在遇阻點管柱軸向處于靜止狀態(tài)時旋轉，甚至在遇阻點管柱處于下壓狀態(tài)時旋轉，靜摩擦力及遇阻點的擠壓力均會產(chǎn)生較大的旋轉扭矩，可能超過最大安全扭矩而最終被迫放棄旋轉。圖5為管柱軸向處于靜止狀態(tài)時旋轉和邊下放邊旋轉2種情況下的受力分析情況(圖中，r為管柱橫截面半徑，m；ω為管柱旋轉的角速度，rad/s；v為管柱的下放速度,m/s；F0為管柱的滑動摩擦力,N;Fz為管柱滑動摩擦力的徑向分力,N;FN為管柱滑動摩擦力的軸向分力，N；θ為F0和Fz形成的夾角，(°))。

圖5　旋轉尾管時的受力分析Fig.5　Stress analysis during the rotation of the liner

從圖5可以看出：在管柱軸向靜止狀態(tài)時旋轉管柱，F(xiàn)0的方向為圓周的切向，而當邊下放邊旋轉管柱時，F(xiàn)0與圓周的切向形成一個夾角θ。其旋轉扭矩的計算公式分別為：

T0=rF0

(1)

Tv=rFz=rF0sinθ

(2)

式中：T0和Tv分別為軸向靜止狀態(tài)下旋轉管柱和邊下放邊旋轉管柱時的扭矩，N·m。

由于F0只與管柱作用在井壁上的壓力和摩擦系數(shù)相關，因此邊下放邊旋轉的旋轉扭矩Tv小于軸向靜止狀態(tài)下的旋轉扭矩T0。當下入遇阻時，先上提活動管串，然后邊下放邊旋轉，這樣可大幅降低旋轉扭矩，解阻效果更好。

多口井的現(xiàn)場應用表明，遇阻后先上提管串5～10 m，確認管串提活一段距離后再以0.35～0.45 m/s的速度下放，同時以10～15 r/min的轉速旋轉，既能很好地觀察和控制懸重和扭矩的變化，又能大幅度降低旋轉扭矩，解阻效果較好?，F(xiàn)場施工中按照上述步驟進行操作，旋轉扭矩較靜止狀態(tài)直接旋轉的扭矩可降低35%以上。

3　現(xiàn)場應用

截至目前，大斜度井旋轉尾管下入關鍵技術已在10口井進行了推廣應用，其中6口井取得了顯著效果，4口井未能成功旋轉解阻。旋轉失敗的4口井均無頂驅，其中2口井因使用轉盤驅動方鉆桿來帶動管串旋轉的可操作性差而發(fā)生壓差卡鉆，2口井遇阻后因扭矩大放棄旋轉。應用成功的6口井中，5口井位于WZ6-12油田，均帶有頂驅。應用區(qū)塊主力油層為潿二段、潿三段和流沙港組，具有分布較分散，水、油層交錯，富含CO2氣體等特點。為提高單井的開發(fā)效率，采用大斜度井穿過多個目的層，造成井眼軌跡較為復雜，并且泥巖段吸水膨脹、掉塊嚴重，導致φ177.8 mm尾管下入難度大。5口井在應用大斜度井旋轉尾管下入關鍵技術后，尾管下入成功率100%，應用情況見表1。

表1　WZ6-12油田大斜度井旋轉尾管下入情況統(tǒng)計

以上5口井中，WZ6-12-A3S1井的尾管下入難度最大。該井是WZ6-12-A3井的側鉆井，自井深500 m處開始造斜，后又進行2次增斜、降斜，并反扭扭轉方位，因而造成井眼軌跡呈“S”形。該井完鉆井深3 428.00 m，最大井斜角68.4°，φ244.5 mm×φ177.8 mm尾管懸掛器處的井斜角為45°，φ177.8 mm尾管長度達1 289.70 m。該井復雜的井眼軌跡和長尾管均給尾管下入作業(yè)帶來了很大困難，前期施工采用常規(guī)尾管下入技術，2次尾管下入作業(yè)均失敗，最大下壓載荷達到600 kN(已減除用來克服摩阻的壓力)仍無法通過遇阻點。

該井除了反復增斜、降斜和扭方位造成井眼軌跡復雜以及井斜角大外，還存在以下施工難點：1)泥砂巖混層段多，井壁易坍塌掉塊；2)相對于該井的長尾管、復雜井眼軌跡而言，尾管的偏梯形螺紋抗扭能力低。為保證施工成功，應用了大斜度井旋轉尾管下入技術，并采取了以下技術措施：1)如通井期間遇阻，在該井段反復劃眼10次以上；2)增加穩(wěn)定器數(shù)量，特別在尾管鞋處加裝穩(wěn)定器使管串底端“抬頭”，以起到很好的導向作用；3)采用偏心擴眼引鞋，偏心頭用來輔助導向，螺旋側肋用于處理井壁掉塊及巖屑床；4)做好通井期間的扭矩測試，確保最大安全扭矩設定安全合理，為降低尾管下入時的旋轉扭矩，采用邊下邊轉的方式；5)通井結束后，裸眼內注黏度稍高的稠漿，防止井壁掉塊，但要求稠漿黏度不能過高，井底處頂通壓力要求低于7 MPa。

WZ6-12-A3S1井尾管下入過程中，尾管剛進入裸眼井段即出現(xiàn)遇阻，下壓150 kN無法通過，后以0.5 m3/min排量開泵循環(huán)，并以10 r/min的轉速、0.4 m/min的下放速度邊轉邊下放，尾管串在安全扭矩內旋轉，成功通過多個遇阻點。進入裸眼井段一半后基本每柱均采用邊下邊轉的方式，累計旋轉下入4 h后成功下至設計井深。處理遇阻時尾管懸掛器處最大下壓載荷350 kN，最大上提載荷達1 200 kN，最大安全扭矩設定為23 kN·m，現(xiàn)場施工時實際最大旋轉扭矩達21 kN·m。尾管懸掛器坐掛、丟手及固井作業(yè)順利，固井質量優(yōu)質。

4　結　論

1) 通過研制內嵌式卡瓦、高抗扭液壓丟手、止動環(huán)、低摩阻穩(wěn)定器和偏心擴眼引鞋等關鍵工具，并針對性地制定尾管下入工藝，包括尾管旋轉扭矩預測、最大安全扭矩設計、穩(wěn)定器安放位置設計、鉆井液性能調整及特殊情況下的應急預案等，形成了適用于大斜度井的旋轉尾管下入關鍵技術。

2) 大斜度井旋轉尾管下入關鍵技術在WZ6-12油田5口井進行了成功應用，克服了大斜度井旋轉扭矩大及潛在的井眼臺階、巖屑床等井下復雜情況，基本解決了大斜度井尾管下入遇阻或下不到位的問題。

3) 隨著大斜度井旋轉尾管下入關鍵技術的不斷成熟，可在超深井、大斜度井和大位移井等尾管下入困難的井進行推廣應用。

4) 因轉盤驅動方鉆桿帶動管串旋轉可操作性差，大斜度井旋轉尾管下入關鍵技術宜與頂驅設備配合，以達到預期效果。

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[編輯令文學]

Key Techniques of Rotating Liners Running in High Angle Wells

RUAN Chenliang1, WANG Xiaoyong2, ZHANG Rui1, MA Lanrong1

(1.SinopecResearchInstituteofPetroleumEngineering，Beijing，100101,China; 2.EngineeringandTechnologyOperationsCenter,ZhanjiangBranchofCNOOCLtd.,Zhanjiang,Guangdong，524057,China)

Rotating liner running in high angle wells is often dragged or not efficient. To reduce the rotational friction and to improve the torsional capacity and passing through ability of pipe strings, some key tools were developed, including recessed slips, a high torsional hydraulic releasing tool, a snap ring for improving the torsional capacity of threads, low friction resin stabilizer, and eccentric guide shoe with high pass-through capacity. In addition, some key techniques were developed in field applications, which include the maximum safe torque setting and torque prediction, and rotated running operation methods. Finally, the complete tool system and application techniques suitable for rotating liner running in high angle wells were formed. According to the results of laboratory analysis, the torsional capacity of hydraulic releasing tool reached 40 kN·m, the torsional capacity of API threads was doubled by using the snap ring, and the dynamic friction coefficient of low-friction stabilizer was reduced to 0.17. Those techniques were applied successfully in five high angle wells in the South China Sea WZ6-12 Oilfield, the φ177.8 mm liners (the longest one up to 1 290 m) were run into the correct position with the maximum inclination of 68.4°. The research results indicated that those techniques of running rotating liner were significant in solving the problems in running liner in high angle wells.

rotating liner; high angle well; liner cementing; liner hanger; running casing; WZ6-12 Oilfield; South China Sea

2015-11-24；改回日期：2016-04-11。

阮臣良(1982—)，男，山東威海人，2005年畢業(yè)于中國石油大學(華東)機械設計制造及其自動化專業(yè)，2013年獲中國石油大學(北京)石油與天然氣工程專業(yè)工程碩士學位，高級工程師，現(xiàn)主要從事石油井下工具的設計與研發(fā)工作。E-mail:rcl@shelfoil.com。

國家科技重大專項“高壓低滲油氣藏固井完井技術”(編號：2016ZX0521005)、中國石化科技攻關項目“φ178xφ127(φ114)mm雙防旋轉尾管懸掛器的研制”(編號：P14113)聯(lián)合資助。

doi:10.11911/syztjs.201604010

TE925+.2

A

1001-0890(2016)04-0052-06

?鉆井完井?