葉周明，劉小剛，馬英文，陶 林，崔治軍，和鵬飛(.中海石油(中國)有限公司 天津分公司，天津 30045；.中海油能源發(fā)展工程技術(shù)分公司，天津 30045)

尾管懸掛器在三維定向井中的應(yīng)用分析

葉周明1，劉小剛1，馬英文1，陶 林1，崔治軍1，和鵬飛2
(1.中海石油(中國)有限公司 天津分公司，天津 300452；2.中海油能源發(fā)展工程技術(shù)分公司，天津 300452)

在?215.9 mm井眼中下入?177.8 mm尾管是渤海油田常用的井身結(jié)構(gòu)之一，不但節(jié)約鉆井材料及成本，而且上部井眼的?244.475 mm套管有利于修井、增產(chǎn)等作業(yè)的實施。但是，在復(fù)雜井眼軌跡的三維定向井中，由于坐掛過程中的摩阻大、尾管懸掛器居中效果差等因素，對尾管懸掛器坐掛產(chǎn)生較大的影響。以渤中油田某A13井為例，進行坐掛過程的問題分析，根據(jù)井眼軌跡、尾管懸掛器的結(jié)構(gòu)等影響因素，優(yōu)化作業(yè)程序，有效地將坐掛力傳遞至尾管懸掛器，順利完成了該井尾管懸掛器坐掛作業(yè)，避免了起出尾管懸掛器等復(fù)雜的處理措施。為同類型井的尾管懸掛器坐掛作業(yè)提供借鑒。

渤海油田；尾管懸掛器；三維定向井；坐掛

尾管懸掛器坐掛于上層套管并固井是目前廣泛應(yīng)用的鉆井技術(shù)之一，具有節(jié)約套管成本、降低鉆機負荷、減少環(huán)空摩阻以及簡化井身結(jié)構(gòu)的作用[1]，已在渤海油田成功應(yīng)用千余口井。目前，渤海油田正處于綜合調(diào)整深入開發(fā)的階段，部分油田由于井間加密或者平臺建造位置受航道等因素影響，導(dǎo)致定向井井眼軌跡極其復(fù)雜，這給尾管懸掛器坐掛和固井作業(yè)增加了較大的風(fēng)險[2-3]。特別是在尾管懸掛器坐掛操作過程中，由于摩擦阻力大、尾管串重力不足，造成無法判斷井下管柱真實伸縮量和傳遞至尾管掛頂部的真實坐掛力，導(dǎo)致尾管懸掛器固井失敗。因此，需要起出尾管串和尾管懸掛器、或?qū)ξ补艿撞可淇讛D水泥固井，并進行回接尾管，甚至回填側(cè)鉆[4-5]。渤中某A13井是一口典型的三維定向井，其井眼軌跡復(fù)雜、井深近3 800 m，井眼摩擦阻力較大，在尾管懸掛器坐掛過程中多次出現(xiàn)懸掛器卡瓦片滑脫而無法坐掛于上層套管?，F(xiàn)場工程師根據(jù)尾管懸掛器的結(jié)構(gòu)特點，有針對性地進行原因分析和操作上的優(yōu)化，成功坐掛，并對復(fù)雜軌跡的三維定向井優(yōu)選尾管懸掛器提出了建議。

1 渤中某A13井概況

A13井采用渤海油田常規(guī)井身結(jié)構(gòu)：?609.6 mm隔水導(dǎo)管(錘入)入泥深度40 m左右；?444.5 mm鉆頭鉆至412 m，?339.7 mm套管下深410 m；?311.2 mm鉆頭鉆至3 051 m，?244.5 mm套管下深3 046 m；?215.9 mm鉆頭鉆至3 768 m，?177.8 mm尾管下深3 763 m。

該井是一口三維定向井(如圖1)，共有2個靶點，且有2次造斜段，第1次造斜點在140 m，全力增斜至901 m處(井斜51°，方位185°)，穩(wěn)斜鉆進至2 084 m；第2次造斜是降斜降方位鉆進至3 051 m(井斜30°，方位37°)，從井眼軌跡圖上看，就是通常所說的“板凳”型井[6](S型井)。

圖1 A13井眼軌跡投影

2 尾管懸掛器

尾管懸掛器主要由回接筒、懸掛器本體總成、封隔器總成、密封總成、送入工具等件組成[7]，如圖2。其中，回接筒是為后續(xù)回接套管至井口而設(shè)計；懸掛器本體總成由錐體、液缸、活塞、卡瓦(3片)等件組成，其主要作用是懸掛在上層套管內(nèi)壁；封隔器總成由本體、膠筒、鎖緊機構(gòu)等件組成，其主要作用為固井結(jié)束后，封隔尾管與上層套管環(huán)空、并鎖緊；密封總成由密封外殼和密封芯子組成，其主要密封送入工具與懸掛器之間的環(huán)空，防止在循環(huán)和替水泥期間，從懸掛器內(nèi)部流通；送入工具由防砂罩、提升短節(jié)、倒扣總成及中心管組成，主要是連接懸掛器和鉆桿，將尾管懸掛器送入設(shè)計深度和固井后，該工具與尾管懸掛器脫手、起出井口，進行重復(fù)使用。

圖2 尾管懸掛器結(jié)構(gòu)

3 尾管懸掛器的使用方法

1) 將尾管串組合下至設(shè)計的井底深度后，小排量循環(huán)通暢。然后投球，開泵、送球到球座位置。

2) 當(dāng)球到達球座后，切斷了鉆井液進入環(huán)空的循環(huán)通道，與尾管懸掛器內(nèi)部密封總成、鉆桿和球座之間形成了一個密閉的系統(tǒng)。

3) 在形成的密閉空間里，隨著泵入的鉆井液量的增加，泵壓迅速升高。當(dāng)懸掛器本體內(nèi)的液缸銷釘受到的剪切力達到銷釘理論剪切值時，液缸銷釘被剪切斷，活塞上行將坐掛卡瓦片推出內(nèi)嵌槽，與套管內(nèi)壁接觸咬合，實施坐掛。

4) 下放鉆具(事先留足方余)，驗證是否坐掛成功。當(dāng)看到大鉤懸重下降到等于送入鉆具的總重力時(游車+鉆桿+送入工具總成的質(zhì)量)，則坐掛成功。

5) 坐掛成功以后，繼續(xù)開泵，當(dāng)壓力達到設(shè)定的理論泵壓時，剪切球座，循環(huán)系統(tǒng)重新建立起來[8-9]。

4 尾管懸掛作業(yè)

4.1 基本數(shù)據(jù)

尾管串組合：浮鞋(0.38 m)+尾管1根(11.75 m)+浮箍(0.48 m)+尾管1根(11.75 m)+碰壓短節(jié)(內(nèi)有球座，0.56 m)+尾管70根(823.63 m)+液壓式尾管懸掛器(9.17 m)+?127 mm鉆桿，尾管串長度857.73 m(29#，L-80/1Cr)，浮重303.8 kN；坐掛點深度2 921.83 m；?127 mm送入鉆桿長度2 934.18 m，浮重1 176 kN(含摩阻)；懸掛器坐掛壓力為12 MPa。送尾管串至設(shè)計深度后，尾管內(nèi)灌滿鉆井液，測上提鉤載1 960 kN(含摩阻)，循環(huán)至振動篩處無巖屑返出，同時進行錄井測量，在總氣量<1%時停止循環(huán)。

4.2 方余的確定[10-11]

在尾管懸掛器坐掛時，鉆桿回縮距為

(1)

式中：Δl為鉆桿回縮距，m；K為接頭影響系數(shù)，一般取K=0.85～0.95；L為送入鉆具長度，m；E為鋼材彈性模量，2.059×105MPa；F為送入鉆具截面積，cm2；W為送入鉆具承受拉伸載荷，N。

W=W1+W2

(2)

式中：W1為尾管浮重，N；W2為投球憋壓時鉆具附加載荷，N。

(3)

(4)

式中：Δl′為坐掛后下壓時鉆桿回縮距，m；p為投球坐掛時所憋壓力，MPa；D為送入鉆具內(nèi)徑，cm；W′為下壓重力，N；l1為吊卡高度，m；l2為鉆桿(方鉆桿)母接頭長度，m。

將第4.1節(jié)的基本數(shù)據(jù)代入式(1)～(4)，計算A13井方余為3.37 m，回縮距為2.15 m。

4.3 坐掛作業(yè)

1) 循環(huán)2個環(huán)空(尾管懸掛器坐掛壓力為12 MPa，確保循環(huán)壓力低于懸掛器坐掛壓力的85%，即10.25 MPa)，觀察循環(huán)期間泵壓和返出鉆井液中基本不含有鉆井巖屑。

2) 循環(huán)結(jié)束后，卸頂驅(qū)，投s?50.4 mm鋁球，3 min后投樹脂球。接頂驅(qū)，上提管柱至標記位置(微調(diào)方余誤差)，開泥漿泵，送球至球座位置(控制排量不超過0.6 m3/min，密切注意觀察泵壓表，當(dāng)泵壓突然上升時，停泵)。

3) 坐掛球到位后，開泵至泵壓14 MPa(卡瓦活塞銷定剪切壓力11 MPa)，上提懸重至1 470 kN(鉆桿浮重1 176 kN +294 kN，保證尾管懸掛器受拉伸狀態(tài))，穩(wěn)時5 min，開始下放，下放至911.4 kN時，懸重突增至1 009.4 kN。從懸重變化顯示懸掛器卡瓦活塞銷未剪切，卡瓦活塞液缸未上移，坐掛卡瓦未推出。

4) 緩慢泄壓后，再次上提至懸重1 568 kN，再次加壓16 MPa，穩(wěn)定8 min，再次下放891.8 kN時，懸重再次突增至1 009.4 kN，繼續(xù)下放至懸重833 kN，無方余。

5) 緩慢泄壓、卸開頂驅(qū)，接1.5 m短鉆桿，再次嘗試坐掛，上提懸重至1 911 kN，再次加壓至19.3 MPa，穩(wěn)壓8 min，下放懸重至764.4 kN時，懸重突增至1 019.2 kN，繼續(xù)下壓至891.8 kN時，無方余。

通過以上坐掛操作后，懸掛器無法正常坐掛。

4.4 坐掛失敗原因分析

1) 二開?311.2 mm井眼軌跡較復(fù)雜，以至于?244.5 mm套管內(nèi)摩阻較大，傳遞至懸掛器頂部的坐掛力以及鉆具伸縮量計算不準確。

2) 尾管懸掛器在坐掛點居中效果不好，導(dǎo)致坐掛卡瓦片不能充分與?244.5 mm套管內(nèi)壁接觸坐掛，產(chǎn)生打滑等現(xiàn)象。從坐掛過程中的懸重變化曲線(如圖3)看出，當(dāng)下壓至911.4 kN時，懸重是緩慢降低，可能正好克服了整個鉆桿在套管內(nèi)下行時的啟動摩擦阻力。隨后懸重瞬間增大1 009.4 kN，相當(dāng)于鉆具由靜止轉(zhuǎn)為動的狀態(tài)時浮重是1 009.4 kN，則坐掛卡瓦片未咬住套管內(nèi)壁。

3) 內(nèi)嵌式卡瓦結(jié)構(gòu)設(shè)計，影響尾管懸掛器，坐掛卡瓦片未完全被活塞液缸推出內(nèi)嵌槽。

圖3 坐掛過程中的懸重測試曲線

4.5 解決方法

針對坐掛失敗的原因，根據(jù)浮鞋側(cè)面帶有循環(huán)孔的結(jié)構(gòu)特點，先剪切球座，建立尾管串內(nèi)部循環(huán)，并嘗試繼續(xù)下壓和大幅度活動尾管串，直至尾管坐底，以此克服摩擦阻力，將下壓力快速傳遞至懸掛器頂部。另外，改善懸掛器的居中效果，使內(nèi)嵌式卡瓦片完全被推出，咬住?244.5 mm套管內(nèi)壁。操作如下：

1) 卸開頂驅(qū)，接3.0 m短鉆桿，上提懸重至1 568 kN，加壓至22 MPa，直接加壓剪切球座，建立循環(huán)，井內(nèi)鉆具和尾管串振動，同時觀察指重表有懸重變化顯示。

2) 緩慢提高排量至1 000 L/min(泵壓5.95 MPa)，循環(huán)，并在許可懸重范圍內(nèi)(井內(nèi)鉆桿最大抗拉2 870 kN，尾管懸掛器最大抗拉2 646 kN，取二者最小值)活動上提、下壓3次井內(nèi)鉆具，確保井筒無堵塞和憋壓現(xiàn)象。

3) 降低排量至300 L/min(泵壓2.55 MPa)，嘗試探底，緩慢下放至懸重695.8 kN時(在原預(yù)留3.37 m的方余基礎(chǔ)上，鉆桿下行方入5.4 m)，鉆具無明顯下移(方余2.47 m)，繼續(xù)下壓至懸重343 kN，靜止5 min，鉆具無明顯下移，泵壓無變化，判斷坐掛成功(對比原預(yù)留3.37 m的鉆桿方余和2.15 m回縮距，鉆具回縮距為5.4 m)。

4) 上提鉤載懸重98 kN，設(shè)置頂驅(qū)轉(zhuǎn)矩11.5 kN·m，先后緩慢旋轉(zhuǎn)鉆具2圈和7圈，觀察轉(zhuǎn)矩、懸重變化，釋放轉(zhuǎn)矩后，緩慢上提鉆具穩(wěn)定在1 038.3 kN，并下壓、上提，確認已坐掛、送入工具丟手。

通過上面的操作分析，加壓剪切球座，井下鉆具和尾管串振動，以及多次上提、下壓活動尾管串，致使尾管串得到較好的居中、活塞將坐掛卡瓦完全推出，尾管懸掛器卡瓦出槽并咬住?244.5 mm套管內(nèi)壁，坐掛成功。

5 結(jié)論

1) A13井屬于三維定向井，軌跡較復(fù)雜，摩擦阻力較大，使尾管懸掛器坐掛、鉆具稱重存在誤差，導(dǎo)致計算尾管懸掛器坐掛作業(yè)中鉆具伸縮量的誤差較大(坐掛過程鉆具的實際回縮距為5.14 m、理論計算回縮距為2.15 m)。

2) 在軌跡復(fù)雜的三維定向井中，坐掛尾管懸掛器時，預(yù)留足固井口袋及鉆桿方余，充分活動尾管串，將下壓力傳遞至尾管懸掛器頂部。在尾管懸掛器坐掛困難時，可先建立循環(huán)，再次增加循環(huán)時間和活動尾管串，并使尾管懸掛器居中。

3) 針對A13井坐掛困難，建議在復(fù)雜軌跡的三維定向井中優(yōu)選裸露式卡瓦尾管懸掛器、增加坐掛卡瓦個數(shù)，增加與?244.5 mm套管內(nèi)壁接觸面和坐掛幾率。

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Application of Liner Hanger Sit-hanging in Three-dimensional Directional Well

YE Zhouming1，LIU Xiaogang1，MA Yingwen1，TAO Lin1，CUI Zhijun1，HE Pengfei2
(1.TianjinBranchCNOOCCo.，Ltd.，Tianjin300452，China；2.CNOOCEnerTech-Drilling&ProductionCo.，Tianjin300452，China)

The ?177.8 mm liner into the ?215.9 mm wellhore is one of the common well structure in Bohai oilfield，not only saving drilling material costs，facilitate the Implementation of workover，stimulation and other operations into the upper ?244.475 mm casing，but in a complex three-dimensional directional well，the large friction，poor centering effect factors of liner hanger and other facts seriously affect the liner hanger smooth ride hanging job.The liner hanger sitting problems in A13 well of Bohai Oilfield，and according to the well trajectory，the impact liner hanger structure and other factors are analyzed and summarized in this paper，to optimize operating procedures，which diverted the sit-hanging force to the liner hanger，and the liner hanger sit and hanged successfully，avoiding the complicated processing steps of taking off the liner hanger，etc.It provides the most directly learn and experience for the follow same type of well to sit and hang liner hanger.

Bohai Oilfield；liner hanger；three-dimensional directional well；sit hanging

2016-11-15

葉周明(1984-)，男，工程師，2007年畢業(yè)于長江大學(xué)石油工程專業(yè)，主要從事海洋石油鉆完井技術(shù)監(jiān)督工作，E-mail：yezhm2@cnooc.com.cn。

1001-3482(2017)03-0076-04

TE925.207

B

10.3969/j.issn.1001-3482.2017.03.017