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深井、复杂井的新型固井工具


深井、 深井、复杂井的新型固井工具
前 言 近几年,中国石油工业发展迅猛,石油钻井逐渐向广度、深度发展,中深井、 深井、超深井逐渐增多,定向井、丛式井、分枝井、大位移井逐年增加。不仅如此, 在寻找新的接替区块的同时,对老区块、薄油藏的挖潜也越来越普遍,使得钻井技 术和与之配套的工艺技术面临更多新的挑战和考验。就固井而言,除改善水泥浆性 能外,必须采用先进的适合的固井工艺

和配套的工具。 中国石化石油勘探开发研究院石油钻井研究所针对各地钻井的实际情况,有目的及 时地研制了一系列实用新型的固井工具。其中有代表性的新成果有以下几个方面: (1)13-3/8″×9-5/8″双锥双液缸超大负荷尾管悬挂器 (2)防 H2S 和 CO2 气体腐蚀的不锈钢尾管悬挂器 (3)解决重叠段密封问题的封隔尾管悬挂器 (4)解决重叠段密封问题的封隔回接插头 (5)分枝井完井配套尾管固井工具 上述工具已在中石化的西部新区、胜利油田陆地和海洋、塔河油田、南方勘探 开发公司的重点井中得到成功应用,解决了诸如 9-5/8″套管穿越巨厚膏盐层、高含 H2S、CO2 和分枝水平井钻井完井中的一系列技术难题,并取得了良好的效果。 双锥双液缸超大负荷尾管悬挂器 1 13-3/8″×9-5/8″双锥双液缸超大负荷尾管悬挂器 双锥双液缸超大 随着深井超深井钻井数量的增多和工艺的成熟,13-3/8″套管下深超过 1000m 已成为常见的事。为缩短建井周期,减少钻井成本,12-1/4″井眼一般在 3000~500 0m,在探井中为了节省费用,一般不将 9-5/8″套管从井口下到井底。这时就需要用 上 13-3/8″×9-5/8″尾管悬挂器了。以前的做法是在 13-3/8″套管入井时,预先在将 要挂 9-5/8″尾管的位置预置微台阶。 这种方法对付短的 9-5/8″套管还有一定的效果, 但是如果在 12-1/4″井眼钻井过程中遇上严重漏失,就必须下入 9-5/8″套管,如果 不想全井下入,而原先没有预置台阶的话,就必须使用专用的尾管悬挂器了;同样, 在深井钻井中,钻遇巨厚膏盐层,而膏盐层蠕动速度过快,时间不允许将全部套管 下入时,也必须采用先下尾管,再回接的方式来实现。 塔河油田的沙 105 井,该井是中石化新星公司西北分公司部署在塔河油田南部 石炭系盐体覆盖区的一口重点探井,它对寻找盐下油气资源具有重大意义。在钻井 过程中,12-1/4″裸眼长达 2400m,其间还要穿过 260m 的巨厚盐膏层,通过各方的 努力和配合,终于将井眼钻至了 5380m。此时,固井又面临着新的技术难题:封固

段长、 注水泥工作量大——全井下套管必须采用双级固井, 约需要水泥浆 200m3 多; 封固段上下温差大(分级箍放在 2700m,封固段上下的温差达到 60℃)。而最令人 头痛的是盐层蠕动速度太快,据测算,72h 内蠕动的盐层就可将 12-1/4″井眼全部封 死,如果全井下入 9-5/8″套管,有可能没等套管全部下完,盐层就将套管箍住了。 这时采用下尾管的方式可大大节省下管串作业时间,待尾管固井后,再将套管回接 到地面便可解决问题。 SSX-A 型 13-3/8″×95/8″(Ф339.7×Ф244.5)超大负荷液压尾管悬挂器(见图 1) 对解决塔河油田 巨厚盐膏层的 9-5/8″套管固井问题起到了至关重要的作用。该悬挂器采用双锥双液 缸结构,一是可以提高悬挂器的悬挂负荷,使其达到 240t;另外,上下两排 8 片卡 瓦分散了尾管重量在外层套管上的分布。研究和试验表明,悬挂器悬挂载荷越大, 对上层套管的挤压力也就越大,外层套管变形也就越大。在倒扣方面,则继续采用 倒扣螺母与送入工具之间方轴连接的完美的倒扣设计,倒扣时下压钻具 5~10t,倒 扣螺母便处于不受力状态,轻松正转,即可将反扣倒开。

为了满足 9-5/8″套管回接的需要,还专门配套了回接筒、回接插头和专用回接 铣鞋。这些附件都已在塔河油田盐下钻井中发挥了良好的作用,达到了设计要求。 SSX-A 型 13-3/8″×9-5/8″双锥双液缸尾管悬挂器的各项技术参数见表 1。

SSX-A 型 13-3/8″×9-5/8″超大负荷双锥双液缸尾管悬挂器先后在有关油田和 中国石油井下工具检测中心进行了地面试验和性能检测, 各项指标均达到设计要求。 尤其对不同拉伸吨位状态下的外层套管径向尺寸的变化进行了详细的实验研究(见 表 2、图 2),从中可以看出,当悬挂负荷小于 180t 时,外层套管径向变形为弹性 线形变形。当悬挂负荷达到 180t 时,外层套管径向变形开始转变为塑性变形,当负 荷增加时,塑性变形抗力增加,曲线出现负荷(材料应变)强化阶段,即负荷在一 定范围内增加时,外层套管径向变形基本不变,在该范围内的悬挂负荷对于悬挂器 和外层套管均是允许的,表明其满足悬挂要求。这一实验是在外层套管完全没有任 何支撑的情况下进行的,相当于 13-3/8″套管外没有注水泥。研究表明,套管外水 泥封固良好的情况下,套管可承受的悬挂负荷能提高约 15%。

通过这 5 口井的成功应用,尤其是继沙 105 井成功应用后,沙 106、沙 107 井又 连续成功应用两口井, 而且一次比一次挂得更长更重, 充分显示了 SSX-A 型 13-3/8″ ×9-5/8″超大负荷双锥双液缸尾管悬挂器的优良性能,为解决深井钻井尤其是盐下 钻井问题提供了可靠的技术保障。

2 防 H2S 和 CO2 气体腐蚀的不锈钢尾管悬挂器 在石油钻井过程中,若地层中含有一定量的 H2S 和 CO2 气体,在一定条件下, 将会对井内的套管或油管产生腐蚀,造成损坏或断裂,严重影响油气井的寿命。中 石化所属上游勘探区域中南方海相、西南分公司及江汉油田等地区存在着不同程度 的 H2S 和 CO2 气体。 为了减少这些地层有害气体对套管的侵蚀,必须使用特殊合金套管(特殊钢级 的)。虽然各个厂家防 H2S 和 CO2 的套管有不同的代号和商标名称,但其本质均是 采用了含有一定量的铬、钼、镍等元素的抗腐蚀合金钢。同样在含有 H2S 和 CO2 气体的井中挂尾管,所使用的尾管悬挂器及附件必须也是抗腐蚀合金钢。 在防 CO2 尾管悬挂器的开发过程中,通过与钢厂合作,开发了具有良好抗 CO2 气体腐蚀性能同时具有较好机械性能的抗腐蚀合金钢材 Cr13。研究结果表明,在 C O2 气体环境中,环境的温度和压力不是腐蚀的主要因素,起决定作用的是 CO2 气体 的浓度。Cr13 钢的抗腐蚀性能见图 2。由于该合金钢在材料成份、组织结构、机械 性能方面与常用的合金钢不大相同,在热处理和机加工方面也存在着较大差异,甚 至在丝扣的处理上都需要专门的技术才能保证工具的性能的完美实现。其机械性能 见表 4。

通过试验和研究, 研制了 SYX-AC 型 9-5/8″×7″防 CO2 气体液压尾管悬挂器, 确定了最佳热处理工艺和机加工工艺。在丝扣处理方面,采用了双金属涂镀的特殊 工艺,克服了耐腐蚀材料易粘扣的缺点,通过上扣、拉伸、卸扣的反复实验,检验 丝扣的防粘扣性能,尤其是倒扣螺母部分,更是不能掉以轻心,通过内部试验后, 我们将部件在 500t 拉伸试验机上进行性能检测,悬挂器整体拉伸 160t,丝毫无损, 倒扣仍灵活自如。 为了保证悬挂器各部件均有良好的防 CO2 气体性能,设计时将所有永远留在井 内的部件(除卡瓦和推杆)甚至包括液缸和活塞环都采用了耐腐蚀合金钢,这样做也 有利于保证各配合部件间的同比例张缩。SYX-AC 型尾管悬挂器除材质不同外,其 他性能与普通的 SYX-A 型悬挂器基本一致。 SYX-AC 型 9-5/8″×7″防 CO2 尾管悬挂器研制成功后,中海石油油田服务公 司已将其用于涠 12-1 区块整装油田的开发。SYX-AC 型 9-5/8″× 7″尾管悬挂器已在中石化南方勘探开发公司重点探井普光 1 井 7″尾管固井和尾管 回接作业中得到了成功使用,受到了施工单位的一致好评。 普光 1 井位于四川宣汉县,由中原钻井三公司负责施工。该井 9-5/8″技套下深 3400m,8-1/2″钻头钻深 5700m,钻进过程中井壁掉块严重,9-5/8″套鞋附近有“大 肚子”,同时还有部分井段缩径现象严重。该井最大井斜 34°,为了保证顺利下入 套管完成尾管固井作业,各方面都进行了充分的准备。经过精心组织和科学施工, 整个作业过程一切顺利,SYX-AC 型尾管悬挂器悬挂 7″(壁厚 12.65mm)尾管 2356

m,尾管重量 122.7t。紧接着完成尾管扫塞测试后,又利用 HC-AC 型回接插头顺利 实施了尾管回接作业。 3 解决尾管重叠段密封问题的新型工具 长期以来,尾管固井后,重叠段封固质量差或根本无水泥,导致地层内的油气 水窜入套管内,一直是困扰固井界的一个技术难题。为了解决这一难题,国内外的 专家们进行了长期的研究和实验,探索出了一系列经验和方法,总的来说方法有: 采用膨胀水泥体系;尾管顶部留水泥塞;重叠段下入封隔器;注水泥时水泥浆不返 到重叠段,然后向重叠段挤水泥。其中在重叠段下入封隔器是一种预防措施,不论 重叠段封固质量好坏,下入封隔器坐封后,可以阻止油气水上窜。 在中石化西北分公司塔河油田的探井和生产井中,几乎每口井都要进行尾管固井, 因此保证重叠段的封隔效果显得尤为重要,多年来石油钻井研究所一直致力于解决 这一技术问题,在水泥浆体系和固井工艺上进行了大量细致的研究和探索,取得了 一些可喜的进步。为了更进一步提高尾管重叠段的封隔效果,石油钻井研究所开发 了带封隔器的液压尾管悬挂器和带封隔器的回接插头。使用时可以单独使用封隔尾 管悬挂器,回接作业时,如有必要,也可以再使用封隔回接插头。 封隔尾管悬挂器主要由送入工具、悬挂器总成、封隔器总成几大部分及胶塞、 球座等附件组成 。 它与以往普通液压液尾管悬挂器的最大区别就在于悬挂器上部的 加长回接筒串入了几组重力式封隔胶筒(图 3)。另外,送入工具上增加了座封机构。

该工具的作用原理是尾管的入井、投球坐挂、倒扣、注水泥都与普通液压尾管 悬挂器一样,区别就是替浆碰压后,上提送入工具时,先将钻具上提至自由悬重, 然后再上提 2.0m (均在钻杆上做好标记), 使送入工具上的坐封机构伸出, 当下放钻 具时,坐封机构坐在回接筒端面上,当下压吨位达到 30t 时,封隔器坐封剪钉剪断, 胶筒在压力作用下变形,挤在回接筒和外层套管之间,实现永久密封。同时封隔器 的卡瓦也发生作用,锲在封隔器锥体和外层套管之间,胶筒不再退回,这时就可提 出送入工具,冲出多余的水泥浆进行循环。 封隔回接插头的封隔器的坐封原理同封隔尾管悬挂器是一样的,也是在普通回 接插头中设计了一套重力坐封封隔器(图 4), 其组成部分主要是回接插头和重力式封

隔器,主要技术参数见表 5。当回接注水泥替浆碰压后,将回接插头插入回接筒中, 下压 20t 剪断坐封剪钉,在套管重量的推动下,卡瓦和锥套向下移动,挤压胶筒发 生变形,在回接插头(套管)和外层套管间形成永久封隔。

这两种带封隔器的尾管固井工具的共同特点都是使用重力式封隔器,其关键是胶筒 的质量和胶筒在环空中的变形的均匀性。 为了检查胶碗的变形情况,我们将封隔回接插头插入 9-5/8″套管内,完成坐封 动作后,进行密封性能试验,试压 25MPa,保压 30min。卸压后,将试验组合件在 铣床上剖开,我们发现胶筒的变形非常均匀,没有丝毫损坏(见图 5)。 目前,封隔回接插头已入井使用,均取得成功。有关数据见表 6。

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分枝井完井配套尾管固井工具 截止到 1999 年,世界上共钻成分枝井 6000 余口,大部分用于老井侧钻,以开

发因水锥等原因造成的死油区和最大程度利用射孔段上油层中的“阁楼油”。 截止 2002 年年底,我国国内已完成多分枝井 10 口,其中新疆双分枝井 1 口, 四川双分枝井 1 口,辽河三分枝井 1 口,双分枝井 2 口,西南局双分枝井 1 口,胜 利双分枝井 2 口,南海 2 口。虽然目前分枝井在中国的数量不多,但是随着这项技 术的不断发展,分枝井在地面地形条件复杂及低渗透油田开发中将会有更为广泛的 应用前景。胜利油田的桩 1-支平 1 井设计和施工过程中,石油钻井研究所与胜利钻 井院工具所一起对该井第一分枝尾管固井作业方案进行了专门的细致研究和探讨。 在设计中, 我们要解决的技术难题一是如何在第一分枝水平井里下入尾管完成坐挂、 注水泥作业,再就是在悬挂器上设置第二分枝井斜向器的定向回接系统(见图 6)。 由于液压式尾管悬器需要投球憋压完成坐动作,球座一般置于尾管串的底部, 铜球在水平段无法自己前行,而且泵送也基本不可能使铜球到达球座实现密封,因 此,我们在尾管悬挂器下部安装了专门设计的送球装置。

送球装置主要由送球器本体、锁紧座、孔板三大部分组成(见图 7)。其中送球器 本体结构较复杂,它主要是由挡球器、送球胶塞及剪切套等组成,下尾管时,将送 球器本体接在悬挂器下面,紧靠大胶塞,将锁紧座接在预定的阻位,而将孔板置于 锁紧座和浮箍之间的套管接箍中。


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