超高壓防氣竄尾管固井回接裝置關(guān)鍵技術(shù)

王建全， 劉國祥， 王 紅， 李建業(yè)， 李文生， 周小飛

(1.中國石化石油工程技術(shù)研究院德州石油鉆井研究所，山東德州 253005；2.中國石油川慶鉆探工程有限公司長慶鉆井總公司，陜西西安 710021；3.中國石化西南油氣分公司，四川成都 610041)

超高壓防氣竄尾管固井回接裝置關(guān)鍵技術(shù)

王建全1， 劉國祥1， 王 紅2， 李建業(yè)1， 李文生3， 周小飛3

(1.中國石化石油工程技術(shù)研究院德州石油鉆井研究所，山東德州 253005；2.中國石油川慶鉆探工程有限公司長慶鉆井總公司，陜西西安 710021；3.中國石化西南油氣分公司，四川成都 610041)

高壓油氣井尾管固井易發(fā)生環(huán)空氣竄，采用常規(guī)回接技術(shù)不能解決環(huán)空氣竄問題，為此，進(jìn)行了超高壓防氣竄尾管固井回接裝置關(guān)鍵技術(shù)研究。通過分析回接插頭密封組件、封隔器類型、封隔器防退及防提前脹封等關(guān)鍵設(shè)計技術(shù)，設(shè)計了一種回接插頭與封隔器一體、使用安全、密封能力達(dá)70 MPa的超高壓防氣竄尾管固井回接裝置。根據(jù)該回接裝置的結(jié)構(gòu)特點(diǎn)和現(xiàn)場施工關(guān)鍵環(huán)節(jié)，制定了合理的施工工藝和技術(shù)措施，提出了掃上水泥塞、磨銑回接筒、試插等易出問題關(guān)鍵環(huán)節(jié)的工藝要求，并給出了更精確的浮力變化計算方法。該回接裝置在四川地區(qū)8口高壓油氣井尾管固井回接或短回接進(jìn)行了應(yīng)用，均未發(fā)生氣竄。現(xiàn)場應(yīng)用結(jié)果表明，該回接裝置操作簡便、安全可靠、封隔效果好，能夠有效解決高壓油氣井尾管固井環(huán)空氣竄的難題。

高壓油氣井 尾管固井 氣竄 封隔器 回接插頭

高壓油氣井尾管固井時，由于地層流體高壓及地質(zhì)特性復(fù)雜，極易發(fā)生環(huán)空氣竄[1-6]。四川普光氣田的開發(fā)井均采用尾管固井后回接的固井方式，已有多口井因氣竄出現(xiàn)了不同程度的井口帶壓問題，給安全生產(chǎn)帶來極大風(fēng)險。為防止氣竄，國內(nèi)在水泥漿配方優(yōu)選及水泥外加劑方面進(jìn)行較多的研究[7-9]，解決了部分地區(qū)的氣竄問題，但仍有部分地區(qū)因氣層難以壓穩(wěn)等原因，氣竄沒有得到有效解決。氣竄一旦發(fā)生，常規(guī)回接固井工藝很難解決，使用封隔回接裝置是一種補(bǔ)救環(huán)空氣竄的有效手段，但常規(guī)封隔回接裝置因密封能力低，且存在封隔器提前脹封隱患，不能滿足高壓油氣井要求。因此，在水泥漿不能夠完全解決尾管固井氣竄的情況下，研制了一種新型超高壓防氣竄尾管固井回接裝置,并在四川地區(qū)8口高壓油氣井固井中進(jìn)行了應(yīng)用，有效解決了環(huán)空氣竄的技術(shù)難題。

1 結(jié)構(gòu)特點(diǎn)

1.1 結(jié)構(gòu)原理

超高壓防氣竄尾管固井回接裝置主要由新型封隔回接插頭、節(jié)流浮箍、銑鞋和固井膠塞組成,用于短回接時還要配丟手工具。新型封隔回接插頭采用頂部封隔器與回接插頭一體式結(jié)構(gòu)，頂部封隔器主要由防退卡瓦、錐套、封隔膠筒、卡簧、剪釘、鎖緊套和彈簧套等組成，回接插頭由上接頭、插頭本體、密封組件和插入導(dǎo)向頭等組成(見圖1)。

上接頭與插頭本體間為螺紋連接。防退卡瓦、錐套、封隔膠筒、鎖緊套和彈性套均套在插頭本體上，可相對于插頭本體滑動；密封組件固定在插頭本體上。固井替漿結(jié)束后，下放管串，插頭插入回接筒，插頭本體與回接筒通過密封組件形成密封；繼續(xù)下放管串，彈簧套與回接筒頂部接觸后停止移動，而插頭則繼續(xù)插入，彈簧套和鎖緊套的剪釘依次被剪斷后，其相對插頭本體一起上行擠壓封隔膠筒，使封隔膠筒徑向膨脹，封隔膠筒接觸到外層套管并壓實后實現(xiàn)密封，防止環(huán)空發(fā)生氣竄。擠壓力越大，密封效果越好。鎖緊套內(nèi)的卡簧只能單向移動，以阻止封隔膠筒脹封后的回退，保證永久密封。同時，擠壓力超過錐套剪釘剪斷力時，剪釘被剪斷，錐套上行，防退卡瓦張開，楔緊在外層套管與插頭本體之間,實現(xiàn)反向坐掛，將回接插頭錨定在外層套管上，防止水泥漿凝固前套管串發(fā)生上移[10-12]，并進(jìn)一步增強(qiáng)封隔器防退效果，提高密封能力。

1.2 技術(shù)參數(shù)

新型超高壓封隔回接插頭的主要技術(shù)參數(shù)見表1。

2 設(shè)計關(guān)鍵技術(shù)

1) 插頭密封組件及結(jié)構(gòu)形式的選擇?！癡”形密封圈的密封間隙大，密封效果好，但在插頭多次試插過程中易脫落;“O”形密封圈被金屬環(huán)固定，相對“V”形密封圈不易脫落，但密封能力低，密封間隙小;硫化矩形密封圈固定牢固，密封效果好，但密封間隙小。采用“V”形密封圈與“O”形密封圈或硫化矩形密封圈組合的密封形式，密封能力均能達(dá)到70 MPa，前者用于各種情況下的回接，后者主要用于尾管固井后的直接回接。密封組件至少3組，且各密封組件獨(dú)立固定，防止一組脫落后影響其他密封組件的密封效果。

2) 防封隔器提前脹封技術(shù)。常規(guī)剪釘在下入過程中，阻力超過剪釘剪斷力會直接導(dǎo)致封隔器提前脹封，而常規(guī)封隔回接裝置在遇到大量套管濾餅作用時收縮套自動收縮，也易發(fā)生提前脹封[11-13]。新型封隔回接插頭采用彈性套和鎖緊套的特殊結(jié)構(gòu)，使插頭在下入過程中外徑最大鎖緊套受到的阻力傳至插頭本體上，鎖緊套剪釘不受力，能有效防止封隔器下入過程中提前脹封的發(fā)生。

3) 封隔器結(jié)構(gòu)形式的選擇。三膠筒封隔器的密封間隙大、套管內(nèi)徑不規(guī)則范圍寬、易密封[14]，但密封能力低，且3個膠筒外徑不一致，在鉆井液密度高、濾餅或巖屑床多、井壁失穩(wěn)、沉砂多、循環(huán)排量大時易發(fā)生提前脹封，使用受到限制。金屬膨脹式封隔器密封能力高、使用安全，但適用的密封間隙小，密封效果受居中度、套管橢圓度和套管接箍等因素影響較大。單膠筒封隔器具有三膠筒封隔器的密封適應(yīng)性，且密封能力高(可達(dá)70 MPa)，外徑一致，在復(fù)雜情況下使用較安全。因此，優(yōu)先選用單膠筒封隔器。

4) 防凸機(jī)構(gòu)。在封隔膠筒上下設(shè)計有防凸機(jī)構(gòu)。坐封前，防凸機(jī)構(gòu)的外徑小于插頭最大外徑，保持最大過流通道；坐封時，防凸機(jī)構(gòu)的外徑變大，將封隔膠筒限制在上下防凸機(jī)構(gòu)中間，防止膠筒破裂。同時，防凸機(jī)構(gòu)對封隔膠筒有一定的牽制作用，防止排量過大時發(fā)生提前脹封。

5) 防退卡瓦。為彌補(bǔ)防退卡簧回退造成的密封能力降低，設(shè)計了防退卡瓦，大大提高了防退能力[15]。對于短回接不固井施工，防退卡瓦能夠?qū)⒒亟硬孱^錨定在外層套管上，確保丟手成功，并且能防止尾管環(huán)空壓力過大使插頭上移導(dǎo)致的密封失效。

6) 插入導(dǎo)向頭?！榜R蹄形”插入導(dǎo)向頭雖然不需要鉆除，但不能保證一次插入成功，甚至出現(xiàn)插入失敗。選用易鉆材料的“半球形”插入導(dǎo)向頭，能夠保證一次插入成功；同時，舍棄側(cè)循環(huán)孔，增加一組密封件，保證了插頭的密封能力。

7) 應(yīng)用氣密扣技術(shù)。將上接頭兩端及插頭本體加工為與套管一致的氣密扣，既方便了與套管直接連接，又保證了氣密封效果。

3 回接工藝流程及關(guān)鍵技術(shù)

3.1 管串結(jié)構(gòu)

1) 回接固井管串。封隔回接插頭+2～4根套管+節(jié)流浮箍+回接套管串+心軸式套管懸掛器+聯(lián)頂節(jié)+套管水泥頭。

2) 短回接固井管串。封隔回接插頭+2～4根套管+節(jié)流浮箍+套管+鎖緊座+短回接套管串+丟手工具+送入鉆具+鉆桿水泥頭。

3) 短回接不固井管串。封隔回接插頭+套管+丟手工具+送入鉆具。

3.2 主要工藝流程

1) 井筒準(zhǔn)備。先下入大直徑鉆頭掃塞至回接筒頂部，再換小直徑鉆頭鉆掉尾管懸掛器的附件，并對回接筒位置及以上50 m套管反復(fù)刮管和沖洗。對于使用高密度鉆井液的油氣井，要進(jìn)行全井刮管。

2) 磨銑回接筒。下入專用銑鞋，到位后以40～50 r/min的轉(zhuǎn)速反復(fù)磨銑回接筒內(nèi)表面3～4次，最后一次加30～50 kN鉆壓，磨銑5 min，記錄中和點(diǎn)位置的銑鞋深度[11]。大排量循環(huán)一周，起鉆檢查銑鞋磨損情況，判斷回接筒磨銑修復(fù)狀況，確定是否可以下套管。

3) 排列回接管串。以磨銑測得的回接筒頂深為依據(jù)排列回接管串，并附加計算的回縮距。

4) 下套管、試插。插頭接近回接筒時，先大排量循環(huán)30 min，再改為小排量，緩慢下放套管串。當(dāng)泵壓突然升高、懸重陡然下降時停泵，下壓20～50 kN，憋壓至5～8 MPa，檢查插頭是否插入及密封。

5) 調(diào)長。根據(jù)試插結(jié)果調(diào)整好心軸式懸掛器以下回接管串長度；短回接管串要調(diào)整好鉆余。

6) 固井。將回接插頭置于回接筒頂部以上0.5～1.0 m位置，循環(huán)后固井。

7) 插入插頭、坐封封隔器。帶壓緩慢下放管串，將回接插頭插入回接筒。下壓至100～120 kN，剪斷彈簧套剪釘；下壓至120～150 kN，剪斷鎖緊套剪釘，脹封封隔器；繼續(xù)下壓至300～500 kN，封隔器完全脹封，防退卡瓦張開。

8) 坐掛心軸式懸掛器。對于常規(guī)回接，繼續(xù)下放管串，將剩余管串重量坐掛在套管頭上。

9) 試壓。按設(shè)計要求進(jìn)行試壓。

10) 倒扣丟手。對于短回接，調(diào)整至丟手工具承壓50～100 kN，正轉(zhuǎn)倒扣25圈以上，提出送入工具。

注意：短回接固井，無步驟8)；短回接不固井，無步驟6)和8)。

3.3 關(guān)鍵工藝技術(shù)

1) 掃上水泥塞時必須掃至回接筒頂部位置，并保護(hù)好回接筒喇叭口。根據(jù)尾管倒扣后上提下放鉆具實測的回接筒頂部深度，提前3～5 m降低鉆壓和轉(zhuǎn)速，鉆至回接筒頂部附近，若發(fā)現(xiàn)扭矩突然增大、蹩跳鉆或無進(jìn)尺，立即停止鉆進(jìn)。

2) 磨銑回接筒必須準(zhǔn)確判斷磨銑是否到位。當(dāng)銑鞋底部的磨痕直徑等于懸掛器密封外殼左螺紋內(nèi)徑，且銑鞋直肋上有周向磨痕時,證明磨銑到位。

3) 插頭試插時要嚴(yán)格控制下壓力不超過50 kN，以防止封隔器提前坐封。

4) 精確計算回縮距。回縮距由套管與鉆桿自由伸長量之差、封隔器坐封行程、下壓力及固井前后浮力差作用下的管串收縮長度組成[9]。試插后，套管與鉆桿自由伸長之差已校正，回縮距主要由下壓力及固井后浮力差作用下的管串收縮長度和封隔器坐封行程組成。目前，對固井前后浮力差的計算，一般按套管閉口計算，但這樣計算出的浮力差偏大，使插頭的最終下壓力過大。筆者考慮水泥漿不返至井口情況及替入加重鉆井液因素的影響，提出了固井后浮力差的計算公式：

(1)

式中：Fc為固井后浮力差，N；ρ1為水泥漿密度，g/cm3；ρ2為鉆井液密度，g/cm3；ρ3為加重鉆井液密度，g/cm3；D為回接套管外徑,cm；H為封固段長度，m；V為加重鉆井液體積，m3；g為重力加速度，m/s2。

5) 套管調(diào)長。對于心軸式套管懸掛器，回接時，要根據(jù)試插結(jié)果在心軸式套管懸掛器以下增加計算出的回縮距套管長度；對于卡瓦式套管懸掛器，回接時的套余要大于計算值，且坐掛后套管接箍要遠(yuǎn)離坐掛點(diǎn)。

4 現(xiàn)場應(yīng)用

四川普光氣田和元壩氣田已鉆井的油層套管均采用先尾管固井后回接的固井方式。普光氣田采用常規(guī)回接裝置回接的35口已投產(chǎn)井,有28口油層套管帶壓、13口井技術(shù)套管帶壓。元壩氣田采用常規(guī)回接裝置回接的元壩 10-2 井也出現(xiàn)井口帶壓。2013年以來，元壩氣田采用新型超高壓封隔回接裝置進(jìn)行回接固井，其中，2口尾管固井后的氣竄井和3口有氣竄風(fēng)險的井進(jìn)行了回接固井和短回接固井，封隔器坐封明顯，回接固井后無氣竄。另外，在川西地區(qū)3口尾管固井后氣竄的井進(jìn)行了短回接不固井施工，氣竄問題均得到解決。

4.1 元陸704井

元陸704井是元壩地區(qū)的一口陸相開發(fā)井，三開完鉆井深5 168.00 m，鉆井液密度2.14 kg/L，尾管固井后發(fā)生氣竄，嚴(yán)重影響后續(xù)完井作業(yè)，決定采用φ193.7 mm新型超高壓封隔回接裝置回接至井口。

施工時嚴(yán)格按照工藝要求完成掃塞、刮管作業(yè)后，將插頭及回接套管下至預(yù)定位置，并順利完成固井施工，下壓400 kN坐封封隔器，環(huán)空試壓10 MPa無壓降，掃塞后全井試壓55 MPa合格，氣竄問題得到解決。

4.2 江沙105HF井

江沙105HF井是川西地區(qū)的一口開發(fā)評價井，以沙溪廟組中淺層氣藏為目的層，完鉆井深2 698.00 m，采用尾管固井，尾管懸掛器下深1 230.00 m。該井尾管固井后氣竄嚴(yán)重，用密度2.0 kg/L的鉆井液無法壓穩(wěn)，需點(diǎn)火節(jié)流循環(huán)，無法進(jìn)行后續(xù)試氣作業(yè),決定采用φ177.8 mm超高壓封隔回接裝置進(jìn)行短回接不固井施工以補(bǔ)救。

短回接管串為封隔回接插頭+2根套管+丟手工具+送入鉆具。

采用短回接不固井工藝，尾管短，風(fēng)險大，一旦密封失效，送入工具無法正常取出，后續(xù)處理工作十分被動。要求插頭及封隔器必須密封可靠，防退卡瓦必須坐掛牢固。

嚴(yán)格按照施工流程進(jìn)行固井作業(yè)，插頭插入后下壓50 kN，試壓5 MPa無壓降，繼續(xù)下壓至500 kN，脹封封隔器，試壓30 MPa，穩(wěn)壓30 min無壓降。送入鉆具順利丟手，循環(huán)后放噴管線火焰熄滅，解決了氣竄問題。

5 結(jié) 論

1) 現(xiàn)場應(yīng)用表明，新型超高壓封隔回接裝置應(yīng)用成功率高、防氣竄效果好，在復(fù)雜井況下具有更高的施工安全性與封隔密封能力，可作為高壓油氣井尾管固井后環(huán)空發(fā)生氣竄補(bǔ)救施工的首選裝置。

2) 保證施工成功的關(guān)鍵是必須嚴(yán)格執(zhí)行推薦的各項工藝流程。

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[編輯 劉文臣]

斯倫貝謝公司StimMORE 壓裂轉(zhuǎn)向技術(shù)

斯倫貝謝公司的StimMORE 壓裂轉(zhuǎn)向技術(shù)應(yīng)用纖維負(fù)載轉(zhuǎn)向液進(jìn)行壓裂轉(zhuǎn)向，具有成本低、封堵效果好且可以完全降解的優(yōu)點(diǎn)，不會對地層造成損害。同時，StimMORE 技術(shù)與StimMAP 實時微地震波監(jiān)測技術(shù)相結(jié)合，可以實時監(jiān)測裂縫發(fā)育狀況并及時調(diào)整泵送方案，最終實現(xiàn)降低完井費(fèi)用、儲層接觸最大化的目的。

StimMORE 技術(shù)采用了纖維負(fù)載轉(zhuǎn)向液，將纖維添加到砂漿中，由于纖維的密度低，不會發(fā)生沉淀，能夠被攜帶到預(yù)期的位置，使裂縫內(nèi)的支撐劑和纖維形成橋堵。纖維能夠橫跨聯(lián)通的孔道和裂縫，其固相含量比單純顆粒的固相含量低很多。在泵入過程中，形成的臨時障礙使得井底壓力升高，使地層裂縫發(fā)生轉(zhuǎn)向。由于纖維材料是惰性聚酯材料，數(shù)天或數(shù)周后，纖維溶解后只留下水溶性弱酸，不會對地層造成損害。同時，利用StimMAP 實時微地震波監(jiān)測技術(shù)，注入轉(zhuǎn)向劑5～10 min后就能夠判斷轉(zhuǎn)向效果。

北美Barnett頁巖氣田利用StimMORE 技術(shù)進(jìn)行重復(fù)壓裂后，該氣田氣井水平段壓裂的長度增加了25%，產(chǎn)氣量從1.42×104m3/d 提高至3.40×104m3/d。此外，該技術(shù)在我國塔里木盆地庫車油田8口油井進(jìn)行了成功應(yīng)用，比同一油層內(nèi)使用常規(guī)增產(chǎn)措施的探邊井產(chǎn)量平均提高60%。

[供稿 牛明濤]

Critical Tieback Equipment Techniques for Preventing Gas Channeling during Liner Cementing in Ultrahigh Pressure Wells

Wang Jianquan1, Liu Guoxiang1, Wang Hong2, Li Jianye1, Li Wensheng3, Zhou Xiaofei3

(1.DezhouPetroleumDrillingResearchInstitute,SinopecResearchInstituteofPetroleumEngineering,Dezhou,Shandong, 253005,China; 2.ChangqingDrillingCompany,CNPCChuanqingDrillingEngineeringCompanyLimited,Xi’an,Shaanxi, 710021,China; 3.SinopecSouthwestOil&GasCompany,Chengdu,Sichuan, 610041,China)

Conventional tieback techniques did not take into consideration annular gas channeling during liner cementing in high pressure wells. In this paper, studies were conducted on critical techniques of tieback equipment for preventing gas channeling during liner cementing in ultrahigh pressure wells.Based on the analysis of critical techniques such as sealing elements of tieback stingers, packer types, and prevention from holding back and premature inflation of packers, reliable tieback equipment with integral tieback stinger and packer was designed, with maximum sealing pressure up to 70 MPa.Considering the structural features of the tieback equipment and key issues in on site operation, applicable operation processes and techniques were defined. Technical requirements were addressed for some vulnerable sectors such as sweeping upper cement plug, milling the tieback barrel and trial running, and more accurate buoyancy change calculation methods were put forward. This tieback equipment was successfully used in 8 high pressure wells in the Sichuan Area. Those applications demonstrated that the new tieback equipment was simple, safe, reliable, and well-performed in isolation, and it would be an effective solution in preventing annular gas channeling during liner cementing in high pressure wells.

high pressure well； liner cementing； gas channeling； packer； tieback stinger

2015-01-20；改回日期：2015-05-07。

王建全(1965—)，男，山東淄博人，1988年畢業(yè)于中國地質(zhì)大學(xué)(武漢)鉆探工程專業(yè)，高級工程師，主要從事固完井工具的研發(fā)與推廣工作。

?鉆采機(jī)械?

10.11911/syztjs.201503023

TE925+.2

A

1001-0890(2015)03-0125-05

聯(lián)系方式：(0534)2670108，wjq@shelfoil.com。