自升式平台插入法固井配套新工具研制与应用

王喜杰 ，和鹏飞 ，严维锋 ，王　涛 ，袁则名

1.中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司　（上海　200335）

2.中海石油（中国）有限公司上海分公司　（上海　200335）

固井是钻井工程的关键环节之一，固井质量是井筒安全长效生产的保证。中海石油渤海油田常用的固井技术有插入法固井、单级双封固井、双级固井、尾管固井等多种技术，从井型方面掌握有丛式井表层批钻固井、水平井固井技术、高温高压固井技术等[1-4]。部分固井技术虽然整体应用无明显缺陷，但对于作业效率提升等仍有改进空间，如插入法固井，在常规工艺技术中容易出现插入头密封失效等问题，影响作业时效和安全，为此开展了插入法固井配套工具的研制。

1　技术现状分析

1.1　自升式平台插入法固井原理

插入法固井工艺技术一般用于大尺寸隔水导管和套管的固井[5-7]，应用情况一般是单口探井和部分未锤入隔水导管的导管架槽口。基本原理是在隔水导管下入到预定深度后，在转盘面坐卡瓦，然后下入以钻杆或者加重钻杆为主的内管管柱，内管底部接有插入头，外带密封胶圈，与隔水导管鞋内插入孔匹配。固井作业时，通过内管内环空与隔水导管外环空建立循环通道，将水泥浆泵入至隔水导管环空并顶替到位。该工艺能减少水泥浆在隔水导管内的掺混，缩短顶替时间、精准顶替量，保证顶替效果和水泥封固效果。

插入法固井工艺隔水导管结构为：插入式浮鞋+隔水导管串[8]。内管结构为：插入头+钻杆/加重钻杆（间隔安装钻杆扶正器），如图1所示。

图1　插入法固井浮鞋及配套插入头

插入法固井工艺流程：注入前置液、注入水泥浆、替入钻井液（替入量比钻杆内容积少0.5 m3）、放回压检查回压凡尔是否倒流、上提钻杆循环出多余的水泥浆[9]，如图2所示。

1.2　问题分析

1）插入密封容易失效，传统的自升式平台隔水导管固井采用内管插入的方法进行固井。内管柱插入法固井在实践过程中的插入密封容易失效，主要表现在2个方面：①经常出现插入头插入困难，主要原因是插入头底端较小容易阻挂在浮鞋内部有微台阶的地方；②插入到位后，胶圈密封失效，主要是胶圈可能在内管下入过程中破损，或者是插入头和插入座存在尺寸误差，胶圈外径不能完全密封。根据作业统计，渤海油田每年探井和钻下隔水导管作业占年度总钻井量的25%，其中出现插入失效或者未能达到一次插入满足密封而导致的频繁活动、试插入和起钻更换占总插入法固井量的30%，总体作业时间损失较多[10]。

2）隔水导管下入过程中遇阻的处理手段不足。下入过程中如有遇阻，一般采取上下活动尝试通过、配合隔水管内开口灌入海水，如果始终无法通过，只能起出通井或者下入深度勉强满足要求则就地固井等。

图2　插入法固井过程

2　配套新工具研制及技术改进方案

介绍一种新型隔水管送入工具，这种固井工艺与传统的半潜式平台内管柱固井方法类似，在固井时不需要插入密封，只需密封送入工具（卡簧连接、密封圈密封）和隔水管，如果在下入过程遇阻，可以实现边冲边下。

2.1　配套新工具研制

传统钻井工艺中，各类型套管一般配有相应的变扣接头，俗称“大小头”主要实现套管扣和钻杆扣的变通连接，以便在遇阻或者需要循环时，能够实现连接循环系统。鉴于此，参考“大小头”的原理，设计出一套工具。

该工具主要有3部分组成：中部钻杆结构、外部隔水导管连接结构、放气阀（图3）。中部钻杆结构上下为钻杆扣，实现下端与插入法内管钻杆相接，上部与顶驱或者循环系统接头相接。外部隔水导管连接结构内部中空，下端为隔水导管母扣，实现与隔水导管的连接并达到密封作用 （渤海海域常用的隔水导管采用内收式卡簧接头结构，卡簧安装在外接头的卡簧槽内，依靠卡簧的外张弹力，约束内接头）。中部钻杆结构与外部隔水导管连接结构俯视为同心圆，并在隔水导管结构上部一体连接。放气阀主要用于密闭以后的放气等功能，本体预留12.7 mm（1/2″）NPT（美国标准60度锥管螺纹）安装12.7 mm（1/2″）截止阀，通过截止阀的手动开关，实现放弃功能。

图3　工具示意图

主要工作原理是：当下入隔水导管遇阻时，将工具与隔水导管连接，上部接通顶驱等系统，实现开泵循环。当内管固井密封失效时，将内管与工具底部连接，外部与隔水导管连接，实现隔水导管与内管内的密封。水泥浆仍然从内管进入，自内管底端进入隔水导管环空，做到了混浆控制和管内水泥塞高度控制。常规插入密封失效时，采用该工具，底部插入密封不再插入浮鞋插入座，距离通过内管配长控制合适高度即可。

2.2　配套工艺方案

方案1：

1）如果传统的插入密封无法密封，现场则立即起一柱钻杆，按照事先配好的管串，将新型送入工具连接上。

2）送新型送入工具至井口下平台，并与隔水导管连接，并将隔水导管内灌满海水（送入工具上部排气阀打开排气），内管柱距离浮鞋3～5 m。

3）灌满海水后关闭排气阀、通水、固井。

方案2：

1）按照隔水导管表下入导管。

2）坐隔水导管于转盘面，下入配好长度的钻杆（钻杆长度比导管长度短5 m左右），连接 “大小头”，打开排气阀。

3）送隔水导管坐于井口小平台，接顶驱，向隔水导管内部灌满海水 （通过排气阀观察是否灌满海水）。

4）灌满海水后关闭排气阀、顶通、循环，按照固井设计进行固井（与半潜式平台固井相似）。

3　应用与效果分析

3.1　应用情况

NB14-5井和NB25-2井为东海某区域的两口井，水深为90 m至100 m。两口井井身结构类似，设计 914.4 mm（36″）井眼×762 mm（30″）隔水导管（200 m 左右）+444.5mm（17²y″）井眼×339.7mm（13″）套管（2 395 m 左右）+311.2mm（12y″）井眼×244.5mm（9″）套管（4 615 m 左右）+212.7mm（8″）井眼×177.8 mm（7″）尾管（4 415 m 至 4 915 m 左右）。

采用配套工艺方案2开展隔水导管固井作业，在NB14-5井累计泵注1.9 g/cm3密度水泥浆52 m3，顶替海水0.64 m3，泄压检查无回流。

候凝结束后，进入 444.5 mm（17²y″）井眼作业，探隔水导管内水泥塞高1.73 m。

3.2　效果分析

传统的自升式平台隔水导管固井采用内管插入的方法进行固井。内管柱插入法固井在实践过程中经常出现插入头插入困难以及插入后密封失效等情况，一般不起钻更换的来回尝试插入时间在0.5 h，起钻更换插入头的时间根据井深决定，按隔水导管入泥50 m、水深50 m，更换一趟总时间在1.5 h左右。内管柱固井还需要在钻杆上添加2个扶正器，安装和拆卸2个扶正器大概需要花费0.5 h；且如果下入过程中有遇阻等情况，只能就地固井，这样给下一步作业带来了一定的隐患；随着勘探力度和难度的增加可能以后的井表层隔水管下入会更深，这样可能在固井或者打通期间出现憋压等现象，采用传统插入法固井，如果出现憋压就没有好的解决方案。

因此使用新型工具和配套工艺，可充分解决插入密封问题，节约作业时间。

4　结论

针对传统固井过程中内插管柱插入密封容易失效、插入头密封承压较低等问题，提出了一种新型的表层隔水管固井方式，采用新型隔水管送入工具，对比分析得知：

1）较传统内管柱插入法相比较，自升式隔水导管插入法新工具及配套工艺方案能够避免插入头插入困难，及插入后不密封等复杂情况的发生。

2）固井配套用的新型工具可以在隔水管下入过程中实现边下边冲,可以解决下入过程遇阻问题,可以解决隔水管下深问题。

3）用该工具固井可以上下活动管串，在处理固井期间憋压等复杂情况时增加了处理措施。

参考文献：

[1]侯冠中,席江军,范白涛,等.渤中某油田过通天断层调整井固井技术的研究与应用[J].石油工业技术监督,2015,31(9)：51-53.

[2]杨保健,刘宝生,付建民,等.海上平台超大尺寸预留隔水导管井槽高效利用技术[J].石油工程建设,2016(3)：23-25.

[3]侯冠中,席江军,和鹏飞,等.单筒双井占位钻具技术研究及在渤海油田的应用[J].石油钻探技术,2016,44(2)：70-75.

[4]李凡,和鹏飞,张海,等.渤海油田 N13井“插旗杆”固井事故处理技术[J].石油工业技术监督,2015,31(6)：44-46.

[5]许迪,侯冠中,席江军,等.自修复水泥浆技术在渤海浅层气固井中的应用[J].石油化工应用,2016,35(8)：32-35.

[6]覃毅.内插法固井工具失效典型案例及预防措施[J].石油钻采工艺,2015,37(6)：114-116.

[7]慕鑫.苏里格气田小井眼插入式固井方法研究[D].西安：西安石油大学,2012,86-89.

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[9]刘世彬,宋艳,李兵,等.LG地区超深井固井工艺技术[J].天然气工业,2009,29(10)：65-68.

[10]王刚,康世柱,沈勇,等.提高柴东气田天然气井固井质量技术[J].钻井液与完井液,2010,27(4)：62-65.