岩屑回注井井口改造在海上油田中的应用

陈国宏

(中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司)

钻井过程中会产生岩屑、废液等废弃物，废弃物一般处理方法有处理后排放、循环回收再利用、生物处理、化学方法、填埋、地下回注等[1-3]。开发初期，中海油在渤海某油田采用钻屑回注技术，完成了钻井液海上零排放的目标。由于该油田最初开发是中海油与国外石油公司合作，在钻屑回注时，采用井口装置为水平式井口，使用的是芯轴式悬挂器[4-5]。这种井口装置的优点是井口装置整体高度相对比较短，占用空间小。

为满足油田后期综合调整和完善注采井网，需对油田井位进行加密，但该油田经过多年开发目前已无剩余空槽口，因此只能利用低效井井槽侧钻至新井位，其中钻屑回注井的侧钻较为特殊。由于钻屑回注井在结构，压力和防腐级别方面与生产井井口差别较大，在利用前必须对井口进行改造置换。为此，本文从更换井口装置方案到最终实施等关键环节进行了阐述，为后续此类作业提供借鉴。

一、D32ST01井原井口装置

D32ST01井原井口装置从下至上，主要由Ø508 mm×Ø339.7 mm套管头，复合式套管头，油管挂，生产主阀，生产阀门，采油树帽等组成。Ø508 mm×Ø339.7 mm套管头与复合式套管头通过螺栓连接，油管挂坐于复合式套管头内，油管挂上端则通过法兰与生产主阀连接，生产主阀之上通过法兰与生产阀门连接，生产阀门之上则连接采油树帽。

Ø508 mm×Ø339.7 mm套管头坐于Ø508 mm隔水管顶部，Ø339.7 mm套管与悬挂器通过丝扣连接后坐挂于Ø508 mm×Ø339.7 mm套管头内，Ø339.7 mm套管挂与复合式套管头密封。同时，复合式套管头内坐有Ø244.6 mm套管悬挂器台阶，Ø339.7 mm套管与悬挂器连接后坐挂于复合式套管头内。同样，油管悬挂器悬挂Ø114.3 mm油管，并与复合式套管头密封。复合式套管头侧面安装生产阀门，其通道与油管挂的桥式通道沟通，通道上下位置由油管挂与复合式套管头密封。油管与套管的悬挂位置示意图如图1所示。

清蜡阀主要用于钢丝作业等提供通道，油管环空阀可提供Ø114.3 mm油管与Ø244.6 mm套管内环空的液体循环通道，Ø244.6 mm与Ø339.7 mm套管油套环空阀主要用于套管环空压力变化，生产阀门则用于开启或关闭生产，钻屑回注时，将回注管线接在生产阀门上，打开阀门，即可回注。

图1 D32ST01井油套管悬挂位置示意图

二、井口改造方案优选

目前海上油气田在生产井有上千口，使用井口从国外的FMC、喀麦隆、DRIL-QUIP到国内的金石等有数种，但井口装置改造是第一次，无经验可借鉴，因此选择一种安全、经济、易于实施的方案尤为重要。针对D32ST01井井口特点，筛选以下方案进行了充分论证和分析。

方案：保持井内套管不动，仅在地面进行井口切割。此方案需对平台上下甲板高度、Ø508 mm导管高度、导管头、Ø346.1 mm复合式套管头、Ø339.7 mm套管和Ø244.6 mm套管悬挂器高度，以及生产流程管线布局精确测量。该方案首先使用水力割刀从Ø244.6 mm套管悬挂器尾端进行冷切割，起出Ø244.6 mm套管悬挂器并拆除Ø346.1 mm复合套管头，此后再采用气焊热切割从外部切割Ø508 mm导管和Ø339.7 mm套管悬挂器，回收Ø508 mm导管头及Ø339.7 mm套管悬挂器。

此方案整个过程都在井筒内作业，操作复杂风险大、工具稀缺、费用较高约需150万元，如回接失败基本无处理手段。该方案整个切割置换井口作业都在地面进行，可精确操作和把控，即使出现问题利于查找和解决，使用工具普通且费用较低仅为30万元。此方案经济可行，易于实施。

三、井口装置改造目标

1. 关键技术

根据油田生产需求，D32ST01井需要侧钻为一口电泵生产井，为此需要将原油管挂提出井口，并更换有电缆穿越的油管挂；套管头也需换为能满足生产防腐、压力级别和结构要求的生产型井口。改造后井口见图2。

图2 D32ST01井改造后立式井口装置

此井口装置包括三大部分，即套管头、油管头、采油树。套管头的上端与油管头的下端通过法兰连接，油管头的上端则与采油树通过法兰连接。

在此对立式井口装置下部套管头部分进行重点介绍，Ø346.1 mm套管头采用WD型反向卡瓦坐于Ø339.7 mm套管顶端并采用2道BT密封，Ø244.6 mm套管通过WE型卡瓦坐于Ø346.1 mm套管头内，并在其上部坐Ø279.4 mm油管四通，油管挂坐于油管四通内，悬挂Ø88.9 mm油管，油管挂带有电缆穿越通道。

2. 井口改造程序

(1)先将采油树、油管挂及油管拆除。

(2)安装升高管、防喷器并对井口和套管试压。

(3)下入水力割刀切割Ø244.6 mm套管，切割位置尽量靠近套管悬挂器下端。

(4)下入可退式捞矛打捞Ø244.6 mm套管挂。

(5)拆升高管、防喷器及复合式Ø346.1 mm套管头。

(6)将导管头底部导管切割移除掉400 mm左右，避免割到Ø339.7 mm套管，敲击挤压使导管头下沉，脱离Ø339.7 mm芯轴式悬挂器。

(7)从复合式井口下部，紧靠下法兰面切割Ø339.7 mm芯轴式悬挂器延长颈，避免损坏Ø244.6 mm套管。

(8)移除整个复合式井口，拆除Ø339.7 mm芯轴式悬挂器及Ø508 mm导管头。

(9)重新作业安装新井口。

四、现场应用

1. 拆除井口头和Ø244.6 mm套管头

(1)精确测量Ø244.6 mm套管挂顶到采油树上平面的距离，精确测量油补距。

(2)拆除油管挂压帽，安装油管挂适配接头，组装升高管、防喷器组，对环形防喷器及连接部位试压。

(3)使用灌注泵向井内灌满海水，排除井内气体。

(4)钻台组合探Ø244.6 mm套管头管柱。管柱组合：Ø308 mm平底磨鞋+变扣(631×410)+Ø127 mm钻杆。

(5)缓慢下放钻具探Ø244.6 mm套管挂顶部，精确测量钻具方入，并与前面测量的数据进行对照，为切割深度的精确定位做好准备。

(6)仔细检查各下井工具尺寸，组下切割管柱：Ø146.1 mm水力割刀(配Ø88.9 mm刀片，最大切割外径Ø276.1 mm)+变扣(330×410)+Ø127 mm钻杆。

(7)切割深度：探Ø244.6 mm套管顶钻具方入+0.45 m(套管挂切割深度，套管挂长0.45 m)。

(8)割刀下井前应在井口做试验，以检验工具的可靠性及刀片张开前后的泵压变化值，并做好记录，为判断井下情况提供参考。

(9)用细麻绳将刀片卡紧，以防在下钻的过程中将刀片的刀尖碰坏，造成切割作业的失败。下钻过程，操作要平稳并控制下放速度，以防损坏刀片。

(10)将工具下至预定位置，接顶驱，启动顶驱，待钻柱旋转正常后，方能开泵。

(11)在切割中不要再调整泵压，以防切割不稳，损坏刀片，转速以80～100 r/min为宜。

(12)起钻。检查刀片，判断是否切割成功。

(13)拆立管防喷器组，将复合式井口头及割断的Ø244 mm芯轴式套管悬挂器上提移除。

2. 拆除Ø508 mm导管头

(1)连接管线至Ø508 mm导管旁侧口，使用隔膜泵向Ø508 mm导管和Ø339.7 mm套管环空注入海水，排空环空的气体，为后续切割导管作准备。

(2)使用乙炔切割一段导管头下端的一段导管(约50 cm)。

(3)下放导管头直至露出Ø339.7 mm套管挂。

(4)使用乙炔切割Ø339.7 mm套管挂。(由于导管头下移空间有限，该步先粗割Ø339.7 mm套管头丝扣位置)。

(5)移除Ø339.7 mm套管挂和Ø508 mm导管头。

(6)使用乙炔精割Ø339.7 mm套管并打磨。

备注：如Ø508 mm和Ø339.7 mm套管环空水泥较多，下入套铣筒进行套铣。

3. 依次安装新的井口装置

(1)安装套管头，Ø346.1 mm套管头下部内置WD型反向卡瓦，坐卡Ø339.7 mm套管，上部安装WE型卡瓦，坐卡Ø244.6 mm套管。

(2)安装Ø279.4 mm油管四通，下入油管，油管挂坐于油管四通内。

(3)安装主阀、采油树。

(4)连接试压管线至Ø244.6 mm套管翼阀，试压：低压2 MPa×5 min，高压20 MPa×15 min，压力不降，泄压，关闭所有阀门。安装结束后，试压合格，达到作业要求。

五、结束语

(1)D32ST01井为中海油第一口地面更换井口装置的回注井，通过设计方案与论证，摸索了一套较为有效的切割方案和坐井口方法。该井的成功实施，为后续类似井作业提供了基础。

(2)地面置换井口技术的实现，简化了侧钻方式和井身结构、降低了钻完井作业费用和井控风险。

(3)该项技术不仅可用于侧钻井，还可用于海上无人平台铁锈腐蚀、井流物腐蚀等因素造成的井口失效情况。

[1]赵雄虎，王风春.废弃钻井液处理研究进展[J].钻井液与完井液，2004，21(2)：45-48.

[2]李厚铭，李学军，张福铭，等.国外油田钻井废弃物回注处理技术进展[J].科学技术与工程，2012,12(28):7318-7325.

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[5]辜志宏，彭慧琴，徐云喜，等.井口装置和采油树PR2性能鉴定试验研究[J]. 石油机械，2012，40(4)：79-82.