超深井超深井尾管悬挂器技术综述

超深井超深井尾管悬挂器技术综述

尾管悬浮液作为钻头的重要工具，受到了钻井行业的高度重视。近几年,随着以美国BAKER-HUGHES、WEATHERFORD、TIW公司为代表的研发者相继推出集旋转、液压丢手、多塞、管外封隔于一体的多功能组合式尾管悬挂器和新型可膨胀式尾管悬挂器,把尾管悬挂器技术推向新的阶段。国内自上世纪七十年代开始研制尾管悬挂器,经过几十年的努力,尾管悬挂器技术日趋成熟。伴随着深井、超深井钻井不断增多,尾管悬挂器自主研发得到了空前的发展,技术水平不断提高,规格类型不断推陈出新,为国内的石油勘探开发事业做出了积极贡献。当前,国内深井超深井钻井方兴未艾,要使尾管悬挂器适应深井超深井钻井常常遇到的特殊的井身结构以及大位移井、小环空间隙井、有腐蚀介质井、高压气井、高温井等复杂的井下条件,急需解决尾管悬挂器一些关键性的技术问题,因此,必须针对国内石油钻井的实际对尾管悬挂器技术发展问题进行战略性的思考。1尾管悬挂器国内技术发展现状当前,国内尾管悬挂器技术已由过去的引进、消化、吸收发展到以自主研发为主阶段。国内尾管悬挂器技术经历了以下几个发展阶段:20世纪七八十年代为发展初期。当时,随着尾管悬挂器技术从国外的引入,国内如四川、华北等许多油田的科研机构相继开展了该技术的研究,以轨道管机械式和普通的液压式为主导的尾管悬挂器在一些油田得到了应用。1985年诞生了国内第1个尾管悬挂器行业标准(SY5083—85),成为尾管悬挂器设计、生产、制造和检验的指南。但当时受材料、制造技术等综合因素的影响,尾管悬挂器的悬挂能力、抗温能力还较有限,坐挂成功率也不太高,因而应用范围受到了一定限制。90年代进入发展中期,这期间,随着消化、吸收,对该技术的自主研发力量得到了加强,制造技术有了提高,悬挂器性能和质量趋于稳定,明显的进步包括:规格型号逐渐齐全;送入工具可回收且重复使用;可实现无负荷倒扣;密封机构耐压能力达30MPa以上;回接装置更加可靠。发展了如液压机械双作用结构,随位自动脱挂丢手系统等。进入21世纪以来,尾管悬挂器技术进入了快速发展期。为适应钻井技术发展需求,国内相关机构进一步加大了对技术研发的投入,形成了稳定的专业化研发队伍。伴随着国内一些新材料技术和装备制造技术的突破,一些具有自主知识产权的新型尾管悬挂器相继诞生。最具代表性的包括:超大尺寸尾管悬挂器、封隔式尾管悬挂器及其回接装置、水平井尾管悬挂系统、防腐型尾管悬挂器、尾管悬挂完井系统等。目前,国产尾管悬挂器的型号已从过去简单的液压式、机械式发展到组合式、功能多样化,规格尺寸更加完善,见表1。最新的尾管悬挂器行业标准——《尾管悬挂器及尾管回接装置(SY/T5083—2005)》对尾管悬挂器的技术性能作了严格的规定,进一步提高了尾管悬挂器的整体设计制造水平。而另一个石油行业标准——《特殊作业规程第二部分:特殊固井(SY/T5374.3—2006)》,对尾管注水泥的要求和作业程序作了严格规定,进一步提高了尾管悬挂器的应用水平。国内主要油田尾管固井大多使用国产尾管悬挂器,并在使用中创造了一批纪录(见表2)。一些重点井,包括井深达8408m的亚洲第1口深井——塔深1井、东部油田第一深井——胜科1井使用的也为国内产品,说明国产尾管悬挂器性能和质量得到了国内钻井界的认可和接受。事实上,国内知名品牌尾管悬挂器的使用成功率已经可以和国外任何一个品牌相媲美。国产尾管悬挂器已经从满足“挂得住、倒得开、封得严、(送入工具)提得出”的基本要求,向不断适应复杂的井下条件、有利于提高固井质量方面快速发展。2地层井深、井深地层结构近年来,国内明显加大了深井钻井的力度,开展了复杂地质条件下深井钻井技术的攻关,深井钻井施工能力进一步加强,钻井速度逐年提高,钻井周期明显缩短,深井钻井数量逐年增大。以中石化为例,近三年仅设计井深超过7000m的井就有9口。2007年完成的深井超深井钻井从2005年的170口上升到212口。这些深井主要集中在新疆的塔河地区和川东北部地区,平均井深达5500~5700m。这些井绝大多数采用了悬挂尾管井身结构。但是,深井超深井钻井面临一些问题使尾管悬挂器技术发展遇到新的挑战。2.1大港油田板深32井胜科1井完井井深7026m,井底温度达235℃,是目前国内井底温度最高的井。大港油田板深32井悬挂器位置温度就达200℃。井温高对尾管悬挂器抗温性能主要是密封元件的抗温性能提出了新的要求。2.2井井压力体系复杂国内许多地区海相地层钻井存在各项压力异性,横向可比性差。一些井(主要是探井)不确定的地质因素较多,地质设计与实钻差异较大;一些井(包括生产井)地层压力体系复杂,一口井纵向可能有几个甚至十几个压力体系,压力窗口窄,常常出现喷、漏、塌、卡等同时发生的严重复杂情况,威胁钻井安全。为此,许多地区采用了非常规井身结构,降低了工程风险,要求尾管悬挂器必须与新的井身结构系列相匹配,但受几何空间的限制其结构设计难度更大。2.3塔河油田ss.8尾管悬重超200k尾管规格出现大型化。许多地区常常下入Ø273.1、Ø244.5尾管,悬重超2000kN。塔河油田Ø177.8尾管常常超过1700~2000m;川东北部地区许多井Ø177.8尾管长超过2000m。尾管悬挂器必须具有足够的悬挂能力。2.4ph和2ds四川盆地80%以上气田不同程度含H2S。普光气田的H2S含量达到180g/m3,CO2含量达到80g/m3。位于重庆开县的罗家寨气田的H2S含量达到150g/m3,CO2含量达到100g/m3。H2S和CO2共存与单独存在条件下均对金属材料存在开裂和电化学腐蚀现象。如何优选抗腐蚀的材料是一个新的课题。2.5尾管悬挂器的未来2007年中石油共施工水平井806口,中石化共施工397口。水平井尾管固井难点在于:须借助推力和旋转才能使尾管到位;投球不易就位;卡瓦易受损坏;卡瓦推杆不能给卡瓦传递足够大的上行力,且各卡瓦的向上位移不同步。因此,深井超深井钻井对未来尾管悬挂器的要求是悬挂负荷更大,抗温能力更高,功能更多,能适应不同的井身结构和复杂的井内介质。必须集中力量对一些关键技术进行重点攻关。3通过总结北海管悬挂技术的发展趋势和关键3.1过流面积不断扩尾管悬挂器必须具有足够的过流面积方能保证施工安全,否则,会引起漏失、水泥返高不够、环空气侵等复杂情况的发生。这方面国内执行的“坐挂后卡瓦处过流面与上层套管和尾管接箍之间的过流面积之比不小于35%”的标准,与国外有一定差距。一方面,悬挂器本体过流面积比套管环空小;另一方面,坐挂后由于卡瓦的运移,过流面积进一步减小了,增加了尾管作业风险。要增大过流断面面积,应突破传统思维,进行创新性设计,改变常规的液缸、锥体结构形式。可以考虑进行以下尝试:(1)将卡瓦与锥体设计成不完全接触,保持坐挂后卡瓦与锥体之间仍有循环通道。(2)完全省去液缸,将本体外径设计与套管外径一致,而卡瓦靠本体上几个独立的小活塞机构激发。过流断面面积的增加不仅可避免复杂情况的发生,而且可适应不同的井身结构,有助于钻井向广度深度发展。3.2液压丢失工具的应用常规尾管悬挂器多为右旋丢手,所以下尾管遇阻只能一面上下活动一面开泵循环,但受坐挂剪钉压力所限,循环效果往往并不明显。而水平井、大位移井如果不转动尾管,将尾管下到设计井深是困难的。要实现下尾管过程中转动不受限制,理想的办法是将丢手装置设计为液压丢手机构。但这一技术国内还没有真正掌握。液压丢手工具的技术关键在于解决好两大环节:(1)液缸—球座—丢手销钉剪切压力的精确控制;(2)(万一液压丢手失效)紧急丢手装置的可靠性。液压丢手工具要比坐挂机构更为复杂,但作为送入工具的组成部分,它的优越性在于可以重复使用。所以,该技术一旦取得突破,推广应用前景广阔。3.3防腐型尾管悬挂器的研制关于预防H2S和CO2对管材的腐蚀,已有一些成果,国内也自主研发了一些防腐性管材(如27CrMo27Vs、2Cr13)。但对于H2S和CO2共存条件下的腐蚀,研究还不多。应尽快开展这种条件下腐蚀机理的研究,掌握不同H2S和CO2含量在不同温度条件下与腐蚀速率之间的关系及其相互影响的变化规律,为防腐型尾管悬挂器的选材提供可靠的依据。同时要制定防腐型材料的相关标准,确保这种材料的各项机械性能。如果材料上不取得突破,尾管悬挂器的防腐只是一句空话。3.4旋转轴承技术旋转尾管可以提高顶替效率,这方面国内进行过尝试,但主要限于使用国外产品。使尾管旋转的关键技术是轴承。在高温高压和钻井液环境下,轴承经常会发生过热使扭矩增大而失效。国外旋转轴承已由过去的滚珠轴承、滚柱轴承,发展到聚四氟乙烯材料制成的密封滑动轴承。这种轴承国内尚属空白,应尽快组织相关单位联合攻关。3.5密封套的力学性能尾管悬挂器的抗温能力关键在于密封元件的抗温能力,而密封元件的关键部件是送入工具的密封套,因为密封套要在高温条件下承受长时间的往复运动和旋转运动。国产常规丁腈橡胶密封件的抗温能力为120℃,而国外密封件的抗温能力常达204℃,特殊材料的橡胶件抗温更强。这方面国内存在明显差距,而且,密封件的拉伸强度也须提高。如果密封件的抗温问题不解决,尾管悬挂器的应用范围终将受到极大限制。3.6送球器的改进除要解决尾管的到位问题外,水平井、大位移井还要确保憋压球的到位和下钻过程中卡瓦—推杆不受损害。关于投球问题,国内发明了送球器,这是一个创新,但似乎应该拓宽思路,如考虑将憋压装置设计在送入工具上。关于防止卡瓦—推杆损伤的最佳方案笔者认为在于将卡瓦设计成内藏式,即将卡瓦固定在本体的凹槽内,在下钻过程中卡瓦的外径明显小于本体外径。同时,应适当增加活塞面积,以提高卡瓦的上推力,克服坐挂时管壁对卡瓦运移的影响。4尾管悬挂器的优点如果说以上分析的几项关键技术是点的话,尾管悬挂器的综合技术性能则是面,由点及面才能提高尾管悬挂器的整体发展水平。笔者建议,未来几年重点开展以下新型尾管悬挂器技术的攻关。(1)发展多功能组合式尾管悬挂器。尾管悬挂器应注重开发它的多功能性,同时保证它的性能的可靠性。这就是一套尾管悬挂器同时具备多个功能以适应复杂的井下环境和条件:①悬挂能力强,过流面积大;②密封件抗高温;③液压丢手—下尾管过程中可上提、下放、转动套管,实现快速下钻;④注水泥过程中可旋转套管以提高顶替效率;⑤四塞系统防止钻井液—水泥浆污染;⑥注水泥后可坐封封隔器,在环空形成永久密封;⑦钻除方便,可节省大量时间和费用。(2)研制开发可膨胀式尾管悬挂器。可膨胀式尾管悬挂器一般主要由带有多级活塞和液压丢手装置的送入工具、带有卡瓦和封隔元件的悬挂器本体、带有膨胀器的回接筒组成。当尾管下到设计井深后