套管钻井技术现状及发展趋势

郭先敏

（中国石化胜利石油工程有限公司钻井工艺研究院，山东 东营257017）

0 引言

1 套管钻井系统分类

套管钻井利用常规的套管或尾管代替钻杆对钻头施加扭矩和钻压，实现钻头的旋转与钻进，同时完成下套管作业［1］。它不仅可以极大地降低钻井成本，加快完井速度，而且可以大大减少常规钻井技术所存在的事故隐患，如井眼坍塌、井壁冲刷等，还能够减少因划眼和处理起下钻中所发生的井涌而耽误的钻井时间。此外，套管钻井中钻井液能够连续循环，因而比起下钻时不循环钻井液的常规钻井技术更安全。作为减少传统钻井非生产时间的有效手段，采用套管钻井经济效益明显，更重要的是能够满足安全和环境（HSE）的要求，具有广阔的应用前景［2-3］。

套管钻井是传统钻井的替代技术，可在一个钻进过程中同时完成钻井、下套管与固井作业，主要分为BHA 可回收系统和不可回收系统2 类［4］（见图1）。

1.1 BHA 可回收套管钻井系统

可回收套管钻井系统包括套管柱底部的BHA、领眼钻头和扩孔器，以及用于回收和更换BHA 与钻头的钢丝绳。应用该系统不仅可以钻直井，还可钻定向井［3］。套管尺寸决定了造斜率的大小； 不同尺寸套管的疲劳极限确定了定向钻井过程中可实现的最大造斜率（见表1）［5］。

图1 常规钻井和套管钻井BHA

表1 不同尺寸套管可实现的造斜率

Tesco 公司从1995年开始研究套管钻井技术，1998年10月顺利完成了第1 口实验井［6］，是可回收套管钻井系统的主要供应商。1999—2007年，在海上和陆地不同岩性的地层中，已有280 多口井采用套管钻井，进尺超过600 km。

应用可回收套管钻井系统进行套管钻井施工，必须借助以下设备和工具。

1.1.1 套管驱动系统

Tesco 公司研发的套管驱动系统［7］（也称套管快速连接系统）是一个套管下入和钻进系统，包括可实现与套管流体密封的内部矛组合和可抓紧小尺寸套管外部或大尺寸套管内部的卡瓦组合。应用该系统可将套管连接至顶驱而快速组接套管，同时车削螺纹不进入顶部接箍，不会损害套管螺纹［8］。

1.1.2 顶驱

大功率顶驱的作用是在可回收套管钻井系统中将套管连接至套管驱动系统，而在不可回收套管钻井系统中将套管连接至超速传动系统。顶驱可带动套管旋转，也可为套管的组接提供扭矩。

1.1.3 套管接头

套管钻井中所用的套管接头与普通套管接头不同，具有抗扭强度高、抗疲劳能力强和密封性能好等特点，可适应恶劣的钻井条件［9］。Hydril，Vam，Hunting Energy Services，GB Tubulars 和Grant Prideco 公司可提供不同类型的套管接头。

1.1.4 可回收的BHA

钻直井和定向井所用的BHA 如图2所示［10］。除了扩孔器和领眼钻头以外，还包括套管钻井所必需的其他井下工具。对于直井，在BHA 中需要接稳定器，以便于垂直控制。而对于定向井，BHA 还包括无磁钻铤、导向马达和MWD 工具［11］。

图2 可回收的BHA

1.1.5 钻具锁定工具

钻具锁定工具位于BHA 的顶部，主要作用是通过轴向旋转使BHA 锁紧于套管的底部［12］，液压密封部件可确保BHA 与套管之间的密封。

1.2 BHA 不可回收套管钻井系统

大约80%的套管钻井作业应用BHA 不可回收套管钻井系统完成。与可回收套管钻井系统相比，不可回收套管钻井系统不能钻定向井，只能钻直井，而且结构简单，成本低。该系统应用连接在套管柱底部的可钻式套管钻井钻头钻进直井眼，钻进结束后留在井底或钻达套管下入深度后将其钻穿。是否应用该系统进行钻进，取决于预钻地层的类型［13］。不可回收套管钻井系统由威德福公司研发，自2000年1月以来，已在300 多口井上得到了成功应用。2005年，在印度尼西亚爪哇海的一个浮动式钻井平台上，威德福公司首次应用该系统完成了套管钻井作业。

不可回收套管钻井系统与可回收套管钻井系统应用的是相同的套管接头和顶驱装置，其他专用工具介绍如下。

1.2.1 超速传动系统

超速传动系统由威德福公司研发，可与任何类型的顶驱系统配套使用［14］。TorkDrive 工具是超速传动系统的核心部件，借助于顶驱提供的旋转动力，可对套管实行上扣和卸扣操作。套管的上扣和卸扣操作还需要钻台上配备脚手架等其他设备。应用该工具可进行循环冲洗、上下活动和旋转套管，因此，可减少任何潜在的压差卡钻等其他钻井复杂问题引起的非生产时间。

1.2.2 浮箍

浮箍是固井作业必备的工具之一。在应用不可回收套管钻井系统进行套管钻井作业时，已将浮箍连接在管柱中，钻至总井深之后即可进行固井作业［15］，从而大大减少了作业时间，降低了成本。

1.2.3 套管钻井钻头

不可回收套管钻井系统进行钻井作业所用的套管钻井钻头为可钻式。威德福公司研发了Ⅰ，Ⅱ（3 翼、4翼和5 翼），Ⅲ共3 种类型的可钻式套管钻井钻头（见图3），其中Ⅲ型是在Ⅰ型和Ⅱ型的基础上研发的。钻头的喷嘴可更换，进行水力性能优化。

图3 套管钻井钻头

2 套管钻井一体化技术

同其他钻井技术一样，套管钻井技术有诸多优势，多种钻井技术结合可发挥更大的作用。因此，套管钻井与欠平衡钻井、旋转导向系统、膨胀管和分级固井工具等其他技术的结合避免了诸多复杂事故，显著缩短了施工时间，可有效提高生产效率，降低施工成本。

2.1 欠平衡套管钻井

欠平衡钻井是井筒静水压力低于地层压力情况下的钻井技术，主要优势是减少循环液漏失、减少地层损害、消除压差卡钻和提高机械钻速，不足之处在于成本高，而且固井前必须进行压井作业。而套管钻井的主要优点是降低施工成本、缩短非生产时间。因此，与单一技术相比，套管钻井与欠平衡钻井配合可获得较好的效果，实现更大的价值，发挥更大的生产能力，其主要优势为：

1）欠平衡钻井的高成本可被消除；

2）套管钻井当量循环密度高、摩阻大，有助于良好的井控管理；

3）无需起下钻，不需要甩钻具，可避免起下钻引起的钻井风险；

4）下套管柱时不需要压井；

5）显著降低液体对地层的漏失；

6）提高井的注入能力；

7）减少不必要的钻井时间；

8）可实施井眼净化，有极好的井眼清洁能力；

9）解决易引起争议的固井声幅测井曲线问题；

10）利用增压分离系统控制产出液和地层压力。

目前，欠平衡套管钻井技术在南德克萨斯州老油田已经得到成功应用，节约成本约30%［16］。

2.2 旋转导向套管钻井

套管钻井中应用导向马达进行定向钻进施工，会造成井下工具过度磨损，导致机械钻速低；而应用旋转导向系统可钻进φ215.9～250.8 mm 井眼，效率高于导向马达。图4显示了φ177.8 mm 套管（线密度34.04 kg/m）具有创新特征的BHA 设计［13］。

图4 旋转导向套管钻井技术BHA

康菲石油公司的开发项目显示，套管钻井中应用旋转导向系统不仅可发挥套管钻井的优势，还可保持旋转导向系统的定向效率［17-18］。在成熟的近海油田套管钻井施工中，Tesco 公司应用斯伦贝谢的动力驱动旋转导向系统获得了较好的效果。

2.3 膨胀管套管钻井

膨胀管技术与套管钻井技术极为相似，因此可融为一个施工过程。应用膨胀套管进行套管钻井施工，钻至总深度的同时即可完成膨胀作业。膨胀管技术与套管钻井技术的结合具有明显优势，不仅节约成本、缩短钻机运行时间，而且有助于井控管理［12］。目前，这2 项技术的结合纯粹是理论上的，还没有付诸实际应用。

2.4 采用分级固井的套管钻井

固井施工面临泵压高、泵送时间长、流体静压过大等诸多挑战，因此，需要使用分级固井工具——分级箍进行2 次甚至多次有选择的注水泥作业，即分级固井。分级固井和套管钻井结合，不仅显著缩短施工时间、降低施工成本，而且有助于套管下至设计深度、减小井斜和循环漏失，提高固井作业效率。在美国科罗拉多州西部的皮申斯（Piceance）盆地［19］，套管钻井中应用机械式双级固井工具——双级固井轴环（见图5）成功进行了分级固井作业，效果良好。

图5 双级固井轴环

具体施工做法是将双级固井工具接在BHA 中，可确保水泥浆返至地面。施工中所用的钻鞋为3 系列钻鞋（DS3）。DS3 钻鞋转换和双级固井操作程序为：1）钻到设计深度；2）投球、憋压；3）泵送顶塞；4）下落锥体、升压、移动分级固井工具端口；5）泵送关闭塞；6）用常规钻头钻掉DS3 钻鞋。

3 套管钻井局限性

3.1 地层评价

套管钻井钻至目的层深度后套管留在井里［10］，无法用传统测井工具进行裸眼测井作业，一个解决办法是应用LWD 工具进行随钻测井。进行裸眼井测井还是套管井测井受储层类型的影响，测试设备和岩心筒还应适合于钢丝绳回收。

3.2 套管连接

套管钻井的另一个挑战是套管连接处不能承受高扭矩、疲劳和屈曲过程中的复合载荷［9］。Tessari 和Madell 于1999年指出，低扭矩、低钻压、小井眼可解决这个难题。现在，应用有限元分析模型可在套管钻井之前对套管的连接性能进行评价。应用Landmark 软件内置的相应模块也可对摩阻和扭矩进行分析。

3.3 更换钻头和BHA

在可回收套管钻井系统中，如果工具疲劳或受到损害，那么回收BHA 极为困难。受各方面因素的影响，BHA 的回收成功率只有70%。在某些情况下，套管尺寸受到限制，也会影响工具的回收。因此，必须改变施工工艺或修改工具解决这类问题。

4 发展趋势

随着全球勘探开发的不断深入，为适应不同的钻井环境，进一步降低施工成本，缩短非生产时间，最大程度地减少问题地层钻井事故的发生，可回收尾管钻井已成为钻井技术的发展趋势。可回收尾管钻井与可回收套管钻井极为相似，可进行定向钻进，在必要时可进行BHA 和钻头的回收与更换。

可回收尾管钻井与可回收套管钻井所用的地面设备相似，井下工具可通过钢丝绳或钻杆回收。BHA 包括旋转导向系统、锁紧机构、扩孔钻头、导向钻头、容积式马达、稳定器和MWD 工具（根据需要还可下入取心工具）等。锁紧机构是连接BHA 和套管的专用工具，可传递扭矩、轴向和压力载荷。所有的井下工具必须能承受作用在尾管上的任何扭矩及适应恶劣的钻井条件［20］。图6显示了可回收尾管钻井的概念。

图6 可回收尾管钻井概念示意

与可回收套管钻井相比，可回收尾管钻井具有一定的优势，不仅节约大量的管材费用，深水钻井施工中还不用对钻机和防喷器进行改造，有助于井控管理，但也存在一定的局限性：

1）尾管悬挂器坐封和回收后再次下入是否能重新坐封的能力可能受限；

2）由于尾管所能承受的扭矩、最大载荷等因素，钻进井段长度受到限制；

3）尾管悬挂器坐封和解封时可能损害套管内部。

5 结论

1）套管钻井技术可靠，与常规钻井技术相比提高了钻井性能，降低了问题区域的钻井风险，减少了诸多钻井复杂问题，从而极大缩短了非生产时间，降低了钻井成本。

2）可回收尾管钻井技术可行，是套管钻井的替代技术。它不仅适应不同的钻井环境，进一步降低施工成本、缩短非生产时间，而且能改善钻井性能，最大化提高可采储量；因此，可回收尾管钻井技术是未来发展的主要方向。

3）为确保可回收尾管钻井技术的成功应用，在钻穿衰竭地层或较高井眼曲率井段，应使用比普通悬挂器更为有利的膨胀尾管悬挂器； 尾管钻井之前应进行扭矩和摩阻计算分析； 尾管设计特别是连接部分设计应能承受各种钻井载荷； 应用与套管钻井相似的尾管保护附件，以防止尾管过度磨损，降低尾管损坏；应具备必要时回收和再次下入BHA 或钻头时尾管的快速拆卸与组接的能力。

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