Ø406.4 mm尾管悬挂技术在深水钻井中的应用

赵苏文　黄小龙　熊爱江　赵　德（中海油能源发展股份有限公司工程技术深圳分公司，广东深圳　518606）

Ø406.4 mm尾管悬挂技术在深水钻井中的应用

赵苏文黄小龙熊爱江赵德
（中海油能源发展股份有限公司工程技术深圳分公司，广东深圳518606）

针对深水钻井水下井口系统的表层套管尺寸限制后续套管层次的问题，介绍了Ø406.4 mm超大尺寸尾管悬挂技术以及与其对应的注水泥工艺。悬挂装置由承载环和配套的悬挂器组成，承载环最大外径508 mm，最小内径445.8 mm，出厂前预制在Ø508 mm套管上；配套的悬挂器上卡环坐入Ø508 mm套管承载环上的对应卡槽内，连接Ø406.4 mm尾管串。对作业过程中可能出现的一些问题进行了分析总结，提出了建议。该技术有助于优化井身结构，从而更好地应对复杂地层钻井难题，对今后类似井的作业具有很好的借鉴作用。

深水钻井；井身结构；尾管悬挂器；井口头；防喷器

深水钻井面临许多特殊作业环境，如钻井液安全密度窗口窄、钻进过程中经常会钻遇到浅层水流或浅层气等复杂地层，因此在油藏埋藏深度相同的情况下，随着水深的增加，套管层次逐渐增多，对于有盐膏层、异常压力层等复杂地质井，需要下入的套管层次更多。而深水钻井通常采用水下井口工艺，为与防喷器配合，标准井口的表层套管尺寸为Ø508 mm或Ø558.8 mm，限制了后续套管层次的尺寸。由于使用海水作为钻井液，其下入深度也受到地层压力及井壁稳定性等的严格限制。常规的尾管悬挂工艺受到诸多因素的限制。一种特殊的Ø406.4 mm尾管悬挂技术可满足深水钻井上部井段增加套管层次需要，但是在使用过程中也存在一些问题。

1　常规尾管悬挂技术

1.1工艺过程

常规的小尺寸液压尾管悬挂基本的工艺流程：下尾管串，连接尾管悬挂器总成，用钻具送尾管串等到设计深度；开泵循环正常，投球打压坐挂尾管悬挂器，继续打压剪切球座；倒开尾管悬挂器送入工具；注水泥施工作业；坐封悬挂器上封隔器，提出中心管循环出多余水泥浆。

1.2技术要求

常规小尺寸液压尾管悬挂技术的基本要求是：挂的住、倒得开、封得严、提得出。坐挂机构采用球-球座-液缸的过程，其基本原理为：从井口投入憋压球，待球坐到球座后，从井口憋压，管内和管外形成压差，推动活塞下行剪切液缸销钉，带动卡瓦沿锥体上行，并贴近上层套管内壁，此时下放管柱使卡瓦牙卡在套管内壁上，实现尾管悬挂。利用水泥返高及其随带的封隔器实现密封。采用机械旋转脱手送入工具或液压脱手起出送入工具。

2　Ø406.4 mm尾管悬挂技术

2.1技术难点

2.1.1设计难度大

（1）悬挂负荷增加。由于尾管尺寸增大，要求尾管悬挂器必须具有足够的悬挂能力。

（2）几何空间限制。过流面积影响方面：尾管悬挂器必须具有足够的过流面积才能够保证施工的安全，否则，会引起井漏、水泥返高不够、环空气侵等复杂情况发生。对于Ø406.4 mm大尺寸尾管，由于其本身的外径和上层套管内径的间隙就很小，如何保证尾管悬挂器有足够的过流面积，对常规的传统液压方式尾管悬挂器提出了严峻挑战。外部系统环境影响方面：隔水管内径尺寸、BOP内径尺寸及上层套管内径尺寸等限制了常规液压尾管悬挂器设计的空间需要，另外，由于后续对尾管悬挂器内径需要，也限制了常规液压尾管悬挂器的空间需要。

2.1.2施工工艺复杂目前常规的小尺寸液压尾管悬挂技术工艺过程较复杂，施工环节较多，而Ø406.4mm尾管尺寸较大，对井况要求高，容易出现下入过程较慢、悬挂器坐挂困难、悬挂器流道较小易憋压、悬挂器脱手困难等问题。

2.2技术要求

常规小尺寸液压尾管悬挂技术的基本要求，对于Ø406.4 mm尾管悬挂技术同样适用，但工艺过程则大不相同。Dril-Quip公司的这种Ø406.4 mm尾管悬挂技术，主要由承载环、尾管悬挂器及送入或安装工具、密封总成等构成，基本原理和思路类似于海洋石油浅水钻井的套管泥线悬挂技术。

2.2.1悬挂器及坐挂结构Ø406.4 mm尾管悬挂工艺的悬挂结构由两部分组成，承载环和配套的悬挂器。承载环最大外径为508 mm，最小内径为445.8 mm，长度为1 228.9 mm。其在出厂前预制在Ø508 mm套管上。

与其配套的悬挂器上卡环坐入在Ø508 mm套管上承载环上的对应卡槽内，其上连接着Ø406.4 mm尾管串，达到悬挂尾管的目的。

2.2.2井筒密封系统类似常规深水套管头密封原理，其密封依靠套管悬挂器上的密封总成实现。水泥浆对套管和裸眼之间间隙的有效封隔也是一种方式。

2.2.3送入工具系统类似于常规的深水套管头、密封总成及抗磨补心送入工具原理。送入工具可以把尾管悬挂器送入到其配套的承载环上结构内。注水泥作业结束，送入工具座封密封总成后，可以倒开并起出，实现一趟作业完成整个的工艺过程。

2.2.4承载环冲洗工具由于承载环是预制在提前下入的上层Ø508 mm套管内上的，后续井眼钻进过程中，可能有岩屑等堆积在此位置，因此，在下入Ø406.4 mm尾管前，需要先下入特殊的冲洗工具进行冲洗作业。

2.2.5配套的注水泥技术由于Ø406.4 mm尾管悬挂技术原理及大尺寸的上部套管固井特点和难点，与之配套使用的是内管柱法固井技术。内管柱法固井方式是深水主要的固井方式之一，其主要应用于导管或表层大尺寸套管固井中。其主要工艺过程是：在导管或表层大尺寸套管内下入钻杆，钻杆底部离浮鞋深度一般控制在30~50 m左右，送入钻杆接对应的送入工具，把导管或表层大尺寸套管送到预定深度，循环井眼正常后，开始固井作业。

其工艺施工的关键环节为：确保导管或套管串送入工具的密封性，防止出现套管内灌水泥情况；确保送入工具顺利倒开退出等。注水泥结束后，顶替时间短，对这种大尺寸套管固井，水泥浆量大的情况，保证施工的安全和注水泥质量。

3　现场施工过程及关键点

3.1施工过程

Ø406.4 mm尾管悬挂技术在南海海域某区块进行了现场应用。该区域水深为1 450~1 546 m，最高天文潮为101 cm，最低天文潮为92 cm（相对于平均海平面）。平均气温26.0 ℃；极端最高气温35.6 ℃；极端最低气温9.9 ℃。表层流四季均为偏西向流，流速冬季大夏季小，中层和底层流则以东北西南向为主，底层流速明显小于表层和中层。

该区域风向集中在0~200°，最大风速为80 km/h，平均风速为25 km/h。浪高集中在0~6 m范围内，最大浪高为17 m，平均浪高为3 m。

该井上部井段为正常压力系数1.0，下部存在异常压力，预测井底压力系数为1.30。该井使用5层套管结构设计，备用一个Ø215.9 mm井眼、Ø177.8 mm尾管。Ø914.4 mm导管下深1 554 m，Ø406.4 mm套管下深2 219 m，Ø406.4 mm尾管下深2 704 m，Ø339.7 mm套管下深3 280 m，Ø244.5 mm套管下到完钻深度3 560 m。Ø406.4 mm尾管下在地层压力开始增加深度，增加下部1 816.1 m井段作业窗口，确保Ø339.7 mm套管下到设计位置，满足后续压力窗口需要。

（1） Ø508 mm套管上的承载环。承载环提前预制在Ø508 mm套管上，现场作业时，承载环实际下入顶深度为2117 m，尾管重叠段100 m左右。

（2）1 816.1 m×Ø508 mm井段钻进作业。组合1 816.1 m×Ø508 mm井段钻具组合，完成井段钻进作业，处理好井眼，起钻。

（3）下冲洗工具冲洗Ø508 mm套管上的承载环。一般的冲洗钻具组合为：引鞋+适量的钻杆+Ø406.4 mm冲洗工具+送入钻杆。到位后，按照工具的操作要求，下压113.4 kN，坐冲洗工具到位，即可以开泵冲洗Ø406.4 mm的承载环及其上的尾管挂悬挂结构。

（4）下Ø406.4 mm尾管串，内管柱、悬挂器、密封总成及送入工具。按照设计的套管表下入Ø406.4 mm尾管串，按照设计下入内管柱到Ø406.4 mm尾管内，内管柱底部距离Ø406.4 mm尾管浮箍35 m。连接上Ø406.4 mm尾管悬挂器、密封总成及送入工具，用钻杆把尾管串送到Ø508 mm套管上承载环坐挂位置。

（5）坐挂Ø406.4 mm尾管悬挂器及注水泥作业。按照工具的操作要求，释放尾管质量45 359 kg坐挂尾管挂到承载环上，过提13 607.7 kg验证是否坐挂成功。另外，也可以通过逐渐释放掉尾管串重量，对比冲洗工具的下入深度，如果深度一致，验证尾管挂坐挂到位。按照固井设计进行循环和注水泥作业。

（6）脱手送入工具、坐封并锁定密封总成。固井结束后，按照工具的操作要求，下压90.718 kN，正转5.5圈脱手尾管挂送入工具。下压136.077 kN坐封密封总成，关防喷器组，环空加压6.89 MPa，锁定密封总成。循环冲洗钻杆后，起出送入工具及送入钻杆。

（7）悬挂效果。该井的现场实际施工情况，对比常规的液压小尺寸尾管悬挂工艺技术，这种Ø406.4 mm尾管悬挂技术，施工过程简单，稳定性及可靠性好，节约作业时间，满足工程的需要。成功解决了深水钻井上部井段的大尺寸尾管悬挂问题，且是一种有效方式。

3.2工艺关键点

（1）Ø508 mm套管上的承载环以及Ø406.4 mm尾管悬挂器是整个工艺的关键，具体是由尾管悬挂器上特殊的卡环机构和承载环上的卡槽实现对尾管的悬挂。所以其加工质量，加工精度至关重要。

（2）承载环机构的磨损。在后续钻进中，当大尺寸工具通过Ø508 mm套管上的承载环时，应控制速度，缓慢通过，减少大尺寸工具对承载环的磨损或磕碰损坏，并配合调低顶驱转速，减少高转速对承载环的磨损。另外，快速钻进到设计下套管位置，减少钻柱旋转等对承载环的长时间磨损。

（3）严格按照尾管悬挂器的坐挂要求、密封总成的坐挂及锁定要求、送入工具的倒开要求，精细操作，准确判断。

（4）控制水泥浆量。根据随钻井径、或者循环测量井筒容积等手段，准确掌握井眼尺寸的扩大率，为水泥浆量的附加提供参考依据。其原则是，保证水泥浆不能返高到尾管悬挂器顶部，以免水泥浆对密封总成及送入工具等造成影响。

（5）设定套管口袋及尾管重叠段的合理长度，为尾管可能的坐挂失效做好备用措施。

3.3工艺过程可能的风险点

这种Ø406.4 mm尾管悬挂器技术，其工艺过程存在的可能风险包括：坐挂失效、送入工具的倒开困难及密封总成不能坐到位失效等。

（1）某井作业过程中，尾管悬挂器坐挂、注水泥及坐封密封总成过程均正常，在后续的环空加压验封及锁定密封总成过程中，出现了尾管下行的情况。

其原因分析：Ø508 mm套管上的承载环结构，在井段的钻进及下套管过程后磨损或结构破坏，或者尾管悬挂器上的卡环损坏、磨损等，导致其之间不能配套。也可能是由于其工具本身的加工精度不够所致。

（2）在世界范围内的深水钻井中，这种Ø406.4mm尾管悬挂技术应用中，出现问题最多的环节在于悬挂器的密封总成不能坐到位，无法利用密封总成实现对环空的再次密封。根据数据统计及相关资料显示，美国墨西哥湾的深水钻井作业中，90%以上的井都出现Ø406.4 mm或Ø457.2 mm尾管悬挂器密封总成不能成功坐到位的情况。

出现密封总成不能成功坐到位的主要原因在于，密封总成连接在尾管悬挂器送入工具上，随尾管悬挂器一起入井，在下入过程中、后续的开泥浆泵、注水泥作业过程中及Ø508 mm套管承载环上对应套管内壁不干净等，导致后续下压密封总成无法到位，不能实现对悬挂器外环空的有效密封。

分析尾管悬挂器结构，悬挂器外壁和Ø508 mm套管承载环对应位置之间间隙非常小，常规方式冲洗也仅能够冲洗到尾管悬挂器的内壁，而要冲洗干净密封总成的空间是比较困难的。

当出现悬挂器上的密封总成没有实现密封悬挂器外环空时，根据地层及井的具体情况及需要，可以通过在悬挂器位置挤注水泥方式，实现密封目的。除此之外，还可以考虑投铅印，通过其内部构造，判断密封总成的实际坐封位置情况后，下PBL旁通阀方式，对悬挂器及密封总成处进行清洗后，尝试坐封密封总成到位。

（3） Ø508 mm套管上的承载环深度选择。承载环深度选择，即尾管悬挂器重叠段长度问题，除了考虑常规的标准和因素外，还需要考虑以下特殊情况。

根据深水井的作业方式，Ø508 mm套管下完后，需要下入BOP组及隔水管系统开始建立循环，当钻穿Ø508 mm套管鞋，需要进行地层承压试验，由于可能的套管固井质量不好情况，导致需要对管鞋处进行挤水泥提高承压作业。在这种情况下，如果承载环位置太靠近Ø508 mm套管鞋，则存在水泥对承载环的影响，为了避免这种情况出现，尽量增加承载环和Ø508 mm套管鞋之间的距离，美国墨西哥湾海域一般为121.9~152.4 mm。

4　结论

（1） Ø406.4 mm尾管悬挂工艺操作类似于深水的水下井口操作过程，相较常规小尺寸液压尾管悬挂技术，整个工艺过程较简单，稳定性较好，且其对应的注水泥工艺较简单，风险较小。

（2）该技术有助于优化井身结构，更好地应对复杂地层。在深水钻井中，除了可以在Ø508 mm套管上悬挂Ø406.4 mm尾管外，还可以在Ø558.8 mm套管上同时悬挂Ø457.2 mm和Ø406.4 mm两层尾管。

（3）作业过程中，要从多方面和多角度考虑减少对Ø508 mm套管内承载环结构的可能磨损，或套管悬挂器上卡环的可能磨损，避免由此导致的悬挂失效情况发生。包括优化井身结构，尽量减少尾管段井眼长度，提高作业效率、降低顶驱转速、大尺寸钻具起下通过时放慢速度及加强工具本身的加工精度等措施，改进卡环式悬挂结构及其他类似的悬挂结构。

（4）控制水泥浆量，避免水泥浆返到套管悬挂器及送入工具以上位置。

（5）下尾管、尾管悬挂器及送入工具前，专门下一趟冲洗工具组合对Ø508 mm套管内的承载环结构进行冲洗，对后续作业很有帮助。

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（修改稿收到日期2014-12-31）

〔编辑薛改珍〕

Application of Ø406.4 mm liner hanger technology in deepwater drilling

ZHAO Suwen, HUANG Xiaolong, XIONG Aijiang, ZHAO De
（Engineering Technology Company of CNOOC Energy Technology & Services Limited, Shenzhen 518606, China）

To solve the subsequent casing levels limited by surface casing size in the subsea wellhead system for deepwater drilling, a Ø406.4 mm oversized liner hanger technology and corresponding cementing process are introduced. The hanger device is composed of carrier bar and supporting hanger. The maximum outside diameter of the ring is 508 mm and the minimum inner diameter is 445.8 mm. It is prefabricated on a Ø508 mm casing before delivery from factory; the snap ring of the supporting hanger is seated into the corresponding slot of the Ø508 mm casing carrier ring to connect the Ø406.4 mm liner string. Some problems that may arise during the operation are analyzed and summarized, and suggestions are provided. This technology is helpful to optimize the wellbore configuration and better address the complex formation. It also provides a good reference for similar wells’ operations in the future.

deepwater drilling; wellbore configuration; liner hanger; wellhead; blowout preventer

TE256

B

1000 – 7393（2015） 01 – 0103 – 04

10.13639/j.odpt.2015.01.026

“十二五”国家科技重大专项“南海北部陆坡（荔湾3-1及周边）深水油气田钻采风险评估及采气关键技术研究”（编号：2011ZX05056-001-03）；国家自然科学基金“海洋深水浅层钻井关键技术基础理论研究”（编号：51434009）。

赵苏文，1982年生。2005年毕业于中国石油大学(华东)石油工程专业，主要从事钻井监督和钻井工艺技术的研究工作，中级工程师。电话：0755-26023856。E-mail：zhaosw@cnooc.com.cn。

2014-11-30）

引用格式：赵苏文，黄小龙，熊爱江，等. Ø406.4 mm尾管悬挂技术在深水钻井中的应用［J］.石油钻采工艺，2015，37（1）：103-106.