第４５卷 ２０１６年１２月 船海工程 ＳＨＩＰ＆０ＣＥＡＮ ＥＮＧＩＮＥＥＲＩＮＧ Ｖｏ１．４５ Ｄｅｃ．２０１６ ＤＯＩ：１０．３９６３／ｊ．ｉｓｓｎ．１６７１－７９５３．２０１６．Ｓ１．０４２ 表层二合一复合套管在渤海油田的应用 陈爱国 ，赵少伟 ，侯泽宁 （１．中海石油（中国）有限公司天津分公司，天津３００４５２；２．中国石油大学（北京），北京１０２２４９） 摘要：２０ ＋１３—３／８”复合表层套管井身结构优化钻井技术就是在１３—３／８”套管作为隔水导管无法满 足深井作业的背景下，能够降低钻井成本的一项新技术。介绍２０”＋１３—３／８”复合表层套管井身结构优化钻 井技术的稳性研究，以及相关配套设备技术和操作要点。此项技术一年来在勘探钻井中的应用，在工程上和 经济上取得了丰硕的成果。 关键词：复合；表层套管；优化井身结构；套管稳性研究 中图分类号：ＴＥ５２ 文献标志码：Ａ 文章编号：１６７１－７９５３（２０１６）Ｓ１．０１８２－０４ 随着石油勘探钻井的深度日益增加，１３—３／ 作为隔水导管的局限性愈发明显。 ８”套管作为隔水导管越来越无法满足深井的作业 要求。２０”＋１３—３／８”复合表层套管井身结构优 化钻井技术是在１３—３／８ 套管作为隔水导管无法 １）超过３０ ｍ水深的作业不能满足要求，同 时不能满足抗浮冰的要求。在水深超过３０ ｍ的 海域或者部分存在海冰的作业海域，１３—３／８”套 管对轴向承压或横向稳定性的要求不能满足，并 且抗海冰能力也比较差，只有采取２４ 隔水导管 满足作业的背景下，对１３—３／８ 套管作为隔水导 管技术进行的创新和改进。经过了一年多不懈地 对此项技术的研究和应用，如今逐渐成熟的此项 技术已经成为了在勘探钻井过程中减低成本增加 时效的主要方面之一。 ＋１３—３／８”套管方式进行钻井作业，影响作业效 率。 ２）可挂套管长度方面，１３—３／８”表层套管作 为隔水导管这方面十分受限，即限制了中完的钻 井深度。并且作业区域水深和可挂内管的极限长 １ 技术背景 早期对渤海海域井深４ ０００ ｍ左右的井钻 探，至少需要５层套管，下人程序多，作业时间长， 耗费大量时间和人力。随着技术的进步，对井身 度成反比，当处于３０ ｍ水深条件下作业时，１３— ３／８”套管作为隔水导管可悬挂９—５／８ 套管 （Ｎ８０、４７ ｌｂ／ｆｉ）的极限长度仅为１ ４８７ Ｉｎ，达不到 结构进行了优化，取消了３０”套管，井身结构简化 为４层套管。无论钻井深度的深浅都要下隔水导 ３ ０００ ｍ以上井深的钻井作业要求。 ３）１３—３／８”表层套管作为隔水导管仅适用于 安装了井口张力器的钻井平台。当前仅有渤五、 渤七和渤九钻井平台安装了井口张力器系统，其 管，对于井身结构方面的钻井效率没有得到显著 提高。 ２００２年，“不下隔水导管，以１３—３／８”套管作 它平台钻探井必须要使用２４”隔水导管。 为隔水导管”的探井作业思路在集束勘探钻井项 目实施过程中被提出来，经过几年的作业应用，探 井钻井效率得到了有效的提高，近年探井的工作 ２ 关键技术 为了应对中深井和深井的日益增多，提出了 量逐年加大、钻井深度也逐年加深，１３—３／８ 套管 去掉大尺寸的隔水导管，使用２０ ＋１３—３／８ 复合 套管下至７００～８００ ｉｎ，通过复合套管力学稳性计 算和技术论证，成功的将２０”＋１３—３／８ 复合套管 作为隔水导管和表层套管合二为一，简化了一层 井身结构，推动了渤海湾探井表层钻井的发展，实 现了技术的新突破。 ２．１优化后的井身结构和复合管串连接 收稿日期：２０１６—０７—０７ 修回日期：２０１６—０８—０７ 基金项目：国家科技重大专项（２０１１ＺＸ０５０５７） 第一作者简介：陈爱国（１９８９一），男，学士，高级工程师 研究方向：海洋石油钻完井技术研究与管理 Ｅ－ｍａｉｌ：ｚｈａｏｓｈｗ＠ＣｎＯＯＣ．ＣＯＲＩ．ｃｎ ２Ｏ 套管＋变扣接头＋１３—３／８”套管作为隔 １８２ ２０１６｛ ｌ２ Ｊｔ 陈谩１ｌ ， ： 合・ 合癸僻 渤海汕田的 用 船海Ｔ程 水导箭旅 套竹下 ７００～８００ ｍ，特制２０” 扣×１３—３／８ 公扪Ｉ变扣接头，嘤求２０ 套箭 少入 泥３０ Ｉｌｌ；９—５／８”技术套僻下 ３ ０００ １１１左 ，下 部川８一ｌ／２” Ｈ｝｛完钻，Ｊ卜身结构 ｌ 、 图１复合管串井身结构图 ２．２安全简易快装套管头 陔 符 址 ２ｌ—ｌ／４”会僻 接２（）” 食臀丝４＂ｌｌ＇ｌｌｉ＂４作 成， Ｉ ２ 快装食管头特点： １） 法 连接变 变Ｊ ｉ（ＬＪ｛ 连接防喷器 、 ２） 接２（）”贪箭公丝 连接２（）”奁箭ｆ：Ｊ：－ｔｉ－Ｉ ３）他Ｊｔｌ￣ｋ－［１：卜 Ｃ 仆９—５／８”食管 、 图２简易快装套管头 ２．３ ２１—１／４”套管头与防喷器组合 ｌ防ＩＩ赀 咂 将近３０ ｌ，２０”＋ｌ３—３／ ８ 僻 ’：ｆ Ｊ 址安装 九佝防喷 ， 『奠】３ －ｊ 以 １３—３／８” 僻作为 水 竹／ｆ 的址＿井【ｌ没 有悬吊系统， 尤法承戡防唢器的五ｈｔ，这就需 要２０” 水 毹： 波载和冰载同时作川下能够满 足作业要求、 第４５卷 表１井口防喷器重量表 称 ｍ ＬＪ．／ｋｇ 万能防喷器 ７ ８２４ 单闸板防喷器 ６ ９３８ 双闸扳防喷器 １ ｌ ５０５ 四通及阀门 ｌ ５００ 套管头 ｌ ０００ 他（管线及 ¨等） ｌ ０００ 合计 ２９ ７６７ 图３井口防喷器组图示 ２．４ ２０ ＋１３—３／８”组合结构套管稳定性分析 １）组合结构隔水导管轴向临界火稳载荷计 外。根据对隔水导管的力学分析，采川ｆ的简化的 力学模型 罔４ ～ 冰城 波载 － ・—————一 ｌ ｊ≮ ・●－－－－－－－－－一 ●——一 ｌ ＇＜ ｊ Ｉｆｌｌｉ／ｌ（：ｆ＇．ｉ：Ｉｊ ｊ Ｌｆ￣ 】 图４计算模型图 首先分析计算２０”隔水导管的轴向临 失稳 找衙，即不考虑横向载荷作 陔结构不发牛轴向 弹性失稳时顶部能够承受的极限载倚情７兄。理论 模型基于欧拉 杆稳定原理，轴ｒＵＪ临界失稳计算 模型见冈４。计算时考虑２０”套管壁厚为０．５ 、ｌ” 闪种。计算结果 表２。 １ ８３ ２０１６正 １２月 陈爱国，等：表层二合一复合套管在渤海油田的应用 船海工程 表２组合结构轴向临界失稳载荷 …格 ｃ 口 ２）固定端部载荷（３００ ｋＮ井口载荷）情况下 抗风浪流能力。正常作业条件下，３００ ｋＮ的井口 载荷由导管顶部承受，所以需要分析计算该结构 在这种条件下能够抵抗的风浪流极值。计算过程 中，海况条件选取１年一遇、１Ｏ年一遇数据，２０”导 管壁厚为０．５”、１ 两种。风浪流按同一作用方向 考虑。海况条件见表３。 表３风浪流载荷作用计算结果（顶部载荷３００ ｋＮ） 管体规格 蓑 ３）考虑风浪流条件下导管结构抗冰能力。 考虑海况条件分别为１年一遇、１０年一遇，风浪 流及海冰同时作用与组合结构时其结构响应情 况。计算结果见表４。 表４考虑风浪流时海冰载荷作用 计算结果（顶部载荷３００ ｋＮ） 管概格 誊淼鬈 ４）保证２０”＋１３—３／８ 套管组合结构稳定性 条件下井口极限承载能力分析。对海域的海况条 件进行针对性研究，计算出保证管柱稳定条件下 井口能够承受的载荷范围，９—５／８”套管的极限悬 挂载荷以及９—５／８”套管的极限下入深度。 表５风浪流载荷作用下端部极限载荷计算结果 １８４ 第４５卷 由计算可知，如果按照４７ ｌｂ ９—５／８”套管重 量为７０ ｋ＃ｍ，考虑浮力系数０．８５，则３ ０００ Ｉｌｌ套 管重量为１７８．５ ｔ这种情况来看，２０×０．５”很难满 足作业要求。根据第一部分中有关计算可知，在 不考虑环境载荷的情况下，２０×０．５”的轴向临界 失稳载荷为１ ４８４ ｋＮ，作业存在风险，可能会发生 弹性屈曲。如果井口载荷按照１ ３００ ｋＮ来考虑， 在不考虑环境载荷的情况下，２０×０．５”能够满足 轴向承载要求。在海况重现期１年的情况下，２Ｏ ×１”导管可以满足３ ０００ ｍ的下深。 ０．５”壁厚２０”套管内９—５／８”套管的极限下深 为１ ３３０ ｍ，如果井口载荷按照１ ３００ ｋＮ来考虑， 在不考虑环境载荷的情况下，能够满足轴向承载 要求。有些钻井船具有井口悬吊系统，可以利用 该系统将部分套管载荷加在钻井船上，而不是直 接加在２０”＋１３—３／８”套管上。下套管固井通常 采用固井后坐挂套管，固井时上提套管至坐挂位 置一定的距离，固井后利用水泥稠化增加的摩阻 保证套管坐挂到位，坐挂时观察悬吊系统拉力变 化，若缓慢增加不超过１ ０００ ｋＮ，可以直接坐挂； 若拉力达到１ ３００ ｋＮ仍无法坐到位，则采取候凝 一段时间后继续坐挂。 ３ 现场应用 ２０１０年３月一４月，２０”＋１３—３／８ 复合套管 作为隔水导管＋表层套管钻井技术成功应用于垦 利６—２—１和渤中３４—１Ｗ一１Ｄ两口井，记录了 不同作业条件下重要的参考数据，这些资料和经 验对此项技术的应用是十分宝贵的。 现场应用关键点： １）一开直接用１７—１／２”钻头钻至中完井深， 通过大排量上下划眼以扩大在泥面以下３０ ｍ内 的井眼，确保２０ 套管下人。 ２）下２０ ＋１３—３／８ 套管时，不同的上扣转矩 要注意，以及时更换下套管工和具套管钳。 ３）固井时要确保复合套管水泥返高与固井 质量。 ４）装２Ｏ”套管头时注意不要错扣，确保套管 头与２０”套管，丝扣连接、台阶密封，以防丝扣未 紧扣到位。 ５）１２—１／４钻头下钻至２Ｏ ＋１３—３／８ 变扣 接头处要缓慢下放，操作时要小心，禁止在套管内 来回开泵划眼活动。 ２０１６正 ｌ２月 陈爱国，等：表层二合一复合套管在渤海油田的应用 船海工程 第４５卷 ６）９—５／８”套管固井后根据水泥返高等计算 成本大大降低，经济效益和社会效益巨大。 座挂悬重、中和点位置确保其安全挂于２１—１／４ 参考文献 套管头。 在两口井的作业时效进行对比之下，该实用新 ［１］谢仁军，刘书杰，杨进，等．海上新型组合隔水导管抗 型表层钻井技术，在每口井省掉了１４项工序，减少 冰极限承载力分析［Ｊ］．船海工程，２０１３，４２（５）：１７６－ 了约２．５ ｄ的工时；省下物料２４”隔水导管１１根，固 １７８． 井材料，３０，，爿：眼泥浆，下导管和井口等工具。 ［２］苏宇驰，范白涛，赵少伟，等．锦州２５—１井隔水导管承 载力及井口稳定性分析［Ｊ］．船海工程，２０１５，４４（４）： ４ 结论 １１９．１２１． ［３］吴怡，杨进，魏倩，等．导管架平台隔水导管打桩优化 １）使用２０ ＋１３—３／８”复合套管可省掉一层 设计研究［Ｊ］．船海工程，２０１２，４１（５）：１７０—１７１． 井身结构工序，解决了水深３０ ｉｎ以上渤海海域常 ［４］杨进，刘书杰，周建良，等．风浪流作用下隔水导管强 规探井，并且技术套管可以下至３ ０００ ｉｎ左右，用 度及安全性计算［Ｊ］．中国海上油气，２００６，０３：１９８— 于３ ０００—４ ０００ Ｉｎ中深井；应用此项技术可以节 ２００． 省钻井材料、钻井时间、钻井费用，安全性更高。 ［５］杨进，彭苏萍，周建良，等．海上钻井隔水导管最小入 是渤海钻井史上一次创新性的技术革命。 泥深度研究［Ｊ］．石油钻采工艺，２００２（２）：１－３，８２． ２）目前浅层气对该项技术影响较大。浅层 ［６］刘书杰，周建良，杨进，等．海上钻井隔水导管人泥深 气区域钻井风险较高，必须配备分流器系统，禁止 度预测与控制技术研究［Ｊ］．中国海上油气，２０１３ （６）：７５—８１，１２６． 开路钻表层。 ［７］杨进．海上钻井隔水导管极限承载力计算［Ｊ］．石油 ３）本项技术操作具有简便性，技术可靠，投 钻采工艺，２００３（５）：２８—３０，９４． 资少，回报高，在渤海油田探井方面，应用率可达 ［８］赵少伟，范白涛，杨秋荣，等．海上油气田低效井侧钻 ８０％以上。渤海作为总公司重要能源基地担负着 技术［Ｊ］．船海工程，２０１５（６）：１４－１４８． 重要的勘探开发作业，应用本项技术，钻井船资源 ［９］赵少伟，范白涛，岳文凯，等．海上高效侧钻小井眼水 可以得到更有效地利用，作业效率得到提高，勘探 平井钻完井技术研究及应用［Ｊ］．探矿工程，２０１６ 开发速度明显提升，作业周期缩短，勘探开发综合 （３）：１３．１８． Ａｐｐｌｉｃａｔｉｏｎ ｏｆ Ｎｅｗ—ｔｙｐｅ Ｓｕｒｆａｃｅ Ｃａｓｉｎｇ Ｃｏｍｂｉｎａｔｉｏｎ ｉｎ Ｂｏｈａｉ Ｏｉｌｉｆｅｌｄ ＣＨＥＮ Ａｉ－ｇｕｏ ，ＺＨＡＯ Ｓｈａｏ－ｗｅｉ ，ＨＯＵ Ｚｅ・ｎｉｎｇ２ （１．Ｔｉａｎｊｉｎ Ｂｒａｎｃｈ ＣＮＯＯＣ Ｃｈｉｎａ Ｌｔｄ．，Ｔｉａｎｊｉｎｇ ３００４５２，Ｃｈｉｎａ； ２．Ｃｈｉｎａ Ｕｎｉｖｅｒｓｉｔｙ ｏｆ Ｐｅｔｒｏｌｅｕｍ（Ｂｅｉｊｉｎｇ），Ｂｅｒｉｎｇ １０２２４９，Ｃｈｉｎａ） Ａｂｓｔｒａｃｔ：Ｗｉｔｈ ｔｈｅ ｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔ ｏｆ Ｂｏｈａｉ ｏｉｌｆｉｅｌｄ，ｔｈｅｒｅ ａｒｃ ｍｏｒｅ ｄｅｅｐ ｗｅｌｌｓ ｎｅｅｄ ｔｏ ｂｅ ｄｒｉｌｌｅｄ．Ｔｈｅ ｆｅａｔｕｒｅ ｏｆ ｄｅｅｐ ｗｅＨｓ ａｒｅ ｏｆ ｈｉｇｌｌ ｃｏｓｔｓ ａｎｄ ｈｉｇｈ ｒｉｓｋｓ，ａｎｄ ｃａｓｉｎｇ ｐｒｏｇｒａｍ ｏｐｔｉｍｉｚａｔｉｏｎ ｃａｎ ｒｅｄｕｃｅ ｔｈｅ ｃｏｓｔｓ ｅｆｆｅｃｔｉｖｅｌｙ．Ｔｈｅ ｓｔａｂｉｌｉｔｙ ａｎａｌｙｓｉｓ ｏｆ ｔｈｅ ｄｒｉｌｌｉｎｇ ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ ｗａｓ ｉｎｔｒｏｄｕｃｅｄ．ａｓ ｗｅｌｌ ａｓ ｔｈｅ ｍａｔｃｈｉｎｇ ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ ａｎｄ ｏｐｅｒａｔｉｎｇ ｐｏｉｎｔｓ ｏｆ ａ ｎｅｗ ｔｙｐｅ ｏｆ２０”＋１３—３／８”ｃｏｍ－ ｐｏｓｉｔｅ ｓｕｒｆａｃｅ ｃａｓｉｎｇ ｃｏｍｂｉｎａｔｉｏｎ，ｗｈｉｃｈ ｃａｎ ｄｅｃｒｅａｓｅ ａ ｌａｙｅｒ ｏｆ ｃａｓｉｎｇ，ｃｕｔ ｃｏｓｔｓ ａｎｄ ｉｎｃｒｅａｓｅ ｏｐｅｒａｔｉｏｎ ｅｆｆｉｃｉｅｎｃｙ．Ｔｈｉｓ ｎｅｗ ｔｙｐｅ ｏｆ ｓｕｒｆａｃｅ ｃａｓｉｎｇ ｃｏｍｂｉｎａｔｉｏｎ ｗｉｌｌ ｈａｖｅ ａ ｗｉｄｅ ａｐｐｌｉｃａｔｉｏｎ ｐｒｏｓｐｅｃｔ． Ｋｅｙ ｗｏｒｄｓ：ｃｏｍｐｏｓｉｔｅ；ｓｕｒｆａｃｅ ｃａｓｉｎｇ；ｃａｓｉｎｇ ｐｒｏｇｒａｍ ｏｐｔｉｍｉｚａｔｉｏｎ；ｓｔａｂｉｌｉｔｙ ａｎａｌｙｓｉｓ １８５
