顶驱下套管技术在东海的运用效果研究

孙乾坤

(中海油能源发展股份有限公司工程技术上海分公司，上海 200335)

1 概述

深度开发深层气藏及依托现有生产设施滚动扩边是东海海域增储上产的主流方向之一，对建设华东清洁能源基地战略具有不可替代的作用。东海深层气藏具有岩性、压力系统、流体组分、气水关系均复杂等特点，导致钻井作业周期长、成本高、钻井难度大等问题日益突出。

为更加深刻认识储层特性，在钻井技术及钻井工艺不断进步的稳定加持下，同时满足油气勘探开发的需要，各类深井、超深井及大位移井应运而生。其中，大位移井由于其裸眼延伸段较长、钻遇岩性复杂多样、压力窗口小，随井深及裸眼延伸段的不断增加，钻进过程中扭矩、泵压及设备负荷逐渐增大，容易导致钻井作业复杂情况的发生，一旦发生复杂情况，均会影响井壁的稳定性。井壁失稳将会极大程度影响后续下套管、固井作业的顺利实施，常常导致导管无法下入到位的现象发生。而海上油气开发由于其特殊性，主要以大斜度井及水平井为主，为了综合兼顾地层评价及开发要求，经常会设计多个靶点进行兼顾开发评价，造成井眼轨迹愈加复杂，进一步导致下尾管以及尾管固井作业的难度逐渐加大，使得下套管作业成为一种既耗时间又存在极大风险的现场作业。在钻完井作业中，普遍使用的下套管技术是使用动力套管钳旋转套管完成上扣，该方法不仅效率低、质量差，而且参与人员多、风险高，对高时效、高日费的钻井船影响十分显著[1-3]。

传统的下套管模式在套管下入过程中，若出现套管遇阻卡的情况，无法进行钻井液的循环及上下活动或转动管柱，容易出现阻卡而导致套管无法下入到位的现象，进一步增加后续井段作业的风险，并影响整体的工程质量。特别是目前油气勘探开发中，深井、大位移井、大斜度井及高温高压井等高难度井越来越多，会面临如井眼垮塌、沉砂堆积、定向轨迹复杂、压差大、井控风险高的情况。传统的下套管方法越来越不能满足这些困难的井下套管作业的要求，而顶驱下套管技术弥补了传统工艺的不足，提高了下套管作业的成功率。顶驱下套管技术作为新技术，在使用过程中较传统下套管方式有诸多优势，但在实际应用过程中，也存在一些缺陷。

目前我国油气勘探开发作业难度有所提升，常规下套管技术越来越难以满足高难度井的作业需求，而顶驱下套管技术给钻完井的下套管作业带了更好的技术支持。这项技术给作业井在下套管过程中处理复杂情况提供了更加便捷有效的手段，提升了下套管作业的效率和成功率，提高了钻井作业效率。此外，顶驱旋转下套管设备减少了钻台上使用的设备和参与作业的人员，消除了动力钳和吊卡等其他手动工具，大大提高了作业安全性[4-6]。

2 顶驱下套管工作原理及装备介绍

2.1 工作原理

顶驱下套管系统是安装在顶驱系统上的装置，其集成了机械和液压控制系统，动力系统通过其驱动机构用于松开或夹紧套管。在顶驱转动和提升载荷的作用下，系统完成套管的上扣、卸扣、提升、下降、旋转等操作[7-8]。由于该系统本身具有自密封机构，自密封机构可与夹紧的套管实现内部密封。

与传统下钻方式类似，该装置的上端与顶驱主轴相连，通过顶驱可以精确控制下套管过程中的上扣扭矩；通过液压站的液压源，驱动机构的上下油室充油并升至额定压力；顶驱油缸上下移动，驱动滑动机构服务或打开，然后松开或夹紧套管，传递旋转和提升载荷。该装置采用自密封皮碗密封套管，可在下套管作业过程中循环，减少或避免复杂情况的发生，降低海上作业风险，提高作业效率。

2.2 装备介绍

顶驱下套管系统主要由远程控制系统、扭矩监测系统、顶部驱动工具、液压动力系统等一系列系统、设备构成，具备高度机械化与智能化，可满足直径在114～508 mm 的套管快速下入作业。

3 顶驱下套管的技术优势

顶驱下套管技术作为一项新技术，具有以下优点：

(1)可快速对套管串进行灌浆，且灌浆方便、循环建立快。顶驱装置密封套管与顶驱之间的连接，确保钻井液在任何时候都能快速循环，以清除井筒中的砂子，确保井筒清洁，确保下套管作业的安全、顺利和高效。该功能在深井、超深井和大位移井的下套管作业中尤为适用，极大程度降低了作业风险，提高了作业成功率[9]。

(2)可快速处理复杂情况。下套管过程中遇到复杂情况，反应时间越短越容易处理。该顶驱系统可在下套管过程中起、下、旋转甚至下压套管柱，有效避免了套管阻挂、压差卡钻等复杂井下情况。顶驱下套管技术还具有使套管居中、消除扶台使用的优势，有效降低了人员安全风险。

(3)微型抓卡技术是顶驱下套管技术的作业亮点之一，可减少套管损坏。顶部驱动下套管装置上的滑动面积较大，这增加了滑动件与套管之间的接触面积，受力面积更大，受力更均匀，对套管的损伤更小，甚至可以忽略不计。与传统套管钳相比，顶驱下套管装置的使用减少了上扣过程中对套管的损坏，提高了套管的耐化学腐蚀能力，延长了套管的使用寿命，节省了作业费用。

4 顶驱下套管作业流程

步骤一：使用可延伸吊环和单根吊卡将套管从斜坡上吊起，将单根套管放置在井口，降低顶部驱动装置，放置好套管卡瓦，防止套管滑动，安放单根吊卡；

步骤二：重复步骤一，使吊起的第2 套管与放置在井口的套管对正，下放顶驱，被提起套管的公扣进入井口套管的母扣；

步骤三：摆动摆臂使套管对正，继续下放顶驱，使扭矩爪进入套管，利用控制系统激活扭矩爪抓住套管壁，利用顶驱上扣；

步骤四：重复以上步骤进行套管下入和上扣。

5 顶驱下套管注意事项

(1)安装顶驱下套管设备至顶驱时，人员配合要沟通到位，专人指挥，无关人员远离运行路线。

(2)接电布线，将液压控制管线与下套管的液压控制面板连接，最后通电，测试液压动力站的电机是否工作正常。

(3)测试工具功能，以确保每个部件均能正常工作，无泄漏，检查压力并将其设置为正常工作值。

(4)设置顶部驱动的扭矩和速度，若不能满足相应的螺纹参数，过大的扭矩会导致螺纹卡住、变形和过热。

(5)下放单根吊卡扣在套管上，安装好安全销后再上提套管。在对扣时，若司钻下放过快，会导致公扣端直接压在母扣接箍上，造成套管丝扣损坏。另外，将公扣推入母扣中易导致公扣和母扣挂扣，若发生公母扣挂扣，不能使用单根吊卡直接上提，易造成单根吊卡连接处拉断，造成设备损坏，影响作业进度甚至造成其他事故。

(6)将扭矩爪插入套管至防撞环以下，启动扭矩爪撑住套管并以预定的转速上扣，确保井架尽可能居中。在扭矩爪进入套管后施加扭矩前，确保工具到位并撑住套管，并监控上扣扭矩是否满足要求。

(7)卡瓦卡住套管单根，并确认井口卡瓦坐稳后，通过调节控制系统液压油压力，改变扭矩爪的状态尝试提出扭矩爪释放套管，并检查扭矩爪卡瓦状态。

(8)拆卸顶驱下套管设备时，卡瓦卡最后一根套管时应尽可能放低，扭矩爪松开，安装托盘插入，摆臂打开。收回工具时，注意移动件和手的位置，以防挤压。

6 顶驱下套管现场应用情况

Tesco 公司已经利用顶驱下套管装置完成了1 152 井次的套管钻井作业施工，其中定向井110 口、水平井25 口、海洋钻井66 口。顶驱下套管技术在中石油、中石化、中海油均已有过应用案例，总井数也已超过百口[10]。东海油气田在钻井作业中不断求新改进，借鉴国内外顶驱下套管技术的成功案例，在近期钻井作业中成功应用，该设备使用便捷，下套管提效明显，处理复杂情况快速有效。

6.1 东海平湖油气田

某D1 井，一开17-1/2″井眼2 505 m，最大井斜72°，稳斜段930 m，稳斜稳方位钻进至中完，泥浆体系为海水开路钻进。套管尺寸及扣型为直径339.7 mm、61PPF N80 BHC 扣。

使用顶驱下套管技术后，2 505 m 的13-3/8″套管安全下至井底，用时12 h，平均每小时下入19～20 根套管，最快效率为一个小时下入24 根套管。该设备在使用中充分体现了快速开泵建立循环的优势，在大井斜段遇阻的情况下，快速开泵循环解决了套管串遇阻卡的问题，顺利将套管下至设计深度。

6.2 东海西湖油气田

某D2/3/4 井，一开17-1/2″井眼均在2 500 m，最大井斜22°～32°，稳斜稳方位钻进至中完，泥浆体系为海水开路钻进。套管尺寸及扣型为直径339.7 mm、61PPF N80 BHC 扣。

使用顶驱下套管技术后，三口井2 500 m 的339.7 mm 套管全部顺利下至井底，用时11～12 h，平均每小时下入19～21 根套管，最快效率为1 h 下入24 根套管。该设备在使用中的作业效率较传统下套管有15%～20%的提升。

7 结论

(1)顶驱下套管技术要求顶驱和井口之间高度居中，使用过程中一旦发现井口与顶驱居中度稍有偏差，扭矩爪入扣则较为困难，会降低下套管作业效率。液控摆臂无法精准控制摆动幅度，在对扣时操作精细度无法把控，需多次尝试对扣插入，影响作业效率。

(2)顶驱下套管技术对套管外壁的平整度要求很高，一旦出现单根吊卡沿着套管下行过程中遇到套管外壁有木屑粘附或其他突出物时，就会导致摆臂压弯，需重新更换摆臂。

(3)顶驱下套管装置的密封皮碗为橡胶材质，密封胶皮在液压锚头频繁插入使用的过程中会造成磨损，导致密封失效。破损的密封皮碗胶皮易脱落，掉入套管内会堵塞套管内流道，不仅容易导致灌浆量减少，使得套管下入困难，还会附着在井壁，给固井作业带来困难。

(4)顶驱下套管技术完全依靠顶驱的旋转功能来进行套管上、下扣。当顶驱的旋转功能失效时，设备将失去上扣动力，丧失作业能力。

(5)使用前，作业人员需提前检查井口居中情况，通过调整井架等手段对正井口。改进摆臂的摆动幅度，精细控制摆动距离以精准对扣；改进摆臂材料，提高其机械强度；改进密封皮碗材质，增加耐磨损度。下套管作业前对顶驱功能需进行全面检查，保证作业期间旋转正常，并且备用常规下套管工具。