摘 要：莺歌海盆地乐东22-l气田表层为未固结的灰色黏土层，经常出现表层井段钻完后，又被未固结的黏土层垮塌下来埋掉的现象，现场往往需要多次通井才能将套管下至设计位置，严重影响作业效率。为了解决这一难题，乐东22-1气田开发井采用威德福公司的套管钻井技术，进行了应用实践。为此，对套管钻井工艺与常规钻井工艺进行了比较，总结了该气田采用套管钻井的工艺技术措施及钻进注意事项。同时还介绍了LD22-1-A2井Æ339.7mm表层套管钻井使用的工具、主要设备、固井技术、工艺流程及使用套管钻井的应用效果，所形成的海洋表层套管钻井技术解决了海底地层疏松而导致表层套管不易下到位的问题，提高了井口的稳定性。乐东22-1气田表层采用套管钻井技术提高了现场作业安全，缩短了钻井周期，降低了钻井成本，对同类油气田具有一定的借鉴作用。
关键词：莺歌海盆地 乐东22-1气田 表层 套管钻井 垮塌 井口稳定性
Casing drilling technology applied to surface interval of a well in the Ledong 22-1 Gas Field，Yinggehai Basin
Abstract：The surface intervals of wells in the Ledong 22-1 Gas Field，Yinggehai Basin，were drilled through unconsolidated grayclay，which will easily collapse and bury the well．In order to successfully run casing into the design depth,several times of wiper tripping are often required on site，which has significantly slowed down the operation．To solve this problem．the Weatherford¢s casing drilling technology was applied to the development wells of the Ledong 22-1 Gas Field．First，compared to the conventional drilling，this casing drilling technology was discussed in this field practice as well as the utilized technical measures and precautions in the drilling process．Then，descriptions were given for the drilling tools，main equipments，cementing technologies，and process flow adopted in drilling the surface interval of Well LD22-1-A2 with Æ339.7mm casing，as well as their application performance．This developed surface casing and offshore drilling technology not only overcomes the difficulty of smoothly running surface casing into the design depth due to loose seabed strata，but improves the wellhead stability．With this casing drilling technology applied to the surface interval of wells in the Ledong 22-1 Gas Field，the safety of field operation is thus improved,the drilling cycle shortened．And the drilling cost reduced，which provides a good reference for similar oil and gas fields．
Keywords：Yinggehai Basin，Ledong 22-1 Gas Field，surface，casing drilling，collapse，wellhead stability
随着南海西部油气资源的不断发现，钻井作业量越来越多，但海洋环境的复杂性给钻井作业者带来了较大的挑战。表层疏松地层垮塌问题就是作业者经常面临的挑战之一，如何在表层易坍塌的情况下顺利将套管下到位是作业者急需解决的问题[1-2]。
海洋钻井费用很高，国内外目前使用较多的半潜式钻井平台综合费用达200×104元／d，自升式钻井平台约l50×104元／d[3]。因此，工程技术人员一直在寻求各种方法来提高钻井时效以降低钻井成本，但海洋钻井中，表层疏松地层垮塌问题严重影响着作业时效，有时候需要进行多次通井才能将套管下至设计位置，浪费的作业时间导致钻井成本大幅度上升，如果能将这些通井时间节省下来，可以为海洋钻井减少一笔可观的开支。
套管钻井是将钻井与下套管相结合。现代套管钻井技术主要有两种：一种是以加拿大Tesco公司为代表的技术，完钻后下入回收工具回收井下钻具组合，可使用井下动力马达；另一种是以美国weatherford(威德福)公司的钻鞋为代表的技术，完钻后钻鞋随套管留在井下，可以被下一只钻头钻掉。该技术在钻进过程中直接用套管取代钻杆柱向井下传递机械能量和水力能量，井下钻具组合接在套管柱下面，边钻进边下套管，完钻后套管柱留在井内直接固井[4-5]。为了解决莺歌海盆地乐东22-1气田海底地层疏松而导致表层套管不易下到位而影响井口稳定性和作业时效的问题，南海西部油田的作业者决定表层采用套管钻井技术。
1 乐东22-1气田工程地质概况
乐东22-l气田位于南海西部海域莺歌海盆地，气田区水深93.5m，气田气层多而薄，埋深浅，从海底以下约65m处开始往下，直至海底以下500m深度范围内，分布有浅层气。上部为未固结的灰色黏土层、粉砂质黏土层夹细砂层或中细砂层，局部夹泥质粉砂层，泥岩成岩程度低，胶结疏松，易坍塌，易吸水造浆。井身结构往往设计为表层套管封固第四系乐东组一段地层。
乐东22-1气田的隔水导管是打桩锤入的，槽口分布为4排×4列，各槽口之间的中心距为2.286m，前期已钻开发井l3口，其中6口大斜度井，6口水平井，1口常规定向井，这些井表层钻井作业时间长，因通井而损失的钻井时间达1.12d／井，损失费用约l68×104元／井。
2 套管钻井技术
2．1 套管钻井与常规钻井的比较
套管钻井之所以能提高钻井时效，在于它在钻井过程中节省了一部分流程，其流程示意图如图l，而且不用起钻，所以没有空井时间，保障了井壁的稳定性，这里仅以一种井眼尺寸为例。
从图l可以看出，套管钻井省去了起钻、通井、循环和下套管的时间。
除了可以节省时间，由于套管钻井的钻入深度就是下套管深度。因此不存在固井后套管下沉的问题，井口的稳定性得到了保障[6-7]。
另外，套管钻井的钻入深度通常都比较浅，因此可以提前建立井口和装防喷器，有了这2点就可以提前进行录井，故有利于防浅层气。
2．2 乐东22-l气田套管钻井的主要工具
为解决表层易垮塌的问题，中海石油(中国)有限公司湛江分公司应用威德福公司的套管钻井技术在南海莺歌海盆地的乐东22-1气田进行8口井的Æ339.7mm表层套管和5口井的Æ508.00mm的表层套管钻井施工。威德福套管钻井是应用可钻式钻鞋和套管作为钻柱进行钻井，边钻进边下套管，完钻后套管留在井内可以立即固井的一种新型钻井技术。主要设备有可钻式钻鞋、套管钻井矛、套管钻井的内置式驱动装置、套管钻井所用的浮箍等。
2．2．1可钻式钻鞋
乐东22-1气田施工使用的钻头是威德福开发的第二代钻鞋，主要由4个部分组成，即本体、保径垫、内核和刀翼所组成(图2)。本体由优质钢材制成，是钻鞋的骨架，起支撑整个钻鞋的作用，其外径与套管的外径相等，尾端以丝扣方式和套管相连接。保径垫呈斜列式分布于本体前端外侧，由钢质胚胎和镶嵌其内的碳化钨合金块所构成，其直径与井眼直径相等，它主要起保持井眼直径作用，必要时可以进行倒划眼。内核是由铝合金制成的，其大部分呈圆柱状镶嵌于本体内，仅前端约10cm长的一段呈叶片状突出于本体之外，而构成刀翼。共有3个刀翼，每个刀翼的正面都镶嵌着200多个直径为6mm的热稳定聚晶金刚石(TSP)切削齿，而刀翼的侧缘则镶嵌了一排直径为12mm的金刚石复合片(PDC)构成的切削齿。此外，刀翼的表面用VHOF技术喷涂了一层非常致密的碳化钨保护层，从而增强了刀翼的强度和耐磨性。在刀翼之间的每个扇形区内都均匀分布2个水眼，因此钻头共有6个水眼。
水眼上可以安装由铜或陶瓷材料制成的、具有可钻性的喷嘴，喷嘴的直径从7.9375mm到25.4mm，可供选择。由于内核、刀翼以及喷嘴都是由可钻性好的材料制成，因此钻鞋可以被常用的牙轮钻头或PDC钻头从内部钻穿。
2．2．2套管钻井矛
乐东22-1气田施工的Æ339.7mm套管钻井动力传递由套管钻井矛总成来实现。
钻井矛总成主要由扶正器、密封总成、钻井矛本体、卡瓦、Æl27.0mm短钻杆以及若干变径短节所组成(图3)。钻进时将钻井矛插到套管里，然后将钻井矛本体向右旋转1／4圈，即可与钻井矛上的卡瓦和套管咬合在一起[8-9]。钻完一个单根后，只要把钻井矛本体向左旋转l／4圈，就可将钻井矛与套管分开。套管钻井矛简化了顶驱与套管连接的操作程序，缩短了接套管时间，因此有助于缩短整个钻井作业的时间。钻井矛总成全长为6.9m(LOGAN型)或6.3m(AZ型)。
2．2．3内置式驱动系统
乐东22-1气田施工的Æ508.0mm套管钻井动力传递由内置式驱动系统(ICDT)来实现。用于Æ508.0mm套管钻井的动力传递装置称为内置式驱动系统(图4)。与钻井矛总成的工作原理相似，它也是靠卡瓦与套管内壁之间的咬合来实现动力传递的，不同的是该装置的卡瓦是由7个牙块组成的分体式卡瓦，而不像钻井矛那样是一个整体的筒状，而且它的中轴贯穿了整个本体，这些改进使其具有更大的可靠性和稳定性[10-11]。这种装置的实际操作来的操作与前述的钻井矛的相似，此不赘述。
2．2．4套管钻井用浮箍
Æ339.7mm和Æ508.0mm的套管钻井所使用的浮箍，前者的型号为402NP型(图5)，后者的型号为402型。这2种浮箍的最大特点是：超密Ⅲ型(Sure-Seal 3TM)单流阀，性能优良，可以耐受长时间大排量钻井液的冲刷。另外402NP型有l个花瓣状的承接盘，可以保证在下一次开钻被钻掉时，胶塞不发生旋转[12-14]。
2．3 套管钻井工艺
乐东22-1-A2井表层套管钻井由海洋石油941自升式钻井平台承钻，作业水深93.5m，补心海拔41m，作业前，现场人员首先进行探伤和检查，确认工具的完整性。
套管钻井工艺流程与常规钻井不一样，这里仅列出乐东22-1-A2井Æ339.7mm套管钻井的工艺流程：
1)安装升高管、防喷器、放喷阀和放喷管线，并进行压力测试。
2)装上Æ339.7mm套管侧门吊卡，用侧门吊卡吊将套管(已经和钻鞋连在一起)下放到井中。
3)将第二根(和浮箍连在一起)套管与前一根连接，上部依次连接Æ339.7mm套管，然后将管串下入井中，直至到达泥面。套管钻进管柱结构为：套管钻鞋(BTC扣)+套管+浮箍+套管+浮箍+套管。
4)组装Æ339.7mm套管钻井矛，将Æ339.7mm套管钻井矛插到套管中。连接成功后，用钻井矛慢慢提起管串，探泥面。一边下放套管，一边在套管上量尺寸、划刻度，确定泥面深度为134.5m。
5)探到泥面后，上提管串lm。低速开泵，待泵压升起来后，再开顶驱。慢慢下放管串，采用“轻压吊打”的方式钻进至l59m。
6)泵入l0m3高黏钻井液清洁井眼。然后一直钻到设计井深314.97m(表1)，此时最后一根套管到达最适合于切割套管和安装井口的高度。替入5m3高黏钻井液清洁井眼，并替入20m3高黏钻井液至环空。
7)将卡瓦式套管悬挂器固定在井口上。下放钻井矛，释放悬重，然后将钻井矛向左转l／4圈，使其与套管脱离。将钻井矛从套管中提出来。
8)将井架移至另l口井位钻进。此时进行交叉作业，乐东22-1-A2井连接循环头进行固井，固井完成后，整个表层套管钻井作业结束。
3 乐东22-1气田套管钻井的应用效果评价
乐东22-1气田套管钻井技术的应用取得了良好的应用效果。乐东22-1-A2井Æ339.7mm套管钻进至井深314.97m，总进尺l80.44m，平均机械钻速75.18m／h；与未使用套管钻井的邻井相比，作业时效有较大幅度的提高。表2为南海西部乐东气田几口常规井和套管钻井的表层作业时间的对比。
实践表明，未使用套管钻井方式的作业井，表层平均作业时间为2.88d；使用套管钻井方式的作业井，表层平均作业时间为l.03d，综合作业费用按l50×104元／d计算，可以节省单井费用277.5×104元，在一定程度上降低了海洋钻井的作业成本。
通过乐东22-1气田套管钻井作业的实践，总结了保障作业顺利的技术要点：
1)由于钻鞋是可钻性的，其材质有一定的特殊性，因此起吊的过程中，不能碰伤钻鞋。
2)根据水力计算结果，喷嘴尺寸选择6个等径Æ11.1125mm，如果不正确应更换之。
3)尽量缩短接钻杆立根的时间，以防钻具在井眼中停留太久而造成软泥砂段缩径埋钻。
4)将钻井矛吊到钻台上，应尽可能往钻井矛的皮碗子上涂抹丝扣油，然后将矛的下段插到套管中。
5)将其尾端插入套管中(用机械手扶正套管会有帮助)，直到钻井矛上的止动环与套管接箍相接触(指重表上的灵敏针会晃动，这表明钻井矛已经与套管接箍接触并且咬合在一起了)[15]。
4 结论与建议
1)套管钻井省去了起钻、通井、循环和下套管的时间，不存在固井后套管下沉的问题，井口的稳定性得到了保障。
2)套管钻井的钻入深度通常都比较浅，因此可以提前建立井口和装防喷器，有了这两点就可以提前进行录井，故有利于防浅层气。
3)海洋表层采用套管钻井技术在一定程度上节省了作业时间和费用，但注意事项颇多，现场操作人员应该细心谨慎。
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本文作者：徐一龙 黄凯文 梁继文 余意 吴江 曹峰 杨仲涵 许发宾 黄亮
作者单位：中海石油(中国)有限公司湛江分公司
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