旋转下套管技术在自201X7-6井的应用与分析
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关键词：旋转下套管；自 201X7-6 井；井眼轨迹; 龙马溪组
自 201X7-6 井位于四川省自贡市荣县旭阳镇新 龙村 13 组。构造位置位于川中古隆平缓构造区威 远至龙女寺构造群。自 201X7-6 井是一口设计为井 深 5437.00 m 的页岩气开发井，目的层志留系龙马 溪 组 。 本 井 于 2018 年 8 月 22 日 22:00 开 始 Φ660.4 mm 牙轮钻头进行一开，8 月 23 日 6:30 一开中完， 中 完 井 深 54.00 m。 8 月 27 日 11:00 采 用 Φ 406.4 mmPDC 钻头进行二开钻进，8 月 31 日 02:00 二开中 完，中完井深 730 m。下入Φ339.7 mm 的表层套管 至 727.93 m。9 月 4 日 18:00 采用Φ311.2 mm 钻头进 行三开钻进，10 月 5 日 13:30 三开。
2 现场应用
2.1 套管驱动系统操作规程及注意事项 （1） 下 套 管 前 TESCO 技 术 员 会 对 套 管 做 标
双扶钻具：φ215.9 mm 牙轮+φ210 mm 双扶钻
第一作者简介：张峥嵘，大专学历，钻井专业，现 从事钻井故障复杂预控工作。
·30·
江汉石油科技
第29卷
图 1 自 201X7-6 井井身结构示意图
具通井，出套管后下钻摩阻 16～30 t，因钻具刚性 较强，为防止卡钻，采用高转速 100 r/min，大排量 33 L/s 划眼至井底，划眼扭矩 10～26 KN.m，时常 蹩停顶驱，起钻上提吨位最大 210 t。 1.1.3 水平段下套管可能下不到位的高风险
3693.00 m 井斜增至 89.94°穿回至龙 1-1 小层；水 平段穿行追层频繁定向调整轨迹等原因导致井眼 轨迹起伏较大，摩阻急剧增加，上提摩阻 40～50 t，下放摩阻 24～36 t，裸眼段起下钻作业均需开顶 驱扩划。为确保完井电测及下套管顺利，分别采 用 φ 215.9 mm 牙 轮 + 光 钻 杆 、 单 扶 、 双 扶 钻 具 通 井。 1.1.2 高应力差地层通井工作艰难
中完，中完井深 3158.00 m，下入Φ244.5 mm 套 管 至 3155.24 m。 10 月 26 日 15:30 采 用 φ 215.9 mm 钻 头 四 开 。 12 月 10 日 11:30 完 钻 ， 完 钻 井 深 5340.00 m，下入φ139.7 mm 套管 5337.46 m(图 1)。
1 难点及对策
1.1 施工难点 1.1.1 轨迹调整频繁、水平段施工难度大
自 201X7-6 井 于 2018 年 10 月 26 日 四 开,12 月 10 日 11:30 完 钻 ， 完 钻 井 深 5340.00 m， 水 平 段 长 1640.00 m。本井四开造斜段在井斜 60°情况下施 工 ， 全 力 扭 方 位 近 90° ； 由 于 地 层 变 化 于 井 深 3603.00 m 进入五峰组，此时井斜只有 77°，连续 全 力 增 斜 ， 最 高 造 斜 率 为 0.26°/m， 于 井 深
鉴于本井井眼轨迹及模拟通井情况，分析认 为采用常规方式下产层套管极易造成套管下不到 位损失有效进尺、套管损坏等一系列复杂情况。 1.2 对策
为确保该井产层套管顺利下入，本井下产层 套管采用 TESCO 研发的 Casing Drive System 套管驱 动系统 （简称 CDSTM)，该驱动系统可以实现上扣， 循环，旋转以及上提下放套管的功能，在下套管 遇阻或需要循环时，使用 CDSTM 就可以直接开泵进 行循环；若开泵循环套管仍无法下入，使用 CDSTM 可实现边旋转套管边下放套管，最大限度的保证 了套管的顺利下入，减少了井下复杂情况发生的 概率。 1.3 套管驱动系统的组成与安装
第29卷 第1期 2019 年 3 月
江汉石油科技 JIANGHAN PETROLEUM SCIENCE AND TECHNOLOGY
Vol. 29 No.3 Mar. 2019
旋转下套管技ห้องสมุดไป่ตู้在自 201X7-6 井的应用与分析
张峥嵘，李启如，周高洪
（中国石化江汉油田工程有限公司钻井一公司，湖北潜江 433121）
摘 要 ：自201X7-6井是一口设计为井深5437.00 m的页岩气开发井，目的层为志留系龙马溪组。水平段 穿行追层频繁，定向调整轨迹导致井眼轨迹起伏较大，摩阻急剧增加，给完井电测及下产层套管带来极大的困 难。在井下产层套管尝试使用 TESCO 旋转下套管设备，取得了非常显著的效果，避免了产层套管下不到位、套 管损坏等一系列复杂情况，为今后类似复杂地层钻井提供参考实例。
光钻杆钻具：φ215.9 mm 牙轮+光钻杆钻具通 井，下钻摩阻 16～32 t，且在井段 3572～3785 m； 4871～4950 m 井眼轨迹波动较大的地方均不能一 次性下放，需反复上提下放后才能通过。起钻摩 阻最大上提吨位至 190 t （原悬重 110 t）。
单扶钻具：φ215.9 mm 牙轮+φ210 mm 单扶钻 具 通 井 ， 出 套 管 后 下 钻 摩 阻 16～24 t， 下 钻 至 4113 m 后不能正常下钻，接顶驱采用高转速 100 r/ min，大排量 33 L/s 划眼至井底，划眼扭矩 13～26 KN.m，到底充分循环两周后停顶驱、停泵反复尝 试上提下放钻具，上提最高提至 200 t 未能正常提 出，下压将悬重全部压完不能下入，后开泵上提 钻具，最高提至 180 t 后起出，起至井深 5170 m 后 才可正常起钻。
自 201X7-6 井井使用的是外置式的 CDSTM。该
工具包括液压站、套管驱动系统，摆臂系统、扭 矩监控系统等组成 （图 2）。该系统不需要使用套 管钳、灌浆器、循环头、吊卡、扶正人员等常规 的下套管工具和人员，液压站安放在井架底座 旁，将顶驱喇叭口及吊环拆卸后，套管驱动系统 可直接与顶驱连接，液压管线悬挂在井架距转盘 面 12 m 左右位置，扭矩监控系统与顶驱操作系统 相连，直接监测顶驱上扣扭矩。
自 201X7-6 井位于四川省自贡市荣县旭阳镇新 龙村 13 组。构造位置位于川中古隆平缓构造区威 远至龙女寺构造群。自 201X7-6 井是一口设计为井 深 5437.00 m 的页岩气开发井，目的层志留系龙马 溪 组 。 本 井 于 2018 年 8 月 22 日 22:00 开 始 Φ660.4 mm 牙轮钻头进行一开，8 月 23 日 6:30 一开中完， 中 完 井 深 54.00 m。 8 月 27 日 11:00 采 用 Φ 406.4 mmPDC 钻头进行二开钻进，8 月 31 日 02:00 二开中 完，中完井深 730 m。下入Φ339.7 mm 的表层套管 至 727.93 m。9 月 4 日 18:00 采用Φ311.2 mm 钻头进 行三开钻进，10 月 5 日 13:30 三开。
2 现场应用
2.1 套管驱动系统操作规程及注意事项 （1） 下 套 管 前 TESCO 技 术 员 会 对 套 管 做 标
双扶钻具：φ215.9 mm 牙轮+φ210 mm 双扶钻
第一作者简介：张峥嵘，大专学历，钻井专业，现 从事钻井故障复杂预控工作。
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江汉石油科技
第29卷
图 1 自 201X7-6 井井身结构示意图
具通井，出套管后下钻摩阻 16～30 t，因钻具刚性 较强，为防止卡钻，采用高转速 100 r/min，大排量 33 L/s 划眼至井底，划眼扭矩 10～26 KN.m，时常 蹩停顶驱，起钻上提吨位最大 210 t。 1.1.3 水平段下套管可能下不到位的高风险
3693.00 m 井斜增至 89.94°穿回至龙 1-1 小层；水 平段穿行追层频繁定向调整轨迹等原因导致井眼 轨迹起伏较大，摩阻急剧增加，上提摩阻 40～50 t，下放摩阻 24～36 t，裸眼段起下钻作业均需开顶 驱扩划。为确保完井电测及下套管顺利，分别采 用 φ 215.9 mm 牙 轮 + 光 钻 杆 、 单 扶 、 双 扶 钻 具 通 井。 1.1.2 高应力差地层通井工作艰难
中完，中完井深 3158.00 m，下入Φ244.5 mm 套 管 至 3155.24 m。 10 月 26 日 15:30 采 用 φ 215.9 mm 钻 头 四 开 。 12 月 10 日 11:30 完 钻 ， 完 钻 井 深 5340.00 m，下入φ139.7 mm 套管 5337.46 m(图 1)。
1 难点及对策
1.1 施工难点 1.1.1 轨迹调整频繁、水平段施工难度大
自 201X7-6 井 于 2018 年 10 月 26 日 四 开,12 月 10 日 11:30 完 钻 ， 完 钻 井 深 5340.00 m， 水 平 段 长 1640.00 m。本井四开造斜段在井斜 60°情况下施 工 ， 全 力 扭 方 位 近 90° ； 由 于 地 层 变 化 于 井 深 3603.00 m 进入五峰组，此时井斜只有 77°，连续 全 力 增 斜 ， 最 高 造 斜 率 为 0.26°/m， 于 井 深
鉴于本井井眼轨迹及模拟通井情况，分析认 为采用常规方式下产层套管极易造成套管下不到 位损失有效进尺、套管损坏等一系列复杂情况。 1.2 对策
为确保该井产层套管顺利下入，本井下产层 套管采用 TESCO 研发的 Casing Drive System 套管驱 动系统 （简称 CDSTM)，该驱动系统可以实现上扣， 循环，旋转以及上提下放套管的功能，在下套管 遇阻或需要循环时，使用 CDSTM 就可以直接开泵进 行循环；若开泵循环套管仍无法下入，使用 CDSTM 可实现边旋转套管边下放套管，最大限度的保证 了套管的顺利下入，减少了井下复杂情况发生的 概率。 1.3 套管驱动系统的组成与安装
第29卷 第1期 2019 年 3 月
江汉石油科技 JIANGHAN PETROLEUM SCIENCE AND TECHNOLOGY
Vol. 29 No.3 Mar. 2019
旋转下套管技ห้องสมุดไป่ตู้在自 201X7-6 井的应用与分析
张峥嵘，李启如，周高洪
（中国石化江汉油田工程有限公司钻井一公司，湖北潜江 433121）
摘 要 ：自201X7-6井是一口设计为井深5437.00 m的页岩气开发井，目的层为志留系龙马溪组。水平段 穿行追层频繁，定向调整轨迹导致井眼轨迹起伏较大，摩阻急剧增加，给完井电测及下产层套管带来极大的困 难。在井下产层套管尝试使用 TESCO 旋转下套管设备，取得了非常显著的效果，避免了产层套管下不到位、套 管损坏等一系列复杂情况，为今后类似复杂地层钻井提供参考实例。
光钻杆钻具：φ215.9 mm 牙轮+光钻杆钻具通 井，下钻摩阻 16～32 t，且在井段 3572～3785 m； 4871～4950 m 井眼轨迹波动较大的地方均不能一 次性下放，需反复上提下放后才能通过。起钻摩 阻最大上提吨位至 190 t （原悬重 110 t）。
单扶钻具：φ215.9 mm 牙轮+φ210 mm 单扶钻 具 通 井 ， 出 套 管 后 下 钻 摩 阻 16～24 t， 下 钻 至 4113 m 后不能正常下钻，接顶驱采用高转速 100 r/ min，大排量 33 L/s 划眼至井底，划眼扭矩 13～26 KN.m，到底充分循环两周后停顶驱、停泵反复尝 试上提下放钻具，上提最高提至 200 t 未能正常提 出，下压将悬重全部压完不能下入，后开泵上提 钻具，最高提至 180 t 后起出，起至井深 5170 m 后 才可正常起钻。
自 201X7-6 井井使用的是外置式的 CDSTM。该
工具包括液压站、套管驱动系统，摆臂系统、扭 矩监控系统等组成 （图 2）。该系统不需要使用套 管钳、灌浆器、循环头、吊卡、扶正人员等常规 的下套管工具和人员，液压站安放在井架底座 旁，将顶驱喇叭口及吊环拆卸后，套管驱动系统 可直接与顶驱连接，液压管线悬挂在井架距转盘 面 12 m 左右位置，扭矩监控系统与顶驱操作系统 相连，直接监测顶驱上扣扭矩。