番禺油田大位移井旋转下套管工艺技术应用

番禺油田大位移井旋转下套管工艺

技术应用

[摘要]近几年来，随着钻探领域逐步扩大，钻遇的油气藏类型日益增多，加之地下条件的复杂性，以及随着油田勘探和开发的进一步深入与完善，使钻井作业面临更多的复杂状况和特殊条件，为满足特定环境下的难度更大的/新型的钻井技术-大位移ERW（ERD）钻井技术应用而生，而大位移井下套管作业在一口井中至关重要，现场下套管的过程直接影响到油井的寿命和产量。本文就番禺油田大位移井采用旋转下套管工艺技术进行论述、探讨、总结，为今后类似的大位移下套管作业提供借鉴。

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[关键词]大位移；漂浮接箍；旋转下套管；固井

中图分类号：S386 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2018）26-0155-01 引言

大位移ERW（ERD）井一般指水平位移�c垂深之比大于或等于2且侧深大于3000m，或水平位移超过3000米的井；当水平位移与垂深之比超过3，且侧深大于3000m时，称为高水垂比大位移井。与常规井相比，大位移井具有高难度、高投入、高风险的特点，但是一口成功的大位移井，能实现有效地对周边油田实施远距离开发目的，既节约投资，又能获得好的效益。近年来，南海东部地区番禺油田利用PY4-2B平台和番禺5-1B平台顺利完成5口大位移井钻井作业，钻井作业均采用油基钻井液钻进；针对番禺油田大位移井大位移井的井斜大、稳斜延伸段长，导致管柱磨阻和扭矩大幅度增加，井眼清洁困难；长施工周期使得裸眼受钻井液浸泡时间长，容

易引发井下复杂情况和事故，针对番禺油田大位移井特点，本文详细探讨了番禺油田大位移井旋转下套管工艺技术与应用。

1 大位移下套管难点

长裸眼大斜度井摩阻大：大位移井的井斜大、稳斜延伸段长，导致管柱磨阻和扭矩大幅度增加，井眼清洁困难；长施工周期使得裸眼受钻井液浸泡时间长，下套管至深部地层时上提下放困难，容易引发井下复杂情况和事故。

下套管作业时间长：井壁不稳定风险随时间增加，作业人员和设备疲劳可能导致的风险。

浮鞋、漂浮接箍失效风险大：裸眼段长，Reamer shoe或普通浮鞋水眼存在被堵住风险。

设备要求高：钻机设备的提升能力要求高。

2 保证大位移井套管下入的技术要点

2.1 常规漂浮下套管技术

漂浮下套管技术是在一段套管内不灌浆或者注入轻质流体，减低下入磨阻。此技术克服了大位移长延伸段使用常规下套管方法磨阻大的问题，使套管串突破正常的下入极限，提高下套管的成功率。

但常规漂浮下套管技术存在以下风险：

漂浮接箍风险：漂浮接箍存在失效的风险，漂浮接箍破裂潘击破压力过大，压漏地层；

遇阻处理风险：下套管时，一旦遇阻，特别是井眼台阶，处理手段几乎没有，下套管至深部时，起出管柱的可能性较低；

激动压力风险：下入过程对地层的冲击、激动压力大，容易在下套管过程中压漏地层；

空气置换风险：下套管到位后套管灌浆、空气排空置换，时间较长，影响井眼稳定；

2.2 优选全漂浮旋转下套管技术

全漂浮旋转下套管工艺：全漂浮+旋转下套管技术是指在套管内全程不灌浆，使套管在管外钻井液的浮力悬浮下，减少与井壁接触，有效减低下入磨阻；同时当管柱悬重降低及下放困难时，采取旋转的方式下放，从而增加悬重、修正井眼及降低激动压力，使管柱顺利到位。

2.2.1 全漂浮旋转下套管力学分析

>当井斜接近零°时，井筒内壁的摩擦力是可以忽略的；

>当随着井斜角度增大时，井筒内壁的摩擦力是显著增加的。

>套管漂浮是指通过套管漂浮减少套管的质量，从而降低套管下放所需的摩擦力和轴向力的影响

2.2.2 全漂浮旋转下套管旋转分析

>当旋转时，有效的轴向和横向摩擦力是实际摩擦力的函数，即轴向和径向摩擦力速率的矢量；

>如果下放速度快而慢速旋转时，大部分摩擦力是在轴向方向的；

>如果下放速度慢而快速旋转时，则大部分摩擦力是在径向方向的；

>整个旋转的关键就是，将轴向摩擦力转化为径向摩擦力，使得磨阻减小，可以使套管正常下放；

2.2.3 全漂浮旋转下套管管柱优选

套管磅级优选：通过模拟下9-5/8”套管等各种冲击因素计算结果，47# 9-5/8”套管抗外挤安全系数无法达到部分井设计安全系数要求（1.0～1.125）；考虑旋转时ECD值更高，模拟推荐，提高9-5/8”套管抗外挤安全系数至1.2，减小作业风险。

井全井段套管抗外挤强度与该套管安全系数对比图，当全井段均为47#套管时，在下放速度5m/min的情况下，套管鞋处所承受的抗外挤强度超过套管本体抗外挤强度，套管有被挤扁的风险；若增加2722米53.5#套管，套管抗外挤强度满足 1.2的安全系数，套管安全性更高。

扣型优选：使用全漂浮和旋转下套

管方式，对套管及接箍抗扭有很高的要求，使用优质扣上扣后接箍连接之间无间隙，减少固井期间对胶塞的磨损，优选JFE-Bear 扣型，上扣扭矩：最优25800lb*ft （23220，28380）。

套管下入模拟：在全漂+旋转（20RPM）的条件下，即使在摩阻系数0.6的情况下，套管仍能安全下到位，但需要提高部分套管上扣扭矩等级，根据模拟计算结果，在10.4ppg泥浆比重下，不同摩阻下所需扭矩不同，在摩阻=0.35时，旋转所需扭矩27klbs。

旋转下套管顶部驱动工具：顶部驱动工具是直接连接到顶驱，通过顶驱的旋转，可直接给套管上扣的新技术设备，工具集成了以下所有工具的功能于一身，上扣更加安全高效；顶部驱动系统的组成除了主体设备外，还有其它的子系统来支撑整个系统的正常运行为司钻专设独立的显示器，确保旋转下入过程中，扭矩不超过最优上扣扭矩。

2.3 常规下套管方式与选全漂浮旋

转下套管技术对比

漂浮+旋转下套管工艺的优点：下入套管过程中可以轻松上提、下放、旋转，处理复杂情况手段多，几乎可以保证大位移井套管下到位，避免大位移井最大的风险；即使因某种原因下不到位，也可将套管起出，大大有利于为后续处理；省去漂浮接箍的材料和服务费用，同时避免了漂浮接箍失效的风险；减少了套管下到位后的排气置换时间和下套管过程中的地层冲击压力；且钻台仅需很少的工具和人员作业。极大避免长时间下套管过程中人员带来的安全风险。

3 结论与建议

1）采用漂浮接箍和旋转下套管技术，有效的减少大斜度井段的摩擦阻力，以保证大位移井套管的安全下入。

2）漂浮接箍和旋转下套管在大位移井中的成功应用为后续固井作业奠定了良好的基础。

3）采用漂浮接箍和旋转下套管技术，使得套管下入更为顺畅，可缩短下