大位移井尾管下入新技术

大位移井尾管下入新技术
针对大位移井作业裸眼段长，井斜大，尤其水平位移長，深部易坍塌地层井壁稳定性差，尾管下入难度大的难题，本项目创新使用扭矩环提高普通套管扭矩技术及旋转下尾管技术，成功实施了垦利10-4油田3口大位移井钻井作业，其中A2井完钻井深4788m，水平位移长达3930m，成为目前渤海油田水平位移最长的一口大位移井。

该项技术的成功实施，不仅降低了下7”尾管作业风险，缩短了钻井周期，同时也为该区域油田大位移井下7”尾管作业提供了新思路和技术保障，具有良好的应用前景，值得进一步推广应用。

标签：大位移井;7”尾管;扭矩环;旋转下尾管技术
1 概况
为进一步加快推进渤海油田“滚动、扩边”及勘探开发一体化发展，渤海石油管理局优选出垦利10-4油田为首个“短平快”项目的试点工程。

为节省上亿元新采油平台的建设费用，垦利10-4油田布置了3口大位移井[1][2][3]。

但是垦利10-4油田沙河街组地层煤层多，井壁稳定性差，容易坍塌，下尾管[4]风险极大。

为此，本项目创新采用一系列技术措施：采用钻后扩眼技术，有效降低深部易垮塌地层的坍塌风险，减少下7”尾管过程中遇阻风险及7”尾管旋转扭矩;采用“扭矩环+普通套管”代替高抗扭套管;采用旋转下尾管技术，使得井下管柱可实现旋转下入，增加了7”尾管下入遇阻后的处理手段。

2 大位移井深部地层7”尾管下入技术挑战
渤海海域深部地层地质构造复杂，本次实施三口大位移井的垦利10-4油田最为典型。

在大位移井深部地层下7”尾管作业主要面临以下技术挑战：
（一）沙河街组地层存在较多煤层段，且含有煤矸石，极易出现掉块，井壁稳定性差，容易造成尾管下不到位风险。

本次实施的三口大位移井每口井都有不等厚的煤层。

（二）常规尾管、浮鞋及尾管悬挂器无法满足作业要求，下7”尾管遇阻时，无法实现旋转下尾管。

（三）井斜高，稳斜段长，尤其水平位移大，尾管极有可能遇到下不到位的风险。

三口大位移井平均井深4585m，稳斜段均超3000m，最长稳斜段达3834m，最大井斜73.06°。

3 新技术应用
3.1扭矩环提高普通套管抗扭技术
本项目提出“扭矩环+普通套管”代替高扭矩套管的创新思路，并配合使用旋
转尾管挂和旋转浮鞋，实现尾管旋转下入，增加尾管下入过程中发生遇阻的处理手段，大大提高尾管下入成功率。

通过实验测试，普通套管上扣至△符号底边确认扭矩为9898ft.lbs，普通BTC 扣型尾管加入扭矩环后，上扣测试最高扭矩可大幅度提高至32000ft.lbs，极大提高了尾管的上扣最大抗扭。

“扭矩环+普通套管”代替高扭矩套管这一创新思路已经在垦利10-4油田三口大位移井钻井作业中成功实施，该项技术不仅缩短了尾管的采办周期，而且保障了井下安全，应用效果显著。

3.2旋转下尾管技术
利用旋转管柱来降低摩阻、提高下入能力是大位移井钻井作业的另一项关键技术。

采用旋转下尾管技术可以解决尾管中途遇阻难题，采用可划眼浮鞋、扭矩环及可旋转尾管挂，使得尾管串实现旋转下入，增加套管阻卡处理手段。

垦利10-4油田三口大位移井7”尾管串组合：7”可旋转划眼浮鞋+7”尾管（1Cr-L80、BTC、29lb/ft）+7”浮箍（1#）+7”浮箍（2#）+7”尾管（1Cr-L80、BTC、29lb/ft）+7”球座+7”尾管串（1Cr-L80、BTC、29lb/ft）+7”可旋转尾管挂。

根据实钻定向井轨迹和起钻数据反推井眼磨阻，然后模拟以10r/min，20r/min，30r/min的速度旋转下套管时的扭矩分布，为旋转下尾管设定扭矩限位提供参考。

（一）旋转下尾管期间参数的合理掌控
下放尾管遇阻后，切忌猛压，首先尝试提活管串（需综合考虑钻具、尾管挂、送入工具、尾管的最低抗拉强度），尝试再次下入。

如仍遇阻，先小排量顶通后，根据泵压缓慢提排量，切忌猛提排量。

控制泵压（悬挂器坐挂压力与送入工具液锁压力两者最小值的70%），返出正常后，继续尝试下放。

如需要旋转，设定顶驱扭矩上限。

小转速开启转速（最大转速≤20RPM），当扭矩稳定后，缓慢下放，尝试通过。

如果达到限位扭矩时管柱仍然没有转动，不再继续旋转，带扭矩缓慢下放，尝试通过。

如果划眼过程中出现憋压、蹩扭矩现象，迅速降低泵冲，释放扭矩。

（二）旋转下尾管作业注意事项
划眼参数掌握：划眼下套管不同于通井，过易垮塌层时尽可能采用低转速、小排量，最终目的是破坏岩屑床，下入套管。

处理复杂情况要果断：地质情况极为复杂的井，下放遇阻后，不建议多次尝
试上提、下放活动管柱尝试通过，该开泵时立即开泵、该划眼时立即划眼。

憋压蹩扭的适当处理：发生憋压情况处理时，上下活动管串方式寻找泄压点，停止转动，防止钻具脱扣。

4 现场应用效果
通过该技术的实施，垦利10-4油田3口大位移井的下7”尾管顺利下入到位，作业安全顺利，圆满完成了钻井作业。

其中A2井完钻井深4788m，最大水平位移3930m，是目前渤海油田水平位移最长的一口大位移井。

5技术应用前景
随着渤海油田的不断勘探开发，边际油田将越来越多，大位移井钻井技术作为一项提升边际油田剩余油的一项重要技术，将越来越多的应用到各大油田。

本次大位移井深部地层尾管下入新技术，打破传统思维，创新使用扭矩环提高普通套管扭矩技术及旋转下尾管技术。

为解决深部地层下尾管难题提供了大力支持，成功解决了垦利10-4油田沙河街地层尾管下入困难问题;且该项技术的成功实施，不仅降低了下7”尾管作业风险，缩短了钻井周期，同时也为该区域油田大位移井下7”尾管作业提供了新思路和技术保障，具有良好的应用前景，值得进一步推广应用。

参考文献：
[1]张绍槐等《大位移井摩阻扭矩监测方法》，石油学报，2000，21（1）.
[2]蒋世全等《大位移井钻井技术研究及在渤海油田的应用》，石油学报，2003，24（2）.
[3]廖华林等《大位移井套管柱摩阻模型的建立及其应用》，石油大学学报，2002，26（1）.
[4]阮臣良等《大斜度井旋转尾管下入关键技术》，石油钻探技术，2016，44（4）.。