漂浮下套管技术及现场使用

漂浮下套管技术及现场使用
摘要：漂浮下套管技术是利用漂浮接箍和盲板浮鞋，在下部套管内将一定的低密度钻井液或气体密封，形成一段封闭的套管漂浮段，这部分套管在井筒中具有一定的上浮力，这样就会降低套管与井壁之间的摩擦力，使套管顺利下到位。

实践证明，这一技术可以有效地克服大位移井下套管作业中摩阻扭矩过大的问题，使套管更容易下入目的层位。

关键词：漂浮接箍，上浮力，摩擦力，下入目的层位
1、漂浮下套管技术研究背景
近年来，超长水平井技术已经成为国内外各大油田“少井高产”重要的技术支撑，在油田原油生产中发挥着越来越重要的作用，超长水平井特别是大位移超长水平井将成为我国国内各大油田实现持续稳产的重要技术支撑。

随着超长水平井的大面积开发，超长水平井长水平段下套管时，井眼清洁、摩阻控制以及井壁保持稳定难度大，严重影响超长水平井长水平段套管安全下入，增加超长水平井勘探开发成本。

受限于超长水平段固完井技术发展水平，安全下入套管技术成为超长水平井勘探开发面临的最大技术挑战之一。

国内油田在超长水平井的完井作业中，下套管作业十分困难，而且套管磨损严重，有时还需要套管补丁衬管，甚至更换全部套管，这样必然增加完井的时间和成本，这些问题的解决关键在于解决大位移井的完井作业中如何减小套管与下井壁之间的摩擦力。

依据降低摩阻机理，即当井斜很大的井下套管时，特别是大位移井和水平井，由于套管重力作用，套管与下井壁之间的磨擦力很大，使套管下入非常困难。

因此，在超长水平井钻井施工作业中，国内外通常在下套管作业过程中采用顶驱装置和漂浮下套管技术。

漂浮下套管技术实际上就是利用漂浮接箍和盲板浮鞋，在下部套管内将一定的低密度钻井液或气体密封，形成一段封闭的套管漂浮段，这部分套管在井筒中具有一定的上浮力，这样就会降低套管与井壁之间的摩擦力，使套管顺利下到位。

2、漂浮下套管技术国内外研究现状
2.1、国外研究现状
由于沿程摩阻和机械损失，水平井中套管的有效下入成为水平井完井作业的一个主要问题。

目前国内外普遍采用的工艺措施是漂浮下套管技术，为此开发出一些专业的配套工具，
如哈里伯顿公司和威福德公司均研制并申请了漂浮接箍的专利成果，能将完井管柱下入到7000m 以上的井深。

哈里伯顿公司研发的套管漂浮接箍装置，由内外套筒两部分组成，可以直接连接在套管上作为管柱临时堵塞物，将低密度钻井液或气体密封在下部套管，内筒为钻头可钻式结构。

国内在漂浮下套管技术方面也进行了大量研究，研制并应用了专门的配套工具。

美国东北自然能源（NNE）公司近期研发出新式套管悬浮装置Breakthru，专门用于水平井水平段套管下放作业。

这一装置在美东部阿巴拉契亚盆地下套管时应用，成功率99%，提高作业效率30%，并取得良好的经济效益。

2.2、国内研究现状
2011年，渤海钻探自主研发的漂浮下套管技术在大港油田埕海油田一区人工岛庄海
8Es-H10大位移井首次应用，并获得成功。

该井设计漂浮长度 2100m，套管下深 3150m。

渤海钻探工程研究院研发的适用于 244.5mm 和177.8mm 套管的漂浮下套管工具，并于 2010年获得国家专利，是我国自主研发的套管漂浮工具。

2012年大庆钻探钻井工程技术研究院自主研发的漂浮下套管工具漂浮短接现场试验成功，为打破外国公司在该技术领域的垄断奠定基础。

中石油工程院有限公司研制的盲板式漂浮接箍工具接头本体上部加工有内螺纹，下部有外螺纹，用来与套管柱相连接盲板的材料为玻璃、塑料或者合成树脂。

此材料为一种强度很高的复合的脆性材料，管柱内液体压力的作用会使该材料粉碎、破裂。

粉碎之后的盲板碎屑可被循环返至地面，以此来确保套管内通畅。

盲板暂堵压力等级45MPa、破碎压力范围60-70MPa、破碎粒度范围0.1-5mm。

技术处于国际先进水平。

3、漂浮下套管技术的意义
在超长水平井技术中涉及的关键技术很多，其中的下套管技术是关键技术之一。

目前，实现超长水平井下套的管途径有两种：一是旋转下套管技术；二是漂浮下套管技术。

采用旋转下套管方法时会受到套管扣扭矩及井筒摩阻的限制，另外施工作业时需要连接顶部驱动装置，局限性大，操作性复杂，也存在套管扭转屈曲的风险。

漂浮下套管技术是利用漂浮接箍和浮箍、浮鞋将一定长度套管内注入低密度钻井液或气体后密封，减轻套管在井眼中的浮重，进而达到减少套管下入摩阻的问题，可以较大程度上提高套管下入成功率。

漂浮下套管技术是固完井技术发展的重要方向之一。

4、漂浮接箍的结构
4.1 结构组成
图1 全通径漂浮接箍的总装图
5、漂浮下套管技术在风南HW4354井实用过程
5.1 风南HW4354水平井基本数据
5.2风南HW4354水平井下套管难点
（1）造斜段和水平段轨迹不利于钻压传递，影响套管安全下入
该井2280-3063m同时增斜和调整方位，产生较大偏移距，导致较大侧向力，管柱与井壁大面积接触，轴向力向下传递受影响，不利于套管下入。

同时水平段
最大井斜处3698m附近可能存在支点作用，增大摩阻，影响下部水平段套管下入。

（2）反复划眼导致井眼质量差，增大套管遇阻风险
经过多趟通井划眼、清砂作业，目前通井至井深4113.00m时遇阻仍需要开
顶驱划眼至井底，套管安全下入风险大。

同时反复划眼导致井径不规则，判断水
平段可能存在“大肚子”井眼、键槽，岩屑无法清理干净造成岩屑床堆积，均易
造成下套管遇阻。

（3）常规下套管套管难以依靠自重下至井底
根据目前井眼情况，通过模拟常规下套管会发生套管屈曲现象甚至死锁，套
管难以依靠自身重量下至井底（具体见常规下套管摩阻分析）。

风南HW4354井常规下套管钩载模拟
风南HW4354井漂浮下套管钩载模拟
分析结果显示，当上层套管摩阻系数取0.18，裸眼摩阻系数取0.36和0.55时，预计下套管至4810m，下放钩载-342.5kN，下放摩阻1287.0kN，自由下放套管至井底无钩载余量。

同时套管在3656.41m开始发生螺旋屈曲并发生死锁，因此根据当前井眼综合摩阻采用常规下套管无法靠自身重量顺利下入到井底，推荐采用漂浮下套管工艺降低摩阻。

5.3风南HW4354井施工
5.3.1 风南HW4354井管串结构
Ф127mm盲板引鞋+Ф127mm短套管1根（加1只滚轮扶正器）＋Ф127mm浮箍+Ф127mm套管1根＋Ф127mm浮箍+Ф127mm套管串+Ф127mm48MPa漂浮接箍（井深2960m处）+Ф127mm套管串+Ф127mm转换接头（LTC公扣转BGT2母扣）+Ф127mm套管串+Ф127mm转换接头（BGT2公扣转LTC母扣）+双公短节+悬挂+联入。

5.3.2 风南HW4354井施工过程
2023.2.16 20:00开始下套管，2月17日9:20接漂浮接箍，12:08井深2317米遇阻，上提最大吨位80吨解除。

14:30 2742米遇阻，最大上提到160吨，反复上提下放，14:40解除遇阻，恢复正常。

2月18日01:00套管下到预定位置，02:00憋压到12.5Mpa，打开漂浮接箍，02:30两次灌浆排气，泥浆泵1方的排量灌浆15.8方，憋压5.5Mpa打开盲板引鞋，排量0.45，泵压4.5Mpa循环洗井。

2月19日22:00开始固井施工，2月20日01:15碰压29Mpa后放回水正常，固井施工结束。

6、结论
通过风南HW4354井漂浮下套管技术我们可以看出，漂浮下套管技术在应对具有超长水平段摩阻较大的水平井时，能依靠套管封闭段产生的浮力有效的降低摩阻，降低套管下入的风险，提高套管下入的时效与安全性，应用前景广阔。

但在应对井眼轨迹不规则的井时也存在着套管下入困难的情况。

根据以往现场应用情况来看，漂浮下套管技术在下入套管的过程中不能循环泥浆，在应对井壁不稳定，有大量掉块以及沉沙的井时，也存在顶通时压力过高和无法顶通的风险。

参考文献：
[1]罗健,刘传世,王晓强等.浅析漂浮下套管技术在大位移井中的应用[J].中国设备工程,2022,No.500(12):214-215.
[2]杨睿.漂浮下套管技术在吉木萨尔页岩油水平井的应用[J].新疆石油天然气,2020,16(01):21-24+2.
第一作者简介：向欣，1976.8—，男，汉族，重庆市云阳县人，大专学历，工程师，研究方向：固完井工艺技术，从事的工作：固完井技术服务。