Journal of Oil and Gas Technology 石油天然气学报, 2018, 40(6), 53-58
Published Online December 2018 in Hans. https://www.doczj.com/doc/5417285782.html,/journal/jogt
https://https://www.doczj.com/doc/5417285782.html,/10.12677/jogt.2018.406119
The Application of Rotary Casing Running
Technology with Full-floating in Extended
Reach Wells
Zhixin Tian1, Zhiwei Wang2
1School of Petroleum Engineering, Yangtze University, Wuhan Hubei
2Panyu Operations Company, CNOOC Ltd., Shenzhen Guangdong
Received: Sep. 30th, 2018; accepted: Oct. 28th, 2018; published: Dec. 15th, 2018
Abstract
By taking the rotary casing running technology with full-floating in extended reach wells (ERWs) of Panyu Oilfield in the east of South China Sea, this paper analyzed the problems and difficulties in the process of Φ244.5mm casing running in long open hole section, such as large deviation, long open hole section, more intercalation, high wall friction, easy formation leakage, and so on.
The necessity of introducing the full floating rotating casing technology was expounded, the working principle and main equipment of the technology were introduced, and the operation characteristics and application effect of the technology were analyzed.The results indicate that when full-floating and rotation casing is run into the casing string, the load of hook is increased, the resistance point is passed smoothly, the fault is passed safely and smoothly, the lost circulation and differential pressure sticking are not occurred, and the Φ244.5 mm casing in the long open hole section is successfully lowered to the design depth. It can be used to improve the casing run-ning technology of long open hole in ex tended reach well.
Keywords
Rotary Casing Running Technology with Full-floating, Extended Reach Well, Top Drive System,
Eccentric Floating Shoe
田志欣，王志伟
全漂浮旋转下套管技术在大位移井中的应用
田志欣1，王志伟2
1
长江大学石油工程学院，湖北 武汉
2中海石油(中国)有限公司番禺作业公司，广东 深圳
作者简介：田志欣(1982-)，男，工程师，硕士生，主要从事海上石油钻完井技术管理与研究工作。
收稿日期：2018年9月30日；录用日期：2018年10月28日；发布日期：2018年12月15日
摘
要
以南海东部番禺油田大位移井全漂浮旋转下套管的成功作业为例，通过分析大位移井在长裸眼井段的Φ244.5 mm 套管下入过程中面临井斜大、裸眼段长、夹层多，井壁摩阻大、易压漏地层等问题及难点，阐述了引入全漂浮旋转下套管技术的必要性，介绍了该技术的工作原理和主要设备，分析了该技术的作业特点及应用效果，结果表明：全漂浮旋转下入套管柱时，增加大钩载荷，顺利通过遇阻点，安全平稳过断层，未发生漏失和压差卡钻等复杂情况，长裸眼井段的Φ244.5 mm 套管全部成功下至设计深度，对大位移井长裸眼井段套管下入技术的提高有指导作用。
关键词
全漂浮旋转下套管，大位移井，顶部驱动工具，偏心浮鞋
Copyright ? 2018 by authors, Yangtze University and Hans Publishers Inc.
This work is licensed under the Creative Commons Attribution International License (CC BY). https://www.doczj.com/doc/5417285782.html,/licenses/by/4.0/
1. 引言
对于大位移深井和超深井，常规漂浮接箍下套管技术存在着漂浮接箍失效，下入过程摩阻大，人员劳动强度高等风险，时常出现下入中途漂浮接箍失效，无法实现漂浮下入，遇阻时处理手段有限，无法通过遇阻点，击破漂浮接箍破裂盘产生瞬间高压，压漏地层等情况，给后续钻完井作业造成严重的影响。
全漂浮旋转下套管技术可以快速上卸扣，精准控制上扣扭矩，避免套管丝扣损伤；旋转套管柱减小套管柱与井壁接触的侧向力，减小套管下入摩阻，增加大钩载荷；遇阻时可以上提、下放、旋转、下压套管柱，通过遇阻点能力强，避免压差卡钻；旋转下入时减小压力激动，避免井漏；设备自动化程度高，减轻人员劳动强度，提高作业安全性[1] [2]。
位于南海东部海域的番禺油田，在已经成功实施的6口大位移井作业中，通过引用全漂浮旋转下套管工艺，下入时全程不灌浆，实现全漂浮旋转下入，降低大位移井下套管作业风险，安全、顺利、高效地将长裸眼井段的Φ244.5 mm 套管全部下至设计深度。
Open Access
全漂浮旋转下套管技术在大位移井中的应用
2. 大位移井长裸眼井段套管下入难点及对策
1) 套管下入深度深，裸眼段长，稳斜角度大，常规下套管方法难以满足要求。番禺油田6口大位移井中Φ244.5 mm套管平均下深4910 m，最大稳斜角84?(见表1)。其中，PY10-5-A1H井Φ244.5mm套管下深6114 m，裸眼段长度达到4822 m。若采用常规下入法(边下套管边灌钻井液)和常规漂浮法(套管下部灌钻井液，上部漂浮)均无法下入到位。当前，漂浮接箍下入法是大位移井下套管作业常用的方法[1]，但是该方法在现场应用中也暴露出许多问题，如漂浮接箍失效、遇阻时处理手段有限、击破漂浮接箍破裂盘瞬间高压压漏地层等。
Table 1. The data of extended reach wells in Panyu Oilfield
表1. 番禺油田大位移井数据
全漂浮旋转下套管技术不使用漂浮接箍，依靠与之相配套的偏心浮鞋、双阀浮箍等组件来保证下入过程套管柱处于全漂浮状态，规避了漂浮接箍失效风险；在套管下入遇阻时，全漂浮旋转下入的方式可以上提、下放、旋转，甚至下压套管柱，极大丰富了套管遇阻时的处理手段，确保套管下入到设计深度；套管下入到位后，只需要灌满套管柱，顶通循环排气即可，无需高压击破漂浮接箍破裂盘，避免击破瞬间，高压传递到井筒环空压漏地层的风险。
2) 裸眼段过断层，安全密度窗口窄，下入过程产生压力激动，易压漏地层。番禺油田区域各层位安全密度窗口较宽，但断层处安全密度窗口急剧减小。以PY10-5-A1H井为例，Φ311.15 mm井段在韩江组2987 m处钻遇断层，安全密度窗口由1.759~1.873 g/cm3急剧下降到1.35~1.39 g/cm3。在下入Φ244.5 mm 套管时，井筒中充满油基钻井液，油基钻井液黏度高，静切力大，且黏度随着钻井液静置时间的延长而增大。如果采用常规漂浮接箍下套管工艺，下入时产生压力激动，在窄安全密度窗口处存在压漏地层的风险。全漂浮旋转下套管技术可以在下放过程中旋转套管柱，剪切稀释井筒中的油基钻井液，很大程度上减小压力激动的产生，降低窄安全密度窗口地层处漏失的风险。
3) 地层软硬交错，夹层多，下入摩阻大。番禺油田大位移井地层夹层主要集中在韩江组和珠江组段。韩江组上部岩性为浅灰色含砾砂岩、砂岩与泥岩呈不等厚互层，其中砾岩层发育；韩江组下部及珠江组为灰色泥岩夹中厚层灰色–灰褐色粉砂岩、细–中砂岩，普遍含有灰质硬夹层，地层研磨性较强，地层软硬交错频繁。在钻进过程中，软硬地层交界处，夹层处扭矩波动幅度大，多次憋停顶驱，起下钻困难，反复划眼容易形成台阶。若采用常规漂浮接箍下套管工艺，下入过程无法旋转套管柱，若位于套管柱最下方的浮鞋顶到软硬交错地层处的台阶，则套管柱遇阻难以下入，而且由于地层夹层多，井眼不规则，
会造成套管柱下入时摩阻增大，严重时套管柱无法下入。
田志欣，王志伟
全漂浮旋转下套管技术在下入时遇到软硬交错地层处的台阶时，通过旋转套管柱，调整套管柱下方偏心浮鞋的偏心方向，可以顺利通过井眼台阶处。此外，通过旋转套管柱，减小夹层段下入时的摩阻，增加大钩载荷，增强了通过遇阻点的能力。
3. 全漂浮旋转下套管技术
3.1. 技术原理
全漂浮旋转下套管技术是指在套管下入过程中全程不灌浆，使套管柱漂浮在井筒钻井液中，通过旋转套管柱，减小与井壁接触的侧向力，减小套管下入摩阻，增加大钩载荷，降低下入过程压力激动的一种方法。
3.2. 旋转下套管系统
旋转下套管系统主要设备有顶部驱动工具[3]、液压卡盘、扭矩监控系统、电源系统、液压动力系统、司钻控制器和服务管线等一系列设备系统构成。
3.2.1. 旋转下套管顶部驱动工具
顶部驱动工具是整个旋转下套管系统中最关键的部分，按功能可分为动力总成、连接总成、限位总成、卡瓦总成以及密封导向总成5部分。动力总成主要完成卡瓦的撑开与收缩作业；连接总成用于连接动力总成与卡瓦总成，实现传递力和力矩的功能；卡瓦总成主要由卡瓦心轴与卡瓦组成，完成卡紧套管的功能；密封导向总成中，导向头完成引导顶驱下套管驱动工具进入套管，皮碗用于防止注入泥浆时泥浆回返[4]。
3.2.2. 液压卡盘
液压卡盘和顶部驱动工具配有安全互锁系统[5] [6]：控制系统只有识别到顶部驱动工具卡瓦卡在套管本体内壁，而非接箍处，且咬合力达到设定值，控制台操作人员和司钻才能给液压卡盘泄压，在正常作业时，液压卡盘和顶部驱动工具不能同时打开。
3.3. 套管附件
3.3.1. 套管扣型优选
常规下套管方法，下入时不需要旋转套管柱，因此在对套管进行强度校核时，只需要对套管抗拉强度，抗外挤强度、抗内压强度等指标进行校核即可。但在旋转下套管工况下，除了上述强度指标外，还需要对套管接箍丝扣的抗扭强度进行校核。以PY10-5-A1H井为例，原设计套管下深7019 m，旋转扭矩
33.7 k N?m，普通的BTC扣、NU扣等均难以满足旋转工况下对套管扣型抗扭强度的要求，需要使用高抗
扭扣型套管，综合考虑套管抗扭强度和经济性，选择了JFE BEAR扣套管，最大上扣扭矩38.3 k N?m，满足旋转下套管对套管接箍丝扣抗扭强度的要求。
3.3.2. 偏心浮鞋
偏心浮鞋(图1(a))安装在套管柱的最下端，相比常规套管浮鞋，它具有以下优势：①偏心设计的浮鞋在通过遇阻点时，减小拖曳力，减少下入过程不必要旋转套管柱的次数，即使上提下放管柱无法通过遇阻点，需要旋转套管柱下入时，偏心浮鞋可以以更小的启动扭矩旋转套管柱，通过遇阻点的能力更强。
②偏心浮鞋共有下面1个主水眼和侧面4个辅水眼，套管下入过程中，即使浮鞋推动井筒中岩屑堆积堵
塞主水眼，仍然可以通过侧面的4个辅水眼进行循环和固井。③偏心浮鞋内部设计有断屑槽(图1(b))，在进行下一井段作业时，钻穿切削浮鞋时，断屑槽自动切断切削浮鞋产生的钻屑，避免钻屑堆积，同时更短的偏心浮鞋长度设计可以更容易和更快地被钻穿[7]。
全漂浮旋转下套管技术在大位移井中的应用
Figure 1. The eccentric floating shoe 图1. 偏心浮鞋的外观及内部构造图
3.3.3. 双浮箍或双阀浮箍
在使用全漂浮旋转下套管技术的6口大位移井中，由于下入过程中全程不灌浆，当套管下到设计深度时，浮鞋单流阀承受着巨大的压差，以PY10-5-A1H 井为例，按照原设计，该井Φ244.5 mm 套管下至斜深7019 m (垂深2413 m)，浮鞋处需承受约30 MPa 的压差。这就给浮鞋和浮箍的安全性和稳定性提出极高的要求，一旦浮鞋和浮箍单流阀失效，井筒内的钻井液则会进入套管，无法实现漂浮下入，存在着套管下不到位的风险。为了确保每口井套管都能全漂浮下入，根据每口井实际深度，选择对应压力等级的浮鞋和浮箍，预留足够的安全余量，并在每口井套管柱的设计中，在浮鞋上方连接双浮箍或者双阀浮箍，实现三重保障。 3.3.4. 树脂扶正器
树脂扶正器具有耐磨损、密度低(表2)、耐腐蚀性极强的特性[8]，在大位移井旋转下套管工况下，展现出比锌合金、铝合金、铸钢扶正器更大的优势。
Table 2. The comparison of performance parameters of the stabilizers with different materials 表2. 不同材质扶正器性能参数对比表
扶正器类别 抗冲击力/(lb ?ft ?1)
屈服强度/MPa
密度/(g ?cm ?3)
稳定温度/℃
摩擦系数/1 树脂扶正器 30 228 1.5 245 0.25 锌合金扶正器 13 221 6.7 150 0.4 铝合金扶正器 30 70 2.7 170 0.4 铸钢扶正器
38
450
7.8
600
0.7
4. 现场应用及效果分析
4.1. 现场应用
番禺油田所实施的6口大位移井Φ244.5 mm 套管下入作业中，均采用全漂浮旋转下套管工艺下入。通过旋转，减小了套管柱和井壁之间的摩阻，大钩载荷比旋转前有所增加，下入过程中控制旋转扭矩始终小于套管的上扣扭矩，未出现井下复杂情况。
4.2. 效果分析
1) 精准控制上扣扭矩，避免套管丝扣损伤。顶部驱动工具扭矩传感器模块自成一体，单独采集扭矩信号，并非借助顶驱扭矩信号来监测套管上扣扭矩，扭矩传感器非常灵敏，监控扭矩数值十分精确[9]。
2) 旋转下入套管柱，增加大钩载荷，减小套管下入摩阻。在旋转下入的5口井中，套管柱在从不旋转切换到旋转模式时，均出现大钩载荷增加的现象。以PY10-5-A1H
井为例，通过对比实际扭矩和模拟
田志欣，王志伟
扭矩，反算出的全漂浮旋转工况下摩阻系数小于0.2，可以得出全漂浮旋转下入套管柱减小了套管下入摩阻。
3) 套管柱下入遇阻时，处理手段多样，有效地避免了井下复杂情况的发生。番禺油田大位移井裸眼
段长，地层岩性变化大，夹层多，套管下入过程中出现遇阻现象在所难免。钻成的6口大位移井中，采用全漂浮旋转的方式下入套管，很少有遇阻的情况发生，即使在遇到遇阻点时，采用旋转套管柱的方式就能通过遇阻点。
4) 设备自动化程度高，大大减轻人员劳动强度，降低作业风险。常规下套管作业是一项高风险、高
强度的作业，在下入初期，由于套管柱自身悬重不够，套管上扣时需要打背钳，以防止旋转上扣时下部的套管柱旋转[10]。作业人员不仅劳动强度很大，也对其人身安全造成极大的威胁。全漂浮旋转下套管工艺设备集中化、自动化程度高，下入套管时，由顶驱带动顶部驱动工具旋转完成套管上扣，极大地减轻了下套管作业人员的劳动强度，也降低了作业风险。
5. 结论
1) 全漂浮旋转下套管技术是可以精准控制上扣扭矩，避免套管丝扣损伤，增加大钩载荷，减小套管
下入摩阻，丰富套管遇阻时的处理手段，有效避免井下复杂情况的发生，是大位移深井和超深井下套管作业成功的有力保障。
2) 全漂浮旋转下套管工况下，偏心浮鞋、树脂扶正器等组件的使用，是增强套管柱下入能力的有效
手段。
3) 旋转下套管设备自动化程度高，减轻了操作人员劳动强度，保障人身安全，提高作业时效，降低
综合作业成本。
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[编辑] 帅群
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下完井套管技术交底 一、下套管前准备 1、检查好浮鞋、浮箍、变扣接头、分级箍、双公接头、蘑 菇头、倒扣接头、联顶节是否能够正常使用，丝扣是否 合格，并在地面做好试连接。 2、按照下套管通知单要求，编好套管数据，套管数据应做 到三对口，即与甲方的数据对口，与场地排序和编号对 口，与剩余的套管根数对口。 3、检查准备好下套管使用的工具：套管钳、套管吊卡、套 管吊装带、套管密封脂、灌泥浆管线、井口泥浆管线、 保护母扣的“大盖帽”等。 4、检查并更换5 1/2寸闸板芯子、取出耐磨套、将循环接头 放在钻台，将循环接头和事故接头放在钻台，下套管过 程中井口不返泥浆时，接循环接头打通循环；井口发生 溢流时，抢接方钻杆和事故接头。（注意：每次接事故接 头时必须先把事故接头接在套管上，再接方钻杆，防止 方钻杆撅坏套管丝扣） 5、将小鼠洞甩出，换成干净的下套管鼠洞。 6、两台泥浆泵，一台泵装缸套170*1用来顶通，装缸套170*2 用来循环（必要时顶替泥浆），另外一台泵装缸套160*3 用来固井到井后大排量循环。
二、下套管操作 1、吊套管要一根一起吊，起吊时注意周围人员状态，必须 使用标准吊装带。 2、钻台护丝用绳穿在一块，用气动绞车往下放，严禁直接 往下扔，以防伤人。 3、接附件时一定要涂抹好密封脂并且严防错扣而损坏。 4、下套管过程中，因修设备、更换套管、灌泥浆等而停止 继续作业时，要上下活动套管，防止套管粘卡。 5、套管钳上扣时必须对正后上扣，严禁错扣后强行上扣， 上扣扭矩按标准达到要求。错扣后，看看扣是否损伤， 有问题甩下更换，如果上扣扭矩达到最大，仍有三扣或 三扣以上套管甩下更换，如果上完扣再紧两圈，仍达不 到最大扭矩，套管甩下更换。 6、套管下放过程中要控制速度，下放速度不得大于30秒/ 根，防止压漏地层。 7、要求10根灌泥浆一次，每次必须灌满；灌泥浆时必须活 动套管，防止粘套管事故发生，套管进入稳斜段后，必 须连续灌浆。灌泥浆严禁使用泥浆泵，防止管线甩出伤 人。（特殊情况下如果使用泥浆泵，必须系好保护绳或者 栓好保护链） 8、下套管过程中，一定要有专人坐岗，观察有无井漏（下 套管泥浆不返）、溢流现象（不下套管返泥浆）。
文件编号：RHD-QB-K6017 （解决方案范本系列） 编辑：XXXXXX 查核：XXXXXX 时间：XXXXXX 锻铣套管技术措施标准 版本
锻铣套管技术措施标准版本 操作指导：该解决方案文件为日常单位或公司为保证的工作、生产能够安全稳定地有效运转而制定的，并由相关人员在办理业务或操作时进行更好的判断与管理。，其中条款可根据自己现实基础上调整，请仔细浏览后进行编辑与保存。 （一）钻井现场准备: 1、设备正常运转 （1）钻台设备正常运转，检查机械传动、电气供应、油气路供应情况。 （2）清洗检查四级固控设备，换40目筛布，将震动筛安装平稳，震动筛下部打扫干净，高架槽、循环槽清理，保障畅通；同时试运行除砂器、除泥器、离心机是否正常，发现异常及时整改。 （3）尤其注意加强传动系统及循环系统的检查和保养，在作业前将两台泥浆泵都准备170mm缸套，确保2台泵都在良好的待命工况，防止因为泥
浆泵的原因影响锻铣作业或造成井下复杂情况。 2. 钻具准备 根据锻铣方的要求制定相应的钻具组合为：215.9mmBit+锻铣工具+177.8mmDC×3根 +158.8mmDC×15根+127mmDP 井队已准备411×4A10 4A11×410 430×410 接头两套确保可以满足锻铣方的要求进行施工。 3、钻具检测计划 （1）所有送井钻杆必须为S135一级，并经管体无损检测、接头超声波、磁粉探伤； （2）钻前对吊卡、吊环、接头、水龙头中心管、提升短节、方钻杆、方钻杆上下旋塞等进行超声波、磁粉探伤（已在井眼准备时进行探伤）； 4、钻井液准备
（1）本井待令后，先以对泥浆进行处理，目前泥浆比重1.18-1.20g/cm3，粘度90-120s，能够满足锻铣套管施工。 （二）、技术措施： 一、通井措施 1、通井钻具组合：215.9mm Bit +127mm 加重钻杆*33根+127m DP，井队现场要求在开钻前必须要及时提前通知指挥所相关部门把所需的钻具准备到位，仔细核实所有钻具扣型，依照连接要求准备好变丝接头并确保检测合格备用 2、通井至3747.23m，至177.8mm回接筒位置，确保244.5mm套管内下入244.5mm套管铣刀畅通。 3、现场要求做好严谨组织，保证施工安全的情况下缩短施工周期，提高施工效率。施工更需要注
渤海地区垦利油田大位移井固井实践 发表时间：2019-01-02T17:28:21.263Z 来源：《基层建设》2018年第32期作者：隋赛 [导读] 摘要：2018年初渤海地区垦利油田刚完成的一口大位移井固井作业，该井完钻井深4566m，最大井斜60.12°，井斜大、稳斜段长，钻遇三处断层及多个煤层段，钻井期间还发生断层漏失情况。 中海油田服务股份有限公司油田化学事业部天津 300459 摘要：2018年初渤海地区垦利油田刚完成的一口大位移井固井作业，该井完钻井深4566m，最大井斜60.12°，井斜大、稳斜段长，钻遇三处断层及多个煤层段，钻井期间还发生断层漏失情况。本文分析了该井固井技术难点及相应固井现场实践，包括水泥浆体系、前置液优化，套管扶正器加放，防漏压稳、可划眼高抗扭尾管附件选取，机械式可旋转尾管悬挂器送钻等技术分析及总结成功经验，可供此类具有复杂井况大位移井固井作业作为参考。 关键词：大位移井；技术难点；现场实践 引言： 垦利区块油田位于渤海南部海域莱州湾内，为复杂断块油田，沙河街组地面原油为轻～中质常规原油。此次完钻的这口井，目的是揭开主力含油层位沙三段设计完钻井深超过4500m，最大井斜60.12°，井斜大、稳斜段长，井底温度达到90℃以上。 其中，12-1/4”井眼从1498m开始钻进，中完井深3699m，段长超过2000m，井底井斜58.33°，最大井斜60.12°。钻遇2处断层：断层1位于2226m，断距约20m；断层2位于2745m，断距约25m。其中断层2处钻进期间发生漏失后成功堵漏。9-1/2”井眼完钻井深4566m，3700m钻遇断层3，本井段含煤层较多，分别位于3889m～3890m、3891m～3892m、3918m～3919m、3965m～3966m、4192m～4193m、4221m～4222m、4232m～4233m、4249m～4250m、4262m～4263、4271m～4272m。 一、固井难点 1本井为大位移井，稳斜段比较长，循环过程中难以保证井眼清洁，易形成岩屑床，存在发生环空桥堵风险； 2本井斜度大，稳斜段比较长，存在下套管遇阻风险，尤其是7”尾管下放过程，避免出现提前做挂风险； 3本井存在3处断层以及大量煤层，12-1/4”井段还发生了漏失，因此要控制固井作业期间环空返速及井底当量，避免固井作业期间发生漏失。 4套管居中难。通常情况下为了减少摩阻，便于套管下入，一般会控制套管扶正器数量以降低风险，使套管居中度无法保证。 5水泥浆性能要求高，如密度、流变性能、自由水、失水等；水泥浆的稠化时间、井底循环温度需精准确认。 二、相应措施 1技术套管首重安全 本井12-1/4”井段段长超过2000m，中完钻井液密度均为1.40sg，因此在确保油气层段均达到有效封固的同时，降低井底当量密度，避免压漏地层。 ①前置液设计： 优选前置液体系，使用“双作用隔离液”代替传统“隔离液+冲洗液”模式，降低冲洗液对井壁的冲刷。由于该井段发生漏失，采用“堵漏+双作用隔离液”体系，确保作业期间施工安全。同时，调整隔离液密度及粘度，密度1.4sg与泥浆保持一致，粘度大于泥浆粘度20s。 ②循环过程优化： 因本井段钻井期间发生漏失，根据完钻后通井期间井底最大循环排量，反推标准井眼（12-1/2”）与钻杆（5-1/2〞）环空返速是0.95m/s，循环期间先小排量打通，之后逐级提高排量循环，每次提排量幅度不超过0.4 m3/min，最大排量为1.60m3/min（标准环空返速 0.92m/s）。循环结束时控制气全量在5%以下； ③优选水泥浆体系，优化配方性能： 在设计初期采用“膨润土+防窜聚合物”水泥浆体系三段浆柱结构。然而，经化验室对其所备添加剂样品进行化验时，发现前置浆与后置领浆相容性存在问题。 根据化验结果，以及现场实际情况，决定采用防窜胶乳聚合物水泥浆体系采用两段式浆柱结构，即：尾浆1.90sg、封固井底以上500m，领浆1.70sg，封固至上层管鞋以上100m。同时，根据现场投电石结果，计算井眼扩大率，合理优化水泥浆附加量，避免水泥浆泵入过量，导致井底压力过大，压漏地层。附表为化验室两种水泥浆相容性实验结果，图为垦利区块地层坍塌破裂压力系数
第32卷 第6期 2010年11月石 油 钻 采 工 艺 OIL DRILLING & PRODUCTION TECHNOLOGY Vol. 32 No. 6Nov. 2010 文章编号：1000 – 7393 （ 2010 ） 06 – 0115 – 03流花11-1油田大位移井尾管作业技术 李文勇 韦红术 陈 斌 张 力 逄淑华 （中海油深圳分公司钻井部，广东深圳 518067） 摘要：为了将流花11-1-24C3ST02 大位移延伸井的?177.8 mm 尾管下到预定深度，采取了5项主要技术措施：（1）?215.9 mm 井段中采用了随钻扩眼技术；（2）?215.9 mm 井段中采用了旋转导向钻井技术；（3）首次应用了?177.8 mm 尾管漂浮技术； （4）首次应用了钻柱旋转头；（5）在?177.8 mm 尾管送入钻柱中使用了32柱加重钻杆。通过以上技术措施的实施，成功地实现了作业目标，为流花油田今后更高难度的大位移延伸井?177.8 mm 尾管下入作业积累了宝贵的经验。 关键词：尾管下入作业；大位移延伸井；海上油田 中图分类号：TE257 文献标识码：B Liner running techniques for extended reach wells in Liuhua 11-1 field LI Wenyong, WEI Hongshu, CHEN Bin, ZHANG Li, PANG Shuhua (Drilling Department , CNOOC Ltd. Shenzhen , Shenzhen 518067, China ) Abstract:To run a ?177.8 mm OD liner to the target depth in Liuhua 11-1-24C3ST02 extended reach well, five main technical measures were taken, which were drilling the ?215.9 mm open hole with reaming while drilling technique; drilling the ?215.9 mm open hole with rotary steerable drilling technique; first applying floatation technique in running the liner string in South China Sea; first taking SWIVELMASTERTM to run the liner in China; utilizing 32 joints of ?139.7 mm OD high weight drill pipe in upper section to increase available slack off weight. By the measures above, the ?177.8 mm OD liner was successfully put in the target depth, and valued experience was obtained, which would make the operator more confident in future to treat more difficult extended reach wells in Liuhua field. Key words: liner running operation; extended reach well; offshore field 作者简介： 李文勇，1995年毕业于西南石油学院，现任大位移延伸井钻完井技术顾问。电话：0755 – 26022440。E-mai l ：l iwy4@cnooc. https://www.doczj.com/doc/5417285782.html, 。流花11-1油田位于中国南海珠江口盆地29/04 作业区块，水深310.75 m ，钻井转盘补心海拔高度 28.96 m ，钻井转盘补心距离海底泥线339.71 m ，采用 半潜式钻井平台南海挑战号进行开发。 流花11-1-24C3ST02是一口老井侧钻的大位移 延伸井，采用水下钻井基座的C3槽口对流花11-1 油田主开发区的东南方向的块状礁灰岩B1层段进 行开发。该大位移延伸井计划在?244.5 mm 生产 套管内的1490.4~1494.4 m 测深位置开窗，然后钻 ?215.9 mm 裸眼到3855 m 测深（1229.11 m 垂深）， 以钻井转盘面为基准面的水垂比为2.30（以海底泥线为基准面的水垂比为3.18）；裸眼段长2364.6 m ，其中井斜角大于86°的井段高达2055 m （占裸眼井段总长的86.91%）；计划?177.8 mm 尾管顶部深度为1470 m ，并预留5 m 的口袋，尾管总长2380 m 左右，超过?244.5 mm 套管窗口深度890 m 左右，然后钻?152.4 mm 裸眼到4662.4 m 测深完钻并采用裸眼完井方式完井，最后安装电潜泵和油管进行生产。1 施工难点Difficulties in operation （1）垂深浅，?215.9 mm 井段的转盘面水垂比高
钻井队通井下套管技术措施 一、通井技术措施 1、钻具结构以8寸井眼为例：应用215.9mm钻头+扶正器+钻铤+加重 钻杆+钻杆的钻具结构通井（扶正器大小和加放位置根据现场井下实际情况定），下钻中途，避开造斜井段和薄弱易漏地层打通循环钻井液。 2、在斜井段要严格控制下钻速度，遇阻严禁硬压强下，开泵循环划眼通过，以上提下放为主，避免划出新井眼。 3、下钻到井底后，先小排量平稳开泵，待井下情况正常后再逐渐增大至正常钻进排量充分循环钻井液，循环清洗井眼时间不少于 2 周，震动筛处无明显岩屑；循环过程中，严密监视钻井液性能变化，起钻前，要循环观察有无油气侵，并停泵观察有无溢流，确认井下无溢流后方可起钻。起钻前在斜井段打入加润滑剂的钻井液封闭斜井
4、起钻前搞好短起下作业，达到不阻不卡，确保井眼畅通; 起钻过程中，在油层井段严禁使用高速档，防止抽汲诱发溢流或井喷。 5、对于油气活跃的井，必须在压稳后再进行下套管作业。 6、对于漏失井，必须进行堵漏作业，井下正常后方可进行下套管作业。 7、钻井液性能须满足下套管固井作业要求。 8、下套管前口袋应符合规定要求。 二、下套管前检查验收 1、资料准备
钻井队应及时收集齐油层顶界、油层底界、短套管位置、阻流环位置、套管下深、水泥返高、分级箍位置（双级固井）、井斜、井径和井温、油气层数据。 2、套管检查 a）钻井队检查三证两单，“三证”即产品质量证明书，商品检验证（石油专用管材检验报告），生产检验证（石油专用管材检验证明书）“两单”即送井套管清单，套管送井验收单; b）井场套管由钻井工程师、录井工程师负责组织检查和丈量，对套管进行通径、丝扣检查与清洗，并分别并对长度进行复核; c）送井套管应符合设计要求; d）必须使用专用工具、车辆装卸套管; e）送井套管卸车前要带内外螺纹护丝 f）井场套管要整齐平放在管架上，管架台高离地面30 厘米以上；g）严格按套管柱设计排列下井顺序并编号，填写下井套管记录。备
IADC/SPE 155694 顶驱下套管：提高施工安全和效率 Zhang Hongying，SPE，He TaO，Wang Na，liu Guanghua，SPE，Zou lianyang，Huang Y anfu，中石油研究院北京石油机械厂 摘要 下套管是钻井施工中的一个重要步骤。随着水平井和大位移井的增多，为了防止套管串卡钻的发生，迫切需要一种技术，能够在下套管的过程中循环钻井液和旋转套管。这篇文章介绍了顶驱下套管技术(TDCR)。该技术能够满足下套管过程中的各种挑战。中国西南四川盆地所打的水平气井计划下入7寸套管，该施工由于地质条件复杂存在难度。顶驱下套管技术成功的将套管下到了目标深度。顶驱下套管技术使得在长的水平段遇到复杂情况时能旋转、活动和循环，是成功作业的关键。 顶驱下套管技术的好处还有利用了顶驱精确控制套管的上扣扭矩，这对于优化扣的上扣是非常重要的。下套管过程中遇到不稳定地层可以开泵循环保证井眼的稳定，避免了复杂情况的发生。由于省去了扶正台，减少了非生产时间，提高了安全和效率。顶驱下套管技术将成为下套管作业的主角并且在将来获得更加广泛的应用。 介绍 传统的下套管技术通常使用一些专用的工具，比如套管动力钳。在下套管的过程中不能循环、旋转和上下活动套管。在复杂地层可能会发生缩径、垮塌和岩屑沉积，导致下套管失败。据统计，下套管过程中49%的非生产时间是由于缩径和卡钻造成的。为了避免缩径和卡钻，最有效的办法就是循环，而这正是传统施工方法的瓶颈，不能同时循环和活动套管串。并且要花较长时间转换为循环模式。下套管时为了套管内外压力平衡，每下入几根就要灌浆一次。这种方法很不方便又耗费劳力，并且容易漏灌，从而影响下套管质量。并且如果套管遇阻需要起出所有套管，另外组合钻具进行划眼和通井。然后重新下套管，这样既费时又效率低下。顶驱下套管技术的引进打破了施工中的各种难题。它把顶驱钻进的优点带到了下套管施工中。下套管过程中遇到不稳定地层可以开泵循环保证井眼的稳定，避免了复杂情况的发生。顶驱套管施工意味着自动化程度的提高和劳动强度的降低，因而提高了安全和效率。 顶驱系统作为一项主要的油田钻井技术研发于1980年，已经成为标准技术取代了一次只能接一根钻杆的方钻杆和转盘系统。它的主要优点还有更好的处理钻具和内防喷器操作。还能在钻进和起下钻过程中旋转钻具和循环，减小了卡钻和其它井下事故发生的机率。 九十年代开始，套管灌注工具和循环工具的出现改变了日常的施工流程，大大的缩减了灌浆时间，被广泛应用到在海上和陆地套管作业中。 二十一世纪初始，一项新技术给下套管作业带来了变革。这项新技术整合了套管钳和灌浆与循环工具，通过顶驱能实现下套管作业，被称为顶驱下套管技术。它已径成功地应用在了海上和陆地来应对工程上的挑战，被认为是工业上最具有价值的技术之一。顶驱下套管充分利用了顶驱的优点，实现了套管上扣的自动控制，并且能够在循环钻井液和上下活动套管串的同时旋转套管，降低了卡套管和井下复杂情况的机率。顶驱下套管工具还被广泛地应用在套管钻井作业。该工具扩大了顶驱的应用范围实现了各项作业的整合。该项技术的应用极大的降低了下套管过程中井下和地面出现复杂情况的机率。提高了下套管作业的质量、安全和效率，降低了钻井成本，在将来的应用和继续提高上有着极为广阔的前景。 设备和操作流程 除了钻机和其他设备，顶驱下套管操作主要依靠顶驱和下套管工具。与此同时，在设备机
文件编号：TP-AR-L7336 In Terms Of Organization Management, It Is Necessary To Form A Certain Guiding And Planning Executable Plan, So As To Help Decision-Makers To Carry Out Better Production And Management From Multiple Perspectives. （示范文本） 编制：_______________ 审核：_______________ 单位：_______________ 钻井队通井、下套管技术措施正式样本
钻井队通井、下套管技术措施正式 样本 使用注意：该解决方案资料可用在组织/机构/单位管理上，形成一定的具有指导性，规划性的可执行计划，从而实现多角度地帮助决策人员进行更好的生产与管理。材料内容可根据实际情况作相应修改，请在使用时认真阅读。 一、通井技术措施 1、钻具结构以8寸井眼为例：应用215.9mm钻 头+扶正器+钻铤+加重钻杆+钻杆的钻具结构通井（扶 正器大小和加放位置根据现场井下实际情况定），下 钻中途，避开造斜井段和薄弱易漏地层打通循环钻井 液。 2、在斜井段要严格控制下钻速度，遇阻严禁硬 压强下，开泵循环划眼通过，以上提下放为主，避免 划出新井眼。 3、下钻到井底后，先小排量平稳开泵，待井下
情况正常后再逐渐增大至正常钻进排量充分循环钻井液，循环清洗井眼时间不少于2周，震动筛处无明显岩屑；循环过程中，严密监视钻井液性能变化，起钻前，要循环观察有无油气侵，并停泵观察有无溢流，确认井下无溢流后方可起钻。起钻前在斜井段打入加润滑剂的钻井液封闭斜井段。 4、起钻前搞好短起下作业，达到不阻不卡，确保井眼畅通;起钻过程中，在油层井段严禁使用高速档，防止抽汲诱发溢流或井喷。 5、对于油气活跃的井，必须在压稳后再进行下套管作业。 6、对于漏失井，必须进行堵漏作业，井下正常后方可进行下套管作业。 7、钻井液性能须满足下套管固井作业要求。 8、下套管前口袋应符合规定要求。
编订：__________________ 单位：__________________ 时间：__________________ 钻井队通井、下套管技术 措施(正式) Deploy The Objectives, Requirements And Methods To Make The Personnel In The Organization Operate According To The Established Standards And Reach The Expected Level. Word格式 / 完整 / 可编辑
文件编号：KG-AO-2960-47 钻井队通井、下套管技术措施(正 式) 使用备注：本文档可用在日常工作场景，通过对目的、要求、方式、方法、进度等进行 具体、周密的部署，从而使得组织内人员按照既定标准、规范的要求进行操作，使日常 工作或活动达到预期的水平。下载后就可自由编辑。 一、通井技术措施 1、钻具结构以8寸井眼为例：应用215.9mm钻头+扶正器+钻铤+加重钻杆+钻杆的钻具结构通井（扶正器大小和加放位置根据现场井下实际情况定），下钻中途，避开造斜井段和薄弱易漏地层打通循环钻井液。 2、在斜井段要严格控制下钻速度，遇阻严禁硬压强下，开泵循环划眼通过，以上提下放为主，避免划出新井眼。 3、下钻到井底后，先小排量平稳开泵，待井下情况正常后再逐渐增大至正常钻进排量充分循环钻井液，循环清洗井眼时间不少于2周，震动筛处无明显岩屑；循环过程中，严密监视钻井液性能变化，起钻前，要循环观察有无油气侵，并停泵观察有无溢流，确认井
下无溢流后方可起钻。起钻前在斜井段打入加润滑剂的钻井液封闭斜井段。 4、起钻前搞好短起下作业，达到不阻不卡，确保井眼畅通;起钻过程中，在油层井段严禁使用高速档，防止抽汲诱发溢流或井喷。 5、对于油气活跃的井，必须在压稳后再进行下套管作业。 6、对于漏失井，必须进行堵漏作业，井下正常后方可进行下套管作业。 7、钻井液性能须满足下套管固井作业要求。 8、下套管前口袋应符合规定要求。 二、下套管前检查验收 1、资料准备 钻井队应及时收集齐油层顶界、油层底界、短套管位置、阻流环位置、套管下深、水泥返高、分级箍位置（双级固井）、井斜、井径和井温、油气层数据。 2、套管检查 a) 钻井队检查三证两单，“三证”即产品质量证
下套管作业安全措施 1目的 为了保证下油气层套管作业的顺利进行，保护施工人员不受伤害，特制定本作业指导书。 2范围 适用于重庆钻井分公司所属井队下油层(技术)套管作业。 3岗位要求 4岗位职责 5作业程序 危害识5.1下套管前的准备 5.1.1人员组织 5.1.1.1在下套管前由值班干部组织召开会议，进行人员分工，交待技术要求和安全措施，进行识别和风险评价。 5.1.1.2下套管作业时，井队安全员必须在现场进行安全监控。 5.1.1.3各岗位应按规定穿戴好劳保用品。 5.1.1.4各岗位操作应按SY5974—94《钻井作业安全规程》中4.3.2的规定执行。 5.1.2套管、工具的准备 5.1.2.1套管到井队后，井队技术人员根据交接单据对套管进行验收，组织对套管进行清洗丝扣、丈量、挑选，用符合标准的通径规进行通内径，将合格套管按下井顺序进行编号，涂匀套管密封脂；将复
查不合格的套管涂上明显标记，并与合格套管分开，计算复查准确无误。 5.1.2.2用气通套管内径时，气管线两端固定牢固，防止蹩掉伤人，通径规出口端正面不准站人。 5.1.2.3由技术人员检查验收送井的下套管工具，规格准确、丝扣完好、灵活好用、配件齐全。 5.1.2.4由技术员检查套管下部结构及附件，并组织将下部结构粘胶。 5.1.3设备的准备 5.1.3.2 由司钻负责对顶驱系统、刹车系统、防碰天车、钢丝绳、死绳固定器等进行检查和整改。 5.1.3.3由副司钻负责对钻井泵和循环系统、灌泥浆管线、闸门进行检修保养。 5.1.3.4由井架工负责绑牢井架上的钻杆、钻铤，对天车、气动绞车、井架和底座、悬吊滑轮等润滑、固定、连接螺栓和销钉、钢丝绳磨损等情况进行检查保养。 5.1.3.5由内钳工负责对绞车传动系统、绞车固定等进行检查和保养。 5.1.3.6由套管钳工负责对液压套管钳进行检查保养。 5.1.3.7由电器工分别负责对动力设备、传动系统等进行检查保养，确保下套管完井作业期间，设备运转正常。
海外石油钻井 下套管与固井安全操作规程 一、下管套 下套管的方法有多种。目前，国际上普遍采用的是得 克萨斯绳索法。这种方法操作简单、工作效率高而又安全；其特殊之处就是套管扣吊卡及扶正在套管扶正台处进行、 从场地上拉套管利用游车、单根提升吊卡，而不用猫头或 吊车、我们推荐采用得克萨斯绳索法下套管。 无论采用哪种下套管方法，其整个过程的安全注意事 项基本相同。首先，下套管的安全注意事项与下钻杆的基 本相同。下套管需要特别注意的是要安全地从场地上拉套 管和正确使用套管扶正台。 下套管前，必须做好充分准备。准备好的绳套、绳环等，其端部应固定牢靠，长度应适中，无破损或断丝并保 证强度。套管扶正台或临时搭成的工作台应固定牢靠，整 个台面任何处都能承受2000牛顿的力，扶正台上的栏杆应 完好无损，其要求与二层平台栏杆相同。 要认真检查游动系统、死活绳头，保证完好并能承受 所下套管可能遇到的最大负荷。刹车应灵活。检查并润滑
套管钳和套管吊卡。尤其是下尺寸较大、较深的套管，更 要引起高度重视。 下套管前的最后一次起钻期间，要注意把钻具均匀、 紧凑地摆放在钻杆盒上，以使钻台通往大门坡道留有足够 大的通道。 钻台大门坡道口的两边应有两根具有足够强度的兜绳桩。兜绳桩根牢牢地焊接在钻台上。桩柱螺纹与桩根连紧；桩高1—1.2米S桩柱上端应有便于绑缠兜绳的小环。兜绳 的一端绑在一根桩柱上；另一端缠在另一根桩柱上。 当套管公接头将到达钻台面时，司销操作必须放慢； 套管公接头到钻台面时，卸护丝动作要快，卸护丝的手在 护丝两边转动而不得伸到护丝端面，以免摆动的套管与钻 台面接触砸到手。缠在立桩一端的兜绳要慢慢松开。兜绳 的长度要够，但要注意不能缠到人。 夜间下套管时。要有充分的照明。注意场地与钻台之 间的联络。任何人都要注意避开大门跑道、大门坡道及其 周围。套管护丝不得随便往钻台下面甩，应由适当强度的 棕绳串好，用气动或电动绞车放至钻台下面在钻台上扣吊 卡时，周围的人要躲开。
Journal of Oil and Gas Technology 石油天然气学报, 2018, 40(6), 53-58 Published Online December 2018 in Hans. https://www.doczj.com/doc/5417285782.html,/journal/jogt https://https://www.doczj.com/doc/5417285782.html,/10.12677/jogt.2018.406119 The Application of Rotary Casing Running Technology with Full-floating in Extended Reach Wells Zhixin Tian1, Zhiwei Wang2 1School of Petroleum Engineering, Yangtze University, Wuhan Hubei 2Panyu Operations Company, CNOOC Ltd., Shenzhen Guangdong Received: Sep. 30th, 2018; accepted: Oct. 28th, 2018; published: Dec. 15th, 2018 Abstract By taking the rotary casing running technology with full-floating in extended reach wells (ERWs) of Panyu Oilfield in the east of South China Sea, this paper analyzed the problems and difficulties in the process of Φ244.5mm casing running in long open hole section, such as large deviation, long open hole section, more intercalation, high wall friction, easy formation leakage, and so on. The necessity of introducing the full floating rotating casing technology was expounded, the working principle and main equipment of the technology were introduced, and the operation characteristics and application effect of the technology were analyzed.The results indicate that when full-floating and rotation casing is run into the casing string, the load of hook is increased, the resistance point is passed smoothly, the fault is passed safely and smoothly, the lost circulation and differential pressure sticking are not occurred, and the Φ244.5 mm casing in the long open hole section is successfully lowered to the design depth. It can be used to improve the casing run-ning technology of long open hole in ex tended reach well. Keywords Rotary Casing Running Technology with Full-floating, Extended Reach Well, Top Drive System, Eccentric Floating Shoe
Safety is the goal, prevention is the means, and achieving or realizing the goal of safety is the basic connotation of safety prevention. （安全管理） 单位：___________________ 姓名：___________________ 日期：___________________ 钻井队通井、下套管技术措施(新 版)
钻井队通井、下套管技术措施(新版)导语：做好准备和保护，以应付攻击或者避免受害，从而使被保护对象处于没有危险、不受侵害、不出现事故的安全状态。显而易见，安全是目的，防范是手段，通过防范的手段达到或实现安全的目的，就是安全防范的基本内涵。 一、通井技术措施 1、钻具结构以8寸井眼为例：应用215.9mm钻头+扶正器+钻铤+加重钻杆+钻杆的钻具结构通井（扶正器大小和加放位置根据现场井下实际情况定），下钻中途，避开造斜井段和薄弱易漏地层打通循环钻井液。 2、在斜井段要严格控制下钻速度，遇阻严禁硬压强下，开泵循环划眼通过，以上提下放为主，避免划出新井眼。 3、下钻到井底后，先小排量平稳开泵，待井下情况正常后再逐渐增大至正常钻进排量充分循环钻井液，循环清洗井眼时间不少于2周，震动筛处无明显岩屑；循环过程中，严密监视钻井液性能变化，起钻前，要循环观察有无油气侵，并停泵观察有无溢流，确认井下无溢流后方可起钻。起钻前在斜井段打入加润滑剂的钻井液封闭斜井段。 4、起钻前搞好短起下作业，达到不阻不卡，确保井眼畅通;起钻过程中，在油层井段严禁使用高速档，防止抽汲诱发溢流或井喷。
石油钻井行业大位移延伸井钻井技术 近几年来，随着钻井工艺技术及钻井装备、工具、软件等技术的发展，诞生了大位移定向井，它的出现，为海洋平台钻井及在陆上开发滩海油气资源开辟了一条新途径，与其他井型相比，这项技术在油气勘探开发中起到了投资少、见效快和其它钻井方法无法替代的作用。 第一节国内外大位移井发展及技术现状 所谓大位移井世界上并无确切的定义，最初认为水平位移超过3000米或水平位移与垂深之比大于1的井即为大位移井，随着钻井及相关技术的发展，目前比较通用的概念是位移于垂深之比大于或等于2的井称为大位移井。井斜大于或等于86度的大位移井称为大位移水平井。由于各种原因使得方位发生变化的大位移井，称为三维大位移井。 大位移井始于20年代，随着科学技术和水平井钻井技术的不断发展，80年代大位移井才得到快速发展，九十年代以来，大位移井已经在油气勘探和开发中显示出其巨大的潜力。美国、挪威、澳大利亚、英国等几个国家先后钻成了一批有代表性的大位移井，位移与垂深之比大多都大于2，有的大于5，并取得了很好的经济效益。 Unocal公司在美国加利福尼压近海Dos Cuadras油田C平台上成功地钻了9口非常浅的水平位移很长的油井。其中C-29井和C-30井创造了当时的最高纪录。Ｃ－２９井高峰日产量１１３吨／天，储层内长度９４２米，总垂深层９３米，水平位移１１５６米，位移、垂深比３.９５Ｃ－３０井储层内长度１３４８米，垂深与位移之比达到了５.０５。 英国ＢＰ石油公司和斯伦贝谢公司在北海Wytch Farm油田成功地钻了数口大位移水平井，开创了利用大位移井技术开发整装油田的范例。其中１９９２年完成的Ｆ１９井水平位移５００１米，总井深５７５７米，水平位移、垂深比创当时欧洲纪录。 ＢＰ石油公司于１９９８年１月在英国南部的Wytch Farm油田完成的Ｍ１１井是目前世界上水平位移最大的大位移井，其水平位移达１０１００米，日产量高达２０，０００b/d 1997年6月，中国海洋石油总公司与美国菲理普石油公司合作在南海东部完成了一口当时世界上水平位移最长的水平井西江24-3-A14井，完钻井深9238米，垂深2985米水平位移8062.7米。大港油田利用国内技术于1991年独立完成了国内第一口大位移定向井张17-1井，测量井深3919.82米，垂深3000米，水平位移2279.83米。１９９６年完成的QK18-1井，该井井深４４０８米，位移２６６６米，是目前国内独立完成的水平位移最大的井。 胜利油田共钻过六口大位移井，其中１９９７年完成的郭斜１１井，测量井深２３４２米，垂深１４００.６米，水平位移达到１６２６.２２米,水平位移与垂深之比达到１.１６１，创我国目前水平位移垂深比最高纪录。 第二节大位移井的井身轨迹设计 大位移井井身轨迹剖面主要采用悬链线或准悬链线剖面。悬链线剖面是由Edward
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。 中国论文网/1/view-12829758.htm
[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
In the schedule of the activity, the time and the progress of the completion of the project content are described in detail to make the progress consistent with the plan.井控技术措施正式版
井控技术措施正式版 下载提示：此解决方案资料适用于工作或活动的进度安排中，详细说明各阶段的时间和项目内容完成 的进度，而完成上述需要实施方案的人员对整体有全方位的认识和评估能力，尽力让实施的时间进度 与方案所计划的时间吻合。文档可以直接使用，也可根据实际需要修订后使用。 （一）表层固井 1、钻井队表层钻深必须进入稳定层50米以上，保证下部表套水泥环与地层的胶结质量。 2、要高度重视表层固井施工，确保表层固井质量。固表层套管前要认真核对表层井深和表层套管下入深度，确保表层套管按钻井设计要求下到位置。 3、认真做好表层固井设计，确保表层固井灰量足够，按照固表层作业要求做好现场施工，打好水泥浆密度，油井留10-15米水泥塞，并做好固井表层施工记录。
4、要求钻井队固完表层后必须保证水泥候凝8小时后才能二开钻进。 5、固完表层后，对由于井漏而导致水泥未返到地面的井，井队要技术及时回填井口。 （二）完井固井 1、要求钻井队下套管前必须先换好相应尺寸的防喷器闸板芯子后下套管。 2、认真做好完井固井设计，进行平衡压力计算。 3、钻井液密度异常的井，要求钻井队处理时必须坚持加入稀释剂稀释钻井液的原则，不得采用大量加清水处理钻液的办法。 4、对出油、出气的井，必须要坚持
仅供参考[整理] 安全管理文书 钻井队通井、下套管技术措施 日期：__________________ 单位：__________________ 第1 页共7 页
钻井队通井、下套管技术措施 一、通井技术措施 1、钻具结构以8寸井眼为例：应用215.9mm钻头+扶正器+钻铤+ 加重钻杆+钻杆的钻具结构通井（扶正器大小和加放位置根据现场井下实际情况定），下钻中途，避开造斜井段和薄弱易漏地层打通循环钻井液。 2、在斜井段要严格控制下钻速度，遇阻严禁硬压强下，开泵循环划眼通过，以上提下放为主，避免划出新井眼。 3、下钻到井底后，先小排量平稳开泵，待井下情况正常后再逐渐增大至正常钻进排量充分循环钻井液，循环清洗井眼时间不少于2周，震动筛处无明显岩屑；循环过程中，严密监视钻井液性能变化，起钻前，要循环观察有无油气侵，并停泵观察有无溢流，确认井下无溢流后方可起钻。起钻前在斜井段打入加润滑剂的钻井液封闭斜井段。 4、起钻前搞好短起下作业，达到不阻不卡，确保井眼畅通;起钻过程中，在油层井段严禁使用高速档，防止抽汲诱发溢流或井喷。 5、对于油气活跃的井，必须在压稳后再进行下套管作业。 6、对于漏失井，必须进行堵漏作业，井下正常后方可进行下套管作业。 7、钻井液性能须满足下套管固井作业要求。 8、下套管前口袋应符合规定要求。 二、下套管前检查验收 1、资料准备 钻井队应及时收集齐油层顶界、油层底界、短套管位置、阻流环位置、套管下深、水泥返高、分级箍位置（双级固井）、井斜、井径和井 第 2 页共 7 页
温、油气层数据。 2、套管检查 a)钻井队检查三证两单，三证即产品质量证明书，商品检验证（石油专用管材检验报告），生产检验证（石油专用管材检验证明书）。两单即送井套管清单，套管送井验收单; b)井场套管由钻井工程师、录井工程师负责组织检查和丈量，对套管进行通径、丝扣检查与清洗，并分别并对长度进行复核; c)送井套管应符合设计要求; d)必须使用专用工具、车辆装卸套管; e)送井套管卸车前要带内外螺纹护丝; f)井场套管要整齐平放在管架上，管架台高离地面30厘米以上； g)严格按套管柱设计排列下井顺序并编号，填写下井套管记录。备用套管和检查不合格套管标出明显记号，与下井套管分开摆放。 3、套管附件检查 a)检验套管附件质量清单，与套管相连接的螺纹要进行合扣检查; b)仔细丈量短套管、浮箍、引鞋、分级箍、封隔器等套管附件，记录其主要尺寸、钢级、扣型、壁厚、产地等，尤其是内径要与套管相一致，并将其长度和下井顺序编入套管记录，短套管必须进行通径、丝扣检查与清洗。 4、下套管工具及设备检查 a)下套管工具应配备齐全，确保灵活可靠; b)下套管专业服务队提供下套管专用的套管钳及配套工具、仪表，使用前进行认真仔细的检查，保证运转正常，仪表准确；入井每根套管的上扣扭矩必须有准确的记录，并向钻井队提供; 第 3 页共 7 页