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
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
套管的时间近20%。
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套管的安装和封堵方法 我们在检查中发现很多施工单位对套管制作安装和封堵的做法大部分的是错误的，而很多监理对此也不是很了解，特别是封堵做得不好会引起渗漏，造成质量问题。因此我们做了些总结，以便各单位在结合规范和图集的基础上可以参考，也希望能对你们有所帮助。 一、套管制作安装： 1、在加工制作套管前认真熟悉图纸并分析如何制作安装预埋套管。 2、根据建筑平面图，结构管面图以及建筑立面图，来确定套管的长度。再根据给排水平面图和大样图，并参照标准图集来制作。 3、给排水套管在制作时应注意，安装后应管口与墙、梁、柱完成面相平。 4、钢套管须与止水翼环周边满焊。 5、电气套管安装后管口两边应伸出墙、梁、柱面5cm -10cm。 在制作防水套管时，翼环和套管厚度应符合规范要求，防水套管的翼环两边应双面满焊，且焊缝饱满，平整，光滑，无夹渣，无气泡，无裂纹等现象。焊好后，把焊渣清理干净，再刷两遍以上的防锈漆。在安装时，套管两端应用钢筋三方以上夹紧固定牢固，并不得歪斜。 二、管道的安装： 1、管道在使用前应观察外观、灌水和外壁冲水逐根检查有无裂缝、有无砂眼。 2、检查所有管件有无裂缝、有无砂眼、管壁是否厚薄均匀。 3、检查所有承插口是否到位、牢固、密实。 4、管道坡度应均匀，不得有倒坡，屋面出口处管道坡度应适当增大。 5 、管道安装应按施工验收规范设置支吊架。 三：套管的填充： 工程实际中常常发生预埋套管堵塞的问题。所以我们必须做到以下几点： 1、现浇楼板、柱内的穿梁套管在配合土建安装完成之后，浇捣混凝土之前应采用报纸、草包等软性物填充严密，防止沙浆进入套管和接线盒引起堵塞。 2、为防止室外地下水或雨水通过防水套管进入地下室，可以确保后续设备安装有良好的施工环境。因此，地下室出外墙处防水套管除采用软性物封堵外，在防水套管预制加工时，应在套管一端端口采用钢板焊接封堵，待防水套管管道安装时再开启。 3、管道穿防水外墙，应随结构预埋刚性或柔性防水套管。 4、管道穿墙处、穿楼板处、穿屋面处应随结构预留洞，待结构施工完毕后再进行套管埋设，穿墙预留套管时两端一定要用胶布等密封好。 5、穿越人防楼板、人防墙体及人防扩散室处的管道及测压管应随结构预埋密闭套管。 四、楼板套管的封堵： 1、管道安装完毕并经通球，通水试验后，方可经行封堵。（楼板管道安装应安装钢套管，钢套管安装好后应高出完成面20mm，封堵方法基本和下面无套管的封堵方法一样，只是最后要封堵至管口平，并做止水圈环） 2、无钢套管封堵方法：在原预留洞边及洞壁凿毛，并把垃圾，灰尘清理干净再用清水冲洗干净，润湿24小时以上，然后支顶模或吊模，支好模后再用清水冲洗一遍，然后浇筑比楼板混凝土标号高一级的细石混凝土(掺12%USA膨胀剂)，浇筑高度为楼板厚的1/3至1/2，捣实抹平（不能压光）后注意定期浇水养护。 3、一次封堵48小时后拆除模板并在形成的坑上注满水试验，24小时后如果不漏水或渗水量微小，即可进行第二次封堵。 4、二次封堵浇筑前先在坑底及四周刷一层掺防水胶的素水泥浆，然后浇筑比楼板混凝土标号高一级的细石混凝土(掺12%USA膨胀剂)，浇筑完后比楼板低一厘米。
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/9514514041.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
常规修井工艺 第一节清蜡 一、油井结蜡的原因 油井在生产过程中之所以结蜡，根本的原因是油井产出的原油中含有蜡。 油井结蜡有两个过程，首先是蜡从原油中析出，然后聚集、粘附在管壁上。原来溶解在原油中的蜡，在开采过程中凝析出来是由于原油对蜡的溶解能力下降所致。当原油的组分、温度、压力发生变化，使其溶解能力下降时，将一部分蜡从原油中析出。 二、油井结蜡的因素 1．原油的组分和温度 在同一温度条件下，轻质油对蜡的溶解能力大于重质油的溶解能力，原油中所含轻质组分越多，蜡的结晶温度越低，即蜡不易析出，保持溶解状态的蜡量就越多。任何一种石油对蜡的溶解量随着温度的下降而减少。因此．在高温时溶解的蜡量，在温度下降时将有一部分要凝析出来。在同一含蜡量下，重油的蜡结晶温度高于轻质油的结晶温度，可见轻质组分少的石油，蜡容易凝析出来。 2．压力和溶解气 在压力高于饱和压力的条件下，压力降低时原油不会脱气，蜡的初始结晶温度随压力的降低而降低，在压力与饱和压力的条件下，由于压力降低时油中的气体不断分离出来，降低了对蜡的溶解能力，因而使初始结晶温度升高，压力越低，分离气体越多，结晶增加得越高，这是由于初期分出的是轻组分气体甲烷、乙烷等，后期分出的是丁烷等重组分气体，后者对蜡的溶解能力影响较大，因而使结晶温度明显增高。此外，溶解气从油中分出时还要膨胀吸热，促使油流温度降低，有利于蜡晶体的析出。 3．原油中的胶质和沥青质 实验结果表明，随着石油中胶质含量的增加，可使结晶温度降低。因为胶质为表面活性物质，可吸附于石蜡结晶表面上来阻止结晶的发展，沥青是胶质的进一步聚合物，它不溶于油，而是以极小的微粒分散在油中，对石蜡晶体有分散作用。但是，当沉积在管壁的蜡中含有胶质、沥青质时将形成硬蜡，不易被油流冲走。 4．原油中的机械杂质和水 油中的细小颗粒和机械杂质将成为石蜡析出的结晶核心，使蜡晶体易于聚集长大，加速了结蜡的过程。油中含水量增高时，由于水的热溶量大于油，可减少液流温度的降低，另外，由于含水量的增加，容易在油管壁形成连续水膜，使蜡不容易沉积在管壁上。因此，随着油井含水的增加，结蜡程度有所减轻。但是含水量低时结蜡就比较严重，因为水中盐类析出沉积于管壁，有利于蜡晶体的聚集。 5．液流速度、管予表面粗糙程度 油井生产实际表明，高产井结蜡没有低产井严重，因为高产井的压力高，脱气少，初始结晶温度低，同时液流速度大，井筒中热损失小，油流温度高，蜡不易析出。即使有蜡晶体析出也被高速油流带走不易沉积在管壁上。如果管壁粗糙，蜡晶体容易粘附在上面形成结蜡，反之不容易结蜡。管壁表面亲水性愈强，愈不容易结蜡，反之，容易结蜡。 三、油井结蜡的危害 油井结蜡不仅造成大量的日常管理清蜡与修井清蜡工作量，还会对油井生产，甚至油田开发带来严重的影响。油井结蜡主要危害有以下几个方面： (1)油井结蜡给日常管理带来大量工作，增加了井下事故发生的可能性和机率。 (2)油井结蜡后，使出油通道内径逐渐缩小，增大油流阻力，降低了油井产能，甚至将油流通道堵死，造成油井减产或者停产。 (3)机械采油井结蜡后，不仅使油流通道减小，还会使抽油泵失灵，降低抽油效率，严重
锚索施工工艺 § 1.1.1 施工工艺要求 1、本工程由于淤泥质砂层较厚，泥浆护壁成孔困难时，须加套管跟进成孔； 2、锚索采用nx7φ5钢绞线，钢绞线强度标准值为1860MPa。成孔直径为150mm； 3、一次注浆材料选用水灰比为0.5~0.55的纯水泥浆，并加入适量的早强剂、及膨胀剂，一次注浆压力为0.5~1.5MPa;二次注浆材料选用水灰比为0.50～0.55的纯水泥浆，注浆压力为2～3MPa； 4、钢绞线锚固段架线环与紧箍环每隔1m间隔设置，紧箍环系16号铁丝绕制，不少于两圈，自由段每隔2m设置一道架线环，以保证钢绞线顺直； 5、待注浆体及压顶梁砼达到设计强度的70%后方可进行锚索张拉； 6、锚索锁定前先张拉至设计抗拔力的1.1倍，保持15min，然后卸荷至零，再重新张拉至锁定荷载预应力进行锁定作业。锚索张拉荷载分级及观测时间应遵守规范进行。 7、锚索施工过程中为尽可能减少成孔对地层产生的影响，应尽量进行跳打。 § 1.1.2 施工工艺流程
锚索套管施工工艺流程图 § 1.1.3 施工方法及技术措施 1、场地平整 土方开挖至锚索标高以上30～50cm时留设施工平台，施工平台宽６～８米，平台平整干爽。然后复核每排锚索的水平标高，按设计的锚索水平间距要求拉通线进行布孔，并用木桩或钢筋作为标记并编号。锚索孔位置允许偏差±50mm。锚索定位后向监理及业主申请复验。 2、钻机就位 根据锚索孔位移机就位，用木枋或钢板将钻机垫平稳，保证施钻过程中钻机不会有较大的晃动而影响成孔质量。对淤泥质场地应换填或铺设钢板保证钻机在施钻过程中不发生移位。 3、套管安装 安装前先检查潜孔锤及套管直径，要求直径偏差小于10mm。然后先安装第一节钻杆，装好后安装首节带牙套管，然后将带牙套管及钻头对准所要施工的锚索孔位。最后用罗盘仪按设计图纸的要求调整好钻机角度,角度偏差±１°。 4、成孔 成孔的质量直接影响到锚索的锚固效果及有效时间，本工程采用DPJ-300型履带式潜孔钻机，钻孔直径为150mm，钻孔位偏差不得大于±50mm，钻机就位后，按35°的设计角度
套管制作安装工艺标准 精选文档 TTMS system office room 【TTMS16H-TTMS2A-TTMS8Q8-
工艺标准图名称 管道套管制作安装工艺 编号 JWA-JDGG-004 标准参考图 标准要求 ①套管切割整齐，毛刺清理干净，套管切割应采用切割机切割，不应采用气割。 镀锌套管焊接、切割面应作防腐处理。 ②穿外墙与屋面套管应采用镀锌套管。非镀锌金属套管内壁及露出混凝土外部分应防腐处理。 ③电缆套管应作扩口处理，避免挂坏电缆皮。喇叭口制作应热处理敲制15°，扩口长度为20mm 。 ④刚性及柔性防水套管的翼环厚度与宽度符合图集标准要求。（图集号02S404） ⑤防水套管翼环与套管焊接应该平滑严密，无烧穿现象。 ① ② ③ ④ ⑤
⑥各类套管应该保证居中，居中应该采用公司短钢筋点焊的“套管居中定位装置专利”。 ⑦穿墙套管两端应与墙体的完成面平齐，图示套管留出了抹灰层高度。 ⑧穿内墙套管内部采用玻璃棉等不燃材料封堵，套管居中。 ⑧-1穿钢筋混凝土外墙外墙套管，在土建浇混凝土前应采取固定措施，为保证定位准确可采取单独设置支架固定的方式。 ⑥ ⑦ ⑧ ⑨ ⑩ ? ⑧ -
⑨防水套管内部采用油麻油膏填塞，非防水套管内部采用玻璃棉防火泥等柔性不燃材料封堵。 ⑩套管外部应该用防火泥或者膨胀水泥抹面作为保护层。 ?套管大小应该比管道外壁大两号。有保温层及保护壳的管道应该考虑保温层及保护壳的厚度。 ?保温管道套管大小应考虑保温层厚度。保温管道套管内部的保温层应该采用整段保温层，不能采用碎料填塞，防治产生空隙结露。保温层与套管之间应采用不燃柔性材料封堵严密。 ?穿楼板套管底部与楼板平齐，上部有防水要求部位高出楼板完成面50mm ，无防水要求高出楼板完成面20mm 。多根管道并排套管 ? ? ? ?
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
石油工程井下作业修井技术与工艺摘要：在我国石油行业快速发展过程中，社会对石油资源的需求越来越多，因此石油开采行业也需要提高开采质量，增加石油资源的供给。在石油开采中，因为是井下作业，因此需要开展修井工作。就石油工程井下作业修井技术及工艺进行了分析，并提出了建议，希望可以为修井工作更好的开展提供帮助。 关键词：石油工程；井下作业；修井技术；工艺 在石油井下开采过程中，一旦油井遭到了破坏，不仅会影响石油开采的量，同时还会存在安全隐患。所以在井下开采过程中，通过修井工作的开展来保证油井的稳定是非常有必要的。在修井工作落实中，修井技术与工艺的应用发挥了重要的作用，同时其影响力也比较大。 1石油工程井下修井技术及工艺发展现状 在对石油工程井下作业修井技术及工艺进行分析过程中，可以从其目前的发展现状进行分析。通过现状分析，可以了解修井技术及工艺存在的不足之处，可以对其未来发展进行展望，因此，做好具体的现状分析是非常有必要的。 1.1从修井工具入手进行分析 在石油工程井下修井工作开展过程中，修井工具是不能缺少的，就目前修井技术所使用的工具进行分析中可以看出，常见的工具有震击类工具、爆炸类工具以及侧钻类工具，此三种类型的工具在修井过程中发挥了重要的作用。但是，随着设备修井技术及工艺的进步，这些修井工具所能发挥的作用越来越小，因此在未来一段时间内，对修
井工具进行优化是不可避免的。 1.2从修井技术开展模式入手进行分析 在石油行业发展过程中，社会对石油资源的需求日益增多，但是油田的数量则在逐渐地减少，油田的储能消耗逐渐地降低。面对这样的情况，在石油开采过程中，开采难度增加，石油井被破坏问题较为常见。在修井工作开展中，主要采用的修井模式是先打捞，后修复，这样的修复方式较为落后，对油田的污染与破坏较为严重。所以面对这样的情况，在井下修复过程中，就必须要转变修井技术开展模式，对修井技术及工艺进行优化，以此来确保修井工作的有效落实。 2油田工程井下作业修井技术及工艺 在油田工程井下作业修井过程中，想要确保修井工作质量，不仅要对修井工作原则进行优化，同时还需要对具体的修井技术及工艺进行优化，只有这样才能保证修井工作的有效落实。 2.1对修井原则进行优化 在修井工作落实过程中，因为涉及到的内容较多，所使用到的修井技术及工艺较多，所以在提高修井质量的过程中，就应对修井原则进行优化。在优化修井原则中，需要坚持可持续发展原则。也就是说，在实际使用修井技术及工艺开展修井工作中，应对油田资源进行保护，避免油田遭到污染。同时还需要考虑成本问题，若是修井的成本投入较多，则会导致油田开采的经济效益下降，因此在选择修井技术及工艺过程中，应在保证修井质量的同时，选择成本较为低廉的修井技术及工艺，这样可以通过减少成本投入的方式来增加石油开采企业的经
一、国内油套管生产线简介 近年来，我国石油套管加工技术不断提高。油套管的出口量也不断加大，国内许多生产企业都加大了油套管生产的能力。通过对我国油套管加工企业的调查研究，了解到我国油套管加工业处于两极分化比较严重的状况，小型企业大多设备简陋，生产线自动化程度低，人员工作量大，产品质量差别很大且废品率很高。大型企业的生产线主要为进口设备。例如车丝机，水压机，拧扣机和打包机等，整条生产线的投资和自动化程度很高。 例如：2007 年胜利油田井下作业公司工程安装大队引进的首条号称国内一流的全自动化油套管加工生产线，主要设备基本为进口，整条生产线的自动化程度较高，实现了原材料的通径、螺纹参数、静水压、模印、喷印等多道工序全自动控制及流水线作业。 2007年底，吐哈油田机械厂建成的套管生产线中，管体车丝机选用了2 台日本大隈株式会社制造的LOC650一R高精度卧式加工中心。接箍加工生产线车丝机选用1台德国埃马克公司制造的VSC400DUO 高精度立式加工中心。具有高科技含量、高精度、全自动、高效率的国际一流水平。 胜利油田高原公司拥有油套管生产线4条，年产PLS-2、P110、N80、J55等钢级的油套管l5万t,螺纹加工采用数控车床,进口成型刀具一次加工完成。并购置了日本森精机公司的两台高精度数控车床，能加工7寸以上的套管。 中海油能源发展管道钻采管材分公司于2011年建成一条2 3/8寸到7寸的油套管生产线，年产1万吨，能加工具有自我知识产权的气密扣、快速扣及API 常规螺纹。车床主要选用了沈阳第一机床厂生产的SUC8128A高精密车床，该车床采用仿比利时车床设计，具有三轴联动、卡盘自动扶正等功能，整条生产线自动化程度较高，并选用了国内技术领先的UV喷漆机设备，光管喷漆后1秒快干，即提高了产品效率和外观质量，还兼顾了节能环保效果。
套管施工方案 1、施工方案 1.1工程关键点 1、基坑开挖时防止基坑坍塌。 2、地下水丰富的地段采用管井降水开挖基坑 3、线路加固。 5、恢复线路。 6、防止线路发生胀轨跑道。 2、施工顺序：加固线路--放线→标高控制桩→机械开槽→转土→运土→人工刷坡→人工清理基底→铺设套管—回填夯实-拆除加固线路设备—恢复线路 2、1施工方法： （1）确定套管中心位置，将中心线引至路肩，架设仪器测设中线控制桩由设计标高引至固定的桩体上； （2）按设计图纸计算最大的放坡线，并将套管坑的标高由中线桩或轨面设计标高引至工作坑标高控制桩上； （3）按基坑控制桩的标高和基坑坑基底标高确定开挖深度，挖至接近基底标高时，预留10-20cm厚的土层，由人工清理，防止超挖； （4）机械开挖从中心线位置开挖，挖至一定深度后由人工清理边坡，在开挖基坑过程中，坡顶严禁堆放荷载，防止溜坍发生危险，如有动载，坑口边缘与动载间的安全距离应不小于1.0m。
（5）开挖基坑土方应自上而下开挖，不得任意放陡坡度，严禁掏底挖土； （6）遇有滑土、裂纹、浸水等情况时，基坑壁必须采取加固措施或改缓边坡； （7）在同一坡面的垂直线上不得上下同时开挖，不得在上层挖土时下层运土； （8）开挖达到设计要求的工作坑，应在雨前用遮盖物将坡面的雨水引至工作坑拐角，拐角处挖深约1m左右的小型集水井，用泥浆泵及时排出，同时，用遮盖物覆盖坡面可防止泥石等物下滑淹没主体结构，以免造成工作量加大及坍塌的危险； （9）如遇硬土或岩层时，可适当放陡坡度，减少开挖量，缩短工期，如须爆破时，需办理相关手续，尽量采用化学品无声爆破，挖抗震沟，减小震动，同时不得污染环境； （10）若遇土质松散开挖深度大且不宜一次性放坡的情况时，应分不同坡度分层留台开挖，台宽宜为1~2m，视土质和当地环境情况而定； （11）基坑开挖底边线应在主体外形尺寸的基础上，视土质情况应增1-2m及以上，保证套管铺设施工作业的足够空间； （12）如基坑土质属软弱层时，应进行换填夯实，以确保套管连接连续性、稳定性。 3.1线路加固
给排水：三大阶段 1、前期预埋阶段（主要是预埋一些套管〈防水套管、穿墙套管、钢套管等〉） 2、安装阶段（管道架设、铺设），在铺设过程中，每安装一段管道均要试验，确保管道在畅 通。 3、系统调试（管道系统全部安装好后，进行试验，看管道是否畅通，是否有无渗漏，主要是 检查接驳口是否无渗漏出来） 按时间形成顺序： 1、图纸会审 2、方案编制 3、开工报告 4、技术交底 5、材料进场（材料进场需要做：材料开箱记录、材料送检） 6、套管埋设（在结构（地下结构、主体结构）施工阶段埋设。（凡是需要穿过结构墙柱、结 构、梁板的管道均须设置套管，在有防水要求的地方必须设置防水套管）（首层地面不用做，其他楼层需要做） 7、设备进场（设备开箱记录）（水泵、通风机械、锅炉及附属设备、变配电设备、高低压成 套设备、发电机组、火灾报警和开关控制柜（台）、监控设备、空调制冷设备、电梯、进口产品等）箱要检查的项目内容： （1）包装箱号、箱数以及包装箱完整情况。 （2）设备的型号、规格、数量是否与设计、合同相符。 （3）设备的零部件、专用工具是否齐全。 （4）随机文件（产品的说明书、合格证、进口产品的商检报告、检验报告、合同规定的专用技术档案、装箱等）是否齐全。 （5）设备有无损件、表面有无损伤和锈蚀。 （6）运行部件有无明显卡阻现象等。 8、阀门安装前试验记录（检查阀门是否合格且满足设计要求） 9、水平管道安装（各楼层水平管道安装，需要隐蔽的管道，在隐蔽前须做试验，确保管道畅 通且无渗漏） 10、立管安装（如果是设有埋设在墙内的，不需要做隐蔽，但也必须做试验，以确保管道 畅通且无渗漏） 11、系统安装（系统安装好后须做调试，以确保整个系统能够正常使用：检查立管和水平 管各接驳口处是否有渗漏） 给排水具体要做的具体表格 1、阀门安装前试验：阀门（配件）安装前外观检查/密封性能水压试验记录 2、套管安装：隐蔽工程验收记录 （给排水管道穿越梁、板、墙时需要设置防水套管、套管。） 3、给水管道安装： （1）室外：室外给水管道安装工程检验批质量验收记录、埋地管线施工放线测量记录、埋地管线沟槽开挖复验记录、系统管道水压试验记录、管道系统水压试验记录、给水管道通水试验记录、管道冲洗记录、生活给水/直饮水/游泳池水系统消毒记录、室外给水管沟及井室工程检验批质量验收记录、管线警示标识装置施工记录，隐蔽工程质量验收记录 （2）室内：室内给水管通及配件安装工程检验批质量验收记录、给水管道水压试验、塑料管道熔接质量检查记录、管道系统安装质量检查记录、给水系统通水试验、管道冲洗记录、生活给水/直饮水/游泳池水系统消毒记录、隐蔽工程质量验收记录 （3）设备安装（水泵）：
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/9514514041.html,/journal/jogt https://https://www.doczj.com/doc/9514514041.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
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
第二章 修井工艺设计技术 生产过程中，油、气、水井经常会发生一些故障，导致井的减产，甚至停产。为了维持 井的正常的生产必须对它进行修理。 修井是指为恢复井的正常生产或提高井的生产能力，对它所进行解除故障的作业和实施 措施。亦称为井下作业。修井的目的和任务就是要保证井的正常工作，完成各种井下作业，提高井的利用率和生产效率，以最大限度增加井的产量。 根据修井作业的难易程度，常将修井分为小修和大修。若只需要起下作业和冲洗作业就 能完成的修井范围，称为小修。如更换生产管柱、检泵、清蜡、冲砂、简易打捞等井下作业均属小修范围，亦称为油水井日常维修。而大修则指工艺复杂、动用工具和设备较多的一些井下作业，如油水井打捞、套管修复、电泵故障处理、侧钻及生产井报废等井下作业都属大修范围。 修井作业基本过程 1.搞清地质动态、井下现状、判明事故原因。 2.充分准备，慎重压井。 3.安装作业井口、起或换管柱。 4.精心设计作业方案，进行事故处理。 5.下完井管柱、替喷洗井交井试生产。 第一节 解卡打捞工艺技术 是－项综合性工艺技术。目前多指井内的落物难于打捞，常归打捞措施较难奏效，如配 产配注工艺管柱中的工具失灵卡阻、电潜泵井的电缆脱落堆积卡阻、套管损坏的套损卡阻等，需要采取切割、倒扣、震击、套铣、钻磨等综合措施处理。这种复杂井况的综合处理方法通称为解卡打捞工艺技术。 综合处理措施是指解卡打捞工艺拄术实施中，采取两种或两种以上不同方式方法，如活 动管柱法无效后采取的割出卡点以上管柱，然后打捞以下落鱼并采取震击解卡，或分段分部倒、捞解卡等。直到解除卡阻、全部捞出落鱼。综合处理措施主要由下列各项工艺方法组成，而某些单项工艺方法也可独立处理完成打捞解卡施工井。 一、检测探明鱼顶状态或套管技术状况 印模法即常用的机械检测技术，通常使用各种规格的铅模、胶模、蜡模或泥模等。机械 法检测技术已在第三章套管技术状况检测技术中详细介绍，本章不再重复。只是印模检测的对象不尽相同，用于打捞解卡施工中的印模法和测井法，重点在于核定落鱼深度，鱼顶几何形状和尺寸，为打捞措施的制定和打捞工具的选择及管柱结构的组合提供依据。印模使用方 法要求同第三章。 二、卡点预测 井下工艺管柱遇卡有各种原因，而准确地测得卡点深度，对于打捞解卡是非常重要的。本 节重点介绍两种方法以供选择。 1．计算法 （1）理论计算法 理论计算法需与现场施工结合，经一定的提拉载荷后，测得被卡管 柱在某一提拉负荷下的伸长量，然后再按下式进行计算： W L A H s z p bl E ??= （7－1）
电缆电线钢套管安装工艺标准 一、施工准备 1.1 材料要求 1.1.1 热镀锌钢管壁厚均匀，焊缝均匀，无劈裂、砂眼、棱刺凹扁现象。有产品材质单和合格证。 1.1.2 圆钢、扁钢、角钢等材质应符合国家有关规范要求，镀锌层完整无损，并有产品合格证。 1.1.3 螺栓、螺丝、膨胀螺栓、螺母、垫圈等应采用镀锌件。 二、主要机具 1.2.1 弯管机、套丝机、磨光机、切割机、液压开孔机。 1.2.2 手锤、錾子、钢锯、扁锉、半圆锉、圆锉、活动扳手。 1.2.3 电锤、电焊机、手电钻、台钻、开孔器、工具袋、梯子。 三、技术准备 1.1.1 施工图纸及技术资料齐全。 1.1.2 预埋套管需根据设备位置情况，在土建灌浆或二次磨面前确定套管安装位置并敷设。 1.1.3 电动机的基础、沟道、预埋孔洞、电缆管位置尺寸应符合设计要求。 1.1.4提前熟悉、查阅机务图纸，确定设备位置，套管敷设时同一考虑布置，做到整齐美观。 1.1.5提前进购合金接头、U型管卡等附件，统一其尺寸规格，并统一各种规格套管并排敷设时其管间中心距。 四、施工工序及施工方法 4.1施工流程图 现场测量尺寸→弯头制作→下料→支架配制焊接→套管安装（包括开孔）→接地
4.2施工步骤和操作方法 4.2.1 弯头制作 4.2.1.1 根据施工图纸计算出规格电缆电线钢套管的弯头数量。 4.2.1.2 用电动液压弯管机弯制各种规格电缆电线钢套管的弯头。 4.2.1.3 镀锌管锌层剥落处应涂防腐漆。 4.2.2 下料 4.2.2.1 技术人员根据现场实际情况进行针对性的技术交底，施工人员进行测量、下料。 4.2.3 配制安装 4.2.1.1 电缆管连接应牢固，密封应良好，两管口应对准。 4.2.1.2 电缆管的埋设深度不应小于0.7m，在人行道下面敷设时不应小于0.5 m。 4.2.1.3 电缆管应有不小于0.1%的排水坡度。 4.2.1.4 电缆管固定应采用打卡固定。首先将花边角钢用膨胀螺栓固定在墙壁上，钢结构可焊接。使用U型卡将电缆管固定在支架上。 4.2.1.5 成排电缆管之间应留有相同的间隙，便于电缆敷设完后管接头和金属软管的安装。 4.2.4 接地 4.2.4.1 电缆管安装完毕后，须用镀锌扁钢将电缆管与接地网可靠连接。 4.2.4.2 电缆管可作为接地网的一部分。 五、质量标准 5.1 质量标准 5.1.1 主控项目 5.1.1.1 电缆管有穿孔，裂缝和凹凸不平，内壁粗糙。 检验方法：观察检查和检查安装记录。
工艺标准图名称 管道套管制作安装工艺 编号 JWA-JDGG-004 标准参考图 标准要求 ①套管切割整齐，毛刺清理干净，套管切割应采用切割机切割，不应采用气割。 镀锌套管焊接、切割面应作防腐处理。 ②穿外墙与屋面套管应采用镀锌套管。非镀锌金属套管内壁及露出混凝土外部分应防腐处理。 ③电缆套管应作扩口处理，避免挂坏电缆皮。喇叭口制作应热处理敲制15°，扩口长度为20mm 。 ④刚性及柔性防水套管的翼环厚度与宽度符合图集标准要求。 ① ② ③
（图集号02S404） ⑤防水套管翼环与套管焊接应该平滑严密，无烧穿现象。 ⑥各类套管应该保证居中，居中应该采用公司短钢筋点焊的“套管居中定位装置专利”。 ⑦穿墙套管两端应与墙体的完成面平齐，图示套管留出了抹灰层高度。 ⑧穿内墙套管内部采用玻璃棉等不燃材料封堵，套管居中。 ⑧-1穿钢筋混凝土外墙外墙套管，在土建浇混凝土前应采取固定措施，为保证定位准确可采取单独设置支架固定的方式。 ④ ⑤ ⑥ ⑦ ⑧ ⑧-1
⑨防水套管内部采用油麻油膏填塞，非防水套管内部采用玻璃棉防火泥等柔性不燃材料封堵。 ⑩套管外部应该用防火泥或者膨胀水泥抹面作为保护层。 ?套管大小应该比管道外壁大两号。有保温层及保护壳的管道应该考虑保温层及保护壳的厚度。 ?保温管道套管大小应考虑保温层厚度。保温管道套管内部的保温层应该采用整段保温层，不能采用碎料填塞，防治产生空隙结露。保温层与套管之间应采用不燃柔性材料封堵严密。 ?穿楼板套管底部与楼板平齐，上部有防水要求部位高出楼板完成面50mm ，无防水要求高出楼板完成面20mm 。多根管道并排套管间距均匀，高度一致。 ⑨ ⑩ ? ? ?