第37卷第3期2009年5月 石 油 钻 探 技 术PETROL EUM DRILL IN G TECHN IQU ES
Vol 137,No 13
May ,2009
收稿日期:2008-04-01;改回日期:2009-03-13
作者简介:李维(1983—
),男,四川德阳人,2006年毕业于西南石油大学石油工程专业,油气井工程专业在读硕士研究生。
联系电话:(028)83030603
#固井与泥浆!
大位移水平井下套管漂浮接箍安放位置优化分析
李 维 李 黔
(西南石油大学石油工程学院,四川成都 610500)
摘 要:大位移水平井由于水平段长、垂深浅、水垂比大、套管加压能力有限,易因为粘卡造成套管不能顺利下到位,给固井作业带来了困难。预测了大位移水平井采用常规下套管工艺的摩阻载荷,分析了漂浮下套管的技术原理与优势,计算了漂浮接箍安放在井深不同位置处的摩阻载荷,对摩阻载荷随井深的变化趋势进行了分析,结果表明,运用漂浮下套管技术能够保证大位移水平井套管的安全下入,漂浮接箍的初始安放位置选择在临界阻力角处,且经过优化分析,当漂浮接箍安放在最优化井深处时,摩阻载荷最小,漂浮下套管的技术优势得到了最大程度的发挥。
关键词:下套管;漂浮接箍;水平井;摩擦
中图分类号:TE256+12 文献标识码:B 文章编号:1001-0890(2009)03-0053-04
自水平井和大位移井问世以来,如何保证水平井、大位移井尤其是大位移水平井套管的安全下入,一直是固井科研人员研究的热门课题。漂浮下套管技术是解决这一问题最为有效的方法之一[1]。该技术通过在套管串结构中加入漂浮接箍,利用漂浮接箍与套管鞋中间套管内封闭的空气或低密度钻井液的浮力作用,来减小套管下入过程中井壁对套管的摩阻,以达到套管安全下入的目的。但对于漂浮接箍在套管串结构中安放位置的研究和分析,尤其是如何安放漂浮接箍,才能最大限度地发挥漂浮下套管技术的优势,国内外研究甚少。因此,优化分析漂浮接箍的安放位置,对于运用漂浮下套管技术解决长水平段水平井套管下入的问题,有着重要的实际意义。
1 基本数据
某大位移水平井的井身结构如图1所示。三开采用<24113mm 钻头钻至井深1927162m ,<17718mm 油层套管下至井深1924100m 处,水泥返至地
面。
大位移水平井井眼轨道参数见表1。水平段长度达到1153123m ,而最大垂深仅为598100m ,造斜段井眼狗腿度最大达到20°/100m ,水平段较长。因此,在油层套管下入过程中,由于水平段较长以及
井眼粘卡等井眼条件所带来的高摩阻造成油层套管
图1 大位移水平井井身结构
下入困难,能否安全下入到位决定了完井作业的成
败。
图2所示为该大位移水平井采用常规工艺下套管的井口载荷分布规律。从图2可看出,随着套管下入深度的增加,井口载荷先增大后减小;在井深650m 处,井口载荷达到最大,随着套管的进一步下入,井口载荷随之减小,并基本呈线性递减变化规律;在套管下至井深1269m 处时,井口载荷为0,此时,利用套管自重下入达到极限,再向井眼深处下入套管出现困难,此时需要额外的井口加压装置来辅助套管下至预定井深,并且随着下入深度的增加,需
表1 大位移水平井轨道参数
井深/m井斜/(°)方位/(°)垂深/m水平位移/m南北/m东西/m狗腿度/(°)?(100m)-1工具面/(°) 000000000 310.810180310.8100000 697.2677.29180590.27223.45-223.450200 774.3991.17180598.00300100-3001000180
1897.6291.171805751001423100-14231
00000
1927.6291.17180574.391452.99-1452.99000
要加压装置提供的下压力增大,要使套管下至设计井深1924m处,需要井口加压装置提供203176 kN的轴向载荷。
图2 常规下套管工艺井口载荷预测
通过计算分析可知,笔者所述大位移水平井采用常规下套管工艺无法顺利将套管下至设计井深,需要额外的井口加压装置才能保证套管顺利下到位,而目前采用井口加压装置下套管技术工序复杂,进度慢,且成本较高,因此需要新的下套管工艺技术来满足这一亟需改变的现状。国内外在大量研究和试验的基础上认为:漂浮下套管技术是目前解决大位移水平井下套管困难最为有效的方法之一。
2 漂浮接箍初始安放位置计算
漂浮下套管的核心问题是漂浮接箍的选择以及漂浮长度的确定。目前,不同公司生产的套管漂浮组件,其工作原理因内部结构不同而有所不同。漂浮长度的确定主要依据井眼轨迹、钻井液体系和性能、井眼质量(集中反映为套管和裸眼之间的摩擦系数)等因素来确定[1]。
漂浮下套管的管串结构为:引鞋+短套管1根+套管1根+浮箍+套管串+漂浮接箍+套管串。其中:在引鞋后加入1根短套管主要是为了确保套管“抬头”,降低大位移水平井下套管摩阻,漂浮接箍以下套管内封闭空气,使水平段的套管尽可能轻,垂直段的套管尽可能重,使套管柱在钻井液中处于“漂浮”状态,因而减小了其下入阻力。
在确定漂浮下套管管串结构后,需要计算漂浮接箍的安放位置,使漂浮下套管时的摩阻最小,在确定漂浮下套管时漂浮接箍的安放位置时,采用试算法来进行优化分析。而比较准确的选择漂浮接箍的初始安放位置,能够大大简化漂浮接箍安放位置优化分析的工作量。在大位移水平井下套管过程中,垂直井段套管可以依靠自身重力克服井壁的不规则和井眼形状改变所带来的摩阻载荷,当套管进入造斜井段后,由于套管自身的刚度以及和井壁的摩擦,套管受到摩阻力的作用,向下运动的趋势减弱,在临界阻力角处,套管处于平衡状态,此时套管再往井眼深处下放,需要外界力的作用。漂浮接箍安放位置初始计算点就选择在大位移水平井临界阻力角处。根据式(1),在临界阻力角处,套管单元在井内只受重力和阻力作用,具有不再向下滑动的趋势;根据式(2),临界阻力角仅为井内套管与井壁摩擦系数的函数[3]。因此,在进行漂浮下套管漂浮接箍安放位置优化分析时,将井眼内该处作为初始计算点。
W cosθc=μW sinθc(1)
θ
c=tan-1(1/μ)(2)式中,W为套管自重,N;θc为临界阻力角,(°);μ为套管与井壁的摩擦系数。
根据笔者所述大位移水平井的实际井眼情况,通过计算其临界阻力角,选择井深664m作为漂浮接箍安放位置的初始计算点。
3 漂浮接箍安放位置优化分析
3.1 漂浮接箍安放在井深664m
漂浮接箍初始安放位置选择在井深664m时,漂浮下套管过程中井口载荷随井深的变化趋势如图3所示。随着套管下入深度的增加,套管在直井段时,主要受套管自重的影响,井口载荷增大。当套管
?
4
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?石 油 钻 探 技 术 2009年5月
进入造斜井段时,弯曲井眼所带来的摩阻将使井口载荷减小,此时套管下入变得越来越困难,但由于运用了漂浮下套管技术,即使在井口载荷最小时,仍然大于0,套管依然可以依靠自重顺利下入。当漂浮套管段进入水平段后,由于套管柱内部封闭空气,因而受钻井液浮力作用,摩阻降低,井口载荷随之增大,并且漂浮套管柱进入水平段长度的增加,其漂浮作用更加明显,井口载荷也显著增大。当漂浮套管段全部进入水平段时,井口载荷达到最大。此后,随着套管柱的进一步下入,漂浮接箍上部套管柱由于灌注钻井液,造斜段的摩阻增大,因此,井口载荷略有减小
。
图3 漂浮接箍在井深664m 时井口载荷随井深的变化
从整个漂浮下套管过程中井口载荷随套管下入深度的变化趋势可以看出,运用漂浮下套管技术可以明显改变常规下套管工艺不能将套管下到位的困难,但将漂浮接箍安放在井深664m 处时,整个漂浮下套管过程井口载荷最低仅为1194kN ,安全系数较低,如果遇到井底复杂情况,有可能导致下入困难,因此需要优化漂浮接箍的安放位置。3.2 漂浮接箍安放在井深774m
漂浮接箍安放在井深774m 处时,漂浮下套管过程井口载荷随井深的变化趋势与漂浮接箍安放在井深664m 处时相同,只是随着安放位置的下移,进入水平段井眼没有封闭空气段的套管柱长度增加,因此在套管漂浮下入后期,井眼对套管柱的粘卡效应增强,摩阻载荷增加,井口载荷下降趋势更明显(如图4所示),但从整个漂浮下套管过程井口载荷的变化趋势可以看出,井口载荷的最低值却提高到10kN ,与漂浮接箍安放在井深664m 处相比,井口
载荷余量更大,对于套管的安全下入更为有利。3.3 漂浮接箍安放在井深884m
当漂浮浮箍安放在井深884m 处时,
漂浮下套
图4 漂浮接箍在井深774m 时井口载荷随井深的变化
管过程井口载荷随井深的变化趋势与漂浮接箍安放在井深664和774m 两个位置处相同,随着漂浮接箍安放位置的再次下移,进入水平井段未封闭空气套管柱的长度增加,在套管漂浮下入后期,摩阻也相应增大,井口载荷进一步降低(如图5所示),但整个漂浮下套管过程中井口载荷的最低值却提高到20kN ,与漂浮接箍安放在井深664和774m 处相比,
井口载荷余量更大,更有利于套管的顺利下入,漂浮下套管的技术优势也得到进一步发挥
。
图5 漂浮接箍在井深884m 时井口载荷随井深的变化
3.4 漂浮接箍安放在井深984m
当漂浮接箍的安放位置再次下移到井深984m 处时,虽然井口载荷随井深的变化趋势与漂浮接箍安放在管串结构上部三个位置相同,但由于安放位置过于靠近套管鞋,未漂浮套管柱进入水平段的长度过长,导致最后下入过程的摩阻载荷太大,因此,整个漂浮下套管过程的井口载荷最低值降至1111kN (如图6所示),与漂浮接箍安放在井深664、774和884m 三个位置相比,不利于套管的安全下入,也不利于漂浮下套管技术的优势发挥,因此需要重新选择漂浮接箍的安放位置,并与已计算结果进行比较、分析,以发挥漂浮下套管的技术优势,确保套管顺利下入。
从漂浮接箍安放在套管串结构不同位置处的计
?
55?第37卷第3期 李 维等:大位移水平井下套管漂浮接箍安放位置优化分析
图6 漂浮接箍在井深984m 时井口载荷随井深的变化
算结果与分析可知,漂浮接箍安放位置的优化分析是非常必要的,对于套管柱的安全下入与漂浮下套管技术优势的最大限度发挥有着重要的指导意义。
4 结 论
1)大位移水平井由于水平段长、垂深浅、套管下
入过程中摩阻力大,应用常规下套管工艺往往不能
将套管下到位,漂浮下套管技术可以解决这一技术
难题。
2)漂浮接箍安放位置的不同使应用漂浮下套管技术下入套管的难易程度不同,在临界阻力角处,套管处于平衡状态,漂浮接箍安放位置初始计算点选择在临界阻力角处。
3)通过试算优化分析漂浮接箍的安放位置,使漂浮下套管过程中的摩阻最小,漂浮下套管技术发挥最大优势,能够保证套管顺利下到位。
参 考 文 献
[1] 陈建兵,安文忠,马健.套管漂浮技术在海洋钻井中的应用
[J ].石油钻采工艺,2001,23(5):19-22.
[2] 金业权,王锡文.漂浮接箍安装位置的理论计算[J ].江汉石油
学院学报,2001,23(2):6-7,12.
[3] Rae G ,Williams H ,Hamilton J.Selective flotation of casing
from a floating vessel[R ].SPE 88841,2004.
[审稿 马开华]
Optimization of Float Collar Position in Extended R each Wells
Li Wei Li Q ian
(College of Pet roleum En gi neeri ng ,S out hw est Pet roleum U ni versit y ,Chen g d u ,S ichuan ,610500,Chi na )
Abstract :Differential casing sticking tend to occur during running casing st ring into an extended reach well due to it s long horizontal hole section ,shallow vertical dept h ,large displacement 2vertical ratio ,limit 2ed casing st ring weight along it s axis.The casing drag while using co nventional casing running technology was predicted ,t he t heory and advantage of casing floating running technology was analyzed and t he friction resistance when float coupling set in t he different place were calculated.Result s show t hat t he casing float 2ing running technology allows us to run t he casing safely in t he super long horizo ntal well ,t he initial set 2ting place of float coupling choice is critical resistance angle ,and after analysis ,when float coupling is set in t he optimized well dept h ,t he friction resistance is minimum ,t he advantage of casing floating running is maximum.
K ey w ords :casing running ;float collar ;horizontal well ;friction
石油钻井中应用生物酶技术获得突破
在石油钻井过程中,钻井液发挥着防止井壁渗漏和保护油气层的双重作用。当钻井遇到油气富集地层
时,地层多不稳定,极易发生漏失、坍塌等复杂情况,此时钻井液的护壁防漏功能显得尤为重要。而普通钻井液要起到很好的护壁防漏作用,就必须提高其固相含量和黏度,但这样又会污染油气层。研制开发既能防止井壁漏失坍塌,又能有效保护油气层的钻井液,成为我国石油钻井领域的一大难题。为此胜利油田经过科研攻关,研制出了生物酶可解堵钻井液体系,该钻井液体系能够在井壁上形成薄而坚韧的隔膜,这种隔膜的渗透率极低,几乎为零,维护井壁稳定的效果良好。该钻井液体系在曲堤、淮北以及吉林等油田的34口井进行了现场试验,油井的原油采收率平均提高25%以上,地层渗透率恢复率90%以上。这表明该钻井液体系既能有效防止井壁漏失坍塌,又能有效保护油气层。
?65?石 油 钻 探 技 术 2009年5月
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
石油套管接箍加工工艺 关键词: 石油套管接箍 前言 石油套管接箍是用来连接两油管套管的必要工件。制造方法与无缝管相同，国内用j55 n80Q等特种钢材制造。钢管两端车有内螺纹，以便与上下两油管连接。为保证接头处的密封性，对螺纹精 度有较严格的要求。 一、用途 用于连接上下两油管套管。 二、种类 国产油套管分为不加厚的石油套管接箍和两端加厚的石油套管接箍。不加厚的又分为3 1/2” 5 1/2” 7 1/2”等，我们所讲述的是不加厚5 1/2”油套管接箍的加工工艺。 三、加工工序 车端面——车外圆——镗孔——车内螺纹——检验——磷化 四、规格及外观质量 1、规格按SY/T6194-96规定，通常长度(不定尺)为304mm 139mm 204mm等 2、直径153.5 140.5 136.5等 3、外观质量按标准规定接箍的内外表面不得有折叠、裂缝、离层、发纹、结疤和深的直道缺陷存在。钢管表面的上述缺陷可用锉、砂轮或其他方法清除掉，清除深度不得超过公称壁厚的12.5%。缺陷不得焊补或用其他方法填补。 五、化学成分检验 1、接箍的钢号应相同，用J55N80Q号钢制造。硫和磷的含量均不得超过0.045%，砷的含量不得超过0.15%。按GB222-84规定取样;按GB223中的有关部分进行化学分析。 2、美国石油学会标准APISPEC5CT1988年第1版规定化学分析测定应按ASTME350最新版本 进行。 六、物理性能检验 1、按GB228-87的规定进行拉力试验。水压试验根据钢种和钢管口径不同，均有明确要求。油管套管接箍的螺纹验规，根据钢管的口径有严格的要求。
2、美国石油学会标准APISPEC5CT1988年第1版规定油管套管接箍作拉伸试验；压扁试验；静水压试验；硫化物应力腐蚀开裂试验；晶粒度测定(按ASTME-112最新版本)；横向冲击试验(按ASTMA370、ASTME23的最新版本规定进行)；硬度试验(按ASTME18《金属材料的洛氏硬度试验标准方法》。 第1章零件图纸及其他要求分析 1.1 5 1/2"石油套管接箍的图样及技术要求 下图为加工工件的图纸： 第2章原材料的选择
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）。
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/d5911794.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
石油油套管接箍管坯 技 术 协 议 吐哈油田公司机械厂 衡阳华菱钢管有限公司 二零一一年一月
石油油套管接箍管坯技术协议 买方：吐哈油田公司机械厂 卖方：衡阳华菱钢管有限公司 1、规格 1.1 本协议规定了卖方供给买方的所列规格石油油套管接箍管坯的主要技术要求。 1.2 油套管接箍管坯规格和钢级 产品规格（mm）钢级数量φ93.17×13 N80 215吨 φ114.3×15.5 N80 90吨 φ153.67×14 N80 120吨 φ194.46×16 N80 270吨 2、执行标准 2.1 GB/T222-2006钢的成品化学成分允许偏差 2.2 GB/T10561-2005 钢中非金属夹杂物显微评定方法 2.3 GB/T2102-2006 钢管验收、包装、标志及质量证明书的一般规定2.4 API Spec 5CT 套管和油管规范第8版 2.5 GB/T223 钢铁及合金化学分析方法 2.6 以上标准如有最新版本，按最新版本执行。 3、外形、尺寸及重量偏差 3.1 长度 接箍管坯供货长度范围为8～12米。
3.2 外径 3.3 圆度 接箍管坯规格：φ93.17×13、φ114.3×15.5，钢级：N80，圆度直径误差不得大于0.4mm； 接箍管坯规格：φ153.67×14mm，钢级：N80，圆度直径误差不得大于0.8mm； 接箍管坯规格：φ194.46×16mm，钢级：N80，圆度直径误差不得大于0.8mm； 圆度误差的评定按GB/T 4380-2004执行。 3.4 直度偏差 接箍管坯弯曲度≤2mm/m。 3.5端部外形 钢管两端应切成直角，切斜度≤2mm, 并清除毛刺。 3.6重量偏差 符合API Spec 5CT（第8版）要求。 4、技术要求 4.1化学成分 N80钢级接箍管坯化学成分要求按API Spec 5CT（第8版）执行，成品成分偏差执行国标GB/T222-2006。卖方向买方提供每炉的产品
超高精度套管接箍测井仪 一．技术领域： 本实用新型涉及一种井下套管井测井仪，特别是涉及井下各种油、套管接箍磁定位测井仪（一种新型的磁定位仪目前国外还没有类同）的领域。 二．背景技术： 常规井下套管接箍测井仪(CCL)是利用两块（恒磁）磁钢、一只接收线圈和电子线路组成（如图1）。测井时，通过检测接收线圈感应电压Ei随套管接箍的变化(Ei=-N*dφ/dt)来测量接箍的深度和个数，（如图1）。再通过测井曲线读出所有套管接箍的个数计算出井下地层的准确深度（H = L * N）。 井下油、套管接箍品种较多，原套管接箍（CCL）测井仪测井时，当套管老化，或套管直径较大时，会产生接箍漏测。尤其在产气井中, 为确保套管连接密封，所用的新型套管不再用套管接箍连接，改为用两支套管的丝扣（API）直接连接。原套管接箍测井仪因测量不到接箍而无常工作(如图2)。目前，在国外还没有测量这种套管丝扣的测井仪器。怎样设计一种新型套管接箍测井仪，测量各种套管接箍（包括西姆莱斯扣）的仪器，代替原来CCL仪器测量的套管接箍？这就是我们研发高精度套管接箍测井仪(EFCL)目的。 另外，原套管接箍测井仪还存在两个缺点； 1、从上面计算公式看出，测量曲线的幅度受仪器测井速度影响很大，目前组合测井速度是根据测井容来确定的，不同组合测井速度可能相差很多，CCL 测量曲线的幅度也会有很大区别； 2、测量曲线受套管磁化影响很大。在油田作业过程,套管很容易被磁化，套管磁化后，在CCL测井曲线上会产生尖峰,由于磁化尖峰与接箍尖峰变化规律
完全一样，无法加以区分，所以会造成测量误差； 为了能够测量无套管接箍的套管进行校深，我们利用恒磁场、霍尔传感器检测漏磁的方法。通过测量套管磁阻（在丝扣连接处）的变化，来准确测量出各种套管接箍的深度。 三、专利容： 恒磁高精度套管接箍测井仪采用恒定磁场，采用一只霍尔元件来代替原CCL 的单线圈接受。在电子线路设计方面，采用可控调零电路，使仪器可以在非常高的灵敏度条件下工作。通过采用两只不同轴向霍尔传感器接收，就可以判别接箍信号和磁化信号的区别。这样，恒磁高精度套管接箍测井仪具有不受套管磁化和测井速度的影响，对各种套管接箍都能精确测量出。 本专利包括两部分：电磁聚焦传感器和电子线路。 2.1、电磁聚焦传感器: 电磁聚焦传感器与原CCL传感器相比最大的差别有两点：新传感器采用94HZ交变电磁场，老仪器用恒定磁场；新传感器采用双线圈差分测量，老仪器用单线圈直接测量。设计新传感器的目的就是要提高仪器测量精度、灵敏度和去掉套管磁化和测速的影响。 无接箍套管只用丝扣连接（没有接箍），在连接处产生的磁通变化很小，要准确地测量出丝扣连接处的磁阻变化，我们利用两只发射线圈产生聚焦磁场；用两只接收线圈采用差分连接来提高仪器的灵敏度。 此时，Vout = E1 - E2 =（-dφ1/dt）-(-dφ2/dt) 在周围介质均匀（没有接箍）时，两个接收线圈的磁通变化相等，接收线圈输出电压Vout=0(测量曲线基值低) 。两只发射线圈的磁路磁阻是一样的。当
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/d5911794.html,/journal/jogt https://https://www.doczj.com/doc/d5911794.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
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
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
1.18.7 套管串结构数据表 套管程序斜深 m 套管下 深 m 套管串结构 表层套管490488 339.7mm引鞋+339.7mm套管鞋 +339.7mm套管1根+339.7mm浮箍+339.7mm 套管2根(上单根母扣内放阻流环)+339.7mm套 管+联顶节 油层套管23802378 244.5mm引鞋+244.5mm套管鞋 +244.5mm套管1根+244.5mm浮箍+244.5mm 套管1根+244.5mm浮箍+244.5mm套管2根(上 单根母扣内放阻流环)+244.5mm套管+双公短 节+悬挂头+联顶节 尾管悬挂3527 2228 ～ 3525 139.7mm引鞋+139.7mm套管鞋 +139.7mm套管1根+139.7mm浮箍+139.7mm 套管1根+139.7mm浮箍+139.7mm套管1根(母 扣内置网栏)+139.7mm套管2根+碰压总成 +139.7mm套管+尾管悬挂器+送入钻杆 YS108-H01井固井施工主要技术方案1、基本情况 勘探项目页岩气昭通产业化示范区项目 井 号YS108-H01 井 井 别 开发井井 型水平井 地理位置四川省宜宾市珙县上罗镇石柱村二组/一组交界处旱坡地 构造位置四川台坳川南低陡褶带南缘罗场复向斜建武向斜西翼
设计目的层 位 龙马溪组-五峰组兼探乐平组 设计完钻层位龙马溪组 实际完 钻层位 龙马溪组 2、井身结构 序号 钻 头套 管 规格(mm)钻深(m)规格(mm)下深(m)封固井段(m) 1660.430508.0300~30 2444.5500339.74980~498 3311.151562244.515590~1559 4215.94070139.740201348~4020 5回接139.70～1348 3、工程概况及工程施工方案 3.1 508.00mm导管深30m，采用常规方法固井，使用纯水泥浆，水泥浆密度设计1.90g/cm3，水泥浆返至地面，封隔上部易塌地层。管串结构设计为：引鞋+套管串。 3.2 339.7mm表层套管深500m，本开固井的特点是：环空容积大，顶替效率差，防止浅表层水、气窜。采用常规方法固井，使用纯水泥浆，水泥浆密度1.90g/cm3，水泥浆返至地面。为保证套管居中，提高固井质量，设计每4根套管装一弹性扶正器。管串结构设计为：引鞋+2根套管+浮箍+套管串。 3.3 24 4.5mm技术套管下深1548m，采用常规固井方法固井，考虑到地层压力低，井眼可能发生漏失，水泥浆密度设计1.50g/cm3，水泥浆返至地面。为保证套管居中，提高固井质量，设计每4根套管装一弹性扶正器。管串结构设计为：浮鞋+2根套管+浮箍+1根套管+浮箍+套管串。 3.4 139.7mm油层尾管固井 3.4.1 固井方法及质量目标：采用尾管固井工艺，封固三开裸眼井段，防止气、水窜，水泥浆返至回接筒以上200m，固井质量达到合格，力争
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。