大位移井下套管工艺技术

王君书

（胜利石油管理局石油工程管理处，山东 东营 257001）

大位移井下套管工艺技术

王君书

（胜利石油管理局石油工程管理处，山东 东营 257001）

文章在介绍国内外大位移井的基础上，指出大位移井下套管工艺技术的关键技术与难点，分析了国外解决这些问题所采取的工艺技术措施，为解决我国钻3 000 m以上水平位移的大位移井固井问题提供了指导。

大位移井；固井；套管；扶正器；浮箍；漂浮；钻井液

大位移井又叫大位移延伸井ERD，就是在原定向井的基础上，把井眼进一步向外延伸的井。随着钻井技术的发展，目前通常定义大位移井为水平位移与垂深之比大于或等于 2，或水平位移超过3 000 m的井；特大位移井（Mega Reach Well）是指水平位移与垂深之比大于3.0的井。

大位移井钻井技术作为水平井技术的一个重要方面和发展方向，20世纪90年代得到迅速发展，1990年，大位移井的水平位移世界纪录为 5 006 m，目前大位移井的位移世界纪录为10 728 m，是由1999年BP公司于在英国Wytch Farm油田的1M－16SPZ井上创造的。目前，全球还有3口大位移井的位移超过万米，他们分别是英国的Wytch Farm 1M－16SPZ井、阿根廷的Cullen Norte－1井和英国的Wytch Farm M－11Y井。2010年3月胜利油田施工的重点探井高平1井，实际完钻斜深4 535 m，垂深948.87 m，井底水平位移3 814.30 m，水平段长3 462.07 m，位垂比达4.02∶1，创全国陆上油田位垂比最大的新纪录。在大位移井方面，我国与国外先进水平相比还有相当大的差距。

图1

1 国内外下套管工艺技术发展情况介绍

大位移井的特点是大斜度长裸眼稳斜井段很长，在井斜角很高的情况下，管柱躺在下井壁，增加了下行阻力。这种不能靠自身重力把套管柱向下滑动时的井斜角称为临界摩擦角。决定套管下深的主要因素是最大套管重量，下套管摩擦损失（在井斜角超过临界摩擦角的井段时，必须施加外力将套管推进该井段）以及下套管的机械损失（由钻屑、井壁坍塌、井壁台阶、压差卡钻等）。

为解决大位移井摩阻大，套管难以顺利下至设计井深的难题，优化套管下井环境和作业，国内外近几年应用了套管漂浮技术等下套管技术，下面给予简单介绍。

1.1 套管漂浮理论

为确定最佳下套管方法，人们对各种构想进行了尝试，例如直径分段减少、改变泥浆性能、套管漂浮等，所有尝试的结果表明只有套管漂浮是下完整个套管段最有效的方法。

套管漂浮理论是近几年前由Unocal公司在美国加利福尼亚近海油田实际作业中摸索出来的，其原理是使水平段的套管尽可能轻，垂直段的套管尽可能重。从原理上看套管漂浮是一种简单技术，该方法实质上和典型的下套管作业一样，只是在下部套管入井时不灌浆，其目的就是使套管大斜度段处于平衡漂浮状态，使得整个套管入井阻力较小。漂浮接箍增加了套管的浮力，可使单位长度的漂浮段套管的法向力减少60%～100%。例如244.5 mm、59.58 kg/m的套管在密度为1.27 g/cm3的泥浆中法向力为零。

1.2 套管漂浮技术的应用

Unocal公司在Pedernales油田钻的大位移井中，应用了他们的专利产品——选择性漂浮装置（SFD）。根据摩阻分析，确定应掏空套管的长度并下入井内，接着把一个塞子（膨胀式封隔器或回收桥塞）装入下一根套管接头处，形成临时障碍物，配合浮箍内回压凡尔的作用，使该接箍以下部分的套管内充满空气形成漂浮段，套管柱的上部灌满钻井液，套管下到预定井深后使用钻杆把塞子打开；对回收桥塞回收后或将胶塞泵入井底进行固井。

Davis Lynch公司在此基础上，做了一些改进，设计制造出简单实用的套管漂浮接箍。

Davis漂浮接箍是一种自足式装置，不需要使用任何其他的下入或回收工具。该装置的内筒可以在钻水泥塞和浮箍、浮鞋时一起用PDC钻头或压轮钻头钻掉，其操作也很容易。当套管下完后，开泵给内滑套施压，剪断上锁销，下行露出循环孔，即可向下部掏空套管段罐泥浆，待灌满泥浆后即可进行正常循环作业，直至注完水泥；当顶替胶塞下行至漂浮接箍时，带动整个内筒剪断下锁销，并一起下行至浮箍位置碰压，这一切与正常固井是相同的，其工作示意图，见图2。

图2 工作示意图

由于割缝尾管不能采取上述漂浮接箍，Unocal公司在Dos Cuadras油田C－30等3口大位移井中采用了新的漂浮方法，这种方法是上述漂浮方法的改进型。

在这3口井中，251 mm井眼中下168 mm割缝尾管。为达到使割缝尾管漂浮的目的，在尾管中下入了铝质中空柱塞，靠中空铝质作用柱塞在泥浆中的浮力，使割缝尾管漂浮，当尾管下到预定井深后钻掉铝质柱塞。

套管漂浮接箍能够防止套管下入过程中大斜度段套管紧贴井眼下壁，减少套管摩阻力，使常规工艺无法下入井内的套管顺利下入。不采取漂浮技术，在大位移井固井中套管是很难下入的，有些井目前可以说是根本不可能成功的，套管漂浮技术是大位移井固井的关键技术之一。

1.3 辅助法

在Dos Cuadras油田的大位移井中下入168 mm割缝尾管，除采取上述漂浮措施外，还采取了加重管柱的方法。在尾管顶部单根内放入121 mm的钻铤，用于增大直井段管柱重量，克服摩阻。

当尾管接近水平井眼裸眼部分时，井下阻力增大，此时在尾管送入工具上部再下入203 mm的钻铤和144 mm加重钻杆，以增加重量，直至尾管到达预定深度，此时把尾管留在井眼内，然后把钻铤与加重钻杆回收。

另外作为应急措施，可以采取顶部驱动装置以辅助下套管，它具有能循环、上下活动和旋转套管以及下压（推）套管等功能。套管旋转可破坏岩屑床和减少下行摩擦阻力，用顶驱系统下压套管可提供下行重量的较大补充重量。

总之，套管顺利地下入到设计井深是固好井的前提条件，综合各种措施，包括提供优质井眼，采用漂浮技术，确保套管顺利下入是大位移井固井的前提和固井技术的关键。

2 认识与结论

（1）发展大位移井钻井技术，必须解决大位移井下套管技术问题，下套管工艺技术是大位移井固井的前提和技术难题。

（2）正确地运用套管漂浮技术，则可以大大地延伸套管所能到达的水平位移；采用套管漂浮技术，保证套管顺利下井是大位移井下套管工艺技术的关键。

（3）大位移井钻井技术虽然发展很快，但其套管下入技术同其他钻井技术一样仍然是一项相对不够完善的技术，有必要投入更大的人力、物力对其工艺技术行套管附件作进一步的研究。

Big Displacement Mine Shaft Drive Pipe Processing Technology

Wang Junshu

The article in introduced that the domestic and foreign big displacement well in the foundation, pointed out the big displacement mine shaft drive pipe processing technology the key technologies and difficult, has analyzed the processing technology measure which overseas solution these questions adopt, to solve our country to drill above 3 000 m the horizontal departure to move the well well cementation question to provide the instruction greatly.

big displacement well; well cementation; drive pipe; centralizer; float collar; float; drilling fluid

TE242

A

1000－8136（2011）06－0036－02