番禺油田大位移井旋转下套管工艺技术应用

-精选财经经济类资料- -最新财经经济资料-感谢阅读- 1 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 -精选财经经济类资料- -最新财经经济资料-感谢阅读- 2 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 -精选财经经济类资料- -最新财经经济资料-感谢阅读- 3 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 -精选财经经济类资料- -最新财经经济资料-感谢阅读- 4 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； -精选财经经济类资料- -最新财经经济资料-感谢阅读- 5 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 -精选财经经济类资料- -最新财经经济资料-感谢阅读- 6 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（1.01.125） ； 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； -精选财经经济类资料- -最新财经经济资料-感谢阅读- 7 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 -精选财经经济类资料- -最新财经经济资料-感谢阅读- 8 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