全漂浮旋转下套管技术在大位移井中的应用
Journal of Oil and Gas Technology 石油天然气学报, 2018, 40(6), 53-58Published Online December 2018 in Hans. /journal/jogthttps:///10.12677/jogt.2018.406119The Application of Rotary Casing RunningTechnology with Full-floating in ExtendedReach WellsZhixin Tian1, Zhiwei Wang21School of Petroleum Engineering, Yangtze University, Wuhan Hubei2Panyu Operations Company, CNOOC Ltd., Shenzhen GuangdongReceived: Sep. 30th, 2018; accepted: Oct. 28th, 2018; published: Dec. 15th, 2018AbstractBy 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.KeywordsRotary 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21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). /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。
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]。
长水平段水平井套管悬浮器现场应用技术
长水平段水平井套管悬浮器现场应用技术一、长水平段水平井套管悬浮器的基本原理长水平段水平井套管悬浮器是一种能够在水平井井眼中悬挂套管的设备。
它是通过悬挂器、承重环和扇形夹具三个主要部件来完成套管的悬挂和固定的。
在水平井中，由于地层水平展开，套管容易出现位移和下沉的情况，而长水平段水平井套管悬浮器可以有效地解决这一问题，保证套管在井眼中的稳定性。
1. 安装前的准备工作在使用长水平段水平井套管悬浮器之前，首先需要进行安装前的准备工作。
这包括检查设备和工具的完好性，清理井眼和套管口径，准备好悬挂器、承重环和扇形夹具等部件，确保所有工作人员了解设备的使用方法和安全注意事项。
2. 安装过程安装长水平段水平井套管悬浮器需要严格按照操作规程进行。
将悬挂器和扇形夹具依次安装到套管上，然后使用承重环将套管悬挂在井口处。
在安装过程中，需要特别注意套管的水平度和垂直度，保证套管安装的准确性和稳定性。
3. 使用前的检查在使用长水平段水平井套管悬浮器之前，需要进行设备的安全检查和调试。
通过检查悬挂器和扇形夹具的连接情况，确保其牢固可靠；对承重环进行检查，保证其承重能力符合要求；同时还需要进行套管的水平度和垂直度检查，确保套管安装的正确性。
4. 使用过程中的监控在使用长水平段水平井套管悬浮器过程中，需要不断进行设备的监控和调整。
通过对套管的位移和下沉情况进行监测，及时发现问题并进行调整；同时注意设备的润滑和冷却情况，确保设备的正常运行。
5. 维护和保养1. 提高油井的生产效率长水平段水平井套管悬浮器能够有效地控制套管的位置和稳定性，避免了套管位移和下沉导致的生产中断和井眼损坏。
通过使用套管悬浮器，可以提高油井的生产效率，降低操作成本，提高油田的开发利润。
长水平段水平井套管悬浮器通过其稳定性和可靠性，保证了油井的正常生产和运行。
它能够有效地延长套管和井眼的使用寿命，减少了设备的损耗和维修频率，提高了油井的可靠性和稳定性。
3. 降低油田的安全风险。
漂浮下套管工艺技术介绍
（m）
（m）
下套管工艺
下套管用时
节约时间
某1
1254.00
423.38
955.87
漂浮工艺
12小时
某2
1294.00
465.61
999.90
漂浮工艺
12小时
12小时
某3
1217.00
392.57
902.23
常规工艺
24小时
某1井
3421.73 2096.90 1459.58 漂浮工艺ຫໍສະໝຸດ 14小时某2井 某3井
漂浮下套管工艺技术
一、漂浮下套管解决的问题 二、水平井/大位移井漂浮下套管技术 三、漂浮下套管施工案例 四、技术优势
一、漂浮下套管工艺技术
一、漂浮下套管工艺的技术原理： 通过在套管串中加入漂浮接箍，在漂浮接箍与套管鞋之间的套管内
封闭空气或低密度钻井液，使该段套管串在井眼内产生一定的浮力，从 而减小套管下入过程中与井壁的摩阻，达到套管安全下入的目的。
二、漂浮下套管工艺关键措施
高强度浮箍 弹簧式回压阀，可持续承受反向回压。
特点： 多种回压阀组合，单阀、双阀； 多种密封组合，适用于水基、油基钻井液，耐温
200℃； 回压阀均布承载，可长期承受反向回压； 回压阀耐冲蚀能力强； 阀体具有良好的可钻性； 正向承压≥25MPa，反向承压≥35MPa。
二、漂浮下套管工艺关键措施
旋转自导引鞋 弹簧式回压阀和自旋转引鞋组成，引导套管顺利
下入，承受反向回压。
特点： 弹簧式回压阀，强制关闭； 阀体和引鞋具有良好的可钻性； 偏心引鞋，能够360°旋转，有效引导管串下入； 正向承压≥25MPa，反向承压≥35MPa； 工作温度200℃。
套管漂浮技术在海洋钻井中的应用!!!
套管漂浮技术在海洋钻井中的应用陈建兵 安文忠(渤海石油实业公司钻完井中心,天津塘沽 300452) 马 健(中原石油勘探局钻井三公司,河南濮阳 457001)摘要 套管漂浮技术主要应用于大位移延伸井和水平井中,它是在套管柱下部封闭一段空气或低密度钻井液,使套管柱在大井斜段处于漂浮状态,以降低下套管摩阻。
主要介绍了套管漂浮工具的结构和工作原理以及漂浮技术在国内几个海洋油田钻大位移延伸井和水平井中的应用情况。
主题词 海洋钻井设备 大角度斜井 水平井 (套管漂浮) 接箍 技术作者简介 陈建兵,1969年生。
1992年毕业于石油大学(华东)钻井工程专业,现任钻完井中心主任、钻井总监。
安文忠,1973年生。
1997年毕业于大庆石油学院钻井工程专业,钻完井监督。
在边际油田或薄油层油田的开发中,大位移延伸井和水平井起到了十分重要的作用。
钻大位移延伸井和水平井需要许多创新的钻井技术,套管漂浮技术就是其一。
大斜度井中的高摩阻造成技术套管下入困难,套管漂浮技术是利用套管柱下部封闭的一段空气或低密度的钻井液,增大套管柱在井内钻井液中的浮力,从而达到减小摩阻的目的。
由于受空间的限制,海洋钻井多采用大位移延伸井和水平井开发边际油田或薄油层油田。
以下就套管漂浮技术在国内几个海洋油田的应用作一简单论述。
一、套管漂浮技术原理套管漂浮组件包括漂浮接箍、止塞箍、盲板浮鞋以及与之配套使用的固井胶塞等。
盲板浮鞋和止塞箍接在套管串的最下端,中间隔2～3根套管。
漂浮接箍安装在套管串中部,漂浮长度就是盲板浮鞋与漂浮接箍之间的套管长度,套管漂浮就是通过在这段套管内封闭空气或低密度钻井液实现的。
如果为空气充填,下套管过程中漂浮接箍以下不需要灌钻井液;如果为低密度钻井液充填,则下套管过程中在漂浮接箍以下灌低密度钻井液。
套管漂浮在井眼内的管柱结构,见图1。
目前,国内海洋钻井主要使用戴维斯(Davis )和哈里巴顿(Halliburton )这两家公司的套管漂浮组件。
大位移井下套管工艺技术
大位移井下套管工艺技术摘要：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。
关键词：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。
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）。
大位移井下套管技术及发展方向
设计与研究１大位移井技术随着定向井、水平井技术的发展，出现了大位移井（ＥｘｔｅｎｄｅｄＲｅａｃｈＤｒｉｌｌｉｎｇ，ＥＲＤ）。
在国外，大位移井是指测量深度（ＭＤ）等于或大于真实垂深（ＴＶＤ）２倍的井，当ＭＤ／ＴＶＤ＞３时，称为超大位移井或特大位移井。
国内倾向于将大位移井定义为水平位移与垂深比值超过２．０的井。
利用大位移井实施海油陆采，可替代或减少建造平台和修筑通往海滩的道路，大幅度降低钻井综合成本，而且可以使后续油井管理费用大幅度降低。
我国南海、东海、渤海等浅海蕴藏着极其丰富的石油天然气资源，因此大位移井技术在我国具有广阔的应用前景。
２大位移井下套管技术大位移井不仅可以减少钻井井场和装置，还能得到在其他情况下不能获得的储量。
成功地完成一口大位移井所涉及的关键技术很多，其中套管的顺利下入是大位移井关键技术之一。
２．１在大位移井技术中下套管应该考虑的因素影响大位移井下套管的关键的３个因素是最大下套管重量、摩擦的重量损失和力学重量损失。
最大下套管重量由达到极限摩擦角的总垂深决定。
极限摩擦角随岩性、钻井液和其他因素的变化而改变，超过极限摩擦角，则需要推力推动套管下行，这就是摩擦的重量损失。
力学的重量损失是由岩屑、井壁坍塌、台肩、压差粘卡、稳定器陷入地层和其他因素导致的损失。
经验表明：只要是裸眼井段均存在力学的重量损失，而且损失量比摩擦的重量损失大。
因此，在钻大位移井时，下套管技术战略中对力学的重量损失更加引起重视。
２．２保障大位移井套管顺利下入应采取的措施（１）优质的井眼是大位移井完井管柱顺利下入的首要条件。
（２）大位移井采取漂浮下套管技术是增加管柱下入能力的有效手段。
因为漂浮技术可以有效地减小下部完井管柱的摩擦阻力。
（３）大位移井下套管的另一有效手段是边下边循环技术。
下套管同时循环钻井液可将井内的岩屑沉积床清除干净，减小摩阻力，并能降低卡钻几率。
（４）利用旋转管柱来降低摩阻、提高下入能力是大位移井完井的另一项关键技术。
漂浮下套管工艺技术介绍
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三、漂浮下套管施工案例
某井完钻井深3604.44m，闭合位移1200.86m， 水平段长932.50m，完钻垂深2558.94m，井底 压力31.73MPa。
三、漂浮下套管施工案例
某油田2个区块同类井型下套管时间对比，漂浮下套管可缩短下套管时间。 下套管时效对比表
井号 某1 完钻井深 （m） 1254.00 完钻垂深 （m） 423.38 完钻位移 （m） 955.87 下套管工艺 漂浮工艺 下套管用时 12小时 节约时间
一、漂浮下套管工艺技术
二、漂浮下套管解决的问题 1、套管安全下入 由于减小了水平段/斜井段的下入摩阻，相对增加了井口载荷，利于 套管安全下入，同时也缩短了下套管时间，降低了施工风险。 2、提高固井质量 由于减小了套管下入摩阻，可以安装更多的扶正器，保持套管在水 平段/斜井段井眼内的居中，有利于提高固井质量。
二、漂浮下套管工艺关键措施
半刚性扶正器
特点： 具有刚性扶正器的扶正能力, 又有弹性扶 正器的变形特点； 中空扶正条，在缩径或遇阻井眼内扶正条 可变形缩小，通过性强； 圆滑过渡的扶正条，减少刮削井壁、嵌入 地层的风险； 螺旋式分布的扶正条，在360 度范围内互 相重叠，居中度固定。
三、漂浮下套管施工案例
某井完钻井深2501.00m、造斜点深487.00m、垂深
1009.61m、闭合位移1522.44m、水平段长1117、
最大井斜角92°在测深1916.79m，最大全角变化率 9.41 /30m在测深1346.41处，造斜井段扭方位 108.70°(268.89°~160.19°)。
全漂浮旋转下套管技术在兴页1HF长水平井中的应用
全漂浮旋转下套管技术在兴页 1HF长水平井中的应用摘要:兴页1HF井是一口设计井深5 120m页岩气井,目的层为自流井组东岳段-珍珠冲段。
水平段穿行追层轨迹调整频繁,摩阻急剧增加,给完井作业带来极大的困难。
Φ139.7mm生产套管下入过程中尝试应用全漂浮旋转下套管技术，取得了非常显著的效果,避免了套管下不到位、井漏等一系列复杂情况发生,对今后类似复杂地层钻井提供借鉴作用。
关键词:全漂浮旋转下套管；水平井；顶部驱动工具；偏心浮鞋1长水平段套管下入难点及对策1.1长水平段，套管下入深度深，常规下套管方法难以满足要求套管下深5 118.0m，水平段长度达到2 000m。
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。
目前，漂浮接箍下入法是大位移井、水平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、漂浮接箍失效瞬间产生高压易压漏地层等。
全漂浮旋转下套管技术规避了漂浮接箍失效的风险；在套管下入遇阻时，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，小排量顶通建立循环排气即可，极大地降低了环空压漏地层的风险。
1.2高应力差软硬交错地层，夹层多，下入摩阻大水平段高应力差，夹层主要集中在东岳段。
东岳段为灰色含砾砂岩、砂岩与碳质泥页岩呈不等厚互层，研磨性较强，地层软硬交错且破碎性严重；珍珠冲段灰色泥岩夹中厚碳质页岩，普遍含有灰质硬夹层。
在钻进过程中，软硬地层交界处扭矩波动幅度大，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，井眼轨迹起伏较大，造成套管柱下入时摩阻增大，套管柱无法安全下入。
番禺油田大位移井旋转下套管工艺技术应用
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。
漂浮固井技术
现场应用实例
在施工过程中，1#漂浮接箍前，漂浮井段套管不灌泥浆， 接完后每15根灌泥浆。下入2#漂浮接箍前，所有套管灌满泥浆 以提高2#漂浮接箍的抗压性。接完2#漂浮接箍，每15根灌泥浆 ，出技套前灌满泥浆，最后200m不灌泥浆。套管进入水平段后 井口悬重保持在320-360KN，正常下放摩阻为100-200KN，下至 井深2680m开始出现不定点遇阻，并出现空载，解决方法：上提 套管至原悬重500KN将套管拉直不产生弯曲，匀速下放并保持一 定速度通过遇阻井段。 打开漂浮接箍使用水泥车，顶通压力12MPa，漂浮接箍打开 总压力27.9MPa（其中液柱压力15.9MPa）。操作过程：缓慢升 压至3MPa，记录泵入量。然后以3MPa的增幅阶梯式提高压力， 每一阶梯稳压1分钟，直至漂浮接箍打开。 该井通过漂浮固井工艺的实施，很好的解决了套管安全下 入问题，经声幅检测固井质量合格。
漂浮固井技术简介
漂浮固井管串结构 旋转自导式浮鞋+短套管1根+1#浮箍+套管1根+2#浮箍+套管若干 +1#漂浮接箍+套管若干+2#漂浮接箍+套管串
漂浮固井技术简介
漂浮固井技术原理 在套管串中连接1～2个漂浮接箍，使漂浮接箍上、下的套管水眼内形 成临时隔断。 漂浮接箍以下的套管柱内不灌泥浆或灌低密度的液体。 增加漂浮接箍以下套管串的浮力，降低对井壁的正压力，使其在下套管 过程中处于漂浮状态，降低套管下入摩擦阻力。 漂浮接箍以上的套管串中正常灌注泥浆或重泥浆。 增加套管柱重量，提高漂浮接箍以上套管串的轴向力。 合理确定漂浮段长度，保证套管顺利下入。 （直井段+稳斜段+弯曲段）套管产生的轴向力≥（稳斜井段+弯曲井段+ 水平井段）的摩擦阻力，使套管顺利下到井底。
埕海一区大位移水平井二开完井关键技术与应用
2.2 漂浮下套管配套工具 2.2.1 漂浮接箍
漂浮下套管配套工具的核心是漂浮接箍，它的作用就是把套管柱分成两个部分，形成临时的屏 障。如图 2 所示为渤海钻探工程技术研究院自主研制的漂浮接箍。
图 2 漂浮接箍结构图 图 2 中漂浮接箍的外筒材质与套管相同，其上下端加工有套管丝扣。安装时两端涂抹锁固脂保 证在后续钻井过程中倒划眼时丝扣的连接牢固。内筒分为上滑套和下滑套，材料均为铝保证了其可 钻性。上、下滑套通过剪钉固定在外筒中，上滑套的剪钉剪切力一般为 38~40MPa，剪切力可以根据 不同井况的需要进行调整（漂浮接箍打开压力为剪钉剪切力减去钻井液静液柱压力）。上滑套底部有 4 个循环孔，套管下到位后地面打压剪断剪钉，上滑套下行露出循环孔，这样套管与环空就构成了 通道。 下滑套的剪钉剪切力为 2MPa，剪切力比较小远小于下胶塞的打开压力。固井时下胶塞将上、 下滑套一起打掉，坐到浮箍上。现场作业时，由于下滑套的剪钉剪切力比较小，上、下滑套一起被 打掉这一过程几乎看不到地面压力的变化。内筒与外筒之间、上滑套与下滑套之间的光滑接触面均 由密封圈密封。 2.2.2 浮箍和浮鞋 浮箍与常规的浮箍相类似。浮箍内为单流阀，单流阀的阀体为铝制材料，其结构如图 3 所示。 浮箍内装有防转齿，当上、下滑套一起坐到浮箍上时与下滑套的防转齿（图 2 所示）咬合，保证了 固完井后上、下滑套的可钻性。浮鞋内为双级单流阀保证了浮鞋的可靠性，如图 4 所示。
图 5 胶塞结构图 固井时三个胶塞的作用各不相同，下胶塞的作用是将漂浮接箍内上、下滑套一起打掉并将上、 下滑套推至浮箍上；中胶塞主要起到了隔离钻井液和水泥浆的作用，同时还起到了刮净套管内壁得 作用；上胶塞为顶替和碰压的作用。 2.3 漂浮长度的确定 漂浮下套管技术的关键就是漂浮长度的确定。漂浮长度可以通过计算机软件进行模拟计算得 出，计算依据包括：井眼轨迹数据（测量井深、井斜角和方位角）、钻井液体系和性能、顶驱重量等 等，而套管与表层套管之间以及套管与裸眼之间的摩擦系数是最关键的参数[2]。 经验表明，起钻时钻具与井筒的摩阻是最大的。因此，现场在确定漂浮段套管长度时根据最后 一趟起钻时大钩载荷的变化通过计算机软件模拟得出最大的摩擦系数，再用最大的摩擦系数计算得 出现场需要的漂浮长度。那么套管在井内受到的浮力就最大，套管一定能够下到设计深度。 例如庄海 8Es-H8 井二开完钻井深 3977m，若采用正常下套管方式，管内摩擦系数取 0.30，裸 眼摩擦系数取 0.35，通过计算机模拟套管在井深 3977m 时下放载荷只有静止载荷的 24%（按照惯例， 下放载荷大于静止载荷的 30%套管才能下到井底），计算机模拟大钩载荷曲线如图 6 所示。