套管辅助工具解决套管下入难题
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℃。
2）水泥返高设计
2)水泥返高设计深水固井设计中，水泥浆返高不能超过上层套管鞋，在水泥顶与上层套管之间留下一定长度的裸眼段。
这样做的原因在于深水的水下井口座挂后，套管环空完全被密封，其压力因为在水下而无法监测。
如果水泥浆返高超过上层套管鞋，那么在水泥石顶部与水下井口环空中的液体，在油井生产期间，可能会被产层流体加热而膨胀，由于液体的不可压缩性会造成套管破裂。
如果在水泥返至上层套管鞋以下，那么环空液体被加热膨胀时，流体可压裂进入地层，而消除了套管的膨胀变形，避免套管损坏的出现，从而降低了后期修井作业的可能性，如图4示意。
2.2 特殊工艺与技术(1) Allamon特殊套管工具由于特殊井身结构的存在，小间隙环空就不可避免地会出现。
深水钻井的安全作业窗口本来就很小，小间隙又必然导致压力异常增高，因此要保证固井作业的成功必须解决环空间隙小的问题。
Allamon等公司开发了一套用于下套管的特殊工具，来解决套管环空小间隙的问题，该工具与自动灌浆装置配合使用，可以降低因环空间隙小造成的压力激动，避免下套管过程中压漏薄弱地层(图5)。
下套管过程中，转换接头连接送放钻具和尾管悬挂器(或是套管悬挂器)，尾管或套管柱接自动灌浆的浮鞋、浮箍。
下套管过程中，不用停下灌浆，直接将管串送至设计位置，然后投球蹩压关闭旁通阀，之后座挂悬挂器、蹩球座、激活浮鞋与浮箍，按照常规作业方式进行循环泥浆，固井。
这样就避免了下套管过程中出现压力激动，缩短了下套管时间，也避免了泥浆中过多岩屑在下套管中形成卡堵。
(2)整体接箍在深水钻井中，上部地层常存在着1-2个浅层水层或气层，这些水层或气层由于压力梯度不同，而不得不分别下套管进行封固，因而在上部井眼必须采用较大尺寸的套管。
以墨西哥湾为例，由于地层情况复杂，上部地层甚至要采用36″+30″+26″+22″+18″+16″的套管结构。
大尺寸套管在井眼中的环空间隙较小，尤其是接箍处的间隙更小。
再加上地层破裂压力低，为防止下套管和固井中产生较高压力激动造成复杂情况，而不得不降低下放速度和循环排量。
28-四川地区深井超深井复杂情况下固井技术
四川地区深井超深井复杂情况下固井技术姚勇中石化石油工程西南有限公司固井分公司摘要：随着石油勘探开发深度的加大，深井超深井数量增加，井下情况更趋复杂，固井难度不断增加。
在四川川西及川东地区深井超深井固井中，面临长封固段固井、窄安全压力窗口、固井漏失、套管下入困难、水平井侧钻井、小井眼小间隙固井、高温高压、防气窜、高含硫等固井难题。
因此加强对深井超深井技术的探讨与研究，对加快四川地区油气勘探进度和勘探效益具有重要意义。
关键词：四川深井超深井固井序言由于目前我国经济的高速发展，对石油、天然气资源产生了巨大需求和依赖，为了保证国家经济和能源安全的需要，石油勘探开发力度加大，转向埋深更深地层，深井超深井数量不断增加。
深井超深井目的层埋藏深，地质条件复杂，钻井勘探深度的加大，井下情况更趋复杂，固井难度不断增加。
四川地区主产天然气，深井超深井井眼条件复杂，深井超深井裸眼井段长，地层压力系统不统一；地层压力高，一般下技术套管和油层套管前，泥浆密度都要加重，而且许多井地层压力平衡关系敏感，泥浆稍高则发生井漏，低则发生井喷；地层裂缝多、断层多，易破碎；泥页岩水敏性强，易坍塌，井眼极不规则，井径扩大严重，大肚子井眼和糖葫芦井眼普遍存在；川东北地区深层高含H 2S及CO2，根据四川气井固井经验，各层套管水泥均要求返至地面，导致固井封固段长；地层倾角大，软硬变化多，井斜角大；油气层多且分布段长，地层压力高、气层活跃；随着油田的深一步勘探开发，钻井向深井定向井、侧钻井、水平井等发展。
因此在四川深井超深井固井中，通常面临下述固井复杂问题：1) 套管下入困难；2) 长封固段固井技术难题；3) 小井眼、小间隙固井难题；4) 窄安全压力窗口、固井漏失及防气窜问题；5) 深井超深井水平井固井难题；6) 不规则井眼条件下固井质量问题。
二十世纪八十年代以来，我们在四川进行了大量的固井工程作业，针对四川深井气井、复杂地层固井难点，完成了《川东北深井复杂条件下固井工艺研究》、《川西地区高压气井固井技术研究》、《川西中高压浅层气防气窜固井技术研究》、《提高川西深层固井质量技术研究》、《川西地区深井固井技术研究》等多项科研课题。
钻具刚度和套管刚度匹配在下套管工艺中的应用研究1
钻具刚度和套管刚度匹配在下套管工艺中的应用研究1摘要：在钻井作业实践中，套管经常由于各种原因不能完全下到位，需要重新拔出套管，进行通井作业，或者就地固井，重新侧钻，启动备用井眼尺寸，更甚者，导致钻井失败。
失败的主要原因是套管下入刚度不适用钻具刚度，导致套管弯矩增大，井眼曲率半径过大而无法通过井眼。
因此本文利用惯性矩计算方法，对比通井钻具组合和套管刚度，得到钻具与套管刚度匹配性方法，成功解决中东某碳酸盐井表层套管多次下套管不到位的难题，为后期类似的碳酸盐井通井钻具组合提供了理论依据。
关键词：大尺寸套管，通井钻具，刚性，惯性矩Analysis of the effect of moment of inertia on casing runningSun Wenhua1(1. Unit, location zip Code)Abstract: In drilling practice, the casing is often not fully in place for various reasons, and it is necessary to pull out the casing again to run the well, or cement the well in place, re-sidetrack, and start the backup hole size, or even lead to drilling failure. The main reason for failure is that the casing running stiffness does not apply to the drilling tool stiffness, which leads to the increase of casing bending moment and the hole curvature radius is too large to pass through the hole. Therefore, in this paper, the calculation method of moment of inertia is used to compare the drilling tool assembly and casing stiffness, and the matching method of drilling tool and casing stiffness is obtained, which successfully solves the problem that thecasing is not in place for several times in the surface casing of a carbonate well in the Middle East, and provides a theoretical basisfor similar drilling tool assembly of carbonate well in the later period.Key words: large size casing, Drilling tools, Rigid, Moment of inertia0 引言在钻井过程中，通井作业主要是为了扩划井壁、破除台肩、消除阻点[1]。
石油工程技术 井下作业 套管回接技术实施案例
套管回接技术实施案例套管回接工艺，就是将螺纹连接滑脱、断、裂的套管倒出来，用同一钢级、壁厚的套管在井内重新连接起来，试压达到采油工艺标准的工艺技术。
1问题的提出辽河油田荣16-XX井1991年3月10日完井作业。
φ139.7mm套管下深2666.03m，循环钻井液准备接水泥头活动套管时，上提拉力1100KN螺纹连接滑脱，套管落井，落鱼长2377.10m，鱼顶289.93m。
分析起出的套管，受力部分的螺纹变形呈X型，认为鱼头内螺纹完好。
后用套管回接工艺技术回接成功，减少了事故的经济损失。
套管回接工艺技术的难点是保证回接质量，而保证质量的关键问题是在井内上扣不错扣，既不满扣而又不能胀裂套管接头。
经充分讨论，设计加工了一种辅助工具，在短距离内扶正、限位，就能保证回接质量，并在荣16-XX井套管回接工艺试验中取得成功。
2套管回接引导器套管回接引导器的作用有两个：一是引导套管入鱼头；二是扶正、限位。
既保证不错扣，又不能胀裂套管接箍。
φ141mm套管回接引导器尺寸见图1所示。
图1套管回接引导器3套管回接工艺技术措施3.1依据采油树套管头标准高度加工调节长度套管；3.2螺纹涂匀涂好高压密封脂；3.3引导器同套管连接要找中，焊缝距螺纹顶端140mm；3.4计算碰顶、上扣方入；3.5下钻至鱼顶位置，慢慢旋转引导入鱼头，至上扣方入后记录上扣圈数(φ139.7mm套管为26扣）；3.6回接上满扣，上提试验拉力不超过套管螺纹抗滑脱负荷的1/3；3.7试压15～20Mpa，30min压力不降为合格。
4试验1991年3月12日在荣16-XX井首次进行套管回接工艺试验。
按工艺技术要求将引导器（图1）同套管连接好，下至鱼顶289.93m处，慢慢旋转引导入鱼头。
入鱼头后下放套管160mm，悬重下降10KN，用转盘慢慢旋转上加。
悬重上升表明已开始上扣，并记录上扣圈数，上扣压力保持在5～10KN之间。
上扣转盘共转22圈，用5道猫头绳紧扣，证明扣已上满，上提拉力1200KN 解卡。
漂浮下套管技术在浅层页岩气水平井中的应用及优化
1 阳 102H1-2
2 020
900
2 020
2 007.40
961.67
2 阳 102H1-6
2 390
900
2 039
2 379.86
966.00
3 阳 102H3-1
2 435
1 100
2 435
2 424.00
1 175.00
4 阳 102H5-5
2 640
755
2 640
2 637.60
1 472.00
5 阳 102H15-1 2 358
916
2 375
2 358.00
1 031.09
6 阳 102H26-5 2 765
900
2 765
2 743.81
1 360.61
7 阳 102H3-2
2 270
1 030
2 250
2 256.06
1 050.00
8 阳 102H1-7
2 110
Application and optimization of floating casing running technology in shallow shale gas horizontal wells
JIAO Yajun, CHEN Anhuan, HE Fangyu, BIAN Weikun, HUANG Jianhua, PENG Yunhui, ZHAO Yueqi, KOU Xianfu
基金项目 ：国家科技重大专项“昭通页岩气勘探开发示范工程”（编号 ：2017ZX05063）、中国石油天然气集团有限公司重大现场试 验项目“昭通示范区页岩气钻采工程技术现场试验”（编号 ：2014F-4702）。
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套 管辅 助 工具解 决套 管 下入 难题
口 编译 ／ 胡 大 梁
公司 （ Ｄ Ｃ Ｔ ）推 出 了Ｔ ｕ ｒ ｂ ｏ ｒ ｕ ｎ ｎ ｅ ｒ 和
下入和工作要求 。涡轮级数可以根 据客户需求灵活调整 ，提供不同的
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内具有广阔的应用前景。 田
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的Ｓ ａ ｘ ｏ ｎ 、Ｋ ｒ ａ ｋ ｅ ｎ 、Ｎ ｉ ｎ ｉ ａ ｎ 油 田以及
工作转速 。它安装在管柱底部，通
过 内部的涡轮带动底部的扩眼钻 头
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°)。
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Ｓ ｈ ａ ｌ ｅ ｒ ｕ ｎ ｎ ｅ ｒ 套管辅助下入工具 ，解 决套管的安全下入难题。 Ｔ ｕ ｒ ｂ ｏ ｒ ｕ ｎ ｎ ｅ ｒ 工 具 本 体 最 大 直径１ ８ ５ ｍ ｍ ，配 套扩 眼钻 头 直 径 ２ ０ ８ ． ７ ６ ｍ ｍ ，长度２ ． ７ １ ｍ ，可 以通过 最大狗腿度 ３ ９ 。／ ｌ Ｏ Ｏ ｆ ｔ 的井眼 ，工 作排量０ ￣５ ０ ０ Ｇ ｐ ｍ ，最大扭矩９ ７ ６ Ｎ ・ ｍ ，最大压 降８ ． ３ Ｍ Ｐ ａ 。当钻 井液 通 过Ｔ ｕ ｒ ｂ ｏ ｒ ｕ ｎ ｎ ｅ ｒ 内部的涡轮节时 ， 涡轮高速转动 ，带动底部 的扩眼钻 头转动 ，对压降影响小，而且振动
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著效果；Ｓ ｈ ａ ｌ ｅ ｒ ｕ ｎ ｎ ｅ ｒ ］ ｉ 具在美国的 Ｎ ｉ ｏ ｂ ａ ｒ ａ 和Ｂ ａ ｋ ｋ ｅ ｎ 页岩气 田得到成功 应用 。随着 国内页岩气 开发热潮 的
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下入工具Ｓ ｈ ａ ｌ ｅ ｒ ｕ ｎ ｎ ｅ ｒ ，工作原理与 Ｔ ｕ ｒ ｂ ｏ ｒ ｕ ｎ ｎ ｅ ｒ 相同，采用涡轮驱动扩
内具有广阔的应用前景。 田
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针对 页岩气水平井水平段长、 泥页岩地层易水化膨胀使井眼缩小
到来 ，套管下入难题越来越突 出，
Ｔ ｕ ｒ ｂ ｏ ｒ ｕ ｎ ｎ ｅ ｒ 口 Ｓ ｈ ａ ｌ ｅ ｒ ｕ ｎ ｎ ｅ ｒ 工 具在 国
从而 导致 套 管难 以下入 到 位 的 问 题 ，该公司研制 了页岩气专用套管