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。
图 7 计算机模拟Φ244.5mm 漂浮下套管时大钩载荷 三、漂浮下套管现场施工情况
渤海钻探工程技术研究院研制的漂浮工具在埕海一区成功实施了 3 口井并参与了另外 2 口井的 漂浮下套管技术服务。3 口井有 2 口是大位移水平井、1 口大位移大斜度井。二开完钻平均井深在 3600m 左右，Φ311.1mm 井眼下 Φ244.5mm 套管，平均井斜角 80°左右，其中庄海 8Es-L5 完钻井深 3988m，最大井斜角 75.8°，水垂比 2.9。
图 1 漂浮下套管原理 漂浮下套管配套工具主要有：漂浮接箍、浮箍、浮鞋以及与之配套的固井胶塞。在下套管时将 漂浮接箍连接在套管柱上，漂浮接箍与浮箍之间的套管柱内充满空气，而漂浮接箍以上的套管柱内 灌钻井液。这样就增加了漂浮接箍以下套管柱的浮力使下部套管处于漂浮状态，减小管柱对井壁的 正压力，从而减小摩阻。漂浮接箍以上部分套管柱内灌钻井液，目的是增加了整个套管柱的重力， 实现套管的顺利下入。
浮鞋和浮箍之间隔 2 根套管，防止固井时替空，保证固井质量。
四、结论
（1）漂浮下套管技术是大位移水平井的关键技术之一，它可以减小下套管时的摩擦阻力，是 下套管作业的有力保障。
（2）漂浮下套管技术在现场应用表明：必须要有良好的井眼状况和精心的操作。 （3）新型自动灌浆装置是为大位移水平井下套管作业提供了有力的保障。 参考文献： [1]汤新国，周明信，刘金生，冯光彬，陈大伟，白殿刚，常凯铭，李正文. 埕海一区海油陆采 钻井完井配套技术[J]. 石油钻采工艺，2009，6. [2]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，2001,5.
图 3 浮箍结构图
图 4 浮鞋结构图 2.2.3 固井胶塞
固井胶塞有 3 个胶塞分别为下胶塞（又称指示塞）、中胶塞和上交赛（实心胶塞又称碰压胶塞）。 下胶塞和中胶塞的芯子均采用铝制滑套式结构，其结构如图 5 所示。通过剪断控制销钉可以控制打 开压力，下胶塞打开压力为 9MPa，中胶塞打开压力为 2MPa。胶塞上还装设计有防转爪子保证了胶 塞的可钻性，
（14）注前置液；
（15）按设计注灰量注水泥作业；
（16）投上胶塞，顶替、碰压；
（17）候凝。
表 1 埕海一区漂浮下套管数据
井眼尺寸 套管尺寸 技套井深 套管下深 漂浮接箍位置 漂浮段长 漂浮接箍
井号
（mm）
（mm）
（m） （m）
（m）
（m）
类型
庄海
8Es-H8 Φ311.1
Φ244.5
3977
3973
安装漂浮接箍后边下套管边灌浆灌钻井液（防止阻卡现象），悬重上升较快。随着井深增加和
井斜角增大，摩阻会有较大增加，悬重则会转而下降。如果不使用漂浮下套管技术，套管将紧贴着
井眼低边前进，就增大了对井壁的接触力，也就大幅度提高了危险。图 7 中计算机模拟曲线就很好的说明了这种情况。
3 口井二开完井均采用漂浮下套管，顺利地完成了下套管作业，固井质量达到了要求。下入步 骤如下：
（1）浮鞋接第一根套管入井，并在丝扣端涂抹 102 锁固脂； （2）连接第二根套管； （3）连接浮箍，并在丝扣端涂抹 102 锁固脂； （4）下掏空段套管，按照设计要求安装扶正器； （5）连接漂浮接箍，并在丝扣端涂抹 102 锁固脂； （6）下剩余套管（至井口），并根据情况及时灌浆； （7）连接固井水泥头；
埕海一区大位移水平井二开完井关键技术的研究与应用
陈保山 （渤海钻探工程技术研究院） 摘要：漂浮下套管技术是大位移水平井成功的关键技术之一，可以有效地降低套管在长裸眼、大斜 度井段的高摩阻问题。本文主要介绍了漂浮下套管技术以及相关的配套工具，最后给出了漂浮下套 管技术在埕海一区油田的应用情况。 一、概述 埕海一区 1-1 号人工岛位于河北省黄骅市关家堡村以东，距大港油田中心区约 45Km，距黄骅 市约 20Km。埕海 1-1 号人工岛用于开发庄海 8 断块以大位移水平井为主，主要开发层位包括眀化镇、 馆陶、沙河街 3 套层。 成功地完成一口大位移水平井所涉及的关键技术很多，其中之一就是漂浮下套管技术。在埕海 一区大位移水平井施工中以 Φ244.5mm 技术套管下入最为困难，套管需下入长裸眼、大斜度井段， 一般下入深度在 3500m 左右，井斜角在 80°左右。由于井斜角大，Φ244.5mm 套管处在长稳斜井段、 摩阻大，下入载荷随着井深的增加会迅速减小，以致产生负载荷使套管下入变得很困难。实践证明， 套管漂浮原理能有效地克服套管在大斜度井段中的高摩阻问题[1]。 二、漂浮下套管技术 2.1 漂浮下套管原理 漂浮下套管技术就是利用密封装置在下部套管内密封一定的空气或者低密度钻井液，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。漂浮下套管原理如图 1 所示。
第一作者简介： 陈保山，渤海钻探工程技术研究院，助理工程师。通讯地址：天津市大港油田渤海钻探工程技
术研究院（人才交流开发中心西侧），邮编：300280，电话：022-25924172（13642064630）E-mail： baoshan1126@
1826
2147
滑套式
庄海
8Es-L5 Φ311.1
Φ244.5
3988
3987
1937
2050
滑套式
庄海
8Es-H10 Φ311.1
Φ244.5
3596
3591
1488
2103
滑套式
下漂浮段套管时是在表层套管内的直井段和造斜段，由于不灌钻井液，套管承受较大浮力，悬
重缓慢增加。随着下入长度的增加，套管所受的摩阻增大，悬重增加到一定值后非增反降。
图 6 计算机模拟Φ244.5mm 正常下套管时大钩载荷 现场跟踪最后一趟起钻时大钩载荷的变化情况，每上提 100m 记录一组数据，最后反算出最大 摩擦系数为管内 0.32，裸眼 0.38。采用漂浮下套管方式，漂浮长度经过优化取 2150m，套管下到井 深 3977m 时下放载荷 271.4t，静止载荷 636.7t（下放载荷是静止载荷的 42%）。计算机模拟大钩载荷 曲线如图 7 所示。
（8）接泥浆泵、排气管线；
（9）用泥浆泵打压打开漂浮接箍，并排尽掏空段密封的空气；
（10）用泥浆泵循环一周后打开水泥头上盖投下胶塞，拆除排气管线，接泥浆泵分支管线；
（11）用泥浆泵顶替将漂浮接箍内的上、下滑套顶替至浮箍上，并打开下胶塞；
（12）继续循环至固井要求；
（13）打开水泥头上盖投入中胶塞，接水泥车管线同时在泥浆泵管线上接流量计；