番禺油田大位移井旋转下套管工艺技术应用.docVIP

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 必威体育精装版财经经济资料感谢阅读 ~ PAGE 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。 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。 　　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 　　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； 　　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（1.0～1.125）；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；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