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

张卫平

中石化江汉石油工程有限公司钻井一公司 湖北 潜江 433121

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。

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，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。

1.3安全密度窗口较窄，下入过程产生压力激动，易压漏地层

钻井液安全密度窗口较窄，断层处安全密度窗口急剧减小。Φ215.9mm钻头在东岳段4 580m处钻遇断层，安全密度窗口由1.90～1.95g/cm³急剧下降到1.65～1.70g/cm³。在下入Φ139.7mm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，在很大程度上减小压力激动的产生，降低漏失的风险。

2全漂浮旋转下套管技术^[1]

2.1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。

2.2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、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。

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五部分。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^[2]。

2）液压卡盘

液压卡盘和顶部驱动工具配有安全互锁系统：控制系统只有识别到顶部驱动工具卡瓦卡在套管本体内壁，而非接箍处，且咬合力达到设定值，控制台操作人员和司钻才能给液压卡盘泄压，在正常作业时，二者不能同时打开。

2.3套管附件

1）套管扣型选选择

常规下套管方法，不需要旋转套管柱，因此在对套管进行强度校核时，只需对套管抗拉强度、抗外挤强度等指标进行校核即可。但在旋转下套管工况下，除了上述强度指标外，还需要对套管接箍丝扣的抗扭强度进行校核。兴页1HF井选择了气密封扣套管，满足旋转下套管对套管接箍丝扣抗扭强度的要求。

2）偏心浮鞋

选用偏心浮鞋，与常规套管浮鞋相比具有以下优势：①在通过遇阻点时，减小拖曳力，减少下入过程不必要旋转套管柱的次数，即使上提下放管柱无法通过遇阻点，需要旋转套管柱下入时，可以以更小的启动扭矩旋转套管柱，通过遇阻点的能力更强；②下面有1个主水眼和侧面4个辅水眼，套管下入过程中，即使浮鞋推动井筒中岩屑堆积堵塞主水眼，仍然可以通过侧面的4个辅水眼进行循环和固井；③内部设计有断屑槽，在进行下一井段作业时，钻穿切削浮鞋时，断屑槽自动切断切削浮鞋产生的钻屑，避免钻屑堆积。

3）双阀浮箍

在使用全漂浮旋转下套管技术过程中，全程不需灌浆，当套管下到设计深度

时，浮鞋单流阀承受着巨大的压差。该井Φ139.7 mm套管下至斜深深5 118.0m m(垂深2 526m)，浮鞋处需承受约45MPa的压差。这就给浮鞋和浮箍的安全性和稳定性提出极高的要求，一旦浮鞋和浮箍单流阀失效，井筒内的钻井液则会进入套管，无法实现漂浮下入，存在着套管下不到位的风险。为了确保兴页1HF

井套管都能全漂浮下入，根据实际深度，选择对应压力等级的浮鞋和浮箍，并在

浮鞋上方套管柱上连接双阀浮箍，实现三重保障。

4）滚轮扶正器

滚轮扶正器具有可转动、耐磨损等特性，在水平井旋转下套管工况下，展现出比锌合金、铝合金、树脂扶正器更大的优势。

3现场应用及效果分析

3.1现场应用

长水平段Φ139.7mm套管下入作业中，均采用全漂浮旋转下套管工艺下入。通过旋转，减小了套管柱和井壁之间的摩阻，大钩载荷比旋转前有所增加，下入过程中控制旋转扭矩始终小于套管的上扣扭矩，未出现井下复杂情况。

3.2效果分析

1)精准控制上扣扭矩，避免套管丝扣损伤。本井下套管采用TESCO套管驱动系统，顶部驱动工具扭矩传感器模块自成一体，单独采集扭矩信号，监控扭矩数值十分精确。

2)通过对比实际扭矩和模拟扭矩，反算出的全漂浮旋转工况下摩阻系数小于0.25，旋转下入套管柱，增加大钩载荷，减小套管下入摩阻。

3)长水平段，高应力差软硬交错地层，夹层多，套管下入过程中出现遇阻现象在所难免。采用旋转套管柱的方式就能通过遇阻点，处理手段多样，有效地避免了井下复杂情况的发生。

4)常规下套管作业是一项高风险、高强度的作业，在下入初期，由于套管柱自身悬重不够，套管上扣时需要打背钳，以防止旋转上扣时下部的套管柱旋转。作业人员不仅劳动强度很大，也对其人身安全造成极大的威胁^[1]。使用全漂浮旋转下套管技术，既极大地减轻了下套管作业人员的劳动强度，又降低了作业风险。

参考文献

[1]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[J].石油学报,2018,40(6): 53-58.

[2]梁政,张力文,蒋发光,等.顶驱下套管驱动工具现状与发展建议[J].石油矿场机械,2013,42(1):1-5.

作者简介: 张卫平,男，高级工程师，2003年毕业于西南石油大学油气田应用化学专业,主要从事于钻完井工艺技术研究工作。