全漂浮旋转下套管技术在大位移井中的应用

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。

恩平某油田超深大位移井套管下入研究

针对恩平某油田超深大位移井裸眼段长、稳斜角度大、摩阻大、居中度难以保证等问题,为确保套管能够安全下入,对该油田某一超深大位移井进行了套管居中度分析模拟。首先,分析了不同类型扶正器、不同安放方式下的套管居中度。结果表明,1根套管安放1个刚性扶正器时,居中度达到了78%,可确保较好的套管居中效果。此外,从套管漂浮段长度、大钩载荷、摩阻、套管有效应力等多方面分别模拟了常规下套管、漂浮下套管以及旋转全漂浮下套管的套管下入情况。结果表明,采用漂浮下套管技术时,漂浮段长选择4 600 m,即漂浮接箍安放位置在3 500 m处;采用旋转全漂浮下套管技术时,推荐转速为10 r/min。2种下套管技术均可确保套管顺利下入,套管下放摩阻小,极大提高了套管悬重,降低了套管柱发生屈曲的风险。

东方A气田浅层大位移钻井关键技术研究

针对东方A气田大位移井开发过程中面临浅部松软地层轨迹控制难度大、长裸眼段钻进摩阻扭矩高、套管下入困难、后期开发储层出现压力衰竭引起井漏等技术难题,从井身结构、定向井设计、钻具组合、钻井液性能、漂浮旋转下套管等方面进行技术研究。结果表明:设计?508.0 mm隔水套管入泥深度87 m能够满足松软地层承压能力和井口载荷要求;轨迹造斜率设计3°/30 m和(1.5+2+2.5)°/30 m相结合方案降低防碰风险和钻进摩阻扭矩;浅部地层使用1.5°高弯角马达和指向式旋转导向两趟钻降低轨迹控制难度;根据不同摩阻系数分析套管下入的极限情况,计算合理漂浮套管长度;在油基钻井液中加入超细碳酸钙提高衰竭地层承压能力。P2H井结合相关技术措施钻进至5 960 m完钻,该井水平位移5 325 m,水垂比3.87,创造了南海西部浅层大位移井纪录。