0 引 言

套管钻井技术是指在钻进过程中，直接采用套管(取代传统钻杆)向井下传递机械能量和水力能量，井下钻具组合接在套管柱下面，边钻进边下套管，完钻后套管直接留在井内实施固井作业。套管钻井技术将钻进和下套管合并成一个作业过程，钻头和井下工具的起下在套管内进行，不再需要常规的起下钻作业。资料显示，利用套管钻井不仅可以较大幅度地降低钻井成本，还可以减少钻井过程中井下复杂情况的发生率^[1-3]。

近年来，随着旋转导向钻井工艺技术的成熟，Tesco 公司与ConocoPhillips和Schlumberger 等公司合作，首次将可回收式井下钻具套管钻井技术^[4-5]与随钻测量LWD/MWD和旋转导向钻井技术等集成，形成了旋转导向套管钻井技术^[6-7]，该技术适用于易发生漏失和井壁稳定性差的低压油田或老油田。旋转导向套管钻井技术目前已在美国德州南部、欧洲北海、南美和中东等地区成功进行了商业化应用，套管直径范围为139.7～339.7 mm，能够适应从直井到水平井的各种井型，在复杂区域内有效解决了常规钻井技术无法解决的问题。为了使该技术在我国的石油钻井行业中得到应用，降低钻井成本，笔者详细介绍了旋转导向套管钻井系统的组成及性能特点。

1 Tesco公司旋转导向套管钻井技术

Tesco公司一直以其可回收式井底钻具套管钻井技术而闻名，作为首先在业界提供旋转导向套管钻井技术的油服企业，Tesco公司在自己的内部技术分类中，将可回收井底定向钻具套管钻井技术^[8]分为3级，旋转导向套管钻井技术分为4级。

Tesco公司旋转导向套管钻井技术建立在其特有的可回收式井底定向钻具套管钻井系统之上，可回收式井底定向钻具套管钻井系统是采用一种定位在井下套管柱末端的利用钢丝绳索回收底部定向钻井工具总成的系统。底部定向钻井工具总成包括能够进行定向钻进的常规定向工具，如带弯接头的PDM动力马达、MWD/LWD和钻头等，这种工具总成能够在超过90 ℃的井中利用钢丝绳索或钻杆回收起出后并再次下井使用。为了防止在下入和回收这些工具总成时井下发生套管被卡事故，套管柱要不断地活动并维持钻井液循环。旋转导向套管钻井技术是结合旋转导向钻井技术，用旋转导向钻井工具取代可回收式套管钻井系统的井下常规定向钻井工具，重新设计可回收井下旋转导向钻具组合总成，钻井过程中可以进行旋转导向钻井工具滑动钻进和复合钻进(旋转导向钻井工具滑动钻进的同时伴随着套管作为钻柱旋转钻进)。

要成功地进行旋转导向套管钻井，仅仅有能够在套管底部工作的旋转导向工具是不够的。套管钻井与常规钻井相比，由于底部钻具组合的各项性能指数存在较大差异，必须通过优选套管连接方式、扶正器和现场可操作性强的技术措施才能有效地控制井下套管钻具的扭矩和受力。为保证套管钻井的效率和安全，需要配备特殊的地面操控设备。此外，还要考虑套管钻井的特点以及适用情况，对所选择的准备实施旋转导向套管钻井的井从经济性和可实施性等方面进行评估，如果可行，再进行旋转导向套管钻井方案设计。目前，不仅已经使用ø139.7、ø177.8、ø244.5和ø339.7 mm套管钻井斜角较小的定向井，还使用ø177.8和ø127.0 mm套管钻了数口井斜角接近和超过90°的水平井。

2 旋转导向套管钻井系统

旋转导向套管钻井系统主要包括井下部分和地面部分。旋转导向套管钻井系统的地面设备与可回收式井底钻具套管钻井系统的地面设备大体一致，主要增加了旋转导向钻井地面监控设备。旋转导向套管钻井系统井下部分则与可回收式井底钻具套管钻井系统的井下部分有明显区别，具体结构如图 1所示。旋转导向钻井工具位于领眼钻头之上、扩眼器之下，旋转导向套管钻井系统能够把油田使用的常规套管作为钻柱，在钻进的同时在井中下入套管，并且井下套管旋转导向钻井系统按照预先设计的井眼轨迹，在地面操作指令的控制下进行旋转导向钻进。

2.1 旋转导向套管钻井系统地面设备 2.1.1 顶驱

在钻进过程中顶驱是起下、驱动套管旋转的主要动力设备，控制套管旋转的转速和钻进时的套管扭矩。根据井下旋转导向套管钻井系统工具的不同，与顶驱配置的设备也不同。如果采用钢丝绳索作业回收井下旋转导向钻井钻具，顶驱要特殊设计，能够安装钢丝绳防喷器，同时通径要比常规的大些，以便下入和回收装有钢丝绳的绳卡通过；钢丝绳防喷器最基本的用途是在钢丝绳作业过程中控制井涌，另外一个用途是在循环钻井液时允许钢丝绳的下入和起出。

如果采用钻杆打捞回收，则顶驱无须特殊设计。回收井下工具类同于常规钻柱起下钻和打捞作业，基于作业效率和安全考虑，回收井下旋转导向套管钻井系统时建议采用钢丝绳索作业，但钢丝绳索提升功率有限，在特殊情况下只能采用钻杆打捞回收，这样会降低旋转导向套管钻井作业效率，增加作业成本。

2.1.2 套管驱动系统(CDS)^[9]

CDS是钻井过程中加紧和驱动套管的装置，用于下钻时接单根上扣或者卸扣，正常钻进时作为钻井液循环通道，同时负责将顶驱的旋转扭矩传递到套管上，是旋转导向套管钻井地面系统的核心设备。CDS主要由3部分组成：液压执行器、扭矩卡爪和封隔器皮碗。根据套管尺寸，提供2类套管驱动系统，一类是抓持大尺寸套管的内径，称之为内套管驱动系统(ICDS)，见图 2a。另一类是抓持小尺寸套管的外径，称之为外套管驱动系统(ECDS)，见图 2b。

2.1.3 斜臂单根液动吊卡

斜臂单根液动吊卡安装在CDS上面，用于从坡道上提升套管单根，下入钻台的井眼中，吊卡可以由CDS操作控制台液压控制打开和关闭，减少平台上钻工的工作量，提高钻井作业效率，实现安全作业。

2.1.4 HPU(液压动力站)和CDS操作控制台

HPU为CDS系统提供液压动力，通过外部电源连接线接入井场动力电源，为液压泵电机提供动力。HPU的专用液压控制管线首先接入CDS操作控制台，再从CDS操作控制台接入ICDS和斜臂单根液动吊卡的液压管线连接接口，司钻通过CDS操作控制台的操作手柄控制ICDS扭矩卡爪的打开和缩回，以及斜臂单根液动吊卡的打开和关闭。HPU和CDS操作控制台皆为防爆设计。图 3为HPU和CDS操作控制台照片。

2.1.5 扭矩监测记录系统

扭矩监测记录系统实时采集和记录套管上扣扭矩，以及套管旋转钻进时的扭矩，同时对顶驱的扭矩控制相互校正，防止套管钻井时出现扭矩过大破坏套管螺纹，避免套管接头损坏，系统还监控套管接单根时上扣质量，避免出现上扣扭矩不足和过大。扭矩监测记录系统分为无线扭矩监测记录和有线扭矩监测记录2种。

2.1.6 LWD/MWD和地面数据采集系统

在钻台上安装LWD/MWD和旋转导向钻具系统(RSS)地面数据采集系统，实时采集随钻电阻率、伽吗、声波时差、井斜、方位和井深等数据，在计算机屏幕上显示，便于地质人员卡准地层，钻井工程师实施井眼轨迹控制。

如果采用钢丝绳索作业回收井下旋转导向套管钻井系统，还需配备以下设备：

(1) 分离式的游动滑车和天车。游动滑车和天车为钢丝绳索回收井下旋转导向钻井系统的基本组件，钢丝绳索用来下入和收回井下旋转导向套管钻井钻具总成。钢丝绳索选型要根据钢丝绳索的自身破坏拉力是否大于2倍预先判定的钢丝绳索可能承受的最大拉力。分离式天车和游车能使钢丝绳索分别通过天车、游车、顶驱和套管驱动系统进入套管内，在钢丝绳索作业的同时建立钻井液循环。

(2) 钢丝绳索绞车。钢丝绳索绞车安装在钻台上，用来下入和起出井下工具串。钢丝绳索绞车控制端安装在司钻操作台上，由司钻操作，要求钢丝绳索绞车有足够的提升能力，在安全系数许可的范围内能够把套管钻井总成从井底通过套管内部起出至钻井平台上。

2.2 旋转导向套管钻井系统井下设备

旋转导向套管钻井系统井下设备主要有套管柱、钻井锁定总成、套管截面短节、内扶正器、容积式液压动力马达、管下扩眼器、牙轮扩眼器、LWD/MWD、旋转导向系统和领眼钻头等。这些工具与常规钻杆钻井不同或者技术要求不同，它们构成了套管钻井独特的技术特征。

2.2.1 钻井锁定总成

钻井锁定总成位于旋转导向钻井工具最上部，安装在与套管柱连接成一体的套管截面短节内部，负责井下旋转导向钻井工具与套管之间的轴向和径向机械连接，并保证径向液压密封，分为钢丝绳索回收DLA和钻杆回收DLA2种类型。钻井锁定总成由4部分构成：轴向锁定器、径向抗扭锁定器、工具定位销和密封构件，结构如图 4所示。

现以钢丝绳索回收DLA为例，其入井工作流程为：钻井锁定总成上部与钢丝绳索相连，下部与其他旋转导向钻井工具相连，在井斜较大的井段通过开泵输送，下至套管截面短节，分2次加压。第1次加压坐封，实现与位于套管鞋之上的套管截面短节轴向连接和径向密封。测试连接成功后第2次加压，实现脱手，钻井锁定总成上部与钢丝绳索分离，然后向右旋转套管柱，实现与套管截面短节的径向连接。

打捞回收工作流程为：在回收井下旋转导向钻井工具之前循钻井液，保证井眼清洁。从套管内下入专门的钢丝绳索回收工具，钢丝绳索回收工具上部与钢丝绳相连。在井斜较大的井段通过开泵输送，工具到达钻井锁定总成后加压，工具抓住钻井锁定总成并解除钻井锁定总成与套管截面短节的轴向和径向连接，上提钢丝绳索，开泵测试是否已经解除连接。起出钢丝绳索回收工具和钻井锁定总成至钻台面。

2.2.2 套管截面短节

套管截面短节位于套管柱下部、套管鞋之上，长度约1 m，力学性能与所连接的套管一致，外径与套管接箍相同。套管截面短节具备以下功能：①与钢丝绳索回收工具和钻井锁定总成相配合，提供井下旋转导向钻井工具与套管之间的轴向和径向机械连接，无需额外的校深工具；②在固井作业中固定专用的固井泵送胶塞，实现固井施工中注水泥浆碰压。

2.2.3 容积式液压动力马达

旋转导向套管钻井系统井下必须选用直的PDM动力马达，而非弯外壳动力马达，这点与可回收式套管钻井系统不同。可回收式套管钻井系统的PDM动力马达外壳可以根据需要选择直外壳，也可以带有弯接头，PDM动力马达位于套管鞋之下、管下扩眼器之上的裸眼井段内，而且PDM动力马达一般位于套管柱底部的内部，套管鞋之上。旋转导向套管钻井系统井下选用不带弯外壳的PDM动力马达可以减轻套管磨损和疲劳损坏，减少套管到井壁的振动次数。优先选择低速、输出扭矩高和内、外螺纹都为钻杆IF扣的PDM动力马达，可以与旋转导向钻井工具所需的高液压匹配，也便于与井下底部钻具连接。

在选择PDM动力马达时，需要综合考虑旋转导向钻井工具、ECD和动力马达的排量需求。水力参数设计是影响动力马达选择的重要因素，小尺寸的PDM动力马达因为功率限制会降低机械钻速，影响钻井效率。

2.2.4 管下扩眼器和牙轮扩眼器

管下扩眼器和牙轮扩眼器属于扩眼器组合，在可回收式套管钻井系统中只需要管下扩眼器即可，而在旋转导向套管钻井系统井下设备中需要配备这2种扩眼器。牙轮扩眼器外径为套管柱的内通径，可以通过上部套管柱。管下扩眼器的最大外径(扩眼切削刀翼张开)是与套管柱匹配的钻头尺寸，如所下套管为ø244.5 mm，则管下扩眼器的最大外径为311.1 mm。管下扩眼器自配扶正器，位于扩眼切削刀翼下方，有助于管下扩眼器居中旋转。根据所连接的钻具接头类型，选择相同接头的管下扩眼器可避免使用变扣，以增强整个钻具强度。管下扩眼器安装在PDM动力马达之下，长度较短，有利于通过套管柱。在确保井眼规则的情况下，也可以安装2个管下扩眼器串接在一起。管下扩眼器的扩眼切削刀翼利用内、外压差打开，内部采用齿条构造，以利于缩回扩眼切削刀翼。在扩眼切削刀翼与地层接触的部位一般镶嵌大尺寸PDC切削齿。

2.2.5 LWD/MWD和旋转导向钻具系统

LWD/MWD实时提供随钻电阻率、地层伽马、声波时差、井斜角、方位角、井深和井下温度等参数。LWD/MWD应选择与旋转导向钻具系统配合工作稳定的仪器。旋转导向钻具系统目前可供选择的公司有Schlumberger、Halliburton、Baker Hughes和Weatherford等4家。Schlumberger公司的旋转导向产品分为3类：Powerdriver、Xceed^[10]和Archer；Halliburton公司的旋转导向产品为Geo-pilot系列；Baker Hughes公司的旋转导向产品为AutoTrak系列；Weatherford公司的旋转导向产品为Revolution系列。各家公司的旋转导向产品导向原理不同，最大造斜率也不同。应根据地层特征、井眼需要、轨迹造斜率、工具匹配以及工具稳定性选择合适的旋转导向钻具系统。

2.2.6 领眼钻头

领眼钻头可以通过套管内径，一般领眼钻头外径可以按照常规套管-钻头对应表进行选择。以套管柱外径244.5 mm为例，领眼钻头外径可选为215.9或222.3 mm，管下扩眼器最大外径311.1 mm。首先领眼钻头钻出ø215.9或ø222.3 mm井眼，然后管下扩眼器将井径扩大到311.1 mm，便于ø244.5 mm的套管柱顺利下入。领眼钻头选型与常规钻井钻头选型一样，以单只钻头获得最大钻头进尺、最高机械钻速为目标。

2.2.7 套管柱防磨损和抗扭工具^[11]

Tesco公司套管钻井技术所特有的一些辅助工具有防磨套管扶正器、防磨套管环、防磨套管套和接头扭矩环等，在套管钻井作业过程中具有保护套管、防止套管过度疲劳损伤及增加套管接头抗扭的功能。这些工具是旋转导向套管钻井系统井下设备的辅助工具，根据套管柱在钻井作业中的受力分析，防磨套管扶正器、防磨套管环和防磨套管套安装在套管柱容易受到损坏的部位。接头扭矩环安装在符合API标准的套管内螺纹处，可与符合API标准的套管外螺纹形成金属端面密封，提高套管接头所能承受的最大扭矩。

3 不适用旋转导向套管钻井系统的情况

根据旋转导向套管钻井系统的现场施工经验，以下几种情况不适宜使用旋转导向套管钻井系统技术。

(1) 大位移井。大位移井施工过程中所需扭矩过高，容易造成套管螺纹损坏。

(2) 高造斜率井。高造斜率井设计时井眼轨迹造斜率过高，会引起过大的扭矩和摩阻，造成套管螺纹损坏。

(3) 环空间隙过小井。如果设计环空间隙过小，容易导致ECD值过高。

(4) 岩石硬度过高井。岩石太硬时可钻性差，会引起套管柱疲劳破坏。

(5) 套管尺寸特殊井。特殊尺寸的套管没有合适的套管钻井工具，也不宜采用旋转导向套管钻井技术。

4 现场应用情况

案例：马来西亚国家石油公司EWDP-B生产平台 3口批钻井EW214、EW215及EW217隔水管下深60 m，一开使用旋转导向套管钻井技术进行钻井施工。3口批钻井中，旋转导向套管钻井最深的EW217井ø339.7 mm套管鞋下入深度822.96 m。旋转导向套管钻井作业期间施工顺利，没有复杂情况产生。同时因采用了旋转导向套管钻井技术，简化了井身结构，这3口批钻井都没有下入预先设计的下深约为300 m的ø473.1 mm套管作为表层套管，预先设计的技术套管(ø339.7 mm，L80钢级、 BTC扣)作为表层套管，并且作为旋转导向套管钻井的钻柱分别下深至822.96、627.60和810.50 m。现以EW214旋转导向套管钻井为例，该井采用ø215.9 mm领眼钻头，ø444.5 mm 管下扩眼器，钻至井深810.50 m时最大井斜角60°。井下钻具组合中的LWD/MWD随钻测量电阻率、地层伽马、井斜角、方位角、井深和井下温度等参数。原设计井眼轨迹造斜率每30 m为2.50°，井斜角从8.43°开始造斜，增至60.00°后开始稳斜到810.00 m，闭合方位角先从125°向右调至115°，然后向左回调至126°。

实际钻井轨迹中，在旋转导向套管钻井开始阶段，井下钻具采用滑动钻进模式，套管没有旋转，造斜率每30 m为2.00°~5.80°，在实钻井斜角超出设计井斜角时，启用复合钻进模式降低造斜率，调整井眼轨迹。图 5为井斜角-井深关系曲线。图中的θ为每30 m的造斜率。当旋转导向钻具停止井斜控制时，纯套管旋转钻进情况下则产生每30 m为0.90°的降斜率。在井下钻具滑动钻进占80%，复合钻进占20%的井眼内，造斜率可以控制在每30 m为4.50°～5.00°。在使用旋转导向套管钻进总的井眼段内，滑动钻进占总钻井时间的49%，滑动钻进的机械钻速为80~100 m/h，复合钻进占总钻井时间的51%，复合钻进的机械钻速为120~180 m/h。

3口批钻井(EW214、EW215、EW217)与采用常规钻井技术的类似邻井相比，通过应用旋转导向套管钻井技术，总钻井周期缩短了10.9 d，总钻井成本降低200多万美元。

5 结论及建议

(1) 应用旋转导向套管钻井技术缩短了总的钻井周期，套管钻井省去了起钻、通井、循环和下套管的时间。针对日费用比较高的海洋石油钻井，从降本增效出发，可将套管钻井技术作为钻井备选方案之一。

(2) 旋转导向套管钻井技术突破了以往表层套管钻井只能钻直井的局限，在有防碰和绕障等特殊需求的一开钻井作业中，原先的表层套管钻井无法解决，旋转导向套管钻井技术则为此提供了有效的解决途径。

(3) 所举案例用ø339.7 mm 套管取代预先设计的ø473.1 mm 套管，作为表层套管下到810 m(斜深)，简化了井身结构，降低了套管成本和作业成本，为海洋钻井应用旋转导向套管钻井技术提供了借鉴。

(4) 旋转导向套管钻井具备常规旋转导向钻井的优势，降低了滑动钻进的事故发生率，所钻井眼轨迹平滑，并且提高了机械钻速。

(5) 有关旋转导向套管钻井技术在海上油田的应用国外方面还处于初步发展、摸索阶段，施工案例较少，我们应对该技术的未来走向保持密切关注，加快技术研发，使旋转导向套管钻井技术在我国的海洋钻井中发挥出巨大优势。