2. 渤海钻探第二录井分公司 ;
3. 渤海钻探第二固井分公司
2. No. 2 Logging Company, CNPC Bohai Drilling Engineering Company Limited ;
3. No. 2 Cementing Company, CNPC Bohai Drilling Engineering Company Limited
0 引 言
随着国内页岩气、致密气和致密砂岩油藏等非常规油气藏开发的不断加快，水平井已成为开发非常规油气藏的主要方式[1-3]。近年来，连续管喷砂射孔环空分段压裂技术、固井滑套分段压裂技术和快钻桥塞分段压裂技术等技术在国内各大油田得到了广泛的应用，这不仅大大提高了单井产量，而且具有压后井筒全通径的优势，方便后续的修井作业。因此，近几年水平井采用ø139.7 mm套管完井的水平井呈逐年增多的趋势。然而，水平井下套管时套管会紧贴水平井段井眼底边下行，再加上正常下入时套管内灌入的钻井液，这样就增大了套管对井壁的接触力，也就增大了摩擦阻力，使套管下入变得非常困难。目前，漂浮下套管技术是解决水平井和大位移井下套管难题的最有效方法之一[4-7]。
1 漂浮下套管技术漂浮下套管技术是专门针对水平井和大位移井下套管作业的一种技术[8-9]。漂浮下套管管柱示意图见图 1。下套管时按照设计位置将漂浮接箍安装在套管柱上，它在整个套管串中起到了临时屏障的作用。漂浮接箍与浮鞋之间套管内密闭为空气或低密度钻井液[10]，减小了下部管串对井壁的正压力，大大降低下入摩阻。通过向漂浮接箍以上套管内灌注钻井液以增加上部管串的重力，推动管柱下行，从而实现整个管柱的顺利下入。
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| 图 1 漂浮下套管管柱示意图 Fig.1 Schematic of float casing string |
2 盲板式漂浮接箍存在的问题
目前国内长庆油田、大庆油田和延长油矿等地区常用的漂浮接箍为盲板式结构[11]，如图 2所示。该漂浮接箍的盲板采用脆性材料，其优点是在破碎压力下盲板可以破碎成小颗粒状，通过环空循环出井筒，可以降低固井作业风险，缺点是盲板的承压能力小且破碎压力不稳定。由于盲板的缺点，现场施工过程中可能导致2个方面的问题：一方面，在下套管作业过程中盲板有可能提前打开造成漂浮失效，导致套管不能下至设计井深；另一方面，盲板属于预应力材料，若没有破碎点，很可能会出现套管下至预定位置后漂浮接箍无法打开的情况。
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| 图 2 盲板式漂浮接箍结构图 Fig.2 Structure of blind plate floating collar |
3 新型漂浮接箍的研制
为了解决盲板式漂浮接箍现场施工中存在的问题，研制了一种新型BZ-KPF-ø139.7 mm漂浮接箍。
3.1 结构和原理BZ-KPF-ø139.7 mm漂浮接箍结构示意图如图 3所示。该漂浮接箍内部分为上、下2个滑套，通过销钉将上、下滑套固定在外筒上。
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| 图 3 BZ-KPF-ø139.7 mm漂浮接箍结构图 Fig.3 Structure of BZ-KPF-ø139.7 mm floating collar |
当套管下至预定位置后，地面加压，上滑套销钉被剪断，上滑套与下滑套发生错位移动，露出循环孔，漂浮接箍打开。一般情况下漂浮接箍的打开压力设定为漂浮接箍以上静液柱压力加上10~15 MPa地面压力。为了满足不同井深(垂深)的需要，上滑套上设计有多个销钉孔，通过安装不同数量的销钉来调节漂浮接箍的打开压力。所有销钉的直径和材质均相同，因此漂浮接箍的打开压力非常稳定。
为了降低固井作业留水泥塞的风险，固井前需要从井口投入一个指示塞。指示塞下行至漂浮接箍位置将下滑套处销钉剪断，并将上、下滑套一起推至浮箍位置。指示塞到达浮箍位置后地面加压9 MPa，将指示塞打开，建立固井前的循环通道。
BZ-KPF-ø139.7 mm漂浮接箍总长535 mm，最大外径153.7 mm，内通径119.5 mm，打开压力24 MPa(可调)。
3.2 工具特点(1) 可根据不同井深(垂深)以及钻井液密度来调节漂浮接箍的打开压力；
(2) 上、下滑套均采用可钻材料，在保证其强度的同时又具有良好的可钻性；
(3) 采用了复合式胶圈，同时保证了低压和高压情况下的密封性能；
(4) 下滑套上设计有啮合齿，与浮箍内的防转齿配合，可防止钻除滑套时出现打转现象。
3.3 作业顺序(1) 下套管作业前准备工作。包括最后一趟通井，套管通管、丈量、编号和排管等。
(2) 按照套管数据表逐个下入，在漂浮接箍接入前套管内不得灌注钻井液。
(3) 安装漂浮接箍，继续下套管至设计井深。漂浮接箍接入后应及时灌浆，以增加下入载荷。
(4) 套管下至预定位置后地面加压打开漂浮接箍。漂浮接箍打开压力等于静液柱压力加上地面压力。
(5) 漂浮接箍打开后将漂浮段套管内灌满钻井液并进行间歇性排气，通过向套管内灌浆将空气从套管内置换出来。
(6) 空气排尽后建立正常循环，再从井口投入指示塞并用钻井液顶替，推动上、下滑套。
(7) 指示塞推动上、下滑套下行至浮箍位置后地面加压打开指示塞，建立固井前的循环。
(8) 达到固井前循环要求后进行固井注水泥作业。
(9) 注水泥完成后从井口投实心胶塞并用清水顶替，小排量碰压。
(10) 放回水检查单流阀性能，候凝。若能放空采用敞口候凝，若不能放空采用憋压候凝，作业完成。
4 现场应用情况近年来延长油矿加快了勘探开发的力度，2015年水平井更是达到200多口，主要用于开发延长组长4+5及长6这2个目的层。这2个目的层属于致密砂岩油藏，垂深在697~1 283 m。由于该地区水平井垂深浅，水平位移较大，60%的水平井存在着常规方式很难将套管下至设计井深。通常情况下，水垂比达到0.85时二开生产套管就很难下至目的层位。
瓦平X井是瓦窑堡采油厂一口二开水平井，完钻井深2 335 m，二开ø215.9 mm井眼下ø139.7 mm生产套管，设计下深2 315 m。该井二开完钻垂深1 190 m，水平位移1 000 m，且二开钻进过程中水平段上挑了12 m。
通过软件模拟计算，常规下套管方式(无顶驱)：考虑套管内摩擦因数取0.25，裸眼段摩擦因数取0.35，ø139.7 mm套管常规方式下入大钩载荷，结果如图 4所示。
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| 图 4 ø139.7 mm套管常规方式下入大钩载荷 Fig.4 The hook load of ø139.7 mm casing running in a conventional manner |
从图 4中可以看到，套管下至井深2 315 m时下放载荷为9.8 kN，远小于静止载荷245.4 kN的 1/3 。因此，常规下套管方式很难将套管下至预定深度。为了降低套管下入难度，保证ø139.7 mm生产套管能够顺利下至设计层位，该井采用了漂浮下套管技术。具体现场施工过程如下。
(1) 下套管。管串最下端安装与漂浮接箍配套的浮箍和浮鞋。为了防止固井后水泥回返、阻位上移，采用了双浮箍+浮鞋(浮鞋为双单流阀结构)，共4道单流阀。2个浮箍之间以及浮箍与浮鞋之间各安放了1根长套管。
(2) 安装漂浮接箍。设计漂浮段套管长度为800 m，现场施工时为了减小套管下入难度，确保套管能够顺利下至目的层位，在悬重还有50 kN时才安装漂浮接箍，以增加漂浮段长度[12-13]。实际漂浮段套管长度为822.59 m。
(3) 继续下套管至设计井深。漂浮接箍接入后每10根灌一次并灌满。最终，ø139.7 mm生产套管顺利下至井深2 323 m，下至最后一根时悬重还有120 kN，与常规下入方式相比，漂浮下套管技术有效减小了套管在水平井段下行过程中摩阻，实现了套管安全、顺利下入。
(4) 地面加压打开漂浮接箍。套管下至井底后将套管灌满钻井液，安装水泥头，连接管线和水泥车，用水泥车打开漂浮接箍。漂浮接箍打开压力为24 MPa，漂浮接箍所在位置垂深为1 000 m，钻井液密度为1.20 g/cm3，静液柱压力为12 MPa，地面加压13 MPa左右将漂浮接箍打开，与设计打开压力基本一致。
(5) 连接水龙带，钻井液泵开泵，往套管内灌入钻井液并进行间歇性排气，通过钻井液从套管内置换出漂浮段套管内的空气。
(6) 漂浮段空气排完后小排量顶通，建立正常循环后投入指示塞。打开水泥头盖板，投入指示塞，用钻井液泵顶替。当指示塞快到浮箍位置时降低排量，地面显示9 MPa，指示塞打开。
(7) 指示塞打开后进行固井前的循环，用2 m3/min的排量循环2周。
(8) 进行固井注水泥作业。
(9) 注水泥结束后从井口投入实心胶塞，用清水顶替，碰压时压力为23 MPa。碰压结束后放回水，可以放空，采用敞口方式候凝。
需要强调一点的是：漂浮接箍打开后漂浮段套管内的空气必须从套管排出，这点不容忽视。现场施工过程中若将空气直接挤进环空势必会导致钻井液密度下降，不仅会影响到井壁的稳定，而且存在一定的井控风险。
5 结 论(1) 漂浮下套管技术是解决水平井和大位移井下套管困难的有效途径之一，它可以减小下套管过程中的摩擦阻力，是下套管作业的有力保障。
(2) 研制的新型滑套式漂浮接箍解决了盲板式漂浮接箍承压能力低及打开压力不稳定的缺点，保证了现场施工的安全、有效。
(3) 漂浮段套管的长度是漂浮下套管技术的关键。套管与套管之间以及套管与裸眼之间的摩擦因数是模拟计算漂浮段套管长度的最关键参数，可以通过最后一趟通井起下钻反算而得，对现场施工具有重要的指导意义。
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