套管钻井技术

谈套管钻井技术在钻井现场的应用

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随着钻井技术的发展,勘探、开发、采油过程中人们对地下油藏的逐步认识,套管钻井技术在大庆油田得到了研究与试验。通过现场试验,油层钻遇情况、工期控制、成本控制等达到了预期效果,说明套管钻井技术工艺的设计符合现场试验要求。套管钻井过程中,着重注意以下几个方面问题:

1 套管钻井应用的范围

1.1套管钻井适用于油层埋藏深度比较稳定的油区。

由于套管钻井完井后直接固井完井,然后射孔采油,没有测井工艺对储层深度的测量、储层发育情况的评价,故此要求油层发育情况及埋藏深度必须稳定,这样套管钻井的深度设计才有了保证。

1.2适用于发育稳定,地层倾角小的区域。

由于套管钻井过程中不可避免地存在井斜,井斜影响结果就是导致完钻井深和垂深存在差异,井斜越大,这种差异越大。而地层倾角的大小、裂缝、断层等的发育情况,对井斜的影响起着重要作用。因此设计套管钻井区域地层倾角要小,裂缝、断层为不发育或欠发

育,才有利于套管钻井中井斜的控制。

2 套管钻井中的准备条件

就位钻机基座必须水平,为设备平稳运转及钻井过程中的防斜打直创造良好的条件。

套管钻井中所选择套管必须是梯形扣套管,因其丝扣最小抗拉强度是同规格型号圆形扣套管的2倍左右,能有效增大套管钻井过程中的安全系数;其次梯形扣套管,便于操作过程中上卸扣钻头优选条件必须满足施工中扭矩尽可能小,水马力适中的原则。根据扭矩的情况,可以考虑选择牙轮钻头和PDC钻头。因牙轮钻头数滚动钻进,能有效减少转盘及套管扭矩,但其要求钻压较大,不利于套管柱的防斜。PDC钻头需钻压小,一般(20-60KN),钻进速度较快,套管柱所受弯曲应力小,扭矩小,符合选择要求。在选择钻头的同时,还要求选好水眼。水眼过小,总泵压高,对套管内壁冲蚀严重,长时间高压容易损坏套管;水眼过大,钻头处冲击力低,将影响钻井速度。

3 套管钻井施工中需注意几方面问题

3.1井斜控制问题

套管钻井过程中,井斜控制是首要问题,井斜直接影响到所钻井眼的垂直深度。也就是说油层的埋藏深度与所钻实际深度能否相稳合,关键取决于井斜。控制

钻压10-30KN合理范围内钻进。由于套管钻井时,套管柱中没有钻铤和扶正器等,在加压过程中,套管柱受压极易弯曲导致井斜。因此钻井过成中要严格控制钻压,从这个角度讲,选择PDC钻头更适合于套管钻井。转盘转速控制为低转速,一般控制在60-120r/min内,低转速钻进过程,有利于套管柱的稳定,有利于井斜的控制。井架基座安装平直,保证开钻井口垂直,加强中途测斜监控,一方面便于了解控制下部井斜控制情况,另一方面便于计算垂深。

3.2套管保护问题

套管钻井完井后,套管柱直接留在井内,因此对套管保护很重要。要使用套管丝扣胶。套管依靠丝扣密封,在套管钻井过程中,要使用套管专用胶,保证丝扣部位密封可靠,联接牢固。套管防腐问题。套管钻进时,由于旋转,外壁受到磨损,其外防腐层容易脱落。内壁受到钻井液的冲刷,内防腐层也受到冲蚀。一是要求用于钻井的套管,做好内外涂层防腐;二是钻井中采用低转速小钻压钻进,有利于减少套管外壁的磨损,三是采用增大钻头水眼尺寸,降低管内泵压,减少钻井液对套管内壁的冲蚀。

3.3钻井参数控制

钻压控制在10-30KN。一是有利于防止套管弯曲

引起井斜;二是有利于减少套管扭矩,防止钻进过程中出现套管事故。

转速控制压60-120r/min。其优点是:①减少套管柱扭矩;②低转速钻进,有利于减轻套管柱外壁与井壁之间的磨损。

总泵压控制在6-7MPa以内。一是减少钻井液对套管柱内壁冲蚀;二是减少对回压凡尔的冲蚀磨损。

3.4完井工艺过程控制

钻头上部、套管柱底部安装回压凡尔,有利于固井施工后能实施敞压侯凝。完钻后要处理好钻井液的粘切性能,并充分循环洗井,为提高固井质量做好准备。固井施工采用压塞碰压固井,碰压后试压,并尽可能敞压侯凝。如果敞不住压,可实施蹩压侯凝,所蹩压力为最大替压三分之一左右,并分别在3小时后放掉50%,8小时后放尽。

4 结论与建议

4.1套管钻井在大庆地区目前适用于700米以内,且地层稳定区域。

4.2由于受到井斜的影响,套管钻井井深受到限制。如何扩大套管钻井深度需要在钻压、转速、钻头选型、施工工艺等各方面进一步优化。

4.3套管防腐与耐冲蚀问题还有待进一步解决。

4.4固井工艺有待进一步与套管钻井工艺进行有机结合,着重解决固井质量问题。

4.5套内测井技术,油、气、水判别技术有待进一步发展,以满足套管钻井技术进一步发展。套管钻井范围进一步扩大的需求。

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套管钻井技术用于复杂地层钻井

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套管钻井技术是指在钻进过程中，直接采用套管（取代传统的钻杆）向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，完钻后作钻柱用的套管留在井内作完井用。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。

套管钻井的目的是降低钻井成本，提高钻井效率以及用随时对钻完的井眼下套管完井的方式来把井下复杂问题减小到最低程度。套管钻井系统采用一种完全不同于常规油气井钻井的方式。在常规钻井工艺中，使用的是由钻铤和钻杆组成的钻柱来向钻头施加机械能以及为钻井液提供水力通道。当需要换钻头或下部

钻具组合（BHA）以及钻达设计深度时，要把钻杆从井中提出。而套管钻井系统对常规钻机稍加改造或者使用比常规钻机小得多的车载钻机，使用标准的油井套管把机械和水力能量传递到钻头。钻进时使用了锁定在套管中的可回收式下部钻具组合或者一个钻头钻到目的层的方式，从而节省钻进时间，并减少了井下复杂情况。

目前国外套管钻井系统主要有Tesco及Weatherford公司两种系统。

Tesco套管钻井系统以常用的油田生产套管作为钻杆同时进行钻井和下套管作业。钻具组合上部的钻井锁（DLA）把钻具与套管进行机械连接（轴向和扭矩）和液压密封。可回收式钢丝绳井下钻具组合连接在套管的底端，在下部钻具组合的最下部是外径小于套管的领眼钻头和扩孔器组成，有时也可能包括其它常规钻柱组件，如泥浆马达、取心工具或导向系统等。在定向井中，井下钻具组合还包括弯外壳井下马达和随钻测量仪，诸如随钻测井或取心设备等其它工具也可以同时下井，进行常规钻井作业的任何作业。钻到预定井深时用钢丝绳将下部钻具组合收回，然后进行固井作业。

Weatherford套管钻井系统与Tesco套管钻井系统

原理及设备基本相同，但Weatherford套管钻井系统更侧重表层（或技套）的施工，立足于一只钻头打完全部进尺，而不在套管内起下工具串。其所用PDC钻头为特制，胎体由易钻材料制成，通过一个特殊装置（投球丢手）与套管相接。套管内可预先放置易钻固井浮箍（简易承托环），钻至预定井深后，利用特殊装置将下部钻头胀裂，然后进行固井作业。下次开钻时可将钻头体方便的钻碎，由钻井液携带到地面排除。而进行生产层钻井时钻头可直接与套管下部接箍连接，钻至设计井深后和生产套管一起进行固井，不必与套管分离。

国内目前已经能够进行自行设计，具有独立自主知识产权的套管钻井工艺及配套工具、管材，并完成了多口井的套管钻井现场试验、取得了多项国家专利成果。已经成功解决了如何在国内陆上油田现有钻井装备条件下实施套管钻井的技术难题。国内开发的套管钻井系统主要特点是采用转盘驱动钻井方式，使用机械式套管夹持头（或套管螺纹承扭保护器）连接在方钻杆下，工作在导管内，无需改变原钻机的液压系统。

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从下套管到确保钻井总深度的发展

在过去的10～15年里，石油工业在井建设、避免钻井事故、钻井设备方面有了很大突破。在完井过程中，最重要的一点就是要确保套管下到预定深度，并且要确保套管间的连接是不漏气连接，而且具有完好的机械屏障。顶驱下套管装置以及套管钻井技术，对高密封套管下入技术的新近发展起到了很关键的作用。

顶驱下套管工具连接于钻井设备的顶部驱动装置上，将很多常规套管工具组合成一个系统。它们将钻井设备顶驱的功能从钻杆传至套管，这样就引起套管柱的同步旋转、上下运动以及循环。

在套管柱上安装一个扩眼套管鞋或可钻孔的套管钻头，使它能够在未钻区扩展，在问题区延伸或实现全井段套管杆钻井。这一附加装置提高了钻进效率，减少了非生产性时间。

技术延伸，

顶部驱动装置的应用

顶驱下套管系统上世纪90年代首次投入使用。起初，这些装置主要用于为特定目的制造的套管钻机上。很快，这一技术成了大家所接受的下套管的方法。然而，其应用过去一直局限于陆上钻机以及下API螺纹

管。

到了2005年，这一技术组合了进一步发展为包含为满足更广泛应用而设计的设备，如海洋钻井设备-套管尺寸达到22英寸，扭矩达到80,000磅力/英尺；高质量连接系统-独立扭矩监控以及有效重力补偿装置；提升能力达750吨的超重套管杆；套管下入与钻杆排放及钻机控制系统的接口；大斜度及超延伸井-套管柱的推动、旋转及漂浮；铬油管完井-最小标志系统以及扭矩控制界面。

在这一时期，用套管钻井装置及套管连接也有了发展，开发了一些可应对不同地层强度和地质条件的可钻多晶金刚石紧密套管钻头以及高扭矩、抗疲劳接头。

今天，这些技术已经在许多现场应用中被证实是可行的，并将很快在全球得以推广和应用。数以千计的套管柱已经通过顶部驱动装置下入井内，已经成功地在超过2000个问题区及井段实施套管钻井。

鉴于许多成功的现场应用，钻井公司对套管柱在不同情况下的旋转，往复运动以及循环更加有信心。比如说，在固井施工中应用这一技术以改善水泥充填，增加流量，降低循环压力。位于里海的一家公司最近将这一技术用于应对泥浆和水泥漏失、水泥充填不完

全、以及层间窜通等问题。已经成功地应用顶驱下套管技术和旋转/提升水泥头，将套管下入指定深度，并将固井过程中从套管下入到注水泥,以及管柱的往复运动之间的过渡时间最小化。

钻井总深度的规划

一旦证明了顶驱下套管技术在几乎所有市场的可行性，下套管操作与其它油井施工操作之间的新关联就十分明显。显然，只将目光放在在旋转钻井上进行连接是不行的。

真正的价值在于扩展视野：从油管的下入到考虑所有紧密联系的过程，这些过程涉及到将设计直径的高紧密度套管柱下到总深度，以及确保在井的整个寿命中井筒的安全。

提高将套管柱下入预定深度的能力的目标引发了专业服务公司和钻井公司在油井设计上的早期合作。在过去，套管扩眼和钻井通常用于处理钻井过程中出现的问题。一个新的惯例已经形成，那就是与训练有素的工程师合作，在扩孔、钻井、固井作业中接受过挑战。这一方法使得在钻井风险变得严重前能够进行有效处理变得可能。

在过去的两年里，威德福公司将这一方法应用于亚太地区的一个试验项目中。一批具有钻井工程知识

的人员组成了一个专门队伍，其成员对整个钻井、完井过程以及如何将相关技术结合起来应用了如指掌。这支队伍能够根据模拟油井数据以及目前油井规划，提出相应的措施。

另一种相关应用是在延伸井和超延伸井上。不论是套管柱充满了泥浆还是浮运到长的水平截面，都必须能够安全地推动和旋转套管柱。为了适应这些需求，给顶部驱动工具设计了专门的套管夹持器，以便能够安全地夹住套管柱。2010年，美国的一家海上钻井大公司在一口超延伸井上运用了具有特殊抓紧系统的顶驱下套管技术。这一系统使其能够“浮”在长27,000英尺的95/8英寸的衬管上。整个套管柱以及减摩擦工具和一个划眼引鞋被旋转、推进到井筒的预定深度。

在一项即将实施的非洲工程中，为了处理环境敏感性区域，工程组与钻井施工人员在钻井设计阶段进行了紧密的合作。由于一些规章制度的调整，所允许打的中心井的数量和可用设备都受到了限制。在工程组的帮助下，钻井公司运用倾斜钻机和套管将表层井段、中间井段钻开，直达油藏。为这一应用而设计了一套客户定制的下套管系统，并在一年内交付。

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石油钻井下套管技术交底

下完井套管技术交底 一、下套管前准备 1、检查好浮鞋、浮箍、变扣接头、分级箍、双公接头、蘑 菇头、倒扣接头、联顶节是否能够正常使用，丝扣是否 合格，并在地面做好试连接。 2、按照下套管通知单要求，编好套管数据，套管数据应做 到三对口，即与甲方的数据对口，与场地排序和编号对 口，与剩余的套管根数对口。 3、检查准备好下套管使用的工具：套管钳、套管吊卡、套 管吊装带、套管密封脂、灌泥浆管线、井口泥浆管线、 保护母扣的“大盖帽”等。 4、检查并更换5 1/2寸闸板芯子、取出耐磨套、将循环接头 放在钻台，将循环接头和事故接头放在钻台，下套管过 程中井口不返泥浆时，接循环接头打通循环；井口发生 溢流时，抢接方钻杆和事故接头。（注意：每次接事故接 头时必须先把事故接头接在套管上，再接方钻杆，防止 方钻杆撅坏套管丝扣） 5、将小鼠洞甩出，换成干净的下套管鼠洞。 6、两台泥浆泵，一台泵装缸套170*1用来顶通，装缸套170*2 用来循环（必要时顶替泥浆），另外一台泵装缸套160*3 用来固井到井后大排量循环。

二、下套管操作 1、吊套管要一根一起吊，起吊时注意周围人员状态，必须 使用标准吊装带。 2、钻台护丝用绳穿在一块，用气动绞车往下放，严禁直接 往下扔，以防伤人。 3、接附件时一定要涂抹好密封脂并且严防错扣而损坏。 4、下套管过程中，因修设备、更换套管、灌泥浆等而停止 继续作业时，要上下活动套管，防止套管粘卡。 5、套管钳上扣时必须对正后上扣，严禁错扣后强行上扣， 上扣扭矩按标准达到要求。错扣后，看看扣是否损伤， 有问题甩下更换，如果上扣扭矩达到最大，仍有三扣或 三扣以上套管甩下更换，如果上完扣再紧两圈，仍达不 到最大扭矩，套管甩下更换。 6、套管下放过程中要控制速度，下放速度不得大于30秒/ 根，防止压漏地层。 7、要求10根灌泥浆一次，每次必须灌满；灌泥浆时必须活 动套管，防止粘套管事故发生，套管进入稳斜段后，必 须连续灌浆。灌泥浆严禁使用泥浆泵，防止管线甩出伤 人。（特殊情况下如果使用泥浆泵，必须系好保护绳或者 栓好保护链） 8、下套管过程中，一定要有专人坐岗，观察有无井漏（下 套管泥浆不返）、溢流现象（不下套管返泥浆）。

钻井队通井下套管技术措施

钻井队通井下套管技术措施 一、通井技术措施 1、钻具结构以8寸井眼为例：应用215.9mm钻头+扶正器+钻铤+加重 钻杆+钻杆的钻具结构通井（扶正器大小和加放位置根据现场井下实际情况定），下钻中途，避开造斜井段和薄弱易漏地层打通循环钻井液。 2、在斜井段要严格控制下钻速度，遇阻严禁硬压强下，开泵循环划眼通过，以上提下放为主，避免划出新井眼。 3、下钻到井底后，先小排量平稳开泵，待井下情况正常后再逐渐增大至正常钻进排量充分循环钻井液，循环清洗井眼时间不少于 2 周，震动筛处无明显岩屑；循环过程中，严密监视钻井液性能变化，起钻前，要循环观察有无油气侵，并停泵观察有无溢流，确认井下无溢流后方可起钻。起钻前在斜井段打入加润滑剂的钻井液封闭斜井

4、起钻前搞好短起下作业，达到不阻不卡，确保井眼畅通; 起钻过程中，在油层井段严禁使用高速档，防止抽汲诱发溢流或井喷。 5、对于油气活跃的井，必须在压稳后再进行下套管作业。 6、对于漏失井，必须进行堵漏作业，井下正常后方可进行下套管作业。 7、钻井液性能须满足下套管固井作业要求。 8、下套管前口袋应符合规定要求。 二、下套管前检查验收 1、资料准备

钻井队应及时收集齐油层顶界、油层底界、短套管位置、阻流环位置、套管下深、水泥返高、分级箍位置（双级固井）、井斜、井径和井温、油气层数据。 2、套管检查 a）钻井队检查三证两单，“三证”即产品质量证明书，商品检验证（石油专用管材检验报告），生产检验证（石油专用管材检验证明书）“两单”即送井套管清单，套管送井验收单; b）井场套管由钻井工程师、录井工程师负责组织检查和丈量，对套管进行通径、丝扣检查与清洗，并分别并对长度进行复核; c）送井套管应符合设计要求; d）必须使用专用工具、车辆装卸套管; e）送井套管卸车前要带内外螺纹护丝 f）井场套管要整齐平放在管架上，管架台高离地面30 厘米以上；g）严格按套管柱设计排列下井顺序并编号，填写下井套管记录。备

套管钻井技术的应用现状和存在的问题

套管钻井技术的应用现状和存在的问题 日期：2006年07月12日| 来源：石油商报| 作者： 套管钻井将建井过程中的钻井和下套管作业结合在一起，大幅度提高了钻进效率。自1999年以来，Tesco公司的套管钻井系统已在140口井中使用，进尺达750000ft。套管钻井技术可用于直井和定向井中，套管层数可达3层，尺寸为4-1/2～13-3/8in。 套管钻井最大的优势是在钻穿压力变化带时能大幅度提高钻井效率。在一些需要下入衬管堵漏的漏失带，采用套管钻井可以继续钻进。对于低压产层来说，减少钻井的液漏能明显提高油井产量。 套管钻井可以降低钻机的作业费用，减少井下复杂情况的处理时间，并可避免采用一些故障预防措施。套管钻井可以有效防止漏失和井控事故。常规钻井作业时，在下套管之前要进行一次短起下钻以防止发生井下事故，而采用套管钻井后就可以不再进行短起下钻作业。 套管钻井系统由井下和井上两部分设备组成，它采用常规套管代替钻杆，从而实现钻井和下套管同时进行。由顶驱驱动套管旋转。钻井液从套管进入井下然后从环空中返出。套管钻井系统能支撑套管的重量，并施加扭矩。 在软地层钻直井段时，可以采用各种不回收的钻进工具。在硬地层中钻直井段时，在没有达到套管鞋之前可能需要更换钻头或定向控制。使用可回收的井底钻具组合就可以解决上述问题。 套管钻井的定向钻进过程在很多方面与常规钻井类似，主要的差别在于钻具要能够穿过套管下入到井中。导向马达和旋转导向工具在套管钻井系统中仍然可以使用。采用套管钻井

技术的造斜率取决于使用的套管尺寸。造斜率的上限取决于套管的疲劳极限。造斜一般采用可回收导向马达工具来实现。 套管钻井技术使用的井底钻具组合通常配用带领眼钻头和扩眼器的钻鞋。领眼钻头的尺寸要能够通过套管，扩眼器将井眼扩大比套管尺寸略大。起下钻时，井底钻具组合穿过套管，可以避免对井壁的损害，保证了起下钻的安全。采用套管钻井的另一大优势是起下钻过程中仍然可以循环钻井液，从而可以钻更深的井。 井底钻具组合可以在井斜角高达90度的情况下下入和回收。钻锁在进行电缆测井之前可以通过投球憋压打开。 常规钻井基础设备的开发已有100多年的历史，而套管钻井技术是一项全新的钻井技术，其辅助设备很少。辅助设备的缺乏限制了套管钻井技术的发展。目前，正在开发套管钻井系统使用的整套辅助设备，但实际情况是套管钻井的市场还在开发中，限制了此类设备的开发。 大多数套管接头具有较大的抗扭和抗疲劳能力，但多数小尺寸套管的接头抗扭能力不足。随着套管钻井技术的推广，一些生产商开始开发套管钻井使用的低成本优质接头。 完钻后，套管必须保持完好才能在完井中起到常规套管的作用。地面试验表明，除了最底部的几根套管连接处发生磨损外，其他管柱都保持完好。为了解决这一问题，在接头处安装了碳化钨防磨块。

套管钻井

SPE-158245-PP Electromagnetic Measurements While Drilling: A Telemetry Solution for Casing While Drilling M Zarir Musa, Dian Semesta Bt Abdul Aziz, Heru Hermawan and Trigunadi Budi Setiawan, Petronas, Ilen Kardani, Mohd Azlan Shah Askar Ali, and Rosli Sidek, Halliburton Copyright 2012, Society of Petroleum Engineers This paper was prepared for presentation at the SPE Asia Pacific Oil and Gas Conference and Exhibition held in Perth, Australia, 22–24 October 2012. This paper was selected for presentation by an SPE program committee following review of information contained in an abstract submitted by the author(s). Contents of the paper have not been reviewed by the Society of Petroleum Engineers and are subject to correction by the author(s). The material does not necessarily reflect any position of the Society of Petroleum Engineers, its officers, or members. Electronic reproduction, distribution, or storage of any part of this paper without the written consent of the Society of Petroleum Engineers is prohibited. Permission to reproduce in print is restricted to an abstract of not more than 300 words; illustrations may not be copied. The abstract must contain conspicuous acknowledgment of SPE copyright. Abstract Casing-while-drilling (CWD) operations have become a well-known technology used to minimize drilling time and reduce the AFE budget. A major oil and gas company has drilled several wells in Malaysia by using this technology, which has proven to be a cost-efficient strategy, particularly in the batch drilling process. Past CWD operational experiences have demonstrated stark differences when compared to conventional drilling in terms of wellbore surveying and formation evaluation. Weak and noisy signals from mud-pulse telemetry specific to the CWD environment were primary issues that required a significant amount of rig time when acquiring measurement-while-drilling (MWD) and logging-while-drilling (LWD) data. In fact, several significant challenges were encountered. First, the mud-pulse signal, which traverses from downhole (MWD) to the surface, somehow dampened out. Although various types of mud-pulse telemetry systems have been used, significant problems remain. In addition, the signal transmission worsened when seawater was used as the drilling fluid, resulting in non-productive time owing to the provisioning of change-out tools with different configurations for mitigation and trial-and-error purposes. Finally, overall drilling efficiency was reduced as a result of poor signal detection and capturing. Electromagnetic (EM)-MWD used in combination with gyro-while-drilling (GWD) was identified for implementation when drilling four wells using Tesco CWD technology in the Erb West field. The mud-pulse and electromagnetic telemetry systems were executed as a pair to compare captured signal strengths in the same environment (i.e., directional CWD with seawater drilling fluid). After drilling ceased, the generated results proved that EM-MWD is a viable technology that can be used to overcome signal attenuation issues in a CWD operation. Most importantly, such application reduced rig time by 3.9 days, which contributed to 26% of the cost saving for the surface section drilling by having trouble-free MWD signal detection and faster drilling operation. It also minimized health, safety, and environment (HSE) risks by reducing the time spent on rig activities, as well as established a working model of EM-MWD-CWD. Introduction The Erb West field is situated offshore of Borneo, about 80 km to the northwest of Kota Kinabalu, the state capital of Sabah, East Malaysia (Fig. 1). The field is operated by a major oil and gas company in Carigali Sdn. Bhd. as a subsidiary of Petroliam Nasional Berhad. The Erb West general structure consists of a domal NE-SW trending anticline divided in four fault blocks by three major east-west trending faults. The main prospective sequences, the N sands containing the main part of the oil reserves, are deposited in a shallow marine environment in the Middle Miocene. The intercalation of the sand and shales is clearly visible on the log shown in Fig. 2. The shales separating the sands are generally continuous field-wide. As of 2012, a total of 48 wells have been drilled, inclusive of the latest revisit program rolled out at EWDP-B. Project Challenges In developing brown fields, the most common challenge is the selection of a cost-effective and low-risk technology. Therefore, the main objective given was to significantly improve total field production while minimizing the drilling budget use without jeopardizing HSE and wellbore quality.

海外石油钻井下套管与固井安全注意事项

海外石油钻井 下套管与固井安全操作规程 一、下管套 下套管的方法有多种。目前，国际上普遍采用的是得 克萨斯绳索法。这种方法操作简单、工作效率高而又安全；其特殊之处就是套管扣吊卡及扶正在套管扶正台处进行、 从场地上拉套管利用游车、单根提升吊卡，而不用猫头或 吊车、我们推荐采用得克萨斯绳索法下套管。 无论采用哪种下套管方法，其整个过程的安全注意事 项基本相同。首先，下套管的安全注意事项与下钻杆的基 本相同。下套管需要特别注意的是要安全地从场地上拉套 管和正确使用套管扶正台。 下套管前，必须做好充分准备。准备好的绳套、绳环等，其端部应固定牢靠，长度应适中，无破损或断丝并保 证强度。套管扶正台或临时搭成的工作台应固定牢靠，整 个台面任何处都能承受2000牛顿的力，扶正台上的栏杆应 完好无损，其要求与二层平台栏杆相同。 要认真检查游动系统、死活绳头，保证完好并能承受 所下套管可能遇到的最大负荷。刹车应灵活。检查并润滑

套管钳和套管吊卡。尤其是下尺寸较大、较深的套管，更 要引起高度重视。 下套管前的最后一次起钻期间，要注意把钻具均匀、 紧凑地摆放在钻杆盒上，以使钻台通往大门坡道留有足够 大的通道。 钻台大门坡道口的两边应有两根具有足够强度的兜绳桩。兜绳桩根牢牢地焊接在钻台上。桩柱螺纹与桩根连紧；桩高1—1.2米S桩柱上端应有便于绑缠兜绳的小环。兜绳 的一端绑在一根桩柱上；另一端缠在另一根桩柱上。 当套管公接头将到达钻台面时，司销操作必须放慢； 套管公接头到钻台面时，卸护丝动作要快，卸护丝的手在 护丝两边转动而不得伸到护丝端面，以免摆动的套管与钻 台面接触砸到手。缠在立桩一端的兜绳要慢慢松开。兜绳 的长度要够，但要注意不能缠到人。 夜间下套管时。要有充分的照明。注意场地与钻台之 间的联络。任何人都要注意避开大门跑道、大门坡道及其 周围。套管护丝不得随便往钻台下面甩，应由适当强度的 棕绳串好，用气动或电动绞车放至钻台下面在钻台上扣吊 卡时，周围的人要躲开。

钻井队通井、下套管技术措施(正式)

编订：__________________ 单位：__________________ 时间：__________________ 钻井队通井、下套管技术 措施(正式) Deploy The Objectives, Requirements And Methods To Make The Personnel In The Organization Operate According To The Established Standards And Reach The Expected Level. Word格式 / 完整 / 可编辑

文件编号：KG-AO-2960-47 钻井队通井、下套管技术措施(正 式) 使用备注：本文档可用在日常工作场景，通过对目的、要求、方式、方法、进度等进行 具体、周密的部署，从而使得组织内人员按照既定标准、规范的要求进行操作，使日常 工作或活动达到预期的水平。下载后就可自由编辑。 一、通井技术措施 1、钻具结构以8寸井眼为例：应用215.9mm钻头+扶正器+钻铤+加重钻杆+钻杆的钻具结构通井（扶正器大小和加放位置根据现场井下实际情况定），下钻中途，避开造斜井段和薄弱易漏地层打通循环钻井液。 2、在斜井段要严格控制下钻速度，遇阻严禁硬压强下，开泵循环划眼通过，以上提下放为主，避免划出新井眼。 3、下钻到井底后，先小排量平稳开泵，待井下情况正常后再逐渐增大至正常钻进排量充分循环钻井液，循环清洗井眼时间不少于2周，震动筛处无明显岩屑；循环过程中，严密监视钻井液性能变化，起钻前，要循环观察有无油气侵，并停泵观察有无溢流，确认井

下无溢流后方可起钻。起钻前在斜井段打入加润滑剂的钻井液封闭斜井段。 4、起钻前搞好短起下作业，达到不阻不卡，确保井眼畅通;起钻过程中，在油层井段严禁使用高速档，防止抽汲诱发溢流或井喷。 5、对于油气活跃的井，必须在压稳后再进行下套管作业。 6、对于漏失井，必须进行堵漏作业，井下正常后方可进行下套管作业。 7、钻井液性能须满足下套管固井作业要求。 8、下套管前口袋应符合规定要求。 二、下套管前检查验收 1、资料准备 钻井队应及时收集齐油层顶界、油层底界、短套管位置、阻流环位置、套管下深、水泥返高、分级箍位置（双级固井）、井斜、井径和井温、油气层数据。 2、套管检查 a) 钻井队检查三证两单，“三证”即产品质量证

套管钻井技术

谈套管钻井技术在钻井现场的应用 本文来自: 全球石油化工网详细出处参考https://www.docsj.com/doc/4d15328830.html,/news/html/201203/68110.html 随着钻井技术的发展,勘探、开发、采油过程中人们对地下油藏的逐步认识,套管钻井技术在大庆油田得到了研究与试验。通过现场试验,油层钻遇情况、工期控制、成本控制等达到了预期效果,说明套管钻井技术工艺的设计符合现场试验要求。套管钻井过程中,着重注意以下几个方面问题: 1 套管钻井应用的范围 1.1套管钻井适用于油层埋藏深度比较稳定的油区。 由于套管钻井完井后直接固井完井,然后射孔采油,没有测井工艺对储层深度的测量、储层发育情况的评价,故此要求油层发育情况及埋藏深度必须稳定,这样套管钻井的深度设计才有了保证。 1.2适用于发育稳定,地层倾角小的区域。 由于套管钻井过程中不可避免地存在井斜,井斜影响结果就是导致完钻井深和垂深存在差异,井斜越大,这种差异越大。而地层倾角的大小、裂缝、断层等的发育情况,对井斜的影响起着重要作用。因此设计套管钻井区域地层倾角要小,裂缝、断层为不发育或欠发

育,才有利于套管钻井中井斜的控制。 2 套管钻井中的准备条件 就位钻机基座必须水平,为设备平稳运转及钻井过程中的防斜打直创造良好的条件。 套管钻井中所选择套管必须是梯形扣套管,因其丝扣最小抗拉强度是同规格型号圆形扣套管的2倍左右,能有效增大套管钻井过程中的安全系数;其次梯形扣套管,便于操作过程中上卸扣钻头优选条件必须满足施工中扭矩尽可能小,水马力适中的原则。根据扭矩的情况,可以考虑选择牙轮钻头和PDC钻头。因牙轮钻头数滚动钻进,能有效减少转盘及套管扭矩,但其要求钻压较大,不利于套管柱的防斜。PDC钻头需钻压小,一般(20-60KN),钻进速度较快,套管柱所受弯曲应力小,扭矩小,符合选择要求。在选择钻头的同时,还要求选好水眼。水眼过小,总泵压高,对套管内壁冲蚀严重,长时间高压容易损坏套管;水眼过大,钻头处冲击力低,将影响钻井速度。 3 套管钻井施工中需注意几方面问题 3.1井斜控制问题 套管钻井过程中,井斜控制是首要问题,井斜直接影响到所钻井眼的垂直深度。也就是说油层的埋藏深度与所钻实际深度能否相稳合,关键取决于井斜。控制

钻井队通井、下套管技术措施

仅供参考[整理] 安全管理文书 钻井队通井、下套管技术措施 日期：__________________ 单位：__________________ 第1 页共7 页

钻井队通井、下套管技术措施 一、通井技术措施 1、钻具结构以8寸井眼为例：应用215.9mm钻头+扶正器+钻铤+ 加重钻杆+钻杆的钻具结构通井（扶正器大小和加放位置根据现场井下实际情况定），下钻中途，避开造斜井段和薄弱易漏地层打通循环钻井液。 2、在斜井段要严格控制下钻速度，遇阻严禁硬压强下，开泵循环划眼通过，以上提下放为主，避免划出新井眼。 3、下钻到井底后，先小排量平稳开泵，待井下情况正常后再逐渐增大至正常钻进排量充分循环钻井液，循环清洗井眼时间不少于2周，震动筛处无明显岩屑；循环过程中，严密监视钻井液性能变化，起钻前，要循环观察有无油气侵，并停泵观察有无溢流，确认井下无溢流后方可起钻。起钻前在斜井段打入加润滑剂的钻井液封闭斜井段。 4、起钻前搞好短起下作业，达到不阻不卡，确保井眼畅通;起钻过程中，在油层井段严禁使用高速档，防止抽汲诱发溢流或井喷。 5、对于油气活跃的井，必须在压稳后再进行下套管作业。 6、对于漏失井，必须进行堵漏作业，井下正常后方可进行下套管作业。 7、钻井液性能须满足下套管固井作业要求。 8、下套管前口袋应符合规定要求。 二、下套管前检查验收 1、资料准备 钻井队应及时收集齐油层顶界、油层底界、短套管位置、阻流环位置、套管下深、水泥返高、分级箍位置（双级固井）、井斜、井径和井 第 2 页共 7 页

温、油气层数据。 2、套管检查 a)钻井队检查三证两单，三证即产品质量证明书，商品检验证（石油专用管材检验报告），生产检验证（石油专用管材检验证明书）。两单即送井套管清单，套管送井验收单; b)井场套管由钻井工程师、录井工程师负责组织检查和丈量，对套管进行通径、丝扣检查与清洗，并分别并对长度进行复核; c)送井套管应符合设计要求; d)必须使用专用工具、车辆装卸套管; e)送井套管卸车前要带内外螺纹护丝; f)井场套管要整齐平放在管架上，管架台高离地面30厘米以上； g)严格按套管柱设计排列下井顺序并编号，填写下井套管记录。备用套管和检查不合格套管标出明显记号，与下井套管分开摆放。 3、套管附件检查 a)检验套管附件质量清单，与套管相连接的螺纹要进行合扣检查; b)仔细丈量短套管、浮箍、引鞋、分级箍、封隔器等套管附件，记录其主要尺寸、钢级、扣型、壁厚、产地等，尤其是内径要与套管相一致，并将其长度和下井顺序编入套管记录，短套管必须进行通径、丝扣检查与清洗。 4、下套管工具及设备检查 a)下套管工具应配备齐全，确保灵活可靠; b)下套管专业服务队提供下套管专用的套管钳及配套工具、仪表，使用前进行认真仔细的检查，保证运转正常，仪表准确；入井每根套管的上扣扭矩必须有准确的记录，并向钻井队提供; 第 3 页共 7 页

钻井队通井、下套管技术措施正式样本

文件编号：TP-AR-L7336 In Terms Of Organization Management, It Is Necessary To Form A Certain Guiding And Planning Executable Plan, So As To Help Decision-Makers To Carry Out Better Production And Management From Multiple Perspectives. （示范文本） 编制：_______________ 审核：_______________ 单位：_______________ 钻井队通井、下套管技术措施正式样本

钻井队通井、下套管技术措施正式 样本 使用注意：该解决方案资料可用在组织/机构/单位管理上，形成一定的具有指导性，规划性的可执行计划，从而实现多角度地帮助决策人员进行更好的生产与管理。材料内容可根据实际情况作相应修改，请在使用时认真阅读。 一、通井技术措施 1、钻具结构以8寸井眼为例：应用215.9mm钻 头+扶正器+钻铤+加重钻杆+钻杆的钻具结构通井（扶 正器大小和加放位置根据现场井下实际情况定），下 钻中途，避开造斜井段和薄弱易漏地层打通循环钻井 液。 2、在斜井段要严格控制下钻速度，遇阻严禁硬 压强下，开泵循环划眼通过，以上提下放为主，避免 划出新井眼。 3、下钻到井底后，先小排量平稳开泵，待井下

情况正常后再逐渐增大至正常钻进排量充分循环钻井液，循环清洗井眼时间不少于2周，震动筛处无明显岩屑；循环过程中，严密监视钻井液性能变化，起钻前，要循环观察有无油气侵，并停泵观察有无溢流，确认井下无溢流后方可起钻。起钻前在斜井段打入加润滑剂的钻井液封闭斜井段。 4、起钻前搞好短起下作业，达到不阻不卡，确保井眼畅通;起钻过程中，在油层井段严禁使用高速档，防止抽汲诱发溢流或井喷。 5、对于油气活跃的井，必须在压稳后再进行下套管作业。 6、对于漏失井，必须进行堵漏作业，井下正常后方可进行下套管作业。 7、钻井液性能须满足下套管固井作业要求。 8、下套管前口袋应符合规定要求。

套管钻进及其在地质勘探中的应用前景

收稿日期:2010-06-07 作者简介:张伟(1954-),男(汉族),湖北恩施人,中国地质调查局汶川地震科学钻探工程中心总工程师、教授级高级工程师,探矿工程专业,博士,从事科学钻探工作,北京市西城区阜外大街45号院,z h ang w e@i w fs https://www.docsj.com/doc/4d15328830.html, 。 套管钻进及其在地质勘探中的应用前景 张 伟 (中国地质调查局汶川地震科学钻探工程中心,北京100037) 摘 要:介绍了石油钻井领域的一项新技术 套管钻井技术的特点、优点、发展历程和研究应用现状;分析了套管钻进技术用于地质钻探的优点和推广应用前景;提出了地质勘探套管钻进技术研究的主要内容和项目建议。关键词:套管钻进;地质勘探;应用前景 中图分类号:P 634 文献标识码:A 文章编号:1672-7428(2010)07-0001-03 Casing Dr illi ng and ItsApp li cation Prospects in G eo l ogical E xp l orati on D rilli ng /ZHANG W ei (W enchuan Earthquake Sc i entifi c D r illi ng Eng i nee ri ng Center ,Ch i na G eolog i ca l Survey ,Be iji ng 100037,Ch i na)Abstrac t :Th is article i ntroduces casi ng dr illi ng,a new drilli ng techno l ogy i n pe tro leum drilli ng fi e l d ,re ferri ng to its cha r ac teristics ,advantag es ,develop ment h i story and curren t sta t us o f its resea rch and appli cation .T he po ssi b l e advantages and app licati on prospects of casi ng drilli ng i n geo l og ica l exp l o ration drilli ng are analyzed and proposa ls on t he research and de ve l op m ent of cas i ng dr illi ng techno l ogy f o r geo l og ical expl o ra ti on have been put fo r wa rd .K ey word s :casi ng drilli ng;geo l og ica l exp l o ration ;appli cation pro spects 套管钻进在石油钻井领域被称为套管钻井,是指在钻井过程中,直接利用套管代替钻杆来完成钻井作业,即用套管代替钻杆和钻铤,边钻进边下套管,完钻后作钻柱用的套管留在井内作完井用。套管钻井技术将钻进和下套管合二为一,钻头和井下工具的起下在套管内进行,利用钢丝绳实现不提钻更换钻头、钻具,不再需要常规的起下钻作业。因此套管钻井能够节省起下钻时间,提高施工效率,大幅度节约钻井成本 [1] 。套管钻井是目前石油钻井领 域的一项新型的、正得到日益广泛应用的钻井技术。该技术的原理完全适用于地质钻探,该技术的优点同样可在地质钻探施工得到充分体现。1 套管钻井施工的特点和优点1.1 套管钻井施工的特点[1] (1)套管钻井使用标准的油井套管,钻井和下 套管作业同时进行; (2)井底钻具组合装在套管柱的下端,靠钢丝绳进行更换钻头作业,在取出钻头和取心工具过程 中可保持泥浆连续循环; (3)套管钻井施工中可实施许多常规的钻井作业,如定向钻井、注水泥、测井、取心和试井等作业; (4)套管钻井采用标准的油田套管,唯一不同的是,套管接箍或螺纹需要改进,以便提供钻井所需 要的扭矩。 1.2 套管钻井施工的优点 [1] (1)减少起下钻的时间; (2)节省与钻杆和钻铤有关的采购、运输、检验、维护和更换的费用; (3)因为井筒内始终有套管,也不再有起下钻杆时对井筒内的抽吸作用,使井控状况得到改善; (4)消除了因起下钻杆带来的抽吸作用和压力脉动; (5)用钢丝绳起下钻头时能保持泥浆连续循环,可防止钻屑聚集,也减少了井涌的发生; (6)改善环空上返流速,一方面可减少钻机泥浆泵的配备功率,另一方面可改善岩屑的携出状况; (7)可以减小钻机尺寸、简化钻机结构、降低钻机费用(套管钻井是基于单根套管进行的,不再需要采用类似双根或三根钻杆构成的立根钻井方式,因此井架高度可以减小,底座的重力可以减轻);(8)钻机更加轻便,易于搬迁和操作,人工劳动量及费用都将减少; (9)根据Tesco 公司的测算,打一口10000ft(1ft=0.3048m )的井,可节省钻井时间约30%。2 套管钻井技术的发展历程和现状2.1 套管钻井的发展历程 1 2010年第37卷第7期 探矿工程(岩土钻掘工程)

钻井队通井、下套管技术措施通用范本

内部编号：AN-QP-HT350 版本/ 修改状态：01 / 00 The Production Process Includes Determining The Object Of The Problem And The Scope Of Influence, Analyzing The Problem, Proposing Solutions And Suggestions, Cost Planning And Feasibility Analysis, Implementation, Follow-Up And Interactive Correction, Summary, Etc. 编辑：__________________ 审核：__________________ 单位：__________________ 钻井队通井、下套管技术措施通用范 本

钻井队通井、下套管技术措施通用范本 使用指引：本解决方案文件可用于对工作想法的进一步提升，对工作的正常进行起指导性作用，产生流程包括确定问题对象和影响范围，分析问题提出解决问题的办法和建议，成本规划和可行性分析，执行，后期跟进和交互修正，总结等。资料下载后可以进行自定义修改，可按照所需进行删减和使用。 一、通井技术措施 1、钻具结构以8寸井眼为例：应用215.9mm钻头+扶正器+钻铤+加重钻杆+钻杆的钻具结构通井（扶正器大小和加放位置根据现场井下实际情况定），下钻中途，避开造斜井段和薄弱易漏地层打通循环钻井液。 2、在斜井段要严格控制下钻速度，遇阻严禁硬压强下，开泵循环划眼通过，以上提下放为主，避免划出新井眼。 3、下钻到井底后，先小排量平稳开泵，待井下情况正常后再逐渐增大至正常钻进排量充分循环钻井液，循环清洗井眼时间不少于2

钻井队通井、下套管技术措施(新版)

Safety is the goal, prevention is the means, and achieving or realizing the goal of safety is the basic connotation of safety prevention. （安全管理） 单位：___________________ 姓名：___________________ 日期：___________________ 钻井队通井、下套管技术措施(新 版)

钻井队通井、下套管技术措施(新版)导语：做好准备和保护，以应付攻击或者避免受害，从而使被保护对象处于没有危险、不受侵害、不出现事故的安全状态。显而易见，安全是目的，防范是手段，通过防范的手段达到或实现安全的目的，就是安全防范的基本内涵。 一、通井技术措施 1、钻具结构以8寸井眼为例：应用215.9mm钻头+扶正器+钻铤+加重钻杆+钻杆的钻具结构通井（扶正器大小和加放位置根据现场井下实际情况定），下钻中途，避开造斜井段和薄弱易漏地层打通循环钻井液。 2、在斜井段要严格控制下钻速度，遇阻严禁硬压强下，开泵循环划眼通过，以上提下放为主，避免划出新井眼。 3、下钻到井底后，先小排量平稳开泵，待井下情况正常后再逐渐增大至正常钻进排量充分循环钻井液，循环清洗井眼时间不少于2周，震动筛处无明显岩屑；循环过程中，严密监视钻井液性能变化，起钻前，要循环观察有无油气侵，并停泵观察有无溢流，确认井下无溢流后方可起钻。起钻前在斜井段打入加润滑剂的钻井液封闭斜井段。 4、起钻前搞好短起下作业，达到不阻不卡，确保井眼畅通;起钻过程中，在油层井段严禁使用高速档，防止抽汲诱发溢流或井喷。

钻井队通井、下套管技术措施正式版

In the schedule of the activity, the time and the progress of the completion of the project content are described in detail to make the progress consistent with the plan.钻井队通井、下套管技术 措施正式版

钻井队通井、下套管技术措施正式版 下载提示：此解决方案资料适用于工作或活动的进度安排中，详细说明各阶段的时间和项目内容完成 的进度，而完成上述需要实施方案的人员对整体有全方位的认识和评估能力，尽力让实施的时间进度 与方案所计划的时间吻合。文档可以直接使用，也可根据实际需要修订后使用。 一、通井技术措施 1、钻具结构以8寸井眼为例：应用215.9mm钻头+扶正器+钻铤+加重钻杆+钻杆的钻具结构通井（扶正器大小和加放位置根据现场井下实际情况定），下钻中途，避开造斜井段和薄弱易漏地层打通循环钻井液。 2、在斜井段要严格控制下钻速度，遇阻严禁硬压强下，开泵循环划眼通过，以上提下放为主，避免划出新井眼。 3、下钻到井底后，先小排量平稳开泵，待井下情况正常后再逐渐增大至正常

钻进排量充分循环钻井液，循环清洗井眼时间不少于2周，震动筛处无明显岩屑；循环过程中，严密监视钻井液性能变化，起钻前，要循环观察有无油气侵，并停泵观察有无溢流，确认井下无溢流后方可起钻。起钻前在斜井段打入加润滑剂的钻井液封闭斜井段。 4、起钻前搞好短起下作业，达到不阻不卡，确保井眼畅通;起钻过程中，在油层井段严禁使用高速档，防止抽汲诱发溢流或井喷。 5、对于油气活跃的井，必须在压稳后再进行下套管作业。 6、对于漏失井，必须进行堵漏作业，井下正常后方可进行下套管作业。

钻井新技术及发展方向分析

钻井新技术及发展方向分析 1 钻井技术新进展 1.1石油钻机 钻机是实现钻井目的最直接的装备,也直接关系到钻井技术进步。近年来,国外石油钻机能力不断增强,自动化配套进一步完善,使钻机具备更健康、安全、环保的功能,并朝着不断满足石油工程需要的方向发展。主要进展有: (1) 采用模块化结构设计,套装式井架,减少钻机的占地面积,提高钻机移运性能,降低搬家安装费用。 (2) 高性能的“机、电、液”一体化技术促进石油钻机的功能进一步完善。 (3) 采用套管和钻杆自动传送、自动排放、铁钻工和自动送钻等自动化工具,提高钻机的智能化水平,为提高劳动生产率创造条件。 1.2随钻测量技术 1.2.1随钻测量与随钻测井技术 21 世纪以来, 随钻测量(MWD) 和随钻测井(LWD) 技术处于强势发展之中,系列不断完善,其测量参数已逐步增加到近20种钻井工程和地层参数,仪器距离钻头越来越近。与前几年的技术相比,目前,近钻头传感器离钻头只有0.5～2 m 的距离,可靠性高,稳定性强,可更好地评价油、气、水层,实时提供决策信息,有助于避免井下复杂情况的发生,引导井眼沿着最佳轨迹穿过油气层。由于该技术的市场价值大,世界范

围内有几十家公司参与市场竞争,其中斯伦贝谢、哈里伯顿和贝克休斯3 家公司处于领先地位。 1.2.2电磁波传输式随钻测量技术 为适应气体钻井、泡沫钻井和控压钻井等新技术快速发展的需要,电磁波传输MWD(elect romagnetic MWD tool s ,EM MWD) 技术研究与应用已有很大进展,测量深度已经达到41420 km。 1.2.3随钻井底环空压力测量技术 为适应欠平衡钻井监测井筒与储层之间负压差的需要,哈里伯顿、斯伦贝谢和威德福等公司研制出了随钻井底环空压力测量仪（annular pressure measurement while drilling，APWD) ,在钻井过程中可以实时测量井底环空压力,通过MWD 或EMMWD 实时将数据传送到地面,指导欠平衡钻井作业。 1.2.4 随钻陀螺测试技术 美国科学钻井公司将航天精确陀螺定向仪封装在MWD 仪器中研制出随钻陀螺测试仪( gyro measurement-while-drilling ,gMWD) ,截至2007 年底,gMWD 已经在美国的多分支井中成功应用数百口井,特别是在需要精确定向或对接井中起到了关键作用。 1.2.5 井下随钻诊断系统 美国研究人员开发出了井下随钻诊系统(diagnostics-whiledrilling，DWD)包括井下温度、压力、钻头钻压、钻头扭矩、井斜方位和地层参数等各种参数测量仪器,高速实时数据传输系统及其相关的仪器,地面