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摘要：依据长庆油田二次加快发展、探索黄土塬地貌工厂化作业的发展目标与任务，陇东区域长7高产储层水平井水平段不断增长，位垂比不断增加，因井型结构限制、施工周期限制，完井套管安全、快速下入难度较大。随着套管悬浮器的应用达到了高效下完井套管的目的，但现场应用过程中也显现出了一些问题，本文通过分析与经验总结形成了一套套管悬浮器安全下入与正确使用的方法，已期对后续的施工提供一定的借鉴。
关键词：长水平段；套管悬浮器；现场应用
引言
长水平段水平井的大范围开发投产对长庆油田陇东区域增储上产，提高采收率至关重要，本着“奉献能源，创造和谐”的宗旨与要求，大井丛施工、工厂化作业、持续提高采收率、快速建产成为必然趋势。在油田钻井工程方面，通过不断提速提效的突破创新，形成了一套高效技术集成，本文主要对快速完井技术进行介绍。
1 陇东长水平段水平井施工现状
1.1 施工区域特点
陇东区块长水平段水平井集中在为宁县、华池2个区块。宁县区块相对目的层垂深较浅、设计平均水平段1500米左右，油层钻遇率高，泥岩累计段长相对较短。华池区块目的层垂深2000米左右、设计水平段1500米至3000米不等、位垂比较大，相对泥岩段多、累计泥岩段长、摩阻大、因地层打开周期长，泥岩段不同程度坍塌现象较为普遍。
1.2 结构与干扰现状
因产能建设单位降本开发的现实需要，陇东区域内油井开发井均为二开井身结构，只是采用表层套管封固200米至300米不等的黄土层，导致裸眼段长、且长期曝露，裸眼段漏失现象较为普遍。
另，因开采老区多层系的注水开发，储层连通性好，钻遇异常高压区概率倍增；随着快速建产的工作要求，长7储层采用钻试分区同作的模式工厂化施工，水平段出水情况增多；体积压裂试油压裂技术的大范围推广，使长7储层连通性更好，且发现有与其他产层互通现象；一旦发生出水，压力释放周期及强度均无法通过已有经验进行准确判断。
因钻遇泥岩的概率不断增加，井筒坍塌风险不断增大。
基于以上因素，为达到安全施工的目的，在钻完井作业中对钻井液密度设计及作业中激动压力的控制显得尤为重要，同时井筒压力平衡更为精细。
1.3 2018年度区域应用分析
工厂化施工、钻试投分区同作的模式，在生产节点控制上要求较高，施工周期及施工成本控制压力较大。2018年度，区域内各区块大位移水平井开发，完井作业中均使用了套管悬浮器工具，以应对井漏、压力激动诱发出水、岩屑床形成摩阻等不利于快速、安全施工的因素。
2套管悬浮器的作用原理
套管悬浮器是一种起到隔断套管内腔，在下完井套管作业中使水平段套管处于常压封闭，形成水平段套管处于悬浮状态，从而降低岩屑床产生的套管下行阻力，达到快速施工的目的。隔断位置可承受上部管内静压，待作业结束后通过配合胶塞与泵压作用达到管串与环空建立循环的作用。
该工具与产层套管钢级、壁厚、扣型相符，现场连接简单易操作；具有中途不循环、工具上部灌漿避免套管挤压变形的特点。避免了中途循环产生压力激动诱发井漏、溢流的风险，降低了地层吸附粘卡套管的风险。
3现实需要与改进成果
因水平段长，岩屑床的形成无法避免，期望通过通井措施修整井壁、依赖钻井液携砂能力完全消除岩屑床的目的无法实现；且通过调整钻井液性能达到降摩减阻效果，周期长、成本高。同时也因周期的延长增大了井筒出水的可能、增大了泥岩垮塌的可能。
完井后泥浆处理性能要求是在携砂的基础上更加强调润滑作用，但摩阻仍较大，完井下套管施工难度及风险仍然较大。在产层泥岩含量高，裸眼段漏失严重，注水开发区域出水现象普遍的情况下，下套管施工中途循环存在一定的井漏、诱发溢流风险；存在完井周期长，泥岩长时间曝露垮塌套管埋卡风险。
2016年度区域内长7储层开始大范围开发，因地层认识及施工难度总结不足，导致完井下套管阻卡率高达28%，时效损失及经济损失较大。2017年度区域内引入套管悬浮器，完井下套管阻卡率下降到8%，使用效果显著；但是发生的2起阻卡事故，均为悬浮器内滑套卡簧熔缩变形无法打开导致，处理难度大。2018年经对下胶塞卡簧进行改进后，该工具适用范围更加宽泛，适应井温180度内、垂深1950米-4350之间、密度1.20g/cm3-1.50g/cm3之间使用。
4现场应用管理重点
4.1 井筒准备
4.1.1 通井措施
单扶组合：?215.9mm牙轮钻头+?165mm钻铤（1根）+?127mm普通钻杆，通至井底。如遇阻则进行提拉、直至可顺利通过，通井到井底为止。调整钻井液润滑性，循环1周以上，至保证摩阻控制在直井段套管悬重50%以内，如不能实现进行双扶通井破坏岩屑床。
4.1.2 下套管前钻井液润滑性能调整
下套管前井浆中加入润滑剂，水平段润滑剂含量5-6%，洛河段润滑剂含量3-4%。如水平段超2500米，加入玻璃微珠等机械性润滑剂，使润滑剂的含量达到20%，最大限度的降低摩阻。
4.2 套管悬浮器使用过程控制
4.2.1 工具送井装卸过程轻拿轻放，避免悬浮器及相关附件受损；附件到井后对浮箍、浮鞋进行水介质反向密封试验，对套管悬浮器进行正、反向密封试验；如发现密封失效及时进行更换。
4.2.2 套管悬浮器安装过程中，禁止动力钳在其本体上上卸扣，保证上扣扭矩达到设计要求。
4.2.3 套管悬浮器入井前管内不进行灌浆，入井后执行每下25--30根灌浆一次；泥浆含沙量控制在0.5-0.6、切力8-12。
4.2.4 虽然管内灌入泥浆经过固控设备净化处理，但随着套管柱下行惯性趋势，固相下沉在所难免，因此套管悬浮器打开应在套管内灌满泥浆的情况下单凡尔顶通，避免固相压实造成打开压力高。
5 使用情况
陇东区域2018年陇东区域共计使用套管悬浮器 42套，均未发生质量事故；平均单井完井周期缩短7.5小时，累计节约成本约114万元。该工具的有效应用在钻井提速提效、安全完井方面效果显著。
6 存在的问题及建议
6.1 压力膜片打开压力不明显
华X-1井打开过程明显，但下胶塞压力膜片破损显示不明显，不能根据泵入排量及压力膜片破裂时立压变化第一时间判定内滑套是否到底。
建议：更换膜片材料或增加膜片厚度。
6.2 泥浆净化环节需要细化
套管悬浮器内滑套打开过程中，XX-2井采用钻井泵单凡尔反复憋压10MPA打开、XX-3井13MPA打开，打开压力高，经过原因分析判定为钻井泥浆罐清理不彻底、钻井泵滤子内含有大颗粒固相材料，管内下沉压实作用导致打开压力高；存在压实无法打开的可能。
建议：下套管前彻底清理泥浆罐及冲洗地面循环管汇。
6.3 管内灌浆严格执行标准
管内灌浆灌入量不符合要求，漂浮打开排空置换周期长，容易造成循环开泵困难。
（作者单位：中国石油川庆钻探工程有限公司长庆钻井总公司）
关键词：长水平段；套管悬浮器；现场应用
引言
长水平段水平井的大范围开发投产对长庆油田陇东区域增储上产，提高采收率至关重要，本着“奉献能源，创造和谐”的宗旨与要求，大井丛施工、工厂化作业、持续提高采收率、快速建产成为必然趋势。在油田钻井工程方面，通过不断提速提效的突破创新，形成了一套高效技术集成，本文主要对快速完井技术进行介绍。
1 陇东长水平段水平井施工现状
1.1 施工区域特点
陇东区块长水平段水平井集中在为宁县、华池2个区块。宁县区块相对目的层垂深较浅、设计平均水平段1500米左右，油层钻遇率高，泥岩累计段长相对较短。华池区块目的层垂深2000米左右、设计水平段1500米至3000米不等、位垂比较大，相对泥岩段多、累计泥岩段长、摩阻大、因地层打开周期长，泥岩段不同程度坍塌现象较为普遍。
1.2 结构与干扰现状
因产能建设单位降本开发的现实需要，陇东区域内油井开发井均为二开井身结构，只是采用表层套管封固200米至300米不等的黄土层，导致裸眼段长、且长期曝露，裸眼段漏失现象较为普遍。
另，因开采老区多层系的注水开发，储层连通性好，钻遇异常高压区概率倍增；随着快速建产的工作要求，长7储层采用钻试分区同作的模式工厂化施工，水平段出水情况增多；体积压裂试油压裂技术的大范围推广，使长7储层连通性更好，且发现有与其他产层互通现象；一旦发生出水，压力释放周期及强度均无法通过已有经验进行准确判断。
因钻遇泥岩的概率不断增加，井筒坍塌风险不断增大。
基于以上因素，为达到安全施工的目的，在钻完井作业中对钻井液密度设计及作业中激动压力的控制显得尤为重要，同时井筒压力平衡更为精细。
1.3 2018年度区域应用分析
工厂化施工、钻试投分区同作的模式，在生产节点控制上要求较高，施工周期及施工成本控制压力较大。2018年度，区域内各区块大位移水平井开发，完井作业中均使用了套管悬浮器工具，以应对井漏、压力激动诱发出水、岩屑床形成摩阻等不利于快速、安全施工的因素。
2套管悬浮器的作用原理
套管悬浮器是一种起到隔断套管内腔，在下完井套管作业中使水平段套管处于常压封闭，形成水平段套管处于悬浮状态，从而降低岩屑床产生的套管下行阻力，达到快速施工的目的。隔断位置可承受上部管内静压，待作业结束后通过配合胶塞与泵压作用达到管串与环空建立循环的作用。
该工具与产层套管钢级、壁厚、扣型相符，现场连接简单易操作；具有中途不循环、工具上部灌漿避免套管挤压变形的特点。避免了中途循环产生压力激动诱发井漏、溢流的风险，降低了地层吸附粘卡套管的风险。
3现实需要与改进成果
因水平段长，岩屑床的形成无法避免，期望通过通井措施修整井壁、依赖钻井液携砂能力完全消除岩屑床的目的无法实现；且通过调整钻井液性能达到降摩减阻效果，周期长、成本高。同时也因周期的延长增大了井筒出水的可能、增大了泥岩垮塌的可能。
完井后泥浆处理性能要求是在携砂的基础上更加强调润滑作用，但摩阻仍较大，完井下套管施工难度及风险仍然较大。在产层泥岩含量高，裸眼段漏失严重，注水开发区域出水现象普遍的情况下，下套管施工中途循环存在一定的井漏、诱发溢流风险；存在完井周期长，泥岩长时间曝露垮塌套管埋卡风险。
2016年度区域内长7储层开始大范围开发，因地层认识及施工难度总结不足，导致完井下套管阻卡率高达28%，时效损失及经济损失较大。2017年度区域内引入套管悬浮器，完井下套管阻卡率下降到8%，使用效果显著；但是发生的2起阻卡事故，均为悬浮器内滑套卡簧熔缩变形无法打开导致，处理难度大。2018年经对下胶塞卡簧进行改进后，该工具适用范围更加宽泛，适应井温180度内、垂深1950米-4350之间、密度1.20g/cm3-1.50g/cm3之间使用。
4现场应用管理重点
4.1 井筒准备
4.1.1 通井措施
单扶组合：?215.9mm牙轮钻头+?165mm钻铤（1根）+?127mm普通钻杆，通至井底。如遇阻则进行提拉、直至可顺利通过，通井到井底为止。调整钻井液润滑性，循环1周以上，至保证摩阻控制在直井段套管悬重50%以内，如不能实现进行双扶通井破坏岩屑床。
4.1.2 下套管前钻井液润滑性能调整
下套管前井浆中加入润滑剂，水平段润滑剂含量5-6%，洛河段润滑剂含量3-4%。如水平段超2500米，加入玻璃微珠等机械性润滑剂，使润滑剂的含量达到20%，最大限度的降低摩阻。
4.2 套管悬浮器使用过程控制
4.2.1 工具送井装卸过程轻拿轻放，避免悬浮器及相关附件受损；附件到井后对浮箍、浮鞋进行水介质反向密封试验，对套管悬浮器进行正、反向密封试验；如发现密封失效及时进行更换。
4.2.2 套管悬浮器安装过程中，禁止动力钳在其本体上上卸扣，保证上扣扭矩达到设计要求。
4.2.3 套管悬浮器入井前管内不进行灌浆，入井后执行每下25--30根灌浆一次；泥浆含沙量控制在0.5-0.6、切力8-12。
4.2.4 虽然管内灌入泥浆经过固控设备净化处理，但随着套管柱下行惯性趋势，固相下沉在所难免，因此套管悬浮器打开应在套管内灌满泥浆的情况下单凡尔顶通，避免固相压实造成打开压力高。
5 使用情况
陇东区域2018年陇东区域共计使用套管悬浮器 42套，均未发生质量事故；平均单井完井周期缩短7.5小时，累计节约成本约114万元。该工具的有效应用在钻井提速提效、安全完井方面效果显著。
6 存在的问题及建议
6.1 压力膜片打开压力不明显
华X-1井打开过程明显，但下胶塞压力膜片破损显示不明显，不能根据泵入排量及压力膜片破裂时立压变化第一时间判定内滑套是否到底。
建议：更换膜片材料或增加膜片厚度。
6.2 泥浆净化环节需要细化
套管悬浮器内滑套打开过程中，XX-2井采用钻井泵单凡尔反复憋压10MPA打开、XX-3井13MPA打开，打开压力高，经过原因分析判定为钻井泥浆罐清理不彻底、钻井泵滤子内含有大颗粒固相材料，管内下沉压实作用导致打开压力高；存在压实无法打开的可能。
建议：下套管前彻底清理泥浆罐及冲洗地面循环管汇。
6.3 管内灌浆严格执行标准
管内灌浆灌入量不符合要求，漂浮打开排空置换周期长，容易造成循环开泵困难。
（作者单位：中国石油川庆钻探工程有限公司长庆钻井总公司）