汪曦

摘 要：大位移井水平段下套管因为摩阻大、管串屈曲、套管弱抗扭性能等因素，在不使用特殊工具的情况下很难往下传递重量和扭矩，导致套管下入困难或无法下至预定位置。本文介绍了古巴两口大位移井在长水平段通过摩阻分析、优选无接箍套管、使用CRTi下套管工具和漂浮工艺成功下入了10 3/4”、9 5/8”和8 5/8”套管，总结了现场大位移井水平段下套管的一些经验做法。

关键词：大位移井;下套管;摩阻分析;无节箍套管;CRTi;漂浮工艺

VDW-1009井和VDW-1008井是古巴国家石油公司（CUPET）在巴拉德罗油田西部布局的两口难度极大的海油陆采大位移水平井，设计井深均在8000m以上，由长城钻探GW91队施工。VDW地区的大位移井具有垂深浅、裸眼水平段长、井身结构复杂等特点，制约着完井作业效率。通过摩阻分析、优选套管、采用新工具和工艺，该地区逐渐摸索出了一套较为有效的大位移井下套管经验。

1 VDW-1009井施工工艺

VDW-1009井设计井深8000m，设计六开次，垂深、水平位移分别为1678m、7068.81m，水垂比4.2。该井共钻2个分支，主井眼完钻井深6891m，水平位移5933.79m，垂深1580.95m，最大井斜89.21°，方位346.13°，水垂比3.75;东分支完钻井深6850m，进尺683m，水平位移5872.68m，垂深1553.54m，水垂比3.78;西分支完钻井深7018m，进尺895m，水平位移6005.08m，垂深1607.43m，水平段长度5302m，水垂比3.73。

1.1 VDW-1009的8 1/2”井眼情况介绍

该井四开8 1/2”井眼使用水基钻井液完钻于6099m，完钻密度1.60g/cm3。准备在3660m-6088m共2428m水平段下入K55-23# 7”尾管并挂于9 5/8”尾管内。四开钻进顶驱转速保持80-90rpm，后期的旋转扭矩高达48kNm。完钻后起出旋转导向BHA，更换为双稳定器通井BHA。划眼到底短起下钻1次然后起钻下尾管。

1.2 第一次下入尾管工艺