深井固井井眼准备及下套管技术

深井固井井眼准备

及下套管技术川庆钻探工程公司工程技术处二0一0年七月二十七日第一部分井眼准备及下套管技术一、井眼准备川渝地区地质构造复杂，地层承压能力低及井漏普遍存在，为确保套管柱下入和注水泥施工的安全顺利进行，因此井眼准备是下套管及注水泥施工作业前的最重要的工作之一。1、地层承压能力试验固井施工作业前应了解和掌握地层的三条压力曲线，即地层压力、地层漏失压力和地层破裂压力，固井施工最理想状态是使整个管柱环空当量液柱压力，大于地层压力而小于地层漏失压力，上述几条压力曲线是设计固井施工参数（水泥浆密度、注替排量等）的最重要依据。地层压力和地层破裂压力可通过钻井设计和实钻资料了解和掌握，而地层漏失压力多数情况下不得而知，常常需要对地层做承压试验来了解。在下套管作业前，通常采用三种方式对地层进行承压试验，即井口憋回压（其前提条件：在不发生静止井漏或循环井漏的情况下，井内静液柱压力与憋压值之和折算为当量泥浆密度应小于上层套管鞋处地层破裂压力梯度，否则不能采用）、加重钻井液摸拟固井施工压力和加大循环排量摸拟固井施工压力，或上述几种的综合应用，如龙岗构造、九龙山构造、七里北构造等各构造的井普遍进行了承压试验，根据试压结果最终确定施工方案和施工主要参数。2、堵漏及提高地层承压能力为了满足固井施工安全和固井质量要求，对于实钻中发生井漏和承压试验发生漏失的井，都必须进行堵漏作业。针对不同漏失性质分别采取颗粒级配的复合堵漏材料、随钻堵漏材料和注水泥堵漏等多种方法。九龙山构造的龙16井、龙17井和铁山坡构造的坡1-X2井等在下生产套管前，都耗费了大量物力、财力进行了长达数十天的堵漏及提高地层承压能力工作。3、 钻井液性能处理及循环固井施工作业前，钻井液性能是否得到优化处理和调整以及充分有效的循环对于固井作业安全和提高固井质量的严重影响愈来愈受到固井界工程技术人员的高度重视。充分认识到钻井与固井是两套不同的钻井液性能要求，钻井主要重视钻井液对砂屑的携带、悬浮和对井壁保护的能力，而固井则要求其具有较低的粘切和屈服值，使其易于被顶替；注水泥前对钻井液充分有效的循环有助于破坏其结构力、改善其流动性和对井筒的清洁、净化，更有利于确保施工安全和进一步提高水泥浆顶替效率。固井施工设计中即规范了固井对钻井液性能和钻井液的循环要求，彻底改变了以前固井前不管泥浆性能好坏，下完套管开泵正常即施工的习惯做法。4、 通井针对目前川渝地区所钻直井、定向井、水平井及井身结构情况，按照摸拟入井套管柱的刚性、尺寸的原则，规范和制定了从表层到油层的各层次套管下井前的各次通井钻具底部结构。确保各层次套管的安全顺利下入和扶正器安全加入，提高套管居中度。二、下套管技术下套管作业是固井工程中一个十分重要的关键环节，它是固井过程中作业时间最长、工作量最大的一道工序，同时也具有工序不断重复的特点。下套管作业的成功是固井施工的前提，在大多数情况下下套管成功即意味着80%的固井工作量已完成。尤其是随着钻井新工艺、新技术的快速发展和普遍推广应用，下套管作业在固井过程中占有愈来愈重要的位置，它不仅关系到固井施工能否顺利进行，也直接影响到固井质量的好坏。如套管柱是否下至设计井深，下套管柱过程中对井眼原平衡体系的影响（如原井内钻井流体与地层流体间形成的平衡体系、钻井液与井壁间形成的平衡稳定等是否遭到破坏），整个套管柱在井内的扶正居中情况等等。因此，下套管作业的重要性也愈来愈引起广大钻井和固井界工程技术人员的高度重视。下入大尺寸表层及技术套管遇阻的典型案例（一）川西地区的白马、松华、邛西等几个构造表层第四系岩性主要为长段未能胶结成岩的砾石层（俗称鹅卵石），其主要分布在井段20-200m范围。井眼实钻特点表现为井壁极不稳定、掉块严重，井径极不规则，井壁凸块较多、且易脱落。钻进中必须采用高粘膨润土钻井液对付该段砾石层。表层套管（通常下入244.5mm套管）主要封固上部第四系砾石层，为下开顺利钻进提供有利条件。下入的表层套管最初采用常规套管串结构即：引鞋+套管鞋+套管2-5根+浮箍+套管串。但下至数十米井深即遇阻，虽通过反复冲、压、顿、转，甚至开泵处理，仍不能顺利下至设计井深。经原钻具多次通井再多次下套管，仍无多大进展，始终难以顺利通过砾石层井段。1、 下套管遇阻的原因套管柱结构与井眼条件不匹配导致套管遇阻不能顺利下入。由于该构造地表存在长段未胶结砾石即大段杂乱堆积的鹅卵石，钻出的井径极不规则、井眼极不稳定（需用高粘钻井液护壁）。下入带引鞋和浮箍的常规套管柱遇阻后，首先采用冲、压、顿的方式处理，但因管柱重量太轻、井壁阻点太多根本不凑效；再拨转管柱时，由于管柱下端无切割齿难以拨划掉井壁上鹅卵石凸块，来消除沿途众多阻点，这就是此种情况下，套管不能顺利下入的真正原因。2、 解决套管遇阻的技术对策改进入井套管柱结构：取掉管柱下部引鞋、套管鞋和浮箍，采用不加任何套管附件的光管（可让套管遇阻拨划掉井壁上鹅卵石凸块部分进入套管内），只是将入井第一根套管的下端切割成铣齿状并带一定锥度。这样就完全解决了上述难题。（二）川北地区的射箭河构造的射箭1井、天井山构造的天井1井、矿山梁构造的矿2井等三口井分别采用（t444.5mm钻头、e660.4mm钻头、1444.5mm钻头一开，设计分别下入1339.7mm套管、e508mm套管、e339.7mm套管，分别至井深1576.85m、28m、474m。三口井下套管作业中都发生了反复遇阻现象，后经采用钻柱扶正器和扩大器反复通井扩划井眼，才最终将套管下至设计井深。据统计各井反复通井扩划和下套管作业分别耗时7天、5天、7天。1、 下套管遇阻的原因井身质量差、钻井及通井下部钻具结构不合理，是导致下入套管反复遇阻的主要原因。上述三井所属构造都隶属于四川盆地龙门山推覆体构造带，属断裂、褶皱和推覆体构造强烈、复杂的区域，上部地层倾角大、断裂发育，岩石硬度大、可钻性差、软硬交错，井眼易斜、易漏，井身质量差等是其主要的钻井地质特点。因此，各井一开或二开所钻井眼存在井径极不规则、井眼大“肚子”和井壁台阶较多、开眼不直，由于下入套管尺寸大、刚性大，不易弯曲避开井壁阻点，套管往往刚下入数十米井深即发生遇阻。因此时管柱刚性大、长度短更难弯曲，重量又轻，采用常规处理遇阻的方式（如冲、压、顿、转等）是无法将套管顺利下入的。2、 解决套管遇阻的技术对策开眼打直。校直井口、强化钻井技术措施，利用重量平衡法防止方钻杆偏斜而开出斜眼。尽可能设计采用刚性满眼钻具组合进行钻进。使用与钻头直径相近的单扶或多扶钻具结构（最好能在近钻头处加1只扶正器），一则可避免钻头钻遇软硬交错地层或非均质岩性时，钻头侧移导致井眼轨迹错动；二则可防止高钻压时钻铤弯曲使钻头偏斜影响井身质量。若没有采用刚性满眼钻具组合钻进，则必须采用摸拟套管刚性（摸拟长度不少于三根套管的总长）的钻具结构进行通井。利用扩大器加扶正器（扶正器直径最好与钻头直径相近）钻具结构，修整井壁、破除台肩，消除阻点以使井眼达到平滑通畅、无拐腿，以确保大尺寸套管一次性成功下至设计井深。（三）川西地区所属几个构造上的部分探井和开发井其技术套管设计下深一般在1000-1800m左右，固井目的主要封隔上部松软、易塌、易漏地层和地层破裂压力较低的井段，其套管鞋主要下至遂宁组顶部。由于上部地层松软易钻，且普遍采用PDC钻头并配以优质轻泥浆，日进尺达100-250m，很快便钻达固井深度进行下套管作业。部分井套管下至最后10m遇阻，个别井多达50-100m以上。遇阻后采用活动套管的方式处理无效，不得不开泵循环冲砂解阻。为此，至少需耗时2小时左右，多则需6-8小时并可能导致固井进度推迟一天。1、下套管遇阻的原因快速钻进技术措施不配套、井眼准备工作不充分，下套管作业正处在井眼不稳定周期内，是导致在此种情况下容易出现下部井眼遇阻的主要原因。2、解决套管遇阻的技术对策采用大排量、短起下钻，是在松软易钻地层中保证安全快速钻进的关键性技术措施。由于地层岩性松软易吸水膨胀导致井径缩小和井壁产生掉块垮塌，尤其是刚钻开的新井眼其稳定性更差，采用大排量钻进可以冲刷井壁防止缩径，短起下钻可以拉划井眼，将其处于不稳定状态的易掉、易垮岩石，通过划眼循环进行清理消除，以确保新井眼更加稳定和通畅。因此，实钻中应结合该构造地质岩性特点（岩石水敏性、稳定性等），根据井下情况确定连续钻进的进尺或时间以决定什么时间短起下钻。即使采取了上述技术措施，在下套管作业前还必须再一次进行通井作业。由于钻速快、钻进时间短，起下钻次数少，井眼仍处在不稳定周期内，通过短起下仍不能完全达到快速钻进井段井眼稳定的要求。当大尺寸套管柱下入井内时，因产生较大的压力激动和管柱对井壁的冲撞作用，会使井壁产生大量新的掉块甚至垮塌，同样也会导致下入套管柱遇阻。若短起下或最后通井作业中，发现井内仍有砂桥或井底沉砂，则应考虑配制高粘稠浆（粘度不小于100s，屈服值3-5Pa）不少于20m3（根据实际情况确定）。首先进行循环充分带砂以确保井眼清洁通畅，然后再注入井内垫底。复杂条件下成功下入大尺寸套管的典型案例（一）川北地区矿山梁构造的矿2井采用311.2mm钻头自井深476m钻至井深1901m，成功下入244.5mm套管至井深1878m固井。该井311.2mm裸眼长1425米，裸眼段最大井斜32.60°（井深1414m）。钻进中使用多种钻井液和多种钻井方法钻进及处理复杂情况，井眼状况极差，井眼大“肚子”及井壁大台阶较多。钻进中多次出现键槽卡钻和压差卡钻，下部井段起钻摩阻较大。在1000-1500米井段井眼状况最差，阻卡频繁，划眼困难。钻至固井深1901m后，下钻头带一柱钻铤通井，下至井深1016米遇阻，从此井深开始逐根向下划眼。常常是划过的井眼停泵后不能直接放入，需重新开泵划眼才能放入，中间没有出现能直接放入的井段，其间基本连续划眼。个别井段划眼困难，有时一根单根需反复划数次才能下入，返出砂样基本为页岩垮塌物碎块。下套管前下电测仪器数次均在1018-1084m遇阻，虽反复通井仍不能下入，后被迫放弃电测。矿2井在311.2mm井眼成功下入244.5m技术套管所采取的技术对策考虑到该井井眼条件很差，井下情况比较复杂,为减少下套管中途被卡的可能性，特采取特殊的通井措施。1、 采用加入扩大器的下部钻具组合进行三次通井作业。第一次通井钻具组合：①200mm铣鞋+①203mm钻铤扩大器1根（外径275mm）+①203mm随钻震击器+①203mm钻铤2根+①127mm钻杆第二次通井钻具组合：①200mm铣鞋+①203mm钻铤扩大器1根（外径275mm）+①203mm钻铤1根+①275mm扩大器+①203mm随钻震击器+①203mm钻铤2根+①127mm钻杆第三次通井钻具组合：①311.2mm钻头+①203mm钻铤扩大器1根（外径275mm）+①203mm钻铤1根+①275mm扩大器+①203mm钻铤1根+①275mm扩大器+①203mm随钻震击器+①203mm钻铤1根+①127mm钻杆2、 每次通井凡遇阻、卡井段必须经过多次提放钻具（或扩划眼），直至该段畅通无阻。每次下钻到底后必须大排量（40l/s以上）循环洗井两周，充分携带出井内岩屑。最后一趟通井到底后短起至井深1500m，再下至井底，若无阻卡则替入有效量为20m3稠浆，携带出井内岩屑，大排量（40l/s以上）洗井一周。3、 对钻井过程中和最近起下钻作业中出现遇阻、遇卡和划眼等复杂井段及下部各井段的摩阻情况，进行统计并在当班作业书中标注清楚。下钻作业中严防遇阻，遇阻吨位不能超过原悬重5吨，严格区分遇阻和摩阻，严防遇阻导致卡死钻具。4、 最后一次通井作业完成后起钻前注入固体润滑剂（3%）及防塌防卡润滑剂至裸眼井段500〜1901m,以减少下套管过程中的摩阻。5、 为了减少套管与井壁台阶的阻卡，在下部50根套管接箍下加套管接箍引导环。6、 下套管时，严格按下套管技术操作规程执行。套管柱进入下部裸眼后，控制下放时间，均匀下放，不得猛提、猛放、猛顿，不得转动管柱。下套管作业中采取分段开泵顶通水眼的技术措施，进入311.2mm裸眼井段后，每下入200米套管开泵顶通一次。7、 准备1付244.5mm多片式套管卡瓦和5只244.5mm套管接箍，加工一只特殊的加长铝质引鞋。8、 准备套管头应急卡瓦。考虑到下套管时很有可能出现套管不能正常下至预定井深，套管悬挂器不能坐入预定位置，故准备套管头应急卡瓦，以便随时可以坐封。(二)国内最浅水平井——HW9801井，新疆钻研院施工世界垂深最浅水平井。成功完成直径244.5毫米技术套管下至水平段窗口A点下套管作业。该井是新疆油田2005年度在九(8)区部署的一口超浅稠油水平井，垂深仅152米，而造斜率相对较高，最大造斜率达到17.9度/30米，最大井斜91.6度，水平段长210米。HW9801井成功完成直径244.5毫米技术套管下至水平段窗口A点下套管作业的技术对策针对该井地质条件和工程技术要求，在良好井眼轨迹控制和钻井液性能的基础上，通过对管径244.5毫米技术套管下入摩阻模拟分析计算、管柱优化和合理的套管扶正器设计，制订了井口加压技术预案，实现了技术套管一次安全下入至设计井深。（三）天井1井采用①660.4mm钻头一开钻至井深437.14m,成功下入①508mm大尺寸套管至井深435.19m。1、 该构造地质特点：由于该构造为推覆体构造，地层裂缝、溶洞异常发育，岩石成岩性差，所钻井眼井径极不规则，“大肚子”小井眼难免存在。井壁台阶较多，可能阻碍大套管柱的顺利下入。2、 该井钻井特点及井下情况：钻进中地层软硬交错、遇放空地层和常中途停钻等因素影响，导致井眼轨迹极不平滑，难免出现轨迹错动，可能阻碍大套管柱顺利下入。3、 井眼准备技术措施：该井打钻钻具组合是在下部第二根钻铤上加入1只26〃钻具扶正器，而通井钻具组合则首先考虑采用了在下部大钻铤上每间隔一根加入1只550mm扶正器共3只，分别进行通井，各次通井顺利到底。但508mm套管下入第一根即遇阻，后改变通井钻具组合采用26〃近钻头扶正器进行通井，同样下至与套管遇阻井深相同位置遇阻，反复修整井壁、破除台阶通划至井底，再次下入508mm套管，经采取冲、压、顿、拨转等措施最后将套管艰难下至设计井深。近期川渝地区部分井套管柱不能顺利下至设计井深的情况：气体钻干井筒下套管遇阻：龙岗62井①365套管、龙102井和龙106井①244.5套管，分别距设计井深2m、15m、8m遇阻未下到位，后被迫倒出一根套管座入井口套管悬挂器后再固井。钻井液下套管遇阻：合川134井①177.8套管、合川140井①177.8套管、门西001-H3井0177.8尾管，分别距设计井深4m、8m和314m遇阻未下到位，其中门西001-H3井①177.8尾管下至井深4930m（固井井深5246m）遇阻后套管卡死，因井下情况复杂、井控风险大，经甲乙双方反复研究决策和多次处理，耗时达月余仍无效，被迫就地固井。龙岗001-18井下①127mm尾管第一次遇阻处理无效被迫起出尾管再次通井，第二次下至距设计井深25m遇阻后开泵活动下至设计井深。下步措施进一步强化井眼准备和下套管技术措施，下套管前要确保井眼清洁、光滑、畅通，特别要重点加强复杂井眼条件，尤其是大斜度井、水平井和井眼质量较差的井下套管作业途中开泵疏通技术措施，在下套管摩阻明显增加或下入渗透性地层井段应及时采取开泵疏通环空的措施，干井筒通井到底后必须坚持短起下探砂再次净化井眼措施，同时要高度重视下套管平稳操作，以防止套管巨大的惯性冲撞井壁产生新的掉块和垮塌。几点认识和结论1、井眼质量的好坏是决定套管能否顺利下入的关键，而钻井技术水平和地质构造及其岩性特点又从客观上制约了井眼质量。2、 科学合理的钻柱设计、钻井技术参数、优质的钻井液性能，是保证井眼质量的前提条件。3、 针对不同的井眼条件和入井管柱特点，充分有效地做好井眼准备工作，从通井钻柱结构的设计到各项通井和下套管技术措施的详细制定，是确保套管柱顺利下入的必要条件。4、 特殊复杂井应用摸拟技术即入井套管柱的刚性（通井底部钻具刚性应大于入井套管柱刚性，其计算公式简化为：D4-d4,D和d分别为管柱的外径和内径）、尺寸（通井所用扶正器外径应大于入井套管柱的最大外径）进行通井作业，是帮助套管顺利下入非常有效的措施之一。5、 特殊井眼条件（如水平井、大位移井等），在下入管柱上加入特殊工具（如套管接箍引导环、加长引鞋、特殊刚扶等）和采取其它辅助性措施（如井口加压、钻具倒装、加入套管漂浮接箍等），有助于套管柱的顺利下入。6、 结合井眼条件和管柱特点，研究建立下套管摩阻计算分析数学模型软件，以便能定量分析在特殊井型（如各种定向井）套管下入的可能性，从而能积极制定采取最佳的技术方案。第二部分金属气密封套管及其下套管技术第一节套管螺纹连接螺纹及螺纹连接是套管柱质量和强度的重要部分。套管螺纹的基本连接类型可分为2类:API标准和特殊螺纹（各生产厂家自行开发）,其中API标准有4种：短圆螺纹（STC）、长圆螺纹（LTC）、偏剃螺纹（BTC）、直连接螺纹（XL）。一、 API螺纹特点：1、 优点1） 加工容易，现场配短节方便，成本低。2） 设计精度允许一般条件下操作，而不至对螺纹造成严重损坏，现场易修扣。3） 在优质密封脂配合下满足69MPa，149°C的流体密封。4） 可以一定次数的重复上扣。5） 管子与接箍连接都是通过锥形螺纹，在上紧过程中使得在一定的啮合点上，公母螺纹保持完全紧密的结合。2、 缺点1） 不能适应于超高压油气井，尤其是高压气井。2） 在腐蚀条件环境时，由于API接箍膨胀值（干扰值）大，导致产生过大周向应力是产生清脆应力破坏的主要源点，或发生应力应变裂纹。二、 特殊螺纹特点1、 螺纹连接强度与管体抗拉强度相等，甚至大于管体抗拉强度。2、 靠金属与金属密封达到优质密封。3、 降低轴向螺纹连接产生的接箍径向膨胀的干扰。4、 内孔面光滑，易对扣上扣，避免产生涡流或产生涡流较小。5、 具有扭矩台肩，满足扭矩强度的要求，又能控制不发生过大的周向应力，可适应套管旋转。6、 满足特殊井眼曲率的大斜度定向井、水平井、分支井对套管柱的连接强度和密封要求。7、 提高了螺纹的抗粘扣性能，满足井下完井作业要求。三、螺纹连接密封（螺纹连接密封有三种密封形式）：1、 锥形螺纹靠螺纹金属面对金属面的压合，并以密封脂固体粒子填充间隙的密封，典型的例子是API圆螺纹，由于API螺纹生产间隙允许公差为0.076mm，使这种间隙存在于啮合面或螺纹顶和根之间，螺纹密封主要依靠螺纹密封脂所含的金属微粒产生的桥接，另一方面也靠螺纹尾部分的金属挤压从而达到密封效果。2、 有一定精度光洁面的金属对金属的封口式密封。这些螺纹设计均有较大间隙，螺纹没有防漏能力，但对金属密封面设计是细小的接触面（点）。由此的扭矩能产生高的接触应力，其防漏能力与金属对金属产生的过盈（弹性范围内）产生的接触应力存在函数关系。3、弹性密封，所有的连接密封，必须达到使螺纹间或金属对金属间产生的承载压力大于套管的内压力或外压力。这种密封是一种补充密封形式并用于防腐蚀。第二节金属气密封套管研究开发随着石油工业的发展，尤其是深井、超深井、高压气井、定向井的开发以及高含硫（二氧化碳等腐蚀气体）气井的开采，对石油套管的使用性能提出了更高的要求。具有API标准螺纹连接（如短、长圆螺纹和偏梯形螺纹）的油、套管在许多情况下难以满足生产需求，所以国内外开发出各种类型的特殊螺纹连接：VAM-TOP、MUST、TP-CQ等扣型。这些特殊螺纹连接具有较好的抗粘扣性能、可靠的气密封性能较高的连接强度。目前龙岗构造使用的金属密封套管主要有VAM-TOP套管和TP-CQ套管。一、VAM-TOP套管VAM-TOP套管是法国瓦卢瑞克公司和德国曼内斯曼钢管公司合资生产的，该套管为改进新型特殊扣套管、20。锥形密封面、抗弯曲能力30°/100ft，可承受高扭矩、高压缩力。图一VAM-TOP套管特性

图二VAM-TOP套管上扣后剖面图WZ7/R接头类型带按藉密封机理金成一金属密封尺寸菟围23/8"_最小外径伽） I14"最大外径㈣每英寸娜纹裁54%”一7对4驴矿及以上承载而角度-3°对中而角度+10°扭矩台肩内部反转角内维流线型罚内平式是—接头通服逝度仲0内压屈服强度100珞管体外挤强度100%管体其它可透变种特殊间隙型高扭矩型抗尊曲强度30.度H0。英N$7“20度M。。英尺＞711图三VAM-TOP套管特性二、TP-CQ扣套管TP-CQ扣是天津钢管有限责任公司与长庆油田、西安石油管材研究所等单位合作，开发出具有自主知识产权的金属气密封套管。接头类型TP-CQ规格范围41/2~95/8in材料碳钢及低合金钢钢级API系列钢级+TP系列钢级每英寸牙数5导入面角度10o承载面角度3o螺纹锥度直径上6.25%抗粘扣处理接箍磷化或镀铜1、基本设计思路川局在80年代开始在深井、超深井以及高含硫气井的勘探开采中大量引进了特殊螺纹连接油、套管，但在应用中特殊螺纹连接套管的维修及其附件加工困难、进口成本高，极大的限制了特殊螺纹连接油、套管使用。特殊螺纹连接油、套管能满足以下的性能要求：1） 密封性能：满足高压（高含硫）气井的使用要求，在轴向拉伸、内压和温度热循环的载荷条件，不发生泄漏。2） 抗H2S应力腐蚀能力：接头设计为低应力型的，保证接头在腐蚀环境下不发生失效。3） 连接强度：具有不低于管体屈服强度的接头连接强度，适应于深井和超深井。4） 其它性能：接头具有良好的抗粘扣性能。2、螺纹设计API偏梯形螺纹接头具有高的连接强度，特殊螺纹接头的牙型大多仍采用API偏梯形螺纹，为了消除接头拧紧后堆积在接头内的螺纹密封脂，对母螺纹作了改进，确定了合理的螺纹的过盈量，保证了接头在腐蚀环境中安全可靠。3、密封设计当密封面有间隙时，无论密封面接触压力多高，气体都会通过间隙泄漏出去。特殊螺纹连接主要设计为高气密性的接头，要求密封面接触压力要高，接触面要宽，采用了宽接触面积的锥形密封面，并选择了合理的密封过盈量。合理的密封过盈量保证了接头反复上卸时，密封面不发生粘扣；同时设计成负角度的扭矩台肩，由于楔形作用，增加了接头的密封能力。第三节金属气密封套管入井操作规程1适用范围本文件提供一个顺利下放及提升金属密封套管的推荐做法。本推荐做法对避免套管及接头由于不适当使用、不适当的井台操作及不适当的运输所造成的绝大部分损坏提供一个帮助。2参考文献API5C13推荐做法3.1套管在井场的存放所有的套管其螺纹部分应一直戴上护丝。任何时候套管都应放在无石头、沙子或污泥(正常钻井泥浆除外)的台架上。不慎把套管拖入泥土中应重新清洗螺纹。3.2下套管前的准备工作和设备应首先检查所有的附件如：转换短节、安全短节、浮鞋、浮箍、悬挂器。由于这些附件来自不同的制造厂家，应仔细检查附件上加工的螺纹符合管柱设计的要求3.2.1卡瓦及吊卡对于长管柱推荐使用卡瓦式吊卡，卡盘和卡瓦应保持清洁，没有损伤，并配合适当。对重套管柱，应使用超长卡瓦。卡盘平面必须保持水平。如使用挂接箍吊卡，应仔细检查支承面：是否有不均匀磨损。因为这种磨损可能导致接箍一侧升高，有接箍脱出的危险。当载荷作用于支撑面时，负荷是否均匀分布。3.2.2对扣器坚持使用对扣器。对扣器在公端下放进入母端时提供导向。下套管前检查对扣器与套管外径相配及橡胶块的状态。3.2.3液压大钳液压大钳的状态应完好，卡爪应与套管的外径相配。推荐使用带背钳的液压大钳。液压大钳应可控制转速，并应能够以最小5rpm的转速操作。上扣扭矩必须能够准确的检测和控制。扭矩测量装置应经过校验并检定的周期内。拉力传感器的拉绳应与大钳的力臂成900,如果拉绳不能安装成与大钳力臂成900，上扣扭矩的示值应相应的进行修正。拉绳角度及扭矩休正系数a(o)9085/9580/10075/10570/11065/11560/120修正系数1.000.990.980.970.940.920.870.8255/1253.2.5鼠洞的准备下套管时，如需要在鼠洞内存放套管，应清理鼠洞。或更换另一干净的鼠洞。鼠洞内应无泥浆和沙子3.3下套管前3.3.1通径3.3.1.1下套管前每支套管应进行全长通径。通径头的外径应符合API标准的要求或用户的特殊要求。3.3.1.2通径前应保证套管的内表面干净无异物。3.3.1.3向管内放入和从管子里拉出通径头时应小心。通径时应将

通径头放入母端，由母端向公端进行通径，以避免损伤螺纹、密封面及台肩。标准通径头最小尺寸产品及外径长度外径（套管及衬管）inmminmm<95/8in6152d-1/8d-3.1895/8~133/8in12305d-5/32d-3.97>133/8in12305d-3/16d-4.76如下部钻进需特殊钻头尺寸，可按“特殊通径”要求进行通径。3.3.2套管长度的测量下套管前应测量每根套管的长度。应使用钢卷尺测量。长度测量应从接箍端面测量到公端密封面鼻端。每根套管有效长度（LE）=全长（LT）-进扣长度（ML）金属密封套管的进扣长度扣型规格in(mm)进扣长度（mm）扣型规格in(mm)进扣长度（mm）TP-CQ7(177.80)133.00VAM-TOP7(177.80)121.3175/8(193.68)138.0075/8(193.68)124.0095/8(244.5)142.0095/8(244.5)142.0097/8(250.83)142.0097/8(250.83)139.293.3.3清洗3.3.3.1必须保证上扣时螺纹及密封面上无坚硬的异物。3.3.3.2应在即将使用前清洗丝扣。卸下公、母扣上的护丝，用适当的方法，如非金属的刷子和蒸汽或快干溶剂（不含氯）清洗丝扣油或储存脂。应确保清洗不造成环境污染。3.3.3.3检查并清里管子内部，防止异物在套管对扣下放时落入接箍。如有压缩空气，应从母端向公端吹扫管子内部。3.3.3.4清洗并擦干护丝。3.3.4上扣前螺纹的外观检查在钻台上扣前，应在管架上对所有的螺纹进行目视外观检查，如有损伤应剔除。3.3.5从管架吊运套管至钻台3.3.5.1管子吊运至钻台时，应始终带上护丝3.3.5.2每根套管在管架应小心地