深井重载固井尾管外台肩悬挂器研究

尾管固井使用的卡瓦式悬挂器,由于受悬挂套管重量的限制,不能满足深井重载长尾管固井的施工要求。为了解决4700m气探井悬挂1800m?177.8mm(7in)尾管的问题,长庆油田研制出了结构新颖的WXG9×7固井尾管外台肩悬挂器、文中介绍了外台肩悬挂器的结构特点、室内台架试验、大直径试验井的模拟试验和现场工业应用情况。实践证明,该悬挂器具有悬挂可靠、操作方便、成功率高、循环通道大、密封性能好、能上下活动尾管等一系列优点,完全能满足深井重载长尾管固井的施工要求,具有广阔的应用前景。该悬挂器已获国家专利,专利号;ZL95212929.9。     

塔深1井非常规系列尾管悬挂器的设计与应用

塔深1井井深8408m，是亚洲第一垂直深井。该井井下条件复杂，Ф273．1mm、Ф206．4mm、Ф139．7mm三层套管固井都存在封固段长、环空静液柱压力大、施工泵压高、上下温差大、环空间隙小等难题，加之该井采用了非常规系列井身结构，需要应用特殊扣形的非常规系列尾管悬挂器，且要求适应小间隙条件、悬挂负荷大、抗温能力强。为此，研发了新型非常规系列尾管悬挂器，并改进固井工艺、优化固井设计、细化固井操作，保证了该井三层尾管固井施工的顺利完成，且固井质量合格，初步形成了适合塔河油田长封固段小间隙超深井的尾管固井技术，同时把我国特殊固井工具的研制和应用水平提升到了一个新的高度。     

川深1井非常规系列尾管悬挂器应用分析

川深1井是我国西南地区的第1口超深气井,具有超高温、超高压、高含硫特征,存在长裸眼、掉块多、小间隙、漏失等不利因素,尾管固井难度大。研发了具有自主知识产权的非常规系列尾管悬挂器,通过采用内嵌卡瓦、耐超高温密封组件、整体气密封封隔尾管悬挂器、新型复合钻杆胶塞技术,配合半坐半挂、防气窜压稳、套管居中工艺,保证尾管固井的顺利实施,效果显著。该非常规系列尾管悬挂器技术结合相关施工工艺满足我国西南地区超深、“三高”井尾管固井需要。     

深井尾管固并中悬挂器的探索试验及应用

为了探索川型液压式悬挂器在承受较大轴向载荷时的工作情况，对川型液压式１７７．８ｍｍ单卡瓦和改型的１７７．８ｍｍ双卡瓦悬挂器，在承受１９６０ｋＮ轴向载荷作用时其工作及变形情况等进行了探索试验。文章论述了川型液压式１７７．８ｍｍ单、双卡瓦悬挂器能否承受１９６０ｋＮ的轴向载荷和在１９６０ｋＮ的轴向载荷作用下液缸、锥体是否变形；悬挂器剪钉、液缸剪钉剪切能否被剪断使液缸上移；倒扣头能否正常倒扣以及对上层套管的挤毁情况等。还介绍了川型液压式悬挂器在深并尾管固井中的现场应用情况。     

膨胀式尾管悬挂器在高压气井固井中的应用

固井作业中的环空漏失是高压气井及异常高压气井固井作业中所面临的难题,常规边漏失边固井的现场固井技术无法使固井质量得到有效保障,给后期开采作业带来安全隐患,甚至导致部分井的报废。鉴于膨胀管技术的进展及其优势,介绍了膨胀式尾管悬挂器的结构组成、工作原理与技术特点,并结合塔里木油田迪那2 8井的固井实例,分析了膨胀式尾管悬挂器在异常高压气井固井中的应用效果。结果表明,在异常高压气井应用膨胀式尾管悬挂器固井不仅质量良好,而且可以彻底解决卡瓦式尾管悬挂器在固井中的环空泄漏问题,施工工艺简单,安全性更高。该技术的应用为异常高压气井固井提供了新的途径。     

深井、超深井短尾管安全丢手关键技术研究

为提高深井、超深井短尾管固井施工的可靠性,针对深井、超深井摩阻大、短尾管固井悬挂尾管短和质量轻等原因造成的丢手不易判断的问题以及摩阻大造成的丢手困难的问题,通过采用尾管牵制技术及尾管悬挂器卡瓦内嵌技术,使尾管具有反向锚定锁紧及解锁功能,为短尾管提供附加载荷,便于现场施工安全丢手;制定了现场施工工艺流程,通过合理设计各级动作启动压力值,最终形成了适合于深井、超深井的短尾管安全丢手关键技术。该项技术已在塔河油田、青海油田及冀东油田等地区累计应用了72井次,成功率100%,应用最深井深为7271 m,最小规格为177.8 mm×Ф101.6 mm,尾管质量最轻仅为4.4 t。应用结果表明,该项技术有助于实现尾管悬挂器坐挂、丢手操作一次性成功,提高了短尾管固井施工的可靠性,为深井、超深井短尾管固井提供了有力的技术支持和施工保障。     

深井尾管悬挂器强度分析及悬挂载荷计算

尾管悬挂器是深井、超深井和侧钻井重要的完井井下工具,同其他井下工具相比,要求更安全可靠。研究了尾管悬挂器坐挂后卡瓦与套管的接触力学行为,推导了悬挂器卡瓦和外层套管的强度校核数学公式,提出了卡瓦优化设计方法,计算了深井中尾管悬挂器的额定悬挂载荷。可为尾管悬挂器的优化设计和油田选择使用提供参考。     

深井超深井尾管固井悬挂技术研究

综合分析了深井、超深井以及复杂井眼条件下尾管悬挂固井引发的各种问题和尾管固井失败的原因，研究了现有尾管悬挂器在施工时过流断面大小及悬挂可靠性等问题。提出悬挂接头尾管固井工艺。悬挂接头过流断面可增加30％～43．2％，悬挂能力明显提高，坐挂可靠性增强，可大大提高固井施工成功率。     

深井小间隙尾管固井作业风险评价方法

深井小间隙尾管固井作业面临井深、窄间隙、高温、高压、窄安全密度窗口、油气活跃等难题,导致固井作业风险越来越大,因此必须提前有效识别施工过程中存在的风险并采取必要的控制措施。针对深井小间隙尾管固井作业中存在的风险,基于层次分析方法与模糊综合评价方法建立了三级风险评价体系架构,进而构建了深井小间隙尾管固井风险评价方法。在此基础上,运用计算机技术编制了一套深井小间隙尾管固井作业风险评价软件,从而实现了深井小间隙尾管固井作业风险大小的有效量化以及可能发生风险结果的预测分析。实例分析表明,本文所建立的评价方法可以分析深井小间隙尾管固井作业中存在的相关风险,进而采取相应的控制措施确保固井作业的安全,具有一定的推广应用价值。     

一种新型固井工具——可控尾管悬挂器

为解决深井、超深井、定向斜井、水平井尾管悬挂固井中,尾管悬挂器在入井中途开泵循环易发生提前悬挂失效,碰压器处于井底大斜度井段使球与球座难以密封所导致的延后悬挂失效,浮箍被过流浆体杂物阻卡时所导致的回流控制失效等技术难题,研制了一种能解决以上问题的新型工具。该工具设置了悬挂、碰压和回流综合控制系统,即控制了液缸与套管内连通的压力通道,将碰压器改设于尾管柱顶部,设计了复合胶塞自锁机构。该工具使用方便、节约成本,解决了悬挂、碰压和回流控制失效的技术难题。     

BH系列尾管悬挂器在老井挖潜中的应用研究

二连油田在阿南和蒙古林区块的开发井以ø139.7 mm套管完井方式居多,在近几年老井挖潜改造的悬挂器固井施工作业中,遇到小间隙井眼固井施工困难的问题。为满足开发需要,引进了渤海钻探公司研发的BH-XGY系列ø139.7 mm带顶封装置的尾管悬挂器。该悬挂器针对二连油田小间隙井眼的固井施工,从锥套结构导流设计、钻杆胶塞和尾管复合胶塞结构优化方面入手,改进了多项结构。通过理论计算和现场应用对比分析,解决了二连油田小间隙井眼固井作业中井筒循环压力高、胶塞碰压难、固井质量不高的技术难题,在现场施工中取得了良好的效果。     

新型封隔式尾管悬挂器的开发与应用

针对常规尾管固井重叠段固井质量差的问题，研制了新型封隔式尾管悬挂器。该悬挂器具有悬挂、封隔两种功能，能够有效地密封重叠段，防止油、气、水窜的发生。地面试验和现场应用表明，封隔式尾管悬挂器结构合理，密封可靠，操作简便，有效地解决了尾管固井过程中重叠段固井质量差的难题，具有极大的推广应用价值。     

随位自动脱挂尾管悬挂器的研究与应用

针对现用尾管悬挂器倒扣困难, 不能活动套管, 以及液压式悬挂器不能循环操作和容易造成提前坐挂等问题, 研制了ＳＺ—Ｉ型随位自动脱挂尾管悬挂器。这种悬挂器具有随位悬挂、自动脱挂、上下活动和旋转套管、不钻水泥塞和可进行尾管回接等多种功能。３０ 多口井的现场应用表明, 悬挂器操作简便, 性能可靠, 固井质量合格, 所有试验数据均符合设计要求, 平均每口井可节约直接钻井成本１５ 万元以上。这种悬挂器还可用于大斜度井、水平井、小间隙井以及老井侧钻井。     

小井眼筛管悬挂器的研制与应用

为增大防砂结构内通径尺寸,实现?101.6 mm套管出砂小井眼油气井机械防砂,研制了小井眼专用筛管悬挂器,采用坐封、丢手动力装置与悬挂装置分开的独立设计,使悬挂器丢手后内通径为56 mm,突破了传统卡瓦式封隔器最大通径36 mm的设计极限。试验表明,该悬挂器使用方便,地面投球打压即可完成坐封、丢手,能实现悬挂器内冲砂,可配合筛管实现小井眼机械防砂工艺和小井眼复合防砂工艺,为解决小井眼出砂治理难题提供了一种新思路,具有广阔的应用前景。     

乌兹别克复杂水平井固井工艺技术

1-G井、350井是乌兹别克斯坦的第一批水平井,表层套管尺寸大,技术套管裸眼段长,地层异常高温,盐膏层段长,油气层"上喷下漏"导致固井难度极大.经过研究摸索,(4)508 mm表层套管、(4)339.7 mm技术套管采用了插入法固井,采取两凝水泥、稀释钻井液、大排量注替等措施较好地解决了长裸眼大环空内的水泥浆窜槽问题.(4)244.5 mm尾管固井,选用厚壁套管、悬挂简单可靠的外台阶式尾管悬挂器,使用欠饱和盐水水泥浆,采取稀释钻井液、增加水泥浆的接触时间、大排量紊流顶替等措施,达到了封隔地层防止长段膏岩层蠕动之目的.(4)139.7mm完井套管固井,采用管外封隔器带分级箍加盲板的复合结构,使用不渗透水泥浆体系,较好地解决了高渗透油气层的封固问题.350井完井固井工具出现问题后,成功地实施了反向注水泥固井技术.     

封隔式免钻尾管悬挂器的研制与应用

在尾管固井作业过程中,普通悬挂器需要后期钻除上部水泥塞及其内部构件,容易造成喇叭口窜气和固井质量变差。为此,开发了新型的封隔式免钻尾管悬挂器,同时还设计了液压坐封控制的封隔器、活动密封免钻柔性密封盒、辅助承载倒扣机构。施工作业顺序为:①将尾管管柱下入到设计位置,充分循环钻井液后,投入憋压球,待其入座后,憋压剪断悬挂控制销钉,实现悬挂器坐挂;②继续憋压,剪断球座销钉,建立循环;③下放钻杆给悬挂器施压,正转倒扣,实现送入工具与悬挂器的丢手;④注水泥施工结束后,投入钻杆胶塞,剪断空心套管胶塞的脱手控制销钉,再继续下行与碰压总成碰压;⑤卸掉水泥头接方钻杆,重新憋压,缓慢上提钻具,由液压对封隔器总成坐封液缸作用,剪断坐封控制销钉,实现封隔器的坐封;⑥起送入工具至喇叭口,循环洗出多余的水泥浆,实现全井免钻。在BQ203-H1等井127mm尾管的成功使用表明,该封隔式尾管悬挂器坐挂、倒扣方便,碰压准确,坐封方便,封隔性能良好。     

一种能有效防止水泥浆回流的新型套管胶塞

为了进一步降低尾管固井后水泥浆回流到套管内的风险,研究了目前国内外主流尾管悬挂器的防回流结构,分析该类工具结构存在的缺点,进而开发设计了一种新型结构的套管胶塞——半空心套管胶塞,并对其与悬挂器的配合使用进行了现场试验。结果表明:(1)尾管悬挂器防回流结构的缺点是钻杆胶塞的锁定机构在到达套管胶塞与之重合和锁定前已被损坏;(2)新型胶塞的内孔设计为弯折孔,上半部分为空心圆孔,下半部为实心圆柱;(3)固井施工时,钻杆胶塞到达悬挂器位置后进入新型胶塞内,在孔弯折处被阻挡,不能继续下行,与套管胶塞成为一体;(4)在钻井液推动下剪断剪钉继续下行,经套管串达到碰压座位置,新型胶塞下部实心圆柱体挤入碰压座内孔,只需要套管胶塞上的密封件和锁止机构一起作用即可防止水泥浆回流,而不再需要钻杆胶塞;(5)现场试验应用表明,试验井的实钻水泥塞面平均比设计高出24 m,较对比井高出设计位置59 m减少了一半。结论认为,新型胶塞与悬挂器匹配良好,对施工过程没有负面影响,固井后水泥塞面控制效果良好。     

文13-侧305井深部开窗侧钻井固井技术

文13-侧305井是1口双靶侧钻定向井,目的层是文13东块沙三中8~10油组,井深3700 m。在?139.7 mm套管内开窗侧钻,下入?101.6 mm尾管固井,套管重叠段单边间隙仅9.88 mm,钻井液密度1.78 g/cm3,漏涌并存,固井施工难度大,是目前国内最深的一口?139.7 mm开窗侧钻井。通过在下套管前调整钻井液性能,试验钻具静摩阻及承压,优选尾管悬挂器,水泥浆采用AMPS共聚物降失水剂,配合中温缓凝剂,较好地控制了高温下水泥浆的失水,解决了顶部强度发展慢等问题。使用配套固井工艺,固井施工顺利,解释固井质量为优质。该井的成功经验,为中原油田深层开窗侧钻开发老油田提供了技术支撑。     

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川渝东部地区由于钻井地质情况复杂，钻井成本高，大部分井完井井身结构设计为Φ152.4 mm井眼下Φ127 mm套管固井完井。川渝东地区碳酸盐岩深部地层井眼扩大率较小，一般在2%～5%，实际井径一般在Φ152 mm～Φ158 mm以内，在Φ152.4 mm井眼下Φ127 mm套管环空间隙小，长期以来固井优质率一直徘徊在20%左右，层间封隔质量难以保证。较低的固井优质率难以保证完井作业中的酸化、压裂质量和油气生产作业。为此，文章认真分析了小井眼固井质量低的主要原因是环空间隙值较小。为提高小井眼固井质量，开展了提高小井眼井径扩大率研究，对于全面钻进井段开展双心钻头、取心井段采用扩眼器提高井径扩大率研究，使小井眼井径扩大率达到10%以上、实际井径达到165 mm以上，保证和提高了小井眼的固井质量，固井优质率达50%左右。