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北黄海太阳盆地小间隙尾管固井时,砾石层漏失严重,煤层掉块造成环空憋堵,导致顶替效率低,固井质量差。为此,从固井工具和水泥浆着手,优化井眼准备措施,应用封隔式内嵌卡瓦尾管悬挂器增大环空过流面积,采用基体抗侵纤维防漏水泥浆降低漏失风险,研究形成了一套适合北黄海太阳盆地复杂深井的防憋堵、防漏失小间隙尾管固井技术。该固井技术在4 口井进行了现场应用,均取得了良好的应用效果,固井施工未发生憋堵和漏失,固井质量合格。研究结果表明,该技术可以有效解决北黄海太阳盆地尾管固井质量差的问题,有利于该区域油气资源的进一步勘探开发,具有一定的推广应用价值。 相似文献
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φ177.8 mm套管内的小井眼窄间隙井钻遇高压层、易坍塌地层及漏失地层时,若采用常规技术手段和井身结构则难以下入技术套管封隔漏失层实施二开次钻井及完井作业,若采用膨胀套管充当技术套管,构建"临时井壁"封隔复杂层将面临成本高、周期长等问题。为此,提出了悬挂直连型尾管代替膨胀套管的封隔方案,利用膨胀悬挂器悬挂大直径尾管和提供尾管头密封的优势封堵复杂层,然后下入随钻扩眼钻头钻至目的层,实现二开次完井。对随钻扩眼钻头和大通径膨胀悬挂器进行了设计,对尾管尺寸进行了优选,对固井附件和固井工艺进行了设计和优化。3口井的试验结果表明,该技术实现了二开次套管完井作业,能成功封隔漏失层,满足钻井及完井要求。 相似文献
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川中高压气井纵向上存在多产层、多压力系统,须家河之上浅层气及嘉陵江组、飞仙关组等高压气层显示活跃。区块整体固井质量较好,但钻完井期间有12口井B、C环空异常带压。通过固井情况、气源、带压时间分析,并采用水泥环完整性评价装置及软件分析后续工况对水泥环密封完整性的影响,推断常规水泥石力学性能不适应川中高压气井层间封隔要求,固井后管柱试压、钻井液密度降低易导致水泥环完整性受损,是C环空带压的重要原因。φ177.8 mm尾管固井质量差,后续工况进一步削弱固井胶结质量是B环空带压的重要原因。基于此,针对性地优化了韧性微膨胀水泥浆体系,形成了“以快治气”防窜固井工艺,推广应用封隔式尾管悬挂器。现场应用12口井,φ177.8 mm尾管固井质量声幅评价段平均合格率由52.98%提高至73.18%,较好地解决了钻完井期间环空带压问题。 相似文献
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塔河油田艾丁、十二区块多存在二叠系地层,该地层承压能力低、易垮塌,在钻进、下套管、注水泥及候凝过程中易发生井漏。尽管针对含二叠系地层的井固井采用纤维堵漏水泥浆体系,但仍存在不同程度的漏失,致使多井环空水泥浆返高不足,造成尾管顶部环空不能有效封隔,这在一定程度上影响到油井生产寿命和塔河油田整体开发部署。机械封隔式尾管悬挂器由液压坐挂和机械涨封两套独立的系统组成,具有坐挂、封隔两种功能,可在环空形成有效密封,可有效防止因井下漏失引起尾管重叠段无水泥,确保完井作业顺利进行。该文介绍了机械封隔式尾管悬挂器在塔河油田超深井TH12406井中的首次应用情况。 相似文献
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国内特殊尾管悬挂器研制现状与发展趋势 总被引:5,自引:0,他引:5
为适应水平井、分支井、大位移井、小井眼井以及复杂井眼条件下的尾管固井要求,近几年不断有新型尾管悬挂器被研制应用。这些新型尾管悬挂器包括:可有效解决尾管重叠段封固质量差和油气水窜的集尾管悬挂器、封隔器于一体的尾管封隔悬挂器及其回接装置;具有液压、机械2种坐挂功能的双作用尾管悬挂器;用于深井钻井中的超大尺寸、重负荷尾管悬挂器;适用于老井和套管开窗侧钻井的小尺寸尾管悬挂器;防止CO2、H2S气体腐蚀的特殊尾管悬挂器以及水平井尾管悬挂完井系统等。这些特殊尾管悬挂器在国内陆上和海上油田的应用中,均取得良好效果。介绍了其研制及应用概况,并就其发展方向提出了建议。 相似文献
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南海莺歌海盆地某气田A15井是一口典型的高温低压定向深井,井底温度高、地层压力低、尾管固井环空间隙小,若采用常规尾管固井技术固井顶替效率低,易发生气窜和漏失,高温低压气层井段的封固质量难以保证。为提高该井尾管固井的质量,该井采用了旋转尾管固井技术和高温胶乳防气窜水泥浆体系,与优选出的油基钻井液冲洗液和隔离液配合,通过预测旋转扭矩和尾管的居中度,完成了该井高温低压储层段Φ177.8 mm尾管固井作业。高清扇区水泥胶结测井结果证实,该井尾管固井井段气水隔层和射孔井段封固质量达到良好,高压水层封固质量合格,与采用常规固井技术的邻井A9井相比,尾管固井质量大幅提高。A15井旋转尾管固井的成功,为南海莺歌海盆地高温低压定向井尾管固井质量的提高提供了一条新途径。 相似文献
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深井、大斜度井尾管悬挂固井工艺 总被引:5,自引:0,他引:5
针对深井、大斜度井尾管固井风险高、技术复杂、施工难度大、质量要求高等特点,研制了一种液压-机械联作式自动脱挂尾管悬挂器以及固井工艺,介绍了该悬挂器的结构、工作原理、性能特点。该悬挂器采用液压剪销坐挂、自动脱挂,双胶塞碰压顶替的工作方式,可实现坐封、脱挂、碰压、冲洗连续施工,允许大幅度上提、下放、旋转套管及中途循环钻井液,能够有效解决深井、大斜度井尾管固井坐挂难、倒扣难、留水泥塞等技术难题。通过15口井的现场应用,表明该工艺可提高尾管固井质量、缩短钻完井时间、降低成本、减少井下钻具事故,有进一步推广的价值。 相似文献
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针对深井尾管固井中尾管下入深、载荷大、尾管下入困难、井底温度高、压力大以及井下环境恶劣等特殊固井问题,采用V型双向密封套、三瓣式带流通槽锥套和直连式尾管胶塞总成的优化结构设计,开发出适用于高温高压井的BH-XGH型尾管悬挂器。从工具的结构设计、仿真分析、性能评价等几方面进行了详细阐述,从理论上验证了高温高压尾管悬挂器的性能参数。现场应用5井次,解决了深井、超深井高温高压尾管固井的耐高温高压、小间隙、载荷能力、碰压成功率等系列技术难题,为国产工具的推广应用奠定了基础。 相似文献
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为进一步解决致密油气和页岩气储层压裂需求、井眼条件与管柱成本之间的矛盾,研究了分段压裂用尾管悬挂器与回接装置关键技术。通过分析固井漏失及储层高破裂压力需求之间的矛盾,提出尾管固井后快速进行全通径压裂施工;通过研究固井完井技术优化组合方式,提出了水平井尾管固井后实施定点射孔寻找甜点的分段压裂储层改造工艺;通过优化设计尾管固井及回接压裂工具,实现了固井完井工具一体化密封锚定。对分段压裂用尾管悬挂器与回接装置进行了室内地面整机试验,悬挂器及插头整机密封能力达到90 MPa,锚定回接插头与悬挂器之间的抗拉强度达到1 800 kN,插头丢手顺利。该技术在大牛地气田、东胜气田及长庆油田陇东区块的27口水平井进行了应用,施工压力总体较高,但都完成了压裂作业,且总体效果良好。研究表明,分段压裂用尾管悬挂器与回接装置关键技术可以解决压裂施工现场所需的高压及上顶力难题,为回接固井后分段压裂工艺提供高承压、大通径和锚定可回收的井筒,从而保障储层改造效果。 相似文献
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针对高压油气井常规尾管固井重叠段固井质量差的问题,研制了新型超高压封隔式尾管悬挂器。该悬挂器同时具有悬挂、封隔2种功能,能够有效地密封重叠段,防止油、气、水窜的发生。根据金属膨胀原理,设计了由金属和橡胶共同组成的密封组件,采用有限元方法分析了密封组件膨胀过程中的应力情况,在此基础上优化了结构设计,试制了样机,并进行了样机性能试验和现场试验。试验结果表明,该超高压尾管封隔悬挂器坐挂、坐封可靠,操作简便,且允许大排量循环,防止了常规结构存在的提前坐封现象,有效地解决了尾管固井过程中重叠段封固质量差的难题,具有极高的推广应用价值。 相似文献
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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。 相似文献
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精细控压钻井技术多用于解决同一裸眼油气井段存在多压力系统、窄安全密度窗口地层的安全钻进难题,其尾管固井作业若采用常规方法,在满足小间隙尾管固井顶替效率的前提下,施工过程中必然造成井漏;若采用"正注反打"工艺,固井质量又难以满足后期超深井试油工程的需要。为此,以四川盆地剑阁构造上所钻龙岗70井?114.3 mm尾管固井作业为例,探索精细控压压力平衡法固井技术在多储层、高低压互存、长裸眼段(859 m)中的固井应用。具体做法如下:①采取了确保水泥浆环空充填效率、固井施工全过程压力平衡等针对性的技术措施;②依靠精细控压钻井装置和中心管泵注加重钻井液的方式,精确控制环空压力平衡来降低钻井液密度,实现窄安全密度窗口地层的固井施工全过程井筒压力平稳。现场试验结果表明,该井?114.3 mm尾管固井质量良好,分阶段降密度期间喇叭口无窜流,试压合格。结论认为,该方法能够提高复杂超深气井尾管的固井质量,改善了后期高压气井试油安全作业的井筒条件。 相似文献