碰压自锁固井水泥塞控制器的研制

现场浮箍失效在近期常有发生,使水泥浆倒流、封固段缩短、水泥塞增高,严重影响了固井质量,增加了钻井成本。为改变当前浮箍失效的状况,对浮箍失效的原因进行了深入分析,在保证密封体与密封座吻合的前提下,设计上尽可能扩展浆体的过流间隙,适当提高密封体的自由度,增强浮箍对阻卡物的释放能力。所研制出的“碰压自锁水泥塞控制器”解决了固井水泥塞控制技术的一大难题,能克服浮箍失效的后期隐患,可防止“水泥浆替空”和“水泥浆倒流”,达到了提高固井质量的目的。     

一种新型免钻塞分级注水泥接箍的研制与应用

分级固井常用于气井等需要长井段注水泥封固的生产套管固井。免钻塞分级注水泥接箍是一种近年来开始应用的新型工具,实现分级注水泥并在作业完成后分级箍胶塞座、胶塞等附件自动落井,实现固井后免钻塞。应用免钻分级箍技术能简化作业程序、缩短建井周期、降低钻井成本,具有取代传统分级箍的发展趋势。但目前免钻成功率还有待进一步提高,尤其是复杂井况下的应用。文章介绍了一种新型免钻塞分级注水泥接箍的研制与应用,相比于传统分级箍,该工具采取了创新结构设计,具有高免钻成功率、施工作业安全和密封可靠特点。系统测试和现场应用表明,其能适应复杂固井工况,是一种适应性良好、具有推广应用前景的新型免钻分级箍。     

论无接箍式套管的性能、评价及应用

在深井、趋深井钻井或修井作业中,套管下入比较困难,环形间隙小、固井质量差,若用无接箍式套管,这些问题便可解决。无接箍式套管靠管体两端的螺纹连接,所以套管外径尺寸小,可增大环形间隙,便于套管下入和提高固井质量。文中介绍了无接箍式套管的分类、结构特征、设计的技术难点、性能和评价方法、主要优点和应用情况。     

快速钻水泥塞及套管附件内部装置

以前钻?244.47mm(95/8in)套管内水泥塞及附件装置,大约需要15~30h。LN205井在固井时,用水泥浆固定承托环及胶塞,并改变了以往的钻井参数,结果仅用4.5h就钻完了50m水泥塞及套管附件内部装置,包括分级箍、承托环、浮箍和浮鞋。     

套管钻井——墨西哥公司利用套管代替钻杆的钻井技术

钻井需要钻杆已成为人们的共识,然而Pemex勘探开发公司自1996年6月份以来已用油管钻成了150多口气井.现在该公司又进一步发展了这种技术,用51/2in套管(扣型HD-521)在墨西哥北部的Burgos盆地成功地用套管代替钻杆钻成了Culebral-281气井.该井一段和二段用51/2in套管代替钻杆,分别使用121/4in的三牙轮钻头和51/2in PDC钻头.钻完表层后,将95/8in套管接上引鞋和浮箍下入固井,水泥浆返至地面.第二井段仍用51/2in套管钻至设计深度,然后接上引鞋和浮箍下入至设计深度,作为技术套管固井.以上两个井段均采用套管旋转钻进方式,完钻后起出,甩钻头及井下钻具组合,接上引鞋和浮箍,下到设计深度作为生产套管固井(采用无油管技术).由于不需要钻杆,减少了钻井时间和钻井成本,提高了投资回报速度.     

用于漏失井固井的自灌浆循环盲管

裸眼顶部注水泥和筛管顶部注水泥固井工艺中,为了避免下套管过程中发生井漏,研制了自灌浆循环盲管。自灌浆循环盲管主要由本体、阻流板、内套和关闭套组成,在关闭套工作以前,有流道允许流体通过,经过投球憋压将关闭套关闭,实现管内封闭,起到普通盲管的功效。使用证明,该工具可以避免下套管作业和注水泥过程中发生井漏,固井质量优良。     

页岩气水平井固井工具配套技术

为满足页岩气水平井固井作业特殊需要,针对页岩气水平井套管下入困难、水平井眼套管居中度差以及高压固井套管浮箍浮鞋关闭不严等问题,研制了专用的套管安全下入引导工具、水平井专用套管扶正器以及井底关闭专用工具。详细描述了这些固井工具的结构原理和性能特点,给出了其技术参数和适用范围。结合涪陵页岩气水平井实际情况进行了固井工具配套技术研究,介绍了专用固井工具的现场应用情况。现场应用结果表明,所开发的专用固井工具能够满足涪陵页岩气水平井固井施工的需要,建议根据不同井况推广使用。页岩气水平井固井工具的研制成功对于确保固井质量和满足页岩气开发的需要具有积极的意义。     

高性能弹浮式套管浮箍的研制及在页岩气井的应用

在页岩气水平井固井中,现有套管浮箍可靠性低,常因浮箍失效对固井质量造成不良影响。为解决该问题,分析了浮箍失效的具体原因,确定了提高浮箍可靠性的结构改进技术方案,通过仿真模拟分析了该方案的可行性,并在室内模拟试验和分析其综合性能的基础上,研制了高性能弹浮式套管浮箍。室内试验表明,研制的浮箍可耐压60 MPa,耐温180℃,在2.0 m3/min排量下冲蚀72 h无损伤。该套管浮箍在涪陵页岩气田焦石坝区块的200多口页岩气水平井中进行了应用,应用结果表明,弹浮式浮箍耐高压、耐高温、耐冲蚀、可靠性高（一次坐封可靠率达100%）。研究认为,该浮箍可广泛应用于各类套管外大压差井、水平井、高温深井和复杂井的固井作业。      

气体介质条件下的固井技术

近年来,四川油气田大力推广应用了气体钻井技术,对于大幅度提高机械钻速和避免井漏等钻井复杂情况起到了十分重要的作用。为了避免气体钻井结束后替入钻井液可能引发的井漏、井眼不稳定等复杂情况,缩短钻井周期、降低钻井成本,进一步提高固井质量,在川渝地区探索实践了气体介质条件下339.7 mm表层套管和244.5 mm技术套管共18井次的干井筒固井作业,基本形成了一套气体钻井后干井筒（井眼内为纯气体时的井筒简称为干井筒）固井工艺技术方案与措施。在干井筒固井施工过程中,主要作业环节的工艺技术包括：气体介质条件下井眼准备及下套管技术、非连续液相注水泥技术等,并介绍了防井漏、防井壁失稳、防环空堵塞等技术。实践表明：干井筒固井施工的固井质量明显高于常规固井的质量;注水泥浆施工工程风险小;可消除气体钻井结束后替入钻井液再固井作业可能带来的井下复杂情况。     

多功能免钻盲板的研究与应用

针对半程固井中常用的盲板,在施工结束后需下入小钻具将盲板内部结构钻除的问题,研制了一种在半程固井作业中无需下入小钻具钻除其内部结构,同时还能作漂浮接箍使用,完成长水平段水平井、大位移井漂浮下套管作业的多功能免钻盲板。室内及现场试验表明,这种多功能免钻盲板使用方便,性能可靠,所有试验数据与理论设计数据基本吻合,可缩短建井周期和节约钻井成本。     

供下中间套管用的尼龙浮箍

<正> 大家知道,在钻井过程中,往往需要向井内下入中间套管。原来下中间套管所用浮箍的回压凡尔大多为钢质或生铁的。这种浮箍的缺点是成本较高,可钻性差,而且在钻掉水泥塞后,井下往往留下许多钢铁碎块,妨碍继续钻进。针对这些问题,我们采用尼龙6制作浮箍的回压凡尔。通过几年的现场试用证明,这种尼龙浮箍避免了钢质或生铁浮箍所存在的     

水平井套管固井关井工具研制与应用

长庆油田规模应用水平井固井+分段压裂工艺,实现了低渗透油气藏的高效开发。由于水平井套管固井的特殊性,固井施工完成后浮箍浮鞋单流阀功能易失效,不能实现有效断流,导致大量的井留水泥塞影响后期作业。针对以上问题,借鉴关闭滑套原理,研制了套管关井滑套及配套固井胶塞,在固井施工完毕实现碰压后可以实现硬关井,克服了传统单流阀断流易失效等问题。现场开展了200余口水平井固井试验,关井成功率100%,后期探人工井底表明,水泥塞满足压裂要求。     

套管与水泥环微间隙的计算

根据弹性力学原理，计算了固井施工作业后浮鞋、浮箍失灵需井口施压时套管和水泥环界面（即第一界面）的微间隙。计算结果和现场试验均表明，大庆地区调整井固井后井口施压高于平衡压力２．０～３．０ＭＰａ对固井声幅检测结果没有影响     

阿塞拜疆Bz-1R井超高压固井技术

Bz-1R井是阿塞拜疆Karabagil油田的一口重点探井，其地层压力系数异常，钻井过程中钻井液密度最高达2．28kg／L，且钻井液安全密度窗口窄，易发生溢流或钻井液漏失，固井施工时压稳与防漏的矛盾突出，水泥浆密度的确定、水泥浆浆柱结构设计、平衡注水泥困难。该井井下地层流体活跃，容易在水泥浆候凝过程中侵入环空，影响第二界面的胶结质量而引发环空窜流，压稳防窜候凝困难，加上环空间隙小、水泥浆密度高等的影响，导致该地区固井施工难度极大。为此，研制应用了密度2．3～2．6kg／L性能稳定的超高密度水泥浆体系，采用旁通式自动灌浆浮箍解决了大尺寸套管在高压易漏井的下入问题，配合使用剪销式注水泥前隔离塞及水泥塞定位器，并采取了一系列有针对性的固井技术措施，保证了固井施工的顺利进行，使该井成为该油田第一口固井成功的超高压复杂井。     

小井眼固井技术

近年来，小井眼开窗侧钻技术在各油田广泛应用，然而小井眼固井质量一直是困扰小井眼钻井技术发展的一个瓶颈。小井眼固井是指在Ф120．7（或Ф118）钻头所钻井眼中下入Ф101．1无接箍套管或Ф89油管，采用尾管固井技术。尾管借助悬挂器悬挂在上层套管上，重合段为50--100m，水泥密度为1．85--1．90g／cm^3。文中总结了小井眼固井关键技术，并且经过7口井的固井实践，套管的下入、悬挂器坐挂、注水泥施工均正常。声幅测井检验固井质量合格。实践证明该技术是保证固井质量的可靠技术。     

膨胀悬挂直连型尾管小井眼二开次钻完井技术

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。     

免钻免捞筛管顶部固井工艺研究与现场试验

常规筛管顶部固井工艺兼有筛管和尾管固井工艺的优点,但是固井后需要钻除管内附件。为提高筛管顶部固井工艺效率,优化了内、外管柱的结构,使用皮碗封隔器和滑套式分级箍代替常规筛管顶部固井工艺中的盲板和压差式分级箍,通过移动内管柱位置实现坐挂、注水泥、循环等操作,固井后提出内管柱时将残留附件一次带出,套管内不会残留盲板和分级箍内套,通径满足后续作业需要,实现了固井后免钻免捞,并可通过调整皮碗封隔器尺寸实现不同复合尺寸套管筛管完井。该工艺在渤海湾海上合作区块的X井进行了现场试验,完成了φ177.8 mm尾管+φ139.7 mm筛管复合管柱的筛管顶部尾管注水泥固井作业,固井候凝后直接投产,无需钻塞,节约了钻机时间。      

大位移延伸井固井技术

以QK17- 2E区块为例,介绍了渤海湾 6口大位移延伸钻井 (ExtendedReachDrilling)后固井的成功作业,重点说明了大位移延伸段 (?311.15mm井眼)固井的关键技术套管漂浮技术,即用"盲板浮鞋 +漂浮接箍"实现套管漂浮;用双弓扶正器保证套管居中、减少下套管的摩阻;用滚轮扶正器降低界面摩擦系数;用CemSAIDS固井仿真软件进行摩阻预测。为提高顶替效率,保证固井质量,采用双速替钻井液技术,实现紊塞流上返;采用海水顶替液,实现套管的浮力漂浮。文中还阐述长裸眼井况下单级多封的固井技术,对陆上大位移固井具有一定的现实意义。     

煤田超大口径套管固井技术

煤田开采过程中为了保证安全,改善地下工作面环境,近年来不断进行钻大口径井用以抽排瓦斯、向地下送风降温。然而钻井使用的是小钻机,完井作业时由于钻机提升能力有限,大口径套管按照石油工程方法下入困难。套管内、外环空容积大,注水泥过程中易发生浆体混窜,作业时间长,固井质量难以保证。通过采用浮力塞减重、管柱充空气、优化水泥浆体系及浆柱结构设计和内插管固井工艺等技术,成功地解决了小钻机下大口径套管超负荷、大口径套管抗挤强度低、易被挤毁等一系列技术难题。现场进行了9口井应用,固井成功率100%,固井质量合格,为今后超大口径套管固井提供了可借鉴的经验。     

浮箍井下工作环境与失效分析

在整个固井过程中，固井工具及附件的工作情况是影响固井质量的重要因素，有的固井工具甚至是固井成败的关键。固井工具在井下是否正常工作，不仅要受地面操作的影响，而且井下环境也会对固井工具的工作情况产生重要影响。井下环境包括井眼、地层、套管、钻井液性能、井下温度、井下压力、循环排量及时间等综合因素，这些因素都会对固井工具的正常工作产生影响，甚至使工具失效。浮箍是一个单向阀，其功能是在注水泥后阻止水泥浆进入套管内，从而控制水泥塞高度。如果浮箍失效，就会造成水泥塞过高，外部环空不能完全封隔，有时需要补救挤水泥，固井质量低。对影响浮箍的温度、钻井液和水泥浆、循环、压差等井下环境作了详细的分析，提出了保证浮箍使用效果的一些建议。