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《石油机械》2019,(10):62-68
针对水平井水平段长度不断增加的情况,为了提高修井作业管柱的下入能力,现场采用管柱组合两种线重油管的方式下入进行修井作业,而组合管柱的下入能力主要取决于摩阻和钩载。以组合管柱为分析对象,充分考虑井眼轨迹、环空流体摩阻力、流体粘滞力、管柱在各井段受力特点以及井眼尺寸等因素的影响,分析组合管柱与井筒内壁之间的摩阻和钩载与管柱下入能力之间的关系,将水平井划分为4段,建立了组合管柱在水平井各段下入过程中与流体相互作用情况下载荷计算模型。运用插值法和迭代法开发了相应软件,实现了水平井修井作业组合管柱的载荷模型求解。对比软件计算结果与实测数据,钩载和摩阻的平均误差分别为7. 25%和9. 50%。计算结果表明,建立的载荷模型精度较高,完全能够满足工程需要,可为现场组合管柱修井作业提供技术参考。 相似文献
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针对水平井冲砂难度大、风险大、水平段管柱砂卡难以打捞的观点,分析了砂在水平井段与直井段所处的不同形态,阐述了砂在井筒内所处的空间形态、受力状态。通过水平段砂卡管柱处理实例,得出了水平段砂卡管柱处理难度低于直井砂卡的认识以及水平段冲砂技术风险小于直井砂卡风险的观点。提出了新的水平井段冲砂、解卡作业思维方式,使该技术更加简单化,提高了施工效率,降低了修井成本。 相似文献
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连续油管最大下入深度问题初探 总被引:3,自引:2,他引:1
在油田使用连续油管柱作业中,求解连续油管的最大下入深度问题时,必须满足最大抗拉强度条件、摩擦阻力条件和屈曲变形条件及其确定的方法和原则。而在下入过程中摩擦综合阻力又是求解的关键。求解摩阻力时,可针对连续油管在井身中不同结构段的不同变形形状,采用求解径向接触反力时求一个螺距内平均接触反力的方法加以解决。按照这种方法,采用安全计算工况,对新疆石油管理局八一井区8607侧钻水平井进行了连续油管冲砂作业时最大下入深度的编程计算,计算结果表明,连续油管的下入深度可满足侧钻水平井冲砂工艺要求。 相似文献
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针对连续油管输送分簇射孔管柱存在下井遇卡的问题,考虑井眼轨迹、井筒约束、工具串变径结构、工具变形及连续油管屈曲效应等作用的影响,采用微元法建立连续油管输送分簇射孔管柱通过能力分析模型,分析连续油管输送1桥塞+2簇射孔枪管柱在井筒中的通过能力。研究表明:作业工具串下入过程不会遇卡,连续油管输送分簇射孔管柱能够下至预定井深3 850 m;直井段越长、水平段越短的井眼轨迹越有利于管柱的下入;射孔分簇数量越少、射孔枪规格越小、连续油管规格越大的管柱通过性更好。该分析方法可为现场连续油管射孔管柱作业参数优选和操作提供技术支持。 相似文献
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水平井均匀注汽管柱可以实现热采稠油水平井长水平段均匀受汽,改善注汽质量。但常规的均匀注汽管柱与常用的Ф73 mm油管比工具外径较大,使得整个均匀注汽管柱存在多处变径,易出现难以起出的问题,且配汽阀出汽位置正对筛管,存在注汽时刺坏筛管的风险。为此设计了由投球式安全丢手接头、小直径侧向配汽阀、小直径单流阀等工具组成的易起式防砂埋水平井均匀注汽管柱。配汽阀侧向出汽,杜绝了刺坏防砂筛管的风险;整个工具串外径小,无明显的变径段,降低了工具被砂埋无法起出的风险;配备了安全接头,管柱被埋后,可以实现丢手,起出上部油管,再打捞处理下部油管。该工艺在出砂严重且采用筛管完井的稠油水平井具有良好的应用前景和推广价值。 相似文献
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对不同垂深、不同位移的大位移井在钻井和下套管过程中的摩阻和扭矩分析表明,采用水基钻井液能够钻成位移小于3000m的大位移井,且可以下入178mm套管;位移大于4000m、且垂深在1000m左右的大位移井,需要使用油基钻井液,且只能下入178mm尾管;位移大于5000m的大位移井,必须使用油基钻井液,178mm套管下入有一定难度,且在垂深较小时,需要使用部分139.7mm钻杆和倒装钻具。分析了不同垂深条件下的大位移井钻井极限,随着井深增加,制约大位移井钻井极限的因素由滑动摩阻转为钻柱强度。 相似文献
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页岩气井水平段采用?139.7 mm套管完井,受地层构造影响,部分气井B、A靶点垂深差大,呈现下倾型特征,水平段携液能力差,随地层能量衰竭,积液易堆积在油管鞋以下水平段,造成气井水淹,采用气举、柱塞、泡排等工艺难以复产。在原有生产管柱内,优选更小尺寸的连续油管下至水平段,增大气体流速,提高气井携液能力,同时可实现小直径管+气举+泡排复合排水采气,排出水平段积液。研究表明,?50.8 mm连续油管适用于水气比小于 1.5 m3/104 m3气井,?38.1 mm连续油管适用于水气比小于1 m3/104 m3的气井。现场应用表明,下倾型水平段积液气井下入连续油管至水平段中部后,油套压变化稳定,气井连续携液气量降低,井筒内气液分布均匀,滑脱损失降低。连续油管排水采气工艺能够有效解决下倾型页岩气水平段积液问题,实现页岩气井低产阶段连续稳定生产。 相似文献
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JHW00421井是吉木萨尔油田第1口超长水平段页岩油水平井,设计水平段长度3 027 m,面临钻进摩阻及扭矩大、井壁易失稳、井眼轨迹控制难度大、井眼清洁难度大、油层套管下入困难等诸多钻井难题。为攻克以上技术难题,开展了以下技术研究和现场实践:优化井身结构并将?244.5 mm技术套管下至A靶点以实现水平段专打;采用旋转导向工具对水平段轨迹进行精准控制并减小井眼曲折度;采用油水比85∶15的油基钻井液,降低长水平段井壁失稳风险、钻井管柱与井壁摩阻系数;基于水平井井筒清洁“传输带”理论,制定详细的井筒清洁技术方案以确保井筒“干净”;优选套管柱摩阻计算模型并合理选取摩阻系数,准确预测套管柱下入能力并优选下套管方案;采用多扶正器通井钻具组合、优化套管扶正器类型及安放位置以降低下套管阻力;采用油基冲洗型隔离液并优选注水泥参数来提高水平段固井质量。该井完钻井深5 830 m,实际完成水平段长度达3 100 m,水平段固井质量测井解释为优质,对今后同类超长水平段水平井设计和施工有借鉴和指导作用。 相似文献
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为确保大庆油田第一口长水平段水平井垣平1井的安全顺利钻进,开展了该井钻井工程设计方案研究。针对该井水平段较长,钻井过程中存在钻柱易屈曲、摩阻/扭矩大、井眼净化难、套管难以下入等技术难点,运用Landmark软件对不同设计剖面、不同靶前距和井眼曲率下的摩阻/扭矩及钻柱屈曲情况进行了模拟,以模拟结果为基础,设计了该井的井眼轨道;根据Landmark软件模拟钻柱滑动钻进与旋转钻进时的钻柱屈曲情况,对三开水平段钻具组合进行了优化设计;根据钻井参数对岩屑床厚度影响的模拟结果,优化了三开水平段的钻井参数;模拟计算结果表明,采用漂浮接箍下套管工艺能降低下套管时的摩阻和屈曲程度,因此该井三开采用漂浮接箍下套管工艺。该井钻井过程中没有出现井下故障,完井、电测及下套管安全顺利,说明该井工程设计合理,有效克服了钻井过程存在的技术难题。 相似文献
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漏失井冲砂工艺管柱研究与现场试验 总被引:1,自引:0,他引:1
针对漏失井采用常规冲砂工艺管柱难以建立起液体循环的问题,研究设计了漏失井冲砂工艺管柱。该冲砂工艺管柱由上下2个自封式双皮碗封隔器、油管、空心抽油杆、空心抽油杆笔尖、限位筛管笔尖等组成。在冲砂过程中2个自封式双皮碗封隔器和油管始终封闭全部油层射孔井段,阻止冲砂液漏失进入地层,充分利用油、套环空和油管、空心抽油杆之间的环空通道,使冲砂液携带井筒内的砂子返出地面。官42-15井现场试验表明,漏失井冲砂工艺管柱在冲砂过程中,下井和冲砂1次成功,冲砂液无漏失,冲砂干净彻底,具有较强的实用性和良好的应用前景。 相似文献
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为了解决节流器砂埋后打捞失败导致的气井关停问题,在分析卡瓦式节流器结构原理的基础上,提出了气井节流器的砂埋判识方法,分析了节流器砂埋后的打捞复杂原因;结合常规钢丝打捞作业、连续油管磨铣打捞作业和起管柱作业的节流器处理措施,研究了连续油管冲砂打捞砂埋节流器的技术思路和作业流程,推荐了冲砂打捞工具串,并分析了对应连续油管及油管直径的理论最小冲砂排量。现场试验4口水平井,冲砂后均成功打捞出了砂埋?88.9 mm油管节流器,成功率100%,平均总耗时小于1.5 d,取得了良好的试验效果。研究表明,连续油管冲砂打捞砂埋节流器技术的可靠性和成功率高,具有较好的现场推广应用价值。 相似文献