基于四参数流变模式的套管下放速度分析

固井下套管作业中,井底压力平衡与波动压力的大小密切相关。套管下放速度是影响波动压力的主要因素,因此确定合理的套管下放速度,对安全固井具有重要的意义。基于下套管工况,以先进的四参数流变模式为基础,利用窄槽模型,根据井筒流体流动的连续性和相应的边界条件,得出窄槽模型下的环空流量,以此流量与常规模型下得到的流量相等为条件,建立套管最大安全下放速度计算模型。模型验证结果显示,该模型计算的套管安全下放速度与实例井套管下放速度误差在10% 以内,表明该计算模型具有一定的精度,可以为现场固井下套管作业提供参考。     

浮式钻井平台套管安全下放速度研究

深水浮式钻井平台钻井套管坐挂作业过程中下放速度过快易撞击井口造成井口下沉,目前该问题研究报道较少。基于深水钻井井口力学模型,建立了深水钻井井口承载能力计算模型;在此基础上考虑波浪对浮式钻井平台升沉速度的影响,根据能量守恒原理,建立了深水钻井套管坐挂时的最大下放速度计算模型。以西非某深水钻井二开坐挂φ508 mm套管为例进行了计算分析,结果表明:本文建立的浮式钻井平台套管下放速度计算模型与现场实际较为吻合,可对深水钻井套管安全下放作业提供指导。     

BPX3X1大位移井下套管摩阻预测

受多因素的影响,大位移井摩阻因数较难确定,应用现场通井上提、下放载荷数据,利用软件反算摩阻因数,并指导现场下套管作业.通过实测下套管载荷与设计对比分析,充分说明采用通井数据反算的摩阻因数可以指导现场施工.另外,下套管作业配套应用了滚轮扶正器、循环解卡装置、漂浮接箍等工具也保证了套管的顺利下入,为同类井的摩阻确定提供了理论方法.     

旋转下套管技术在川渝页岩气开发中的应用

旋转下套管技术是一种现代化的套管下入技术,该技术通过应用顶驱下套管装置,提高下套管作业生产效率并且保障作业安全,可以在套管下入遇阻时及时循环钻井液并旋转套管串,实现井眼轨迹不佳情况下套管安全高效下放到位。相比于常规"上提下放"的下套管方式,旋转下套管方式减小了套管与井壁间的摩擦系数,从而使套管避免了过大的轴向载荷,降低了后期套变的风险。从2018年开始,旋转下套管技术在川渝页岩气钻完井作业中大规模应用,已经有超过30%的井采用了旋转下套管方式下入生产套管,后期压裂套变率已降低25%以上。     

套管柱拉力—扭矩模型及在定向井中的应用

在固井作业中，不仅要将套管下入到设计深度，还要在注水泥浆结束后，上提、下放和旋转套管以提高固井质量；在某些特殊情况下，还有可能将套管起出。在固井施工之前，应该对套管柱进行拉力和扭矩分析，以确认套管强度和地面设备是否满足要求。文中在考虑钻柱刚度的基础上建立了定向井套管柱拉力扭矩模型，提出了套管柱强度校核方法。对大庆油田的一口定向井的套管柱进行了拉力、扭矩和强度分析。结果表明，该井套管具有足够的强度，可以实施上提、下放和旋转套管作业。     

基于赫巴流体的薄弱地层套管下放速度预测

井筒压力波动是钻井过程中不可避免的潜在安全隐患。特别是固井环节,在薄弱地层,套管下放速度过快,很容易压漏地层,因此薄弱地层固井环节套管下放速度的控制显得尤为重要。文中以赫-巴流变模型为基础,计算井筒激动压力,在薄弱层段,以钻井时最大循环压耗与静液柱压力之和来代替下套管时有效液柱压力最大值,建立了新的套管安全下放速度计算模型。实例验证,误差为8.6%,表明该模型在薄弱地层具有较高的计算精度,可以为现场薄弱层段下放套管提供一定的参考。     

水平井连续油管下放速度对下入深度影响规律分析

连续油管在水平井作业中,特别是水平段下放过程中,由于连续油管质量轻、弯曲刚度低、环空间隙大等因素,使得连续油管轴向力传递效率下降,水平段下放深度受到限制,由此而产生的作业失效时有发生。连续油管在下放过程中不仅受到自重力和屈曲变形引起的接触摩阻力,还受到液体摩阻力、键槽或台阶产生的局部机械阻力。在现场作业中,通常采用变化下放速度来克服局部机械阻力,从而提高连续油管的下放速度。但过大的下放速度会增加流体阻力,导致油管屈曲;另一方面,遇阻时产生的冲击载荷会导致连续油管损坏和作业失效。采用间隙元理论,考虑了连续油管与套管的接触摩阻力、管内外液体阻力、环空间隙以及下放速度等因素,建立了水平井连续油管下放过程的力学模型,分析了油管下放速度及环空间隙对管柱的受力变形影响,得出常规连续油管可下放的水平段极限深度,为确保连续油管在各种作业中的顺利下放提供理论依据。     

窄安全密度窗口地层控压下尾管技术研究及应用

在窄安全密度窗口地层下套管过程中,套管柱在井眼中运动产生的波动压力极易诱发井下复杂情况。为保障窄安全密度窗口条件下下套管作业的安全,文章建立了偏心环空下套管瞬态波动压力计算模型,并基于井筒压力平衡关系建立了尾管下入与钻杆送入过程中井筒压力预测与控制模型,分析了作业中井底压力瞬态波动的主要影响因素,开展了现场控压下套管案例研究。研究结果表明,套管下入速度、套管偏心度、钻井液流变参数是影响井底压力波动的主要因素。环空瞬态波动压力随着环空流体流变参数(屈服值、稠度系数、流性指数)、套管下入速度的增大而增大,随着偏心度的增加而减小。并在DB-X井开展了现场试验,建立了控压下套管井筒压力控制图版,计算结果显示当尾管送入速度控制在0.16～0.20 m/s时能有效保障井底安全,该数据指导了本井的现场施工,有效防止了下套管过程中井下复杂的发生。文章的研究结果为下套管速度优化、井底压力控制提供了新思路,对降低窄安全密度窗口地层中下套管施工风险和提高固井质量具有重要意义。     

新型双合叶浮球式自灌浆浮箍设计及应用

双合叶浮球式自灌浆浮箍能够在注水泥时用来控制胶塞的下行位置,以确保管内水泥塞长度,防止水泥浆倒流。通过投球蹩压的方式蹩掉塑料挡管,实现自灌浆和逆向密封的变换,可连续作业,既能增加密封效果,又能节省套管下入的时间。该浮箍可用于直井、水平井、定向井、套管开窗侧钻井等多种钻井的固井作业。减轻了钻井液对套管的浮力,减少了套管下入过程中井眼环空泥浆上返速度,及套管在下放时卡钻的几率,实现了下套管的连续施工,利于井壁稳定;能很好地配合其他固井工具的使用,易安装易钻取,使用安全可靠,值得推广应用。     

深水水下采油树下放作业窗口研究

深水水下采油树的下放安装作业环境载荷非常复杂,确保采油树的下放作业安全是亟待解决的问题。为此,分析了水下采油树下放作业过程,建立了下放管串力学模型,确定了采油树下放作业准则,建立了采油树下放作业窗口分析方法及流程,并研究了采油树质量、波浪周期、浪向角和水深对采油树下放作业窗口的影响。研究结果表明,在表面流速小于0.85 m/s、波高小于7.2 m的情况下,采油树可实现安全下放;采油树质量增大导致下放作业窗口变小,主要影响作业窗口的最大有效波高;波浪周期在9~11和15~29 s时下放作业窗口较大,不同浪向角下推荐平台艏向与波浪成45°;随着水深的增加采油树下放作业窗口逐渐变小,水深对窗口的最大有效波高影响较大,对最大表面流速影响很小。     

开窗侧钻井小井眼小间隙固井技术

油层套管开窗侧钻是老油田盘活报废井、提高采收率的重要手段。然而侧钻井固井时由于环空间隙小,固井过程中水泥浆上返摩阻大,环空当量密度大大增加,经常压漏地层,导致水泥浆漏失低返;另外受井眼尺寸的限制,套管居中度差,水泥浆易窜槽,其固井质量严重制约了侧钻井技术的应用前景。从水泥浆密度和性能上考虑,研制了低密度低摩阻水泥浆,通过降低水泥浆密度来减小固井时的液柱压力,同时配套采用综合技术措施,在现场多口井进行应用,固井质量显著提高。探索出一套适合华北油田特点的提高侧钻井固井质量技术,实践证明该技术是切实可行的。     

水下套管挂和密封总成下放工具设计

套管挂和密封总成下放工具是重要的水下井口头系统作业工具,在对比分析国外技术的基础上,以安全、高效、低作业成本为目标,运用模块化设计方法划分下放工具的功能结构单元,完成工具的详细设计。对工具中心轴连接螺纹强度进行研究,并分析了齿根圆角半径对接触应力的影响。结果表明:最大等效应力836.599MPa出现在第1齿螺纹齿根的下侧,随着螺纹齿根部圆角半径增大,螺纹齿接触应力逐渐减小。     

基于水泥环完整性分析的许用套管内压力解析计算方法

现有的油气井套管—水泥环—地层系统的应力分析模型可用于求解井筒系统应力分布及水泥环破坏条件,虽然对探讨水泥环完整性受套管内压力变化的影响起到了重要作用,但均未能给出许用套管内压力解析计算公式。为此,基于均匀水平地应力条件下的套管—水泥环—地层系统的应力分析解析模型,针对多种水泥环破坏形式,推导出了受其作用下的水泥环径向开裂、剪切破坏、胶结面剥离等破坏条件的许用套管内压力解析计算公式。研究结果表明:(1)按水泥环径向开裂和剪切破坏条件分别求出最大允许套管内压力,推荐采用二者中的较小值作为最大许用套管内压力;(2)按水泥环胶结面剥离条件求出最小允许套管内压力,推荐将其作为许用套管内压力。结论认为,套管内压力升高可能导致水泥环径向开裂和剪切破坏,套管内压力及温度降低可能导致水泥环胶结面剥离,应综合考虑水泥环破坏条件合理确定出最大和最小许用套管内压力。     

套损井最佳修井时机和修井策略研究

套管损坏将造成很大的经济损失,套损井的修复必须找准修井时机和选择合适的修井工艺,但现场一般靠经验判断,准确性较差。应用非线性规划方法,建立了大修井经济评价模型,通过确定模型参数,分析不同模型参数对修井经济效益影响的敏感性,得出常规修井套损修复概率与使用年限概率的积是影响修井经济效益的主要因素,其它因素均在其控制下发生作用。另外,通过对该模型的求解,得出在现有修井技术水平下,必须在套损较轻时修井,通径大于90mm时是最佳修井时机,整体的修井策略是尽量多地采用先进修井技术,先修难度小、油井产量高、水井注水量高且对周围影响大的井。经现场应用,取得了良好的效果。     

模拟下套管技术在河坝区块大斜度井中的应用

为解决河坝区块大斜度定向井在实钻过程中由于井眼轨迹不规则、盐膏地层缩径,大斜度井段下套管作业的实际难题,在调研大斜度井下套管方法的基础上,结合河坝区块大斜度井特点,建立了井眼、套管相容性模型并总结出下套管过程的模拟步骤：①依据收集的实钻井眼资料,计算套管串和井眼两种最小曲率半径,分析无接箍套管能否下入井眼;②针对实际套管接箍或扶正器尺寸,以实钻井眼数据反算出允许通过的套管串的不变形长度;③分析不同管串所对应的不变形长度与井眼曲率的关系,然后确定出与套管柱刚度相当的通井管柱结构。模拟下套管技术在HB1 1D等井的成功应用,为大斜度井现场模拟下套管提供了理论依据。     

水平井裸眼分段压裂套压阀研制与应用

水平井裸眼分段压裂技术作为低压、低渗透油气藏开发的重要增产措施之一,近年来在苏里格地区得到大力推广应用。套压阀是水平井分段压裂配套工具的重要组成部分,主要为压裂施工后期提供气举通道和套压监测。针对水平井施工中出现的套压阀压力打开不稳定的问题,设计了内置滑套式套压阀,利用油套压差剪断剪钉推动内置滑套移动并锁紧。同时,给出了入井管柱结构和施工工艺。该结构设计合理,打开压力稳定,能够满足现场压裂施工要求。     

南海流花超大位移井井身结构设计方法

超大位移井井身结构复杂,为合理设计其井身结构,从垂直井井身结构设计的压力平衡原理出发,针对大斜度井段垂深变化小且裸眼井段很长、大斜度裸眼井段最容易在测深最大处被压裂的特点,通过计算钻井液的当量循环密度,研究了超大位移井大斜度裸眼井段的地层压力、破裂压力和环空压耗之间的关系,得出套管最大下深及允许最大环空压耗的计算公式。研究结果表明,在一定的地质条件下,超大位移井井身结构设计的重要可控因素是环空压耗。采用文中推导的公式分析一个超大位移井井身结构设计及当量循环密度监控的案例,验证了该公式的正确性,为大位移井的井身结构设计提供了理论依据。     

膨胀套管的弹塑性理论分析

分析认为，膨胀套管在膨胀过程中先进入弹性阶段，然后进入弹塑性阶段，最后进入塑性流动阶段。采用弹塑性分析方法，对膨胀套管膨胀过程中套管内壁的受力与变形进行了研究，模拟了其成形的过程，并建立了解析解，为膨胀套管膨胀操作过程中确定关键操作参数提供了理论支持。根据推导出的力学模型，计算出了外径107．9mm、钢级为J55的膨胀套管膨胀到直径139．7mm时膨胀芯头拉头处的轴向力为195．94kN。     

顶驱下套管作业装备配套及工艺初探

利用顶驱下套管装置进行下套管作业具有作业效率高、套管上扣质量高、现场作业安全度高、劳动强度低等优点,可降低或避免井下事故的发生,降低钻井综合成本。配备相应的装备是保证套管顺利下入预定深度的前提。根据现场试验结果,就配套装备及其工艺流程进行了初步探索和讨论,对工程实际作业具有指导意义。     

Casing cementing with half warm-up for thermal recovery wells

Thermal recovery is a very common and effective method for producing heavy oil. Casing failure is a very serious problem in thermal recovery wells. In some oilfields, more than 95% of thermal recovery well's casing was failed due to thermal stresses. In the steam injection process, the casing is heated by steam. Change of casing temperature produces thermal stresses in the casing. The casing deforms when stresses exceed yield point of its material. If using conventional cementing technology for thermal recovery wells, the casing deforms due to thermal stresses in steam injection process. Technologies conventional used to protect the casing from failure for thermal recovery wells are ineffective theoretically. Casing cementing with half warm-up for thermal recovery wells refers to heat payzone production casing to a certain temperature and makes it expand in cement slurry solidifying period. Calculations show that casing cementing with half warm-up performs greater safety coefficient during the whole production cycle and no plastic deformation. This technology will be an important method to prolong thermal recovery well's casing life.