水下井口回接工艺在边际油田开发中的应用及改进

水下井口回接是海洋石油钻井工程中的一项特殊工艺。为降低开发成本,提高边际油田的开发效益,利用临时弃井的井进行水下井口的回接,并在此基础上建造小型生产平台是开发边际油田一项不错的选择。于1988年钻探的BZ34-3-2D井,试油显示较好,采用了保留水下井口的临时弃井。介绍了井口回接工艺以及该工艺在BZ34-3油田的应用中遇到的困难,对常规井口回接工艺进行了改进与创新,利用水下摄像技术观察水下井口情况,最终回接成功,对今后水下井口回接作业有一定的指导作用。     

平湖油气田A5井水下井口重回接工艺的改进

在平湖油气田A5井水下井口重回接作业中,需要依次解脱直径244.5、339.7和508.0mm套管,才能取出被切割的244.5 mm套管和套管挂,重新进行回接,但作业中508.0 mm套管回接头解脱不开。改进重回接工艺后,用磨鞋磨掉了244.5 mm套管和套管挂的连接部分,起出了244.5 mm套管,完成了重回接作业。此次作业经验,为以后更好地完成类似作业提供了借鉴。     

新文昌油田群水下井口回接技术

为了缩短新文昌油田群海洋钻井的投产时间,加速资金回流,可采用水下井口回接技术来建立油气通道。介绍了水下井口系统回接准备工作、回接工具技术机理以及现场施工应遵循的原则及隔水管、套管的回接程序,并根据施工过程中出现的问题,提出了相应的解决方案,确保了水下井口回接作业的正常进行。该技术节约了海洋石油的开发成本,缩短了生产时间。此次回接作业为该技术的应用提供了宝贵的经验。     

温差作用下回接套管柱井口抬升影响分析

井口抬升会导致油气井井筒完整性破坏,影响油井的后续生产作业安全。为了研究回接套管柱在固井-生产作业中的井口应力分布及抬升高度变化规律,采用有限元方法,根据顺北区块某井现场工况,利用ABAQUS软件建立了不同工况下多层套管-水泥环-地层多体系统热-固耦合分析有限元模型,分析了回接套管从固井阶段开始到生产时的应力和位移变化,得到了井口应力、抬升高度变化过程及其相关参数的影响规律。分析结果表明:随着水泥浆返高的增加,井口抬升高度单调增加,这表明随着水泥环缺失的严重性增加,套管自由段数越长,在温差作用下可伸长抬升的高度也就越大;随着水泥浆返高的增加,井口固定时回接套管的Mises应力先增大、后减小,并不呈现单调递增或递减的趋势。所得结果可为现场回接套管柱井口抬升现象分析提供一定的参考。     

多分支井自膨胀回接装置的研究与应用

针对目前现有的多分支井完井工艺单一,回接技术难度大的问题,研制了多分支井自膨胀回接装置。多分支井自膨胀回接装置实现了双级液缸、超长锚定爪、上提或旋转丢手和可钻自膨胀套管等4项主要功能,是一种结构简单、施工安全可靠的多分支井完井工具。该装置与管柱连接,形成分支井完井管串。现场应用结果表明:多分支井自膨胀回接装置的锚定力大,能够保证完井管串在较大角度的分支井眼中长期有效的固定,确保完井质量。回接装置的自膨胀套管可确保分支井眼与主井眼的连接,有效解决了分支井眼与主井眼的后期回接问题,提高了多分支井的生产效率,延长了油井的使用寿命。     

管外回接关键工具研制及在南海海域套损井中的应用

南海海域油气井由于工程方面和地层方面的原因,老井套管普遍存在套损严重的现象。为有效解决油气井的套损问题,针对套损井的处理开发了一套完整的套管回接工艺,并实现了套管回接器及配套工具的国产化设计与研制。其中,回接器采用外回接方式,能最大程度地减小对现有生产套管通径的影响,实现套损井快速复产,有效提高单井生产周期,增加单井经济效益。在南海西部油田某井实际应用中,针对老井套管进行套铣打捞与端面打磨作业,然后将带有管外回接器的套管管串与井底套管顺利连接,并试压合格,有效验证了管外回接技术,为同类套损井修复作业提供了很好的借鉴。     

南堡油田封隔式尾管回接工艺的应用与认识

针对南堡油田潜山油藏埋藏较深,储层温度高,且地层压力系数在0.99~1.01之间,钻井液密度稍有波动就会发生溢流或井漏的特殊井况,提出了一种特殊封隔式尾管回接工艺,其回接装置选用带顶部封隔器的回接插头、盲板短节、旋流短节和浮箍,使用防退卡瓦在封隔器坐封的同时实现坐挂,防止固井过程由于水泥浆和钻井液密度差引起的套管回缩上移。该工艺采用先回接、坐封,再进行注水泥固井的施工流程,能够避免施工过程中井漏的发生。现场实践表明,封隔式尾管回接工艺管串结构合理、操作简便、回接装置密封可靠、耐高温,有针对性地解决了南堡油田溢漏同存井的尾管回接难题,现场应用效果良好。     

导管架平台井口回接结构新技术研究

在海洋石油开发工程实践中,为节约成本,缩短投产时间,需要利用原有的具有开采价值的勘探井。为了在施工过程中保证导管架的准确就位及保护原有井口,需要设计井口回接导向结构。针对国外某项目的具体情况,提出了一种利于井口保护、便于导管架安装的新型井口回接结构。详细说明了导向结构的各组成部分及整个安装过程的关键步骤。介绍了导管架与导向桩最大容许碰撞速度的确定方法,以及在碰撞载荷作用下结构强度的计算,为类似海洋工程结构设计提供参考。     

高压气井套管回接固井预应力技术

针对套管回接固井质量不好,未能将尾管重叠段已经存在或潜在的窜流通道堵死,致使气井生产时井口带压的问题,回接固井作业时采取了很多技术措施,但都没有从根本上解决回接固井质量问题。为此,通过增加回接管柱管内外静液柱压差、井口憋回压方式,在固井施工过程中通过液柱压强转换为作用在回接套管本体上的预应力,在水泥浆凝固时该应力就迫使套管贴紧水泥石,防止水泥浆凝固时管柱和水泥环微环隙的形成,提高固井质量。几口试验井的测井结果表明：所采取的固井技术措施行之有效,能够保证套管回接的固井质量。     

水下基盘回收技术在渤海平台弃置中的首次应用

渤海油田部分生产平台安装有水下基盘,在平台弃置作业中面临着水下基盘的回收难题。通过对常用水下基盘的特点和回收难点进行研究,提出了拖轮回收和将基盘及多层套管固定在平台导管架回收两套方案。经过操作性、安全性等方面对比,优选确定水下基盘和导管架一起回收的方案。在渤海油田某平台的1井水下基盘回收中,通过钻完井专业和海洋工程专业的相互配合,得到了成功应用,形成了一种水下基盘回收作业模式,可为水下基盘回收作业提供经验和借鉴。     

埕北G4A井口平台倾斜度的控制

埕北G4A平台位于埕岛油田边缘,整个平台由井口平台、生产平台、生活平台及已建成的埕北G4单井平台四个部分组成。其中井口平台为四腿导管架桩基平台,由于环境资料及钻井要求不同与区域内其他平台差别较大,尤其是钻井作业对导管架的倾斜度提出了严格要求。为满足这一要求,需从导管架的预制和安装要求、导管架防沉板的计算分析及井口隔水管导向筒结构形式等三方面掌握井口平台设计中倾斜度的控制方法。     

海上油田井口套管渗漏的隐患治理

针对海上油田老井井口套管出现腐蚀渗漏，导致存在严重安全环保隐患的情况，采用回接套管配合MSPT堵剂固井，井口采用定制工装、树脂封堵剂封堵的配套措施进行治理，恢复此类井的井筒完整性，重新构建井屏障，保证后续的继续使用。     

海洋水下井口回接装置技术现状及结构分析

海洋水下井口回接装置是海洋水下井口进行回接作业的关键设备,该装置用于隔离海水,为生产平台和海洋水下井口建立油气通道。介绍了回接作业程序,简述了回接装置的技术现状,并针对3种国外海洋水下井口回接装置的结构特点进行了分析,总结出回接装置将向高压、安全可靠、标准化、系列化的方向发展。     

7"尾管固井送入钻具断裂情况下的处理措施

尾管固井是在上部已下有套管的井内,只对下部新钻出的裸眼井段下套管注水泥进行封固的固井方法,尾管固井作业的好坏直接影响该井的寿命周期。渤海油田某井,在下7”尾管过程中,在裸眼段遇阻,经过多次上提下放活动管串后,悬重突然大幅度降低。后经检查发现钻具断裂。下打捞工具探落鱼,实测管串下行约319m,试图打捞管串,但无法提活。考虑到尾管送入工具未脱手,且开泵后有憋压现象,为保证套管串的完整性,决定利用打捞工具反向卸扣,先将部分钻杆或者套管取出。反向卸扣后管串能够提活,起出后发现从第6根尾管处卸开。现场决定更换完钻具再进行7”尾管和8-1/2”裸眼环空挤水泥及5”尾管固井作业,作业质量满足后续生产要求。     

导管架套水下井口基盘安装技术应用

东海某区块油气田开发方案里,安装导管架需要对接水下井口基盘,增加了安装导管架的难度。导管架与水下井口基盘在设计、安装等方面符合规范的前提下,结合现场气候,流速等情况,实施导管架套水下井口基盘作业,降低安装风险,保证安装成功。论文介绍了导管架套水下井口基盘安装技术在东海某区块的成功应用实例,分析和总结了其成功经验,为今后类似的项目提供借鉴。     

海上平台超大尺寸预留隔水导管井槽高效利用技术

考虑到后期调整井的需要,海上油田建造导管架时一般会预留部分井槽,这些预留井槽一般尺寸较大,且未锤入隔水导管。目前海上通过钻入法下入的隔水导管最大尺寸为φ762 mm,要下入φ914.4 mm单筒双井隔水导管需要解决一系列技术问题。以锦州25-1南油田平台φ914.4 mm单筒双井隔水导管下入为例,结合槽口情况,分析了单筒双井隔水导管的技术要求,优化了隔水导管串、相配套的套管串及井口装置的设计,避免了转盘、导向槽的限制,成功实现了φ914.4 mm井槽单筒双井隔水导管的钻入法下入。该技术在国内尚属首次应用,这为充分利用海上油田的有限槽口资源,节省海洋浮吊资源,降低开发成本,摸索出一套成功的作业经验。     

深水水下井口完井作业窗口分析

完井作业窗口是进行完井作业的各种极限环境条件,对于指导深水海底井口完井作业具有重要意义,根据完井作业模式可分为下钻刮管窗口、完井管串下放窗口和极限连接窗口等。完井作业时,隔水管强度、井口与导管强度、井口倾斜角度、完井工具的通过性以及挠性接头的转角等都是限制完井作业的重要因素。通过建立张紧器–隔水管柱–井口及导管和土壤的耦合模型,研究并量化影响深水海底井口完井作业最重要的限制条件隔水管上、下挠性接头转角,并结合其他限制条件形成海底井口完井作业的作业窗口确定方法。对南海某探井进行了实例计算,明确了该井完井作业各种模式所允许的极限环境条件,为深水油气田开发的完井作业提供参考。     

水下刚性跨接管安装极限误差合成方法研究

刚性跨接管在海洋油气开采过程中必不可少,其安装受到各种因素影响,包括水下井口位置测量误差、由管道线性膨胀引起的位置误差、跨接管制造过程中自身存在的误差等,这些误差均为随机误差,在安装作业过程中这些误差将最终影响回接系统整体安装位置。本文采用数学中随机误差的统计合成方法对回接系统进行建模,最终给出合理的安装位置预测,为实际安装作业前的作业部署提供了可靠依据。     

套管外回接工艺在半潜式平台水平井中的应用

南海西部海域某井在采用半潜式钻井平台进行钻井作业时,244.4mm套管下至井深2 546.00m时遇阻,距离设计井深还有35.00m。通过多种技术手段处理后未能成功解卡,选择切割244.5mm套管,使用套管外回接技术回接套管并实现套管挂坐挂及密封。在泥线以下40~60m位置(单根套管中间位置)切割回收套管及套管挂;下入套管壁内外修整铣鞋磨铣修整套管割口0.2~0.5m;下入套管外回接补贴工具,使原套管进入外回接补贴工具并进入延伸筒,直至套管挂坐挂到位,使套管外回接补贴工具与原套管连为一体;加压对套管外回接补贴工具密封进行测试;该井在井深203.02m处成功切割回收了9根244.5mm套管及套管挂,对套管割口磨铣0.24m后,套管外回接补贴工具下至井深205.40m进行回接,试压20.69MPa合格,实现套管对接及密封。现场应用表明,套管外回接工艺不缩小现有管串内径,保障套管通径,密封寿命满足油田开发要求,能够解决半潜式平台套管未下到位的问题。     

岩屑回注井的二次利用及双管注水技术

导管架平台井组施工作业中,一般需要前期特别钻出一口井,在裸眼完井后下入回注管柱作为岩屑回注井.在井组开发后期,若将该岩屑回注井弃用,浪费了一个井筒,必将损失高昂的经济效益.当前对回注井二次利用的普遍做法是:将回注井中的回注管串在设定位置切断,起出回注管串,对旧井眼进行修复,重新进行钻完井作业将井筒改造成生产井或注水井.介绍了对岩屑回注井的再次利用技术,即将其改造成注水井,并使用双管注水技术,为已投产的2口生产井提供注水服务,达到油田增储上产的目的,提高了油田的经济效益.