105MPa抗硫井口装置研制与应用

针对高压及含硫化氢(H2S)、氯离子(Cl-)等强酸性环境对井口装置性能的要求,研制了105MPa抗硫井口装置。该井口装置采用十字双翼型结构,同时对金属密封、芯轴式悬挂器、顶丝总成等进行了创新设计。现场应用表明:该井口装置性能完全满足酸性环境下的工作要求,安装操作方便,密封效果好,工作可靠。     

煤层气欠平衡钻井旋转控制头胶芯密封特性分析

旋转控制头胶芯的密封性能是影响煤层气欠平衡钻井施工效果的重要因素。根据煤层气钻井工况,对井口偏心工况、起钻和钻进工况下,旋转控制头胶芯和钻具间的接触压力进行了有限元模拟研究,并分析了胶芯不同结构参数对胶芯密封性能的影响,为煤层气钻井低压密封胶芯的优化设计和研制提供了依据。结果表明:胶芯与钻具间的接触压力随偏心距的增大而增大,且靠近偏心侧的接触压力较大;钻进工况下,钻具本体和接头部分的接触压力都明显小于起钻工况;接触压力随外锥角的减小而增大,随内锥角的减小而减小,但变化量较小;摩擦力随主密封段长度的增加呈线性增加,钻杆接头部分明显大于本体。现场应用实践验证了分析结果的正确性。     

拉压交变载荷下螺纹接头密封面接触压力分析

为了筛选出适用于拉压交变载荷工况下的注采管柱气密封螺纹接头,基于弹塑性接触非线性理论,采用有限元分析方法,考察了轴向拉压交变载荷作用下,储气库注采管柱接头密封面接触压力的分布特点。以2种密封形式(球面/柱面、锥面/锥面)的套管接头密封结构为例,重点研究了不同循环周次交变载荷作用下,主密封面和台肩面上的接触压力随接触长度的变化规律。分析结果表明:随着从拉伸到压缩状态的不断转变,2种密封结构主密封面最大接触压力和有效接触长度均发生不同程度增加,而锥面/锥面密封结构具有较小的相对增加量。锥面/锥面密封形式的有效接触长度相对较长,台肩面辅助密封效果较好,但应合理控制其台肩顶端的应力集中问题。建议储气库注采管柱采用锥面/锥面密封结构的螺纹接头。所得结论可为储气库管柱螺纹的优化选择和设计提供参考。     

膨胀管外橡胶模块有限元分析与密封计算

为更好地对膨胀管外侧橡胶模块进行设计,研究了其在施工过程中的膨胀规律,分别对橡胶模块、膨胀锥、膨胀管建模,对膨胀过程进行有限元分析。通过分析橡胶模块外形和压缩率变化对膨胀力、最大接触压力、悬挂力及密封安全压力的影响关系,得到橡胶模块随着厚度和长度增加,其与套管内壁最大接触压力和所需的膨胀力均增加。随着橡胶模块压缩率增加,最大接触压力、悬挂力及密封安全压力均增加。     

特殊螺纹接头锥面/锥面结构密封特性研究

API螺纹接头由于本身的结构设计以及加工公差已不能满足高温、高压的密封需要,而国内对气密封接头的密封特性研究较少。为此,对锥面/锥面结构密封采用有限元软件进行模拟,研究特殊螺纹接头锥面/锥面结构密封接触压力分布规律和密封性能,分析并讨论密封结构对主密封接触压力的影响。结果认为,特殊螺纹接头锥面/锥面结构密封主密封上具有很高的接触压力;密封面结构参数的变化对接触压力值的变化影响较大,但是对有效接触长度基本没有影响;单纯采用锥面/锥面结构密封,主密封面上存在应力集中,接触压力分布极不均匀,有效接触长度很短,密封面没有得到充分利用,需要对接头进行改进,以改善接头的密封特性。     

超深井套管悬挂支撑系统承载性能研究

油气开发趋势决定井深越来越深、压力越来越高,对套管头悬挂器结构强度提出了更高的要求,悬挂器系统结构直接影响套管头作业安全。基于重载、高压套管头本体和悬挂器支撑环结构,借助有限元仿真分析软件,在对支撑环斜角进行参数优选基础上,研究不同载荷下所优选支撑环系统结构的力学行为,并经试验证实所设计的套管头支撑环系统能够满足悬重3 000kN、耐压140MPa套管头设计要求,为相似套管头悬挂器支撑环承载性能研究及结构优化提供借鉴。     

新型芯轴悬挂器研制与应用

在下放套管的过程中,一旦现场发生井壁坍塌等情况,而此时芯轴悬挂器又没有坐挂到位,就需要将
芯轴悬挂器立即更换为卡瓦悬挂器,同时配套的上部套管头或油管头也同样需要更换,这导致钻井周期因等待时
间而延长。因此,研制的新型芯轴悬挂器,它具有结构简单、密封可靠、更换方便等特点,尤其是在需要将芯轴悬挂
器更换为卡瓦悬挂器时,减少了安全风险,缩短了钻井周期,降低了钻井成本,而且对完井效率的提高具有推动作
用。     

LG163井旋转套管固井技术

旋转套管固井技术能够有效提高水泥浆的顶替效率,从而提高固井质量。但其施工存在较大风险,主要是套管悬挂器在旋转中会受到磨损,容易造成套管悬挂器不能有效密封、座挂。LG地区163井在须家河地层井深H2370m下Φ177mm套管固井,采取旋转套管固井技术,通过认真通井,强化套管串设计,保证了套管顺利下入。在联顶节与套管悬挂器之间加装扶正器,保证了套管悬挂器与套管头的有效密封。注水泥作业中控制套管旋转扭矩,确保了施`工安全。在LG地区163井首次应用旋转套管固井,固井质量合格,优质率达73.50%,为川渝地区推广应用旋转套管固井积累了经验。     

影响膨胀尾管悬挂器悬挂力的因素分析

为了提高膨胀尾管悬挂器的悬挂力,根据其悬挂机理,从膨胀尾管悬挂器本体的膨胀率、膨胀后膨胀本体的回弹、橡胶筒结构和外层套管内径偏差等方面分析了影响悬挂器悬挂力的关键因素。分析结果认为,膨胀尾管悬挂器本体的膨胀率增大时,悬挂器悬挂力增大,但本体发生膨胀变形所需要的膨胀力随之剧增;增加本体外壁橡胶筒长度能增大悬挂器悬挂力,膨胀力基本不变。建议开展回弹对膨胀尾管悬挂器悬挂力影响因素分析及相应对策研究,同时进行金属接触与橡胶条件下悬挂器悬挂力与密封问题的研究。     

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。     

带密封自锁装置的悬挂器

ＣＹＸＧ─Ｂ型带密封自锁装置悬挂器，是在原ＣＹＸＧ—Ａ型悬挂器基础上，针对深井尾管固井中浮箍时常失效，造成替空，水泥浆倒流等弊病，设计出带密封自锁的悬挂器。该装置是将钻杆胶塞与套管胶塞复合后形成，密封和自锁，套管胶塞联接的碰压头能与碰压头座形成严密的密封和自锁。结构为两部分，钻杆套管胶塞复合密封自锁装置和碰压密封自锁装置。文中还介绍了主要技术参数、工作原理、安装及实验等。     

膨胀悬挂器技术在石油工程中的应用

膨胀悬挂器作为膨胀套管技术的衍生产品,能够有效地对尾管头和套管重叠段进行密封,优化侧钻井窗口深度,拓宽悬挂器的应用范围。胜利油田已开发出套管膨胀悬挂器、筛管膨胀悬挂器和旋转尾管膨胀悬挂器3种类型,并实现产业化应用,涉及钻井、完井和修井等领域。通过分析膨胀悬挂器的结构特点、工作原理、技术参数及技术优势,结合现场应用情况,对膨胀悬挂器进行结构优化设计,取得了较好的应用效果。     

内嵌卡瓦尾管悬挂器的研制与应用

为解决常规尾管悬挂器不适宜超深井、大位移井和小间隙井等复杂井的问题,开展了内嵌卡瓦尾管悬挂器的研究。创新研究了其利用卡瓦侧面承载的内嵌卡瓦尾管悬挂器坐挂机构,改变了卡瓦和锥套间挤压力的方向,减小了锥套所受的径向力。同时坐挂机构采用无推杆连接方式,提高了悬挂器的入井安全性。对承载斜面角度、锥套外径等方面进行了有限元分析和结构优化。研究结果表明,在卡瓦斜面轴向夹角为α2时,卡瓦和套管的最大应力最小;当锥套外径为D2时,内嵌卡瓦尾管悬挂器坐挂后过流面积与常规尾管悬挂器相比增加了34%。试验及现场应用结果表明,内嵌卡瓦尾管悬挂器对悬挂尾管长、井下易漏失等复杂井况具有较强的适应能力。     

海上深井膨胀悬挂器钻完井技术研究及应用

针对尾管固井时出现的尾管头漏失现象,结合所悬挂尾管类型,研制出海上深井膨胀悬挂器。它是利用膨胀悬挂器悬挂技术套管,利用膨胀悬挂器的良好密封性能,结合密封水泥环封隔钻井过程中的复杂压力体系,彻底解决尾管头的环空漏失问题,保证后续钻井安全。室内试验及现场应用情况表明,膨胀悬挂器各部件工作正常,膨胀后密封压差45 MPa,坐挂时对技术套管无影响,技术套管与胶筒无相对位移,单段40 cm的氟橡胶筒悬挂力≥600 kN,具有较强的密封悬挂能力,能满足设计及现场要求。     

新型双卡瓦高温高压尾管悬挂器的研制与应用

剑门1井是国内罕见的井深超过7000m的深井、井底温度为161℃,149.2mm小井眼与Φ127.0mm尾管形成的小间隙环形通道长达2007m,尾管悬重为62t,现有的Φ127.0mm单卡瓦尾管悬挂器已不能满足深井固井的要求。为此,通过技术攻关和研究设计,将原有的单液缸单卡瓦设计成双液缸双卡瓦结构,增加了承载能力;采用高温、高压密封件增强了密封和耐高温性能;最终研制成功了Φ127.0mm双卡瓦高温、高压尾管悬挂器。其工作原理为:在固井作业下套管时将它连接于尾管柱顶部下入井内,悬挂作业时从井口投球到球座,加注液压使悬挂器上下液缸同时工作,分别推动上下卡瓦上行张大卡在上层套管内壁上,以实现尾管悬挂的功能。该新型工具在剑门1井的应用成功,解决了超深井高温、高压长尾管悬挂固井的技术难题,为类似超深井、高温、高压井和具有小间隙长尾管特点的高难度尾管固井提供了经验。     

套管头密封问题的分析与处理

四川地区套管头多采用心轴悬挂器结构，该种悬挂器下部靠１∶６锥度金属面加矩形橡胶环进行组合式密封，原理虽然可行，问题也就随之而生。１－套管头悬挂器密封问题分析①使用条件与理想状况有差异。设计为锥度密封在理想状态或套管头内很干净的情况下容易办到，井控队在库内清水试压就很少发现问题，大多一次成功。然而现场套管头在钻井液长期浸泡下能否彻底清洗干净值得怀疑，一旦有小颗或部分泥饼垫住密封斜面，就肯定试不起压。②套管头密封斜面不可能完全保护好。打钻时有防磨套保护密封斜面，但是必须取出保护套才能下套管。每个套管…     

埕海油田大斜度井超短尾管固井技术

埕海油田大斜度井技术套管下不到底而漏封水层,采用尾管补救固井时存在超短尾管串在大斜度井段悬重轻、丢手和判断丢手是否成功困难、水层活跃易窜流、尾管串居中度差及顶替效率低等问题,为此进行了大斜度井超短尾管固井技术研究.在封隔式尾管悬挂器下部增加牵制短节,增大尾管串悬重;使用膨胀防窜水泥浆体系,以防止地层水窜流;应用PVI软...     

封隔器胶筒几何参数优选

应用ANSYS有限元软件优选了封隔器胶筒几何参数，通过研究几何特征参数和接触压力之间的关系确定出参数值，分析并得出胶筒与套管的密封峰值接触压力随着胶筒高度的升高而总体呈现降低的规律，同时受剪切强度和密封接触压力分布规律的限制；在同样胶筒子厚度的情况下，胶筒与套管密封峰值接触压力随胶筒倒角增大而增大，但角度增至某一个值时，接触压力会出现畸变；在同样的胶筒倒角下，胶筒与套管密封峰值接触压力随着子厚度的增大呈现先升后降的趋势，即存在最优值。     

膨胀管技术一年来的钻井实践

在过去一年里，固体膨胀管在眼井和已下套管封隔井中都有应用，井下膨胀管技术的基本原理是井下液力驱动的机械膨胀装置膨胀圆管。膨胀锥或工作筒用冷拉伸的方法使得圆管发生塑性变形。在钻井工程应用中，特殊设计的尾管悬挂器代替常规的悬挂器，它保持孔眼尺寸并能提供优良的压力密封。在已下套管井中，这种技术可在不减小井眼直径的前提下用于修复套管。     

膨胀尾管悬挂器研究及应用

常规尾管悬挂器由于密封性能差、内通径小等问题很难满足生产需要,为此,对悬挂及密封材料、液压及机械相结合的膨胀机构、膨胀方式、爆破盘等关键技术进行了研究,研制了膨胀尾管悬挂器.介绍了其结构和工作原理,阐述了其技术优点:该技术把膨胀套管技术应用到尾管完井领域,密封悬挂机构采用高强度橡胶材料,膨胀方式采用液压和机械相结合、由上至下的膨胀方式,设计了爆破盘.为检验膨胀尾管悬挂器的性能指标,进行了膨胀尾管悬挂器室内试验,验证了膨胀尾管悬挂器的基本性能.在王102-侧54井进行了侧钻井现场试验,悬挂φ95 mm尾管901.67 m.膨胀尾管悬挂器集尾管悬挂器及上封隔器于一身,有效解决了尾管头漏失问题,且悬挂密封可靠,内通径远大于尾管内径,是尾管完井技术的最新发展方向.