全尺寸套管磨损试验研究

在超深井、大斜度井、大位移井和水平井或狗腿度严重的井段和套管下入后的长期裸眼钻井过程中,经常会出现套管磨损问题,降低了油气井寿命甚至造成油气井报废。采用美国Maurer公司的全尺寸套管磨损试验机,在泥浆中加入不同加重剂——铁矿粉和重晶石、减摩剂,施加不同侧向力,对采用不同钻杆接头的套管进行了磨损试验,分析了不同情况下套管的磨损,并提出了预防套管磨损的措施。     

磨损套管爆破强度应力应变分布规律研究

套管磨损后,其壁厚大大减薄,抗内压爆破能力大大下降,从而会造成大量的钻井事故或油气井早期报废。利用有限元分析软件,研究了有水泥环和无水泥环磨损套管模型爆破压力下的应力应变分布规律。研究结果表明,在逐渐加载至爆破压力的过程中,应变与加载内压的关系会由线性变为非线性;爆破压力下,磨损套管内外壁面的应力分布曲线在周向20°位置存在一个明显的转折点;套管外表面周向20～140°段径向位移会随着磨损量的增大而减小。     

套管磨损试验成本控制研究

套管磨损是钻井工程中的一个核心课题,而套管磨损试验又是套管磨损问题研究的基础.针对套管磨损试验的成本控制问题,分析并研究了影响该试验成本的相关因素,结果表明试验材料费、设备使用费、人工劳务费和各级管理费所占比例较高,而交通费、税费、风险费和其他费占比例较小.针对存在的问题,提出了优化试验设计、人员精细化管理、严控材料采...     

钻杆与套管摩擦磨损的试验研究

模拟井下工况,利用钻杆/套管摩擦磨损试验机试验分析了摩擦行程、钻井液黏度、接触载荷和钻杆转速等因素对套管磨损的影响规律。得出套管磨损量与摩擦行程、磨损率与接触载荷均呈现近似的线性关系;接触力增大,摩擦因数总体上有增大的趋势;增加钻井液黏度可以使摩擦因数有所降低,但不能大幅降低套管磨损;钻杆转速超过140r/min时,转速增加引起的摩擦副振动逐渐加剧直至共振,导致套管磨损率出现较大幅度的上升。该研究成果为钻井参数优选、套管磨损预测和减磨优化设计提供了参考依据。     

套管钻井用套管与地层岩石磨损的试验研究

在研究套管钻井套管柱与井壁接触压力的基础上,根据中国套管钻井先导性试验工艺参数确定了接触压力范围,用MM型材料磨损试验机对J55钢级套管与典型岩石(砂岩、花岗岩)的滑动磨损情况进行试验研究,所用介质分别是自来水、自来水加润滑剂、钻井液和钻井液加润滑剂.得到了一系列磨损规律和试验回归方程,为预测套管钻井完钻后套管柱的抗挤、抗拉、抗内压强度特性和剩余寿命等奠定了数据基础.     

大位移井套管磨损预测及防磨技术研究

针对大位移井套管磨损问题,以White和Dawson提出的磨损效率理论模型为基础,建立了套管磨损预测模型。利用该模型定量地分析了井眼狗腿度、机械钻速、顶驱转速、底部钻具组合、套管钢级和钻井液性能对套管磨损的影响规律。分析结果表明,套管磨损深度随井眼狗腿度、顶驱转速、底部钻具组合外径的增大而增大,随机械钻速和钻井液密度的增大而减小。根据所计算的钻柱与套管之间接触力的分布情况,可对发生磨损的重点井段进行分析。综合以上分析结果,制订了相应的防磨措施,这些措施对现场施工具有一定的指导意义。     

套管磨损正交试验及其影响因素的极差分析

为了确定正压力、转速、钢级和钻井液等因素对套管磨损的影响程度,建立了磨损-效率模型来预测井下套管的磨损,通过套管磨损四因素三水平正交磨损试验,测量了正交表中给定正压力、转速、钢级和钻井液类型下套管的磨损效率和摩擦因数,同时通过试验数据的极差分析得出了减少套管磨损的优化的水平搭配方案。分析结果表明,使套管磨损性能最佳的试验条件为正压力200 N,转速60 r/min,钢级为N80,钻井液类型为油基钻井液;钻井液类型对套管磨损效率的影响因素最大,套管钢级的影响次之,转速再次之,正压力的影响最小。     

套管磨损研究进展

套管磨损严重时，将使套管的抗挤毁能力和腐蚀寿命大大下降，为了减轻磨损带来的损失，有必要对套管的磨损问题进行深入的研究，在查阅大量文献的基础上，综合讨论套管磨损对抗挤毁能力和腐蚀寿命的影响，套管磨损机理及套管磨损的预测与控制方法等的研究现状，并提出套管磨损机理研究的新思路和减轻套管磨损的新方法。     

三高气田套管磨损研究及应用分析

依据套管磨损相关理论,给出了套管磨损深度预测模型,开展了模拟现场钻井条件下气田在用套管磨损室内试验。分析了三高气田套管磨损后带来的问题,用编制的套管磨损预测软件并结合试验测得的套管磨损参数和实钻井史资料,对龙岗气田部分井在用的244.5 mm技术套管的磨损情况和强度进行了计算。计算结果显示,技术套管普遍存在磨损情况,平均磨损率在10%左右,套管磨损后抗挤强度和抗内压强度都显著降低。探讨了影响套管磨损的主要因素,提出了考虑磨损后套管强度满足要求的三高气田套管柱设计安全系数。研究结果对提高三高气田钻完井安全性有一定的指导作用。     

温米油田油水井套管损坏机理研究及防治

当今越来越多的强化采油措施使套管的工作环境不断恶化,所受的外载不断增加。现场实际情况表明,油水井投产后,套管承受的外载比完井时大的多,这是造成套管损坏的一个重要因素。因此,认真分析和研究套管损坏的各种因素和机理,改进套管设计方法,满足长期采油需要,是一个亟待解决的问题。     

深井套管防磨技术研究与应用

分析了在深井、超深井、大位移井和水平井钻井施工中套管磨损的原因及对套管强度的影响.详细介绍了套管减磨工具的结构原理、主要性能参数及现场使用情况.现场应用效果表明,工具安全可靠、操作方便,能有效延长油井寿命,减少后期的修套、补套或修井工作.     

高韧性水泥环降低油气井套损作用机理

油井套管在机械和化学作用会下引起变形、错断、破裂以及腐蚀等损坏,使油气井寿命缩短.水泥环韧性提高与弹性模量降低,有利于阻止地下流体对套管产生化学腐蚀,降低套管受到的最大应力和挤压套损.采用弹性力学和有限元方法分析井下水泥环以及套管的受力情况,明确了高韧性水泥环降低套管挤压套损的作用机制.     

高韧性水泥环降低油气井套损作用机制分析

由于油气资源紧缺,各大油田复杂地层钻井数量增多,致使套损率急剧上升,严重影响了油气井的生产寿命和采收率.通过对套损井的成因分析发现,提高水泥环的韧性可以防止地层压力对套管的挤压损坏和地层流体对套管的腐蚀.其作用机理为:纤维材料能增加水泥环的韧性,提高水泥环二界面胶结质量,防止水泥环的胶结面被破坏,阻止地层流体对套管产生腐蚀,可降低腐蚀套损率;同时,该材料能降低水泥石的弹性模量,增加水泥石的韧性,保持水泥环的完整性,可降低挤压套损率.     

钻井时效对长水平段页岩气井套管磨损影响因素分析

深层页岩气井钻井施工时,由于水平段长度及钻井作业周期均比较长,套管磨损现象相对严重,不合理的钻井设计还会加剧套管的磨损,导致套管强度下降,严重威胁页岩气井的安全经济生产。为此,基于磨损效率模型,建立了相应的磨损预测计算方法,重点探讨了页岩气水平井钻井时磨损的影响因素与规律,并给出相应的减磨防磨方案,保障钻井施工安全。研究表明:总进尺量与磨损量成正比;过低的机械钻速会明显增加磨损量;造斜段狗腿度与套管磨损量成正比;磨损量会随着井斜角的增加而增加,但增加速度会逐渐减小。     

稠油开发井套管损坏机理与强度设计问题分析

套管损坏是影响稠油井开发效益的主要原因之一.分析了稠油井套管损坏特征和损坏机理,主要包括:高温引起的强度变化、蒸汽吞吐形成的残余应力、高温热应力引起套管与水泥环滑脱、油层出砂亏空和断层错位形成地应力等.指出了目前对稠油井套管柱安全强度设计与分析采用的单轴应力或3轴应力方法没有综合考虑交变热应力及生产中的复杂情况,存在许多局限性或不合理性,需要建立更为科学的稠油井套管柱安全可靠性设计与评价方法.     

南海西部油田高温高压气井套管磨损预测

为避免南海西部油田高温高压气井套管磨穿问题的发生,对套管磨损进行了预测。采用滑台式套管磨损试验机,在模拟工况下开展了系列磨损试验,得到了接触力、转速、钻井液密度等参数与套管磨损量之间的关系,求取了套管壁厚损失、抗内压强度、抗外挤强度及安全系数等参数。试验结果显示,接触力越大,转速越高,钻井液密度越大,则套管累计磨损量越大;不同耐磨带对应的套管磨损不同且差别较大,在设计工况下套管磨损系数小于2.0×10-14 Pa-1。以A7H井为例,造斜率为3°/30m,φ339.7 mm和φ244.5 mm套管磨损后壁厚分别减小8.5%和13.1%,抗内压强度分别降低8.0%和13.0%,抗外挤强度分别降低8.0%和13.0%,抗内压最小安全系数分别为1.41和1.47,抗外挤强度最小安全系数分别为1.22和1.20,强度满足相关标准的要求,现场作业中未出现套管磨损失效现象。研究表明,接触力、转速、钻井液密度相同的条件下,磨损量与磨损时间之间呈多项式关系;该预测方法可较为准确地预测套管磨损程度,从而决定是否采取防磨减磨措施,避免井下故障发生。      

中深层水平井套管磨损预测与分析技术

在钻井过程中,对一些复杂井的套管磨损进行预测以及对套管采取防磨措施尤为重要。鉴于此,以2口中深层复杂井为例,对套管的磨损情况进行了预测,通过仪器对套管实际磨损情况进行测量,将预测套管磨损情况和实际套管磨损情况进行了对比,并分析了原因。分析结果表明:利用套管磨损预测模型对复杂结构井实行磨损预测,能够真实直观地预测套管磨损情况;钻井周期、起下钻次数及纯钻时间等施工因素对套管磨损起着决定性作用,缩短施工周期、减少起下钻次数、提高机械钻速及缩短纯钻时间能够有效降低套管磨损量;套管防磨接头对于降低套管磨损具有重要作用。所得结论可为后续的复杂井施工套管磨损预测和防磨提供参考。     

超高压气井井身结构设计技术

超高压气田在我国分布较为广泛,其主力产层因沉积环境一般埋藏较深,最深达到8 000 m以上,地层复杂,往往存在喷、漏、塌以及含H₂S等复杂情况,超高压气井钻井工程井身结构设计非常困难。为解决超高压气井井身结构设计主要存在的“深井或超深井,套管管材应力水平高,在含H₂S条件下安全余量小”的问题。提出超高压气井井身结构设计技术应根据地层压力系统和井下复杂情况来确定必封点,增大完井尺寸和提高上部大尺寸套管的强度,井身结构采用自下而上和自上而下相结合的方法进行设计;进行深部井眼钻具强度校核和水力参数计算时,应结合钻机选型和钻井工艺技术,对套管选型和强度校核以及套管安全下入技术进行评估。     

油气井二氧化碳腐蚀的缓蚀研究

在实验室内采用挂片法和电化学法,评价了FHH-02,956和BUCT三种缓蚀剂对油气井二氧化碳腐蚀的缓蚀效果.实验结果表明,缓蚀剂具有选择性,BUCT缓蚀剂针对江苏油田油气井产出水的缓蚀效果较好,腐蚀速率可以从3.06 mm/a降到0.11 mm/a,缓蚀率达96.5 %.