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。     

250MPa磨料射流内切割套管技术在我国海上弃井中的应用

介绍了250 MPa超高压磨料射流内切割套管技术在我国海上油田弃井中的应用情况。该技术在渤海海域某海上油田弃井项目中分别在244.5mm和339.7mm套管内一次切割完成最大外径为762mm的三层水泥封固套管,在水下65m切割φ339.7mm+φ508mm+φ762mm三层水泥封固套管的时间小于10h。整个作业过程安全顺利,避免了进行套铣等传统方式作业,节约了作业工期费用。总结了一套使用250 MPa磨料射流切割系统在泥线下4m内切割多层水泥封固套管的成功经验和初步认识,可为今后在海上油气田弃井中开展类似作业提供参考。     

大宇弃置井?244.5 mm套管切割打捞作业实践与认识

2018年,勘探四号半潜式钻井平台圆满完成韩国大宇弃置项目。在?244.5 mm套管切割回收作业中,采用了新的?244.5 mm套管切割回收工艺,将切割和打捞两项作业结合,仅使用一趟钻具组合就完成套管的切割和回收作业,减少了组合BHA和起下钻次数,简化了作业流程,大大提高了作业的效率和可靠性。     

南海超深水井口系统切割回收技术研究与应用

随着海洋石油勘探开发向深水区迈进,超深水探井的弃井作业也随之而来。分析了超深水水下井口系统切割回收技术难点,设计了切割钻具组合,研发了国产化的外悬挂螺杆动力水下井口系统切割回收工具,并对重要作业参数进行匹配研究。在水深1 901 m的YL8-1-2井作业,仅用11 h完成了508 mm×914.4 mm(20英寸×36英寸)水下井口的切割,并顺利回收。可为我国海洋石油相关作业向深水进军提供借鉴。     

高效割捞一体打捞器在弃井作业中的应用

根据海洋石油弃井规范规定:在中华人民共和国的内海、领海、大陆架以及其它属于中华人民共和国海洋资源管辖海域内进行的油气勘探、开发及生产作业结束后,需要对井口设施进行清除,即弃井。弃井作业分为常规弃井和深水弃井,水深400米以内为常规水深,400米以上为深水作业。深水弃井时,通常采用特殊功能的切割打捞一体工具,在切割套管时,补偿潮汐对钻具深度的影响。浅水弃井不受潮汐影响,常采用切割打捞两趟作业。此次使用的新型割捞一体打捞器将切割和打捞两项作业结合,采用一趟钻具组合完成,节省一趟钻的时间,提升作业效率。介绍了BZ9-6井割捞一体打捞器成功弃井的作业案例,为后续类似作业提供借鉴。     

关于采用非常规套管程序改进四川深井井身结构设计的探讨

井身结构设计是钻井工程的基础设计,四川地区深井超深井长期局限于单一的Φ508×Φ339.7×Φ244.5×Φ177.8×Φ127常规套管程序,不能满足复杂地质条件下深井超深井科学设计井身结构的要求。开展非常规套管程序与相应井身结构的研究,探索采用API标准非常用套管和非API标准套管的井身结构方案,使井身结构设计更具灵活性,增加可用套管层次以增强应对地质与工程风险的能力和提高钻井工程质量,对提高四川复杂地质条件深井超深井钻井整体效益是非常必要的。     

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柯深1井是四川石油管理局川东7016钻井队在塔里木盆地西南地区承钻的一口深预探井。设计井深6800m,1991年12月27日使用φ660.4mm钻头钻至285.36m,φ508mm套管下深283.96m;1992年5月3日使用φ444.5mm钻头钻达3544.20m,下入φ339.7mm技术套管3504.93m。超长大套管下井及双级注水泥是一项难度大的综合性工程。由于井眼大而深、裸眼段长、套管大而重、地层岩性复杂多变及具有易卡水层和凝析油气层、多压力系统等,为了取得套管下井及固井作业的成功,采取了一系列特殊的工艺技术措施。套管强度设计φ339.7mm套管下深3540.93m是支撑井口装     

深水弃井作业一体化技术及关键工具研究

现有的深水弃井作业程序需要多趟钻才能完成,作业成本高,且注水泥管柱下入困难。为了提高弃井的作业效率,研究了深水弃井一体化工艺,设计了关键工具,并进行了试验验证。结果表明,该技术可以一趟钻完成切割套管、注水泥封固井口、回收井口头作业,可以降低弃井作业成本,简化作业程序,提高作业的可靠性。     

一趟式套管切割回收技术在海洋半潜式平台中的应用

弃井工艺作为勘探、老井套管回收等施工作业中最关键的一道工序,广泛应用于石油工业中,特别是对于日费高昂的海洋石油钻完井,如何通过选取合适的钻具组合,满足一趟完成套管切割套管回收水下井口头,达到降低勘探成本的目的,具有十分重要的意义.     

渤海油田单筒双井浅部表层套管打捞实践与认识

近年来,为有效解决海上平台槽口数量的限制,单筒双井技术在渤海油田逐步推广应用。本文以V44井和V46井单筒双井事故处理为例,因V44井已固井Φ339.725mm表层套管发生局部破损变形,导致V46井一开钻井提前遇阻,亟需处理。在Φ914.4mm隔水导管内,Φ339.725mm表层套管偏心,在处理破损套管过程中,引入鱼顶困难,导致发生插偏、套劈鱼头等复杂情况。通过优化钻具组合与特制工具,现场利用内引钻具,配合套捞一体顶部接头、割捞一体捞矛、修套铣锥、倒扣公锥、滚子扶正器等工具,成功将浅层破损Φ339.725mm套管打捞出井,并完成对扣回接,恢复了井筒完整性,为后续同类型作业提供了宝贵经验。     

青海油田套管切割工艺改进与应用

通过倒扣将卡点以上的管柱解卡起出以及在取换套施工中倒套管取套,施工周期长,施工费用高,每次倒出的管柱程度不确定,施工显得非常被动。利用切割工具预先切割井内卡点以上的自由段管柱,将被切割的管柱一次性起出,大大加快了施工速度,而且对切割位置可实现人为控制。在现场多口井使用中通过对机械内割刀内部结构的不断改进,将对刀头机械施加压力改为水力施加压力,解决了机械内切割工具坐卡确定切割位置困难、刀头加压不均匀、对井内被切割管柱鱼顶不在井口而不能预先施加提拉力导致无法正常切割等问题;同时对切割管柱组合也进行了不断改进和现场试验,解决了切割和打捞需两次完成、效率低和刀头易损的问题,实现了切割打捞一体化施工,有效地保护了割刀刀头,延长了刀头使用寿命,提高了施工效率。目前,青海油田套管切割工艺已逐步替代了通过倒扣解卡打捞处理卡钻事故的传统修井工艺,成为快速解除卡钻管柱事故和取套、换套施工中管柱快速起出套管的首选修井工艺之一。     

东海西湖区块高温高压深探井井身结构优化

为解决东海西湖区块原有井身结构存在的问题及井壁稳定差、井下故障多等问题,参考海上常规探井自上而下的井身结构设计方法,根据地质必封点和地层压力分布确定技术套管的尺寸、层次和下入深度;根据地质目标、井控能力和完井测试要求确定表层套管和完井套管的尺寸和下入深度.优化后的井身结构为:φ508.0 mm表层套管下至井深600.00 m左右,封固不稳定地层并建立井口,提供充足的井控能力;φ339.7 mm技术套管加深下至井深2 400.00 m左右,封固不整合面和煤层等不稳定地层;φ244.5 mm技术套管加深下至井深4 000.00 m左右,封固压力过渡带,保证打开储层时具有良好的承压能力;同时,在2 400.00~4 000.00 m井段备用φ298.4 mm技术套管封隔特别复杂地层,避免深部出现小井眼井段和储层测试困难的现象.东海西湖区块的2口直井采用了优化后的井身结构,与采用原井身结构的邻井相比,优化后的井身结构成功封隔了复杂地层,有效减少了井下故障,避免了钻井工程事故的发生,实现了安全高效钻井.      

双层套管SGDT固井质量解释方法

俄罗斯原有的水泥密度套管厚度仪(SGDT)固井质量解释方法仅适用于单层套管的水泥充填状况评价,无法对双层套管固井作业的测井资料进行定量评价。针对Φ244.5mm外管内下入Φ139.7mm套管的双层套管固井结构,在统计分析62口井的双层套管SGDT实际测井资料的基础上,采用多元非线性回归方法,研究内层水泥密度、外层水泥密度、井内流体等因素与测井响应之间的关系,得到计算内层套管水泥密度的解释新模型。通过对实际测井资料的处理,验证了解释模型的正确性。     

水平井井身结构设计探讨

对水平井井身结构设计中的２４４．５ｍｍ套管下深的确定原则、地层破裂压力及并眼波动压力等问题进行了讨论。认为水平井井身结构设计的关键在于确定２４４．５ｍｍ套管的下深，下至窗口不一定为最优的选择，水平井钻井的关键井段是大斜度并段，２４４．５ｍｍ套管的下深要兼顾水平井段和大斜度并段的钻进。地层破裂压力可近似采用直井数据。波动压力系数可按文中估算方法估算。     

TP4CH超深侧钻水平井钻探技术

为恢复老井TP4井的生产,提高储量动用程度,在TP4井的Φ244.5mm套管内开窗侧钻TP4CH井。针对TP4CH开窗侧钻水平井超深、高温给钻井施工带来的困难,介绍了该井钻井过程中井身剖面设计、锻铣、井身轨迹控制、钻井液、安全钻井配套技术等方面所采取的措施。TP4CH井的成功实施,对同类井的钻井设计、施工具有一定的指导和借鉴意义。     

延平1水平井煤层气绒囊钻井液实践

延平1井是鄂尔多斯盆地东缘延川南区块东部平台区的第一口煤层气水平排采井,目的层为山西组2#煤层。一开采用膨润土钻井液,完钻井深140 m,下入Φ244.5 mm套管139 m;二开采用聚合物钻井液,完钻井深1 031 m,下入Φ177.8 mm套管1 030 m;三开采用绒囊钻井液以提高机械钻速、稳定井壁。煤层气绒囊钻井液由成核剂、成膜剂、囊层剂、绒毛剂等专用处理剂组成,添加KCl提高抑制性。钻井液密度1.05～1.11 g/cm3,切力2.5～8 Pa,动塑比0.35～0.85 Pa/mPa.s。10 d完成设计井深1 729.59 m,完钻井深1 732 m,顺利下入Φ114.3 mm筛管至井深1 725.4 m。三开段平均机械钻速5.09 m/h,72 h不循环井壁稳定,不影响井下信号传输,一次性与延平1-V井对接成功。完钻后通井划眼2次,后对储层段静置破胶48 h后,用清水顶替破胶液,破胶液粘度接近清水。     

乌深1井钻探关键技术实践与认识

乌深1井是大港油田有史以来乃至东部油田最深,且具有科学探索性质的深探井,设计井深6000 m。由于井深、地质情况复杂、地温梯度高、钻井施工难度大,通过施工人员的努力,乌深1井历经393d钻至井深5852 m,创造了全国陆上油田?311 mm井眼最深和?244.5mm套管一次下入最深的记录。介绍了优化井身结构设计和钻井施工中在大尺寸井眼钻进、钻具和套管保护、?244.5mm套管下入和固井、钻井液工艺技术以及欠平衡钻进技术等。