Q1井弃井作业复杂情况处理与认识

Q1井在弃井作业过程中遇到复杂情况,对套管的切割回收带来了很大的困难。由于Φ244.5 mm套管外水泥环返至井口,使得套管在割断后无法提出,经过多次上移套管切割深度后,采用特殊的作业手段将套管提拉出井眼;后续在回收Φ762 mm套管和Φ508 mm*Φ339.7 mm变径套管时,由于Φ244.5 mm套管割深过浅,使得Φ508 mm*Φ339.7 mm变径套管的可切割长度极短,通过设计非常规的切割钻具组合、非常规的打捞方法才得以完成回收。详细介绍了打捞钻具组合设计、打捞方法,对水下井口的非常规弃井回收作业有借鉴意义。     

非对称单筒双井技术在文昌13-2油田的应用

南海西部文昌13-2油田目前共有开发井12口,油田已经没有空井槽,为充分开发油田,提高采收率,确定在文昌13-2油田A平台内挂4个?762 mm井槽,采用单筒双井技术,利用平台125t修井机,在?762 mm隔水管内下入?339.7 mm套管和?244.5mm套管,并利用?339.7 mm套管进行单筒双井的固井作业,实现了在同一井槽内完成2口不同井身结构的水平井钻完井作业。以同一槽口A16h井和A17h井为例,介绍了非对称单筒双井钻井程序、工艺特点以及钻井期间注意事项。单筒双井技术在文昌13-2平台成功的应用,充分地利用了井口平台的空间,减少了工程造价,降低了开发成本,摸索出了一套成功经验。     

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。     

井口套管裂纹原因分析

调查研究了某井在套管头里发生的套管裂纹事故,从宏观上分析了套管裂纹形貌,讨论了套管在卡瓦夹持以及坐挂载荷条件下的受力状态,分析了套管材料质量和尺寸精度对裂纹的影响,分析计算了套管头、防磨套和套管在钻井过程中的服役条件.认为在钻井过程中防磨套松动后被钻具带着转动,致使244.5 mm×177.8 mm套管头和244.5 mm套管受到异常撞击载荷,使套管头和套管严重磨损,并使套管产生裂纹.材料韧性不足,降低了套管抵抗裂纹萌生和扩展的能力.     

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。     

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。     

西江24-3-A14大位移井244.5mm套管固井技术

西江24—3一A14大位移井在下深超越6096m(20000 ft)的情况下,采用“认真准备优质井眼”“使用套管漂浮接箍和套管漂浮技术”“使用多刃滚柱套管扶正器”“慎选套管鞋位置”等特别技术,成功地下入244.5mm(9 5/8in)套管566根,仅用46.5h就完成了该井的固井作业。     

?244.5mm套管一趟管柱钻灰塞工艺技术

为了解决冀东油田大修动力?244.5 mm大套管钻灰塞施工成本高的问题，实现技术增效，开展了小修修井机提供动力利用螺杆钻具携带钻头一趟工序进行?244.5 mm套管钻塞技术研究。采用外径172 mm螺杆马达携带外径214 mm钻头进行灰塞钻磨，通过向油套环空添加增黏剂，解决油套环形空间大返排灰屑困难问题；通过点焊方式解决钻具扭矩大，钻头易落井的技术难点；通过对施工工艺参数进行优化，对管柱组配进行了优选，形成了一套适用于?244.5 mm大套管钻塞工艺。经南堡某井现场应用，解决了环空返排效率低的问题，取得了较好的应用效果。该技术节约了施工成本，降低了作业周期，为?244.5 mm大套管小修一趟管柱钻灰塞方面提供技术支撑。     

接箍卡紧式顶驱下套管装置研制

内卡式顶驱下套管装置的卡瓦是插入套管内,通过卡紧套管本体的内壁来实现转矩传递,存在成本高、管理复杂、增加作业工作量等缺点。研制了接箍卡紧式顶驱下套管装置,通过卡紧套管接箍外壁来传递转矩,并采用弹性密封垫圈密封接箍的端面。该装置通过更换4种钳头,可进行114.3~508.0mm(4~20英寸)套管的下井作业,同时实现套管柱旋转、下压操作、泥浆循环,使井眼缩径、井壁坍塌、岩屑沉淀等问题得到及时排除,作业效率高。介绍了该装置的结构和工作原理。     

套管内液压增力解卡器在月东油田应用

为了实现对Ф244.5mm套管井内所卡管柱实施有效解卡,弥补套管尺寸大、水平井、大斜度井内卡管柱解卡困难的工艺技术,Ф244.5mm套管内液压增力解卡器为这一困难的解决提供了有效的技术支持。因此,主要分析套管内液压增力解卡器在月东油田应用。     

国内尾管固井完井技术现状

介绍了小井眼固井、尾管先期防砂完井、尾管回接固井、旋转尾管固井、膨胀套管完井和尾管钻井等6种新兴的尾管技术.分析了特殊卡瓦式悬挂器、尾管回接装置和膨胀式悬挂器等3大类尾管完井工具研究现状.建议在尾管完井中采用特殊尾管和新兴的完井方式,并采用多手段提高尾管固井质量.指出尾管悬挂器应向多功能化、简单化和可靠性方向发展.     

导管架Ф508mm套管回接技术在油田开发中的应用

导管架回接完井技术是在预钻井作业完毕后,安置导管架并安装上部组块,实现套管回接,建立水下至地面的流体通道后转入完井生产作业。为了节约钻机资源,海上某油田进行多次调研,最终实现导管架回接完井作业。导管架回接作业的最外层为?508mm套管,回接作业包括连接、安装扶正器、对孔、对井口、回接锁紧等几项工序,并最终通过试压验证回接的可靠性,回接作业中需要考虑井口密封及承受载荷方面的影响,以便满足长时间生产的需求。该油田通过对管串的受力分析及现场切割等工艺,实现了20余口井的回接,为顺利投产奠定了基础。在回接过程中,管串受导管架安装精度影响较为明显,需要在后续油田作业中加以控制。     

侧钻小井眼裸眼封隔器完井的技术改进

为探索苏里格气田降低开发成本、挖掘气藏剩余产能的有效途径,长庆油田近些年陆续开展了一些老井侧钻水平井的技术试验,取得了较好的开发效果。对于Ø139.7 mm套管的老井侧钻小井眼水平井,由于裸眼井筒尺寸过小,侧钻时对套管产生了明显偏磨,给裸眼封隔器完井工具的入井、坐挂和回接均带来较大的风险,试验过程出现了一些复杂情况。针对苏里格气田侧钻小井眼裸眼封隔器完井复杂情况的技术分析,找出了形成复杂情况的关键因素,优化了完井工具的管柱结构,完善了完井作业的施工方案,在2口试验井中一次成功的实现了完井管柱入井、悬挂器坐封脱手和悬挂器回接作业,取得了预期的改进效果,为侧钻小井眼裸眼封隔器完井技术的推广试验积累了经验,为长庆苏里格气田的产能挖潜提供了技术借鉴。     

?406.4mm尾管悬挂技术在深水钻井中的应用

针对深水钻井水下井口系统的表层套管尺寸限制后续套管层次的问题,介绍了?406.4 mm超大尺寸尾管悬挂技术以及与其对应的注水泥工艺。悬挂装置由承载环和配套的悬挂器组成,承载环最大外径508 mm,最小内径445.8 mm,出厂前预制在?508 mm套管上;配套的悬挂器上卡环坐入?508 mm套管承载环上的对应卡槽内,连接?406.4 mm尾管串。对作业过程中可能出现的一些问题进行了分析总结,提出了建议。该技术有助于优化井身结构,从而更好地应对复杂地层钻井难题,对今后类似井的作业具有很好的借鉴作用。     

水下井口套管悬挂器偏磨事故预防技术

为了防止半潜式钻机施工过程中水下井口套管悬挂器及其连接短节发生偏磨,破坏油气井的完整性,以海上高温高压探井M井钻井过程中?273.1 mm套管悬挂器及其连接短节发生严重偏磨事故为例,分析了作业时海况、钻井平台偏离井口的程度、隔水管挠性接头是否扭卡和套管悬挂器耐磨补心的内径等可能造成套管悬挂器偏磨的因素,结合有限元软件计算结果,提出了以精确监测钻井平台偏离井口程度和选用与套管内径一致的套管悬挂器耐磨补心为主的预防技术措施。M井填井侧钻及后续的11口井进行钻修井、弃井作业时,4台半潜式钻井平台在施工中严格采取相应的预防技术措施,套管悬挂器及连接短节未发生明显偏磨。现场应用表明,预防技术能够有效保护水下井口套挂悬挂器,保证油气井的完整性。      

平落006-5井空井固井初探

平落006-5井是平落坝低压易漏地质构造上的一口排水井。设计311.2mm井眼采用空气钻井技术钻至井深1650m下入244.5mm技术套管。为了解决空气钻井达到设计井深后,替入水基钻井液再下套管、注水泥固井面临井壁水化失稳和井漏等问题,第一次实施了空井正注水钻井液固井作业。分析了空井固井的7项技术难点。空井通井采用了模拟钻具配合划眼、加大排气量清扫技术,下套管采用了加长铝质引鞋配合平稳控制下放速度技术,注水泥采用内插管配合施工参数动态监测技术。介绍了现场施工过程中井眼准备及管柱下入、注水泥等工序,值得借鉴和推广。施工顺利,固井质量合格,创造了该地区244.5mm套管空井固井最深纪录,丰富了空气钻井技术。     

磨料射流切割套管技术研究及在海上弃井中的应用

为安全有效地从泥线以下切割海上废弃井套管和管桩,研究开发了磨料射流切割技术。基于高能磨料射流从套管串内部一次冲蚀切割多层管材的技术思路,设计了液压马达驱动式和水力自旋式切割装置,经过室内试验优化喷嘴、泵压、转速和磨料类型等参数,形成了配套的磨料射流切割多层套管工艺。地面综合切割试验及在曹妃甸 1-6-1 井的现场应用表明,该切割装置约在6 h内即可割断4层(φ244.5~φ762.0 mm)被水泥固为一体的套管,满足现场应用的要求,而且可利用工程船作业,能节省海洋钻机作业费用。实践证明,磨料射流切割技术具有切割能力强、效率高、环保无污染等特点,为国内海上油气田弃井作业提供了新的技术手段。      

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。     

顶驱下套管技术及应用

介绍了Weatherford公司顶驱下套管系统的主要部件、现场作业程序和技术特点。通过顶驱下套管技术在番禺油田6口大位移井244.5 mm套管下入作业中的成功应用,分析了该技术在现场的应用效果。结果表明:顶驱下套管技术可以精准控制上扣转矩,旋转套管柱时减小下入摩阻,有效避免井下复杂情况的发生,为大位移深井等高难度井下套管作业提供了技术保障。建议我国加快技术研发,缩小与国外厂商之间的技术差距,使顶驱下套管技术在我国石油钻井行业中发挥更大作用。