北部湾盆地简易井口新型隔水导管应用研究

在北部湾盆地,油气开采设备需满足百年一遇的台风海况要求。常规探井普遍采用一开双眼,并将ø508 mm套管作为表层隔水导管,下入ø508 mm和ø339.7 mm复合套管,较难保障固井质量。为提高固井质量,并进一步节约工程投资,采用有限元方法建立隔水导管稳定性分析模型,探究了水深、隔水管外径、壁厚等因素对简易井口隔水管井口允许载荷的影响规律,确定了主控因素强弱顺序为:外径> 壁厚>钢级>水深>井口高度,且外径对井口允许载荷的影响远大于其它因素。在此基础上,对北部湾盆地乌石海域探井隔水导管进行优化研究, 在非台风季节时,实现了新型小尺寸套管作为隔水导管在北部湾W井的首次应用。该隔水导管优化技术的成功应用,为后续探井的井深结构优化、进一步提高作业时效、降本增效提供借鉴。     

北部湾盆地勘探井小尺寸隔水导管技术

海上隔水导管设计直接影响到作业安全、工期及费用,在满足作业安全的前提下,如何设计合适的隔水导管来提高钻井速度、降低钻井成本是区域勘探井钻井的关键问题之一。基于边界约束条件,考虑作业海域水文气象季节性影响,建立了小尺寸隔水导管强度设计方法及稳定性分析,并进行了实际应用。结果证实,在北部湾海域非台风季节下作业,小尺寸隔水导管技术可以弥补常规?508 mm隔水导管设计工期长、费用高的问题,同时也能解决?508 mm×?339.73 mm变径组合隔水导管“盲替”固井方式的缺陷。该技术的成功应用,突破了传统常用的?508 mm隔水导管井口稳定需求的限制,为今后北部湾勘探井隔水导管设计提供了新的参考方向,也为后续勘探井可持续发展的安全高效作业奠定基础。     

南海西部乌石海域■508 mm隔水导管简易井口稳定性研究

南海西部海域常规探井简易水上井口前期普遍采用■762 mm×25.4 mm大尺寸隔水导管,作业成本较高。从隔水导管桩土承载力、海底土浅层破裂压力、极端海况下隔水导管强度等方面分析■508 mm×25.4 mm隔水导管稳定性。结果表明:隔水导管最小入泥深度为45 m时,能满足井口承载1 000 kN要求;极端海况下隔水导管能满足强度要求,在水面及泥线下2 m附近出现最大弯矩与应力,泥线以下10 m后应力较小。现场应用表明,乌石海域采用■508 mm隔水导管可实现后续安全钻井作业,相比■762 mm大尺寸隔水导管方案,可降低作业工期与费用。     

南海高温高压气田密集丛式井表层?660.4 mm井段安全钻井技术

南海高温高压气田采用丛式井模式,表层?660.4 mm井段集中批钻作业面临着上层隔水导管鞋易漏失、浅部松软地层钻进造斜率难保证、密集型井槽井眼碰撞的难题,限制了表层钻井的作业时效。为此,针对性地采取井槽防窜漏工艺、优化井眼预斜钻具组合、开展表层防碰设计及安全钻进参数控制,形成了适合该区域的丛式井表层?660.4 mm井段安全钻井关键技术。现场应用效果表明:(1)?660.4 mm井段钻井采用顺序"跳打"方式,在隔水导管内清淤,出隔水导管后实施钻进参数控制,并在固井时实施中间液附加量和排量控制,解决了表层大尺寸井眼、槽口密集环境下的井间窜漏问题;(2)优选大尺寸马达导向工具,根据预斜情况调整马达弯角至1.5°,提高了在浅部松软地层海水钻进作业的预斜效果;(3)钻具组合中配套MWD工具、新增Mob Stab工具,满足一趟钻预斜、稳斜、防碰要求;(4)基于隔水导管不同偏斜角度的表层防碰设计及安全钻进参数控制的关键在于1～3个立柱钻进的钻井液类型选择、提拉与划眼操作选择以及不同位置的高低排量选择来确保造斜效果。结论认为该套技术能有效缓解该气田表层?660.4 mm井段作业中的窜漏和防碰压力,作业提效50%以上。     

南海西部乌石海域ø508 mm隔水导管简易井口稳定性研究

南海西部海域常规探井简易水上井口前期普遍采用ø762 mm×25.4 mm大尺寸隔水导管,作业成本较高。从隔水导管桩土承载力、海底土浅层破裂压力、极端海况下隔水导管强度等方面分析ø508 mm×25.4 mm隔水导管稳定性。结果表明:隔水导管最小入泥深度为45 m时,能满足井口承载1 000 kN要求; 极端海况下隔水导管能满足强度要求,在水面及泥线下2 m附近出现最大弯矩与应力,泥线以下10 m后应力较小。现场应用表明,乌石海域采用ø508 mm隔水导管可实现后续安全钻井作业,相比ø762 mm大尺寸隔水导管方案,可降低作业工期与费用。     

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。     

非常规井身结构在南海某大位移井技术实践

在仅有的2个Ф762mm隔水导管井槽已被使用的条件下,中国南海东部地区某油田使用Ф609.6mm隔水导管槽口,创新应用"Ф609.6mm隔水导管+Ф508mmФ558.8mm井眼/Ф473.07mm套管+Ф406.4mm井眼/Ф339.73mm套管+Ф311.15mm井眼/Ф244.47mm套管+Ф215.90mm井眼/Ф17.80mm尾管"非常规井身结构,并配套使用"Ф558.8mm偏心扩眼器完成Ф508mm井眼扩眼"技术,成功实施新增大位移开发井作业,节省昂贵的工程改造成本,在短时间内实现油田的高效开发。该技术应用为同类型的新增开发井提供的宝贵的实践经验。     

海上延长测试过程钻井隔水导管力学特性

延长测试作业已成为海上油田获取产能参数、准确评价油气藏的重要手段。由于延长测试作业周期长且会遭遇恶劣海况,隔水导管稳定性是保证作业安全的关键因素。针对恶劣海况下隔水导管稳定性问题,从延长测试井井身结构特点入手,分析了延长测试过程中隔水导管受力特点,建立了隔水导管力学模型,得到在极限载荷条件下最大等效应力出现在水面附件,此位置的隔水导管是延长测试作业管柱危险点。结合东海海况条件和该井地质条件,设计了延长测试井隔水导管几何参数,利用有限元模拟软件ANSYS建立了延长测试过程隔水导管力学模型,并对模型施加环境载荷及约束,计算了导管力学特性,与现场测量值进行对比验证了所建立模型的可靠性。     

埕北油田隔水导管入泥深度计算及稳定性分析

隔水导管管体轴向受到井口压载和海底土提供的承载力,横向上受到风浪流等环境载荷,因此需要入泥一定深度和尺寸规格以提供安全的轴向承载力并满足管体的稳定性。本文结合埕北油田海底土质特征,计算得到了隔水导管入泥深度,并优化建立隔水导管有限元模型对隔水导管稳定性进行了校核分析,为海上现场施工提供了有力技术支持。     

渤海油田探井隔水导管整体力学特性分析

在海洋探井钻井过程中,隔水导管的强度及稳定性对于安全钻完井作业具有重要意义。文中介绍了渤海油田常规的探井井口结构,研究了海风、海浪、海流及海冰作用对钻井隔水导管强度及稳定性的影响,建立了探井钻井隔水导管的受力分析模型。应用通用有限元软件ANSYS建立了钻井隔水导管有限元计算模型,并且对钻井隔水导管及组合管柱结构进行了强度和稳定性校核。以渤海油田某探井为例。对25a-遇海洋环境条件下钻井隔水导管的强度及稳定性进行了计算与分析,研究成果能够为该地区今后的探井钻井作业提供科学依据和技术指导,从而保证海上钻完井施工作业的安全。     

?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。     

深水钻井表层套管固井井口稳定性及防下沉实践

深水表层土壤松软,导管通常采取喷射的方式下入,井口径向稳定性能薄弱,尤其在深水新区块探井海底地质情况不明确、浅层土质强度参数不准确的情况下,水下井口径向稳定性问题尤为重要。为提高水下井口径向载荷的稳定性,针对现场作业中表层套管在固井前循环及注水泥固井期间出现的井口下沉现象,进行导管在表层套管固井期间的径向受力情况分析,结合现场作业实践,提出了防止井口下沉的方法,并且在作业实践中得到了成功应用,提高了水下井口径向载荷的稳定性,有效促进了深水表层作业的顺利、安全进行,保证了深水钻井的安全性。     

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。     

海上油气井服役过程中隔水导管旋转原因分析

海上生产井在服役过程中井口发生旋转会对采油树、井口管汇以及油气生产带来严重的安全隐患和作业风险。针对海上某油田在服役多年后井口发生的旋转现象,从最外层隔水导管受力情况分析出发,对钻完井作业过程和生产过程中的各个阶段影响因素进行了分析,建立了钻井隔水导管在海流作用下产生扭矩的力学模型;考虑到油气井长期服役后隔水导管外侧会附着大量海生物现象,附着的海生物在海流作用下会对隔水导管产生更大的扭力,从而引起隔水导管的旋转。通过理论分析和有限元计算,建立了不同海生物附着条件下隔水导管旋转力的计算模型。利用建立的钻井隔水导管旋转力计算模型进行案例分析,进一步验证了理论模型的正确性和准确性。研究结果能够为海上隔水导管扣型设计、隔水导管连接方式和油气井服役过程中井口维护提供理论依据。     

24″隔水导管涡激效应分析及尺寸优化

为了更精确地评价隔水导管涡激效应,简化了隔水导管受力模型,并建立计算方法,结合现场工况对24in隔水导管进行了理论分析,综合静力与波流涡激振动分析结果,在满足海况条件的基础上,如果以50年为开发周期的油田,24in壁厚1in隔水导管在强度方面可以满足要求对现场作业,对井口稳定性分析具有一定的指导意义。     

搬迁修井机进行海上生产井弃井的研究

钻井船实施弃井作业费用高昂,采用修井机实施弃井作业可节省费用,但修井机的设计只考虑修井作业工况,未考虑弃井工况,搬迁修井机实施弃井作业需要进行功能校核及适应性改造。通过对渤海海域修井机筛选,找出从动力来源、井口覆盖等方面满足Q油田W平台作业需求的修井机,并且针对修井机转盘开口太小无法通过大尺寸隔水导管的难题,拆除转盘的旋转单元,加工大尺寸转盘工装,满足隔水导管的拆除作业要求。经作业效率对比和经济性评价,搬迁修井机弃井较钻井船弃井方案可有效节省弃井作业投资。通过可行性论证证明,搬迁修井机弃井方案可满足弃井作业要求,且具有较好的推广前景。     

玛18井区表层出水及井口下沉防治技术实践

准噶尔盆地玛湖凹陷玛18井区表层固井中频繁发生漏失,实钻过程中圆井出水、井口下沉等严重影响后期施工,提高井口稳定性及防井口下沉尤为重要。为解决以上问题,对表层钻井液密度进行合理调整,通过实践提出对井口圆井出水预防措施及处理方法;对井口表层套管进行受力分析,结合现场实践,提出井口下沉预防措施及处理方法,在现场实际应用效果好,有效解决了地表浅层水活跃湖区钻井的表层作业井口稳定性难题。     

钻井隔水导管稳定性校核模型改进与应用

隔水导管作为海上油气资源开发的重要井口持力结构,其安全稳定性对于钻完井作业以及后续的油气生产过程至关重要.基于ANSYS有限元模拟软件,针对隔水导管受力情况,综合考虑风浪流、腐蚀、附着海生物、海底土作用等多种影响因素,建立了隔水导管有限元模型.提出了以限位层分段校核隔水导管稳定性的方法,优化了隔水导管管身结构.采取分段...     

深水钻井表层导管静置时间窗口设计

为了降低深水钻井作业风险、缩短钻井周期,提出了深水钻井表层导管静置时间窗口设计方法,并通过现场应用对其进行了验证。根据现场试验数据得出了表层导管与周围海底土间摩擦力随静置时间的变化关系,并建立了表层导管实时承载力计算模型。针对表层导管喷射到位至解脱送入工具阶段和二开套管坐挂井口固井阶段这两个相对危险的阶段对表层导管进行了力学分析,并以南中国海某深水井表层导管为例确定了喷射到位至解脱送入工具阶段和二开套管固井阶段的表层导管静置时间。现场应用结果表明:运用提出的表层导管静置时间窗口设计方法既能保证作业安全又能缩短作业时间,表层导管喷射到位至解脱送入工具阶段平均每口井节约作业时间超过12 h,二开套管固井阶段平均每口井节约作业时间超过24 h。图6表2参17     

单筒双井钻井技术在渤海油田的应用

总结了渤海油田首次在渤西油田开发中,应用了国外的钻井新技术--单筒双井技术,成功地在一个井筒里钻成了2口单独的定向井。特点是:首次实现了在?762 mm导管里下入了2口井的?244.8mm表层套管;首次在?660 mm井眼中,成功地进行了2根?244.8mm套管的固井作业;首次在同一井眼里,实现2井眼的分别准确定向作业,首次成功地使用了单筒双井的井口头进行?177.8mm的固井作业。使用了陀螺定向防磁干扰MWD随钻跟踪准确钻达2口井的4个靶区,成功地实现了近井距,单筒双井4靶点的井眼轨迹精确控制,为海上丛式井技术又增加了一门新实用技术,并为今后进一步降低开发成本提高井口平台使用效率,摸索出了成功的经验。