深井和超深井套管磨损性质探讨

深井、超深井套管磨损是我国当前油气田钻井工程领域急需解决的重大技术难题之一。在深入讨论深井、超深井套管磨损工况特点的基础上，指出了现有套管磨损理论及试验方法存在的不足，认为在这类井的深井段，套管磨损实质上是一种含磨料钻井液介质条件下的冲击一滑动复合磨损问题，现有以静载．滑动为基本工况的套管磨损试验方法并不适合用于评价深井超深井套管防磨工艺性能。所提出的观点为深井、超深井套管磨损机理及试验方法研究指明了新的方向。     

深井超深井套管损坏机理与强度设计考虑因素

深井超深井开发过程中,套管损坏带来重大经济损失和安全隐患。分析了深井超深井套管损坏主要形式和损坏机理, 主要包括轴向力引起的脱扣和失稳、非均布载荷产生挤毁破坏、剪切变形、螺纹密封失效、磨损、腐蚀等。认为对于深井超深井 套管,尤其是气井必须引入强度设计、密封设计、防腐蚀设计,需要从外载的计算、强度模型的选择、塑性岩石蠕动引起的载荷、 技术套管磨损、温度效应、螺纹的密封性以及套管本身强度的选择等方面进行研究。建议采用安全系数和失效概率相结合的套 管柱强度评价方法,进一步完善套管设计规范与标准。     

深井超深井钻井液完井液技术

本文介绍了塔里木轮南油田地质地层基本情况及钻井作业井下复杂事故，对LN15井、LN39井钻井液完井液技术进行了对比分析，提出了应用低固相不分散聚合物钻井液钻第三系白垩系地层3200m大段裸眼钻井液防卡技术；应用聚磺防塌钻井液对付三迭系硬脆性页岩剩落掉块的钻井液防塌技术；选用优质轻桨钻5 7/8 in小井眼、以及屏蔽暂堵保护油气层完井液技术。     

L-1超深井钻井液CO2污染处理技术

在许多钻遇的地层中会含有CO2,CO2侵入钻井液中会生成CO32-和HCO3-,钻井液的流变参数,尤其是动切力、静切力会随着污染程度的增加而逐渐提高,同时钻井液pH值下降,会加剧钻具腐蚀。文献[1]指出:随着HCO3-浓度增加,切力呈上升趋势,而随着CO32-浓度的增加,切力先减后增。由于经这2种离子严重污染后的钻井液性能很难用加入处理剂的方法加以调整,因此唯一的方法是用化学方法将它们清除。即给钻井液提供一定量的Ca2+,使2种离子与Ca2+反应生成CaCO3沉淀,从而达到消除污染的目的。对于深井超深井来说,由于井深,井底温度高,钻井液密度高,处理量大,因此处理起来很复杂,且需及其慎重处理。     

建阳1超深井钻井液复杂问题探析

建阳1井是新区事业部在湖北当阳复向斜荆当构造带寻找海相生油气藏的一口区域探井，完钻井深521．02m，在钻井过程中遇到了细菌污染，CO3^2-,HCO3^-污染，井塌，钻井液起泡，井漏，H2S气体等复杂问题，文中介绍这些复杂问题的现象，分析产生的原因及解决问题所采用的钻井液工艺和技术。     

深井、超深井套管与钻头系列分析研究

对国内外深井超深井井身结构设计以及所采用的套管与钻头系列进行的调研和分析表明，我国目前在深井超深井钻井中采用的套管与钻头系列较单一，对钻井液的依赖性太强，难以满足深井超深井钻井的需要。     

深井超深井套管柱系统可靠性研究

分析深井、超深井套管柱不同失效形式的极限状态方程,给出了相应的失效概率理论公式。在井深方向上将套管柱离散为多个基本单元,建立深井、超深井系统可靠度计算模型。以西部油田某超深井（井深7 380m）为例,利用系统可靠度模型对套管柱基本单元和整体可靠度进行定量计算,分析套管柱的可靠性影响因素和主要失效形式。计算结果表明,影响深井、超深井套管整体可靠度的主要因素为套管抗挤强度、外挤载荷和轴向压力;深井、超深井套管失效形式主要为失稳和挤毁。     

深井、超深井套管特性分析

传统的套管柱设计中,套管只进行强度设计。而在一些深井、超深井、高压气井的开发中,对套管提出了新的要求:套管必须能够保证对气体的密封;能够耐受较高温度的考验;接头不但要有足够的抗拉强度,同时也要有足够的抗压缩强度。另外,水泥环是否对套管的强度有增强作用,也是值得关注的问题。通过理论解析、有限元计算以及大量的实物试验,对深井、超深井中套管这些主要特性进行了分析,得到了许多有意义的数据和结论。指出模拟深井、超深井套管服役条件的实物试验是验证套管性能的有效手段,并结合套管柱设计提出了套管选用方法,该分析方法同样适用于油管柱分析。     

深井超深井安全钻井液密度窗口研究进展

随着深部油气藏的勘探和开发，深井及超深井的数量大幅度增加，而深井超深井在高温高压条件下，窄安全密度窗口内的安全钻井是当前国内外都未能很好地解决的重大技术难题。确定安全钻井液密度窗口是钻井设计的重要组成部分，对于深井超深井更是具有重大意义。研究表明：温变应力、水化作用及渗流产生的附加应力场对深井超深井安全钻井液密度窗口的确定有很大影响。为此，综合考虑各种影响因素可为准确确定深井超深井的安全钻井液密度窗口提供重要依据。     

塔河油田深井超深井钻井液技术难点与对策

塔河油田油气埋藏深．钻遇地层多而且复杂．钻井过程中易发生钻井液漏失、井眼坍塌、卡钻等井下复杂情况和事故，严重影响了勘探开发的进程。通过技术攻关和技术引进，成功解决了塔河油田三叠系、石炭系硬脆性泥页岩地层易坍塌、奥陶系大型裂缝溶洞地层钻井液漏失、巨厚盐膏层塑性蠕变卡钻等制约塔河油田勘探开发的技术难题，使该油田井深6000m左右的开发井建井周期从原来的90d缩短到70d以内，井径扩大率由15％降至10％以内，超深盐膏层钻井成功率从2002年前不足40％提高到现在的100％，经济效益十分显著。     

川西深井超深井套管损坏问题探析

阐述了川西地区深井超深井油层套管损坏的现状,分析了川西深井套管损坏的原因,认为主要有套管材质、性能达不到套管安全要求,井身质量差或井眼轨迹复杂,施工周期长导致磨损严重,防磨减磨措施应用效果差,完井及增产作业的高压力试压而导致套管破坏等。提出了应确保采购的套管质量,钻井中应用有效的防磨减磨技术以及统一完井试压标准等建议。     

LG地区超深井钻井液技术

通过分析LG地区的地质特点和钻井工程措施要求,针对超深井钻井液所面临的难题和挑战,建立和应用“三强”聚合物钻井液、“三低”防塌钻井液、欠平衡钻井液和抗高温弱凝胶防卡钻井液技术,较好地解决了长井段大尺寸井眼的安全快速钻井、气体钻井后替入钻井液的井壁稳定和井眼通畅、长段红层泥页岩井段防塌、欠平衡钻井和长裸眼小井眼的超深井高温防卡等技术难题。形成了LG地区的特色钻井液技术,有力地保障了该地区的安全快速钻井。     

复杂深井超深井的新型套管柱程序

国内现用的5层套管柱程序层次少,结构单一,不能满足复杂地质环境的深井及超深井钻井的需要。文中对增加套管柱层次的方法进行了研究,从增大上部井眼及套管尺寸、采用小井眼技术、采用无接箍套管和扩眼钻头、优化套管与井眼尺寸组合等4个方面考虑来增加套管柱层次。提出了6种新型套管柱程序,对复杂深井及超深井的钻井设计有一定的指导意义。     

再论采用非常规套管程序改进深井超深井井身结构设计

文章分析了国内外深井超深井井身结构设计采用非常规套管程序的基本情况和存在的缺陷,提出了制定适应深井超深井井身结构设计需要的非常规套管与钻头尺寸系列的原则和推荐方案。文章还建议开展适应我国实际情况的套管与钻头尺寸系列相关专业标准的研究,为制定新的套管与钻头尺寸系列行业标准作准备。     

采用膨胀套管技术优化复杂深井超深井下部井身结构

为了探索采用膨胀套管技术优化复杂地质条件下的深井、超深井井身结构的可行性，采用理论分析与计算机有限元模拟研究手段，对在?244.5 mm套管以下采用?193 mm和?139.7 mm膨胀套管的新的井身结构方案进行了分析论证，并对膨胀后的套管强度进行了有限元模拟计算。结果表明，相对于传统设计，新的井身结构可以在?244.5 mm套管以下多增加2层套管，并且膨胀套管的膨胀幅度可以根据需要进行优选，而且110 ksi和80 ksi钢级的膨胀套管膨胀后的强度是能够满足要求的。认为应用膨胀套管技术优化深井、超深井下部井身结构是解决复杂地质条件下深井、超深井钻井问题的一个值得探索的好方法。     

马深1 井超深井钻井液技术

马深1 井是中石化部署在川东北地区的一口重点预探直井,完钻井深8 418 m。本井四开、五开井段6 225.4~8 418.0 m,井底温度高达175 ℃,存在高温污染、泥页岩井壁失稳、酸根污染以及携砂问题,常规钻井液性能已无法满足正常施工要求。鉴于以上技术难点,通过材料优选、配方优化,成功研制了KCl 聚胺磺化钻井液体系和抗高温聚磺钻井液体系。经过体系验证: KCl 聚胺磺化钻井液具有良好的抑制能力;抗高温聚磺钻井液体系抗温达200 ℃。同时,在应用过程中形成了成熟的超深井钻井液处理技术。现场应用表明,四开平均井径扩大率3.1%,五开平均井径扩大率5.1%,有效地解决了该区块超深井钻井液技术难题,具有一定的推广价值。     

深井和超深井套管磨损研究现状及发展趋势

在深井、超深井、大斜度井、大位移井及水平井钻井中,钻井时间延长,钻杆运动复杂,使其作用在套管上的侧向力增大,因此套管和钻柱的摩擦与磨损问题越来越突出。概述了近年来国内外深井、超深井套管磨损机理及预测技术的研究动态,讨论了套管磨损的机理及其影响因素,指明今后关于深井、超深井套管磨损研究的发展趋势。     

超深井钻井液固控系统配套合理性探讨

深井、超深井钻井时井下问题更为复杂,这对钻井液性能提出了更高的要求。目前国内超深井固控系统设计不太合理,技术性能较落后,钻井液固相含量控制、加重剂的回收及油基钻井液的处理效果达不到预期要求。通过分析钻井液中固相颗粒特性,结合超深井地层特点以及国内油田现有固控设备的配置及使用问题,探讨满足超深井要求的固控系统的合理配置。优化后的固控系统提高了固控效率,可以实现加重剂、钻井液的双相回收及利用。优化思路可以为油田固控系统配置的合理性改进提供参考和借鉴。     

正确选用套管提高深井和超深井套管的安全可靠性

API标准规定的套管钢级、螺纹连接强度已不能满足深井、起深井的要求,由世界各大厂家生产的非API标准蠢管解决了这一难题。文中论述了套管柱失效情况和提高深井、起深井套管柱安全可靠性的途径,提出了选择合适的钢级和高技济的套管;选用有特殊螺纹接头的套管,对特殊螺纹密封结构进行了分析。并对深井、超深井、高压井、定向并、水平开、热采井、有腐蚀性介质的井,如何选用套管和特殊螺纹接头进行了论述。     

小套管超深井中途测试工艺探讨

为提高测试工艺成功率,获得合格地层资料和参数,了解地层产能、流性,针对胜利油田地层压力、温度较高的特征,特别是小套管超深井中途测试的难点,合理选配了测试工具仪器、仪表,对测试管串进行了改进,在夏381井中途测试应用中首次获得成功。