半坐半挂尾管悬挂工艺研究与试验

目前在超深井的超长超重尾管悬挂固井工艺中,尾管的浮重常常接近或超过尾管悬挂器的额定载荷,容易造成上层套管在悬挂点处变形甚至破裂,致使尾管悬挂失败,从而影响整个尾管固井工艺的顺利实施。文中提出一种"半坐半挂"的尾管悬挂工艺,可以降低高负荷或超负荷悬挂的风险,该悬挂工艺既能保证尾管悬挂的成功,又不影响整个尾管固井施工。通过现场施工案例的分析,该尾管悬挂工艺具有易操作、低风险的优点,对超长超重尾管固井技术提供有力的技术支持,对超深、复杂地层的油气开发具有重要的指导作用,值得进一步优化并推广应用。     

基于故障树的尾管悬挂器坐挂失败诱因分析

尾管悬挂器坐挂成功与否直接决定尾管固井工艺的成败。本文通过工具结构原理分析,建立尾管悬挂器坐挂失败的故障树,用于识别尾管悬挂器坐挂失败的诱因。同时结合A油田B井尾管器坐挂失败案例,利用故障树分析其诱发坐挂失败的原因,并提出改进措施。该模型的建立对尾管悬挂作业可起指导作用。     

尾管钻井技术研究与试验

尾管钻井技术属于套管钻井的一种类型,具有降低钻井成本、减少井下事故的优点,尤其对存在井壁坍塌等复杂异常情况的深井具有重要意义。实现了在送入工具与悬挂器之间设计了传扭机构、在送入工具(中心管)内设计了一个以衬套为核心的联动开关、在完钻后尾管固井时使用的实心塞和尾管悬挂器内置的空心塞上设计了"棘爪簧片防退"机构、在尾管悬挂器与技术套管间设计了"橡胶"和"金属"双级密封机构等项技术创新,解决了尾管悬挂器及附件必须具有钻井功能、尾管钻井所配钻头必须满足深井硬地层和低钻压条件的要求、尾管悬挂器必须满足"下得去、挂得准、挂得住、脱得开、封得住、提得出"的技术要求、满足尾管与技术套管的环空密封性能的要求、浮箍可承受钻井过程中的长时间冲蚀且能防止固井后水泥浆倒灌等关键技术,实现了先坐挂、再解脱,最后旋转固井的设计思想,成功地完成了地面模拟试验,顺利地通过了同时具有CMA(中国计量认证)和CNAS(中国合格评定国家认可委员会)资格的检测机构所进行的全面行业性能检测,具备了尾管钻井最大钻深能力达到4500m、尾管长度达到200m的能力。     

旋转尾管悬挂器的研制与应用

旋转尾管悬挂固井技术能解决尾管入井过程中的遇阻等复杂情况,并可提高水泥浆顶替效率和尾管固井质量,但该技术的核心旋转尾管悬挂器及其配套工具制造技术被国外公司垄断。为打破技术垄断,研制了具有自主知识产权的旋转尾管悬挂器。介绍了旋转尾管悬挂器的设计要点、结构和工作原理,并通过地面性能试验、液压丢手试验及模拟入井试验考察了旋转尾管悬挂器的各项性能。地面性能试验表明,旋转尾管悬挂器的坐挂压力、整体密封压力及承载能力均满足设计要求;液压丢手试验表明,液压丢手工具的抗拉和抗压能力均能满足设计要求,能实现液压、机械两种丢手功能;模拟入井试验表明,旋转尾管悬挂器能实现坐挂、丢手、旋转功能,各项技术参数与设计相符,达到了设计要求。现场应用表明,所研制的尾管悬挂器不但顺利实现了坐挂、丢手、旋转功能,还通过旋转提高了尾管固井质量。      

Weatherford公司研制出SwageHammer~(TM)集成式尾管悬挂器

<正>为满足高压/高温、深水、大斜度井等苛刻条件下尾管固井时的密封要求,Weatherford公司研制了SwageHammer~(TM)集成式尾管悬挂器。该悬挂器集常规尾管悬挂器和膨胀式尾管悬挂器的优点于一体,可大大提高高温高压条件下井筒整体的密封性,降低尾管下入及整个作业过程中的风险。SwageHammer~(TM)尾管悬挂器主要由顶部封隔器、坐挂机构、送入工具(包括坐挂驱动机构)组成。该悬     

川深1井非常规系列尾管悬挂器应用分析

川深1井是我国西南地区的第1口超深气井,具有超高温、超高压、高含硫特征,存在长裸眼、掉块多、小间隙、漏失等不利因素,尾管固井难度大.研发了具有自主知识产权的非常规系列尾管悬挂器,通过采用内嵌卡瓦、耐超高温密封组件、整体气密封封隔尾管悬挂器、新型复合钻杆胶塞技术,配合半坐半挂、防气窜压稳、套管居中工艺,保证尾管固井的顺利...     

尾管悬挂器在三维定向井中的应用分析

在ø215.9 mm井眼中下入ø177.8 mm尾管是渤海油田常用的井身结构之一,不但节约钻井材料及成本,而且上部井眼的ø244.475 mm套管有利于修井、增产等作业的实施。但是,在复杂井眼轨迹的三维定向井中,由于坐挂过程中的摩阻大、尾管悬挂器居中效果差等因素,对尾管悬挂器坐挂产生较大的影响。以渤中油田某A13井为例,进行坐挂过程的问题分析,根据井眼轨迹、尾管悬挂器的结构等影响因素,优化作业程序,有效地将坐挂力传递至尾管悬挂器,顺利完成了该井尾管悬挂器坐挂作业,避免了起出尾管悬挂器等复杂的处理措施。为同类型井的尾管悬挂器坐挂作业提供借鉴。     

内嵌卡瓦尾管悬挂器坐挂系统力学模型研究

内嵌卡瓦式尾管悬挂器结构复杂,卡瓦咬合力是决定尾管悬挂器坐挂成功的关键因素。根据内嵌卡瓦坐挂系统的结构形式和加工工艺,根据矩阵理论建立了内嵌卡瓦式尾管悬挂器坐挂系统的力学模型,得到了卡瓦咬合力的理论计算方法,分析了卡瓦的咬合力与尾管重力、加工过程中刀具转角和接触面的摩擦系数的关系。进行了内嵌卡瓦尾管悬挂器与套管的坐挂试验,通过应变测试系统对不同轴向载荷下的套管外侧应变进行了采集与分析,基于拉梅公式进一步得到了卡瓦与套管内壁的接触应力。研究结果表明,卡瓦与套管接触应变的理论计算值与试验平均值比较吻合,最大应力约为平均应力的150%,最小应力约为平均应力的70%。坐挂力学模型理论分析和试验研究结果可以为悬挂器结构的设计和优化提供理论依据。      

用于大斜度井及水平井的特殊尾管悬挂装置

针对常规悬挂器不能满足大斜度井及水平井尾管固井要求的问题,研制了特殊尾管悬挂装置。这种装置有４个规格,主要由尾管挂总成、送放工具、密封盒总成、送球器、锁紧座、大小胶塞、回接筒和回接插头组成,结构合理,操作简便,送球可靠,坐挂成功率高。大小胶塞设有锁紧机构,注完水泥后可防止回压,且附件具有良好的可钻性;密封心子能随送放工具提出井口;倒扣操作简便,找中和点方便。经南海、渤海和大港油田的使用证明,特殊尾管悬挂装置坐挂成功率高,能满足现场使用要求。     

深井超深井尾管固井悬挂技术研究

综合分析了深井、超深井以及复杂井眼条件下尾管悬挂固井引发的各种问题和尾管固井失败的原因，研究了现有尾管悬挂器在施工时过流断面大小及悬挂可靠性等问题。提出悬挂接头尾管固井工艺。悬挂接头过流断面可增加30％～43．2％，悬挂能力明显提高，坐挂可靠性增强，可大大提高固井施工成功率。     

完井修井膨胀悬挂器的研制与应用

针对常规尾管悬挂器的不足,开发出膨胀悬挂器技术。该技术采用了钢管膨胀及高强度橡胶材料作为密封悬挂机构,没有卡瓦机构,集尾管悬挂器及封隔器于一身,解决了尾管头漏失的问题,且内通径远大于尾管内径,相对于常规尾管悬挂器具有诸多的技术优势,是尾管完井技术的最新发展方向。对膨胀悬挂器的膨胀过程进行了有限元分析,对摩擦系数与膨胀压力的关系进行了研究,得出了膨胀压力与摩擦系数的数学表达式。橡胶筒所能提供的悬挂力大小是衡量膨胀悬挂器性能的一个重要指标,对膨胀压缩后的密封橡胶筒所能提供的悬挂力进行了力学计算;对膨胀悬挂器的工作原理及技术特点进行了论述,介绍了膨胀悬挂器尾管完井技术、膨胀悬挂器悬挂小套管修井技术和膨胀管外封隔器悬挂小套管修井技术的技术优势。在永3-侧87、义11-47等21口井对膨胀悬挂器技术进行了现场应用。     

海上深井膨胀悬挂器钻完井技术研究及应用

针对尾管固井时出现的尾管头漏失现象,结合所悬挂尾管类型,研制出海上深井膨胀悬挂器。它是利用膨胀悬挂器悬挂技术套管,利用膨胀悬挂器的良好密封性能,结合密封水泥环封隔钻井过程中的复杂压力体系,彻底解决尾管头的环空漏失问题,保证后续钻井安全。室内试验及现场应用情况表明,膨胀悬挂器各部件工作正常,膨胀后密封压差45 MPa,坐挂时对技术套管无影响,技术套管与胶筒无相对位移,单段40 cm的氟橡胶筒悬挂力≥600 kN,具有较强的密封悬挂能力,能满足设计及现场要求。     

多点套损井长井段密封加固技术

针对欢喜岭油田稠油区块多点套损井逐年增加的现状,试验了一种新型套管修复工艺——衬管封固技术。该技术操作简便,适用于任何深度套损井的修复,是修复长跨距、多点破损套管的一种较实用技术。与常规开窗侧钻、套管补贴和打更新井等措施比较,衬管固井技术扩大了应用范围、降低了施工成本。现场试验3口井,措施成功率100%。     

新型双卡瓦高温高压尾管悬挂器的研制与应用

剑门1井是国内罕见的井深超过7000m的深井、井底温度为161℃,149.2mm小井眼与Φ127.0mm尾管形成的小间隙环形通道长达2007m,尾管悬重为62t,现有的Φ127.0mm单卡瓦尾管悬挂器已不能满足深井固井的要求。为此,通过技术攻关和研究设计,将原有的单液缸单卡瓦设计成双液缸双卡瓦结构,增加了承载能力;采用高温、高压密封件增强了密封和耐高温性能;最终研制成功了Φ127.0mm双卡瓦高温、高压尾管悬挂器。其工作原理为:在固井作业下套管时将它连接于尾管柱顶部下入井内,悬挂作业时从井口投球到球座,加注液压使悬挂器上下液缸同时工作,分别推动上下卡瓦上行张大卡在上层套管内壁上,以实现尾管悬挂的功能。该新型工具在剑门1井的应用成功,解决了超深井高温、高压长尾管悬挂固井的技术难题,为类似超深井、高温、高压井和具有小间隙长尾管特点的高难度尾管固井提供了经验。     

复杂井况下短轻尾管丢手技术研究与应用

尾管固井发生丢手失败会造成重大损失,严重时会导致油井报废。对于超深井、大斜度井中的短轻尾管固井,由于尾管短,浮重轻,摩阻大,丢手判断和丢手都非常困难,发生丢手失败的风险很大。研究了一套在超深井、大斜度井等复杂井况下,有效保证短轻尾管丢手成功的工艺技术,对降低短轻尾管固井施工风险,节约钻井成本具有重要意义。在分析影响尾管固井丢手因素的基础上,分析了非常规短尾管固井技术的适用性,提出了一整套有效保证短轻尾管固井丢手成功的技术措施,并以TP188X井短轻尾管固井施工为例,介绍了该井的丢手判断施工过程。对复杂情况下短轻尾管固井的安全操作具有指导作用。     

影响膨胀尾管悬挂器悬挂力的因素分析

为了提高膨胀尾管悬挂器的悬挂力,根据其悬挂机理,从膨胀尾管悬挂器本体的膨胀率、膨胀后膨胀本体的回弹、橡胶筒结构和外层套管内径偏差等方面分析了影响悬挂器悬挂力的关键因素。分析结果认为,膨胀尾管悬挂器本体的膨胀率增大时,悬挂器悬挂力增大,但本体发生膨胀变形所需要的膨胀力随之剧增;增加本体外壁橡胶筒长度能增大悬挂器悬挂力,膨胀力基本不变。建议开展回弹对膨胀尾管悬挂器悬挂力影响因素分析及相应对策研究,同时进行金属接触与橡胶条件下悬挂器悬挂力与密封问题的研究。     

膨胀式尾管悬挂器用膨胀管受力分析

膨胀式尾管悬挂器是一种新型的尾管固井、完井工具,其工作的核心构件是膨胀管,膨胀管的膨胀性能是悬挂、坐封成功的关键。对膨胀管的膨胀力及膨胀后的外径比理论外径缩小量进行了分析,并探讨了一种理论计算方法,为膨胀管材料的选择、结构的设计提供了一定理论依据。     

改进膨胀尾管悬挂器悬挂力技术研究

为提高膨胀尾管悬挂器的悬挂力和膨胀过程中膨胀锥与膨胀本体的润滑性能,对膨胀尾管悬挂器的膨胀结构进行了改进,在膨胀本体外壁镶嵌金属块提高其悬挂能力;通过在膨胀本体内表面和膨胀锥表面预涂固体润滑涂层,提高其润滑性能,降低膨胀力。膨胀尾管悬挂器膨胀试验表明:膨胀本体镶嵌单组金属块的悬挂力达到200 kN,与未镶嵌金属块相比提高了3倍;预涂固体润滑涂层后膨胀力为268 kN,与未经过润滑相比降低了21%。这表明,在膨胀本体外壁镶嵌金属块可以提高膨胀尾管悬管挂器的悬挂润滑性能,在膨胀本体内表面和膨胀锥表面预涂固体润滑涂层的方法可以改善悬挂器的润滑性能。      

?273.1 mm无限极循环尾管悬挂器在元坝气田的应用研究

元坝气田?273.1 mm尾管固井时因裸眼段长、环空间隙小和尾管段长,导致尾管难以下到设计位置、中途开泵受限和替浆计量困难等技术难点。在分析地质状况、井眼条件和工具功能等因素的基础上,采用了具有压力平衡机构、卡瓦内嵌结构的无限极循环尾管悬挂器及配套胶塞系统,并制定了针对性的尾管下入措施。元坝气田7口井应用了无限极循环尾管悬挂器,实现了中途循环解阻,解决尾管难以下到设计位置的问题,尾管到位率100%,胶塞复合信号明显,实现了精准替浆作业,碰压率85%。研究结果表明,元坝气田?273.1 mm尾管固井采用无限极循环尾管悬挂器效果显著,该尾管悬挂器为元坝气田大尺寸、长裸眼段的尾管固井提供了有效的技术手段,具有一定的推广应用价值。