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。     

川南页岩气套管变形井分簇射孔管串 泵送工艺分析

川南地区的页岩气水平井的套管变形严重,影响分簇射孔管串的泵送作业时效和安全,成为制约页岩气高效开发的“卡脖子”因素。针对短期内无法完全消除套管变形的现状,分析套管变形后的主要形态与尺寸,介绍了利用CCL信号曲线与井口电缆张力变化快速判别套管变形井中泵送遇阻、遇卡的方法。对比研究了常规分簇射孔管串与小外径分簇射孔管串在不同井斜角的水平井段内的泵送参数匹配关系,当小外径分簇射孔管串的桥塞直径为ø85～88 mm、泵送设计排量为3.0～3.2 m³/min、泵送设计速度为2 500～3 000 m/h时,可有效确保变形139.7 mm(51/2英寸)套管内泵送作业的安全性及时效性。     

BH系列尾管悬挂器在老井挖潜中的应用研究

二连油田在阿南和蒙古林区块的开发井以ø139.7 mm套管完井方式居多,在近几年老井挖潜改造的悬挂器固井施工作业中,遇到小间隙井眼固井施工困难的问题。为满足开发需要,引进了渤海钻探公司研发的BH-XGY系列ø139.7 mm带顶封装置的尾管悬挂器。该悬挂器针对二连油田小间隙井眼的固井施工,从锥套结构导流设计、钻杆胶塞和尾管复合胶塞结构优化方面入手,改进了多项结构。通过理论计算和现场应用对比分析,解决了二连油田小间隙井眼固井作业中井筒循环压力高、胶塞碰压难、固井质量不高的技术难题,在现场施工中取得了良好的效果。     

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。     

北部湾盆地探井井身结构优化设计及应用

北部湾盆地古近系地层地应力复杂、坍塌压力高、钻井液安全密度窗口窄,钻井过程中易发生漏、卡、塌等井下复杂情况,并且所在海域每年7～10月易遭遇台风极端天气影响,常规?508.00 mm隔水导管设计方案难以进一步缩短建井周期、提高钻井速度需求。本文通过隔水导管稳定性及强度理论分析,将表层套管与隔水导管进行"二合一"优化设计、古近系易坍塌必封地层与目的层进行"二合一"优化设计,形成了北部湾盆地探井井身结构优化设计方案。该方案已在北部湾盆地成功应用,单井可平均减少钻井工期7～8 d、降低钻井费用31%～37%,具有较好的应用推广价值。     

水平井分段压裂裸眼封隔器研制及应用

研制了适用于ø152.4 mm井眼的压缩式裸眼压裂封隔器。设计了胶筒防突机构及限位机构,显著提高了高温条件下封隔器的环空密封性能。在密封圈两侧增加了密封挡圈,增强了封隔器在高温条件下的密封可靠性。在充满120 ℃导热油、内径为ø160 mm的井筒中进行室内试验,封隔器的双向环空密封压力均达70 MPa。该封隔器在苏里格气田成功应用。为裸眼水平井分段压裂提供了技术保障。     

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。     

可溶性泵送环在页岩气储层改造中的应用

页岩气套变井使用小尺寸桥塞或73 mm射孔枪串时泵送推力不够,无法泵送到位。通过计算表明,ø88 mm桥塞能够满足最低的泵送要求。研制了一种基于可溶材料的(柔性)泵送环,安装在电缆管串的顶部,以提高管串的泵送推力。在此基础上,成功开展了ø85 mm桥塞带ø88 mm柔性可溶性泵送环在四川威远页岩气应用,以及ø99 mm桥塞带ø103、105和107 mm刚性可溶泵送环在四川威荣页岩气的应用,共计274次现场试验,试验表明,可溶泵送环可以提高管串的泵送力和通过性,降低施工风险。     

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。     

WC-A1井TAML五级分支井钻井技术研究及应用

南海西部文昌某油田ZJ-1地层为低孔低渗,为提高其单井产量、增加泄油面积,提出了采用五级分支井钻井技术的开发方式,并成功研制ø244.47 mm斜向器、ø209 mm壁挂式悬挂器、ø169 mm井眼导向器等新型五级分支井工具。通过优化井身结构设计与分支点选择,利用旋转导向系统对轨迹的精确控制,形成了海上油田五级分支井钻井技术,解决了五级分支井在钻井方面存在的轨迹控制、壁挂式悬挂器坐挂、井眼重入等技术难题,对提高单井泄油面积和控制储量有积极意义,为海上低孔低渗储层开发提供新的思路。     

局部载荷对页岩气井套管变形的影响

对四川盆地长宁区块页岩气水平井固井质量的分析结果认为:压裂过程的温度应力及由套管内压周期性变化导致的局部载荷是页岩气井套管变形的主要因素。为此建立了套管在局部载荷作用下应力计算模型,借助有限元数值方法分析了该区块目前使用的套管在局部载荷作用下的受力与变形情况,并讨论了在局部载荷线性增加时,局部载荷范围、套管壁厚、套管外径对现场使用的P110套管受力与变形的影响。结果表明:①载荷范围为45°时的套管变形最大,增加套管壁厚及减小套管外径有利于减小套管变形;②局部等效载荷为40 MPa时的套管径向变形量为4.8 mm,且套管壁厚应大于13 mm才能保证套管不发生屈服变形。通过对现场页岩气井数据的分析,考虑局部载荷作用,认为该区块目前使用的套管壁厚不能满足要求,需要增加壁厚。结论认为,为防止局部载荷的产生、减小套管变形,需要优化井眼轨道设计以合理钻遇天然裂缝发育的岩层,提高固井质量。该研究成果对于页岩气水平井套管设计具有参考价值。     

?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。      

冷科1井?139.7mm油层套管双级固井技术

冷科1井位于柴达木盆地冷潮五号,是石油天然气集团公司的1口重点科学探索井。完钻井深5200m,?139.7mm油层套管下深4854.63m,封固段从套管鞋到井口,钻井液密度为1.80g/cm3,井底循环温度达到120℃。在高温、高压、长封固段井中综合采用提高顶替效率、防气窜、高密度水泥浆等技术措施后,双级固井取得成功,固井质量优质。     

乌兹别克复杂水平井固井工艺技术

1-G井、350井是乌兹别克斯坦的第一批水平井,表层套管尺寸大,技术套管裸眼段长,地层异常高温,盐膏层段长,油气层"上喷下漏"导致固井难度极大.经过研究摸索,(4)508 mm表层套管、(4)339.7 mm技术套管采用了插入法固井,采取两凝水泥、稀释钻井液、大排量注替等措施较好地解决了长裸眼大环空内的水泥浆窜槽问题.(4)244.5 mm尾管固井,选用厚壁套管、悬挂简单可靠的外台阶式尾管悬挂器,使用欠饱和盐水水泥浆,采取稀释钻井液、增加水泥浆的接触时间、大排量紊流顶替等措施,达到了封隔地层防止长段膏岩层蠕动之目的.(4)139.7mm完井套管固井,采用管外封隔器带分级箍加盲板的复合结构,使用不渗透水泥浆体系,较好地解决了高渗透油气层的封固问题.350井完井固井工具出现问题后,成功地实施了反向注水泥固井技术.     

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。     

深水表层套管内管法固井技术与应用

深水表层套管固井是深水钻井中的一个关键环节,通常采用井口密封式内管法固井,但由于对内管法的下入深度还缺乏理论研究和设计依据,下入深度不够合理,导致作业过程中出现顶替过量或顶替不够,造成套管鞋固井质量不合格、套管内留高塞、内管柱被固在套管内等问题。针对深水表层套管固井时出现的系列问题,提出了一套适合井口密封式内管法固井的内管柱下入深度的设计理论和方法。利用该设计方法,可计算出了不同尺寸的内管柱、不同的顶替效率和不同水深条件下的合理下深,并绘制了相应参考图版。该设计方法现场实际应用效果良好,提高了深水表层套管的固井作业效率。     

液压式套管扶正器在侧钻水平井中的应用

常规侧钻水平井造斜段及水平段完井管柱居中困难,导致固井水泥环厚度不均,质量较差,易发生出水、出砂等问题,进而致使侧钻水平井生产寿命较短,严重影响了单井产量。现场多使用扶正器来提高套管居中度,但是常规扶正器存在扶正效果差、破坏井壁等问题,为此研制了液压式套管扶正器。该工具原始外径小、下入安全,膨胀后外径大、扶正能力强,能够极大地提高侧钻水平井完井管柱的居中程度,改善固井质量,延长侧钻水平井的生产寿命,提高产量和效益。该类扶正器现场应用简便,不影响正常的施工程序,在辽河和冀东油田进行了多口井的现场应用,效果显著。