旋转套管固井工艺技术在LG-A井的应用

川渝气区深井超深井普遍具有高温、高压、高含硫的特点,保证优质的固井质量是杜绝气井生产过程中重大安全隐患和保证气井有效开发的关键之一。针对目前四川LG气田气井固井作业中采用常规固井工艺而造成的普遍固井质量较差的现状,提出采用旋转套管固井工艺技术来提高气井固井质量的技术思路。介绍了旋转套管固井工艺技术的基础原理、优点及其所需适用条件。旋转套管固井技术在LG气井的首次现场应用结果表明:试验井LG-A井固井质量合格率为86.52%,其中优质率为73.5%。由此证明了旋转套管固井工艺技术能大大提高顶替效率、改善界面固井质量、有效防止气窜发生,具有广阔的推广应用前景。     

使用套管扶正器提高固井质量

使用套管扶正器,可减少套管磨损,使套管居中,提高固井质量。文中介绍了API规范的套管扶正器:弓型弹簧扶正器、螺旋弹簧扶正器、钢性套管扶正器、带涡流片套管扶正器、尾管扶正器的使用情况,提出了对安装套管扶正器的建议。     

复合套管固井在川西水平井中的应用

针对水平井固井套管下入、居中、清除岩屑床、水泥浆失水及析水等问题,提出在水平段采用筛管、管外封隔器、复合套管固井技术,在川西JS 8H井复合套管固井应用中,较好地解决了水平段以上井段因重力作用,套管紧贴井眼下侧而形成窄环空,导致在注替水泥浆过程中井眼下侧的滤饼及钻井液顶替效率较低,易形成窜槽,影响固井质量等难题。同时还满足了完井、储层保护等的要求。该固井技术在川西水平井中的成功应用,为今后类似的水平井完井方式提供了可借鉴的经验。     

如何提高深井超深井尾管固井质量

深井、超深井尾管固井是固井施工中难度最高,风险最大的工程,固井质量难以保证。文中分析影响深井、超深井固井质量的主要因素,剖析其固井施工难点,全面阐述保证深井、超深井尾管固井质量的方法和技术措施,对保证固井质量和减少施工风险具有很好的作用。     

套管固井质量问题及对策分析

从油田现场反应的情况出发，对调整井固井，尾管固井，大位移井套管固井和其他固井的质量问题进行了分析，针对各种问题产生的原因，提出了相应换解决办法。     

套管粘砂提高固井质量的机理探讨

简要阐述了国内外套管粘砂的发展及其现状，分析了套管与水泥环间胶结强度的影响因素，对应用套管粘砂提高固井质量的机理以及胶结剂的选用进行了探讨。     

LG163井旋转套管固井技术

旋转套管固井技术能够有效提高水泥浆的顶替效率,从而提高固井质量。但其施工存在较大风险,主要是套管悬挂器在旋转中会受到磨损,容易造成套管悬挂器不能有效密封、座挂。LG地区163井在须家河地层井深H2370m下Φ177mm套管固井,采取旋转套管固井技术,通过认真通井,强化套管串设计,保证了套管顺利下入。在联顶节与套管悬挂器之间加装扶正器,保证了套管悬挂器与套管头的有效密封。注水泥作业中控制套管旋转扭矩,确保了施`工安全。在LG地区163井首次应用旋转套管固井,固井质量合格,优质率达73.50%,为川渝地区推广应用旋转套管固井积累了经验。     

川东地区深井及大斜度井固井实践

本文针对深井，大斜度井的固井特点，提出了深井、大斜度井固井下套管作业前的准备工作和下套管技术要求，同时论述了如何有效提高深井，大斜度井固井质量的技术措施，通过在川东地区深井，大斜度井固井作业中的推广应用，解决了川东地区深井，大斜度井的固井难题，取得了明显的经济，技术效益。     

用套管外封隔器及早强水泥浆体系配套提高二连油田调整井固井质量

套管外封隔器与早强油井水泥桨体系配套应用的综合固井工艺技术,在华北二连油田阿南砂岩油藏阿31断块的应用,很好地解决了多年来该高压注水断块油水井固井质量差的技术难题,为阿南及哈南高压注水砂岩油藏油水井固井质量的提高探索出了一条行之有效的途径。建议以后在二连油田阿南及哈南砂岩油藏进行调整井固井时,套管外封隔器以下油层段使用具有早强、低失水、零析水、微膨胀特点的水泥浆体系。     

提高低压易漏井固井质量研究

主要阐述了目前应用于低压易漏井的主要固井技术:高强低密度水泥浆技术、前置低密度钻井液固井技术以及双级固井技术。在此基础上,综合分析了目前提高固井质量的主要措施。     

内外液压作用下套管柱屈曲载荷的级数解

关于油井套管柱的屈曲问题虽已经有一些研究文献，但深入系统地研究该问题的文献并不多，由于其微分方程求解困难。各文献并没有给出一致的套管临界屈曲载荷，并且给出的结果普遍偏高，文章首次将套管和内，外部液体一起考虑，建立微分方程，并用无穷级数法求解，得到了比较准确的临界屈曲载荷，论述了管柱内，外壁侧向液压对管柱发生屈曲的影响，对于开口管柱，当其处于微弯状态时，内、外壁同压力上起管柱任一截面的弯矩等于作用于底端的轴向力和沿轴线均匀分布的液柱重力所产生的弯矩。其结果可供油井设计和施工参考。     

碳酸盐岩选择性固井管外封隔器失效原因探讨

采用选择性固井工艺开发碳酸盐岩油气藏,能满足储层多段改造和油田后期增产开发需求。管外封隔器(ECP)是选择性固井应用中的关键工具,针对选择性固井实践中ECP失效问题进行了研究,对井底温度、下入过程影响因素、涨封位置井径及管串结构等方面进行了分析,结果表明导致ECP失效的主要原因分别是井底温度过高导致橡胶撕裂强度降低,井眼曲率过大影响工具顺利下入,通井措施不到位加剧下入过程中摩阻,涨封位置井径过大降低承压能力以及管串结构不合理对ECP起不到有效的保护作用等。针对上述失效原因,制定了对应的技术措施:实际最高工作温度设定为额定工作温度乘以安全系数,采用有效的技术措施控制井眼曲率,利用西瓜铣进行模拟通井,合理选择涨封位置井径以及在ECP两端连接装有扶正器的短套管等。这些措施对减少ECP施工失效、提高选择性固井施工成功率具有指导意义。     

流变性地层套管等效外挤力

为给流变性地层套管设计提供理论依据,讨论了3种套管等效外挤力模型,其一是现行标准中的模型,另外两个分别是黏弹性流体模型和黏弹性固体模型。利用具体实例对这3个模型的比较分析结果表明,现行标准和黏弹性流体等效外挤力模型计算结果偏小,而黏弹性固体等效外挤力模型与现场实际情况符合较好。     

套管抗内压强度试验研究

通过进行全尺寸套管水压试验,确定了177.8mm×12．65mmT140S偏梯形螺纹接头套管(BCSG)的抗内压极限值。对套管在内压载荷作用下的失效形式和失效机理进行了分析;揭示了套管的失效过程和原因。认为这种套管接箍与管体外螺纹接头强度不等,其接箍是弱环节。在选用这种套管时应以接箍强度为设计依据。     

提高高压气井套管回接固井质量的技术

为了解决套管回接固井常出现的质量不佳和井口带压的问题,在实验的基础上,提出套管回接固井作业时应先泵入低黏、抗钙钻井液和大量冲洗液彻底冲刷套管壁,水泥浆中应加入膨胀剂和纤维,改善水泥石力学性能,确保水泥环与套管胶结质量。采用高能混浆设备配浆和井口憋压候凝,确保水泥浆密度均匀,防止水泥浆体积收缩、管柱膨胀和水泥环微环隙的形成。几口试验井的声波测井结果表明：所采取的技术措施行之有效,能够保证套管回接固井质量。     

页岩气水平井固井质量对套管损坏的影响

四川盆地西南部长宁—威远国家级页岩气示范区采用水平井方式开发页岩气藏,部分井由于套管损坏导致压裂过程中不能顺利下入桥塞、连续油管不能顺利钻磨桥塞等问题,甚至部分井段被迫放弃压裂作业,直接影响了气井产量的提高。为此,以WH1井为例,在分析该井压裂过程中套管损坏问题的基础上,认识到固井质量差是该井套管损坏的主要原因。然后,应用ABAQUS有限元软件,结合现场实际参数建立模型,对水泥环窜槽缺失、套管偏心和井径变化等3种固井质量差的形式,进行了数值计算,得出了固井质量对套管应力的影响规律:①水泥环缺失时会在套管内壁上产生较严重的应力集中,且套管应力随缺失角度的增加而增加;②套管偏心和水泥环缺失同时作用会极大增加套管应力,甚至达到套管屈服值;③井径变化对套管应力影响较小。该研究成果可对今后页岩气开发提供有益的指导作用。     

油田套管损坏的压力与压差联合作用机制

大庆油田采油一厂萨中地区是套管损坏的多发区,套管损坏集中在标准层附近,并且成片发生。经现场应力测试,室内岩心实验,对比已发生套损区地层的应力、压力、压差。分析认为大庆油田采油一厂萨中区近年来发生的套损主要集中在压差显著区。应力、地层压力、地层压差（相邻区块）的联合作用机制是诱发油田套损的主要原因。当地层压力大于原始临界压力时,没有压差作用也会发生套损;当地层压力小于原始临界压力时,则必有压差作用才会诱发套损。防止套损发生不仅要稳压、控水,而且需要保持注采平衡,以免相邻区块存在显著压差。这一理论在大庆油田采油一厂萨中区标准层套损治理中已收到显著成效。图3参5(刘建中摘)     

油管与套管抗内压强度研究

在深井、超深井钻井过程中,由于钻杆与套管长时间的接触会造成上层套管受到不均匀磨损,导致套管抗内压强度降低,给安全钻井带来隐患.文中针对API 5C3模型已不能准确预测套管实际抗内压强度的问题,研究了材料的屈强比对油、套管爆裂强度的影响规律,给出了具有更高精度的油、套管抗内压爆裂计算新模型.结果表明,该模型计算出的油管套...