台阶承托式套管头在苏里格气田的应用

介绍了台阶承托式套管头结构设计及在苏里格气田使用情况。通过试验及现场应用表明,该套管头结构简单、安装时间短、安全可靠、功能较为全面、成本低,经压裂、投产等环节验证未出现漏气现象,满足了苏里格气田气井对套管头的要求,目前已得到了推广应用。     

深水尾管回接工艺技术应用及发展

由于深水水下井口系统及井身结构设计套管层次多的特点,尾管悬挂工艺和尾管回接工艺是深水井的一项重要工艺技术。对目前国内外深水使用的常规尾管回接工艺技术进行了分析的基础上,详细阐述了其整个的工艺过程、相应工具的工作原理和特点以及现场应用情况,提出了存在的常见问题,并针对存在的问题结合目前常用的尾管回接工艺技术、使用情况以及国外行业的发展情况,介绍了2种不同思路的深水尾管回接工艺技术的发展方向,对后续深水尾管回接作业具有重要的借鉴意义。     

尾管悬挂器结构优选与事故预防及处理

尾管悬挂器是用来悬挂尾管并将尾管与上层套管相连接的装置,在尾管固井中具有重要作用。目前尾管固井日益增多,所使用的尾管悬挂器结构多种多样。在现场尾管固井实施过程中出现了环空不畅、替压过高和提前坐挂等井下复杂情况。介绍和分析了尾管悬挂器的结构、性能特点及优缺点,总结了在现场应用中易出现的事故预防及处理措施。     

复杂深井超深井非常规井身结构设计

对国内深井超深井常规井身结构设计分析表明,目前经常采用的φ508.0+φ339.7+φ244.5+φ177.8+φ127.0mm井身结构,难以满足深井超深井对不同压力体系或复杂层系封隔的需要,而随着非常规套管、无接箍套管及管下扩孔技术的发展,非常规井身结构已经得到了越来越广泛的应用,对这几项工艺技术的应用做了比较详细的分析,提出了8种非常规井身结构设计方案,并对其优缺点和适用范围进行了分析评价;通过以上论述,以期为复杂地质条件下深井超深井的井身结构设计提供新的思路.     

分级注水泥技术在地热井施工中的应用

我院在天津地区钻凿地热井施工中，为了满足开采的需要，其井身结构从地面以下至150m深度要求井管口径须大于300mm。以便下人开采用的水泵。曾在塘沽区施工的数眼地热井均采用图1所示的井身结构。其表层套管使用φ406.4mm（18in）油井套管（壁厚为11.13mm），井管上部用φ339.7mm套管     

普光105丛式井平台井身结构的设计与应用

分析了丛式井在解决普光气田地质不确定、地表环境复杂等问题方面的技术优势。在对普光气田井身结构必封点分析的基础上,确定了各层套管下深范围,以此为据,优化出适用于普光气田水平井的2套井身结构方案。以普光105丛式井平台为例,分别对普光105-1水平井和普光105-2井的井身结构进行了优化设计,并对其钻井施工效果进行了总结与分析。应用实践证明,丛式井有助于缩短该地区的钻井周期、降低复杂失效、提高钻井速度,具有较为广阔的应用前景。     

嘉陵江组巨厚膏盐层封固技术

川东北地区海相嘉陵江组地层具有埋藏深、普遍存有大段膏盐层等特点,并且含高压水层和气层或气水同层,在钻井过程中发生缩卡事故、井壁失稳垮塌,甚至出现盐岩的塑性流动、挤毁套管等复杂情况,给钻井和固井施工带来了严重的难题。在分析巨厚盐膏层的特点和对固井工程产生的危害的基础上,着重论述盐膏层固井的工艺难点和措施,通过使用优良的盐水水泥浆体系、合理的井身结构和高抗挤毁厚壁套管等措施,满足了川东北地区固井规范技术要求,取得了良好的现场应用效果。     

大庆套管头应用技术浅析

套管头是安装在套管上,起到连接套管和井口装置的作用,是井控装置的一部分。大庆油田公司所钻井要求全部安装套管头,以保证钻井施工安全和采油安全,目前套管头种类繁杂,许多学者对套管头进行了广泛研究,但并不完全适合大庆的地层地质条件。选择合理的套管头,可达到既经济又安全。介绍了套管头结构,从套管头悬挂器种类、密封方案、材质要求等方面选择了适合大庆地质条件的套管头,并对套管头配件工具及使用提出几点要求。通过分析,对大庆油田套管头选择和使用具有重要指导作用。     

实体膨胀管固井技术在TK1051井的应用

膨胀管技术是20世纪90年代出现的新型技术,为石油钻采提供的强劲的技术支撑。采用该技术可以改善现有井身结构以及对复杂情况的及时处理补救。在西北油田分公司的TK1051井采用了长达636.14m的实体膨胀管固井技术,补救了该井7寸油层套管未下到位的技术难题。由此可见,膨胀管技术具有广阔的应用前景。     

岩心钻探用内置式吊锤的研制与应用

研制并加工出了一种结构简单、安全可靠的内置式吊锤,解决了动力头式钻机使用吊锤受钻机空间限制无法适配的难题。介绍了其设计思路、结构原理、操作方法、安全操作注意事项和现场应用情况。实践表明,该工具可以有效处理上部套管或钻杆被卡、埋事故,也可配合其他孔内事故处理工具进行深部套管或钻杆被卡、埋事故的处理。其不仅适用于动力头式岩心钻机,亦可适用于立轴式钻机等。该工具自2017年内部应用以来,累计成功处理被卡套管或钻杆600余米,成效较显著,为动力头钻机配套使用的绳索取心钻具被卡事故处理提供了新的解决方案,尤其对便携式钻机发挥绿色勘查作用是一种有益补充。     

川西中浅层水平井聚胺仿油基钻井液技术研究

针对目前川西区块钻井液体系的使用现状以及现场需求情况,依据马蓬83-1H井的井身结构、地层情况和钻井液技术难点等要求,实验通过处理剂优选、最佳加量的确定和配伍外加剂的筛选,确定了适合川西区块的聚胺仿油基钻井液体系。该井二开、三开采用该体系,整个施工过程中井壁稳定,无缩径、掉块和阻卡现象发生,起下钻通畅,井径规则,测井下套管顺利,无任何复杂情况的发生。该井钻井周期44.29d,较设计周期49.5d提前5.21d,顺利完钻,钻井周期提前10.5%。     

膏盐层固井技术

分析了膏盐层挤毁套管的机理,从井身结构与套管强度设计、井眼条件的准备、泥浆、水泥浆设计、注水泥工艺措施等方面探讨了膏盐层固井技术方法,提出了解决膏盐层固井问题的措施,并用具体事例加以说明。     

北京JR149#地热井井身结构及施工流程

通过对北京JR149#这一典型地热井的钻遇地层、含水层、井身结构、洗井、抽水试验等施工流程的介绍,可以看出典型地热井的井身结构特点,确保地热井水温的内衬管施工及套管戴帽特殊工序,以及地热井的开采保护及评价方式.     

渤海低渗油田定向井井身结构优化

渤海25油田沙河街组低渗储层地层压力系统复杂,一期开发时采用渤海常规井身结构,但是作业复杂情况频发,工期较长,导致成本高,整体经济效益较差。通过对地质油藏、地层特点做深入研究分析,优化出一套?355.6mm井眼×?273.1 mm套管+?241.3 mm井眼×?177.8 mm套管+?152.4 mm井眼×?114.3 mm尾管的井身结构及其配套提速技术。通过在2口井的应用试验,取得了较好的效果,2口井平均井深3607.5 m,平均钻井周期19.32天,钻井周期共计比基本设计节余5.37天,钻井时效比基本设计提高24%,同时小井眼钻井所使用的器材及材料费用相应减少,而且投产后产量较好,经济效益显著,具有广阔的应用前景。     

东丽湖地热钻探CGSD-01井钻完井技术

CGSD-01井是由中国地质调查局组织实施的一口水热型地热资源调查井。该井完井深度4051.68 m,终孔直径216 mm。施工过程中遇到大直径套管下入安全系数不足、地层漏失、复杂地层岩心采取率低等问题。文章介绍了该井的井身结构设计、钻完井工艺技术。通过采用浮力法下管,多工艺堵漏,改进复杂地层取心工艺等措施解决了施工过程中的复杂问题,总结了该地区深部地热钻探钻井工艺并提出了完井建议。     

霍尔果斯背斜深井井身结构优化设计

霍尔果斯背斜受山前构造的影响,存在地质情况复杂、倾角大、多套压力体系并存以及泥岩含量高等问题,在钻进过程中复杂事故频发,严重制约了该地区油气勘探开发的进程。通过对完钻井的测井资料、地破实验数据、钻井复杂等资料的分析,确定必封点位置,形成适合霍尔果斯背斜深探井的四开井身结构,并针对安集海河组复杂事故率高的情况,采用高密度油基钻井液抑制泥岩水化,从而实现安全钻进。优化后的井身结构在霍尔果斯背斜深探井H11井进行了应用,首次实现了在安集海河组、紫泥泉子组两套压力系统下进行套打,历时5.5d钻穿"死亡之海"安集海河组,未出现井漏现象,取得了良好的应用效果。优化后的井身结构在H11井的成功应用,不仅为该地区深探井的井身结构设计提供依据,也为该地区后续常规井的四开转三开井身结构提供了指导。     

超深大斜度井Ф177.8mm/Ф193.7mm尾管悬挂固井技术

元坝10-侧1井是中石化部署的一口勘探开发一体化井,该井原设计井深7150.0m,实际钻至长兴组循环测后效时油气显示较好,气测最高全烃68.40%,油气上窜速度29.36m/h。根据此井的油气显示情况决定采用回填导眼段,采取侧钻定向井开发长兴组优质储层,侧钻后井深增加至7273.0m,裸眼段增长至2045.0m,造斜段长达883.0m,全井最大井斜达到79.14°,井底位移668.46m。本井属于易漏失、超长封固段、小间隙尾管固井范畴,通过对悬挂器及附件的选型、强化下套管和钻杆技术措施、使用高效前置液、优选水泥浆体系等一系列措施解决了该井套管顺利下到位和固井技术难点。     

井身结构优化技术在开发井上的应用

通过对开发井井身结构优化技术研究,根据系统工程的原理及方法,进行建立准确的三压力预测,套管层次和下深、套管和钻头尺寸、套管钢级和壁厚优化等系列技术研究,形成一套系统的、低成本的适合吐哈油田的井身结构优化技术。2008~2009年现场应用213口井,直接节约钻井成本3800.67万元,取得了良好的经济效益。     

超深大斜度井(/O)177.8mm/(/O)193.7mm尾管悬挂固井技术

元坝10-侧1井是中石化部署的一口勘探开发一体化井,该井原设计井深7150.0m,实际钻至长兴组循环测后效时油气显示较好,气测最高全烃68.40％,油气上窜速度29.36m/h.根据此井的油气显示情况决定采用回填导眼段,采取侧钻定向井开发长兴组优质储层,侧钻后井深增加至7273.0m,裸眼段增长至2045.0m,造斜段长选883.0m,全井最大井斜达到79.14°,井底位移668.46m.本井属于易漏失、超长封固段、小间隙尾管固井范畴,通过对悬挂器及附件的选型、强化下套管和钻杆技术措施、使用高效前置液、优选水泥浆体系等一系列措施解决了该井套管顺利下到位和固井技术难点.     

气体动力改造煤储层对井下套管柱安全性影响分析

注入气体阶段与压力释放阶段是气体动力煤储层改造工艺对套管柱安全产生影响的2个关键阶段,为研究其影响程度,根据气体动力改造煤储层井的井身结构与套管柱,建立了气体动力煤储层改造井的套管、水泥环、围岩组合体力学模型,运用弹性力学理论对注入气体阶段、压力释放阶段套管的载荷进行了分析,并通过实例说明在注入气体阶段随着注入气体压力的变化,套管的外压载荷首先接近于挤毁压力,在压力释放阶段弹性应变能的瞬间释放会引起套管变形,在同等条件下,使用φ139.7 mm套管比φ177.8 mm套管安全。