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导管架回接完井技术是在预钻井作业完毕后,安置导管架并安装上部组块,实现套管回接,建立水下至地面的流体通道后转入完井生产作业。为了节约钻机资源,海上某油田进行多次调研,最终实现导管架回接完井作业。导管架回接作业的最外层为?508mm套管,回接作业包括连接、安装扶正器、对孔、对井口、回接锁紧等几项工序,并最终通过试压验证回接的可靠性,回接作业中需要考虑井口密封及承受载荷方面的影响,以便满足长时间生产的需求。该油田通过对管串的受力分析及现场切割等工艺,实现了20余口井的回接,为顺利投产奠定了基础。在回接过程中,管串受导管架安装精度影响较为明显,需要在后续油田作业中加以控制。 相似文献
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在平湖油气田A5井水下井口重回接作业中,需要依次解脱直径244.5、339.7和508.0mm套管,才能取出被切割的244.5 mm套管和套管挂,重新进行回接,但作业中508.0 mm套管回接头解脱不开。改进重回接工艺后,用磨鞋磨掉了244.5 mm套管和套管挂的连接部分,起出了244.5 mm套管,完成了重回接作业。此次作业经验,为以后更好地完成类似作业提供了借鉴。 相似文献
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半潜式钻井平台水下井口的稳定性对整个钻井作业的安全及顺利施工至关重要,井身结构、表层固井质量、海况条件等是主要影响因素,其中任何一个出现问题都会导致水下井口失稳,造成水下井口严重偏斜甚至井眼报废.在井眼发生偏斜后,为了减少经济损失和恢复正常作业,需要纠正偏斜的水下井口.文中阐述了南海西部油田YC13-8-1井水下井口扶正施工的作业程序、工艺特点及注意事项.通过该井水下井口的扶正施工,摸索出了一套成功解决水下井口偏斜的技术,可为今后海洋钻井工程类似事件的处理提供技术参考. 相似文献
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为了高效开发边际油气田和深水油气田,水下增压已成为全球海上油气田开发的重要技术手段之一。陆丰22-1油田属于二次开发,具有含水率高、井口压力低等特点,为充分利用油田的剩余开采储量和提高油田的商业价值,采用全水下生产系统开发模式,利用水下增压泵将井口流体增压后输送至平台进行处理。应用多相流动态模拟OLGA软件建立了陆丰22-1油田从水下井口至平台的流体输送模型。首先针对单海管工况和双海管运行工况进行了模拟分析,结果表明陆丰22-1油田双海管运行时水下增压泵均在最佳运行区域内,且流体温度高于原油凝点;而单海管运行输量<300 m3/ h时,水下增压泵工作点处于最佳运行区域外;然后通过调节水下增压泵转速对双海管在线清管进行了动态模拟,结果表明在平台用200 m3/ h的生产水推动清管球对第一条海管清管时,需将水下井口的流量限产至420 m3/ h,待清管球通过第一条海管后在平台停止注入生产水,同时水下井口恢复至正常产量,双海管在线清管总时间约11.4 h。研究结果对深水油气田应用水下增压泵解决流动安全问题具有指导意义。 相似文献
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井口抬升会导致油气井井筒完整性破坏,影响油井的后续生产作业安全。为了研究回接套管柱在固井-生产作业中的井口应力分布及抬升高度变化规律,采用有限元方法,根据顺北区块某井现场工况,利用ABAQUS软件建立了不同工况下多层套管-水泥环-地层多体系统热-固耦合分析有限元模型,分析了回接套管从固井阶段开始到生产时的应力和位移变化,得到了井口应力、抬升高度变化过程及其相关参数的影响规律。分析结果表明:随着水泥浆返高的增加,井口抬升高度单调增加,这表明随着水泥环缺失的严重性增加,套管自由段数越长,在温差作用下可伸长抬升的高度也就越大;随着水泥浆返高的增加,井口固定时回接套管的Mises应力先增大、后减小,并不呈现单调递增或递减的趋势。所得结果可为现场回接套管柱井口抬升现象分析提供一定的参考。 相似文献
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东方13-1 气田目的层温度高达141℃,压力系数1.90~1.94 g/cm3,天然气中CO2 含量14.63%~50.04%,属高温高压高含CO2 天然气藏,实际开发中极易造成固井窜槽、油套管强度下降及腐蚀失效,给井筒安全造成隐患。为此设计采用了具有防漏、防窜、防腐蚀、防应变、防温变功能的“5 防”树脂水泥浆体系及油气响应型自修复水泥浆体系,实现全井段水泥封固;并提出了“尾管树脂水泥浆+ 尾管顶部封隔器+ 回接插入密封+ 回接管柱顶部封隔器+ 自修复水泥固井+ 树脂水泥固井”六级屏障设计技术,形成多级屏障的安全系统。现场应用结果表明,东方13-1 气田各生产井?177.8 mm 尾管及回接段固井质量优良, 而且从投产至今,各生产井井口压力监测均未发现有环空带压问题。该套技术可以有效封固高温高压高含CO2 产层,保障从钻完井至后期开发生产整个周期过程中的井筒完整性,降低了环空带压风险。 相似文献
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冷冻暂堵技术可有效封堵井内油气通道, 为油套管切割与回接、井口装置修复更换等井控处置作业提供可靠物理屏障,已经在国内外陆地油田取得广泛应用。但海上平台作业空间有限!井口结构复杂,文章探讨了海上平台冷冻暂堵工艺,并结合海上某平台井口管柱结构,利用数值仿真软件模拟不同结构管柱冷冻过程中的温度场变化情况,分析冷冻桥塞黏结强度的影响因素,对比冷冻暂堵技术对不同结构管柱的冷冻效果。结果表明,直接冷冻Ø339.7 mm套管与冷冻Ø508.0 mm隔水导管相比!相同冷冻条件下暂堵剂的冷冻温度更低, 冷冻速度提升近73%。通过技术改进和优化等深入研究,该技术可在海上井控处置和修井作业发挥重要的作用,具有较大的发展空间。 相似文献
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为降低流程中的操作压力进而降低井口回压,延长自喷期,实现增产,在渤中34油田进行了现场试验。通过试验,达到了预期的增产目的,并取得了一些认识。在描述这一现场试验的基础上,阐述了从试验中获得的一些经验和结论。 相似文献
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传统治理井口隐患的压井方式对储层伤害严重,机械封堵又受客观因素影响较大。冷冻暂堵技术不受管柱尺寸、背压阀结构等条件限制,可对冷冻暂堵桥塞反向试压,实现泄漏井口装置的带压更换,已逐步成为国内井口隐患治理作业的主流技术手段。然而冷冻暂堵技术在施工过程中,暂堵剂配方、冷冻时间等关键技术参数均由工程师经验决定,往往不能给出准确的参数取值,存在安全隐患。结合室内实验及现场施工,研究了影响冷冻暂堵作业能否顺利实施的关键技术,包括暂堵剂配方、暂堵剂注入量、冷冻温度及冷冻时间。结果表明,暂堵剂最佳配方为水、黏土、增黏剂的体积比为2∶1∶1;计算暂堵剂注入量需附加1.2~1.4的修正系数;?20 ℃为形成冷冻暂堵桥塞的临界温度;井口压力降至最小值后开始上升时的时间点为冷冻时间的临界点。研究成果现场应用效果良好,对于优化施工设计、降低作业成本及人员劳动强度具有重要意义。 相似文献