大位移水平井下套管漂浮接箍安放位置优化分析

大位移水平井由于水平段长、垂深浅、水垂比大、套管加压能力有限,易因为粘卡造成套管不能顺利下到位,给固井作业带来了困难.预测了大位移水平井采用常规下套管工艺的摩阻载荷,分析了漂浮下套管的技术原理与优势,计算了漂浮接箍安放在井深不同位置处的摩阻载荷,对摩阻载荷随井深的变化趋势进行了分析,结果表明,运用漂浮下套管技术能够保证大位移水平井套管的安全下入,漂浮接箍的初始安放位置选择在临界阻力角处,且经过优化分析,当漂浮接箍安放在最优化井深处时,摩阻载荷最小,漂浮下套管的技术优势得到了最大程度的发挥.     

垦东405-平1大位移井摩阻扭矩预测及分析研究

为了分析垦东405-平1大位移井钻井施工的可行性，预测起下钻、下套管和钻进时的摩阻、扭矩，分析了各种摩阻扭矩计算模型的优缺点，选择了计算方法可靠、适合于现场应用的软模型，但考虑到大刚度管柱在高曲率井眼中的摩阻扭矩计算误差较大，引入了附加刚性力的概念对其进行了修正，通过管柱力学平衡方程建立了摩阻扭矩计算的修正硬模型。根据该井二开和三开下套管过程中大钧载荷与套管下深关系的预测结果和实测结果的对比情况，所建模型可以满足现场工程要求，且预测结果可指导大位移水平井的施工。     

不同类型扶正器对水平井下套管摩阻的影响研究

摩擦系数是应用水平井下套管摩阻计算模型计算水平井下套管大钩载荷和摩阻的基础,关系着大钩载荷和摩阻计算的准确与否。加入不同扶正器的套管在水平井中下入的摩阻系数不同,分析了影响水平井下套管摩阻系数的因素,研制了水平井下套管摩阻系数实验装置,通过实验装置测定水平井在各种井眼条件下加载不同扶正器的摩阻系数,分析了不同扶正器类型对摩阻系数的影响,可以看出,加入扶正器会使套管的摩阻增加,但是 刚性扶正器的摩阻明显小于弹性扶正器的摩阻;随着沉砂厚度的增加,不同扶正器的摩阻系数都在增大,加有弹性扶正器的摩阻系数在沉砂中增加最大,刚性扶正器次之。并结合软件对NB31-1-3H井加载不同扶正器进行下套管摩阻分析,为现场选择合适的扶正器,减小下套管摩阻有很好的指导意义。     

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本文根据弹性梁的受力与变形平衡微分方程,在导出二维弯曲井段套管单元体摩阻计算模型的基础上,通过近似分析,导出了三维弯曲井段套管单元体摩阻计算模型;用四川隆40-l大斜度井的下套管数据进行验证,表明计算大钩载荷与实测大钩载荷有较好的吻合度。     

连续管井下作业摩阻计算分析

在综合分析现场3种摩阻计算模型优缺点的基础上,提出软模型是计算连续管作业摩阻的最优模型。根据连续管作业的特点,考虑到井眼轨迹中曲率和方位的变化,建立了连续管单元几何力学模型。分析了连续管单元的受力情况,给出了连续管摩阻的计算模型。进一步探讨了发生屈曲时连续管的受力情况,最终建立了三维井眼中连续管井下作业摩阻计算模型。结合中海油湛江DF1-1气田A1h井数据,对连续管井下作业轴向载荷和注入头载荷进行了预测,为连续管技术的应用提供理论基础。     

套管磨损防护技术应用研究

在大斜度井及大位移井钻井过程中,钻柱摩阻过大,常常导致送钻困难、顶驱能力超限、钻柱和套管磨损严重等复杂情况,给正常的钻井作业和完井作业带来很大困难。从套管磨损机理分析入手,研究了造成钻柱摩阻增大的主要因素。对各种方案和工具进行对比分析,重点阐述了几种用于减少钻柱摩阻的井下工具的工作原理及其使用条件,指出在大斜度井施工过程中使用减磨接头,能够大大降低钻柱的摩阻和扭矩。现场应用表明,在大斜度试验井施工作业过程中,使用井下减磨工具在钻井过程中可将钻柱扭矩降低10%~30%,减磨效果良好。井下防磨工具在防治大斜度井和大位移井套管磨损方面具有很好的效果和广阔的应用前景。     

西江大位移井扭矩摩阻分析

扭矩和摩阻是大位移井设计和实际钻井过程中备加重视的两个关键因素。在钻前进行摩阻扭矩分析，可以确定这口井钻的可行性，是优化井眼轨道和钻机设备升级改造的重要依据；通过扭矩和摩阻的模拟计算，可以为下套管的作业方式选择提供依据。针对西江２４－３－Ａ１４井的具体情况，分析了影响摩阻和扭矩的各种因素，通过预测摩阻与实际摩阻曲线的对比分析，找出了下φ２４ｍｍ套管采用的最佳方法－套管漂浮技术，为该井的顺利完 打下     

复杂井眼条件下扶正器对套管下入摩阻的影响研究

在水平井、大位移井等复杂井的固井过程中,套管下入摩阻的大小关系着固井作业的成败,安装了扶正器的套管下入摩阻和不安装扶正器的套管下入摩阻之间的大小关系在固井工程界一直存在争议。为此,对井眼 内安装扶正器和不安装扶正器的套管柱进行了受力变形分析,根据套管在井内的实际情况对各自的摩阻系数进行研究,并通过计算机编程对两者建立的模型进行计算比较。以德阳新沙某井为实例进行计算,并与实测值对比得出两者之间的关系,为固井下套管摩阻的预测提供了参考依据。     

Z88P4井双漂浮下套管技术研究与应用

漂浮下套管技术是应对大位移井、长水平段水平井套管下入难题的一项有效技术.该文针对浅层大位移水平套管下入过程难以保证充足钩载余量的问题,在套管下入影响因素分析、综合摩阻系数计算的基础上,运用兼顾漂浮接箍安装以及井底2个关键位置钩载余量的分析方法,对Z88P4井实施了双漂浮下套管技术现场应用.结果 表明:1)采用反算法求取...     

基于水平井的修井作业组合管柱载荷模型研究

针对水平井水平段长度不断增加的情况,为了提高修井作业管柱的下入能力,现场采用管柱组合两种线重油管的方式下入进行修井作业,而组合管柱的下入能力主要取决于摩阻和钩载。以组合管柱为分析对象,充分考虑井眼轨迹、环空流体摩阻力、流体粘滞力、管柱在各井段受力特点以及井眼尺寸等因素的影响,分析组合管柱与井筒内壁之间的摩阻和钩载与管柱下入能力之间的关系,将水平井划分为4段,建立了组合管柱在水平井各段下入过程中与流体相互作用情况下载荷计算模型。运用插值法和迭代法开发了相应软件,实现了水平井修井作业组合管柱的载荷模型求解。对比软件计算结果与实测数据,钩载和摩阻的平均误差分别为7. 25%和9. 50%。计算结果表明,建立的载荷模型精度较高,完全能够满足工程需要,可为现场组合管柱修井作业提供技术参考。     

CDS系统下全漂浮套管串工艺及技术分析

近年来,随着海上油田勘探向滩海和深海的发展,大位移井由于其显著的成本和技术优势,获得了快速且广泛的应用。但是,在大位移钻井中应用传统下套管技术时发生了套管下不到设计位置且无法处理等井下事故。CDS(Casing Drive System)技术通过顶驱整合了套管钳、灌浆工具与循环工具,实现下套管自动连接,提供套管旋转及循环钻井液功能。基于CDS系统的组成及其下套管工艺的原理,通过将CDS系统与全漂浮下套管技术结合,形成了CDS下全漂浮套管串工艺。现场应用取得了良好效果,为超大位移井的下套管作业提供了新的技术方案。     

模拟下套管技术在河坝区块大斜度井中的应用

为解决河坝区块大斜度定向井在实钻过程中由于井眼轨迹不规则、盐膏地层缩径,大斜度井段下套管作业的实际难题,在调研大斜度井下套管方法的基础上,结合河坝区块大斜度井特点,建立了井眼、套管相容性模型并总结出下套管过程的模拟步骤：①依据收集的实钻井眼资料,计算套管串和井眼两种最小曲率半径,分析无接箍套管能否下入井眼;②针对实际套管接箍或扶正器尺寸,以实钻井眼数据反算出允许通过的套管串的不变形长度;③分析不同管串所对应的不变形长度与井眼曲率的关系,然后确定出与套管柱刚度相当的通井管柱结构。模拟下套管技术在HB1 1D等井的成功应用,为大斜度井现场模拟下套管提供了理论依据。     

顶驱下套管技术及应用

介绍了Weatherford公司顶驱下套管系统的主要部件、现场作业程序和技术特点。通过顶驱下套管技术在番禺油田6口大位移井244.5 mm套管下入作业中的成功应用,分析了该技术在现场的应用效果。结果表明:顶驱下套管技术可以精准控制上扣转矩,旋转套管柱时减小下入摩阻,有效避免井下复杂情况的发生,为大位移深井等高难度井下套管作业提供了技术保障。建议我国加快技术研发,缩小与国外厂商之间的技术差距,使顶驱下套管技术在我国石油钻井行业中发挥更大作用。     

Experimental study of casing wear under impact-sliding conditions

Theoretical analysis and field monitoring show that lateral vibration has very important effect on casing wear in deep & ultra-deep well drilling.The wear mechanism ofcasing under impact-sliding work conditions has been investigated and many experiments have been completed with a newly developed full-scale casing wear test machine.Test results present that adhesion wear,contact fatigue,and grinding abrasion are the main wear mechanisms under impact-sliding test conditions.The friction coefficient and linear wear rate ofthe casing rise obviously with an increase in impact load.And the larger the impact load,the rougher the worn surface ofthe casing.The linear wear rate decreased slightly but the average friction coefficient increased slightly with an increase in impact frequency under an impact load of2,500 N.Both the linear wear rate ofthe casing and the average friction coefficient increased substantially with an increase in impact frequency under an impact load of4,000 N.Under lower impact load conditions,grinding abrasion and contact fatigue are the main mechanisms ofcasing wear;under higher impact load conditions,adhesion wear and contact fatigue are the main mechanisms ofcasing wear.     

水平井套管受力变形分析的有限元方法

以整体套管柱为研究对象，设计了特殊的有限元模型来描述套管与井壁的接触状态和套管的受力。此模型综合考虑了井壁的间隙、井眼的曲率、摩擦力等因素的影响，能较为准确地反映套管的受力变形。据此编制了相应的计算程序，能计算出套管的变形及受力大小，为模拟套管整个下入过程的受力变形提供了一套有效的方法。     

页岩气长水平井套管安全下入风险评估技术

四川盆地长宁—威远国家级页岩气示范区长宁区块页岩气丛式水平井段长度介于1 200～2 800 m，优质储层横向分布不均匀，水平段轨迹调整频繁，目的层井壁稳定性差，井漏、缩径、垮塌严重，水平井套管下入困难的井占比高达80%～90%，甚至部分井水平井套管无法下至预定井深，经济损失较大。为此，基于该区块页岩气水平井套管下入现场的实测数据，综合利用修正三维软杆管柱摩阻计算模型和数据统计分析法，对扶正器、井眼曲率、井斜、井径、摩阻系数等关键因素进行分析，提出了一套长水平段套管下入风险综合评估的新方法。研究结果表明：①累计井眼曲率较井眼曲率能更加直观地反映套管下入摩阻影响程度，当累计井眼曲率大于170°/m，套管下入摩阻开始快速增加，因而对于井眼曲率较大的水平井，需要避免井眼轨迹频繁调整，降低套管下入难度；②井径变异系数能够精确描述井径沿水平井眼方向上的变化幅度，对于地质条件复杂，井眼缩径、垮塌严重的水平井，通过统计分析井径变异系数来评估套管下入摩阻的影响能够有效提高预测精度，井径变异系数小于2%，套管下入摩阻影响较小，井径变异系数大于等于2%，套管下入摩阻影响较大。结论认为，应用于5口井的效果表明，评估结果与现场施工实测数据基本一致，证明该方法能够准确评估复杂地层条件下长水平井套管下入的风险。     

一次多层压裂充填技术在?177.8 mm套管井中的应用

渤海油田?177.8 mm套管内通径较小,其一次多层充填防砂服务管柱的双层内管尺寸较小,无法满足压裂充填高排量的要求,只能进行逐层射孔逐层压裂充填,完井时效低,工期费用高,且不能下入分采管柱。分析了传统?177.8 mm套管充填防砂工具应用中存在的问题,提出了?177.8 mm套管一次多层压裂充填工具的国产化研制方向,即增大冲管尺寸。该套工具将防砂管柱的内通径由76.2 mm增至98.55 mm,可以下入分采管柱;服务管柱冲管外径由73.0 mm增至88.9 mm,小环空截面积达16.77 cm2,过流面积较大,摩阻较小,反循环压力可以控制在20.69 MPa以内,可以实现一次多层压裂充填。该套工具2018年在渤海油田现场应用24口井,取得了较好的经济效益,现正在渤海油田大规模推广应用。     

渤海地区大位移井摩擦系数变化规律研究与应用

为满足现场工程计算的准确性、及时性的要求，通过对已钻井起下钻、下套管（下尾管）等工况进行摩擦系数的反演，建立摩擦系数数据库，为摩擦系数的选取提供依据。通过对数据库数据进行分析，发现下套管及尾管等工况的摩擦系数变化规律。实际将A5H1井的下7 in尾管摩擦系数反演结果，应用于相同区块、井斜相似、相同钻井液体系的A7H3井，预测结果与实际拟合结果一致。摩擦系数数据库的建立，对提高现场工程计算准确性，具有重要意义。     

可更换钻头套管钻井工具及工艺研究

采用常规钻机、利用转盘驱动的简易套管钻井技术由于受钻头寿命的限制，只能用于一只钻头钻至设计井深的情况，为此，研制开发了转盘驱动的可更换钻头套管钻井系统。该系统由起下工具、井下锁定工具串及坐底套管3部分组成。进行套管钻进时，井下锁定工具串锁定在坐底套管上，需更换钻头或井下锁定工具串时，往套管内部下入起下工具并解锁锁定装置，起出井下锁定工具串，更换完毕后，再将井下锁定工具串从套管内送入井底，锁定在套管柱末端的坐底套管上，起下过程中可保持钻井液的循环和钻柱的转动。该系统在吉林油田2口井上进行了试验，井下锁定工具串的下入成功率达到100％，并实现了套管正常钻进，但由于打捞矛无法进入到井下锁定工具串的打捞孔中，致使2口井都没有正常起出井下锁定工具串。详细介绍了可更换钻头套管钻井系统的组成、原理、施工工艺及现场试验情况。