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随着油气勘探开发向深层、超深层进军,尾管回接固井技术应用愈发广泛。回接筒是保证回接井筒完整性的核心装置,然而尾管固井后,回接筒顶部残留水泥、过度钻塞致回接筒喇叭口受损等现象时有发生,极易导致回接密封失效,从而严重影响固井质量。针对上述难题,研制了回接筒顶部修复工具,设计了磨铣回接筒的管柱组合,形成了配套修复工艺,开展了大规模地面性能测试与现场试验。研究结果表明:顶部修复工具对于清除回接筒残留水泥、修复回接筒喇叭口破损具有良好的效果,现场应用3井次,试验成功率100%,显著提高了尾管回接作业的可靠性,具有良好的应用推广前景。 相似文献
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为提高复杂井的固井质量,采用模块化设计方法研制出244.5 mm×177.8 mm多功能尾管悬挂器,提出了5种典型的模块组合,重点分析了其中3种模块组合的特点及适用井况。基于内嵌卡瓦旋转尾管悬挂器的模块组合在胜利、塔河等油田完成34井次的现场应用,均实现了坐挂、丢手等功能,能够保障固井作业的顺利施工;基于浮式塞帽的模块组合在南堡和胜利油田完成2井次的现场应用,验证了浮式塞帽模块能够较好地适应现场复杂井况;基于高压封隔装置的模块组合在中海油涠州区块成功使用5井次,井队验证封隔环空压差达到15 MPa以上,装置密封良好。 相似文献
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《石油机械》2015,(7):42-46
常规回接插头回接后在悬挂器位置形成"大肚子",插头导向头和悬挂器内水泥塞不易完全被钻除,易造成后期完井工具起下钻阻卡、封隔器胶筒被刮坏和水泥掉块卡钻等问题。鉴于此,介绍了应急处理方法,并研制了新型内插管回接装置。该装置具有多组V形和O形组合密封件,密封面积大,密封更可靠,密封组件之间的插头本体外径小,与回接筒之间有较大间隙,便于形成较厚水泥环,增强永久密封效果,内插管结构使回接后悬挂器上、下管串内径一致,彻底消除"大肚子"及其造成的影响。普光气田2口井的应用结果表明,新型内插管回接装置固井后插头及内插管顺利插到位,后期试气管串起下钻通畅,试压50 MPa合格,收到了预期效果。 相似文献
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高压油气井尾管固井易发生环空气窜,采用常规回接技术不能解决环空气窜问题,为此,进行了超高压防气窜尾管固井回接装置关键技术研究.通过分析回接插头密封组件、封隔器类型、封隔器防退及防提前胀封等关键设计技术,设计了一种回接插头与封隔器一体、使用安全、密封能力达70 MPa的超高压防气窜尾管固井回接装置.根据该回接装置的结构特点和现场施工关键环节,制定了合理的施工工艺和技术措施,提出了扫上水泥塞、磨铣回接筒、试插等易出问题关键环节的工艺要求,并给出了更精确的浮力变化计算方法.该回接装置在四川地区8口高压油气井尾管固井回接或短回接进行了应用,均未发生气窜.现场应用结果表明,该回接装置操作简便、安全可靠、封隔效果好,能够有效解决高压油气井尾管固井环空气窜的难题. 相似文献
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南海西部海域某井在采用半潜式钻井平台进行钻井作业时,244.4mm套管下至井深2 546.00m时遇阻,距离设计井深还有35.00m。通过多种技术手段处理后未能成功解卡,选择切割244.5mm套管,使用套管外回接技术回接套管并实现套管挂坐挂及密封。在泥线以下40~60m位置(单根套管中间位置)切割回收套管及套管挂;下入套管壁内外修整铣鞋磨铣修整套管割口0.2~0.5m;下入套管外回接补贴工具,使原套管进入外回接补贴工具并进入延伸筒,直至套管挂坐挂到位,使套管外回接补贴工具与原套管连为一体;加压对套管外回接补贴工具密封进行测试;该井在井深203.02m处成功切割回收了9根244.5mm套管及套管挂,对套管割口磨铣0.24m后,套管外回接补贴工具下至井深205.40m进行回接,试压20.69MPa合格,实现套管对接及密封。现场应用表明,套管外回接工艺不缩小现有管串内径,保障套管通径,密封寿命满足油田开发要求,能够解决半潜式平台套管未下到位的问题。 相似文献
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大尺寸重负荷尾管悬挂器的研制与应用 总被引:2,自引:2,他引:2
尾管固井可降低固井成本、提高固井质量,随着井深的增加和井身结构的变化,大尺寸尾管固井作业越来越多,其应用的成败直接影响着固井的质量。目前国内所用的大尺寸尾管悬挂装置多为进口产品,成本较高,为此,研制了SSX-A型?339.7mm×?244.5mm双锥双液缸液压尾管悬挂器。通过室内性能测试和现场成功应用表明,该悬挂器结构合理、性能可靠,具有悬挂负荷大,倒扣丢手操作简单易行,密封机构可随送入工具一同提出,不需下钻钻除等特点,各项技术指标达到国外同类产品水平,具有广泛的推广应用前景。 相似文献
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在水平井、大位移井及小井眼井等井中,常规尾管悬挂器在使用中会出现入井困难、过流面积受限及承载能力偏低等问题。鉴于此,研制了NYSSX-C型内嵌卡瓦液压丢手式尾管悬挂器。该悬挂器改传统悬挂器卡瓦与锥体之间直接楔形的受力方式为周向受力的复合受力方式,并同时具备液压丢手和机械丢手功能,可靠性和适应性更强。现场应用结果表明,该尾管悬挂器下套管及送入钻具连续顺利,摩阻正常;坐挂、丢手、憋通球座全部通过憋压控制实现,压力明显;坐挂前后循环排量、压力几乎无变化,各项施工技术指标全部达到预定值。 相似文献
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南海西部海域高温高压条件苛刻,气井开发将准177.8 mm尾管回接至井口并全井段封固作为井筒完整性保障的技术措施之一。由于常规回接工具插入回接筒困难、密封能力有限,不能满足高温高压气井的要求,同时回接尾管材质软,采用特殊螺纹设计,入井质量要求高,因此优化改进了尾管回接工具及管柱结构,包括节流带孔碰压浮箍、4道密封件以及顶部封隔器+防上顶卡瓦的设计;开展了特殊螺纹上扣准确度控制技术研究,基于螺纹密封脂的摩擦因数修正了套管上扣扭矩计算公式,总结了上扣曲线可接受度的关键判断方法,提出了上卸扣速度精细化调整建议。上述工具和技术在6口高温高压开发井进行了应用,尾管回接作业提效20%,并有效提高了套管入井质量和井筒完整性。 相似文献
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泽43-12x井为泽43潜山一口重点开发井,奥陶系目的层裂缝孔洞发育,揭开潜山面时,发生失返性漏失,进而导致盖层泥岩段井壁垮塌,井下形成桥塞,提前下技术套管利用砂桥对第三系3 810.77 m以上地层承压固井,但3 810.77~3 853.61 m泥岩段未封固,存在后期掩埋潜山储层的风险。通过分析三开完井的技术难点,提出双封双承托完井管柱设计思路,开展了配套工艺和工具等方面的研究,完成了尾管悬挂器优选、各工具压力级别及地层封隔系统设计,研制开发了岩屑承托与地层封隔一体化工具,实现了多套不同内径、不同岩性地层的有效封隔,并且承托工具弹簧钢精密钢带式设计可以满足不规则井壁封隔需求,实现自动调节。泽43-12x井的成功应用表明,该技术可实现复杂井段一趟管柱非固井封隔,为同类井的复杂井段封隔提供了借鉴。 相似文献
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新型双卡瓦高温高压尾管悬挂器的研制与应用 总被引:2,自引:0,他引:2
剑门1井是国内罕见的井深超过7000m的深井、井底温度为161℃,149.2mm小井眼与Φ127.0mm尾管形成的小间隙环形通道长达2007m,尾管悬重为62t,现有的Φ127.0mm单卡瓦尾管悬挂器已不能满足深井固井的要求。为此,通过技术攻关和研究设计,将原有的单液缸单卡瓦设计成双液缸双卡瓦结构,增加了承载能力;采用高温、高压密封件增强了密封和耐高温性能;最终研制成功了Φ127.0mm双卡瓦高温、高压尾管悬挂器。其工作原理为:在固井作业下套管时将它连接于尾管柱顶部下入井内,悬挂作业时从井口投球到球座,加注液压使悬挂器上下液缸同时工作,分别推动上下卡瓦上行张大卡在上层套管内壁上,以实现尾管悬挂的功能。该新型工具在剑门1井的应用成功,解决了超深井高温、高压长尾管悬挂固井的技术难题,为类似超深井、高温、高压井和具有小间隙长尾管特点的高难度尾管固井提供了经验。 相似文献
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针对深井尾管固井中尾管下入深、载荷大、尾管下入困难、井底温度高、压力大以及井下环境恶劣等特殊固井问题,采用V型双向密封套、三瓣式带流通槽锥套和直连式尾管胶塞总成的优化结构设计,开发出适用于高温高压井的BH-XGH型尾管悬挂器。从工具的结构设计、仿真分析、性能评价等几方面进行了详细阐述,从理论上验证了高温高压尾管悬挂器的性能参数。现场应用5井次,解决了深井、超深井高温高压尾管固井的耐高温高压、小间隙、载荷能力、碰压成功率等系列技术难题,为国产工具的推广应用奠定了基础。 相似文献