深水固井水泥头关键技术研究

深水固井水泥头是重要的井口装备,因为其技术集成度高、科技含量高,所以一直被国外公司所垄断。从固井工艺、井深结构、安全可靠性和经济性等方面阐述了深水固井水泥头的功能特点及技术要求,分析了深水固井水泥头的结构模块化、高压旋转密封、功能机构集成、机构气动驱动和远程操控等几项关键技术的原理及性能特点,指明了深水固井水泥头将来的发展方向。研究结果可为国内相关机构开展深水固井水泥头的研制提供参考。     

固井井口装置智能化技术探索

随着油气勘探开发不断向深井、超深井以及深水领域迈进,固井作业面临着施工压力高、作业危险大以及劳动强度高等实际安全隐患问题,因此,采用自动化和智能化技术手段实现传统固井作业及工具设备的远程智能操控的需求日趋显现。从传统固井作业井口装置出发,结合现场实际需求开展了井口自动注水泥器、井下工具在线检测系统以及上扣扭矩检测系统的研究,初步实现了固井井口装置部分功能智能化。原理样机的测试结果证明,所研制的系统样机达到了一定的自动化和智能化程度,可为后续固井井口装置及作业流程全面实现自动化、智能化以及相关设备的研制提供技术参考。     

顶驱型钻杆水泥头的研制及应用

随着钻井技术发展,顶驱钻机应用得到推广,特别是深井、超深井及海洋平台钻井,而固井作业配套顶驱式钻杆水泥技术相对滞后,为解决顶驱固井技术高效、安全及旋转技术难题,研制了顶驱型钻杆水泥头,该水泥头主要由旋转密封单元、胶塞预置及投放单元、憋压球投放单元、胶塞指示单元等组成。地面性能试验结果表明,顶驱型钻杆水泥头满足现场应用需求。顶驱型钻杆水泥头在巴基斯坦EUP油田进行了现场应用,带压旋转6h,不停泵投球,胶塞投掷及指示动作均顺利完成,满足了现场使用需求。顶驱型钻杆水泥头的研制,为满足当前固井作业需求提供了保障。     

深水顶部驱动固井水泥头技术现状分析

介绍了国外最新典型深水顶部驱动固井水泥头的结构和功能原理,分析了其技术性能、产品特性,并对比了国外典型产品的优缺点。分析表明,国外深水顶部驱动固井水泥头具有高耐压、高承载及高承扭特点。建议根据我国深水固井作业实际需求,合理定位产品性能和产品特性,从产品功能实现、远程控制技术、固井自动化和一体化技术等方向,加快深水顶部驱动固井水泥头研制。     

远程控制旋转水泥头技术现状及分析

远程控制旋转水泥头技术是利用远程控制系统,施工人员在远离钻台的控制室中,通过操作控制面板来实现旋转、替浆、释放胶塞和投球等固井作业。在介绍国外远程控制水泥头技术现状的基础上,分析了远程控制水泥头的关键技术,主要包括工作原理、旋转机构、胶塞控制机构、气动控制系统及控制机构的发展趋势。最后指出,随着石油勘探开发向着更深地层的方向发展,现场施工的压力等级不断提高,安全操作越来越受关注,远程控制水泥头也朝着自动、安全和可靠的方向发展。     

远程控制顶部驱动水泥头技术现状分析

介绍了3家国外公司的远程控制顶部驱动水泥头(Halliburton公司CommanderTM1000水泥头、Weatherford公司BA-RCTDH水泥头及Baker Hughes公司Launch PROTM水泥头)的结构、工作原理等技术情况。对比分析了3种水泥头技术性能、胶塞投放方式和控制方式等特点。分析结果表明,远程控制顶部驱动水泥头具有高耐压、高承载及高承扭等特点,是适用于套管及尾管固井的高端固井工具。最后指出我国需加快研制具有自主知识产权的水泥头产品。     

修井远程控制气动卡盘的研制与应用

修井施工中,为减轻井口操作工人的劳动强度,提高施工效率,研制了修井远程控制气动卡盘。它由气动卡盘和控制系统2部分组成,气动卡盘主要包括壳体总成、卡瓦总成和气缸总成;控制系统配有脚踏控制系统和远程控制系统,它应用电磁控制技术控制气动卡盘的动作,变井口手动操作卡盘起下作业为远程控制气动卡盘起下作业。试验和应用表明,修井远程控制气动卡盘设计先进、结构合理、性能优良、使用方便,可以提高修井施工效率,减轻井口工人的劳动强度,有利于安全生产和实现井口操作自动化,具有广阔的推广应用前景。     

固井水泥头的研制与系列化

固井水泥头是固井作业中必不可少的井口工具。文中对长庆油田固井水泥头的结构设计及各主要部件的工作原理及性能进行了介绍。     

新型固井水泥头的研制及应用

近年来, 随着钻井工程的日益正规化, 对固井水泥头的质量和使用提出了更高的要求。水泥头作为1 种重要的井口装置, 其结构的合理性, 质量的可靠性事关固井作业的效率与成败。     

Φ139.7mm筛管顶部注水泥免钻塞固井完井技术

为解决常规Φ139.7mm筛管顶部注水泥固井时钻塞时间长、易卡钻、易损坏套管和筛管、影响后期作业管柱下入等问题,依据筛管顶部注水泥固井完井技术要求,在现有Φ177.8mm免钻塞固井工具的基础上,通过设计增加球座、上封隔胶筒和可移动密封机构,优化剪钉压力级差,研制了Φ139.7mm免钻塞固井工具,形成了Φ139.7mm免钻塞固井完井配套技术。该技术在3口井进行了现场试验,结果表明,Φ139.7mm免钻塞固井工具可实现下套管钻井液循环、上封隔胶筒辅助固井、碰压后解除打捞时的活塞效应,打捞力减小200kN以上,且作业时间可缩短约30%。研究结果表明,Φ139.7mm免钻塞固井完井技术减少了钻水泥塞等程序,避免了作业风险,可满足各类油藏及中深井、深井、大直径井眼筛管顶部注水泥完井技术需求。     

NC5340TGJ型双机双泵固井水泥车研制

针对山区、沙漠和丘陵地区油气田的开发要求,为解决高压力、持续固井和泥浆密度控制精度等问题,开展NC5340TGJ型双机双泵固井水泥车的研制工作,攻克了电控系统集成、自动混配算法、行驶稳定性校核等关键技术。该型号固井水泥车采用2套驱动和泵送装置,可实现同时或单独施工作业,其输出最高压力为100 MPa,最大排量3 m³/min,且具备手动、自动、半自动3种混浆模式。整车布局合理,结构紧凑,运行稳定性和可靠性满足当前油气田固井作业要求。NC5340TGJ型固井水泥车已完成表层套管固井、技术套管固井等多口井施工作业,水泥浆密度波动值为±0.02 g/cm³。     

深水钻井表层套管固井井口稳定性及防下沉实践

深水表层土壤松软,导管通常采取喷射的方式下入,井口径向稳定性能薄弱,尤其在深水新区块探井海底地质情况不明确、浅层土质强度参数不准确的情况下,水下井口径向稳定性问题尤为重要。为提高水下井口径向载荷的稳定性,针对现场作业中表层套管在固井前循环及注水泥固井期间出现的井口下沉现象,进行导管在表层套管固井期间的径向受力情况分析,结合现场作业实践,提出了防止井口下沉的方法,并且在作业实践中得到了成功应用,提高了水下井口径向载荷的稳定性,有效促进了深水表层作业的顺利、安全进行,保证了深水钻井的安全性。     

平顶山盐穴储气库固井技术

平顶山盐穴储气库含盐地层厚度大,目的层埋藏深,泥岩夹层多,固井难度大、要求高。在分析前期固井施工过程中存在的易漏失、胶结质量差、未返出井口等难题的基础上,通过开展有针对性的盐水水泥浆配方优选、井眼准备、前置液优化、钻井和下套管施工等综合性技术措施的研究,保障了固井顺利施工和固井质量。PT1井是平顶山盐穴储气库的一口探井,该井生产套管一次封固井段长,井眼尺寸大,井筒条件复杂,通过采用综合性能好的抗盐水泥浆体系,避免了固井期间漏失问题的发生,解决了平顶山盐穴储气库固井难题,为该地区后续的固井施工提供了宝贵经验。     

鄂尔多斯盆地伊陕构造单通道井完井固井技术

为提高鄂尔多斯盆地伊陕斜坡构造单通道井完井固井水泥环的封固质量及界面胶结强度,选用剪切稀释性良好的隔离液体系,有效隔离钻井液与水泥浆;采用微珠低密度水泥浆封固非产层,降低薄弱地层发生漏失的风险;采用胶乳水泥浆封固产层,保证产层水泥环具有良好的抗高温、防气窜性能;通过选择合适的固井工具,设计合理的完井管串,制定固井技术措施,有效解决了管内水泥塞长、替空、顶替效率差等问题,形成了单通道井完井固井技术。伊陕斜坡构造15口单通道井应用了该技术,固井质量优良率100%,优质率达到66.7%。这表明,单通道井完井固井技术能有效提高伊陕斜坡构造单通道井的固井质量。      

固井早期气窜预测新方法及其应用

水泥浆静胶凝强度过渡时间是固井早期气窜的主要时期,但若初凝前发生较显著的塑性体积收缩,造成孔隙压力大幅度下降,井内压力出现较大程度欠平衡,引发气窜的可能性仍然很高。为此,基于初凝前套管、地层在井下的实际受力工况,建立了水泥浆凝固过程中的"套管—水泥浆—地层"物理模型,并求解得到了初凝前水泥浆塑性体积收缩与孔隙压力下降之间的解析关系。立足于该关系,在综合考虑水泥浆性能、井底温度、压力及套管力学性能等特定工况的前提下,建立了针对初凝前整个塑性态的固井早期气窜问题的气窜预测新方法,即把固井环空水泥浆初凝前的"有效液柱压力与启动压力之和大于地层孔隙压力"作为判别条件。最后,利用X区块2口井的资料进行了气窜风险预测分析,分析结果与施工结果一致。该方法可有效预测固井早期环空气窜风险,为针对性地调整水泥浆体系和措施,避免固井后井口环空带压,保障油气井固井质量和安全提供了分析依据。     

水泥环力学参数与载荷间的适应性

为选择水泥环力学参数,保障水泥环封固效能,利用套管- 水泥环- 地层组合体结合有限元力学模型,研究了蠕变地层不同井深条件下水泥环屈服强度、弹性模量、载荷对界面应力及破坏形式的影响,分析了强度、弹性模量与载荷的力学适应性关系。结果表明:套管内加载时井口处水泥环易于发生周向拉伸破坏,井下水泥环则易于发生屈服和出现高的压应力。加载中水泥环发生弹性变形时,水泥环屈服强度对界面各应力不产生影响;弹性模量增加,界面各应力增加。水泥环发生屈服变形时,水泥环屈服强度增加,界面各应力均增大;弹性模量增加,界面接触压力增大,内界面周向应力降低;卸载时井口处水泥环易于发生胶结界面撕裂。水泥环具有低弹性模量、适当屈服强度、高抗拉强度、高胶结界面强度时承载能力高。     

基于三维温度场的热采井水泥环完整性破坏的研究及对策

稠油热采井固井问题一直是制约稠油资源开发的关键技术难题之一,注蒸汽高温热载荷作用下的水泥环完整性破坏导致的井口抬升现象普遍存在于海上稠油热采井开发过程中,危害极大,严重影响油井生产寿命和井控风险。以渤海热采井固井水泥环完整性为研究背景,基于热传导分析,建立了热采井注热井筒三维温度场分析模型和热载荷、注氮载荷和非均匀地应力耦合条件下的水泥环完整性分析模型,并从水泥浆体系、工艺技术、隔热油管性能等方面提出了增强热采井水泥环完整性的应对措施。应用表明,该套理论可有效模拟热采井注蒸汽三维温度场剖面,判断热载荷条件下的水泥环完整性破坏机理及失效形式,为新开发热采井提供借鉴与参考,应用前景广阔。      

大庆油田深层气井固井技术

大庆油田深层气井平均井深4000～4500m，固井施工存在很多技术难点，例如地层裂缝发育、破裂压力低、地温梯度高、井径不规则、封固井段长等，施工过程中存在井口窜气、双级箍免通径成功率偏低等问题，为此，大庆油田采取了一系列相应的技术措施：优化井眼净化技术、研制或引进抗高温水泥浆体系、应用抗CO2腐蚀的TP—SUP13Cr套管和DCR防腐水泥浆、应用双级固井技术，从而有效地保证了固井施工的顺利进行和固井质量的提高。详细介绍了大庆油田特有的深层气井配套技术．指出了目前大庆油田深层气井固井存在的问题并提出了处理建议。