内关闭式双级注水泥器在青海油田的应用

简要介绍了双级固井作业的优点。详细介绍了内关闭式双级注水泥器的结构特点及工作原理。青海油田仙７井应用表明， 种注水泥器对技术套管段进行双级固坟漏地层和提高固井质量。     

内关闭式双级注水泥器在现场的应用

简要介绍了双级固井作业的优点。详细介绍了内关闭式双级注水泥器的结构特点及工作原理。青海油田仙７井应用表明，采用这种注水泥器对技术套管段进行双级固井可以避免压漏地层和提高固井质量。     

双塞水泥头的设计与产品系列化

双塞水泥头是双级固井和双胶塞固井必不可少的井下工具。文中对结构设计及各主要部件的工作原理及性能进行了介绍，并提出了水泥头产品如何实现系列化。     

水下释放塞注水泥工艺关键技术

浮式钻井装置水下井口系统注水泥工艺存在套管胶塞如何安放、安放位置如何选择、套管胶塞如何释放及如何适应水下井口系统等技术难点。针对该技术难点,通过分析水下井口系统的结构和工作原理,并对浮式钻井装置研究和实践,形成了浮式钻井装置技术套管和生产套管配套注水泥工艺,即水下释放塞注水泥工艺。分析了该工艺的原理、工具组成、施工中可能的风险点、工艺优化及发展趋势,介绍了现场应用中的技术准备、施工步骤及应用效果。研究表明,水下释放塞注水泥工艺可操作性强、连贯性好、稳定性高,满足浮式钻井装置钻井工艺需要,可解决水下井口系统注水泥工艺遇到的难题。      

超大尺寸双级注水泥器的研制与应用

为解决常规双级注水泥器关闭不严、关闭压力过高及在扫除附件后密封失效等问题,开发了YFZ-A型外关闭式大尺寸双级注水泥器。该双级注水泥器由双级箍总成、挠性塞、打开塞、关闭塞、中胶塞及挠性塞座等部件组成。该注水泥器采用外关闭式结构,将关闭套置于双级注水泥器本体外,在进行扫塞作业时,可有效避免钻头损伤关闭套及其密封件情况的发生,从而根除了扫塞后密封失效问题;另外,它一改由关闭塞推动关闭套下行关闭的传统结构型式,而由液压推动关闭套下行关闭,使得关闭更可靠。密封试验及各种功能试验表明,挠性塞通过压力、打开压力、关闭压力、密封能力等各项性能指标均达到设计要求,并在现场取得良好应用效果。     

塔北地区高温高压井注水泥塞技术研究

塔里木油田塔北地区注水泥塞作业面临井深、高温、高压、地质条件复杂等诸多挑战。注水泥塞施工的风险高、难度大,容易出现"插旗杆"、"灌香肠"、无水泥塞等事故,给施工造成了较大困难。为了应对这些挑战需要将注水泥塞作业从粗放式向精细化转变,建立精细化管理流程。通过科学地分析、设计、施工、评估注水泥塞全过程,有效地提高了水泥塞施工成功率,为油气井寿命、油田开发、环境保护等提供了最大保障。     

双层套管锻铣技术在环空带压弃井中的应用

中东波斯湾海域某探井出现环空带压,弃井期间多次尝试在气源层射孔挤注处理环空带压问题,未获成功。在气源层上部锻铣?244.475 mm与?339.725 mm双层套管,并在锻铣井段内注防气窜水泥塞,通过负压测试等证实了可以利用水泥塞实现对气源层的有效封隔。现场应用表明,环空带压井弃井作业中运用多层套管锻铣注水泥塞技术能够彻底解决射孔挤注难以处理的环空带压问题。     

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。     

桥塞挤水泥工艺及其应用

针对目前油田沿用的常规挤水泥工艺所存在的问题，设计了桥塞挤水泥工艺。该工艺的基本原理是通过电缆式坐封工具将挤水泥桥塞坐封在靠近待挤层段上方的套管中，然后用油管下入专用挤注工具总成打开桥塞内部的滑阀，使油管与待挤层段连通，再通过水泥车对套管外实施验串、封串、二次固井、补救固井及堵漏洞等挤水泥作业。其特点是可立即反洗井，避免了水泥浆倒流井筒，保证了水泥胶结质量和封堵效果。介绍了桥塞挤水泥工艺系统的组成结构、基本参数和应用情况。     

水平井免钻塞筛管顶部注水泥完井技术

采用筛管顶部注水泥完井的水平井占到胜利油田水平井总量的60%以上。该技术的主要缺点在于钻塞过程中易造成套管磨损,钻塞后内壁留有毛刺,影响后期作业效果。为解决钻塞对完井管串 的伤害,设计出集管外封隔器、分级箍、盲板功能于一身的免钻塞完井工具,开展了室内性能试验和施工工艺试验。在筛管顶部注水泥作业结束后采用下打捞矛打捞内套的方式有效避免了钻塞带来的不 利影响,减少了完井作业时间及成本。该技术在胜利油田累计施工40余口井,保障了后期酸洗及填砂作业效果,推动了水平井筛管完井技术的进一步发展。     

新型钻塞工具的研制与应用

新型套铣钻头在钻塞时钻头旋转,使套铣头旋入灰塞边缘后形成灰柱,单向铣牙做圆周运动切削灰柱,实现钻塞.如有落物,铣牙旋转落物将其旋入筒内,不影响钻塞.介绍了该套铣钻头的结构特点、工作原理、主要技术参数、关键技术及应用情况.     

复合钻杆胶塞解决超深井尾管固井碰压问题

为了解决塔河油田尾管固井由于不能确保碰压而采用平衡法固井留水泥塞过长的问题，设计了一种分体式复合钻杆胶塞。该胶塞由上胶塞(Ф127mm、空心)、下胶塞(Ф89mm)、密封圈、销钉、导向头及卡簧组成，上胶塞与下胶塞通过销钉连接在一起。上胶塞针对Ф127mm钻杆内钻井液的顶替，下胶塞针对Ф89mm钻杆内钻井液的顶替。替浆时，复合胶塞在Ф127mm和Ф89mm钻杆连接处分离，下胶塞继续在Ф89mm钻杆内运行，直至与尾管挂处的套管胶塞复合。现场试验表明，采用复合胶塞固井能够确保碰压，缩短水泥塞，从而减少了扫水泥塞时间(由过去的平均50h缩短到现在的不到10h)，而且改善了固井质量。     

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。     

远程控制水泥头的研制及性能试验

深井、超深井尾管固井作业中施工压力高,井口固井水泥头的操作难度和安全风险较大,为此,在对常规水泥头机械结构进行改进的基础上研制了远程控制水泥头,结合水泥头机械结构的特点设计了气动驱动系统,并采用无线通讯控制技术进行气动驱动系统远程操控,从而实现远程控制水泥头投塞、投球和固井管汇通断。室内测试结果表明,远程控制水泥头满足现场试验要求。远程控制水泥头在某地热井固井作业中进行了现场试验,通过远程控制水泥头控制终端,顺利完成了各项功能动作,达到了设计使用要求。远程控制水泥头的成功研制,为井口高压环境下固井作业安全提供了保障。      

临盘油田临2-平5井水平段注灰封层工艺实践

以临2-平5井注灰封层为例,对机械防砂水平井水平段封堵工艺的选择进行了适应性比较,分析了影响水平段注水泥塞封堵效果的主要因素,有针对性地提出了提高封堵效果的具体措施,即提高水泥浆悬浮稳定性,防止水泥浆因重力分异而造成灰塞密封强度降低;加入防膨剂,减少水泥石的收缩量;用稠化浆作为水泥塞的前置液和顶替液,解决水泥浆因与顶替液密度、粘度差异过大而产生"平躺"问题等。现场应用结果表明:试验井施工一次成功,水泥塞密封效果良好,满足了水平段封堵工艺要求。该工艺的成功实施,对各油田水平井封堵工艺的选择与应用具有一定的参考价值。     

海上高温高压天然气水平井临时隔离储层悬空水泥塞技术

南海西部高温高压水平井采取悬空水泥塞临时隔离高温高压储层。水泥塞质量要求高,处于大井斜高温高压井段,水泥塞底部距小井眼储层水平段斜深仅150 m、垂深仅40 m左右。注水泥塞作业对井底的波动压力大,水泥浆防窜和防漏矛盾突出。在高密度油基钻井液环境下注水泥塞,泥饼清洗困难,影响胶结质量。水泥浆用量少,易混浆和被钻井液污染。因此,通过提前转化钻井液、优化注水泥塞管柱结构、提高水泥塞支撑能力、优化前置液、水泥浆和水泥浆附加量、提高顶替效率工艺、优化替浆量精确设计及计量工艺、创新水泥塞管柱内壁清洁新工艺等方面的研究,形成海上高温高压天然气水平井储层临时封井悬空水泥塞技术。该技术在中国南海西部海域莺琼盆地7口高温高压水平开发井中应用,一次注水泥塞成功率为100%,为高温高压大斜度井段、高密度油基钻井液环境以及小井眼复杂工况下悬空水泥塞质量的提升提供了技术参考。     

超深井注水泥塞技术

近几年,超深井逐年增多,由于井下落物、井斜超标、封隔高压层等原因,超深井注水泥塞也在增加。文章分析了超深井注水泥塞存在井下高温对水泥浆性能要求高;井下高压气层使水泥塞质量不好保证;井眼小、注灰量少,易混浆;井深替浆量大,准确计量困难等技术难点。针对以上问题进行研究,并根据川东北和塔里木注超深井水泥塞的现场实践经验,从做好水泥塞设计、水泥浆化验与损害试验、现场施工控制等方面介绍了注超深井水泥塞的技术对策,以川东北超深井YB3井(井深7450m)和塔里木超深井YQ6井(井深7510m)为例介绍了注超深水泥塞施工的技术措施与实施效果,并提出了注超深井水泥塞的建议,为今后超深井注水泥塞施工提供重要的借鉴作用。     

海上高温高压天然气水平井临时隔离储层悬空水泥塞技术

南海西部高温高压水平井采取悬空水泥塞临时隔离高温高压储层。水泥塞质量要求高,处于大井斜高温高压井段,水泥塞底部距小井眼储层水平段斜深仅150 m、垂深仅40 m左右。注水泥塞作业对井底的波动压力大,水泥浆防窜和防漏矛盾突出。在高密度油基钻井液环境下注水泥塞,泥饼清洗困难,影响胶结质量。水泥浆用量少,易混浆和被钻井液污染。因此,通过提前转化钻井液、优化注水泥塞管柱结构、提高水泥塞支撑能力、优化前置液、水泥浆和水泥浆附加量、提高顶替效率工艺、优化替浆量精确设计及计量工艺、创新水泥塞管柱内壁清洁新工艺等方面的研究,形成海上高温高压天然气水平井储层临时封井悬空水泥塞技术。该技术在中国南海西部海域莺琼盆地7口高温高压水平开发井中应用,一次注水泥塞成功率为100%,为高温高压大斜度井段、高密度油基钻井液环境以及小井眼复杂工况下悬空水泥塞质量的提升提供了技术参考。      

基于Cohesive单元法的弃置井水泥塞-套管界面胶结失效数值模拟

水泥塞-套管界面胶结失效对弃置井井筒完整性提出了严峻挑战。考虑地下流体与水泥塞的流固耦合作用,基于cohesive单元方法,建立水泥塞-套管-水泥环-地层系统三维有限元模型,模拟垂直井水泥塞-套管界面裂缝剥离过程,研究地应力对界面裂缝损伤演化的影响,并分析水平地应力、水泥塞力学参数及界面性质对裂缝剥离高度的影响。结果显示:水平地应力均匀时剥离裂缝沿着整个界面圆周延伸且高度相等,水平地应力非均匀时剥离裂缝倾向于沿着界面某一圆周角扩展且在最大水平地应力方向具有较大的高度;水泥塞弹性模量从30 GPa减小到1 GPa,裂缝剥离高度降低9.3 m,临界法向强度从0.25 MPa增大到2.0 MPa,裂缝剥离高度降低6.5 m,表明较低的弹性模量及较大的临界法向强度有利于减小水泥塞-套管界面胶结失效的风险;水泥塞泊松比从0.35减小到0.10,裂缝剥离高度仅降低2.0 m,临界剪切强度从0.5 MPa增加到4.0 MPa,裂缝剥离高度仅降低3.3 m,表明泊松比和临界剪切强度对界面胶结失效影响较小。建立的模型能够为水泥浆配方优选和井筒弃置工艺优化提供指导。      

基于Cohesive单元法的弃置井水泥塞-套管界面胶结失效数值模拟

水泥塞-套管界面胶结失效对弃置井井筒完整性提出了严峻挑战。考虑地下流体与水泥塞的流固耦合作用,基于cohesive单元方法,建立水泥塞-套管-水泥环-地层系统三维有限元模型,模拟垂直井水泥塞-套管界面裂缝剥离过程,研究地应力对界面裂缝损伤演化的影响,并分析水平地应力、水泥塞力学参数及界面性质对裂缝剥离高度的影响。结果显示：水平地应力均匀时剥离裂缝沿着整个界面圆周延伸且高度相等,水平地应力非均匀时剥离裂缝倾向于沿着界面某一圆周角扩展且在最大水平地应力方向具有较大的高度;水泥塞弹性模量从30 GPa减小到1 GPa,裂缝剥离高度降低9.3 m,临界法向强度从0.25 MPa增大到2.0 MPa,裂缝剥离高度降低6.5 m,表明较低的弹性模量及较大的临界法向强度有利于减小水泥塞-套管界面胶结失效的风险;水泥塞泊松比从0.35减小到0.10,裂缝剥离高度仅降低2.0 m,临界剪切强度从0.5 MPa增加到4.0 MPa,裂缝剥离高度仅降低3.3 m,表明泊松比和临界剪切强度对界面胶结失效影响较小。建立的模型能够为水泥浆配方优选和井筒弃置工艺优化提供指导。