热采井半预热固井技术

在热力采油井中,注入蒸汽加热油层套管,油层套管受热产生压应力,当压应力达到套管钢材的屈服极限后,套管开始变形。计算表明,如果用常规方法固井,在通常的注汽温度下,套管都因热应力而产生屈服变形。目前现场采用的防止热破坏方法在理论上没有得到论证。热采井半预热固井技术是在注水泥完毕后,通过井口向油层套管内下入加热器,加热油层套管到预定的温度,使水泥在加热条件下凝固,水泥终凝后取出加热器。该技术可使套管在整个开采过程中一直处于弹性状态,不发生塑性变形,从而解决了套管热破坏问题。     

热采井套管螺纹连接有限元分析

针对注蒸汽热采井套管螺纹连接的性能进行了ANSYS计算分析，建立了套管螺纹连接的有限元计算模型，选择了接触分析模块，计算了热采井套管连接螺纹牙的受力分布，得出套管螺纹连接在热采井中的力学性能变化规律。     

热采井首次注蒸汽后井筒应力分析

用有限元法计算了热采井在首次注蒸汽后井筒及周围水泥环和岩石中的应力分布，并分析热采井套管损坏的主要原因，为防治热采井套管损坏提供理论依据     

稠油注蒸汽热采井套管柱预应力松弛效应分析

为了验证提拉预应力固井技术是否适合井深小于1 000 m的稠油热采注汽井,在280℃的高温蒸汽作用下,对热采N80H和普通N80Q两种套管进行了应力松弛试验;建立了套管-水泥环-地层全井筒平面有限元模型,进一步说明预应力固井技术在浅层稠油热采井中的作用。分析结果表明,稠油热采井在长期高温注蒸汽作业过程中,因管体应力松弛现象而致使预拉力失效;在高温作用下套管上施加的预拉力经过一定时间后会降低;提拉预应力固井对浅层稠油热采井没有效果,不能预防热应力导致的套管失效,建议在浅层稠油热采井中不采用预应力固井技术。     

克拉玛依稠油热采井DM型系列地锚预应力固井技术

稠油热采井采用常规固井技术存在的主要问题是套管的错断、变形和泄露，而解决该问题的较好方法就是采用预应力固井技术。介绍了克拉玛依油田研制的应用于热采井预应力固井NDM型系列地锚的结构、尺寸、性能参数、工作原理、现场使用情况及应注意的问题等，举例计算了现场施工所需要施加的预应力。现场统计资料显示，预应力固井技术对防止套管损坏有明显效果。     

河南稠油热采井Ф139．7mm套管完井探讨

为节约稠油热采成本，从套管尺寸变化对钻井、固井的影响，完井、注汽工艺、举升工艺及采油工艺措施等多方面对套管尺寸的要求，分别对Ф139．7mm、Ф177．8mm套管井进行了计算对比分析，阐述了Ф139.7mm套管井生产的可行性。研究成果和现场应用表明Ф139．7mm套管完井可满足热采生产需要。     

河南稠油热采井φ139.7mm套管完井探讨

为节约稠油热采成本,从套管尺寸变化对钻井、固井的影响,完井、注汽工艺、举升工艺及采油工艺措施等多方面对套管尺寸的要求,分别对Φ139.7mm、Φ177.8mm套管井进行了计算对比分析,阐述了Φ139.7mm套管井生产的可行性。研究成果和现场应用表明Φ139.7mm套管完井可满足热采生产需要。     

热采井套管柱力学分析与软件开发

结合稠油热采井实际工况,分析了在提拉、注汽和热采3个过程中套管柱的受力情况,研究形成了3种状态下的套管柱力学分析计算方法,应用C#程序设计语言开发了软件。计算结果表明,软件计算结果符合工程设计要求,满足热采井固井施工需要,对于热采井固井具有一定的指导意义。     

控压套管钻井的固井技术

套管控压钻井就是在不停注、不影响当前注采压力的前提下,实现安全环保完钻,保证油田整体开采效果.套管控压钻井受注采影响较大,实钻中注采井不停导致地层压力呈动态变化,因此需要实时调控钻井液密度,固井及候凝过程需要考虑井眼的静态和井下动态压力变化.本文讨论大庆油田套管控压钻井实践中的固井方案,形成套管控压钻井的固井技术.     

RT-Ⅰ型热采套管头的研制与应用

针对稠油热采井预应力固井中存在的问题，研制了一种适用于稠油热采井预应力固井的新型套管头。该套管头结构设计合理、操作简便，首次在国内实现了热采井带防喷器进行有控条件下的预应力固井。使用表明，该套管头能确保预应力固井工艺的实施效果和有效控制井下套管受热伸长，保证了油田对安全生产的要求。文章着重介绍了新型套管头的结构、工作原理、套管悬挂载荷的计算、室内试验、推广使用及效果分析。     

Casing cementing with half warm-up for thermal recovery wells

Thermal recovery is a very common and effective method for producing heavy oil. Casing failure is a very serious problem in thermal recovery wells. In some oilfields, more than 95% of thermal recovery well's casing was failed due to thermal stresses. In the steam injection process, the casing is heated by steam. Change of casing temperature produces thermal stresses in the casing. The casing deforms when stresses exceed yield point of its material. If using conventional cementing technology for thermal recovery wells, the casing deforms due to thermal stresses in steam injection process. Technologies conventional used to protect the casing from failure for thermal recovery wells are ineffective theoretically. Casing cementing with half warm-up for thermal recovery wells refers to heat payzone production casing to a certain temperature and makes it expand in cement slurry solidifying period. Calculations show that casing cementing with half warm-up performs greater safety coefficient during the whole production cycle and no plastic deformation. This technology will be an important method to prolong thermal recovery well's casing life.     

热应力补偿器在超稠油开发中的应用

针对特种油开发公司热采井套管损坏日益严重，制约了热采油井的正常生产这一问题，引进了套管热应力补偿器，并在现场198口热采井中进行了应用，有效缓解了热采井的套管损坏，使套管损坏率下降了10个百分点以上。     

文明寨油田拔套侧钻工艺技术

中原油田钻井四公司在文明寨油田钻成了3口拔套侧钻井,与?139.7mm套管开窗侧钻井相比,很好地解决了小尺寸钻头机械钻速低和小井眼固井质量差两大难题,开辟了油气井大修新途径。文中详细叙述了拔套侧钻工艺技术,对今后进一步开展拔套侧钻施工具有一定的指导意义。     

我国油田套管损坏的原因探讨

近年来,我国油田套管损坏速度呈直线上升趋势,有的井不足1年时间,有的井刚完井1个月套管就坏了,给原油生产带来重大损失。套管损坏,一是套管柱设计不合理,特别是在盐岩、泥(页)岩地层,设计载荷偏小;二是不合理的注水,加速了套管的损坏;三是套管柱强度设计本来就不富余,射孔给套管带来一定的损害,加速了套管损坏;四是套管的外腐蚀使套管穿孔造成内腐蚀,腐蚀使套管更易损坏;五是油层出砂、固井质量、套管缺陷等使套管损坏。造成套管损坏的因素很多,具体到每口井必然有一些主要因素,找到主要因素才好采取防范措施。     

套管损坏防治技术比较研究

套管损坏是多种因素综合作用的结果．对此已提出了相应的防治对策．包括一些套管损坏预防技术,如地应力研究技术、套管先期保护技术、高压注水井降压增注技术、油气水井配套防腐技术、综合管理技术;套管损坏井修复技术．如井况监测技术、小井眼完井延迟固井技术、中深井Φ139．7mm套管内开窗侧钻技术、取换套技术、复杂落物打捞技术、套管复位整形与打通加固技术、爆炸整形与补贴加固技术、区块综合治理技术。通过对这些套管损坏防治技术的比较研究．为油田合理而有效地运用这些技术提供了依据。     

辽河油田热采井套损防治新技术

辽河油田稠油热采过程中套管损坏严重。经大量调查研究认为，造成套管先期损坏的原因是：热应力大，油井出砂，API圆螺纹接头和偏梯形螺纹接头不适合热采井要求，水泥封固质量不好，水泥环空段套管易变形，隔热管和隔热措施不力。采取的措施有：提拉预应力，用N80偏梯套管取代普通套管，使用热呆专用水泥返到井口．用良好的隔热管。治理后热采井套管损坏虽有所下降，但套管先期损坏依然严重。采取的新措施主要是：用热应力补偿器减少注蒸汽时套管应力，用TP100H套管以增强抗热变形能力，用TP120TH外加厚套管解决油层套管因出砂和射孔引起的套管轴向应力问题。经过长期的研究与实践，减缓了热采井套管先期损坏速率。参13     

中原油田二次完井与配套技术

中原油田套管损坏井约占生产井总数的20%,且套损井段分布距离长,跨度大,从井深400m至生产井段均有套损现象发生,严重地影响着增产增注措施的实施和注采井网的完善。常规的套管补帖和取换套技术不能解决套管长距离破漏穿孔的难题,为此,决定采用下小套管二次固井完井工艺,在已损坏或管壁变薄的Ф139.7mm油层套管内全井下Ф101.6mm套管或局部悬挂套管二次固井完井,配套开发了高温延迟水泥浆、系列Ф101.6mm套管,采用了延迟固井工艺及小套管内射孔、注采、修井等技术,对修复套损井、细分层系、改善吸水剖面、完善注采井网、实施增产增注、恢复储量、提高经济效益有重要意义。     

开窗侧钻井小井眼小间隙固井技术

油层套管开窗侧钻是老油田盘活报废井、提高采收率的重要手段。然而侧钻井固井时由于环空间隙小,固井过程中水泥浆上返摩阻大,环空当量密度大大增加,经常压漏地层,导致水泥浆漏失低返;另外受井眼尺寸的限制,套管居中度差,水泥浆易窜槽,其固井质量严重制约了侧钻井技术的应用前景。从水泥浆密度和性能上考虑,研制了低密度低摩阻水泥浆,通过降低水泥浆密度来减小固井时的液柱压力,同时配套采用综合技术措施,在现场多口井进行应用,固井质量显著提高。探索出一套适合华北油田特点的提高侧钻井固井质量技术,实践证明该技术是切实可行的。