无示踪裸眼取换套工艺研究及现场应用

由于套管损坏井的数量逐年增加,导致注采单元井网不完善。修复技术种类较多,而取换套技术是最直接和最有效的修复技术,裸眼取换套工艺的关键是进行套铣前在套管内下入示踪管,起到扶正、引导作用;套管弯曲变形严重或错断的井不具备下示踪管条件,常规裸眼取换套工艺成功率较低,且安全风险高。通过对“四防套铣法”工艺方案的论证、研发、工具配套和现场的过程把控,避免了套铣鞋误切套管,引导套铣管、防止丢鱼。现场应用表明,改进的工艺能够解决裸眼段无示踪取换套施工的难题,丰富了严重套损井的修复方法。     

大庆油田○／139．7mm套管井深部取换套技术

取换套技术是目前最彻底的修井技术。系统介绍了套铣套管封隔器和管外扶正器技术、小通径套损井的套铣引入防丢鱼技术、新旧套管补接及固井技术、过油层取套保护油层技术、套具防卡技术等新技术。研究应用以上技术，大庆油田深部取换套成功率达到94％，取套深度达到1000m，卡套铣钻具事故发生率降低到1％以下。通过介绍1口典型取套井的施工过程，说明了取换套技术在大庆油田的具体应用情况。     

大庆油田Ф139.7mm套管井深部取换套技术

取换套技术是目前最彻底的修井技术。系统介绍了套铣套管封隔器和管外扶正器技术、小通径套损井的套铣引入防丢鱼技术、新旧套管补接及固井技术、过油层取套保护油层技术、套具防卡技术等新技术。研究应用以上技术 ,大庆油田深部取换套成功率达到 94 % ,取套深度达到 10 0 0m ,卡套铣钻具事故发生率降低到 1%以下。通过介绍 1口典型取套井的施工过程 ,说明了取换套技术在大庆油田的具体应用情况。     

大庆油田φ139.7 mm套管井深部取换套技术

取换套技术是目前最彻底的修井技术.系统介绍了套铣套管封隔器和管外扶正器技术、小通径套损井的套铣引入防丢鱼技术、新旧套管补接及固井技术、过油层取套保护油层技术、套具防卡技术等新技术.研究应用以上技术,大庆油田深部取换套成功率达到94%,取套深度达到1000 m,卡套铣钻具事故发生率降低到1%以下.通过介绍1口典型取套井的施工过程,说明了取换套技术在大庆油田的具体应用情况.     

大庆地区深部取套修井技术的应用

大庆油田已进入开发的中后期,随着投产时间的延长和作业次数的增加,井况变差,作业井和待大修井逐年增多,尤其由于高压注水、地质和工程技术等因素造成的套损井逐渐增多。目前,大庆约有6000多口套管损坏井,占投产油水井总数的17.22%,对油田可持续发展影响巨大。根据深部取套修井技术在大庆地区的应用情况,介绍了深部取套修井工艺、深部取换套方法、修井施工中出现的问题及解决办法,对发展深部取套工艺提出几点建议,为国内各油田深部取套修井提供参考。     

河南油田取套换套施工技术

取套换套修复工艺技术主要针对于中浅层套管严重错断井、变形井及破裂外漏井,其工艺原理是将套管破损段以上套管取出后,下入新套管与原井套管对接,恢复原井的套管内径,达到完全彻底的修复.对河南油田双H142井进行大修,共取出原井套管84根.下入钢级为N80的新套管φ139.7 mm× 7.72 mm×81根+2.3m套管短节,换套深度为898.24 m,套铣深度为918.98 m.换套后新联入4.5 m,新油补距3.8 m,新套补距4.2 rn；同时对桥塞以上至井口试压15 MPa,稳压30 min,换套成功.双H142井顺利修复后恢复生产注水,注水由原来的8 m3/d增加到30 m3/d,效果明显.     

套管修复技术在中原油田的应用

套损井修复是修井工艺中一项关键技术也是一个难题,目前套管轻微变形井(内通径大于100mm),通过胀管整形、磨铣打通道,可基本修复,但对套变严重井、套管错断井修复成功率较低。文章阐述了中原油田套损井状况、中原油田套损井修复技术状况及套管检测技术在套损井修复中的应用,介绍了中原油田套损井修复状况。     

洼60-H26水平井套铣打捞技术

洼60-H26井是一口中曲率水平井,设计井深1 922 m,由于地面条件的限制,设计采用三维井眼轨道。该井水平段在钻至井深1 801 m时,发生卡钻事故。在卡钻事故处理过程中,采用测卡、爆炸松扣技术取出上部钻具后,应用了不同规格的套铣管对被卡钻具进行套铣,采用间歇式套铣方式实现了大斜度井段(45°-90°)的安全套铣,采用短套铣管完成了时水平井段内φ215．0 mm稳定器的套铣,采用φ228．6 mm套铣管成功套铣水平井段被卡LWD仪器,最后通过震击器震击成功解卡。详细介绍了洼60-H26水平井卡钻事故的处理过程,分析了在水平段处理卡钻事故的难点。该井处理卡钻事故的经验,对以后水平井施工中处理井下事故、打捞贵重仪器具有借鉴价值。     

冀东油田套管损坏现状及综合治理措施

冀东油田是典型复杂断块油田,油水井套管损坏严重,到2001年底,全油田22.4%的油水井发现套管损坏。通过对套损井的基本现状进行综合研究分析,确定了套损机理研究的主攻方向,并对已发现的套损井采用取套换套、超细水泥封堵、套管补贴、磨铣变形套管后下防砂管挤压防砂、下小直径工具进行分注卡水等大修工艺,使部分套损井可进行正常的分层注水和采油,提高了套损井的利用率。     

龙岗001-3深井长井段水泥卡钻事故处理

龙岗001-3井完钻井深6643.89 m,在尾管固井过程中发生水泥凝固卡钻事故,落鱼长1847.60 m。经研究分析认为,只有通过长井段套铣作业才能够打捞落鱼,顺利完钻。为保证铣筒和?177.8 mm套管的安全,对铣圈进行改进,达到了既能套铁又能套水泥且不损伤?177.8 mm套管的要求;通过控制转盘扭矩降低了套铣弯曲落鱼对铣圈的损害;找出了套铣后对外形不规则落鱼的打捞方法,确保了水泥封固井段3896.79~4733.40 m钻具的套铣打捞作业顺利实施,对铣筒和套管没有造成损害,为同类井的施工提供了借鉴     

青海油田套管切割工艺改进与应用

通过倒扣将卡点以上的管柱解卡起出以及在取换套施工中倒套管取套,施工周期长,施工费用高,每次倒出的管柱程度不确定,施工显得非常被动。利用切割工具预先切割井内卡点以上的自由段管柱,将被切割的管柱一次性起出,大大加快了施工速度,而且对切割位置可实现人为控制。在现场多口井使用中通过对机械内割刀内部结构的不断改进,将对刀头机械施加压力改为水力施加压力,解决了机械内切割工具坐卡确定切割位置困难、刀头加压不均匀、对井内被切割管柱鱼顶不在井口而不能预先施加提拉力导致无法正常切割等问题;同时对切割管柱组合也进行了不断改进和现场试验,解决了切割和打捞需两次完成、效率低和刀头易损的问题,实现了切割打捞一体化施工,有效地保护了割刀刀头,延长了刀头使用寿命,提高了施工效率。目前,青海油田套管切割工艺已逐步替代了通过倒扣解卡打捞处理卡钻事故的传统修井工艺,成为快速解除卡钻管柱事故和取套、换套施工中管柱快速起出套管的首选修井工艺之一。     

几种高难套损井的套损形态及修井工艺

经过多年攻关研究,大庆油田套损井修复技术有了较大提高,形成了年修井1000口以上的生产能力,修复率达到80％,为油田的可持续发展做出了重大贡献。但进一步提高修复率难度很大,主要表现在几种高难套损井修复成功率较低,没有成熟有效的修复技术。几种高难套损井包括套损通径小于φ70mm的井、落物与断口平齐的井、严重坍塌出砂井、大段弯曲变形井、多点严重损坏的井针对上述几种高难套损井型的修复问题,结合大庆油田在修井方面的最新研究成果,提出了相应的修复工艺,经过现场的试验应用,见到了初步效果。     

套损井研究及修复

通过对油田套损井的分析，从套管损坏的影响因素、形态、规律和套变机理分析等研究中，提出预防与治理套损井措施，即制定合理开采方式减少油水井套损的发生，严格施工质量，减少人为诱发套损因素。针对不同的套损，研究、应用相应的修套工艺技术，其中，高强度套管补贴技术特别适合于套管外压力较大和需要各类高压施工作业的套损井。     

油气井套管技术现状及发展方向

笔者对80年代后期以来有关油气井套管技术方面的文献进行了系统检索，并在分析、研究这些文献的基础上，分别从套管的材质、螺纹联接、套管柱力学分析、套管柱设计以及安全可靠性研究等方面较详细地介绍了国内外在套管技术领域的最新研究成果和应用现状，指出了用于深井、超深井、高酸性气井等新型管材产品的开发、新型特殊螺纹的开发、套管柱设计专家系统、套损机理及综合防治技术以及套管钻井技术等将成为油气井套管技术今后的重点发展方向。     

定点倒扣法取套技术研究与应用

取套是取换套修井作业中必不可少的关键工序。为克服传统取套方法存在的缺陷,提高取套作业一次成功率,降低施工风险,开展了定点倒扣法取套技术研究与实践。通过研制定点倒扣专用工具、加大套管内扶正管柱重量和优化工艺管柱设计,该项技术研究获得成功。现场应用表明:定点倒扣法不仅取套效率高,而且取套位置准确,施工安全性好,是油水井取换套作业中一种经济、有效、安全的取套方法。     

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。     

控压钻井条件下井身结构优化设计

基于控制压力钻井技术进行了钻井液密度窗口分析,并且与常规方式下的钻井液密度窗口进行了对比。由对比分析结果可知,控制压力钻井能够扩宽钻井液密度窗口,且不同控压钻井方式对钻井液密度窗口的加宽方式和效果不同。这种扩宽方式能够使每开钻井深度增加,减少套管层次,进而优化井身结构设计。同时以自上而下的井身结构设计方法为基础,考虑了井口回压值和双密度梯度这两种方式对下部液柱压力的影响,建立了控压钻井井身结构优化设计模型。通过计算每层下深所用的钻井液密度窗口,在窗口内根据力平衡方程进行迭代判断,从而计算出最优下深。     

深井套管磨损几何力学模型及计算分析

在深井、超深井钻井过程中,套管磨损有可能导致套管封隔失效和油气井的早期报废.建立了深井钻杆与套管之间磨损模型,对深井套管磨损机理进行分析,研究钻杆本体与套管的接触情况,计算钻杆与套管之间的接触力.讨论了井眼曲率、套管钢级、钻杆轴向拉力、钻井时间对套管磨损的影响.应用所建的模型分析了不同因素对套管磨损厚度的影响,预测了深井套管磨损厚度.     

辽河油田稠油井套管损坏原因分析与治理措施

通过对辽河油田油水井套管损坏情况的全面调查与分析，找出了造成辽河油田稠油井套管损坏的主要原因，并提出了相应的预防措施；针对套管损坏的不同程度，提出了相应的修复复产治理技术，即套管加固密封工艺技术、爆炸整形修井工艺技术、套管补贴工艺技术、取换套管工艺技术、套管内例钻工艺技术、电潜泵和电缆打捞磨铣工具的研制等。实践证明，这些技术能够针对辽河油田的实际情况，有效预防套管损坏井的发生和恢复部分因套管损坏严重而停产的油水井的生产，为油田稳产、上产创造有利条件。     

套管偏磨曲率对其抗挤毁强度影响的有限元分析

随着油田开采的不断深入,应用于深井、超深井的套管经常发生偏磨现象。套管偏磨降低了其使用性能,尤其降低了其抗挤毁能力,使石油套管经常因偏磨而损坏,严重影响了原油的正常生产。文章主要运用有限元软件,研究了不同钻杆直径造成的套管偏磨对套管抗挤毁能力的影响。结果表明,随着钻杆直径增大,偏磨区域增大,但偏磨区域曲率变小。其综合影响是偏磨“月牙形”的曲率对套管的挤毁能力影响很小,而偏磨深度对套管的挤毁压力影响很大,因此实际钻井时,钻杆直径对套管抗挤强度的影响可以给以较少的考虑。