井口坐封式内管法注水泥工具的研制与应用

针对内管法注水泥装置安装于套管串底部,存在坐封困难,结构复杂、密封效果差、操作工艺繁琐等缺陷,充分考虑内管法注水泥技术的工艺特点及对注水泥工具的技术要求,研制了一种井口坐封式内管法注水泥工具.详细介绍了井口坐封式内管法注水泥工具的结构与工作原理、技术特点及使用方法,分析了研制过程中解决关键问题的方法.现场应用表明,该工具能够满足井口坐封内管法注水泥技术的需要.     

内管注水泥固井工具的研究与分析

内管注水泥技术是针对大尺寸套管和表层套管固井的特点及特殊要求而采用的一种固井技术，具有省时、替量少等特点，在现场得到大量推广应用。内管注水泥器是内管固井技术的关键工具，其性能好坏直接影响到固井质量。对各种内管注水泥固井工具的结构及特点分别进行了分析研究，并就其发展方向提出建议。     

井口坐封式内管法注水泥器的研制及应用

内管法注水泥技术的关键装置则是内管法注水泥器。由于目前应用的内管法注水泥器安装于套管串底部，存在坐封困难、结构复杂、密封效果差、操作工艺繁琐等缺陷，在现场应用中，大都因不能有效坐封而不得不改用常规注水泥工艺。经过对其结构特点的研究分析，     

吐哈油田内管注水泥技术的应用

吐哈油田１６７口井固井实践表明，用内管注水泥技术固表层套管其质量可靠，效益明显。文中介绍了内管注水泥的技术原理、设计计算、技术要点和注意事项。     

TN-Ⅲ型内管注水泥器的研制及应用

针对原有井底密封式内管注水泥器存在的问题,为防止密封失效,提高施工安全可靠性及国井质量,研制了TN-Ⅲ型内管注水泥器。该工具将密封部位由井底移至井口,适用于各种规格的大直径套管固井。TN-Ⅲ型内管注水泥器获得国家专利(专利号95213958.8),并应用于现场实施3口井,均取得了较好的效果。     

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。      

TN─Ⅲ型内管注水泥器的研制及应用

针对原有井底密封式内管注水泥器存在的问题，为防止密封失效，提高施工安全可靠性及国井质量，研制了TN－Ⅲ型内管注水泥器。该工具将密封部位由井底移至井口，适用于各种规格的大直径套管固井。TN－Ⅲ型内管注水泥器获得国家专利（专利号95213958．8），并应用于现场实施3口井，均取得了较好的效果。     

柔性分支管增产工具关键技术研究

柔性分支管增产技术是一种新型裸眼完井增产技术,适用于碳酸盐岩缝洞型储层增产,现亟需开发柔性分支管增产工具。为此,通过分析柔性分支管增产技术原理,提出了柔性分支管增产工具设计的关键力学问题。基于有限元方法,研究了柔性分支管的局部屈曲问题,得出分支管直径的设计依据。基于钻柱整体屈曲计算方法,结合柔性分支管的受力特点研究了其整体屈曲问题,得出分支管壁厚的设计依据,优选了柔性分支管的尺寸参数和材质。通过原理样机的试验研究,验证了柔性分支管增产工具设计的可行性。研究成果对柔性分支增产工具的国产化和技术推广有很好的借鉴意义。     

高温高压储层智能分注工艺可靠性研究

渤中25-1油田高温高压注水井面临油藏温度高、管柱蠕动大和常规测调技术不适用的难题。采用智能测调分注工艺,可有效解决测调效率低的问题。研究该工艺的耐高温高压性能及电缆通信可靠性显得尤为重要。从管柱结构、管柱蠕动计算、材料耐高温和电缆保护等方面分析了高温高压智能分注工艺的可靠性,得出的结论是:“分体式”智能分注管柱保证了施工和注水测调的可靠性; 高温高压深井防蠕动管柱工艺设计保证了耐高压可靠性; 优化选材及老化试验保证了耐高温可靠性; 关键工具的电缆保护设计及电缆强度试验则保证了电缆通信的可靠性。     

新型筛管顶部注水泥工艺及配套装置分析

针对传统筛管顶部注水泥工艺中,管内液柱振动易导致分级箍提前开孔,管外封隔器提前涨封等问题。提出新型筛管顶部注水泥工艺方案,研制2套独立的配套装置。该装置集管外封隔器、分级注水泥器、平衡阀、球座为一体,用球座和平衡阀替代常规管柱中的盲板结构,改变传统管柱结构中的“死腔”形式。新型结构在下套管过程中不产生水击压力。如果发生管柱遇阻情况,通过开泵循环的方式能帮助套管下放到位,避免了常规工艺中的施工风险,具有良好的应用前景。     

复杂地层多套压力层系尾管完井固井新工艺

在同一裸眼段出现多套压力层系,不但给钻井作业带来很大的困难,而且大大增加了固井作业的难度.为保护油气层,提高采收率,胜利油田从固井现场的实际情况出发,对固井工具、固井工艺和水泥浆技术进行了改进,形成了适合复杂地层多套压力层系的尾管悬挂器 分级箍 管外封隔器固井工艺和尾管悬挂器 管外封隔器固井工艺.在胜利油田35井次的现场应用表明,该工艺不但保证了固井质量,而且满足了勘探开发的需要.     

热采井预压固井技术

计算表明，注蒸汽稠油井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。目前现场常用的防止套管热破坏方法不能从根本上解决问题。提出了热采井预压固井技术，即在注水泥结束后，向油层套管施加压力，使套管膨胀。计算实例表明，采用预压固井技术后，热采井在整个生产周期内，套管不但正常，而且还有较大的安全系数。给出了热采过程中，套管内应力的计算模型。     

地下储气库盐穴及盐层固井技术

分析了西气东输地下储气库盐穴及盐层固井存在盐穴无井底、盐层固井、井底温度较高、井眼尺寸大、水泥石长期胶结性能要求高等固井技术难点,采用打水泥塞建立人工井底、半饱和盐水水泥浆体系、提高大井眼顶替效率等技术措施,解决了采卤井老井改造固井技术难题,实现了无井底盐穴固井,通过改进欠饱和盐水水泥浆性能,提高了新腔钻井的盐膏层固井质量。在江苏金坛盐矿完成的6口储气库盐穴固井和8口新腔钻井固井作业表明,该固井技术适合储气库盐穴盐层固井的需要,可以提高固井质量。     

提高定向井第二界面胶结质量的钻固一体化技术

定向井由于其井眼轨迹复杂、套管不易居中,导致固井顶替效率低、泥饼清除困难。而顶替不干净的钻井液和未清除的井壁泥饼与水泥浆不相溶是固井第二界面胶结质量差的主要原因。钻固一体化技术的实质是在钻井液中引入一种可固化的潜活性胶凝材料,在井壁形成可固化的泥饼,固井时通过补充潜活性材料和加入激活剂可将其转换做为固井液,有效解决了钻井液与固井液不相溶的难题。该技术在两口定向井成功应用,有效提高了油层段的第二界面胶结质量,有效防止了各种流体层间窜流的可能性。     

西20-1X井尾管固井工艺技术

西20-1X井是西20断块上的1口三开定向开发井,目的层为寒武系府君山组。该井潜山盖层复杂,技术套管未能坐入潜山,三开后发生严重漏失,无法建立循环,用常规固井工艺技术无法固井,采用尾管悬挂器、管外封隔器及配套工具等新工艺技术达到了优质固井的目的。     

西气东输(郑州)穿越黄河管道封固技术

西气东输(郑州)穿越黄河管道封固工程全长3580 m,采用双层管线,外层保护管道内径为1800 mm,内管主输气管道外径为1016 mm.要求既要使环形空间上方1/6高度不被封固,用来通过通讯光缆,又要使环形空间的其它部分封固均匀,保护主输气管道.该工程由于注灰量大、施工时间长,浆体流动性、稳定性要求高、管内浆体高度难以控制和主输气管道保护要求严格而使施工难度大大增加.通过确定不同阶段使用的水泥浆配方、合理的施工方案、制作控制管内浆体高度的特殊封头和采用先进的注浆设备,抓好施工各环节,使这一大直径、大注灰量、长距离水平管道封固获得成功.同时提出了工程上有待改进的不足之处.     

长庆小井眼丛式井固井技术

小井眼固井由于其井眼尺寸小、环空间隙小,给固井作业带来较大困难,常规固井技术难以保证其固井质量。针对长庆油田小井眼井浅、地层低压低渗、油层有底水或油水同层、丛式开发等具体特点研究出的小井眼固井实用技术,在现场应用中见到了良好效果。重点论述和介绍了该技术的工艺、水泥浆等方面的研究成果和在现场应用情况。     

液压式套管扶正器在侧钻水平井中的应用

常规侧钻水平井造斜段及水平段完井管柱居中困难,导致固井水泥环厚度不均,质量较差,易发生出水、出砂等问题,进而致使侧钻水平井生产寿命较短,严重影响了单井产量。现场多使用扶正器来提高套管居中度,但是常规扶正器存在扶正效果差、破坏井壁等问题,为此研制了液压式套管扶正器。该工具原始外径小、下入安全,膨胀后外径大、扶正能力强,能够极大地提高侧钻水平井完井管柱的居中程度,改善固井质量,延长侧钻水平井的生产寿命,提高产量和效益。该类扶正器现场应用简便,不影响正常的施工程序,在辽河和冀东油田进行了多口井的现场应用,效果显著。     

挠性薄管板废热锅炉管板冲蚀失效分析及修复

介绍了内孔焊挠性薄管板废热锅炉管板冲蚀后管束内漏的故障情况。从结构设计、操作运行等方面分析了管板冲蚀失效的机理,制定了详细的管板堆焊修复方案,通过理论计算验证了修复后管板强度满足要求。修复后废热锅炉高负荷稳定运行超过1 a,工艺气出口温度满足生产要求,可为同类设备的故障修复及维护改进提供参考和借鉴。