水下井口套管悬挂器的敏感性及疲劳损伤分析

套管悬挂器是水下井口的关键部件之一，在温压环境等多场耦合作用下容易引发疲劳失效，破坏油气井井筒完整性。为探究套管悬挂器在复杂环境下的力学性能和疲劳损伤变化规律，以南海东方1-1气田某板块的水下井口为例，分析套管悬挂器温度分布和各类载荷，建立基于热力耦合作用的水下井口套管悬挂器精细有限元模型，对比下放、BOP试压、回收下放工具和完井采油等4种工况下套管悬挂器的力学性能和疲劳损伤，并评估温度和BOP重力等敏感性因素对水下井口套管悬挂器力学性能的影响效果。研究结果表明：在热力耦合作用下，等效应力和变形量均显著增加，井口温度对套管悬挂器性能的影响显著；最大疲劳损伤出现在BOP试压工况下，其值为1.23×10^-4 d^-1,在该工况下套管悬挂器的疲劳寿命为22.27 a,满足设计要求。研究成果对水下井筒完整性评估及深水钻采安全作业具有指导意义。     

?406.4mm尾管悬挂技术在深水钻井中的应用

针对深水钻井水下井口系统的表层套管尺寸限制后续套管层次的问题,介绍了?406.4 mm超大尺寸尾管悬挂技术以及与其对应的注水泥工艺。悬挂装置由承载环和配套的悬挂器组成,承载环最大外径508 mm,最小内径445.8 mm,出厂前预制在?508 mm套管上;配套的悬挂器上卡环坐入?508 mm套管承载环上的对应卡槽内,连接?406.4 mm尾管串。对作业过程中可能出现的一些问题进行了分析总结,提出了建议。该技术有助于优化井身结构,从而更好地应对复杂地层钻井难题,对今后类似井的作业具有很好的借鉴作用。     

海上油田一趟钻套管开窗技术

针对常规开窗工具串难以通过狗腿度较大井段、锥式磨鞋易偏离导斜面、斜向器和磨鞋需要两趟钻送入等技术难点,研制了通过节流压差坐挂的斜向器及与其配套的次级磨鞋、挠性短节、开窗磨鞋等工具,形成了可一趟钻套管开窗钻具组合,该钻具组合实现了斜向器送入、坐挂及开窗作业。将一趟钻套管开窗作业分为5个阶段,推荐了相应阶段的磨铣参数,并制定了处理作业过程中复杂情况的技术措施,形成了较为完善的一趟钻套管开窗技术。渤海油田203口井应用一趟钻套管开窗技术进行了套管开窗,开窗成功率100%,平均开窗周期10.5 h,平均修窗周期2.6 h,与应用两趟钻开窗技术的井相比,开窗时间平均缩短2.4 h,提效22.8%。现场应用表明,一趟钻套管开窗技术能够提高开窗效率、降低钻井成本,可为海上油田稳产和提高采出程度提供技术支持。      

KXS203井口设备偏磨原因分析

KXS203井在钻井过程中井架底座基础非均匀下沉,套管头和防磨套严重偏磨,随后套管柱试压发生了泄漏。为了搞清该井井口设备偏磨原因,防止此类事故再次发生,对该井井口设备和钻杆磨损情况进行了研究,对井架基础下沉造成的井口偏心程度进行了分析计算,并从钻杆接头与井口设备尺寸匹配、井口偏心、防磨套及顶丝性能、钻柱旋转和起下钻、钻柱转速等方面对井口设备偏磨影响因素进行了分析。认为井口设备与井架基础下沉、钻杆接头与井口设备尺寸匹配、井口偏心、防磨套及顶丝性能、钻柱旋转和起下钻、钻柱转速等对井口设备偏磨等有关,但该井井口设备偏磨主要原因与井口偏心和防磨套失效有关。提出了防止井口设备偏磨的建议。     

老井侧钻之悬挂器回接失败原因分析

苏里格气田老井侧钻水平井裸眼封隔器完井试验过程中悬挂器回接失败。通过分析老套管侧钻的复杂井况和悬挂器回接结构原理,认为悬挂器回接失败的原因主要是,老套管腐蚀和套管侧钻偏磨造成悬挂器坐封的居中性较差,回插管与回接筒引导结构不合理,导致回插管不能成功插进回接筒等。通过修整回接筒喇叭口,改进回插管的引导结构,优化完井方案,进行施工作业,二次回接取得成功。后续2口试验井的完井作业实现顺利回接,达到了预期改进效果,为老井侧钻裸眼封隔器完井技术的推广应用积累了实践经验。     

磨溪高石梯区块震旦系探井钻井完井完整性评价

油气井完整性评价是完整性管理的重要内容。开展油气井完整性评价的目的在于通过对油气井建设和生产过程中风险因素的识别、评价和控制,防止地层流体发生无控制流动,确保油气井安全生产。文章从分析地层压力特征入手,分别针对磨溪高石梯区块震旦系探井钻井和完井过程的完整性进行了初步评价,重点分析了井身结构、钻井液密度、井控和套管装置等井屏障组件的完整性,钻井期间各开次和完井期间各阶段的完整性。整体评价结果表明,该区块震旦系探井钻完井工程具有完善的井屏障系统,各个作业阶段配置的井屏障组件总体上 是有效的,井屏障系统能有效隔挡地层流体,从而保证井筒的完整性和钻完井工程作业的安全运行。     

高压裸眼油气井钻采一体化井口大四通装置

针对高压裸眼油气井完井转试油时存在的井控风险,设计并制造了钻采一体化井口大四通装置。该装置采取多尺寸套管密封形式和加长防磨套设计,法兰尺寸同时符合钻井防喷器和试油防喷器、采油树安装要求,结构及性能满足钻井和试油、采油工艺。在钻揭高压目的层之前提前安装钻采一体化四通,目的层钻进作业依托一体化四通顺利完成,完钻后直接下入测试-完井一体化管柱进行放喷测试。140 MPa钻采一体化井口大四通在塔里木油田FY104、GL1、ZG70井的成功应用表明,该装置能缩短钻完井周期8 d,降低作业成本,操作方便,可靠性高,适用于高压油气井的试油完井作业。     

环空压裂专用悬挂器的研制与应用

为了减轻油气井压裂后对地层的污染并降低作业成本,研制了高强度环空压裂专用悬挂器。该产品重点改进了常规油管悬挂器的下部接头,设计了耐磨短节,耐磨短节加厚加长,在耐磨短节外面包裹1层缓冲胶套。环空压裂专用悬挂器在吐哈油田现场应用表明,该悬挂器减轻了修井液对地层的污染,实现了压裂、排液、冲砂和生产管柱一体化,作业周期平均单井缩短18.5h,每井次减少作业费用8.6万元,获得了良好的经济效益,具有广阔的推广应用前景。     

海上热采井生产套管井口升高控制装置研制

稠油热采过程中经常发生生产套管破坏变形,最终导致套管升高、井口抬升,给海上热采井井口安全作业带来挑战。根据海上典型热采井井身结构和注热参数计算了生产套管伸长量范围,在此基础上研制了热采井井口升高控制装置,该装置由下法兰、热采阀门、悬挂器、采油树帽、隔热管短节等组成。室内测试试验结果表明,所研制的井口升高控制装置具有良好的密封性能,可满足海上热采井生产套管井口升高控制要求,从而保障海上热采井井口作业安全。     

半潜式钻井平台水下井口扶正技术及其现场实践

半潜式钻井平台水下井口的稳定性对整个钻井作业的安全及顺利施工至关重要,井身结构、表层固井质量、海况条件等是主要影响因素,其中任何一个出现问题都会导致水下井口失稳,造成水下井口严重偏斜甚至井眼报废.在井眼发生偏斜后,为了减少经济损失和恢复正常作业,需要纠正偏斜的水下井口.文中阐述了南海西部油田YC13-8-1井水下井口扶正施工的作业程序、工艺特点及注意事项.通过该井水下井口的扶正施工,摸索出了一套成功解决水下井口偏斜的技术,可为今后海洋钻井工程类似事件的处理提供技术参考.     

快速永久弃井方法在海洋临时弃井探井中的应用

使用水下井口的油田弃置时,需要对储层按要求做永久弃井,而井口仍保留下来的临时弃井探井进行永久弃井作业。常规弃井方法是用半潜式钻机割生产套管后,打一个浅层环保水泥塞,然后于泥线以下4 m割表层套管和导管。使用半潜式钻机弃井的费用高昂,探索使用海洋工程船打环保弃井水泥塞并从泥线以下4 m割各层套管进行永久弃井的方法将会大大降低永久弃井费用。研制的“射孔、打水泥塞联作工具”允许一次性下入联作工具,通过射孔配合双封隔器的使用得以在两个环空中打环保弃井水泥塞。高压水力射流喷砂套管切割工具把液体的压力能转换为动能形成水力割刀,一次性可切割多层次套管串。利用海洋工程船,配合“射孔、打水泥塞联作工具”和高压水力射流喷砂套管切割工具,可以方便地把临时弃井的探井进行永久弃井施工,其施工费用较半潜式钻机弃井费用大大降低。该弃井方法在Chanter-15井成功地尝试,为作业者弃井施工提供了一种新的降本增效方法。     

深水轻型与中型修井水下系统分析

在深水油气生产采用水下生产系统模式时,常规修井作业须动用半潜式钻井平台,由于高昂的修井成本限制了深水修井频率,使深水油气田在投产之后几乎很少实施后续的增产作业。但是,部分修井作业可以在不动生产管柱的条件下进行,例如采用小尺寸的修井隔水管及水下井口压力控制系统,单体工程船即可以实施修井系统的安装和修井作业,可提升修井的作业效率。 分析了深水水下井口修井的作业类型,针对不动生产管柱的轻型、中型修井作业,分析了修井系统的配置及关键设备特点和设计时应考虑的主要因素,给出了典型修井作业程序及作业风险应对方案,可为深水修井技术和装备的研发提供参考。     

环空带压对深水水下井口疲劳损伤的影响规律

海洋深水油气井测试过程中,高温产液上返时会加热周围套管及多层套管环空内的液体,引起液体在密闭井筒环空中膨胀,产生环空带压。环空带压的存在会改变水下井口疲劳热点处的应力状态,进而对水下井口疲劳损伤产生不利影响,制约了深水油气井长期安全高效运行。为了给深水油气井的长期安全运行提供更加科学的指导,考虑环空液体物性参数、井筒环空液体热膨胀和环空体积变化的耦合影响,建立了水下井筒环空带压计算模型,采用迭代法对环空带压进行了求解,将获得的环空带压施加到水下井口有限元模型上,然后以高压井口头与表层套管的焊缝为研究对象,研究了环空带压条件下水下井口疲劳热点处的应力状态;在此基础上,分析了环空带压、水泥浆返高和高压井口头出泥高度对水下井口疲劳损伤的影响规律。研究结果表明：①环空带压的存在会加剧水下井口的疲劳损伤,压力越高,疲劳损伤越严重;②表层套管外水泥浆返高与泥线的距离越大,水下井口的疲劳损伤越小;③高压井口头出泥高度越大,水下井口疲劳损伤越大。结论认为,有效地控制水下井口的环空带压与合理地设计井身结构,有助于减少水下井口的疲劳损伤。     

深水深层井钻井关键技术发展与展望

随着海洋油气勘探开发的不断深入,深水深层井(简称双深井)已成为全球勘探开发热点。双深井比常规深水井面临更加复杂的井下地质环境、海洋环境,作业的风险更大。近年来,随着深水钻井作业的不断进步,当前已初步形成了一套双深井钻井关键技术,包括井身结构、控压钻井、钻井液体系、固井工艺、井控、水下井口、井筒完整性等7个方面。双深井钻井关键技术为加速海洋油气勘探开发提供了技术基础,成果已应用到南海X区块,取得了良好的效果。实践证明,当前双深井钻井关键技术已初步适应深水深层井的钻井作业需要,未来还需推进自动化、规模化、信息化、智能化钻井设备和工艺的研发,以保障双深井安全高效的作业。     

基于FTA定性的简易水下井口设计可靠性分析

水下井口作为水下生产系统的核心装备,下端连接导管和套管,上端支撑防喷器组和水下采油树等水下装备,是整个水下生产系统的重要组成部分。特别是在浅海作业环境中,外部易受到风浪影响,一旦发生失效,将会造成严重的后果。基于浅水水下井口的结构特点,建立了水下井口失效事故树模型(FTA),划分了基本事件和最小割集,分析了基本事件结构重要度,对水下井口装置关键部件的风险程度进行了评估。结果表明:低压井口头、环形密封总成、高压井口头、套管悬挂器、防磨补芯装置和导向基座是水下井口设备发生失效的关键部件。针对失效关键部件提出设计优化建议,从而提高海洋油气生产的整体安全可靠性。为建立一套适用于浅水简易水下井口及采油树风险评估与安全可靠性技术体系提供了重要参考依据。     

小套管井无油管采油技术的研究与应用

近年来,内径小于?101.6 mm的小套管井在临盘采油厂渐成规模,已成为原油生产的重要组成部分。但由于套管内径限制,该类油井泵径小、杆管间隙小,导致提液困难和杆管偏磨。本研究提出了小套管井无油管举升的技术理念,配套完成了小套管井无油管杆式泵锚定技术、空心杆注塑防偏磨技术、无油管采油井口出油系统及举升工具的设计与室内试验,形成了一套完整的小套管井无油管举升实用技术。现场试验表明,该技术满足了小套管井现场提液、防偏磨的需要,有效降低了生产成本,是一种技术可靠、使用简单、成本低廉的技术手段,对油田小套管井的高效开发具有重要意义。     

平湖油气田A5井水下井口重回接工艺的改进

在平湖油气田A5井水下井口重回接作业中,需要依次解脱直径244.5、339.7和508.0mm套管,才能取出被切割的244.5 mm套管和套管挂,重新进行回接,但作业中508.0 mm套管回接头解脱不开。改进重回接工艺后,用磨鞋磨掉了244.5 mm套管和套管挂的连接部分,起出了244.5 mm套管,完成了重回接作业。此次作业经验,为以后更好地完成类似作业提供了借鉴。     

煤田超大口径套管固井技术

煤田开采过程中为了保证安全,改善地下工作面环境,近年来不断进行钻大口径井用以抽排瓦斯、向地下送风降温。然而钻井使用的是小钻机,完井作业时由于钻机提升能力有限,大口径套管按照石油工程方法下入困难。套管内、外环空容积大,注水泥过程中易发生浆体混窜,作业时间长,固井质量难以保证。通过采用浮力塞减重、管柱充空气、优化水泥浆体系及浆柱结构设计和内插管固井工艺等技术,成功地解决了小钻机下大口径套管超负荷、大口径套管抗挤强度低、易被挤毁等一系列技术难题。现场进行了9口井应用,固井成功率100%,固井质量合格,为今后超大口径套管固井提供了可借鉴的经验。