海上平台超大尺寸预留隔水导管井槽高效利用技术

考虑到后期调整井的需要,海上油田建造导管架时一般会预留部分井槽,这些预留井槽一般尺寸较大,且未锤入隔水导管。目前海上通过钻入法下入的隔水导管最大尺寸为φ762 mm,要下入φ914.4 mm单筒双井隔水导管需要解决一系列技术问题。以锦州25-1南油田平台φ914.4 mm单筒双井隔水导管下入为例,结合槽口情况,分析了单筒双井隔水导管的技术要求,优化了隔水导管串、相配套的套管串及井口装置的设计,避免了转盘、导向槽的限制,成功实现了φ914.4 mm井槽单筒双井隔水导管的钻入法下入。该技术在国内尚属首次应用,这为充分利用海上油田的有限槽口资源,节省海洋浮吊资源,降低开发成本,摸索出一套成功的作业经验。     

非对称单筒双井技术在文昌13-2油田的应用

南海西部文昌13-2油田目前共有开发井12口,油田已经没有空井槽,为充分开发油田,提高采收率,确定在文昌13-2油田A平台内挂4个?762 mm井槽,采用单筒双井技术,利用平台125t修井机,在?762 mm隔水管内下入?339.7 mm套管和?244.5mm套管,并利用?339.7 mm套管进行单筒双井的固井作业,实现了在同一井槽内完成2口不同井身结构的水平井钻完井作业。以同一槽口A16h井和A17h井为例,介绍了非对称单筒双井钻井程序、工艺特点以及钻井期间注意事项。单筒双井技术在文昌13-2平台成功的应用,充分地利用了井口平台的空间,减少了工程造价,降低了开发成本,摸索出了一套成功经验。     

单筒双井钻井技术在渤海油田的应用

总结了渤海油田首次在渤西油田开发中,应用了国外的钻井新技术--单筒双井技术,成功地在一个井筒里钻成了2口单独的定向井。特点是:首次实现了在?762 mm导管里下入了2口井的?244.8mm表层套管;首次在?660 mm井眼中,成功地进行了2根?244.8mm套管的固井作业;首次在同一井眼里,实现2井眼的分别准确定向作业,首次成功地使用了单筒双井的井口头进行?177.8mm的固井作业。使用了陀螺定向防磁干扰MWD随钻跟踪准确钻达2口井的4个靶区,成功地实现了近井距,单筒双井4靶点的井眼轨迹精确控制,为海上丛式井技术又增加了一门新实用技术,并为今后进一步降低开发成本提高井口平台使用效率,摸索出了成功的经验。     

中短半径侧钻井新型套管螺纹设计及应用

针对常规套管螺纹在中短半径开窗侧钻旋转下套管作业过程中出现的因抗扭性能差无法下入到位的问题,设计了一种变齿宽、变槽宽、不变螺距的新型高抗扭套管螺纹。该新型套管螺纹每增加1螺距,外螺纹齿宽增加0. 1 mm、槽宽减少0. 1 mm,相应地内螺纹变齿宽减少0. 1mm、槽宽增加0. 1 mm。数值模拟结果表明:新型套管螺纹在上扣、压缩及拉伸等载荷作用下,不同位置螺纹等效载荷趋于一致,中间位置螺纹应力载荷得到提高,达到"理想螺纹"受力效果,各项指标均达到ISO 13679 (2002)要求。抗扭性能分析结果表明:该套管螺纹可与套管本体实现等强连接,且极限抗扭性能比同规格特殊螺纹提高6. 64%。现场应用结果表明:新设计的套管螺纹接头可通过旋转入井法到达预定位置,满足井身结构设计要求。自主设计的新型高抗扭套管螺纹满足现场应用要求,具有良好的应用效果和较高的推广价值。     

渤海油田钻井降本增效技术现状与展望

渤海油田是我国海上油气增储上产的重要支撑.针对渤海油田地质条件复杂、多套压力系统并存、井壁稳定性差、钻井作业风险高、低效井综合治理难度大等难题,以安全钻井作业为准则,开展基于井壁稳定性研究的大位移井极限延伸技术、高效利用槽口的单筒双井技术、缩减套管层次与尺寸的井筒瘦身技术、防腐管材动态综合分析优化技术、基于决策树模型的...     

海上油田单筒双井套管切割技术

海上油田低效井治理措施中，浅层拔套管侧钻技术是一项简单有效的方法，但当前海上油田老平台单筒双井日趋增多，常规单筒单井浅层切割拔套管技术因浅层防碰问题已无法满足作业要求。此文撰写主要目的即通过当前技术和工具解决上述难题。主要技术方法和思路为，套管切割决策树论证分析、套管切割点防碰分析和水力割刀优选；依据中海油定向井防碰标准对割点防碰分离系数、中心距等参数进行三维定量分析，确保割刀在极限偏心状态时作业零风险。同时根据切割套管尺寸、层数和磅级优选组合最佳水力割刀型号，并预备合适的磨铣工具以应急需；该项技术在渤海蓬莱及多个油田成功应用，不仅开创了单筒双井浅层切割拔套管的先例，同时也大大降低了作业成本和风险。在气井或高气油比井作业时，建议对两口井弃置或进行下部临时封堵[1]，防止因人员误操作和数据误差引起的“割伤”邻井事故。该项技术未来可在单筒三井和深水丛式井进行尝试和推广。     

渤海油田单筒双井浅部表层套管打捞实践与认识

近年来,为有效解决海上平台槽口数量的限制,单筒双井技术在渤海油田逐步推广应用。本文以V44井和V46井单筒双井事故处理为例,因V44井已固井Φ339.725mm表层套管发生局部破损变形,导致V46井一开钻井提前遇阻,亟需处理。在Φ914.4mm隔水导管内,Φ339.725mm表层套管偏心,在处理破损套管过程中,引入鱼顶困难,导致发生插偏、套劈鱼头等复杂情况。通过优化钻具组合与特制工具,现场利用内引钻具,配合套捞一体顶部接头、割捞一体捞矛、修套铣锥、倒扣公锥、滚子扶正器等工具,成功将浅层破损Φ339.725mm套管打捞出井,并完成对扣回接,恢复了井筒完整性,为后续同类型作业提供了宝贵经验。     

新疆玛湖地区致密油水平井套管螺纹扣型优选

为了解决新疆玛湖地区致密油水平井下套管作业过程中的套管螺纹接头断裂失效问题，采用有限元数值模拟方法和全尺寸套管实物试验方法，对比分析了下套管作业上提–下放过程中API-LC长圆扣型和TP-G2特殊扣型套管螺纹接头的连接强度和疲劳寿命。数值模拟和试验结果表明，在相同上提拉力或下放压力作用下，TP-G2特殊扣型套管螺纹接头的应力水平明显低于API-LC长圆扣型套管螺纹接头；在相同拉伸–压缩循环交变载荷作用下，TP-G2特殊扣型套管螺纹接头的疲劳寿命约为API-LC长圆扣型套管螺纹接头的6.9倍。研究表明，新疆玛湖地区致密油水平井下套管作业时采用TP-G2特殊扣型套管螺纹接头代替API-LC长圆扣型套管螺纹接头，能够更好地满足现场下套管作业技术需求，提高作业效率。      

新型快速上扣套管螺纹的设计与应用

基于海上钻井作业特殊工况的要求,设计了新型快速上扣套管螺纹,新型螺纹锥度为1∶12,螺距为6.35 mm,导向面为30°,承载面为0°,并且采用台肩结构进行位置约束,采用内平设计避免紊流。有限元力学分析结果表明,新型螺纹的等效应力分布均匀,连接强度高于管体本身;室内全尺寸实物试验结果表明,新型螺纹具有良好的上卸扣特性,无粘扣现象,具有较高的连接强度,密封性能好。新型快速上扣套管螺纹在渤海某油田的现场应用效果良好,下套管过程快速、平顺,没有发生错扣现象,上扣速度比同规格API偏梯形螺纹提高20%以上,大大提高了下套管作业效率。     

大直径套铣管连接处结构设计及强度分析

针对现有套铣管螺纹连接结构不能满足雄安新区油井工况需求的问题,设计了一种能够满足大直径大扭矩的套铣管专用螺纹(HSTX特殊螺纹)。该特殊螺纹牙型结构采用单台肩螺纹连接方式,其中螺纹采用每英寸3牙的粗牙设计,螺纹锥度为1∶12,螺纹承载面角为3°,导向面角为30°;通过平滑设计,使倒角与轴线成60°,减小了应力集中,大大增强了接头抗疲劳性能。建立了HSTX特殊螺纹有限元模型,详细地分析了拉伸、压缩、扭转以及极限工况下套铣管螺纹受力情况。研究结果表明:随拉伸载荷增加,HSTX特殊螺纹最大接触应力出现在第2扣承载面处,存在疲劳失效风险,在拉伸载荷达到9 000 kN时,套铣管连接处螺纹开始出现塑性贯通失效;当压缩载荷达到5 000 kN时,螺纹接头依然未失效,且该螺纹的最大抗扭强度为223.6kN·m。HSTX特殊螺纹接头连接强度和抗扭强度均可以满足雄安新区套铣作业要求。     

渤海油田单筒双井浅部弃井技术及应用

为了安全实现单筒双井低效井槽的再利用,达到油田稳产增产的目的,通过校正井口坐标、基准面高度、分析误差对轨迹的影响等措施,精确计算M1和M2S1两口井浅层距离,分析切割打捞作业中可能出现的情况,制定M1井技术套管切割打捞方案,优选切割点、切割钻具组合以及磨铣工具,确保M1井弃井过程中不会损伤M2S1井套管,避免井涌事故的发生。精确的设计数据保证了现场弃井作业的安全,实现了单筒双井井槽再利用,为油田稳产提供了技术措施。     

单筒双井固井技术在海上油田的应用

本文介绍了渤海石油开发中应用的单筒双井固井技术,分析了单筒双井固井作业水泥浆体系、施工过程及问题处理。     

海上单筒双井稠油热采钻完井技术

为避免海上油田平台空间和井槽数对采油的限制,利用单筒双井技术开采稠油油藏。在 热采过程中,单筒双井不仅受高温流体影响,而且小井眼防砂也面临挑战。在常规热采井钻完 井技术基础上,结合单筒双井井身结构特点,对单筒双井钻完井工艺、井眼轨迹控制和定向井 设计等进行优化。设计了补偿工具以减小热应力对完井管柱的影响,并完成了完井管柱的优 化和改进。单筒双井钻完井技术现场应用,作业成功率为１００％,充填效率超过１１０％,达到了 设计要求,没有发生出砂及管柱损坏现象,满足了海上安全环保要求,延长了防砂有效期,为提 高稠油热采效果奠定了基础。     

拉伸载荷下承载面角度对特殊螺纹接头连接强度影响的有限元分析

利用有限单元法对拉伸条件下,承载面角度分别为30°,10°,3°,0°和－3°时P110钢139.7 mm×9.17 mm特殊螺纹接头的连接强度进行了数值模拟。模拟结果显示,当承载面角度为30°时,随着拉伸载荷的增大,接头失效形式表现为滑脱;承载面角度分别为10°,3°,0°和－3°时,随拉伸载荷的增大,接头失效形式表现为螺纹断裂。研究结果表明,在拉伸载荷下,当螺纹承载面角度越大时,接头滑脱趋势越明显;当螺纹承载面角度越小时,则接头断裂趋势越明显。     

单筒双井与批量钻井技术在南堡1-3导管架的应用

针对冀东油田南堡1-3区东一油藏,利用导管架钻井比人工岛更能提高开发效益.为降低导管架及钻井工程成本,在冀东油田首次应用了单筒双井技术,满足了9个井口槽部署15口井的要求.文中采用密集井口整体防碰设计,解决了上部有限空间密集轨迹防碰问题;采用非标尺寸井筒适应单筒双井井身结构,减少了表层套管下入挂碰的发生;通过实例介绍了...     

177.8mm×12.65mm V140特殊螺纹接头套管试验研究

对177.8mm×12.65mm V140型特殊螺纹接头套管材质和螺纹接头参数进行检测,对套管螺纹接头进行上卸扣试验、弯曲条件下气体内压+拉伸试验、拉伸至失效试验。试验结果表明:该种套管接箍内螺纹接头为薄弱环节,在进行实物试验过程中应当按照接箍危险截面尺寸计算试验载荷,在进行套管设计时应当按照接箍强度计算套管连接强度。建议将该种套管用于具有蠕变地层的井段,对于其他井段应采用接箍内螺纹接头与管体外螺纹接头等强度的套管。     

单筒双井表层预斜占位钻具打捞技术

渤海油气田为解决海上平台钻井槽口限制问题,提高大尺寸槽口的利用率,渤海油田先后实施了单筒双井及表层预斜单筒双井。其中表层预斜单筒双井需要在井筒内下入预斜占位钻具,施工过程中部分井出现占位钻具被临井水泥封固在井筒内,无法正常取出,需要进行打捞。     

冲击载荷作用下套管螺纹连接的有限元分析

套管振荡器在振动固井过程中,会对套管产生周期性冲击,可能会引起套管损坏,而螺纹连接是套管柱中最薄弱的环节,有必要进一步对冲击载荷作用下的套管螺纹连接应力场进行研究。以API?139.7 mm×7.72 mm N80钢级的圆螺纹套管的螺纹连接部分为研究对象,分析了套管螺纹连接部分的应力强度和在冲击载荷作用下螺纹连接部分的应力分布规律。研究结果表明:在上扣扭矩、轴向拉伸和内压等复合载荷作用下套管内、外螺纹接触应力均出现两头高中间低的分布状态;随着上扣扭矩的增加、轴向拉应力的加大和内压的增高,套管螺纹连接部分整体Von Mises应力均呈现升高的趋势;螺纹牙承载侧的接触压应力要普遍高于导向侧;套管振荡器对套管的周期性冲击不会造成破坏。所得结论可为有冲击载荷作用的振动固井技术提供理论支持。     

新型钻具特殊螺纹优化设计

随着勘探开发向深部发展,对钻具接头的连接强度提出了更高的要求。根据钻具接头受载时螺纹牙的力学特征,设计出一种双台肩锯齿状螺纹牙新型特殊螺纹接头,该结构内表面平滑,降低压耗,螺纹锥度小。文章基于接头抗扭性能理论计算公式与螺纹牙变形原理,提出了一种新型钻具特殊螺纹结构,利用正交优化的方法优选结构参数,得到最优参数为锥度1∶16,螺距7.25 mm,牙高4.10 mm,承载角-3°,导向角45°。进而采用ABAQUS对比计算了普通接头、双台肩接头、新型钻具特殊螺纹接头在井下拉扭复合载荷下的承载性能。结果表明,相较于普通接头和双台肩接头,新型钻具特殊螺纹接头水眼增大10.3%,抗拉性能分别提升15.4%和10.9%,应力集中分别优化22.0%和16.6%,特殊螺纹接头的疲劳寿命分别提高11.2%和7.6%。     

地下储气库注采管柱密封试验研究

为了研究注采管柱在交变载荷下的密封性能,评价注采管柱气密封螺纹对储气库井工况的适用性,通过研究储气库井工况下注采管柱所受载荷的变化情况,在实验室内进行注采管柱气密封循环试验。以177.80 mm×9.19 mm的气密封螺纹套管为例,按标准密封循环试验和多周次气密封循环试验分别进行。试验结果表明,依据API RP 5C5标准进行的套管气密封试验不满足储气库井多次注采作业和压力的变化需求;在拉伸-压缩载荷交变循环过程中,注采管柱在注采压力下的耐压缩能力较低,且经过多周次交变循环后其额定密封承载能力下降。