高压油气井尾管回接固井新技术

针对高压油气井固井后经常会出现环空窜流问题,研制了新型尾管封隔回接装置,该回接装置主要包括铣鞋、回接插头、节流浮箍,可磨铣回接筒上端和内表面的水泥残留物;封堵回接尾管与上层套管间的间隙;防止下套管时井口冒浆,并确保回接插头下插时液体有足够的压缩空间。现场应用表明,该回接工艺操作方便,回接装置密封可靠、耐高温。在四川、胜利、渤海等地应用效果较好。     

尾管回接工具现场应用探讨

尾管回接固井是深井、超深井常用的固井方法之一,使用的回接工具关系到现场施工的成败。通过对工具原理及特点的介绍,结合多年来现场常见问题的分析,总结出一套成功的现场使用经验。通过规范工具的现场操作,可有效提高使用成功率,避免不必要的事故发生,降低作业成本。     

新型内插管回接装置的研制与应用

常规回接插头回接后在悬挂器位置形成大肚子,插头导向头和悬挂器内水泥塞不易完全被钻除,易造成后期完井工具起下钻阻卡、封隔器胶筒被刮坏和水泥掉块卡钻等问题。鉴于此,介绍了应急处理方法,并研制了新型内插管回接装置。该装置具有多组V形和O形组合密封件,密封面积大,密封更可靠,密封组件之间的插头本体外径小,与回接筒之间有较大间隙,便于形成较厚水泥环,增强永久密封效果,内插管结构使回接后悬挂器上、下管串内径一致,彻底消除大肚子及其造成的影响。普光气田2口井的应用结果表明,新型内插管回接装置固井后插头及内插管顺利插到位,后期试气管串起下钻通畅,试压50 MPa合格,收到了预期效果。     

水平井尾管回接分段压裂技术的应用

为进一步提高大牛地气田单井产量,扩大储量动用程度,应用了水平井尾管回接分段压裂技术。该技术解决了环空间隙小、地层压力低、固井过程易发生井漏和气窜等技术难题;实现双重锚定及封隔,避免了后续分段压裂施工时因固井质量差或常规回接密封失效引起的油套环空封隔失效的风险;压裂回接回收技术能够节省套管,压裂管柱的回收重复利用节约了建井成本。水平井尾管固井回接压裂技术的成功应用,满足了井筒全通径、高承压及可回收的要求,为可钻桥塞分段压裂技术提供了安全可靠的井筒条件,同时保证施工顺利完成,取得较好的改造效果。     

南堡油田封隔式尾管回接工艺的应用与认识

针对南堡油田潜山油藏埋藏较深,储层温度高,且地层压力系数在0.99~1.01之间,钻井液密度稍有波动就会发生溢流或井漏的特殊井况,提出了一种特殊封隔式尾管回接工艺,其回接装置选用带顶部封隔器的回接插头、盲板短节、旋流短节和浮箍,使用防退卡瓦在封隔器坐封的同时实现坐挂,防止固井过程由于水泥浆和钻井液密度差引起的套管回缩上移。该工艺采用先回接、坐封,再进行注水泥固井的施工流程,能够避免施工过程中井漏的发生。现场实践表明,封隔式尾管回接工艺管串结构合理、操作简便、回接装置密封可靠、耐高温,有针对性地解决了南堡油田溢漏同存井的尾管回接难题,现场应用效果良好。     

带胶塞系统可提出式回接装置在尾管补救固井中的应用

针对尾管固井中出现的送入钻具、尾管悬挂器中心管短路及尾管内落物造成管内憋堵无法建立正常循环的2种复杂情况,设计出一种带胶塞系统可提出式回接装置用于补救固井。通过文中提出的计算方法得到在回接装置上下压的重量,实现回接装置与尾管悬挂器回接筒之间的有效密封,无需坐挂及解封,固井后可直接提出,保证了送入钻具的安全。胶塞系统的使用在水泥浆与钻井液之间起到了有效的隔离和替浆到量碰压的作用,提高了水泥浆的顶替效率,保证了尾管补救固井质量。     

井身结构变化及尾管回接对井控的影响分析

在深井井身结构设计中,为了解决悬挂尾管后继续钻进是否需要进行尾管回接的问题,建立了钻遇高压气层发生气侵时的环空气液流动模型,模拟了井筒横向尺寸变化对环空气液两相流动规律的影响,分析了不同尾管悬挂深度下气侵过程中的井底压力、钻井液增量、监测到一定钻井液增量所需时间的变化规律,以及压井过程中套压峰值和套压峰值到达时间的变化规律。结果表明:尾管回接改变井身结构后,随着尾管悬挂深度的减小,井底压力和钻井液增量剧烈变化阶段先提前后延迟;尾管回接到井口后,溢流发现时间比尾管不回接时要短,有利于溢流的早期发现;在相同溢流量条件下关井,尾管回接到井口后的压井套压峰值比尾管不回接时大;套压峰值到达时间变化不显著。      

海洋水下井口回接装置技术现状及结构分析

海洋水下井口回接装置是海洋水下井口进行回接作业的关键设备,该装置用于隔离海水,为生产平台和海洋水下井口建立油气通道。介绍了回接作业程序,简述了回接装置的技术现状,并针对3种国外海洋水下井口回接装置的结构特点进行了分析,总结出回接装置将向高压、安全可靠、标准化、系列化的方向发展。     

套管回接工艺技术

套管回接工艺,就是将丝扣滑脱、断、裂的套管倒出来,用同一钢级、壁厚的套管在井内重新连接起来,试压达到采油工艺标准的工艺技术。     

超高压防气窜尾管固井回接装置关键技术

高压油气井尾管固井易发生环空气窜,采用常规回接技术不能解决环空气窜问题,为此,进行了超高压防气窜尾管固井回接装置关键技术研究.通过分析回接插头密封组件、封隔器类型、封隔器防退及防提前胀封等关键设计技术,设计了一种回接插头与封隔器一体、使用安全、密封能力达70 MPa的超高压防气窜尾管固井回接装置.根据该回接装置的结构特点和现场施工关键环节,制定了合理的施工工艺和技术措施,提出了扫上水泥塞、磨铣回接筒、试插等易出问题关键环节的工艺要求,并给出了更精确的浮力变化计算方法.该回接装置在四川地区8口高压油气井尾管固井回接或短回接进行了应用,均未发生气窜.现场应用结果表明,该回接装置操作简便、安全可靠、封隔效果好,能够有效解决高压油气井尾管固井环空气窜的难题.      

回接筒顶部修复工具的研制与应用

随着油气勘探开发向深层、超深层进军,尾管回接固井技术应用愈发广泛。回接筒是保证回接井筒完整性的核心装置,然而尾管固井后,回接筒顶部残留水泥、过度钻塞致回接筒喇叭口受损等现象时有发生,极易导致回接密封失效,从而严重影响固井质量。针对上述难题,研制了回接筒顶部修复工具,设计了磨铣回接筒的管柱组合,形成了配套修复工艺,开展了大规模地面性能测试与现场试验。研究结果表明：顶部修复工具对于清除回接筒残留水泥、修复回接筒喇叭口破损具有良好的效果,现场应用3井次,试验成功率100%,显著提高了尾管回接作业的可靠性,具有良好的应用推广前景。     

土库曼斯坦尤拉屯区块尾管悬挂器及回接固井技术

应用德州大陆架公司研发的13 3/8 in×9 7/8 in SSX—A型液压尾管悬挂器及9％in HC—A型回接插头，在土库曼斯坦的土24井、土25井应用高密度钻井液且井况复杂的情况下，顺利完成了尾管悬挂及回接固井工作，成功解决了该地层蠕变缩颈严重导致的固井质量难以保证的问题，节约了成本，达到了固井后成功试压50MPa的设计要求。     

分段压裂用尾管悬挂器与回接装置关键技术

为进一步解决致密油气和页岩气储层压裂需求、井眼条件与管柱成本之间的矛盾,研究了分段压裂用尾管悬挂器与回接装置关键技术。通过分析固井漏失及储层高破裂压力需求之间的矛盾,提出尾管固井后快速进行全通径压裂施工;通过研究固井完井技术优化组合方式,提出了水平井尾管固井后实施定点射孔寻找甜点的分段压裂储层改造工艺;通过优化设计尾管固井及回接压裂工具,实现了固井完井工具一体化密封锚定。对分段压裂用尾管悬挂器与回接装置进行了室内地面整机试验,悬挂器及插头整机密封能力达到90 MPa,锚定回接插头与悬挂器之间的抗拉强度达到1 800 kN,插头丢手顺利。该技术在大牛地气田、东胜气田及长庆油田陇东区块的27口水平井进行了应用,施工压力总体较高,但都完成了压裂作业,且总体效果良好。研究表明,分段压裂用尾管悬挂器与回接装置关键技术可以解决压裂施工现场所需的高压及上顶力难题,为回接固井后分段压裂工艺提供高承压、大通径和锚定可回收的井筒,从而保障储层改造效果。      

胜科1井Φ139.7mm尾管及回接固井工艺技术

胜科1井是目前中国东部油区最深的一口重点科学探索井,钻井目的是进一步研究和评价东营凹陷孔2段烃源岩发育情况、盐下层构造含油气情况,并为下一步勘探部署提供依据。该井完钻井深7 026 m,井底温度达235℃,钻井液密度1.75 kg/L。针对该井四开井段井眼不规则、封固段长、存在多套压力层系、井底温度高、上下温差大和井下情况复杂等技术难点,采用了尾管悬挂及回接固井工艺,并研制开发了性能稳定的超高温水泥浆体系、抗高温尾管悬挂器及固井附件,确保了该井尾管固井及回接固井施工的顺利进行,固井质量优良。     

水力割缝技术在油田开发中的应用

针对提高储层打开程度、改善近井地带渗透率而开发的水力割缝技术，利用高压含砂水流对井壁及地层切割，产生宽20mm、深1000mm的缝洞，从而通过改变近井地带的渗流条件、应力及渗流分布、降低油流阻力、实现增产增注。经现场实施证实，该技术是油田低渗层、稠油层挖潜增效的一种有效方法。     

尾管悬挂器喇叭口清洗技术及应用

针对尾管固井碰压后悬挂器喇叭口残余水泥致使电测遇阻等问题，研制出了悬挂器剌叭口清洗装置。该装置与稀释分散水泥浆的ＦＮ清洗液配合使用，能避免尾管固井碰压后下钻通井清洗喇叭口作业，从而保证电测和采油等后续作业的顺利进行。辽河油田现场应用表明，该装置操作简便，性能可靠，效益显著     

柔性增斜钻具组合在冀东油田的应用

对比分析了常规增斜钻具组合的局限性以及柔性增斜钻具组合的优点。介绍了冀东油田常用的四种柔性增斜钻具组合的结构、特点及钻井参数。冀东油田４口定向井现场应用表明，该钻具组合能较好地解决增斜率达不到设计要求的问题。