稠油热采井射孔孔眼应力分析及影响因素

针对稠油热采井生产过程中,射孔井段套管频繁出现损伤断裂的问题,基于弹塑性和热力学理论,采用有限元方法建立注汽—焖井—生产过程射孔套管有限元热力学耦合模型,对各阶段射孔套管应力分布特征进行研究,并开展不同射孔参数下射孔套管强度影响规律分析。研究表明：生产过程中射孔孔眼位置出现明显应力集中现象,在温差及内外压差等共同作用下,注采前期套管应力最大可达498.16 MPa,并逐渐产生塑性失效现象,当注采作业完成时,套管塑性失效现象最严重;随着射孔相位角增大,射孔密度对Mises应力值的影响逐渐减小,而套管孔眼最大应力与射孔相位角成反比关系。该研究对延长稠油热采井射孔套管使用年限和保障正常生产作业具有十分重要的意义。     

射孔水泥环套管力学性能的分析计算

油田生产中射孔对套管力学性能影响较大,生产层段射孔套管损坏严重.建立水泥环-套管射孔模型,计算分析射孔套管应力变化.由分析得出,射孔是造成套管损坏的主要原因.射孔水泥环套管最大应力在射孔孔眼产生,沿孔径方向应力减小.水泥环对射孔套管的抗挤强度影响明显,随水泥环厚度增加,套管应力减小,抗挤强度增加.油田生产中,为节约成本,对射孔层段应该采用厚壁套管合并提高固井技术,保证水泥环与套管的牢固,可以提高射孔套管抗挤强度.射孔套管的孔密对套管水泥环应力影响较大,射孔套管-水泥环应力随射孔密的增加而增加.射孔相位角对套管应力影响较大,钻井完井应采用螺旋布孔,并保持相位角接近120°,可以提高射孔套管的抗挤强度.     

高温高压深井射孔段套管应力理论计算与分析

在高温高压深井套管射孔完井作业过程中,井下套管处在极为复杂恶劣的环境中,特别是封隔器以下套管受射孔冲击力的影响,受力状态瞬间发生改变,出现瞬间失稳、脉动甚至弯曲折断现象。为此,综合考虑内外压、油层出砂及套管自重等因素,运用断裂力学理论和有限元法分析射孔段套管的应力,对比分析其强度安全性。分析结果表明,相同工况及出砂量下,外径139.7 mm、壁厚9.17 mm和10.54 mm射孔套管应力理论解比有限元解大;大量出砂使射孔段套管发生弯曲,射孔改变了套管的力学性质;孔眼附近有应力集中现象,造成射孔处套管抗挤强度降低;孔眼周围的应力沿螺旋线布孔方向相对较小。研究内容可为优选射孔工艺、泵压、排量、套管规格与钢级等参数提供必要的参考依据。     

螺旋布孔射孔对套管强度的影响

射孔是造成套管损坏的重要原因之一,建立了射孔套管的有限元力学模型,采用弹塑性有限元法,分别对螺旋布孔射孔套管采用不同的射孔孔径、射孔密度和射孔相位给套管强度造成的影响进行了模拟和分析.分析了不同孔径、孔密及相位角的射孔套管在外挤压力作用下的孔眼应力集中系数的变化规律.结果表明,射孔后套管的极限承载能力均有不同程度的下降,下降幅度与射孔密度有关,射孔后套管内的应力随射孔孔径、射孔密度和射孔相位的增加而增大,并使套管的抗拉、抗压强度降低.因此,在套管柱设计时应该考虑射孔的影响.最后,通过对几种布孔方案进行对比分析,找出了射孔套管的优选布孔方案.为射孔完井优选设计提供了合理的模型,为射孔段套管柱的合理设计提供了承载能力计算的可靠依据.     

水力射孔对套管强度的影响研究

水力射孔技术是一种新型的完井方式，深穿透水力射孔技术辅助定向水力压裂可以实现油气层改造和油气井增产。但是，水力射孔套管会在孔眼处造成应力集中，使得局部应力过大而削弱了套管和水泥环的强度，可能会影响套管的使用寿命。因此，文章利用有限元软件建立了射孔套管的三维有限元模型，分析了水力射孔后套管管体的应力分布，重点研究了水力射孔参数-孔密、孔径、孔深、射孔方位角等对套管强度的影响规律。分析结果表明，沿着最大水平地应力方向深穿透水力射孔，选择合适的孔密、孔径可将射孔对套管的损害降至最小。研究结果为提高水力射孔完井设计水平提供了一定的参数依据。     

射孔套管高应力区域压缩体积系数有限元分析

针对射孔完井引起套管损坏的问题,从射孔套管整体受力的角度出发,依据板壳开孔力学模型,建立套管射孔螺旋布孔有限元力学模型,清晰反映出套管射孔后孔眼周围应力区域变化。对比不同射孔参数条件下射孔前后套管高应力区域体积比,得出高应力区域压缩体积系数,分析出正常生产压差条件下,不同射孔参数(孔径、孔密、相位角)对射孔套管压缩体积系数影响。结果表明:不同射孔参数对射孔套管压缩体积系数均有影响,根据不同参数影响规律各自特点,给出了降低射孔套管高应力区域体积系数的射孔参数优选方案,整体上减少正常生产状况下射孔套管高应力区域压缩体积,保障了油井的正常生产。     

高温高压深井完井射孔段套管断裂力学分析

高温高压深井射孔段套管在完井投产作业过程中的失稳破坏是目前迫切需要解决的难题。将射孔段套管看作带有"圆孔"形贯穿裂纹(射孔孔眼)的无限大圆柱筒壳体,根据断裂力学理论,按混合法将圆柱筒壳体的平衡方程、几何方程和物理方程加以综合,推导出了射孔段套管在内、外压联合作用下的基本方程。引入复变函数,借助贝塞尔函数乘积形式的马丢函数,采用数值法直接求解射孔段套管的基本微分方程,得到了带环向裂纹射孔段套管射孔孔眼附近的应力场和位移场,从而导出了射孔段套管拉伸应力场和弯曲应力场的应力强度因子,据此提出了射孔段套管安全评价分析的断裂判据。为高温高压深井完井射孔段套管的损伤机理和疲劳寿命分析提供理论依据和技术支持。     

射孔对套管抗挤强度的影响分析与试验

由于射孔孔眼改变了套管结构,当套管受外力后,孔眼周围出现应力集中而使套管的强度降低,套管
发生损坏。射孔对套管的影响非常大,为明确射孔参数对套管抗挤强度的影响,利用ＡＮＳＹＳ有限元软件建立了三
维射孔套管有限元力学模型,并分别建立了不同射孔参数的有限元模型进行有限元分析。研究结果表明,孔眼附
近的应力集中明显降低了射孔套管的抗挤强度,并且射孔套管的孔眼应力沿着布孔螺旋线发散,因此套管损坏最
易沿螺旋线发展。基于有限元计算结果进一步进行了射孔套管的正交数值试验,明确了射孔参数中相位角对套管
强度的影响最大,其次是孔密和孔径。通过回归拟合,结合正交数值试验,建立了射孔套管抗挤强度与射孔参数的
关系,为套管综合强度校核提供了理论依据。     

定面射孔套管结构动态响应分析及应用

定面射孔技术采用特殊的布弹方式,能在垂直于套管轴向同一横截面上形成多个射孔孔眼,改变井筒内同一横截面的井周地应力分布,制造射孔孔眼应力集中。它在造成地层应力集中和控制裂缝走向的同时也造成了套管局部应力集中,降低了套管的剩余强度。以解决定面射孔套管剩余强度评价和保障后续作业安全为目的,采用静力学分析、动力学响应仿真和试验测试相结合的方法,对定面射孔套管剩余强度综合分析研究,提出了以最大危险区域应力分布为依据的套管静力学剩余强度表达方法和以套管塑性应变区域体积与分布的套管结构剩余强度动力学响应表达方法,得到了不同参数下定面射孔的套管剩余强度。该技术的试验和应用为保障套管及井筒安全、大规模推广应用定面射孔技术奠定了坚实基础。     

稠油热采井注汽及油层出砂对套管的影响

对胜利油田单二区块稠油热采井注汽及油层出砂进行了有限元数值模拟研究,得出如下结论:(1)油层注汽引起岩层温度升高,套管应力增加,易造成套管轴线偏离,发生错断;(2)热采井出砂严重时,出砂区域地层软化,地层骨架失去承载能力,出砂区域内套管轴向应力为压应力,当超过极限应力时,易发生套管弯曲变形、错断和缩径;(3)随着出砂量的增大,套管射孔孔眼应力集中系数增大,当孔边应力达到套管材料的屈服极限时,会导致孔眼塑性破坏。     

短位移、浅垂深“反勾”型水平井钻完井技术

欢127-平2井为辽河油田第1口二开套管射孔完井的水平井,油藏埋深较浅。由于地面条件限制,水平段入靶位移192.61 m,为历年来辽河油田水平井中最短入靶位移。为满足油藏地质开发需要,钻井施工中采取了"反勾"型钻进,通过反向位移42 m,顺利地完成了水平段油藏的钻进及开发;施工过程中,井眼安全、套管下入顺利。"反勾"段钻井技术较复杂,施工难度大、井眼轨迹控制精度高、再加上地层较复杂,给轨迹控制带来了困难。介绍了该井工程设计、地质设计、主要技术难点、施工概况、井眼轨迹测量及控制技术等。实践证明,对于短位移、浅垂深的水平井钻进开发,实施这种"反勾"型方案是切实可行的。     

超浅层大位移水平井楼平2井钻井技术

为提高河南油田稠油储量动用程度，完善注蒸汽开发井网，增加油井热采产能，探索合理经济开发超浅层稠油油藏的新途径，在井楼区块部署了第1口超浅层中曲率大位移水平井——楼平2井。开展了表层定向、浅层松散地层中曲率井眼轨迹控制，中曲率井眼的入井管柱加压，钻井液体系配方和固井施工工艺研究。该井完钻井深530 m，垂深162.4 m，水平位移407.9 m，最大井斜96.28°，位垂比2.51，油层套管一次下至设计位置，固井质量合格，经蒸汽吞吐投产开发效果良好。该井及后续3口井的试验表明:在河南油田特浅松散地层，实施垂深162～185 m、井斜96°、位移410 m、位垂比在2.51以内的中曲率大位移水平井技术进行稠油开采是切实可行的。它的试验成功为国内其他同类油田的开发提供了经验。     

元坝101-1H酸性气藏超深水平井优快钻井技术

针对元坝高含硫气藏超深水平井钻井过程中存在的陆相高压层钻速慢、海相产层漏失严重、超深高温高压定向困难等问题,元坝101-1H井通过延伸气体钻井深度、应用扭力冲击器和直螺杆配合PDC钻头复合钻井技术,实现了陆相致密砂岩硬地层的有效提速;采用等壁厚直螺杆配合EM1316 PDC钻头,实现了海相高强度低研磨均质地层直井段有效提速;在水平段采用可调式抗高温螺杆,配合欠尺寸双稳定器稳斜钻具组合,既提高了复合钻进比例又保证了井眼全角变化率,效果相当于旋转导向钻井工具;采用双效防磨技术,减少了套管磨损,保证了管柱密封性能。现场应用结果表明,元坝101-1H井完钻井深7 971 m、垂深6 946.44 m,创元坝工区高含硫超深水平井完钻井深最深记录;钻井周期380 d,较设计周期缩短54 d、较前期开发评价水平井平均周期缩短149.92 d,提速效果显著,为同类井的施工提供了较好的经验。     

SHW01深水平井钻井工艺技术

新疆石西油田第一口水平井──SHW01水平井,φ339.7mm表层会管下深500m,φ244.5mm技术套管下深4013.37m。三开用φ216mm钻头,第一次在井深4060m造斜钻至4390.18m(井外角69°)卡钻,经多次处理无效,注水泥封固。第二次在4066.21m侧钻,用双弯和单弯螺杆钻具增斜,于4472.05m(井斜角88°)进入水平段。后用转盘钻、单稳定器钻具钻进,于4484.70m进入水平段窗口,并较好地控制了稳平钻进,因冬季施工和井下情况复杂,为确保安全提前完钻。完钻井深4800.10m,垂深4385.20m,开封角90.3°,闭合方位7.06°,水平位移550.33m,采用φ177.8mm×4288.43m+φ139.7mm×503.67m复合油层套管,油层段为打孔套管和普通套管相间的结构完井。     

大位移井钻井技术在渤海QK17-2油田开发中的应用

总结了国家863-820-09-01课题,海底大位移先导实验井渤海QK17-2地区4口大位移井钻井作业的经验,该项目在西区平台往东区钻4口大位移井,平均井深4551m,平均垂深2008m,平均水平位移3668m,平均井斜86°,平均水垂比1.83(最大为1.94)。该项目在渤海首次采用大位移井开发周边油田、大位移水平井技术批量钻开发井、水平井裸眼砾石充填完井、大斜度井水平井注水泥固井、松软地层大井斜及大井眼造斜及井眼轨迹控制、水基钻井液井壁稳定及井眼净化套管漂浮下入、水平井及大斜度套管磨损保护、MWD/LWD测量、扭矩摩阻计算及预测等10大技术,在此基础上,指出存在的问题及今后努力的方向,这对于渤海今后应用大位移钻井技术开发油田具有更加广泛的指导和借鉴意义。     

D2-19大斜度井钻井技术

D2- 19井是江苏油田为开发湖底油田,采用常规ZJ45钻机装备施工的1口位移与垂深比约为1的定向大斜度井。最大井斜角65°,完钻井深3046m,垂深2185.49m,井底位移1795m。介绍了该井在井身剖面设计、井壁稳定控制、井身轨迹控制、钻井液性能的维护处理、安全钻井技术等方面所采取的技术措施。实践证明,所采取的工艺措施是行之有效的,其复杂时效仅为1.8%,事故时效为0。该井的钻探成功,为利用常规装备和工艺技术施工位移垂深比约为1、井底位移在2500m以内的定向大斜度井提供了一定的经验。     

委内瑞拉奥里诺克胡宁区块丛式三维水平井安全钻井技术

委内瑞拉奥里诺克胡宁区块储层埋藏浅,地层疏松,丛式三维大位移水平井具有位移大(1 300 m以上),水垂比高(3.1~4.5),井眼曲率大(7°/30 m~10°/30 m)的特点,钻井作业面临井眼轨迹控制难、摩阻扭矩大、井壁稳定性差以及尾管下入困难等技术难点。为此,通过对平台内不同偏移距下的三维井摩阻扭矩分析、井眼轨迹优化设计、极限井深模拟计算以及钻井液体系与配方优选,有效解决了因垂深浅、水平段长引起的钻具摩阻扭矩大与托压问题,以及弱固结性疏松砂岩储层井壁失稳和储层保护等技术难题;采用漂浮下套管并配合井口加压的复合技术来解决套管下入设计深度问题。该研究成果在胡宁区块现场应用7口水平井,其中E3-23井完钻垂深仅375.3 m,而斜深为1 984.1 m,水平位移达1 688.4 m,水垂比达到4.5,成为目前已钻完井中水垂比最大的三维水平井。该项技术可为国内浅层油气田高效开发提供借鉴。     

川东北超深水平井轨迹控制方法优选

川东北地区海相气藏埋藏深,水平井垂深6700m,井底温度高(超过160℃),对水平井轨迹控制技术提出了较高要求.为了提高超深水平井钻井技术水平,中国石化在川东北超深水平井进行先导攻关.针对五开裸眼水平井的实际,文中从高温对定向工具的影响、超深对轨迹控制和钻具的限制等方面全面分析了川东北水平井钻井施工的难点,并针对性地从...     

ZH8Es-H5大位移水平井钻井技术

大港油田滩海地区2007年进入实质性开发,受地面条件的限制,为实现滩海油田少井高产、高效开发,采用了人工端岛丛式井为主的海油陆采方式,近两年来打出了诸多高水平的大位移水平井（最高位移垂深比3.92）。文中介绍了ZH8Es-H5大位移水平井实施过程中井身结构和井眼轨迹优化、摩阻扭矩预测与控制、井眼轨迹精确控制、保持井壁稳定及井眼清洁、大井斜长稳斜井段套管下入、环空ECD监测、井眼防碰、优质钻井液应用等多项先进技术或措施,对大位移水平井的设计、施工具有较高的借鉴意义。     

?193.7 mm 套管开窗侧钻分支井钻完井技术

曙125-H3 井位于辽河坳陷西部凹陷曙光低潜山曙125 区块,是一口利用复杂结构分支井技术提高单井控制储量的特殊工艺井。该井是国内首口?193.7 mm 套管开窗侧钻的分支井,存在井身结构复杂、井场位置受限、井深、水平段长、轨迹上翘等实施难点。通过井身结构优化、开窗位置优选、井眼轨迹优化实现了井身结构瘦身,节约了钻井投资,通过高压造斜器底座的研制与应用、钻具优选、钻进方式优化、紧后扩眼、强刚性钻具通井、弯管- 导管重入等技术解决了现场实施中的技术难点。该井的成功实施提供了一种新的分支井井身结构,可以有效降低钻井投资,提高单井井眼波及范围。