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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。 相似文献
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水下井口是深水油气钻井作业的关键装备,承受复杂多变的内压和外部载荷。目前,主要通过理论分析和数值模拟的方法,对水下井口进行强度分析。但缺乏水下井口压力测试的专用测试工装,无法真实反映水下井口系统及其配套工具承压作业时的安全性。针对此问题,本文考虑水下井口系统作业过程中的不同作业工况,针对水下井口不同作业阶段的内压载荷,分别设计了相应的专用测试工装。为保证工装结构的测试稳定性,采用有限元分析方法,建立测试工装有限元模型,开展了不同测试载荷下工装结构的力学响应分析。分析结果表明,水下井口专用测试工装能够开展不同作业阶段的承压能力测试,在测试过程中,工装结构各部件应力均未超出材料屈服强度。本研究可为水下井口测试工装的结构设计和优化分析提供技术支持。 相似文献
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对于“三低”储层及“薄”储层,大井斜使油层段暴露面积增加,油井产量提高;对于海洋石油开发,由于海上生产平台的空间限制,在有限的空间,有限的井数下,要最大限度地实现开发整个区块,大斜度定向井是有效途径,但是大斜度长裸眼定向井本身存在着井眼清洁,井壁稳定,下套管固井等问题,往往会出现很多的井下复杂情况。文中结合南海西部北部湾盆地涠洲11-1N油田A8大斜度双靶点深定向井的各井段施工技术,各井段钻井液的技术要点及技术措施,探讨了井眼轨迹控制,钻具组合优选,压差卡钻处理,岩屑携带,井壁稳定,下套管固井等问题,并有针对性地提出了相应措施。A8井的作业实践对今后类似井的作业具有很好的指导和借鉴作用。 相似文献
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莺琼盆地东方1-1气田B7hSa井是中海石油（中国）有限公司湛江分公司所钻的一口目的层埋藏较浅的浅层水平井,该井的作业过程比较复杂：Φ311.15 mm第二次开钻,第一个井段钻到目的层顶部后,由于地层的物性较差,打水泥塞回填整个井眼后,重新侧钻了第二个Φ311.15 mm井眼,造成井眼轨迹变化大,摩阻扭矩大;后续的Φ244.5 mm套管没有下到井底,留下677 m的 “口袋”,而在2 930～3 015 m井段存在一个必封的水层。后续经过广泛的技术咨询,结合项目的实际情况,决定采用水平井筛管顶部加尾管,对尾管段注水泥封固水层的工艺技术,最后高效完成了该井作业。为此,介绍了这套筛管顶部注水泥工艺技术的基本原理﹑管柱结构﹑主要的配套工具﹑配套工具的优化选择,详尽分析了整个工艺过程以及每项作业的重点、难点和相关措施,总结了该套工艺技术的方案设计和现场实践等方面的经验,以期为今后类似井的作业提供借鉴与参考。 相似文献
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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。 相似文献
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水深800 m以内的井,在永久弃井时必须把水下井口头系统从泥线以下约4 m切割回收,这是永久弃井作业的关键一环。在介绍坐压旋转式切割工艺及工具在现场应用中存在问题的基础上,以MOST配套螺杆马达的动力切割回收工具为例,分析了外悬挂深水水下井口头系统切割回收工具的优点。同时以南海某口井为例,对外悬挂深水水下井口头系统切割回收工具进行了现场应用。现场应用结果表明:外悬挂深水水下井口头系统切割回收工艺技术解决了坐压旋转式切割工艺及工具的诸多问题,保证了切割回收工艺技术的安全性和有效性。所得结论可为我国深水套管切割技术的进一步发展提供参考。 相似文献
