薄壁尾管液压脱手装置的研制及应用

根据油气田勘探开发中钻深井、复杂结构井、大斜度井、大位移井等复杂井尾管固井作业的需要,研制了薄壁尾管液压脱手装置。装有薄壁尾管液压脱手装置的尾管串,可循环和承受旋转扭矩,脱手完成后即可进行尾管注水泥固井和对尾管重叠段早期挤水泥作业。薄壁尾管液压脱手装置的外筒壁厚与常规尾管壁厚相近,易于套铣沟通多底分支井眼与下部主井眼。应用结果表明,所研制的薄壁尾管液压脱手装置安全可靠、灵活实用,有利于提高尾管固井的质量和效率,并可以降低作业风险。

酸性气田开发中腐蚀对套管强度的影响

在酸性气田的套管服役过程中,酸性等腐蚀条件会引起套管的腐蚀,套管腐蚀都会降低套管的有效强度,从而影响套管的抗挤强度和抗内压强度。研究了腐蚀孔引起的应力集中对套管强度的影响。将套管的腐蚀孔看成是类圆形腐蚀孔,以弹塑性力学的知识建立了计算套管腐蚀孔引起的应力集中系数的数学模型,在此基础上建立了套管腐蚀后的剩余强度的计算模型。利用该文推导出的计算套管腐蚀后的剩余强度的计算公式,对影响套管强度的腐蚀孔参数进行了分析,分析了套管剩余强度随着腐蚀孔开口直径和腐蚀孔开口深度这2个参数变化而变化的关系。

海上无人简易平台双电潜泵完井技术

将原有双电潜泵系统的双Y接头管柱改为单Y接头管柱,并采用远距离变频控制技术,形成了海上无人简易平台双电潜泵完井技术。该项技术目前已在渤海多个边际油田或小油田的开发中成功应用,有效地控制了油田的开发费用,降低了海上油田开发的门槛。

加密调整水平井轨迹控制技术

随着渤海油田部分稠油区块已经进入开发中后期,加密调整水平井将在油田稳产、增产方面占据越来越重要的地位。但此类井井眼碰撞风险高、轨迹复杂、井下摩阻大,出于安全与时效考虑,海上油田通常使用国外先进的旋转导向工具进行钻井作业,不但成本高且无法大面积实施。为此,渤海油田开展了一系列轨迹控制技术研究,实现了全井段使用常规螺杆钻具完成此类井的目的。以一口难度较大的S形加密调整水平井为例,总结了加密调整水平井轨迹控制技术,为后续此类井的推广提供了经验。

Geo-Pilot旋转导向钻井系统在水平分支井中的应用

为了克服地层倾角大(5～8°)及油层深度比设计深度浅(着陆时发现油层深度提前了约10 m)的影响,渤海旅大27-2油田某并在φ216 mm井眼中使用了Geo-Pilot旋转导向钻井系统。在使用该系统中采取了钻头上部增加限流器、增大水眼面积和控时钻进等措施来满足作业要求,最终创下了渤海水平分支井井斜最大的记录,也刷新了Geo-Pilot旋转导向钻井系统在井斜95°以上井眼中钻出分支井眼的世界记录。事实证明:Geo-Pilot旋转导向钻井系统可用来解决在软地层中钻水平分支井出现的井下摩阻大、造斜困难等问题。

小井距密集丛式定向井防碰技术

越来越多的海洋、陆地的大型油田采用丛式井开发技术,随着大型油田的开发,丛式定向钻井技术得到了长足的发展和提高,平台的结构由2×2、4×4发展到5×7、5×8、4×10的丛式井平台,井距由2m×2m缩小到1.5m×1.7m。井距1.5m×1.7m在国内渤海最早采用,查阅很多资料,国外也没有发现如此小的井距。井数多、井距小导致小井距密集丛式平台定向井防碰问尤为突出。小井距密集丛式平台在渤海油田开发中占举足轻重的地位,本文介绍渤海油田海上油田小井距密集丛式井定向井防碰技术,该技术在渤海海上油油田开发中取得了巨大成功。

水下井口回接工艺在边际油田开发中的应用及改进

水下井口回接是海洋石油钻井工程中的一项特殊工艺。为降低开发成本,提高边际油田的开发效益,利用临时弃井的井进行水下井口的回接,并在此基础上建造小型生产平台是开发边际油田一项不错的选择。于1988年钻探的BZ34-3-2D井,试油显示较好,采用了保留水下井口的临时弃井。介绍了井口回接工艺以及该工艺在BZ34-3油田的应用中遇到的困难,对常规井口回接工艺进行了改进与创新,利用水下摄像技术观察水下井口情况,最终回接成功,对今后水下井口回接作业有一定的指导作用。

大型液压拆卸机的研制

针对在抽油机的修理过程中缺少专用设备完成变速箱齿轮、中尾轴承等大型总承件的拆卸这一难题,研制的大型液压拆卸机自动化程度高、操作简单、安全可靠,最大推力可达6.5MN。文章介绍了该机的主要结构、技术参数及工作原理。

页岩气储层纳米孔隙结构的研究方法及展望

页岩储层主要以纳米级孔隙为主,具有低渗透率,复杂的岩石组成,特殊的孔隙结构等特点。页岩气通常以吸附态和游离态广泛存在于纳米孔隙中,页岩的纳米孔隙结构特征是衡量与评价储层可压裂性与存储能力的重要参数。研究页岩气储层纳米孔隙结构对页岩气勘探、储层评价及后期开发具有重大意义。调研了国内外研究成果,综述了页岩气储层纳米孔隙结构的主要研究方法,同时分析了存在的问题,并针对页岩气的高效开发,提出一系列具有前瞻性的建议和研究方向。

PDC钻头厚层砾岩钻进技术探索与实践

为了降低海上钻井作业成本、提高作业效率,开发了PDC钻头厚层砾岩钻进技术。在保持普通PDC钻头快速切削性能的基础上,通过优选新型高强度PDC切削齿、改进钻头切削结构提高钻头的整体强度,通过采用后倾角渐变、力平衡设计、加强切削齿保护等方法提高钻头的稳定性,并且在使用中通过优化钻具组合、采用合理的钻井参数和"中低排量-中低转速-中高钻压"的平稳钻进模式预防PDC钻头在砾岩段的先期破坏,有效延长了钻头在砾岩钻进中的寿命。应用该技术实现了用PDC钻头在辽东湾一次性钻穿馆陶组和东营组上部疏松地层中垂厚近80m的砾岩段,有的井钻穿砾岩段后又直接钻下部中硬地层至完钻井深。采用PDC钻头厚层砾岩钻进技术,可以大量节省海上钻井作业时间,显著降低钻井费用。

埕北A22侧钻水平井四级完井技术

埕北A22井侧钻水平井采用四级完井技术实现了分支井眼与主井眼同时开采、扩大单口井的采油面积、提高采收率、降低开发成本的目的。该井首先在主井眼中下入易钻式膨胀管封隔器以及可回收式斜向器,对主井眼进行开窗作业,侧钻分支井眼,然后在分支井中下入筛管和尾管,利用特殊的内管胀封工具实现1趟钻具完成封隔器定位、胀封以及固井作业,确保分支井尾管与主井眼套管连接处的密封性。开发过程中可首先开采侧钻分支井眼,待新井眼的含水率与老井眼含水率接近时,再套铣、回收斜向器,连通老井眼,实现新老井眼合采,达到剩余油的高效开采。该井的成功完井为老油田的增产、稳产起到了保障作用。

疏松砂岩取心工具在南堡35-2油田的应用

南堡35-2油田储层主要为极疏松的粉砂岩,部分层位含有粉砂质泥岩,取心作业难度大,岩心收获率低。要提高取心收获率,取心工具的选择和使用至关重要。文章介绍了一套适合疏松砂岩地层的取心工具,分析了它的结构和工作原理,并结合在NB35-2-A11井的实际应用情况,对疏松砂岩取心作业中易出现的一些问题进行了探讨,一些经验教训可供类似作业参考。

南堡35-2-A6mh井复杂套铣工艺探讨

南堡35-2-A6mh井设计为一口多底水平分支井,下主支完成后,通过下入膨胀管,斜向器进行开窗侧钻上主支作业,并在上主支下入Ф177.8 mm尾管,然后套铣尾管及斜向器沟通上、下主支。介绍了NB35-2-A6mh井套铣尾管及斜向器的作业难点及现场施工作业中遇到的问题,探讨了该井未套铣成功的原因,并提出几点保证套铣作业顺利进行的建议,为以后海上4级完井作业中套铣尾管及斜向器提供借鉴和参考。

井下工具系统固液耦合动力特性研究

用有限元法推导了普通井下生产管柱的固液耦合振动方程,计算出管柱的固有频率,并与数值计算方法进行对比.对井下管柱系统进行有限元谐响应分析,根据实测的潜油电泵振动数据,结合谐响应激励载荷,进行动力学分析,计算出管柱稳定工作时的动载荷频率范围.结果表明,额定功率下潜油泵的振动以及原油的流动速度均不会对井下工具系统产生明显的振动影响.

导向器吊装断裂原因与改进措施

开窗侧钻井工艺中的导向器在吊装过程中发生断裂事故。分析材料的化学成分、金相组织、力学性能、热处理工艺及管柱受力。断裂原因是:吊装产生的动载荷使导向器受到较大的弯矩,弯曲应力瞬时超过了材料的许用应力;导向器凹槽表面高频淬火硬度较高,且存在缺陷。通过改变吊点位置,加强工艺措施并严格检验,可使该工具顺利吊装并入井。

球磨铸铁传压套断裂原因分析与预防

针对球磨铸铁传压套在使用时发生的严重断裂问题,从传压套断裂宏观形貌、金相组织、化学成分、微观缺陷、热处理工艺等方面进行分析研究,结果表明:球磨铸铁中石墨的球化程度低和球化效果差是传压套断裂的直接原因。通过对原材料添加稀土元素La,采用等温淬火2次孕育工艺及提高球磨铸铁强度等措施,解决了球磨铸铁传压套断裂问题,并提出了预防措施。