旋转尾管悬挂器的研制与应用

旋转尾管悬挂固井技术能解决尾管入井过程中的遇阻等复杂情况,并可提高水泥浆顶替效率和尾管固井质量,但该技术的核心旋转尾管悬挂器及其配套工具制造技术被国外公司垄断。为打破技术垄断,研制了具有自主知识产权的旋转尾管悬挂器。介绍了旋转尾管悬挂器的设计要点、结构和工作原理,并通过地面性能试验、液压丢手试验及模拟入井试验考察了旋转尾管悬挂器的各项性能。地面性能试验表明,旋转尾管悬挂器的坐挂压力、整体密封压力及承载能力均满足设计要求;液压丢手试验表明,液压丢手工具的抗拉和抗压能力均能满足设计要求,能实现液压、机械两种丢手功能;模拟入井试验表明,旋转尾管悬挂器能实现坐挂、丢手、旋转功能,各项技术参数与设计相符,达到了设计要求。现场应用表明,所研制的尾管悬挂器不但顺利实现了坐挂、丢手、旋转功能,还通过旋转提高了尾管固井质量。

大斜度井旋转尾管下入关键技术

针对大斜度井中尾管下入遇阻和不易下到位的问题,从降低管串旋转摩阻、提高管串抗扭能力和通过性等方面入手,研制了内嵌式卡瓦、高抗扭液压丢手、提高螺纹抗扭能力的止动环、低摩阻的树脂稳定器和高通过性的偏心引鞋等关键工具,并研究了最大安全扭矩设定方法、扭矩预测方法和旋转下入操作等现场应用关键技术措施,最终形成了适用于大斜度井的旋转尾管下入技术。室内分析表明,液压丢手抗扭能力可达45kN·m,止动环能使API螺纹抗扭能力提高1倍以上,低摩阻稳定器的动摩擦系数降至0.17。大斜度井旋转尾管下入技术在南海WZ6-12油田5口大斜度井进行了应用,顺利将最长1 290m的177.8mm尾管下入到位,最大井斜角达68.4°。研究结果表明,旋转尾管下入技术对解决大斜度井中尾管下入困难的问题具有显著效果。

旋转尾管固井工艺技术现状

旋转尾管能解决斜井和水平井尾管难下到位的问题。活动套管固井以提高固井质量的观点,已形成了普遍的共识,对于套管直接到井口的井比较容易实现,但对于尾管而言,悬挂器坐挂后就不能转动,但使用可旋转尾管悬挂器就能解决这一问题。文章介绍了旋转尾管固井技术的发展、旋转尾管固井技术的优点和所需条件及其操作特点。

巴基斯坦UEP油田牵制型旋转尾管固井关键技术

针对UEP油田三开尾管固井中旋转尾管悬挂器出现的送入工具脱手失败的问题,分析了该地区三开尾管固井存在的裸眼段砂岩与页岩交替存在、井壁不稳定,钻井液密度高、悬浮稳定性差,环空间隙小、套管易贴边和尾管短轻、抗扭能力差等技术难点,提出了集内嵌卡瓦、顶部封隔、反向牵制、旋转、液压丢手功能于一体的牵制型旋转尾管固井技术和关键技术措施,在RN-1和GD-1井尾管固井施工中应用成功,同时也对该地区今后尾管固井施工提出了针对性的建议。

国外旋转尾管悬挂器丢手工具分析

在尾管固井过程中,旋转尾管悬挂器能够通过旋转尾管,提高顶替效率进而提高固井质量。丢手工具是旋转尾管悬挂器的关键部件之一,能否将尾管顺利送到井内设计位置,坐挂后能否顺利丢手,在尾管入井和固井过程中,能否顺利旋转尾管,是检验丢手工具性能的关键指标。分析了国外几种旋转尾管悬挂器丢手工具的结构、工作原理和性能特点,为国内旋转尾管悬挂器丢手工具的设计开发提供参考。

旋转尾管固井技术在南海WZ12-2油田的应用

WZ12-2油田目的层段存在异常高压和裂缝性泥岩,钻井液密度高,断层交错,极易发生漏失,限制了固井时的泵压和排量,导致固井质量一直很难保证。而旋转尾管固井技术能够有效提高水泥浆顶替效率和固井质量。鉴于此,结合南海WZ12-2油田的实际情况,分析了旋转尾管固井施工的主要技术难点,阐述了尾管固井工具选择、工具参数设定、扶正器的选择和旋转尾管固井操作等关键技术措施,完成了A平台8口定向井的旋转尾管固井作业。与常规尾管固井作业对比结果表明,旋转尾管固井作业固井质量明显较高。本次现场应用实践对于旋转尾管固井工艺优化及其在大斜度井中的推广应用具有重要的意义,也为提高大斜度井和小间隙井固井质量提供了新的解决方法。

旋转尾管悬挂器轴承的研制及性能试验

介绍了旋转尾管悬挂器轴承的设计及在清水和泥浆状态下进行的模拟试验,对试验过程中出现的问题进行了分析,找出了轴承失效的原因,提出了改进措施,新试制的轴承经过性能测试,达到了设计要求。

国产旋转尾管悬挂器在国内的首次应用

旋转尾管悬挂器在海上和陆上油田使用广泛并取得较好效果,但该工具及其附件均为国外公司提供,国内研制的产品因各种原因一直没有在现场应用。介绍了国产旋转尾管悬挂器的结构特点和旋转尾管固井施工程序,根据东辛油田辛176断块难点,选择使用国产旋转尾管悬挂器并进行了相关计算,阐述了现场操作流程及固井施工过程。现场应用表明,胜利油田在东辛断块复杂井辛176-斜16井的尾管完井中,采用国产旋转尾管悬挂器固井施工,旋转正常,性能可靠,固井质量优良。

旋转尾管固井套管扭曲失稳分析

在深井中选用旋转尾管固井技术可以提高顶替效率和固井质量。分析了旋转尾管固井过程中套管扭曲失稳的原因;建立了套管扭转的力学模型;计算了固井作业过程中钻具的扭矩载荷及其变化规律;分析了由于套管扭曲失稳在全井段存在的危险点,并提出了预防措施;从理论上分析了影响旋转尾管固井过程中扭曲失稳的因素,并提出了在设计和施工中减小套管扭矩的措施,对现场应用具有指导意义。

旋转尾管固井关键技术分析

目前,国内有多家科研单位已经开始研究和生产旋转尾管固井工具,并得到成功应用。通过分析,总结出高载荷轴承、旋转丢手、旋转水泥头技术、扭矩预测和高抗扭螺纹等技术是旋转尾管固井的关键技术。对比分析了各项关键技术的优缺点,指出了全密封圆锥滚子式轴承、液压丢手工具、顶驱式水泥头等技术在各关键技术里具有一定的先进性,并指出旋转扭矩预测技术能更好地指导旋转尾管的现场施工。高扭矩螺纹技术的应用,增强了其在水平井、大斜度井内对旋转尾管固井施工的可靠性。

?193.7mm×?139.7mm旋转尾管悬挂器的研制与应用

为解决深井和超深井?139.7 mm小间隙尾管固井质量难以保证的问题,开展了?193.7 mm×?139.7 mm旋转尾管悬挂器和旋转固井技术研究。针对该规格工具设计空间小的难题,研发了大过流高可靠的坐挂承载机构、高动载的旋转轴承和高抗扭的扭矩传递机构等关键机构,并制定了相应的现场应用措施。内嵌卡瓦坐挂机构的承载能力达900 kN,过流面积较常规机构提高近33%;新型交叉滚子轴承在300 kN动载下的寿命达到6 h以上,扭矩传递机构的抗扭能力达33 kN·m。最终形成了?193.7 mm×?139.7 mm旋转尾管悬挂器技术,并在羊深1井、鸭深1井和TK874CH井等3口井进行了现场应用。应用结果显示:固井替浆过程中该悬挂器实现了尾管旋转,提高了水泥浆的顶替效率,达到了提高固井质量的目的。?193.7 mm×?139.7 mm旋转尾管悬挂器的成功研制为提高小间隙井固井质量提供了有效手段。

旋转尾管悬挂器轴承密封圈的有限元分析及结构优化

采用有限元分析软件ANSYS对旋转尾管悬挂器轴承的密封结构进行有限元分析,并进行参数及结构优化。应用ANSYS的PDS模块分析密封圈的几何尺寸对最大接触应力和最大等效应力的影响,得到对最大接触应力和最大等效应力影响最为灵敏的共同参数为唇夹角、密封圈宽度、密封圈长度、密封圈根部长度。应用ANSYS的优化设计模块对4个共同参数进行优化,得到优化序列。优化后密封圈与挡圈的最大接触应力增大了44%,最大等效应力降低了29.1%。

旋转尾管固井工具在超深水平井中的应用

超深水平井在施工中存在尾管串下入易遇阻、水平段固井质量难以保证2大技术难题。旋转尾管固井技术解决了尾管下入和固井期间尾管的扭矩传递问题,使尾管在下入期间遇阻时可以通过旋转方式实现解阻。从设备、套管、泥浆性能、施工工艺等不同角度分析了超深水平井影响尾管下入的因素,介绍了旋转尾管固井工具的工作原理,分析了永1-平1井尾管固井难点,提出了现场工艺要求及应急预案。

旋转尾管固井在普光气田的实践

川东北普光气田存在着多压力层系、压稳防气窜和防漏矛盾突出,高压气层的气窜、封固段长,混浆严重,顶替效率低的固井难点,严重影响了固井质量,制约了气田的开发建设。普光D-1井首次采用了旋转尾管固井技术,由于固井过程中可旋转尾管,提高顶替效率。因此极大的提高了固井质量,为气田的固井作业打开了新的思路,积累了旋转尾管的固井经验,为该区块气层固井提供了很好的指导意义。

莺歌海盆地高温低压定向井旋转尾管固井技术

南海莺歌海盆地某气田A15井是一口典型的高温低压定向深井,井底温度高、地层压力低、尾管固井环空间隙小,若采用常规尾管固井技术固井顶替效率低,易发生气窜和漏失,高温低压气层井段的封固质量难以保证。为提高该井尾管固井的质量,该井采用了旋转尾管固井技术和高温胶乳防气窜水泥浆体系,与优选出的油基钻井液冲洗液和隔离液配合,通过预测旋转扭矩和尾管的居中度,完成了该井高温低压储层段177.8mm尾管固井作业。高清扇区水泥胶结测井结果证实,该井尾管固井井段气水隔层和射孔井段封固质量达到良好,高压水层封固质量合格,与采用常规固井技术的邻井A9井相比,尾管固井质量大幅提高。A15井旋转尾管固井的成功,为南海莺歌海盆地高温低压定向井尾管固井质量的提高提供了一条新途径。

超深水平井中旋转尾管固井工具的应用

针对超深水平井的尾管旋转钻进,在阐述尾管下入影响因素的基础上,对旋转钻进所用固井工具的组成与原理进行分。并结合固井工具应用实例,得出旋转尾管固井工具的合理应用能有效解决尾管下入受阻难题的结论。

涠洲K油田复杂工况旋转尾管固井技术

南海西部的北部湾盆地涠洲K油田X1井是一口工况较为复杂的定向井,存在井斜大、裸眼段长、高温、储层压力衰竭带来的异常低压,同时具有较高的气油比等因素共同作用,给固井作业带来极大的挑战。由于φ177.8 mm尾管与φ215.9 mm井眼环空间隙较小,如果采用常规静态尾管固井技术固井顶替效率偏低,将会导致井下漏失和无法压稳地层,引起气窜,造成压力衰竭和高温目的层位的固井质量难以满足后期射孔开采的要求。为了保证复杂工况下油气水层间良好封隔,该井选择使用旋转尾管下入固井技术和抗高温早强防气窜水泥浆体系,同时优选新型油基钻井液冲洗液和隔离液,有效清洁滤饼,并且实现胶结面的润湿反转;使用软件对尾管旋转扭矩进行精确模拟和提高尾管下入居中度,完成了压力衰竭和高温目的层φ177.8 mm尾管固井作业。采用高清扇区水泥胶结测井仪器进行SBT扇区水泥胶结测井结果表明:油气水层实现了良好的层间封隔,全井段固井质量优,较邻近区块的K2井有了明显的改善,满足了后续射孔开采的要求。

旋转尾管固井技术在胜利海上油田的首次应用

旋转尾管固井技术能够显著提高尾管固井质量，越来越受到国内固井界的重视。近期，国产旋转尾管固井工具首次在胜利海上油田成功应用。本文介绍了旋转尾管固井技术在埕北11NC-1井的成功应用，为以后旋转尾管技术的推广提供了宝贵经验。

旋转尾管固井工具设计与研制

在分析旋转尾管固井的工艺基础上,论述了相关的旋转尾管固井所需条件,及其施工过程中需要注意的问题,最后针对转尾管悬挂器设计要点和具体的结构设计进行论述,希望能够有效提高深井尾管固井的技术。