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套管与井眼间隙的要求

套管与井眼间隙的要求
套管与井眼间隙的要求

波动压力对套管与井眼间隙的要求

利用环空瞬态波动压力模型对一般工况下不同尺寸套管下套管时的套管与井眼间隙要求进行了研究。计算结果表明:

下入13 -3/8"套管的最小间隙可以为16mm;

下入10-7/8"套管的最小间隙可以为13mm;

下入9-5/8"套管的最小间隙可以为12mm;

下入7"套管的最小间隙可以为8.5mm。

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固井对套管与井眼间隙的要求(1)避免形成水泥桥的最小间隙美国的几家注

水泥公司建议套管的最小环隙为0.375in~0.5in,最好为0.75in。

(2)顶替效率与环隙的关系研究表明,要从窄边处把泥浆充分清除,居中度必须大于或等于67%,在直井段,0.4375in的环空间隙内仍可以获得界面胶结较好的水泥环。

(3)水泥环强度与间隙的关系资料调研表明,0.75in的环空间隙可以保证水泥浆的充分水化和有足够的水泥环强度;

要达到要求的水泥环强度,管子每边最小的环空间隙为0.375in~0.5in

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石油工作者必备--下套管与固井

193.什么是插入式固井? 答:插入式固井一般是在下大直径的套管时进行。套管下完后,在钻杆下边接一个插入接头,然后把钻具下入套管内。下完钻后,再把插入接头插在套管下边的插入座里边。水泥浆通过钻杆经插入座和引鞋返出,入环空。这就是插入式固井。 194.插入式固井与普通固井相比具有那些优点? 答:其优点主要是:1缩水注水泥浆时间和替钻井液时间;2可以有效地防止水泥浆与钻井液在套管内发生混浆;3由于水泥浆只经过钻杆,因此可以有效地防止套管灌“香肠”。 195.进行插入式固井都要做好哪些准备工作? 答:除做好普通固井的准备工作外,还要做好下列四项准备工作:1准备一套插入座与插入接头,并注意检查插入接头的密封圈是否完好,与插入座的内径是否匹配;2准备一个与钻杆外径和套管内径相匹配的扶正器,目前现场上主要用两种尺寸,和;3准备一块下钻杆时放在套管接箍上的钻杆吊卡垫叉,目前现场上也只用两种和;4为节约时间,防止固井前开泵困难在开钻之前,最好先把固井时用的钻杆接成立柱,以便下完套管后即可顺利下钻。 196.下套管之前都应该做好哪些准备工作? 答:1井眼准备,认真进行通井或划眼,处理好钻井液,保证下套管畅通无阻;2工具准备,包括套管吊卡,套管大钳(或钳头),灌钻井液管线及配合接头,管线上的控制闸门,遇阻时用的循环接头,相应尺寸的套管头及卡瓦,上扣用的旋绳及吊套管的绳索,套管扶正台及配件等;3材料准备,主要有水泥添加剂和水泥,备足固井用水;4技术措施准备,计算好水泥用量及替钻井液量,做好稠化及凝固试验,订好施工步骤;5设备准备,除固井车、供水车之外,井队的两大泵也必须完好,保证注灰、循环或钻井液时不出任何故障。 197.5"油层套管和技术套管在结构上都有哪些不同之处? 答:5"油层套管结构是:5"生铁引鞋+1或2个单根+回压凡尔+套管根数+磁性定位短节+套管数根至井口。 技术套管结构是:可钻式引鞋(有时内装回压凡尔)+1或2个单根+可钻式回压凡尔+套管根数+分级箍(有时也可不加)+套管数根至井口。 它们的不同之处就是:套管有时装有双级固井用的分级箍,而无磁性定位短节,所用回压凡尔一般都是可钻的,不必用磨鞋磨。5"油层套管多装一个磁性定位短节所用引鞋和回压凡尔一般都是不可钻的。不论是5"油层套管还是技术套管,在套管柱上都要装扶正器。

流花11-1油田大位移井尾管作业技术

第32卷 第6期 2010年11月石 油 钻 采 工 艺 OIL DRILLING & PRODUCTION TECHNOLOGY Vol. 32 No. 6Nov. 2010 文章编号:1000 – 7393 ( 2010 ) 06 – 0115 – 03流花11-1油田大位移井尾管作业技术 李文勇 韦红术 陈 斌 张 力 逄淑华 (中海油深圳分公司钻井部,广东深圳 518067) 摘要:为了将流花11-1-24C3ST02 大位移延伸井的?177.8 mm 尾管下到预定深度,采取了5项主要技术措施:(1)?215.9 mm 井段中采用了随钻扩眼技术;(2)?215.9 mm 井段中采用了旋转导向钻井技术;(3)首次应用了?177.8 mm 尾管漂浮技术; (4)首次应用了钻柱旋转头;(5)在?177.8 mm 尾管送入钻柱中使用了32柱加重钻杆。通过以上技术措施的实施,成功地实现了作业目标,为流花油田今后更高难度的大位移延伸井?177.8 mm 尾管下入作业积累了宝贵的经验。 关键词:尾管下入作业;大位移延伸井;海上油田 中图分类号:TE257 文献标识码:B Liner running techniques for extended reach wells in Liuhua 11-1 field LI Wenyong, WEI Hongshu, CHEN Bin, ZHANG Li, PANG Shuhua (Drilling Department , CNOOC Ltd. Shenzhen , Shenzhen 518067, China ) Abstract:To run a ?177.8 mm OD liner to the target depth in Liuhua 11-1-24C3ST02 extended reach well, five main technical measures were taken, which were drilling the ?215.9 mm open hole with reaming while drilling technique; drilling the ?215.9 mm open hole with rotary steerable drilling technique; first applying floatation technique in running the liner string in South China Sea; first taking SWIVELMASTERTM to run the liner in China; utilizing 32 joints of ?139.7 mm OD high weight drill pipe in upper section to increase available slack off weight. By the measures above, the ?177.8 mm OD liner was successfully put in the target depth, and valued experience was obtained, which would make the operator more confident in future to treat more difficult extended reach wells in Liuhua field. Key words: liner running operation; extended reach well; offshore field 作者简介: 李文勇,1995年毕业于西南石油学院,现任大位移延伸井钻完井技术顾问。电话:0755 – 26022440。E-mai l :l iwy4@cnooc. https://www.doczj.com/doc/9217923230.html, 。流花11-1油田位于中国南海珠江口盆地29/04 作业区块,水深310.75 m ,钻井转盘补心海拔高度 28.96 m ,钻井转盘补心距离海底泥线339.71 m ,采用 半潜式钻井平台南海挑战号进行开发。 流花11-1-24C3ST02是一口老井侧钻的大位移 延伸井,采用水下钻井基座的C3槽口对流花11-1 油田主开发区的东南方向的块状礁灰岩B1层段进 行开发。该大位移延伸井计划在?244.5 mm 生产 套管内的1490.4~1494.4 m 测深位置开窗,然后钻 ?215.9 mm 裸眼到3855 m 测深(1229.11 m 垂深), 以钻井转盘面为基准面的水垂比为2.30(以海底泥线为基准面的水垂比为3.18);裸眼段长2364.6 m ,其中井斜角大于86°的井段高达2055 m (占裸眼井段总长的86.91%);计划?177.8 mm 尾管顶部深度为1470 m ,并预留5 m 的口袋,尾管总长2380 m 左右,超过?244.5 mm 套管窗口深度890 m 左右,然后钻?152.4 mm 裸眼到4662.4 m 测深完钻并采用裸眼完井方式完井,最后安装电潜泵和油管进行生产。1 施工难点Difficulties in operation (1)垂深浅,?215.9 mm 井段的转盘面水垂比高

固井对钻井要求

需要钻井单位配合内容 1)井底发生漏失的井,固井前进行堵漏作业,堵漏后要求做地层承压试验,满足水泥浆上返要求; 2)井队提供真实地破试验数据,钻进过程中发生漏失和堵漏情况,下套管前按照工程设计要求做地层承压试验; 3)严格按照规范进行通井、下套管、循环洗井等工作,为固井提供一个良好的井眼; 4)为保证固井套管居中度,177.8mm技术套管要求目的层每3根安放一个弹性扶正器,非目的层每10根安放一个弹性扶正器;139.7mm套管目的层每3根安放一个树脂扶正器,非目的层段每10根安放一个弹性扶正器。由于2019年测井新添SBT测井项目,对套管居中度要求较高,因此井队严格按照要求加放扶正器; 5)下套管过程及中途循环过程发生漏失、遇阻等复杂情况,井队记录好套管下入位置,漏失情况,及时汇报; 6)固井前循环期间,若发生漏失,钻井队及时请示甲方下一步施工方案;若无法建立循环的井,经甲方批准后采取正注反挤技术措施,井队提供不少于30m3的泥浆,用于大排量冲刷目的层井段; 7)固井前循环要求:套管到位后,小排量低泵压顶通,0.3-0.5m3/min小排量循环出环空泥浆量,泵压和排量稳定的情况下逐步提升排量,达到循环泥浆上返速度不低于1.2m/s,原则上循环时间不低于2个循环周,循环过程中调整钻井液性能,在保证钻井液密度波动在±0.02g/cm3基础上,降低粘度至45-50s,钻井液循环均匀,循环压力稳定,振动筛无泥饼、岩屑后进行固井施工; 8)固井前,井队保证备水充足,满足固井施工要求,备好多余泥浆罐收集固井返出的泥浆和水泥浆; 9)按设计要求生产套管固井,替浆采取清水替浆,井队提前清洗泥浆罐,做好备水准备,按设计排量替浆,若井队因泥浆罐无法单独隔离储备清水,导致无法实现大泵替清水,需提前告知固井队,经固井队更改固井方案,经甲方审批后采用双车替浆; 10)固井期间,井队电工现场值班,保证供电连续;

下套管和固井作业

下套管和固井作业 1 下套管作业 1.1 下套管准备 1.1.1 进入井场的套管按下井顺序进行卸车,卸车一律用抓管机或吊车进行(卸套管时作业人员要站在安全位置)。用吊车进行卸套管作业时要办理三级作业许可,并组织召开相关作业人员交底分工会。将套管在管架上分层摆放(不超过三层),用管架挡销或铁丝捆绑固定好套管。 1.1.2 钻井队技术员与工程监督共同对到井套管进行验收,并清点到井套管的数量,逐根进行登记。 1.1.3 钻井队负责对到井的套管(包括短套管、联顶节)进行逐根通径,采取气驱通径规通套管时,严禁人员处于套管通径规出口前方,控制好气量大小;技术员负责对到井的套管(包括短套管)进行丈量和编号(丈量人员要选好站位,防坠落伤害)。 1.1.4 钻井队技术员负责对到井的下套管工具及附件进行验收;作业人员准备好套管密封脂。 1.1.5 接好灌钻井液装置,备好套管与方钻杆变扣接头。 1.1.6 装好井口装置,未安装环形防喷器的井应换装套管闸板芯子;检查地面所有的设备符合要求。 1.1.7 安装好专用套管液压大钳。 1.1.8 准备φ25.4mm长度15m的扶正棕绳一根;φ15.9mm长度10m绳套1根;专用吊带2根。 1.1.9 在钻台大门处拴一根φ25.4mm长度合适的防碰兜绳;装好猫道套管防滑装置。 1.1.10 钻井队长组织作业人员进行作业前安全分析,共同识别装、下套管作业过程中存在的风险,以及防范措施,办理三级作业许可,进行下套管作业安全、技术措施交底,并分工明确,尤其要明确在使用气动绞车提升套管入鼠洞过程中,防止钢丝绳、套管等刮碰吊卡活门的措施。 1.1.11 冬季下套管作业时,应对地面高压管线、立管、水龙带、泥浆泵、灌浆管线等采取防冻措施。距离套管母接头1.5m内除霜、除雪。

KHW801水平井窄间隙套管柱下入工艺

第26卷第5期2004年10月 石油钻采工艺 OILDRILLING&PRODUCTl0NTECHNOLOGY V01.26No.5 Oct.2004 KHw801水平井窄间隙套管柱下入工艺 范志国徐秀杰于建克 (新疆石油管理局钻井工艺研究院定向井公司,新疆克拉玛依 刘成 834JDoo)(江汉石油管理局钻井工程处,湖北潜江433123) 由于地质结构复杂,KHw801水平井在进人水平段之前多次调整井眼轨迹,井斜超过70。的井段长达120m,致使在陇15.9mm井眼中下入仍177.8mm套管难度较大。通过建立套管串下人的力学模型、优选套管串结构、优选下套管前的通井钻具结构、调整钻井液具有良好的润滑性和流变性等措施,确保了D177.8mm套管顺利下入到井眼中。 1KHW801水平井概况 1.1井眼情况 KHw801水平井是新疆油气田公司在准噶尔盆地西北缘布置的一口水平井,该井设计井深4631m,水平段长500m,待开发的目的层是风城组油藏。D215.9mm钻头钻达地质靶窗A点,下入D177.8mm尾管,封隔住斜井段复杂地层。用D149mm钻头钻穿水平段,在水平段采用欠平衡钻井工艺,裸眼完井。实际完钻井深4803m,水平段长553m,井身结构见图l。 9339.7mm×507m 历444.5删×507m 巧244.5mm×3153m 巧311.2mm×3153m H\尾管悬挂器2956.49m H巧177-8mm×4250m f|!:l19215.9啪×4250m I呱I |\、{:N竺竺骂 【.j、~一~————————————L 导眼巧215.9mm×4613m 图1KHw801井的井身结构 由于KHw801井所处地质结构复杂,可参考、对比的地层资料少,在实钻过程中多次调整地质靶窗,特别是井斜达70。以后的3次调整地质靶窗(见表1),增加了井眼轨迹的控制难度,也为珏177.8mm套管在D215.9mm井眼中下入增加了风险。 表1睨15.9mm井眼套管下入的井眼轨迹 1.2套管下入的技术难点 从表1可见,大斜度井段长,超过70。的井段近120m,最大狗腿度达28.58(。)/30m,大幅度地增加了套管下人的摩阻,致使套管在下人过程中容易黏卡,建议套管在井内静止时间不易过长。 2技术准备 2.1套管摩阻的分析计算 为准确计算套管的摩阻,以预测实钻井眼套管柱下入的可能性及选择合适的下人方法,推导出摩阻力学模型和数学模型,利用计算机软件对套管下人摩阻进行了分析,分析步骤:(1)选择滑动阻力较小的扶正器;(2)确定实际扶正器的间距;(3)计算每一扶正器处的侧面载荷;(4)计算扶正器的偏移量;(5)确定2个扶正器间套管的扰度;(6)计算总的摩阻力;(7)如果摩阻力太大或居中度不够,就要改变扶正器的间距;(8)重复第2步,直到使居中度比较高而摩阻比较小为止。 2.2套管管串的设计 为提高套管串的强度,保证套管在下入过程中受到较大载荷时不被损坏,人井套管选用高钢级的P110套管,梯型连接扣。尾管悬挂器是xG245×178(C)型,这种悬挂器多次在水平井上应用,它最大载荷可达1300kN。所用的扶正器是刚性纺锤形扶正器,其特点:一是将套管与井壁间的线接触变为 作者简介:范志国,1984年毕业于江汉石油学院钻井专业,现主要从事水平井、定向井技术服务工作,高级工程师。电话:0990一69777lO。  万方数据 万方数据

四川盆地顶驱下套管技术

IADC/SPE 155694 顶驱下套管:提高施工安全和效率 Zhang Hongying,SPE,He TaO,Wang Na,liu Guanghua,SPE,Zou lianyang,Huang Y anfu,中石油研究院北京石油机械厂 摘要 下套管是钻井施工中的一个重要步骤。随着水平井和大位移井的增多,为了防止套管串卡钻的发生,迫切需要一种技术,能够在下套管的过程中循环钻井液和旋转套管。这篇文章介绍了顶驱下套管技术(TDCR)。该技术能够满足下套管过程中的各种挑战。中国西南四川盆地所打的水平气井计划下入7寸套管,该施工由于地质条件复杂存在难度。顶驱下套管技术成功的将套管下到了目标深度。顶驱下套管技术使得在长的水平段遇到复杂情况时能旋转、活动和循环,是成功作业的关键。 顶驱下套管技术的好处还有利用了顶驱精确控制套管的上扣扭矩,这对于优化扣的上扣是非常重要的。下套管过程中遇到不稳定地层可以开泵循环保证井眼的稳定,避免了复杂情况的发生。由于省去了扶正台,减少了非生产时间,提高了安全和效率。顶驱下套管技术将成为下套管作业的主角并且在将来获得更加广泛的应用。 介绍 传统的下套管技术通常使用一些专用的工具,比如套管动力钳。在下套管的过程中不能循环、旋转和上下活动套管。在复杂地层可能会发生缩径、垮塌和岩屑沉积,导致下套管失败。据统计,下套管过程中49%的非生产时间是由于缩径和卡钻造成的。为了避免缩径和卡钻,最有效的办法就是循环,而这正是传统施工方法的瓶颈,不能同时循环和活动套管串。并且要花较长时间转换为循环模式。下套管时为了套管内外压力平衡,每下入几根就要灌浆一次。这种方法很不方便又耗费劳力,并且容易漏灌,从而影响下套管质量。并且如果套管遇阻需要起出所有套管,另外组合钻具进行划眼和通井。然后重新下套管,这样既费时又效率低下。顶驱下套管技术的引进打破了施工中的各种难题。它把顶驱钻进的优点带到了下套管施工中。下套管过程中遇到不稳定地层可以开泵循环保证井眼的稳定,避免了复杂情况的发生。顶驱套管施工意味着自动化程度的提高和劳动强度的降低,因而提高了安全和效率。 顶驱系统作为一项主要的油田钻井技术研发于1980年,已经成为标准技术取代了一次只能接一根钻杆的方钻杆和转盘系统。它的主要优点还有更好的处理钻具和内防喷器操作。还能在钻进和起下钻过程中旋转钻具和循环,减小了卡钻和其它井下事故发生的机率。 九十年代开始,套管灌注工具和循环工具的出现改变了日常的施工流程,大大的缩减了灌浆时间,被广泛应用到在海上和陆地套管作业中。 二十一世纪初始,一项新技术给下套管作业带来了变革。这项新技术整合了套管钳和灌浆与循环工具,通过顶驱能实现下套管作业,被称为顶驱下套管技术。它已径成功地应用在了海上和陆地来应对工程上的挑战,被认为是工业上最具有价值的技术之一。顶驱下套管充分利用了顶驱的优点,实现了套管上扣的自动控制,并且能够在循环钻井液和上下活动套管串的同时旋转套管,降低了卡套管和井下复杂情况的机率。顶驱下套管工具还被广泛地应用在套管钻井作业。该工具扩大了顶驱的应用范围实现了各项作业的整合。该项技术的应用极大的降低了下套管过程中井下和地面出现复杂情况的机率。提高了下套管作业的质量、安全和效率,降低了钻井成本,在将来的应用和继续提高上有着极为广阔的前景。 设备和操作流程 除了钻机和其他设备,顶驱下套管操作主要依靠顶驱和下套管工具。与此同时,在设备机

资料页岩气技术套管固井首战告捷.doc

**页岩**固井队技术套管固井首战告捷 本网讯(通讯员屈勇季泽祥)4月8日23时,随着现场指挥最后的收工哨声响起,第一固井公司**项目部**页岩**固井队圆满完成了长宁H8-3井的Φ244.5mm技术套管固井施工。 克服六种新难题。为保障首次技套固井施工的顺利完成,在公司及项目部领导的关心支持下,该固井队努力克服了“六新”等诸多难题,较好的完成了生产任务。一是设备新。此次施工采用的设备是新引入的2台杰瑞产100-30型水泥车,为保证此次固井任务,项目部领导急现场之所急,特意邀请了杰瑞的设备管理人员到该队进行设备培训,并在施工现场中保驾护航;二是驾驶员新。此次使用的主力设备的驾驶员均为第一次驾驶100-30型水泥车,该队组织学习了山路行车技巧等相关交通培训,进一步提升驾驶员的驾驶能力与水平;三是区块新。长宁页岩**区块也是该队进入的一个全新区块,长宁H8-3井,是我公司在页岩**固井市场打响的第一枪,;四是道路新,由于长宁H8平台地处于蜀、滇、黔三省交界之处,道路曲折,弯多路窄,人多且当地居民以摩托车为出行工具,作为**工程车辆,车体大存在很多视线盲区,为出车造成很大的风险,该队为保证固井施工,提前组织,尽量避开当地居民赶集时间,为提高行车安全未雨绸缪;五是人员组合新。该队人员来自**项目部乌审旗、靖边、

**及海外项目部,该队通过加强对员工的培训教育,使大家近快适应了各岗位之间的配合;六是地层新,长宁页岩**地质分层及岩型、岩性都是一个崭新的区域与挑战,该队技术人员多次与甲方地质监督和二录现场人员联系与沟通,加深学习,为水泥浆体系配方及施工做充足准备。 生产超前运行。为保证此次技套固井施工任务,项目部根据公司及项目部的安排,明确分工,精心运筹,确保各项准备工作超前运行,把计划严格落实到生产作业每个环节。从细节入手,严格执行各项标准,从施工前的现场规划、施工过程控制到施工结束后的环境管理,坚持做到高标准、严要求,各项管理逐步实现了规范化、制度化。在设备管理上,作业人员严格落实巡检制度,人人做到“四懂三会”;在岗位落实上,严格执行岗位责任制,做到事事有人管、件件有落实,不以任何借口影响工作指令的执行。 强化生产组织。4月7日晚上19:30分,固井施工队伍从基地出发,行驶八个小时后达井场,针对井场小、设备设施摆放困难等困难,带队干部合理安排车辆摆放位置,及时与钻井队沟通,并召开了施工前生产技术协调会。从摆放车辆到施工结束历时20个小时。由于当天下大雨,整个施工过程都在雨中进行,全体施工人员衣服全部都湿透了,完成施工后的车辆只能等到天情了才能下山。但大家没有一名怨言,较好的完成了施工任务。

水平井内套管柱下入过程的数值模拟

石油机械 一28一CHINAPETROLEUMMACHINERY2010年第38卷第3期.I设计计算◆ 水平井内套管柱下入过程的数值模拟+ 陈勇刘飞张兴国陈若铭陈森强钟智慧 (西部钻探工程有限公司克拉玛依钻井工艺研究院) 摘要利用有限元软件建立了水平井中弯曲井眼段套管柱下入的力学模型,动态模拟了水平井眼造斜段内套管柱的下入过程,并对套管柱在下入过程中的受力情况进行了分析。结果表明,套管柱进入弯曲段后,最大等效应力首先发生在套管柱的底部,随着套管柱下入深度的增加,套管上的等效应力值不断变化,同时套管柱在下入过程中会发生塑性变形。下入过程中,由于套管的弯曲和阻力作用会促使套管与井壁呈交错接触状态。大曲率井眼中管柱下井所需的下入力比小曲率井中所需的下入力要大,这与实际的管柱下入过程相吻合。井眼的摩阻条件对套管的安全下入有较大影响,光滑的井眼条件产生的摩阻力更小,更加有利于套管柱的下入。 关键词水平井套管柱下入过程数值模拟 0‘引言 目前,水平井技术已成为一项成熟的钻井技术,并以很快的速度推广和普及,已成为提高油田勘探开发综合效益的重要途径。一般来讲,水平井井身剖面包括垂直段、造斜段和水平段3部分。在造斜段,井身处于弯曲状态,位于造斜段的套管柱随井身一起弯曲,受到重力、浮力、摩擦阻力和弯曲应力等各种力的作用,受力情况十分复杂。套管柱能否安全顺利地通过水平井弯曲段,关系到水平井钻完井的成败¨曲1。 对套管下入问题的研究主要存在2种分析计算方法:一种是解析模型计算法,另一种是计算机数值模拟技术,即有限元仿真技术"qJ。由于套管在下人过程中所受工况的复杂性,导致解析模型无法精确地求出所需结果,而计算机数值模拟技术已成为研究油气井工程问题的一种有效手段,并在各行各业得到了广泛应用。笔者利用有限元软件建立了水平井中弯曲井眼段套管下人的力学模型,动态模拟了水平井眼造斜段内套管柱的下人过程,对套管柱在下入过程中的受力情况进行了分析,得到了套管随井眼轨迹的弯曲变形以及套管与井壁的接触情况,进而确定套管在水平井中的可下人性。其分析结果可为实际工程提供参考。 1有限元模型的建立 在有限元力学分析时,不可能完全考虑所有的影响因素,笔者对该模型做了适当简化:①设定井壁为刚性;②套管柱下入初始时刻,管柱轴线与井眼轴线重合;③井眼形状规则,设定井眼的弯曲部分为空间斜平面上的一段等曲率圆弧;④不考虑起下钻时的动载荷影响。 为了尽可能地模拟实际的套管下入过程,必须考虑到套管柱与井壁的相互作用。建立如图l所示 图1套管下入的有限元模型 l—套管;2b井壁。 的套管一井壁接触模型,套管钢级为N80,套管外径177.80mm,壁厚8.05mm,其屈服强度为551MPa,弹性模量E=2.05×105MPa,泊松比为 ?基金项目:国家自然科学基金资助项目“基于数值模拟的复杂地层地应力场反演研究”(50774063)。万方数据

内插法固井(借鉴分享)

(二)插入法固井工艺 插入法固井工艺一般用于大直径套管固井,是用下部连接有浮箍插头的小直径钻杆插入套管的插座式浮箍(或插座式浮鞋),与环空建立循环,用水泥车通过钻杆向套管外环空注水泥。采用该工艺注水泥能减少水泥浆在套管内与钻井液的掺混,缩短顶替钻井液时间,同时水泥浆可提前返出从而减少因附加水泥量过大而造成的浪费和环境污染。 1. 插入法固井工艺流程 插入法固井工艺套管结构为:插入式浮鞋+套管串(也可以为:引鞋+1根套管+插入式浮箍+套管串)。钻杆串结构为:插头+钻杆扶正器+钻杆串。插入法固井工艺流程:注入前置液→注入水泥浆(见图)→替入钻井液(替入量比钻杆内容积少0.5m3)→放回压检查回压凡尔是否倒流→上提钻杆循环出多余的水泥浆(见图)。 注水泥 水泥浆 钻井液 钻杆 套管 扶正器 插座式浮鞋

下入钻杆,插头插入插座, 注入水泥浆替泥浆结束,起钻循环 2.插入法固井的有关计算 (1)套管串浮力计算 大直径套管固井一般是表层套管固井,要求水泥返出地面,固井施工后,管外环空全部为水泥浆。为了保证套管不被浮起,套管串所受的浮力F f 必须小 于套管串的重量G t 。 套管串所受的浮力F f 的计算公式: F f = S w Hρ s g×10-7 (1) 式中 F f —套管串所受的浮力,kN S w —套管外截面积,cm2 H—浮箍深度,m ρ s —水泥浆密度,g/cm3 g—重力加速度。 套管串重量G t 的计算公式: G t = qH×10-3+ S n Hρ n g×10-7 (2) 式中 G t —套管串重量,kN q—每米套管重量,N/m H—浮箍深度,m S n —套管内截面积,cm2 ρ n —套管内泥浆密度g/cm3 g—重力加速度。 要保证套管串不被浮起,需满足G t ≥F f 。若计算后G t ≤ F f ,必须加重钻 井液,即加大ρ n 的值,以提高套管串的重量G t ,使G t ≥F f 后方可施工。因此, 必须进行钻井液“临界密度”ρ min 的设计。“临界密度”是指替钻井液结束时, 套管串所受的浮力F f 与套管串的重量G t 相等时套管内钻井液的密度。计算方法 是把(1)和(2)式整理后(g取10)即可得出。 “临界密度”ρ min 的计算公式: ρ min =(S w ρ s -q×10-3)/ S n (3) 式中ρ min —临界密度 g/cm3 在做固井设计时,设计替入泥浆的密度ρ s 要大于临界密度ρ min ,实际应 用中,一般按: ρ s =ρ min +(0.1~0.2) (2)钻柱坐封压力的计算 由于插入法固井内管(钻柱)和浮箍的连接是通过插入接头和浮箍插座用插入的方法连接的,所以若不在密封球面与承压锥面之间施加一定的压力,在施工中就会在反向压力的作用下钻具产生“回缩”,造成密封球面与承压锥面之间“脱开”,而失去密封作用。因此,在设计中进行坐封压力的计算是非常必要的。 坐封压力F z 的计算公式为: F z =P max S m ×10-3 (4) 式中 F z —密封球面与承压锥面之间施加的压力(坐封压力) kN

固井技术规定

固井技术规定 第一章总则 第一条固井是钻井工程的关键环节,其质量好坏不仅关系到钻井工程的成败和油气井的寿命,而且影响到油气田勘探开发的整体效果。为保证固井工程质量,特制定本规定。 第二条固井工程必须从设计、准备、施工、检验四个环节严格把关,采用适合地质特点及各种井型的先进固井工艺技术,确保质量,达到安全、可靠、经济。 第三条固井作业必须按固井设计执行,否则不得施工。 第二章固井设计 第一节设计格式与审批 第四条固井设计格式按勘探与生产分公司发布的《xx井xx套(尾)管固井设计》要求执行。 第五条固井审批程序按勘探与生产分公司发布的《中油股份公司勘探与生产工程技术管理办法》执行。 第二节套管柱强度要求 第六条套管柱强度设计方法SY/5322-2000执行。其中,在高压气井和超深井的强度设计时,必须考虑密封因素。 对安全系数的要求见下表数据。 系数名称安全系数 抗挤安全系数≥1.125 抗内压安全系数≥1.10

抗拉安全系数管体屈服强度≥1.25 螺纹连接强度直径244.5mm及以上套管≥1.6 直径244.5mm以下套管≥1.8 第七章套管柱抗挤载荷计算在正常情况下按已知产层压力梯度、钻井液压力梯度或预测地层孔隙压力值计算。遇到盐岩层等特殊地层时,该井段套管抗挤载荷计算取上覆地层压力梯度值,且该段高强度套管柱长度在盐岩层段上下至少附加50m 第八条套管柱强度设计应考虑热采高温注蒸汽过程中套管受循环热应力的影响。 第九条对含有硫化氢等酸性气体井的套管柱强度设计,在材质选择上应明确提出抗酸性气体腐蚀的要求。有关压裂酸化、注水、开采方面对套管柱的技术要求,应由采油和地质部门在区块开发方案中提出,作为设计依据。 第三节冲洗液、隔离液和水泥浆要求 第十条冲洗液及隔离液 1、使用量:在不造成油气侵及垮塌的原则下,一般占环空高度的300~500m。 2、性能要求:冲洗液和隔离液能有效冲洗、稀释、隔离、缓冲钻井液,与钻井液及水泥浆具有良好的相容性,并能控制失水量,不腐蚀套管,不影响水泥环的胶结强度。 第十一条水泥浆试验按SY/T5546-92执行,试验内容主要包括:密度、稠化时间、滤失水、流变性能、抗压强度等。

套管柱在水平井弯曲段的可下入性

第25卷第1期1997年3月 石 油 钻 探 技 术 PET R OL EU M CR IL LI NG T ECHN IQ U ES V ol.25,N o.1 M ar.,1997 钻井技术 套管柱在水平井弯曲段的可下入性 王德新 于润桥 (山东东营 257062) (河北固安 102700) 提要 套管柱在水平井弯曲段随井眼弯曲产生较大的弯曲应力和受到较大的摩擦阻力,有可能产生强度破坏、密封失效、稳定性破坏而不能下入。下套管前应对套管柱通过弯曲段的可能性加以判断,其准则是:(1)下套管通过弯曲段时,套管柱在直井段的浮重应大于总摩阻;(2)弯曲应力与拉应力之和小于套管的最小许用应力;(3)在弯曲段套管柱不发生屈曲变形;(4)螺纹密封不应失效。经判断套管柱不能通过弯曲段时,可用不封固井底的完井方式(如裸眼完井及其变种形式)。 主题词 下套管 水平井 弯曲井眼 摩擦力 浮力 套管应力 套管变形 密封 完井 水平井的出现与兴起给油气勘探和开发带来新的生机。但水平井中的钻柱及套管柱受力分析比较复杂。在水平井弯曲段(主要是大斜度井段),钻柱、套管柱要随井眼一起弯曲,除受到重力、浮力作用外,还有摩擦阻力、弯曲应力等附加力作用。井眼曲率半径越小,附加力越大。在短曲率半径水平井中可使用柔性钻杆钻进。但在没有柔性套管的情况下,普通套管柱能否顺利通过水平井弯曲段,关系到水平井的完成方式,应根据套管柱的受力分析加以判断。 一、主要问题 套管柱在通过水平井弯曲段时受力较复杂,会出现直井段中不可能遇到的一些问题: 1.套管柱通过弯曲段时随井眼弯曲承受弯曲应力作用。弯曲应力随井眼曲率半径的减小而增加。弯曲应力有可能超过其钢材强度的极限,引起套管的破坏。 2.套管基本上属于薄壁管或中厚壁管。套管柱随井眼弯曲变形时,即使弯曲应力未超过钢材的屈服极限,但由于套管丧失稳定性而形成椭圆状套管截面。因椭圆的短轴小于套管公称尺寸,故某些工具无法下入,这是后续生产所不允许的。套管柱弯曲严重时也有可能产生屈曲变形破坏。 3.套管接箍处的螺纹在随井眼弯曲时产生弯曲变形,有可能引起套管柱的密封失效,这也是后续生产所不允许的。 4.井眼弯曲时套管柱紧贴下井壁。进入水平段后套管柱会完全贴在下井壁上,此时,套管柱与地层的接触段很长,地层对套管柱的摩擦阻力相当大,可能使下套管受阻;也可能因套管刚性很大使套管柱卡在井眼的弯曲段而无法下入。 这些问题是直井段中所没有的。在水平井中,井眼的曲率半径越小,上述问题出现的几率越大,问题越严重。套管直径越大,问题也越多。对于某些水平井来讲,采用下套管完井是相当困难的。 二、受力分析 套管柱在水平井中除受重力、浮力之外,在弯曲段还要受到地层摩擦阻力、套管弯曲应力。水平井中重力和浮力的计算与直井中基本上相同。 1.摩擦阻力 在水平井水平段和弯曲段,套管柱贴向井壁的下侧。地层和套管柱接触产生摩擦阻力。摩擦阻力的合力方向是沿套管柱的(在直井段,摩擦阻力方向是垂直的)。摩擦阻力的大小与地层岩石的摩擦系数有关,与地层和套管柱的接触长度有关,也与井眼的倾斜角度有关。套管柱受到的摩擦阻力的计算模式较多,在实际应用中可根据具体情况选用。 在水平井的水平段和弯曲段,地层对套管柱的摩擦阻力将比直井中大许多。要想继续下套管,按近似计算方法,水平段以上套管柱的浮重必须大于总

海外石油钻井下套管与固井安全注意事项

海外石油钻井 下套管与固井安全操作规程 一、下管套 下套管的方法有多种。目前,国际上普遍采用的是得 克萨斯绳索法。这种方法操作简单、工作效率高而又安全;其特殊之处就是套管扣吊卡及扶正在套管扶正台处进行、 从场地上拉套管利用游车、单根提升吊卡,而不用猫头或 吊车、我们推荐采用得克萨斯绳索法下套管。 无论采用哪种下套管方法,其整个过程的安全注意事 项基本相同。首先,下套管的安全注意事项与下钻杆的基 本相同。下套管需要特别注意的是要安全地从场地上拉套 管和正确使用套管扶正台。 下套管前,必须做好充分准备。准备好的绳套、绳环等,其端部应固定牢靠,长度应适中,无破损或断丝并保 证强度。套管扶正台或临时搭成的工作台应固定牢靠,整 个台面任何处都能承受2000牛顿的力,扶正台上的栏杆应 完好无损,其要求与二层平台栏杆相同。 要认真检查游动系统、死活绳头,保证完好并能承受 所下套管可能遇到的最大负荷。刹车应灵活。检查并润滑

套管钳和套管吊卡。尤其是下尺寸较大、较深的套管,更 要引起高度重视。 下套管前的最后一次起钻期间,要注意把钻具均匀、 紧凑地摆放在钻杆盒上,以使钻台通往大门坡道留有足够 大的通道。 钻台大门坡道口的两边应有两根具有足够强度的兜绳桩。兜绳桩根牢牢地焊接在钻台上。桩柱螺纹与桩根连紧;桩高1—1.2米S桩柱上端应有便于绑缠兜绳的小环。兜绳 的一端绑在一根桩柱上;另一端缠在另一根桩柱上。 当套管公接头将到达钻台面时,司销操作必须放慢; 套管公接头到钻台面时,卸护丝动作要快,卸护丝的手在 护丝两边转动而不得伸到护丝端面,以免摆动的套管与钻 台面接触砸到手。缠在立桩一端的兜绳要慢慢松开。兜绳 的长度要够,但要注意不能缠到人。 夜间下套管时。要有充分的照明。注意场地与钻台之 间的联络。任何人都要注意避开大门跑道、大门坡道及其 周围。套管护丝不得随便往钻台下面甩,应由适当强度的 棕绳串好,用气动或电动绞车放至钻台下面在钻台上扣吊 卡时,周围的人要躲开。

全漂浮旋转下套管技术在大位移井中的应用

Journal of Oil and Gas Technology 石油天然气学报, 2018, 40(6), 53-58 Published Online December 2018 in Hans. https://www.doczj.com/doc/9217923230.html,/journal/jogt https://https://www.doczj.com/doc/9217923230.html,/10.12677/jogt.2018.406119 The Application of Rotary Casing Running Technology with Full-floating in Extended Reach Wells Zhixin Tian1, Zhiwei Wang2 1School of Petroleum Engineering, Yangtze University, Wuhan Hubei 2Panyu Operations Company, CNOOC Ltd., Shenzhen Guangdong Received: Sep. 30th, 2018; accepted: Oct. 28th, 2018; published: Dec. 15th, 2018 Abstract By taking the rotary casing running technology with full-floating in extended reach wells (ERWs) of Panyu Oilfield in the east of South China Sea, this paper analyzed the problems and difficulties in the process of Φ244.5mm casing running in long open hole section, such as large deviation, long open hole section, more intercalation, high wall friction, easy formation leakage, and so on. The necessity of introducing the full floating rotating casing technology was expounded, the working principle and main equipment of the technology were introduced, and the operation characteristics and application effect of the technology were analyzed.The results indicate that when full-floating and rotation casing is run into the casing string, the load of hook is increased, the resistance point is passed smoothly, the fault is passed safely and smoothly, the lost circulation and differential pressure sticking are not occurred, and the Φ244.5 mm casing in the long open hole section is successfully lowered to the design depth. It can be used to improve the casing run-ning technology of long open hole in ex tended reach well. Keywords Rotary Casing Running Technology with Full-floating, Extended Reach Well, Top Drive System, Eccentric Floating Shoe

深井固井井眼准备及下套管技术

深井固井井眼准备及下套管技术 川庆钻探工程公司工程技术处二0一0年七月二十七日

第一部分井眼准备及下套管技术 一、井眼准备 川渝地区地质构造复杂,地层承压能力低及井漏普遍存在,为确保套管柱下入和注水泥施工的安全顺利进行,因此井眼准备是下套管及注水泥施工作业前的最重要的工作之一。 1、地层承压能力试验 固井施工作业前应了解和掌握地层的三条压力曲线,即地层压力、地层漏失压力和地层破裂压力,固井施工最理想状态是使整个管柱环空当量液柱压力,大于地层压力而小于地层漏失压力,上述几条压力曲线是设计固井施工参数(水泥浆密度、注替排量等)的最重要依据。地层压力和地层破裂压力可通过钻井设计和实钻资料了解和掌握,而地层漏失压力多数情况下不得而知,常常需要对地层做承压试验来了解。在下套管作业前,通常采用三种方式对地层进行承压试验,即井口憋回压(其前提条件:在不发生静止井漏或循环井漏的情况下,井内静液柱压力与憋压值之和折算为当量泥浆密度应小于上层套管鞋处地层破裂压力梯度,否则不能采用)、加重钻井液摸拟固井施工压力和加大循环排量摸拟固井施工压力,或上述几种的综合应用,如龙岗构造、九龙山构造、七里北构造等各构造的井普遍进行了承压试验,根据试压结果最终确定施工方案和施工主要参数。 2、堵漏及提高地层承压能力

为了满足固井施工安全和固井质量要求,对于实钻中发生井漏和承压试验发生漏失的井,都必须进行堵漏作业。针对不同漏失性质分别采取颗粒级配的复合堵漏材料、随钻堵漏材料和注水泥堵漏等多种方法。九龙山构造的龙16井、龙17井和铁山坡构造的坡1-X2井等在下生产套管前,都耗费了大量物力、财力进行了长达数十天的堵漏及提高地层承压能力工作。 3、钻井液性能处理及循环 固井施工作业前,钻井液性能是否得到优化处理和调整以及充分有效的循环对于固井作业安全和提高固井质量的严重影响愈来愈受到固井界工程技术人员的高度重视。充分认识到钻井与固井是两套不同的钻井液性能要求,钻井主要重视钻井液对砂屑的携带、悬浮和对井壁保护的能力,而固井则要求其具有较低的粘切和屈服值,使其易于被顶替;注水泥前对钻井液充分有效的循环有助于破坏其结构力、改善其流动性和对井筒的清洁、净化,更有利于确保施工安全和进一步提高水泥浆顶替效率。固井施工设计中即规范了固井对钻井液性能和钻井液的循环要求,彻底改变了以前固井前不管泥浆性能好坏,下完套管开泵正常即施工的习惯做法。 4、通井 针对目前川渝地区所钻直井、定向井、水平井及井身结构情况,按照摸拟入井套管柱的刚性、尺寸的原则,规范和制定了从

超深井下套管固井技术

超深井下套管固井技术 摘要:随着勘探开发的不断深入,深井、超深井数量越来越多,套管的下深也越来越大,对下套管技术也提出了越来越高的要求。在各次下套管前,认真通井做好井眼准备、调整好钻井液性能。下套管作业中严格执行制定的技术措施,保证了各次套管顺利下到预定井深。 关键词:超深井套管设计、下套管钻井、固井工艺。 典型举例: 一、超深井套管设计 (一)超深井主要应解决6个方面技术难点: (1)井深结构的局限性导致固井质量难以满足要求。 (2)技术套管磨损严重,导致下部钻进困难。 (3)套管柱设计难以完善,固井工具可靠性差。 (4)地下水质变化大,导致水泥石的腐蚀严重。 (5)井下漏失和井涌问题等井壁稳定问题突出。 (6)穿越高压层和低压盐膏层、含硫地层。 (二)套管设计 现在虽然有成熟的设计方法和设计标准但由于外在的计算条件难以确定,深井套管柱设计依然是一项困难的工作。经常发生这样的情况:按照规范设计很好的管串,在以后的生产过程中出现挤毁、破裂、变形、磨损等问题。

例如:克参1井的地层压力高达124MPa,完井选用V150、P110和NKT140梯形扣套管,试油时套管发生破裂。因此,超深井的套管设计、应适当增加安全系数,并对各种生产条件全面衡量,经过谨慎权衡后,确定最终的外载条件。用于超深井固井的主要工具、附件有内管注水泥工具、分级注水泥接筛、尾管悬挂器、浮箍、浮鞋、扶正器。扶正器对于保证顶替效果、提高固井非常重要,它的重要作用有两个:套管居中和造成局部紊流。按以下原则:(1)套管鞋部位下入1~2个扶正器。(2)油气层段及上下50m内,每根套管加1个扶正器。(3)在大肚子井段,每根套管加一个扶正器。(4)其他井段酌情下入扶正器。 二、水泥浆和前臵液设计 深井、超深井的水泥浆密度一般较高,因此,在密度一定的情况下,最重要的性能就是失水控制了。由于配制一定密度的水泥浆所需的水灰比小,所以,少量的失水就会对水泥浆性能特别是稠化时间和粘度产生极大影响,因此API失水最好在50m以内或更低。深井、超深井中往往难以采用紊流固井技术。当套管尺寸大时,虽然顶替排量较大,但由于环空容积大水泥返速较低,当套管尺寸小时,由于流体摩擦阻力大,顶替排量小。这两种情况都难以实现紊流固井。因此,最现实的方法是:低返速固井和大排量顶替固井。最佳的顶替原则是保证水泥浆在环空的壁面剪切应力接近30MPa。如果井下条件不允许,至

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