油田套管范文

油田套管范文（精选7篇）

油田套管 第1篇

在国内各大油田, 不法分子卸开油井套管气外接管线上的卡箍或管子端部的丝堵偷盗原油、灌装大气包的现象时有发生。为了保障正常生产, 减少油气流失, 目前, 各油田普遍采取方式是将丝堵和卡箍焊死, 见图1。

丝堵和卡箍被焊死后, 确实在一定程度上减少了油气被盗现象的发生。但是, 当油井要实施测试、加药、热洗等工艺措施时, 就要在焊接位置进行三级工业动火将焊缝割开, 此项工作危险系数较高, 维修工劳动强度较大。为解决这一难题, 我们研制了一种新的套管气防盗装置。

2 新的套管气防盗装置

如图2, 新型套管气防盗装置由油管接箍1, 阀座2、6, 游动阀芯3, 内管4, 三通阀体5, 出口管线7和接头8组成。

如图3, 三通阀体5呈“T”型, 一端在接头8处通过卡箍与套管闸门连接;一端与出口管线7连接, 利用套管气顶死阀芯, 防止套管气外泄;一端与内装有防破坏伞帽的油管接箍1连接, 用于测试、洗井时使用。

1.油管接箍2, 6.阀座3.游动阀芯4.内管5.三通阀体7.出口管线8.接头

内管4呈中空柱形, 管体一侧设有气液出口, 出口始终与三通的进出口管相对, 防止发生位移;内管4在两端阀座2、6的挤压下形成井液密封空间。游动阀芯3两端设有和阀座配合的锥形密封面, 在内管4内, 游动阀芯3可以作一定距离的移动;正常工作时, 装置的出口管线7和下端的接头始终连通套管气, 游动阀芯3停留在左侧, 和阀座2之间处于密封状态。游动阀芯3在管子内部, 不法分子很难触及并实施破坏。防盗装置安装示意图如图4所示。

工作原理:当洗井、加药时, 工作管线接在油管接箍1处, 打开套管阀门后, 游动阀芯3在高压泵车的液力推动下向另一侧移动, 当阀芯滑过内管4的进液口后, 即可进行加药、洗井等工作。当油井测试时, 游动阀芯3被测试枪子弹爆炸时产生的压力推向另一边, 油井套管空间相通, 声音传播通道被打开, 从而完成测试工作。

加药、热洗、测试等工作完成后, 关闭进液侧的套管闸门, 卸松外接管线, 轻开油套连通侧的套管闸门, 游动阀芯3在套管气的压力下被推向液体进口侧, 与阀座2密封, 从而防止井内套管气外泄。

3 现场应用情况及效果

自2013年10月17日起, 该装置分别在濮城油田25#计量站、46#计量站、99#计量站、20#计量站、69#计量站的200余口井上投入使用, 年累计节约人工成本、材料费用及挽回不法分子盗油损失近34万元, 保证了油井的正常生产, 消除了井口动火的安全隐患。现场安装情况如图5。

4 结语

油田套管气防盗装置结构简单、操作方便、防盗性能好, 既杜绝了井口频繁动火带来的火灾隐患, 又满足了油井洗井、加药、测试等工作条件, 具有较高的推广价值。

摘要：目前油田普遍采用的套管气防盗措施存在一定的局限性, 文中介绍了一种新的防盗装置, 介绍了该种装置的结构组成、工作原理、应用效果, 现场使用证明, 该装置符合生产现场特点, 具有安全、经济、有效的特点。

油田套管检测与修复技术研究 第2篇

1 油田套管损坏的原因

石油套管的损坏有着各种各样的原因, 其损坏的方式可以大致分为套管变形、套管破裂、套管错断和套管侵蚀穿孔, 一般情况下套管的损坏方式以变形和错断为主, 研究表明, 石油套管的损坏是多种因素共同作用的结果。

(1) 井眼处围岩的应力集中, 当产生的应力较大时, 将会对固井水泥层和套管产生较大的反作用力而导致套管损坏。

(2) 地层岩石的蠕动和膨胀作用, 有些岩石当遇水后会发生蠕动和膨胀作用, 而固井套管的存在而阻碍了这个作用的发生, 这样就增加了套管的负荷最终导致套管的损坏。

(3) 在固井的过程中, 由于顶替液和固井水泥浆之间的密度差异而导致了套管内外的压力差, 以及固井的顶替效率低而产生的气孔, 都会导致套管的损坏。

(4) 在石油钻井和采油的过程中, 要经常的起下钻杆和进行井下作业, 例如钻水泥塞以及老井修复, 都会对套管产生磨损。

(5) 在油田开采的过程中, 由于不合理的注水而导致的地层压力过大, 或者层与层之间的压差较大, 将会导致套管损坏。

2 油田套管损坏预测与检测方法

利用统计学理论并结合油田的实际, 通过广泛的收集资料, 美国的南帕斯地区油田研究出了预测该地区套管损坏情况的统计学公式:

式中:df-计算的损坏指数;d-油井的寿命;D-与断层互相接触的井的井深;y-修井的年限;g-修井的年限。

经过计算得到套管较小的井的损坏指数df小于0.5, 可以实现套管修复的套管的损

套管检测的内容包括许多方面, 主要有套管的内径、套管壁厚的变化大小、有无破裂和裂纹、有无穿孔以及套管的椭圆度等方面。而对应的套管检测方法主要有机械式直接接触测量法、电热检测方法、声波检测方法和电磁检测的方法。大庆油田使用的铅模打印印痕的测量方法应用效果较好。通过使用这种方法可以迅速的确定油田套管损坏的种类、损坏的部位以及套管的最小通井。该方法操作简便、设备简单、检测效率较高。

3 油田套管修复方法

油田套管的损坏类型有许多中, 由于套管的损坏类型和损坏程度的各不相同, 所以对应的修复措施也不尽相同, 在油田套管的修复过程要“对症下药”, 采取最适合和有效的方法。

3.1 变形套管的修复

对于油井套管变形的情况, 修复时一般采用的是先整形, 后加固的方法。在修复过过程中, 使用套管膨胀工具将套管的变形部位基本修整到原先的形状, 由于在套管在整形后强度将会降低, 为了解决这个问题, 可以使用下入稍微小点的套管加固受损部位。这种方法对于变形套管井的修复可以说是一种经济有效的方法, 在具体的使用过程中, 可以分段套管加固等方法来完成变形套管井的修复作业。

3.2 油田套管破损、有裂纹、孔洞的修复

通过重复挤水泥的方法可以对固井套管的漏失进行封堵, 但是这种方法操作困难, 难于实现, 现阶段采用该方法时一般的重复挤水泥的压力是较小。当下入小套管补贴修复的方法不能够使用时, 可以使用下入封隔器或者下入整段的小直径套管的方法将油田套管损坏部位堵住。金属波纹管补贴的方法适用于套管变形不是很大, 出现小缝隙和孔洞的套管损坏。在具体的实施工程中, 首先要将金属波纹管套牢在拉伸管上, 并将金属波纹管牢牢的固定住, 再通过特殊的工具将金属波纹管下入到油井套管损坏的地方。通过水力液压的作用吗, 将金属波纹管膨胀并紧紧地贴到受损部位。这样通过将金属波纹管紧紧的贴住套管受损部位, 这样就可以将受损套管修复。

3.3 油田套管错断井的修复

通过利用原套管就地挤水泥固井的方法可以现实套管错断井的套管修复工作, 该方法主要适用于在错断套管的位置以上还没有固井, 而且在错断的上下位置相差不大, 在该方法的实施工程中, 首先要将设计好的一部分水泥浆, 注入套管内部, 然后返到到错断套管处上部的环形空间, 在固井水泥浆凝固之前, 活动套管将套管对好, 当固井水泥浆凝固后, 通过下入铣鞋的方法将套管打通, 各项指标合格后就可以进行生产了。

3.4 报废井的修复

在油田的报废井中, 余留在井中的套管是用炸药打断的, 断口形状极不规则, 在修复的过程中首先要使用套管刀将套管断裂处, 割出一个规则的形状来。而且要求切割的位置最好要在每一节套管的中部, 切口必须形状规则整齐。然后用冲击管将井眼的杂物清洗干净。最后下入带有套管连接器的新套管, 通过这个套管连接器可以将新旧套管完整的连接起来, 当套管连接好后, 注入固井水泥浆固井, 各项指标检验合格后即可投入生产。

4 结束语

近年来随着井深的增长、井的结构也越来越复杂, 油田上套管的损坏也越来越严重, 油田套管的检测与修复技术的研究也显得尤为重要, 本文分析了油田套管损坏的原因以及相应的预测与检测方法, 最后通过分析了几种有效的套管的修复方法, 通过做好油田套管的检测与修复技术, 来为油田节约成本, 进一步的提高油田的经济效益。

参考文献

[1]姜道民.套损井变形受力及整形工具结构的优化研究, [硕士学位论文].黑龙江大庆:大庆石油学院.[1]姜道民.套损井变形受力及整形工具结构的优化研究, [硕士学位论文].黑龙江大庆:大庆石油学院.

[2]刘玉凤.哈里伯顿套管检测仪器的技术特色[J].石油仪器, 2004 (3) :40-41.[2]刘玉凤.哈里伯顿套管检测仪器的技术特色[J].石油仪器, 2004 (3) :40-41.

[3]陈强.一种新型套管磨损表面形貌检测装置的研制及应用[J].润滑与密封, 2007 (04) :161-163.[3]陈强.一种新型套管磨损表面形貌检测装置的研制及应用[J].润滑与密封, 2007 (04) :161-163.

浅析油田油套管腐蚀与防治 第3篇

1 影响油套管腐蚀的因素

管材冶金的特性及其服役的环境经常会引起油套管腐蚀。管材的化学成分与热处理及材料组织结构属于其特性;介质p H值及流速、温度及压力、溶液成分和浓度等属于管材的服役环境。管材与硫化氢、二氧化碳等腐蚀介质接触时, 会发生环境敏感性开裂和失重腐蚀。根据腐蚀介质可分为:溶解气体腐蚀、溶解盐类腐蚀及细菌腐蚀等。

1.1 溶解气体腐蚀

碳钢会因油气田水中溶解的氧而引起腐蚀。如果溶液中氧的含量低于1 mg/L, 就有可能引起严重的腐蚀, 溶液同时含有二氧化碳和硫化氢时, 腐蚀速度会升高。而有氧浓度、压力及温度都是影响氧腐蚀的主要因素。氧浓度与氧扩散势垒影响碳钢在油气田水中的腐蚀速度。碳钢表面光洁, 腐蚀速度快;而在腐蚀过程中, 腐蚀产物膜逐渐增多会起到扩散势垒的作用, 腐蚀速率会逐渐降低, 最终达到稳定。

1.2 细菌的腐蚀

油套管中环套空间的液体是相对静止的。环套空间中的细菌会因其中注水的深度的增加、温度的升高, 而进行滋生和繁殖。盐酸盐还原菌、铁细菌及粘液菌是其中常见的细菌, 盐酸盐还原菌的腐蚀度最严重, 几乎占全部腐蚀的一半以上。盐酸盐还原菌以有机物为营养, 温度每升高10℃, 生长速度就会增加1.5~2.5倍, 但到达一定的温度就会受到抑制或死亡。油田企业会因这种细菌聚集物和腐蚀产物进入地层, 可能引起地层堵塞, 以致导致注水压力上升引起注水量减少, 影响油田的产量。

1.3 溶解盐的腐蚀

碳钢的腐蚀率会受到油田水中溶解盐类的腐蚀。在中性及碱性盐溶液中, 碳钢主要受到氧去极化腐蚀, 但会产生钝化膜进行保护, 因此比在酸性盐溶液中受到的腐蚀较小。

1.4 温度、p H值及流速对油套管的腐蚀分析

1.4.1 温度的影响

为了减少烃类气体的挥发与原油的泄漏, 通常会对采油井口采取密封措施。然而, 封闭系统中的温度升高会促使溶解气体分压增大, 又会导致碳酸氢盐分解出二氧化碳加快腐蚀。同时, 缓蚀剂也会因温度的升高分解而失效。

1.4.2 p H值的影响

电化学的氧化还原反应是金属腐蚀过程的本质。这种反应与溶液中的离子浓度有关, 也与溶液的p H值有关。p H值<4时, 碳钢表面的三氧化二铁覆盖膜就会溶解, 碳钢就会与酸性介质直接接触, 腐蚀速率快;p H值在4~10时, 腐蚀程度主要取决于氧扩散过程, 受p H值的影响较小;p H值在10~13, 碳钢随p H值的升高, 三氧化二铁就会转化成有钝化性质的γ-Fe203保护膜, 腐蚀速率就会降低;p H值过高时, 碳钢表面的钝化膜又会溶解成可溶性的Na Fe O2, 腐蚀速率就会加快。

1.4.3 介质流速的影响分析

管材的腐蚀也会受到介质流速的影响。A3钢受流速的影响分析:流速小于2m/s时, 腐蚀速率会随流速的增大而加快;流速为2m/s左右时, 腐蚀速率最高;流速大于2m/s时, 腐蚀速率受流速的影响不大。P110钢受流速影响的分析:流速的增大会加快腐蚀程度。

2 油田油套管防治腐蚀技术分析

2.1 使用耐腐蚀管材

防治油套管腐蚀的主要措施之一就是选用耐腐蚀管材。选用管材时, 不仅要考虑其成分和生产工艺, 又要考虑其最终性能和理化性能设计, 同时, 成本也是选材要考虑的因素。对油套管的服役环境进行全面分析, 考虑腐蚀类型与严重程度, 各种腐蚀因素的交叉作用, 并确定井况和不同阶段的腐蚀程度;选定的材质进行腐蚀测定, 考虑技术的可行性与经济因素, 最终确定最佳材质。

2.2 涂镀层防治腐蚀技术分析

通过在管材表面涂镀耐腐蚀涂层, 能够有效避免管材在极其严酷与复杂环境下, 与腐蚀介质的隔绝, 起到防治腐蚀的效果。金属覆盖层、非金属覆盖层及化学转化覆盖层是涂镀层油套管防治腐蚀采用的措施。容易腐蚀的金属表面被耐腐蚀的金属或合金完全遮盖起来属于金属覆盖层保护。它包含电镀、热镀、渗镀、化学镀和物理及化学气相镀等。有机涂层和无机涂层称为非金属覆盖层。磷化处理、氧化处理、钝化处理称为化学转化膜覆盖层。由于油气井作业具有很大的复杂性, 以至于使用防腐涂层虽然能极大提高油套管的抗腐蚀能力, 但仍有很大的限制。

2.3 电化学防治腐蚀技术分析

阳极保护与阴极保护是根据电化学保护的保护原理划分的。而阳极保护应用较少。阴极保护分为两种情况:外加电流阴极保护与牺牲阳极阴极保护。把被保护金属与直流电源的负极连接, 利用外加阴极电流实施阴极极化, 达到防治腐蚀的目的即阴极保护。把一个电位更负的金属, 与被保护金属的阳极相接, 使被保护金属阴极极化, 从而达到保护的目的即牺牲阳极阴极保护。运用不同的阴极保护须根据油套管的材质不同和油套管的服役环境不同而决定, 目的都是减缓和防止油套管的外壁遭到腐蚀。

2.4 化学防治腐蚀技术分析

通过加注化学保护液, 具有缓蚀、杀菌与防垢的效果, 改善注水井水质进而达到防治腐蚀防垢的效果。种类不同的腐蚀介质和被保护金属应选择不同的缓蚀剂。

结语

油田油套管腐蚀与防治的研究, 对油田的经济效益和社会效益具有重要意义。油田腐蚀环境各不相同, 油套管的腐蚀程度与防治技术都有其局限性, 应准确分析油套管的服役环境, 研究油套管在不同条件下的腐蚀规律, 才能准确防治油套管的腐蚀。

摘要：油田的发展会受到油套管腐蚀的影响。油田注水井中的套管普遍受到溶解气体、细菌、溶解盐等的腐蚀, 油套管腐蚀还会受到温度、p H值和流速的影响。油田高矿化度水的二氧化碳电化学及SRB仍有一定的腐蚀。流体的冲刷磨蚀及油管连接处的缝隙腐蚀都与油套管的腐蚀形态有一定的关系。

关键词：油套管,腐蚀,防治

参考文献

[1]郑振兴.注水井套损机理与理论模型研究[R].中国石油大学, 2007.

油田套管变形检测机器人研究 第4篇

油田的钻井中敷设的管道对套管的每个截面的直径有严格的要求, 如果将局部变形后不符合要求的套管敷设在钻井中, 可能会导致钻头的断裂而在造成重大事故, 因此在敷设前需对套管进行检验筛选, 现在通常的做法是工人将绳子从12m的套管的一端甩到另一端, 拴上近30kg的通规, 将通规从管中拉出来, 如果通规能通过, 即算合格, 而且还需两个工人在套管两端用皮尺测量管道的长度, 一个工人记录, 这种检验方式费时费力, 且劳动强度大, 本文研制的套管变形检测机器人采用独特的径向轴瓦检测技术和摩擦驱动技术, 有效地解决了套管在挠度变形或局部变形情况下的直径和长度检测的难题。该设备结构简洁, 测量精度高, 并实现了自动测量和自动记录, 减轻了油田工人的劳动强度, 提高了检测的准确率。

2 套管内径检测机器人结构设计

本文设计的机器人可适应的管径变化范围是118mm～125mm, 当机器人进入内径不断变化的套管内, 需要调节内径检测装置以及驱动装置来适应管径的变化, 为了保证机器人在测量的过程中行走自如、准确稳定, 设计了如下装置, 其结构如图1所示。

机器人主要由驱动机构、测量机构以及辅助行走机构组成。为了对套管的全断面进行内径检测, 将检测头部整个圆均分为四个轴瓦2, 轴瓦2通过直线轴承随滑动轴7沿径向自由滑动, 压缩弹簧9将轴瓦2紧压在被检测管壁之上, 以适应管壁的直径变化, 直线位移传感器1与轴瓦2相连, 用来检测管壁直径变化。驱动部分由电机5带动与蜗轮同轴的行走轮6在被测管壁了摩擦滚动组成, 从动轮10首先起辅助支撑作用, 同时用来实现测量套管的长度, 通过编码器记录其转动的圈数并将圈数换为套管长度。压缩弹簧9实现驱动机构适应管道内径的变化, 行走轮6由片簧3提供弹力, 紧压在被测套管内壁, 可以保证机器人行走过程中与被检测管内壁保持滚动摩擦。

3 机器人工作原理

该机器人采用电机驱动蜗轮, 蜗轮带动同轴的摩擦轮作为行走轮, 并采用压缩弹簧将行走轮和辅助行走轮紧压在被测管壁上, 可以适应不同管径的要求。检测头采用4组完全一致且沿圆周均布的轴瓦组成, 并采用压缩弹簧将轴瓦紧压在被测管壁上, 用来适应管径的实时变化, 并通过相应的直线位移传感器来检测实时管径。套管长度检测是通过将辅助行走轮上编码器的角度位移转化为直线位移来实现。

4 力学分析

前进状态时机器人的传动机构和受力情况如图3所示。

由传动关系有:

式中:n, nm分别为行走轮、电机转速, r/min;

r为行走轮半径;

i为蜗轮蜗杆传动比;

w为行走轮角速度, rad/s。

由 (1) 、 (2) , 机器人的前进速度v为:

后退状态时, 机器人与前进状态完全类似, 其速度与前进速度相同。

再对机器人行走状态下进行受力分析, 由图2可知:

由 (4) 、 (5) , 可得驱动力为

式中:Fr, Fw分别驱动力、啮合力的切向分力, N;

Pm为电机输出功率, W;

η为蜗轮蜗杆传动效率;

Tw, Tm分别为驱动轮的转矩和电机输出转矩;

Zm为蜗轮齿数;

rw为蜗轮半径。

驱动电机输出功率为24w, 转速1800r/min, 蜗轮齿数30, 半径24mm, 行走轮半径为32mm, 传动比为30, 传动效率为70%, 摩擦系数为0.3, 由此可得机器人运动速度v=201mm/s, 最大牵引力Fr=111N。

5 测量精度分析

机器人直径测头结构如图3所示, 轴瓦2紧贴管壁, 直线位移传感器1检测轴瓦2位移, 直线位移传感器满量程精度为0.5%, 测量范围为0-20mm, 则其直径检测误差为:

套管长度测量由前面可知其测量精度主要由辅助行走轮直径误差来决定。辅助行走轮的直径误差为0.005, 则12m长的套管测量产生的测量误差为:

undefinedmm。

6 实验数据分析

我们在试验中用该机器人对3根待测套管进行了检测, 所得检测数据如表1所示:

由试验数据与理论数据比较可知, 在相同条件下, 实际速度和牵引力均比理论值要小, 这主要是行走轮与管壁不能完全紧密贴合, 实际摩擦系数有所减小造成。所检测的套管的直径和长度均与实际值相比, 测量误差均在允许范围之内。

7 结论

本文设计了一种适合检测油田套管内径和管长的检测机器人。该机器人采用沿圆周均部的4片轴瓦对套管内径进行检测, 同时采用摩擦驱动技术, 解决了机器人驱动的同时完成套管长度的测量。该机器适用于检测公称直径为120mm的油田套管, 变径范围为118-125mm。具有一定的实用价值和推广价值。

摘要：研制了一种适合检测油田套管变形的机器人。该机器人采用独特的径向轴瓦检测技术和摩擦驱动技术, 有效地解决了油管在挠度变形和局部变形情况下的直径和长度检测的难题。对其检测原理进行了阐述, 对结构设计进行了研究, 并对检测结果进行了分析, 实验证明, 研制的机器人满足套管变形检测要求。

关键词：套管变形,轴瓦,设计,机器人

参考文献

[1]孙立宁, 刘品宽.管内移动微型机器人研究与发展现状[J].光学精密工程, 2003, 11 (4) :327-328.

[2]邓中全, 陈军, 姜元生等.六独立驱动管内检测牵引机器人[J].机械工程学报, 2005, 41 (9) :68-72.

[3]单晓敏.利用流体动能充电的管道清理机器人[D].长春:长春理工大学出版社, 2009, (3) .

土层错动时油田套管损伤分析 第5篇

关键词：套管,损伤,参数分析

目前我国每年发现套损井高达1 000口以上，套管损坏数量和速度有明显上升的趋势。套管损坏不仅给油田带来经济上的损失，还对油田开发方案和提高采收率措施的应用带来不利影响，直接影响油田的发展，套管井损坏问题己成为我国油田亟待解决的问题[1]。套管损坏的主要形态始终是变形和错断。随着计算机技术的发展，更准确的有限元数值模拟得到发展[2]。本文设计套管-水泥环-土体有限元模型，土体与水泥环之间的相互作用采用接触进行模拟，套管与水泥环之间采用共节点固定。

1 模型设计与有限元实现

套管分析模型见图1。套管采用四节点shell单元，水泥环与土体(本文取8×20×20 m3)采用八节点实体单元建模，套管与水泥坏之间采用共节点进行设置，通过摩擦接触的设定实现了水泥环与周围土体间相互作用，采用有限元分析软件ADINA对模型进行实现，有限元模型考虑了管道与土体的材料非线性、几何非线性[3]。

本文土层错动情况下的套管有限元模型见图2。采用四节点壳单元沿着套管的圆周方向和轴线方向划分单元网格。套管圆周方向划分16个单元;沿套管轴线方向近土层错动处单元采用渐进网格进行划分;水泥环采用8节点的实体单元。采用面面接触单元模拟管与土之间的相互作用，其中水泥环外表面定义为目标面，土体与水泥环外表面接触面被定义为接触面。

土体的有限元模型采用8节点的实体单元，沿着管道的轴线和横截面方向划分单元网格，采用M-C材料进行模拟。

2 算例

选取基本参数，土弹性模量E=1.0×108Pa;黏聚力F=0.5×106Pa;内摩擦角取30°，膨胀角取25°;套管直径为0.279 4 m，壁厚为0.007 7 m,E=2.10×1011Pa，μ=0.3，管长为41 m;水泥环厚度为0.1 m,E=3.0×1010Pa，μ=0.24。两土层间的错距分别取0.2 m,0.4 m和0.8 m。

通过摩擦接触的设定实现了管道与周围土体间相互作用，利用位移荷载模拟断层间的相互作用。图3为土层错距1 m时的管土作用效果图。

通过图4可以看到，由于受到上下两土体的巨大剪切作用，套管一面受拉，一面受压，大变形区域出现在断层附近。

3 结论

计算结果表明，套管的最大拉应变总是随着断层错距的增大而增大，但并不成线性关系，这是套管的非线性所致。

通过图3和图4可以看到，容易发生塑性变形的位置并不在断层处，而是在断层附近位置。

参考文献

[1] Newmark N M,Hall W J.Pipeline design to resist large fault dis-placement.Proc U S Nat Conf Earthquake Eng USA:University ofMichigan,1975:416—425

[2]冯启民,赵林.跨越断层埋地管道屈曲分析.地震工程与工程振动,2001;21(4):80—87

文南油田深部套管开窗侧钻井技术 第6篇

近年来, 随着中原油田开窗侧钻工艺的成熟与进步, 小井眼侧钻井也逐步走向深部地层, 深部开窗侧钻井数量也越来越多, 其施工具有以下技术难点:

(1) 侧钻点深、完井深度超过3200米、地层可钻性差、机械钻速较低。

(2) 泥浆密度高、泵压高、地层易出水、易发生井下复杂。

(3) 地层压力高、温度高易造成电测或定向仪器的损坏。

(4) 井眼轨迹控制较难。

2 前期施工

2.1 井筒准备

(1) 起出目前井内生产管柱。

(2) 原井严重套损部位或套管射开部位以上打水泥塞100-200米。

(3) 使用118mm*2.0m套管刮削器刮削通径至开窗点以下30-50米, 彻底清除套管内壁污物。

(4) 套管试压15.0MPa, 30分钟压降小于0.5 MPa为合格, 确保侧钻点以上套管完好

(5) 自井口至预定开窗点进行陀螺测斜, 校正老井井斜数据, 准确确定开窗点, 一般考虑以下几点:

(1) 窗口位置应尽量利用较长的老井眼, 缩短钻井周期, 同时考虑井眼曲率参数, 设计剖面时应有利于钻井及后期采油作业施工

(2) 窗口以上套管应完好, 无变形、漏失、破损现象

(3) 窗口应选择在固井质量好的井段, 尽量避开易塌、易漏地层, 避开套管接箍

(6) 开窗工具选择:深部套管开窗侧钻井周期长、起下钻次数多, 应优先选用价格低廉、效率高、质量稳定的双液压缸式斜向器。

2.2 开窗侧钻

2.2.1 固定斜向器

下斜向器钻具组合:114mm双液压缸式斜向器 (定向接头) +73mm钻杆, 使用双液压缸式斜向器, 避开套管接箍下至预定深度, 若井斜大于5度则使用有线随钻重力高边法摆正斜向器斜面方位, 投球蹩压22-24Mpa, 稳压5分钟, 反复3次, 卸压后下压钻具120-140Kn, 确认斜向器座封牢固, 然后上提送入钻具恢复原悬重, 正转钻具25圈退扣, 缓慢上提起出中心管。该斜向器操作简捷、安全可靠且不宜下滑和转动, 适合深部开窗侧钻井使用。

2.2.2 开窗

开窗钻具组合:118mm复式铣锥+73mm加重钻杆12根+73mm钻杆, 钻压5-50Kn, 转速50-70R/min, 排量9L/S, 开窗时根据转盘负荷、磨铣速度、返出钻屑大小、形状等及时调整磨铣参数, 开窗玩钻进裸眼1.5-2米后修整窗口, 确保窗口圆滑。

3 钻井施工

3.1 钻头的优选应用

定向段使用Φ118mm YC517单牙轮钻头, 该型号钻头性能稳定, 纯钻时间正常使用可达100~140小时左右, 稳斜段使用Φ118mm ZY304B或G435PDC钻头, 效果较为理想, 平均机械钻速达到2.13m/h。

为使用好钻头, 应严把操作关, 钻头接近井底时, 大排量洗井, 然后以10KN的小钻压, 进行磨合牙轮, 正常钻进时使用推荐的钻井参数钻进, 均匀送钻, 防止溜钻顿钻, 如遇瞥跳钻, 及时调整参数。通过对钻头的精心操作, 确保了钻头安全。

3.2

优化钻具组合 (表1)

3.3 钻井参数选择

深部开窗侧钻井一般采用以下钻具组合:118mm单牙轮或PDC钻头+73mm加重钻杆12根+73mm钻杆, 钻井参数:钻压5-50Kn, 转速40-60R/min, 排量5-8L/S。由于井深超过3200米、泥浆密度高、施工泵压一般超过25MPa以上, 结果造成泥浆泵和高压管汇经常损坏修理, 严重制约了钻井生产时效, 同时也存在很大的安全隐患, 易造成事故复杂的发生, 因此如何解决好携砂与排量之间的矛盾尤为关键, 施工中在优化泥浆性能的基础上, 坚持用5L/S的排量每钻进30-50米, , 再结合短起下拉井壁用8L/S的大排量循环携砂净化井眼, 如此交替循环配合清砂, 较好解决了深部开窗侧钻井的携砂问题。

4 存在问题

(1) 文72-侧323井完井普通电测5次遇阻、油管输送起下4次。文33-侧94钻管输送电测3次成功。

(2) 泵压高 (超过25MPa) , 设备修理时间长。

5 针对措施

(1) 优选饱和盐水泥浆体系或保持氯根含量达到12万以上, 根据井下实际情况加足防塌剂用量, 提高泥浆抑制性, 确保井眼稳定。

(2) 提前将泥浆密度加到设计上限。

(3) 此类井施工难度大、不易电测, 应提前协调钻具输送电测问题, 防止耽误时间过长造成井下复杂, 从而造成更大的经济损失。

(4) 对于深部开窗侧钻井, 测井公司应至少预备2-3套电测仪器且保证下井仪器的抗高温、抗高压性能良好, 彻底消除“仪器短路、对接后脱扣”的现象, 确保钻具输送到位一次, 电测成功一次。

(5) 与有关部门协调加长电测加重杆的长度, 从而提高电测一次成功率。

6 结论和建议

(1) 侧钻队现场统一使用双层振动筛, 严格控制钻井液中低密度固相含量在12%以下。

(2) 27/8″钻杆接箍与51/2″内径间隙很小, 输送时容易将电缆挤断, 建议将仪器输送湿接头外径加工成45mm以下, 直接使用27/8″钻杆进行输送电测, 以保证电测成功和满足井下安全的需要。

(3) 修井定向时间比较长, 一是定向钻时慢;二是人为增大井斜 (考虑降斜因素) , 应加强小井眼稳斜钻具的研究, 认真查找钻具降斜原因, 改变钻具结构, 提高钻具的稳斜效果, 减少定向工作量。

(4) 井所属油田, 应在开窗前做好相应注水井停住泄压工作, 确保井下施工安全

摘要：文33-侧94、文72-侧323井是中原油田为实施老井增产增效而部署的深部51/2″套管开窗侧钻井, 由于存在完井深度超过3200米、地层压力高、温度高、泵压高、地层易出水、电测困难等施工难点, 通过对开窗侧钻、安全钻井、钻井液等各关键环节进行有效控制, 使得两口井顺利完成, 对同类井也有一定的借鉴作用。

关键词：深部侧钻,钻井,钻井液,技术

参考文献

[1]石油钻井工程专业标准化委员会著.固井作业规程[J].北京:石油工业出版社

冀东油田复合套管固井技术应用成功 第7篇

南堡12-平801井是南堡1-2人工岛上的一口水平井, 完钻井深3 460m, 水平位移2 084m。为了给后期采油提供宽松的井眼环境和消除水平井尾管固井施工风险, 冀东油田积极创新、大胆尝试, 决定采用177.8mm+139.7mm复合套管柱固井完井。

复合套管固井技术关键在于套管安全下入和复合胶塞顺利碰压, 对井眼准备、操作程序和施工计量要求极高。冀东油田勘探开发建设项目部通过对其他油田的应用情况充分调研, 结合本井实际多次组织专题技术讨论会, 反复对设计方案进行优化, 优选复合固井配套工具, 强化现场管理, 派专人住井跟踪把关, 严格落实各项技术措施, 确保复合套管固井施工顺利。