超深井

摘要： 为了解决塔河油田6000 m及以上深井径向钻孔作业时管柱强度低、无法很好地传递钻压等问题,提出利用修井机和油管、钛合金管进行径向钻孔工艺,并通过数值模拟的方法优选有矫直段的单向弯曲转向轨道,研究轨道转向半径、钛合金管外径及壁厚、轨道与管柱间隙对钻进能力的影响,其次,通过正交试验方法,对上述参数进行敏感度分析并进行参数优选。结果表明:轨道转向半径及间隙与转向阻力呈反比关系,而钛合金管外径以及壁厚与其呈正比。因此,推荐钛合金管与转向器轨道的组合参数为:轨道转向半径为600 mm,转向角度为30°,钛合金管外径为25 mm,壁厚为2 mm,钛合金管与转向器轨道的间隙为4 mm。

摘要： 顺北油田勘探开发过程中,以封隔器为核心的井下工具在使用中多次出现密封失效、解封失败等问题,大幅降低了完井作业成功率。对典型井封隔器失封原因进行分析,将失效因素分为工具质量和强度、坐封环境、交变载荷三大类,相应提出了从提高封隔器质量、降低泥浆沉淀、增强承变载能力三方面的改进措施,并对封隔器进行V3等级确认实验。经对顺北油田完井工具结构及作业流程进行调整,实现了不同规格工具的覆盖。改进后的工具在平均井深达7 500 m井的现场应用,成功率达100%。该方法为顺北油田超深井完井提供了技术支撑。

摘要： 为准确计算超深大直径盾构工作井内衬的受力情况,采用理论计算和有限元的方法,全面分析了底板完建和运行等不同工况下底板和侧壁的受力情况,明确了内衬内力分布形态。计算结果表明:对于超深大直径盾构工作井内衬,采用实体有限元模型能更好模拟工作井受力变形情况,可为同类工程提供借鉴。

摘要： 四川盆地川东北地区茅口-吴家坪组超深井测试期间存在管柱断裂、封隔器窜漏、阀件打不开、管柱安全系数参考标准不统一等问题。通过梳理测试失败井施工工况、分析导致失败的原因,全面对比涉及管柱强度相关标准,综合考虑鼓胀效应、温度效应、屈曲效应、活塞效应等条件下的三轴安全系数以及抗内压、抗外挤、抗拉条件下管柱安全,建立了超深超高压井管柱强度安全参照标准,确定出适合超深气井抗拉、抗内压、抗外挤以及三轴的计算方法,优选超深含硫气井插管可取式完井液压封隔器(HPH、MHR)作为测试封隔器,并制定测试阀件破裂盘开启值计算方法,形成了一套适用于超深层海相探井的APR测试管柱设计方法。经YF702井应用,测试成功,为类似测试井各工况下施工安全提供了可借鉴的经验。

摘要： 黄2XX井为部署在东山构造西南倾没端的一口四开超深页岩气水平井,完钻井深6 180 m,水平段长2 210 m。该井水平段龙马溪组,五峰组为页岩,矿物成分黏土矿物极易遇水发生膨胀,而影响正常钻进,造成井壁垮塌等井下复杂;同时因地层受到钻井液污染,会影响后期产能建设。因此,在该井水平段钻井中,优选油基钻井液体系,配置一定比例支撑剂,细化井壁稳定技术、井眼净化工艺及油气层保护方案,使该井顺利完成施工。

摘要： 塔里木盆地库车坳陷油气资源丰富,勘探潜力大,但地质背景复杂,目的层埋深普遍大于6000 m,甚至超过8000 m,油气勘探开发难度大。针对库车坳陷超深井地质工程特点及现存问题,基于地质工程一体化理念,提出了解决思路,并介绍了塔里木油田首口盐层下部大斜度井的成功实践。研究及实践表明,地质力学研究有利于减少钻井复杂事故并提高机械钻速,助力有利储集层优选和改造方案优化,支持钻井提速和改造提产;地质工程一体化是复杂油气藏高效开发的必然选择,需要充分发挥多学科协同工作的优势,且贯穿于各井全生命周期,以产生最大的效益,实现从井位部署、钻井工程、完井改造到采油气工程的整体进步,从而助力大油气田建设。

摘要： ST102井是部署在四川盆地川西北地区双鱼石构造的一口重点探井,该井因井下事故处理困难需进行开窗侧钻。该项施工开窗点深、开窗套管钢级高壁厚大,国内外尚无成熟的开窗工具及技术借鉴。为此,分析了以往开窗工具的设计与使用情况,结合该井开窗作业面临的难点和风险,重新设计制造了适用于深侧钻点、高钢级厚壁套管开窗的斜向器和铣锥,并进行了现场应用。自7 420 m开窗,经过10趟铣锥磨铣作业后侧钻出31 m领眼,成为国内首例155V高钢级套管开窗成功案例。为后续类似套管开窗作业提供了经验。

摘要： 顺北油气钻井区块多为深井、超深井,井下存在高温、高压、溢流、坍塌等复杂情况,钻井周期长、成本高,安全施工、提速提效成为加速该区块开发的关键所在。实践表明,日费制钻井管理模式促进了安全高效生产,取得显著成效。以顺北53-2H井为例介绍西北日费制井体系建设和运行情况。顺北53-2H井是顺北区块一口超深井,设计井深8147 m,该井采用了日费制管理模式,生产时效达到94%,平均机械钻速同比提高88.3%,钻井周期缩短15 d,大幅度节约了钻井成本。通过日费制井实践,进一步优化了日费制管理模式,为顺北油气钻井区块提供了一套可复制的日费制井管理模式和技术模板。

摘要： 套管开窗侧钻是老井修复的常用方法;另外,由于发生断钻具或卡钻等事故,井下落鱼无法打捞出井,有的新井也需进行套管开窗侧钻作业。通过介绍套管开窗侧钻技术在四川油气田JT1井的现场应用,探讨了高强度厚壁套管开窗侧钻技术的关键要点和难点。现场两次开窗均发生卡钻事故,说明目前的套管开窗技术对高钢级、厚壁套管开窗尚存在不足。开窗所用斜向器硬度不能低于套管硬度,所用较大切削齿铣锥很难在高钢级套管上磨铣出光滑、平整的窗口,且在修窗时容易发生阻卡。建议使用较小切削齿的圆头铣锥来减轻崩齿情况,延长磨铣时间让窗口光滑、平整,降低阻卡风险。

摘要： 顺北油田S井目的层属于典型的超深超高温断溶体储层,工程地质条件和井筒条件复杂,酸压改造面临巨大挑战。针对上述酸压改造难点,提出了“回填井段集中改造+酸损伤降破+管柱浅下+加重压裂液组合提排量+前置液造缝+交替注入造高导流裂缝+自生酸疏通远端断溶体”的复合酸压技术,通过试验优选了超高温工作液体系,包括180°C聚合物压裂液、160°C加重瓜胶压裂液、160°C交联酸和自生酸;基于数值模拟结果优化了大型酸压方案,推荐压裂液规模为1800~2200 m^(3),酸液规模为800~1000 m^(3)。现场试验表明,相同注液排量下,注加重压裂液的井口压力比注聚合物压裂液降低了7%,应用效果明显。S井大型酸压后,测试天然气产量10.45×10^(4) m 3/d,取得了顺北4号断裂带开发的突破,也为类似油气藏大型酸压方案优化设计提供了技术借鉴。

摘要： 在超深井的油气勘探开发过程中,根据工程需要,往往需要对前期的悬挂技术套管进行回接,以提高井筒的安全性和完整性.在回接套管的固井作业过程中,需要对套管柱施加一定的下压载荷,以确保回接点处套管柱与原套管柱联接点的密封可靠性,而套管柱受压,将产生屈曲的风险,对井眼的有效尺寸和套管磨损产生直接的不利影响,通过添加套管扶正器来约束套管的屈曲是常用的有效手段.常规的套管屈曲理论计算只能定性分析套管的屈曲状态,不能精确分析套管屈曲点的位置.本文采用理论分析和数值模拟方式,结合具体工况,对某超深井的Φ193.68mm回接技术套管柱的屈曲行为进行分析,通过ABQUS有限元仿真软件,建立了套管柱屈曲分析仿真模型,对不同下压载荷值下的套管柱屈曲状态进行了仿真模拟,获得了套管柱的屈曲状态和屈曲点位置,优化了扶正器的安装数量和安装位置.经现场施工验证,采用优化后的扶正器设计方案,有效预防了回接套管柱的屈曲,为解决超深井技术套管回接中的管柱屈曲问题提供了有效的技术手段.

摘要： 顺北油田目的层埋藏8000～8700m,为满足完井要求,Φ250.8mm+244.5mm大尺寸套管直下深度超过7500m,面临巨大固井难题.通过套管柱设计、优化分级箍位置、优选水泥式附件等配套大尺寸套管管串结构;通过浆柱结构设计配套改性粉煤灰低密度水泥浆、微珠复合低密度水泥浆和抗高温液硅水泥浆等三凝水泥浆体系,固井液超量设计,确保裸眼段大间隙固井质量;结合固井工艺配套,最终形成顺北油田超深井大尺寸套管深下固井技术.目前,顺北油田已成功实施2口井,最大直下深度超过7600m,固井质量优质,为顺北油田大开发提供强有力的支撑.

摘要： 随着勘探开发向盆周拓展,川西勘探对象以深部下二叠统、寒武系为主.川西复杂超深井油层尾管固井深度在7500m左右,普遍面临纵向上多压力系统,窄安全密度窗口特点,常规尾管固井工艺已不能满足上述井况下环空有效封固.为解决该区块超深井尾管固井漏喷同存难题,针对压力敏感地层开展了动态控压固井技术研究,形成以窄密度窗口固井环空压力控制和防窜水泥浆体系为核心的固井配套工艺,2017年川庆钻探公司在中国石油四川盆地LG70井114.3mm控压尾管固井作业中首获成功,创四川油气田最深固井纪录(7793m).该项技术有效确保了小间隙、井温高、漏喷同层复杂井况下的封固质量,并在后续九龙山、双鱼石等构造上超深井固井作业中推广应用并取得良好效果,为窄密度窗口井筒条件下防窜、漏提供了一种切实可行的全新固井工艺.

摘要： 针对元坝酸性气田超深井井下作业,完井液长期在井内高温高压下静置发生高温降解或增稠、酸性气体污染、盐水污染等导致井下复杂事故、污染损害储层等技术难点;本文在元坝区块钻井液基础上从钻井液抗高温沉降稳定性、防酸性气体污染、抗盐水污染、膨润土含量、储层保护剂、加重剂等几个方面对钻井液配方进行了优化调整,研究形成元坝酸性气田超深井井下作业完井液技术,成功应用42井次,效果显著,为元坝气田井下作业提供了技术支撑.

摘要： 顺北区块超深井在二叠系和奥陶系钻遇2套火成岩地层,存在井壁严重失稳、恶性漏失风险高、长裸眼漏塌同存、摩阻高和掉块卡钻等钻井技术难题.室内实验优选了包被抑制剂、抗盐降滤失剂,优化了封堵防塌和复合润滑配方,形成了强抑制高封堵钾胺基聚磺钻井液体系;制定了火成岩、辉绿岩和堵漏浆钻进施工要点.钻井液体系在顺北1-2H和顺北1-3等2口超深井进行了现场应用,取得了良好防塌和防漏效果,火成岩和长裸眼施工顺利.2口井二叠系井径扩大率分别为13.55％和12.88％,复杂时效分别比顺北1-1H井缩短了30.5d和37.9d;顺北1-3未发生漏失,顺北1-2H井漏失量比顺北1-1H井降低了83.8％.顺北1-2H井Φ193.7mm套管7058m下深创中国石化石油工程新纪录.顺北1-3井辉绿岩地层井径扩大率比顺北1井降低了15.7％.强抑制高封堵钾胺基聚磺钻井液有效解决顺北区块超深井火成岩钻井技术难题,可以在该区块进行推广.

摘要： 顺北地区地质条件复杂,属于典型的“三高”油气藏,生产套管固井难度大,水泥石在温度、压力影响下,油井寿命短.在超深井开发生产过程中,因固井质量、井下作业、注水注气等都有可能导致油、套管内外壁腐蚀、变形破裂、管外窜槽等,直接影响井的生产效率.选择顺北地区超深井,采用电磁探伤和多臂井径进行时间推移测井,监测超深井在生产中的腐蚀和变形情况,得出超深井腐蚀变形规律,为油水井作业施工提供资料,避免盲目无效措施对油套管、水泥环和地层造成伤害,做到精准施工作业.

摘要： 元坝7井是一口井深7366m的超深风险探井,五开在茅口组钻遇异常高压气层,钻井液密度达2.25g/cm3,井底压力高达165MPa,同时钻进中多次发生漏失.五开采用尾管悬挂固井,具有高温高压、防漏与压稳矛盾突出、环空间隙小、顶替效率无法保证等诸多难点,固井难度大.通过分析五开尾管固井难点,优化固井方案,优选黏性冲洗型加重隔离液和抗高温防气窜加重胶粒水泥浆体系,制订配套防气窜、防漏等固井技术措施,顺利完成五开尾管固井施工,有效封固了气层,为后期试气作业奠定了基础,同时为今后类似井固井提供了参考.

摘要： 针对川西北地区尾管固井存在地层漏失严重、井漏和气窜共存、井底温度高、钻井液与水泥浆污染严重等难题,通过采用抗高温低密度防窜水泥浆体系、抗污染冲洗隔离液体系、平衡压力固井优化设计施工参数及浆柱结构等配套技术措施,确保了低压易漏失井一次性上返固井施工顺利,固井质量合格率达100％,为深井窄密度窗口固井提供了技术参考.

摘要： KC山前地区盐上地层属高陡构造、砾石层发育,库姆格列木群盐膏层埋藏深、压力系数高,盐下目的层埋深大、硬度大、研磨性强,导致机械钻速低、井壁垮塌和漏失等井下事故复杂.针对这些钻井难点KS902井应用塔标Ⅱ井身结构、PowerⅤ、涡轮+孕镶PDC钻头和抗高温强抑制性的UDM-2油基钻井液等钻井配套技术,实现了优质高效钻井.塔标Ⅱ井身结构能有效封隔漏、塌、卡复杂地层,UDM-2油基钻井液减少了盐岩层卡钻、井漏等事故复杂;PowerⅤ技术使二开和三开7000m井段井斜角保持在0-0.52°,平均机械钻速相比未使用PowerⅤ技术的井提高159.3％,实现防斜打快;涡轮+孕镶PDC钻头在目的层实现单只钻头进尺101.5m,平均机械钻速0.93m/h,平均扭矩4.4KN.m,与五开其他井段相比,平均机械钻速提高181.8％,单趟进尺提高238.3％,平均扭矩降低20％,提速效果显著.攻克了各种钻井难题,与同区带相似深度井相比,井深增大的同时实现钻井周期的显著降低,完钻井深8038m,钻井周期369.8天.

摘要： 随着勘探开发的不断深入,顺北区块末开次固井中完井深已超过7300m,地质结构复杂与井身结构多样化给固井带来了诸多质量控制难点,其主要表现在固井漏失造成套管失封,泥盆系、志留系、奥陶系泥岩段封固井质量较差,部分井东河塘组盐水层得不到有效封固,施工高泵压,工具复杂等方面.通过对顺北区块固井工艺阶段性分析,提出提高固井质量的解决办法,达到提高该区块固井质量的目的,提高油井寿命.

摘要： 本发明提供一种深井超深井全生命周期套管柱强度设计方法，包括获取套管在钻完采阶段内全生命周期的校核工况，根据所述校核工况选取套管内外压力条件以及选取所述套管在井内的受载参数；根据所述校核工况、所述内外压力条件、所述受载参数建立所述套管的校核工况图版；根据所述校核工况图版确定出所述套管发生的不同失效类型；根据所述套管的不同失效类型构建组合边界曲线和信封曲线，根据所述组合边界曲线和所述信封曲线确定出所述套管是否发生失效，本发明的方法完善了现有技术中对校核工况的考察不够全面以及套管失效信封曲线边界选取不合理的技术问题。

摘要： 本发明为一种深井超深井围压射流模拟装置，包括顶部能开启、且能密封的釜体，所述釜体内的一侧壁上能拆卸地设置有射流受体，所述釜体内还设置有能加压流体、且能使流体循环流动的柱塞泵，所述柱塞泵的出口连通有与所述射流受体同轴设置的射流喷嘴，所述射流喷嘴的出口中心与所述射流受体的端面中心呈相对设置；所述釜体上连通有能给所述釜体加压的静压泵，所述釜体的底部连通设置有泄压阀和排液阀。该装置可以获得较高的围压值，能够模拟深井超深井中的高压射流过程，为深井超深井钻井水力射流辅助破岩提高钻速的研究具有指导意义。

摘要： 本申请实施例提供了一种深井超深井压裂套管失效风险实时定量评估方法及装置，该方法包括：确定套管的压力载荷及抗压强度的概率分布；根据所述概率分布确定所述套管的静态性失效概率；根据压裂施工曲线和压裂施工记录，获取套管的在线工况监测参数，确定所述在线工况监测参数与套管失效概率之间的价值函数，并根据所述价值函数确定压裂过程中所述套管的动态性失效概率；根据所述静态性失效概率及所述动态性失效概率，构建所述套管的风险评估矩阵，并根据所述风险评估矩阵评估所述套管的失效风险。本申请实施例可实现深井超深井压裂套管失效风险实时定量评估。

摘要： 本发明公开了一种利用小口径深井、超深井的重力储能方法，涉及电能和重力势能相互转换的重力储能技术领域，包括储能井井身结构要求，井身检测方法及合格标准，配重的选择及连接方案，以及地面配套设施设备布置方案。本发明储、发切换响应速度与抽水蓄能电站相当，储能效率能达到80％以上，且不受地理条件影响，适宜各种地形和气候条件。

摘要： 本发明公开了一种深井超深井钻井液漏失类型诊断方法，属于油气藏开发技术领域，本方法包括如下步骤；收集深井超深井工程地质特征资料，建立深井超深井钻井液漏失动力学模型，具体包括诱导破裂型、裂缝扩延型和天然缝洞型三种漏失模型；求解上述深井超深井钻井液漏失动力学模型并制作漏失模型的钻井液漏失速率‑时间特征曲线作为特征版图；记录待判定深井超深井钻井液漏失发生初期钻井液漏失速率数据，绘制钻井液漏失速率‑时间关系曲线；通过将深井超深井现场钻井液漏失速率‑时间关系曲线与不同漏失类型的特征图版对比，诊断深井超深井钻井液漏失类型；本发明为钻井液漏失提供了理论判读依据，能够实现及时、有针对性、高效的漏失控制。

摘要： 本发明提供了一种深井、超深井压裂套管保护方法及操作流程，属于石油开采技术领域。本发明结合区块邻井停泵压力梯度、本井测试压裂数据、压裂施工参数求取套管最大承受压力，结合套管抗内压强度、井口承压限值计算套管抗内压安全值，最终获取环空加重保护液密度。根据加重保护液密度及注入液量，配置加重保护液。打开套管阀门，再打开油管阀门，将加重保护液从油管阀门匀速缓慢注入，调节套管阀门，直至套管压力保持稳定，待注入的液量达到设计液量后切换为压裂液，将油管中的加重保护液顶入油套环空，待套管侧翼返出液体密度等于加重保护液密度后停止顶替，关闭套管阀门。本发明可节省封隔器材料及下入费用，工艺流程操作简单便捷。

摘要： 本发明公开了一种深井、超深井井壁稳定评价模型的建立方法，包括以下步骤：步骤1：获取采集岩样开展岩石力学实验，获取岩石力学参数；步骤2：根据步骤1得到的实验数据，绘制强度‑围压曲线；步骤3：获取笛卡尔坐标系下井周应力分布模型，得到井壁上三个主应力的表达式；步骤4：根据强度准则判据得到井壁坍塌压力判据，将步骤3得到的主应力表达式，代入强度准则判据，得到井壁坍塌压力当量密度计算模型；步骤5：根据钻井参数和步骤4得到的井壁坍塌压力当量密度计算模型对井壁稳定性进行评价；本发明模型提高了深井、超深井条件下地层坍塌压力计算的精确度；井壁稳定性评价方法更加合理，能够更加准确的评价井壁稳定性。

摘要： 本发明提供了一种深井超深井一体化投产完井管柱及其操作方法。深井超深井一体化投产完井管柱包括：油管；自上而下依次设置在油管上的井下安全阀、化学药剂注入阀、投球开启式循环阀、封隔器、仪器坐落短节、打孔管、射孔枪组和丝堵；地面控制箱，地面控制箱包括化学药剂注入装置，化学药剂注入装置通过导液管与化学药剂注入阀连接。本发明解决了现有技术中的深井超深井投产完井管柱功能性差的问题。

摘要： 本发明提供一种深井超深井全生命周期套管柱强度设计方法，包括获取套管在钻完采阶段内全生命周期的校核工况，根据所述校核工况选取套管内外压力条件以及选取所述套管在井内的受载参数；根据所述校核工况、所述内外压力条件、所述受载参数建立所述套管的校核工况图版；根据所述校核工况图版确定出所述套管发生的不同失效类型；根据所述套管的不同失效类型构建组合边界曲线和信封曲线，根据所述组合边界曲线和所述信封曲线确定出所述套管是否发生失效，本发明的方法完善了现有技术中对校核工况的考察不够全面以及套管失效信封曲线边界选取不合理的技术问题。

摘要： 本发明公开了一种深井及超深井套管钢带，包含以下重量百分数的组分：C 0.22～0.27％；Si 0.15～0.25％；Mn 1.00～1.40％；P≤0.020％；S≤0.005％；Nb 0.015～0.030％；Als 0.020～0.040％；Ca 0.0010～0.0030％；本发明还公开了深井及超深井套管钢带的制备方法。本发明的深井及超深井套管钢带及其制备方法，优化各组含量参数和生产条件，得到的深井及超深井套管钢带强度、拉伸性能以及耐低温冲击韧性优良，提高了深井及超深井套管钢带的综合性能，有利于应对深井外力载荷冲击，适合工业化生产。