膨胀尾管悬挂器在哈国热德拜油田水平井的应用

作者:杨睿;罗亮;沈春林;邹新国 刊名:新疆石油天然气 上传者:祁新生

【摘要】哈萨克斯坦热德拜油田位于该国曼格什拉克半岛西部,2014年甲方决定尝试在该油区使用三开井身结构,完井采用膨胀尾管悬挂筛管技术,并由西部钻探钻井工程技术研究院提供工具技术服务。目前在该油田成功进行了8口井的施工作业,尾管下入成功率及坐挂脱手成功率均达到100%。现场应用表明,工具入井安全可靠,中途不会意外坐封且操作简单,并可为后期采油工艺提供有利的井眼条件,不仅弥补了二开井身结构的缺点并有效地解决了以往固井后期环空出水等复杂问题。通过对膨胀尾管悬挂器的结构原理、施工工艺及现场应用的研究,分析了该工具及工艺的特点及优势,并为今后国内水平井膨胀尾管悬挂完井技术发展提供经验。

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膨胀式尾管悬挂器是随着膨胀管技术的发展和完善,针对常规尾管悬挂器的不足开发的新型完井工具,2001年世界上第一套膨胀式尾管悬挂器由壳牌公司运用亿万奇全球技术公司在德克萨斯州南部的一口试验井内成功坐挂。该技术有效解决了石油钻采过程中遇到的许多难题,是石油钻完井的一项革命性技术。哈萨克斯坦热德拜油田位于该国曼格什拉克半岛西部,油区内断层较少,并且断距小,对流体界面影响较小。2012年水平井钻井技术开始在该油区内开始推广,采用二开井身结构,完井使用双分级箍通填套管固井技术,但是由于二开完钻后裸眼段较长,给钻进过程及后期套管下入带来了一定的风险,而且在固井过程中频繁出现井漏情况导致影响最终的固井质量。因此2014年甲方决定尝试使用三开井身结构,完井采用膨胀尾管悬挂筛管技术。目前,西部钻探钻井工程技术研究院在该油田已成功实施8口井次的膨胀尾管悬挂完井技术,坐挂脱手成功率100%,弥补了二开井身结构的缺点并有效地解决了以往固井后期环空出水等复杂问题,获得了甲方的好评。1技术分析1.1工具结构168.3mm114.3mm膨胀尾管悬挂器是用于168.3mm套管上悬挂器114.3mm尾管的一种新型完井工具,其是在实体膨胀管技术上发展而来的,主要由钻具连接部分、膨胀悬挂部分和尾管连接部分组成(见图1)。其中钻具连接部分用于连接送入钻具,膨胀悬挂部分可实现对上层套管的膨胀悬挂密封作用,尾管连接部分用于连接下部筛管及盲管。1.2工艺原理当膨胀尾管悬挂器下入到悬挂位置,开泵打压,压力上升,膨胀锥上行,挤压膨胀管内壁,使之膨胀变形贴合至上一级套管内壁上,形成牢固的锚定连接。当悬挂器完全膨胀后,管内压力自动掉零,上提钻具接方钻杆循环,通过排量及泵压再次验证脱手情况,正常后将钻具提至井口,完成施工。图1膨胀尾管悬挂器结构示意图1.3技术特点膨胀尾管悬挂器利用实体膨胀管技术的工作原理,在结构上彻底改变了常规悬挂器的“液缸+卡瓦”式坐挂结构,有效简化了尾管悬挂器的结构及现场操作程序,膨胀尾管悬挂器主要性能参数(见表1),较常规悬挂器在结构上具备以下特点:(1)将悬挂器的悬挂功能和封隔功能统一且采用了金属橡胶复合密封,不仅简化了工具结构而且实现了更加可靠的环空密封。(2)与常规卡瓦式尾管悬挂器相比,减少了悬挂器的外露部件,避免了悬挂器在入井过程中外露零部件磕碰损坏或掉落入井的风险。(3)膨胀尾管悬挂器悬挂成功后井眼通径较以往更大,这就增大了套管内部的有效流动面积,为后期的采油工艺提供了有利的井眼条件,使螺杆泵能够下入至较深井段,增加了泵的沉没度,有效提高了油井采收率。(4)膨胀尾管悬挂器现场施工工艺简单,彻底消除了常规尾管悬挂器在入井过程中存在潜在提前坐挂的风险,且在下井遇阻时可适当旋转钻具,从而可以降低作业风险。表1膨胀尾管悬挂器主要性能参数生产厂家钻研院规格(mm)168.3114.3标称外径(mm)142挂尾管直径(mm)112环空密封压力(MPa)25悬挂力(KN)1000膨胀后内径(mm)125密封形式金属+橡胶复合密封1.4施工工艺哈萨克斯坦热德拜油田水平井完井要求使用膨胀尾管悬挂器将114.3mm尾管悬挂在168.3mm技术套管内壁上,同时实现尾管与技套之间有效密封。施工工艺过程如下:(1)139.7mm钻头钻至完钻井深后提钻,电测后接刮壁器对尾管坐挂井段进行刮管,并通过大排量洗井将坐挂位置岩屑洗出,保证坐挂效果;(2)刮壁结束后称重,记录钻具上提下放悬重,为后期判断是否成功坐挂脱手提供依据。(3)接欠尺寸扶正器通井,为尾管下入提供有利井眼条件同时也可校核井深;(4)按

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