川西长裸眼水平井下尾管循环解阻关键技术

发布时间：2020-12-31 02:25

　　为解决川西长裸眼水平井中尾管下入遇阻和不易下到设计位置的问题,从提高尾管固井工具可靠性和尾管固井管串组合通过性等方面入手,优化了尾管固井管串组合,并选用压力平衡式尾管悬挂器、整体式弹性扶正器和弹浮式浮箍等关键工具,制定了降低尾管下入遇阻概率和提高解阻成功率的技术措施,形成了适用于长裸眼水平井的下尾管中途大排量循环解阻技术。压力平衡式尾管悬挂器能消除循环憋堵或异常高压导致尾管悬挂器提前坐挂的风险;整体式弹性扶正器最小复位力约为常规单弓弹性扶正器的2倍,可提高套管居中度;弹浮式浮箍能解决常规弹簧式浮箍大排量长时间循环弹簧疲劳失效和回压阀冲蚀密封失效的问题。长裸眼水平井下尾管中途大排量循环解阻用技术在川西50口中浅层水平井进行了应用,解决了尾管下入遇阻和下不到设计位置的问题,尾管到位率达到了98%。研究结果表明,长裸眼水平井下尾管中途循环解阻技术可以解决川西长裸眼水平井尾管下入存在的问题。 

【文章来源】：石油钻探技术. 2020年03期 北大核心

【文章页数】：6 页

【部分图文】：

常规尾管悬挂器与压力平衡式尾管悬挂器的坐挂机构示意

裸眼段的尾管串增加弹性扶正器安放数量可以较好地提高水平段的套管居中度，防止发生压差卡套管。然而常规单弓或双弓扶正器的复位力较小，扶正效果不佳，且在频繁上下活动管柱时极易损坏，不仅无法达到提高套管居中度的目的，还会增大下入摩阻。为此，选用了一种高复位力、高可靠性的整体式弹性扶正器（见图3）。该扶正器采用整体成型工艺，其中无任何机械连接或焊接点，提高了扶正器的可靠性。同时，该扶正器采用了高强度合金钢材料及特定的热处理工艺，既提高了扶正器的复位力，又可保证其韧性达到要求。表1为适用于?139.7 mm套管不同弹性扶正器的技术参数。从表1可以看出，整体式弹性扶正器的外径更小，最大启动力为618 N，仅为单弓扶正器的25%，下入摩阻极小，而其达到偏离间隙比为67%时所需的最小复位力却达到了13 923 N，约为单弓弹性扶正器的2倍，达到国家推荐标准《石油天然气工业套管扶正器第1部分弓形弹簧套管扶正器》（GB/T19831.1—2005）中规定最小值（2 758 N）的4倍以上，套管居中效果更佳。

中途循环解阻用时长，需大排量循环钻井液，对浮箍、浮鞋等附件的耐冲蚀性能提出了更高的要求。常规弹簧式浮箍通过弹簧推动回压阀实现密封，中途循环解阻长时间循环钻井液，可能造成弹簧疲劳失效，同时回压阀密封面经钻井液长时间冲蚀易损坏，导致密封失效。为此，研制了一种新型弹浮式浮箍（见图4）。该浮箍通过弹簧和浮球的共同作用关闭管内流体通道，实现防回压功能，兼具浮球式浮箍和弹簧式浮箍的优点，具有复位力强、耐冲刷、抗冲击等特点。浮球采用硫化橡胶制作，提高了浮球的耐冲蚀能力和密封效果。2 大排量循环解阻技术措施

【参考文献】：
期刊论文
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本文编号：2948764