摘要：为了提高顺北油田深层水平井套管居中度,基于行业标准《SY/T5724—2008套管柱结构与强度设计》模型修正、弹性扶正器力学性能参数测试、不同类型扶正器与井壁摩阻系数的准确获取,结合油田扶正器安放实际做法,研究形成了一套水平井套管居中优化方法,并在顺北油田深层水平井TK156H中得到应用,实例应用表明该方法计算误差在工程允许范围内,有助于指导顺北油田深层水平井套管扶正器安放设计,保障水平井套管居中与安全下入。

摘要：针对顺北油气田凝析气藏在生产期间产生的微裂隙和微环隙,研制了适用于顺北油气田的遇气自愈合乳液,该乳液遇天然气体积膨胀率达30%,并配制出了密度范围在1.45~2.20 g/cm^(3)的自愈合水泥浆体系。该水泥浆体系的适用温度在90~180℃,弹性模量小于7 GPa。同时,还设计了合理的水泥石遇气自愈合能力评价方法,通过首次造缝和二次造缝,水泥石的自愈合能力分别达到了100%和95.1%。研制的遇气自愈合水泥浆体系兼具自愈合能力和优异的弹性性能,已现场试验3口井,固井质量优质率为100%,满足了顺北油气田高温高压气井长期密封需要。

摘要：顺北油田二叠系地层孔隙裂缝发育,漏失压力低,完钻井固井漏失率为82%,井口反挤补救固井54.5%,导致固井质量不理想;为此,以该区域已施工井为参考依据,分别以地层承压能力识别方法、套管居中度评价方法、冲洗液紊流冲洗效果评价及井筒浆体匹配性计算为研究对象,系统分析了区域固井质量的内因。研究成果表明,二叠系地层漏失压力为62~67MPa;在井径扩大率小于10%、井斜角低于0.3°时,扶正器间距可为55m,而井眼质量较差时建议间距为22m;前置液黏度偏高、隔离液与领浆性能参数不匹配导致前置液滞留井内,以及水泥浆提前返出井口,固井质量不理想。该研究成果为低压易漏地层漏失压降计算、扶正器安放间距设计及井筒浆体性能优化提供了系统研究的新思路,为解决该类固井难题提供了关键技术措施。

摘要：在超深水平井中,当井眼曲率过大时,套管下入到弯曲井段会由于弯曲应力过高而无法下入或发生受损甚至破坏。针对超深水平井套管下入难题,开展了套管下入极限井眼曲率分析及套管安全性评价。在几何法、解析法的基础上结合有限元法,建立了考虑套管弯曲及带刚性井下工具的套管下入极限井眼曲率模型,研究了弯曲应力对套管强度的影响,并建立了弯曲井段套管压裂时受力分析有限元模型。现场应用结果表明:随着井眼扩大率的增大,极限井眼曲率逐渐增大;随着工具长度的增大,极限井眼曲率逐渐降低;弯曲应力对套管强度有一定影响,高钢级套管抗内压和抗外挤强度受井眼曲率影响较小;利用有限元方法计算了压裂过程中套管应力及安全系数,当井眼曲率及井筒内压较高的情况下,P110套管的安全系数低于1.5,而TP140V套管的安全系数高于1.5。提出的研究计算方法可为超深水平井套管选型及套管优化设计提供依据。

摘要：塔里木盆地塔中北坡顺南区块奥陶系中统鹰山组有超深、超高温、超高压、中含CO_2、低含硫气藏,气井完钻和生产运行期间陆续出现环空带压、井口装置抬升、油管断裂、套管变形失效等异常情况,对该区块其他气井的安全生产构成了严重的威胁。因此,在调研国内外油气井井筒完整性研究现状的基础上,应用顺南区块12口已完钻井的井史资料及典型气井的现场测试结果,分析了鹰山组气井环空带压机理、套管变形失效机理及井口抬升机理,找出了顺南超高温超高压气井井筒完整性存在的问题,明确了影响塔中北坡气井井筒完整性的主控因素,提出了改善超高温超高压气井井筒完整性设计的建议,为后期塔中北坡顺南区块超高温、超高压气井井筒完整性控制及安全管理提供了重要参考。