防水套管范文第1篇
一、 下套管前准备
1、 检查好浮鞋、浮箍、变扣接头、分级箍、双公接头、蘑菇头、倒扣接头、联顶节是否能够正常使用，丝扣是否合格，并在地面做好试连接。
2、 按照下套管通知单要求，编好套管数据，套管数据应做到三对口，即与甲方的数据对口，与场地排序和编号对口，与剩余的套管根数对口。
3、 检查准备好下套管使用的工具：套管钳、套管吊卡、套管吊装带、套管密封脂、灌泥浆管线、井口泥浆管线、保护母扣的“大盖帽”等。
4、 检查并更换5 1/2寸闸板芯子、取出耐磨套、将循环接头放在钻台，将循环接头和事故接头放在钻台，下套管过程中井口不返泥浆时，接循环接头打通循环;井口发生溢流时，抢接方钻杆和事故接头。(注意：每次接事故接头时必须先把事故接头接在套管上，再接方钻杆，防止方钻杆撅坏套管丝扣)
5、 将小鼠洞甩出，换成干净的下套管鼠洞。
6、 两台泥浆泵，一台泵装缸套170*1用来顶通，装缸套170*2用来循环(必要时顶替泥浆)，另外一台泵装缸套160*3用来固井到井后大排量循环。
二、 下套管操作
1、 吊套管要一根一起吊，起吊时注意周围人员状态，必须使用标准吊装带。
2、 钻台护丝用绳穿在一块，用气动绞车往下放，严禁直接往下扔，以防伤人。
3、 接附件时一定要涂抹好密封脂并且严防错扣而损坏。
4、 下套管过程中，因修设备、更换套管、灌泥浆等而停止继续作业时，要上下活动套管，防止套管粘卡。
5、 套管钳上扣时必须对正后上扣，严禁错扣后强行上扣，上扣扭矩按标准达到要求。错扣后，看看扣是否损伤，有问题甩下更换，如果上扣扭矩达到最大，仍有三扣或三扣以上套管甩下更换，如果上完扣再紧两圈，仍达不到最大扭矩，套管甩下更换。
6、 套管下放过程中要控制速度，下放速度不得大于30秒/根，防止压漏地层。
7、 要求10根灌泥浆一次，每次必须灌满;灌泥浆时必须活动套管，防止粘套管事故发生，套管进入稳斜段后，必须连续灌浆。灌泥浆严禁使用泥浆泵，防止管线甩出伤人。(特殊情况下如果使用泥浆泵，必须系好保护绳或者栓好保护链)
8、 下套管过程中，一定要有专人坐岗，观察有无井漏(下套管泥浆不返)、溢流现象(不下套管返泥浆)。
9、 套管下完后，查验剩余套管根数是否正确。
10、 套管下完后，一次性把泥浆灌满再开泵，灌泥浆时必须活动套管，一定要坚持“
一、
二、三个凡尔开泵”的原则。
11、 坐封蘑菇头丝扣上要到位，下入井口要用居中放入，防止刮坏蘑菇头胶皮，倒扣接头公扣要涂抹黄油，防止卸联顶节困难。
12、 套管下完，先坐封，检查各闸门开关是否正确，再开泵通过侧导流循环，循环正常后再固井。
13、 一定牢记“五不”和“五防”。
五不：丝扣不清洁不上扣;套管编号不对不起吊;吊卡未扣好不起车;套管不紧不下井;泥浆不灌满不抢下。 五防：上扣要平稳，防止错扣;井口操作要细心，防止套管内、套管外落物;下放套管要平稳，密切注意指重表变化，防止遇阻后吊卡离开接箍造成严重吨钻;按照规定灌满泥浆，防止挤瘪套管;下套管时必须统一指挥，防止套管碰坏，人员碰伤，做到安全施工。
三、 异常情况处理及预防措施
1、 遇阻后，严禁硬提硬压，马上进行泥浆循环，先开一个凡尔小排量顶通，视泵压变化情况再进行大排量循环，并记好泵压与悬重变化。
2、 如果发生粘卡现象，立即活动套管，上提下压不得超过5吨，防止挠性杆失稳造成套管损坏，粘卡后立即汇报驻井人员和公司主管领导是否泡油处理。
3、 如果发生溢流现象，立即关井，抢接循环接头，汇报驻井人员和公司主管领导，采取压井措施，压稳气层后再继续下套管作业。
技术交底人：
队技术员：
队井队长：
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防水套管范文第2篇
1 套管钻井技术的过程和优势
与传统的钻井技术相比, 套管钻井更有更高效和安全的钻井效果, 以套管作为钻柱进行钻井, 通过套管的作用向井下进行机械能和水能的传递, 从而得到更好的钻井效果。在套管钻井技术中, 钻具组合是必不可少的一部分, 一般安装在套管柱的下面, 在钻井过程中一般是可以回收的。当完成了一定阶段的钻井距离之后, 将套头留在井眼里, 井底部的钻具组合则需要采用钢丝绳等从井底去除。而套管柱还是留在井内的, 然后进行固井作业。在使用套管钻井技术钻井的过程中, 不需要进行常规的起下钻作业, 传统钻井过程中的下套管以及气钻等过程都可以省略, 不仅可以有效的节约钻井时间, 钻机的费用也可以节省, 从而有效的控制了钻井成本。很多研究都表明, 和传统的钻井技术相比, 套管钻井可以节约30.0%左右的钻井时间。在使用套管钻井技术钻井的过程中, 套管一直停留在井眼中, 因此可以使井内的流体流动的速度大大增强, 提高了井内看起的流通, 有效的避免了空气膨胀的现象, 提高了钻井过程中的安全性。不仅如此, 通过套管钻井技术的使用, 还可以有效的减少井壁坍塌事故的发生, 减少钻井过程中安全事故的发生。
2 套管钻井技术在定向井中的应用
2.1 可回收钻具组合在定向井钻井中的应用
可回收钻具组合套管钻井技术是属于套管钻井技术的一种, 之所以称之为可回收钻具组合套管钻井技术是因为其在钻井过程中, 钻具组合是可以回收的。在钻井过程中同时也进行下套, 实现一边钻井一边下套, 可以有效节约钻井时间, 提高钻井效率。在完成钻井之后, 只需要将套管留在井内, 而钻具组合则进行回收, 将其回收至地面。钻具组合的回收一般通过钢丝绳来实现, 回收之后又可以将其使用到下一轮的钻井过程中。采用可回收钻具组合套管钻井技术进行钻井, 在钻井过程中, 钻具组合在套管内侧会发生大幅度的摆动, 这种摆动会影响整体的钻井效率, 还会对钻具组合造成一定的损害。因此在钻井过程中, 应该对这种摆动进行有效的解决。钻具组合的摆动是由稳定器来减弱的, 通过稳定器的使用, 可以有效的减少钻具组合摆动的幅度, 从而有效提高钻井过程中的效率。在使用可回收钻具组合套管钻井技术进行定向井的钻井时, 在技术上面临着两个问题, 套管由于长时间运行导致的损伤以及套管上的弯曲载荷问题。因此研究工作人员应该加强研究, 解决这两个技术问题, 从而提高可回收钻具组合套管钻井技术的钻井效率。
2.2 可钻钻头套管钻井技术在定向井钻井中的应用
可钻钻头套管钻井技术就是在定向井的钻井过程中, 按照事前设计好的钻井轨道进行钻井, 当钻到目的层之后, 将钻头停留在井底, 而并不会将其提到地面上, 固定钻井继续钻井。在完成固定工作之后, 将下一段的钻具组合放下到井内, 将上一级的钻头钻碎就可以开始下一阶段的钻井工作, 并不需要重新安装钻头, 因此称为可钻钻头套管技术。在可钻钻头套管技术中, 在钻井过程中同样会遇到一些问题, 当遇到问题时, 为了有效的解决这些问题, 就需要不断进行技术的创新和设备的创新。在我国科学技术不断发展的背景下, 我国的可钻钻头套管钻井技术也越来越成熟, 在中硬地层的钻井中以及钻软地层中都得到了广泛的应用。可钻钻头套管钻井技术中使用的可回收钻具组合套管中主要包括定向马达、稳定器和扶正器等, 都得到了不断的完善, 使整个钻具套管组合可以发挥更强的作用, 提高使用的效率和效果。近年来随着扩眼器、导向泥浆马达等的研发和应用, 套管钻井技术已经发展非常成熟, 在钻井过程中使用起来也非常方便。
3 结语
与传统钻井技术相比, 套管钻井技术在定向井的钻井过程中表现出很多优势, 可以有效的改善钻井液的水力参数, 并且更好的控制钻井液的密度, 还有效的节约了钻井时间, 提高了钻井效率, 因此得到了广泛的应用。
摘要：近年来, 在定向井钻井中, 套管钻井技术得到了广泛的应用。套管钻井技术由于在井眼中一直有套管对井壁进行强化, 从而大大提高钻井效率, 不仅可以有效的节约钻井时间, 还可以有效提高钻井的安全性, 减少钻井过程中安全事故的发生。
关键词：套管钻井技术,定向井,钻井
参考文献
[1] 吴晓亮, 徐小峰, 冯京海.套管钻井技术在定向井上的应用[J].石油钻采工艺, 2007, S1:21-24+120.
[2] 袁超, 杨波.套管钻井技术在定向井上的应用[J].化工管理, 2014, 15:123.
防水套管范文第3篇
1 固井技术难点
①套管安全下入难度大:郑西页1 井裸眼段长达2600m, 超长的裸眼井段一次性下入大尺寸套管, 下套管时间长, 套管刚性大、外径大、吨位大、活动性差, 对下套管设备要求高。②地层漏失严重:钻进过程中发生多次严重漏失, 累计漏失量达2000m3, 共进行堵漏9 次。漏失井段在于384.39m ~550m、631m ~767m、805m ~1040m, 防漏是本次固井一个难点。③井眼极不规则:由于技术套管封固段以泥岩、砂岩为主, 钻进至2515m ~2530m、2480m ~2606m井段存在井壁严重垮塌。2237m ~2255m、2505m ~2650m、2525m ~2530m、2525m ~2649m、2583m ~2607m、2605m ~2607m、2646m ~2649m、2647m ~2649m, 井段也出现不同程度的掉块现象。导致井径严重不规则、井径扩大率大, 多处出现“糖葫芦井眼”、“大肚子井眼”。④顶替效率低下:由于受到地层严重漏失、井径扩大率大、“糖葫芦”井眼多等因素的影响, 在替浆的过程中顶替排量小, 难以实现紊流顶替。⑤对固井施工设备要求高:封固段长、环空间隙大, 水泥浆量和顶替钻井液量都很大, 施工作业时间长。因此要求注水泥设备具有很高的混配性能并且能长时间工作, 从而保障施工作业安全。
2 固井技术措施
(1) 下套管措施 ①全井要认真通井划眼, 加大钻具刚性, 带扶正器通井到底后, 充分循环, 确认无阻卡现象, 井眼干净后, 方可起钻准备下套管。②裸眼段每下1 根套管灌浆一次, 每15 根灌满1 次, 灌满后才能继续进行下套管作业。下入下部附件时, 底部5 根套管要涂丝扣胶, 其它套管丝扣涂好螺纹密封脂。③下套管过程中严格控制下放速度, 防止激动压力压漏地层。
(2) 防漏措施 ①因水泥浆封固井段较长, 上部井段选用高强低密度水泥浆体系 ( 附加量为20%) , 下部井段采用防窜防漏高密度水泥浆体系 ( 附加量为10%) , 可预防在注替水泥浆过程中因液柱压力和流动摩阻压力过大而造成的井漏。②替浆时先开1 号泵 (φ180×3) , 根据压力情况再开2 号泵 (φ170×3) , 最后水泥车碰压, 有效的控制排量, 采用紊流+ 塞流[1]的方式替浆预防井漏。③井漏预案:情况1、固井过程中在返出口安排专人坐岗, 观察返出情况, 如果井口失返, 在保障施工时间安全的前提下, 根据实际情况减小注、替排量直至施工结束。以1000m为漏失点重新计算灰量, 立刻组织安排上灰, 从井口进行反挤水泥作业;情况2、固井过程中返出排量减小和水泥浆未返出地面, 等电测结果出来后, 根据水泥浆返高的实际情况, 确定水泥量, 从井口反挤高密度水泥浆。
(3) 优选水泥浆体系 ①通过对施工现场数据采集, 要求水泥浆具有一定的防塌、防漏能力和良好的流变性。针对这种情况对水泥浆体系进行优选研究, 化验室先后共计调试200 余套水泥浆化验, 设计出了双密度、双凝防塌防漏性能优良的水泥浆体系和配方:采用高强低密度水泥浆体系解决中上部井段漏失的问题, 采用防窜防漏高密度水泥浆体系保证下部井段的水泥石强度, 满足三开要求。②由于套管内容积和环空容积都比较大, 水泥浆在运移过程中容易混浆, 钻井液、隔离液和水泥浆按照1 ∶1 ∶1 ∶1 ∶2 ∶7 ∶7 ∶2 ∶1 比例做相容性实验, 且稠化时间均大于400min, 保障施工安全。
(4) 提高顶替效率 ①通过对钻井液流变性处理, 保持钻井液与水泥浆的合理密度差、动塑比, 钻井液触变性变小, 钻井液紊流速度和流动阻力降低, 水泥浆的驱动力增大, 同一排量下水泥浆具有较大的驱动能量, 利于提高长裸眼井段的顶替效率。②前置液采用紊流型高效冲洗隔离液10m3, 占环空高度200m, 在有效冲洗地层、隔离水泥浆的同时, 增加接触时间和提高紊流程度。
(5) 施工设备的保障对所有参与固井施工的设备进行检查, 采用双车进行注灰, 确保施工连续平稳, 每种类型的施工车辆均有备用车辆。
3 结语
①通过对郑西页1 井技套固井水泥浆体系的优选, 采用双密度双凝水泥浆可以实现长裸眼段一次性安全优质封固。②低密度水泥浆与高密度水泥浆的配合使用, 有效地降低了固井施工过程中地层发生漏失的概率。③在井眼条件受限的情况下可以通过调整钻井液性能、适当加大隔离液用量来提高顶替效率。
摘要：郑西页1井φ244.5mm技术套管固井存在地层严重漏失、封固段长、井径极其不规则、顶替效率低等问题。通过下套管措施、防漏措施、优选水泥浆体系、提高顶替效率等提高固井质量的主要技术措施, 保证了郑西页1井技术套管的固井质量。
关键词：技术套管固井,漏失,长封固段,水泥浆体系
参考文献
防水套管范文第4篇
1事故发生经过
1.1套管准备情况
2015年12月24日送井套管共329根, 短套3根, 转换短套2根, 其中气密扣75根 (其中6捆42根, 单根33) , 长圆扣254根 (其中整捆25捆175根, 单根79) 。
套管串结构为:浮鞋 (LTC) +套管1根 (LTC) +浮箍 (LTC) +套管串 (LTC) +转换短节 (LTC×气密封扣) +套管串 (气密封扣) +转换短节 (气密封扣×LTC) +联入
1.2下套管情况
全井套管下入采用套管钳上扣, 扭矩符合设计要求。
1.3开泵循环情况
11:20-11:35单凡尔开泵, 排量10L/s, 泵压5↓3MPa;11:35-12:00双凡尔开泵, 排量24L/s, 泵压7↓4MPa;12:00-15:00三凡尔开泵, 排量34L/s, 泵压9.5↓6.5MPa;循环过程无蹩泵现象。1.4固井过程
注水泥52m3时发现井口发出水泥浆, 经计算套管内容积为39m3, 环空总容积为115m3, 判断套管出现短路。
2找漏点经过
2.1试起套管
判断套管短路后, 开泵循环出井内水泥浆, 后试提套管, 上提150吨, 套管无法活动, 发现套管已卡死。
2.2测井找漏点
1月2日13:00下钻通井, 钻具结构:Φ118mm钻头+Φ89mm DC*3+Φ73mm DP。1月2日22:00单凡尔开泵循环, 排量10L/s, 泵压14MPa, 钻头多次下探无果, 井深1714m, 至3:00起钻, 9:00起钻完, 通井过程正常。1月3日13:00开始测井, 至20:00测井完, 测井井段为:1713.9m-井口。经测井显示989.8-990m套管存在微缝。 (如图1)
2.3封隔器找漏
(1) 2016年1月7日23:30封隔器下至井深57m, 关闭半封闸板, 井口试压, 水泥车钻杆内打压22MPa坐封, 套管打压16MPa, 稳压10min, 无压降, 卡瓦、封隔器密封完好。
(2) 1月7日23:30至8日7:00下钻至井深925m, 水泥车钻杆内打压23MPa, 压力降至13MPa;套管打压8MPa, 稳压10min, 无压降;证明井深925m至井口套管完好。
(3) 9:00下钻至井深956m, 水泥车钻杆内打压23MPa, 降至15MPa;水泥车套管打压12MPa, 稳压10min, 无压降;证明井深956m至井口套管完好。
(4) 10:50关闭半封闸板, 井深956m, 钻杆内敞压, 套管内水泥车打压, 压力8MPa, 排量400L/min, 持续打压10min, 压力无变化, 证明漏段在956m至1714m之间。
(5) 13:30坐封封隔器至井深956m双水泥车打压, 水泥车钻杆内持续压力25MPa, 排量400L/min, 套管打压20MPa, 稳压10min, 无压降, 证明井深956m至井口套管完好。
(6) 13:50调整封隔器坐封位置至井深1308m, 水泥车钻杆内打压25MPa, 套管内持续打压, 压力7.5MPa, 持续打压10min, 压力无变化, 排量400L/min;停注压力降至5MPa, 证明井深956m-1308m之间存在漏点。
(7) 15:50调整封隔器坐封位置至井深1196.84m, 水泥车钻杆内打压25MPa, 套管内持续打压, 压力8MPa, 持续打压10min, 压力无变化, 排量400L/min;证明井深956m-1196.84m之间存在漏点。
(8) 16:35调整封隔器坐封位置至井深1080.19m, 水泥车钻杆内打压25MPa, 管管内持续打压, 压力7.5MPa, 持续打压10min, 压力无变化, 排量400L/min;证明井深956m-1080.19m之间存在漏点。
(9) 17:00起钻检查封隔器, 17:20调整封隔器坐封位置至井深938.77m, 水泥车钻杆内打压25MPa, 套管内打压20MPa, 10min无压降, 封隔器密封完好。
(10) 18:00调整封隔器坐封位置至井深998.93m, 水泥车钻杆内打压25MPa, 套管内持续打压, 压力7.5MPa, 持续打压10min, 压力无变化, 排量400L/min;证明井深956m-998.93m之间存在漏点。
(11) 18:15调整封隔器坐封位置至井深975.89m, 水泥车钻杆内打压25MPa, 套管内打压20MPa, 稳压10min, 无压降, 排量400L/min;证明井深975.89m-998.93m之间存在漏点。
(12) 18:25调整封隔器坐封位置至井深986.4m, 水泥车钻杆内打压25MPa, 套管内打压20MPa, 稳压10min, 无压降, 排量400L/min;证明井深986.4m-998.93m之间存在漏点。
(13) 18:40调整封隔器坐封位置至井深994m, 水泥车钻杆内打压25MPa, 套管内持续打压, 压力8MPa, 持续打压10min, 压力无变化, 排量400L/s;证明井深986.4m-994m之间存在漏点。
(14) 16:50起钻至井深986.4m, 检查封隔器, 水泥车管内打压25MPa, 管外打压20MPa, 稳压10min, 无压降, 封隔器坐封完好。
通过找漏情况判断漏点井段986.4m-994m, 套管节箍:984.9m、995.87m, 该井段为套管本体刺漏。
3补救过程
根据井下情况, 决定采用内插桥塞先建立循环, 后期固井的补救方法。1月22日下入桥塞至井深3296m, 建立循环, 注水泥浆33m3, 后期替浆正常, 通井后测井显示, 油层封固质量合格。
1月25日对990m漏点进行封固, 挤入水泥浆3.1m3, 挤注压力25MPa, 侯凝24小时钻塞后对套管试压, 试压20MPa, 稳压30min, 可以满足后期需要。
4结语
4.1本次套管事故的原因是套管质量差, 套管本体刺漏, 油层套管要选用质量好的套管入井, 防止因套管问题带来完井事故;
4.2采用四十臂成像测井和封隔器分段找漏, 可以准确查找套管漏点, 为后期补救提供依据。
摘要：温2-28井在固井过程中水泥浆提前返出, 根据现场分析为套管损坏, 由于套管已卡死, 不能起出, 决定采用找漏补救的方法, 先后采用了四十臂成像测井和封隔器分段打压找漏的方法, 准确找出了漏点, 对该井补救成功。
关键词：温2-28井,套管损坏,四十臂成像,封隔器
参考文献
[1] 范广振.油田套管损坏原因及防治措施研究.中国石油和化工标准与质量.2013, 10
[2] 房锡业.复杂条件下油井套管损坏原因及预防措施.油气地质与采收率.2013, 7
防水套管范文第5篇
1 强度计算的依据以及判定准则
文献[1] 给出了蒸汽夹套管端板强度的校核计算公式以及判定准则。根据相关工艺条件计算热膨胀引起的应力(2-1),以及由内压引起的端板应力(2-2),据此计算出二者共同作用下端板内(外)边缘的最大应力σvmax(2-3),将其与材料的许用应力[σ]t比较,若小于或等于许用应力,则所选择的端板厚度δ满足设计要求,否则需增加厚度值重复此计算过程,直至通过。
以上公式的符号及物理意义可参考文献[1] ,本文不再赘述。
2 设计条件
根据文献[1] ,计算所需原始数据包括:
外套管外径Dm;壁厚tm;温度Tm;热膨胀系数αm;弹性模量Em。
内套管外径Dp;壁厚tp;温度Tp;热膨胀系数αp;弹性模量Ep。
夹套管长度L;夹套管压力P。
本文以一根DN200的管线为例,校核计算端板强度,并分析相关的影响参数。
2.1 工艺参数
相关工艺参数见表3-1(节选自临界管线一览表)。
由表3-1的工艺参数查询相关设计手册,得此夹套管的强度计算设计输入如表3-2所示。
2.2 配管设计与管系应力分析
根据文献[2] 的规定,对整个物料管线的套管按照大一个等级的套管(DN250)进行设计,端板采用内置端板形式,如图3-1所示。
配管完成后用应力计算软件CAESAR II对管线进行了计算,并根据需要对原管线进行了局部优化,增加了管线的柔性,并保证每段夹套管的长度满足文献[2] 的要求。
3 计算结果及分析
根据文献[1]推荐的公式,并结合文献[3] 对若干公式的笔误进行了修正。
根据不同的端板壁厚值,计算结果汇总如表4-1和图4-1所示。
由计算结果可知,随着端板壁厚的增加,端板内外边缘的应力值都呈逐渐减小的趋势,但是收益逐渐减小。考虑到安全性要求,保证20%的设计裕量,以及经济性要求,本算例选取厚度为13mm的端板即可满足需求。
4 结语
4.1 针对夹套管的设计,目前各设计院和工程公司等均比较重视整个管线的应力校核,而容易忽视端板局部的强度计算,而常规应力计算软件也不具备端板应力分析的功能,这就要求设计人员需要按照相关规定对端板逐一校核,以保证安全;
4.2 采用增厚端板壁厚的方法可以提高其强度,但是收益递减,为保证设计安全,仍需工艺和配管专业对其源头,如工艺参数,管道布置,支吊架选取进行优化;
4.3 相关规范的公式需核对后使用,否则将导致重大误差。
摘要：对某化工厂一些夹套管的端板强度进行了核算并对结果进行了分析,得出了一些工程设计中需要解决问题的结论及探索。
关键词：夹套管,强度校核
参考文献
[1] HG/T 20645-1998《化工装置管道机械设计规定》.
[2] SH/T 3040-2012《石油化工管道伴管和夹套管设计规范》.
防水套管范文第6篇
1钻井工程对油井套管损坏原因分析
1.1钻井施工质量的影响
钻井工程的施工质量直接关系到油井套管的使用寿命, 对已损坏的油井套管进行研究分析可以得出看出, 百分之五十的油井套管因为施工过程中的固井水泥的没有返到地面, 造成反高不够造成的套管损伤, 可见水泥对套管有很大的保护作用, 同时我们知道在钻井工程施工时会对油田的地质造成一定程度的破坏, 有时会导致上覆岩体上冲或者下覆岩体下沉等现象, 这会对油井套管造成直接破坏, 导致套管发生弯曲折断等损伤。施工会导致地下原有的压力环境出现波动, 对原有的压力环境造成破坏, 部分较脆弱的油井套管因受压情况发生变化而出现破裂, 造成油井套管损坏。
1.2钻井设计参数的影响
钻井工程本身需要对整个工程进行参数设计分析, 不合理的参数设计会对油井套管造成一定影响。
井身结构影响。不同的井身对油井套管的影响是不同的, 现阶段定向井主要有‘直-增-稳’和‘直-增-降’两种类型, 第一种类型定向井的经验轨迹比较平滑, 容易控制, 对油田套管的影响程度相对较小, 而第二种类型的影响相对较大, 在施工过程中有一定的施工难度, 容易造成施工故障, 对油田套管造成损伤。
直井段井斜危害。直径段对井的轨迹要求就是‘直’, 尽可能的防止井斜现象的出现, 一旦出现就会对导致在钻井施工过程中出现井斜角, 井斜角的存在严重影响下一步施工的进行, 同时还会导致一定的安全故障。定向井和水平井对井斜有不同的要求, 通常水平井的要求更高, 一旦出现井斜不合格的情况, 会严重影响已施工工程质量, 大大增加了工程的复杂性, 影响油井套管的安全。
2目前钻井工程施工质量分析
从目前的情况分析, 钻井工程的施工质量有待提升, 在施工过程中存在很多问题, 下面就主要问题进行简单介绍
2.1工作人员的技术水平不达标
钻井工程的设计和施工都很重要, 设计人员在钻井参数设计时, 需要对油田的开发情况以及周围的地质构造进行分析, 在这个基础上进行参数设计, 大部分钻井工作人员忽视了这一问题, 在设计时一味的抛开实际情况进行设计, 造成钻井参数设计不准确, 增加钻井工程对油井套管的损坏程度。其次在施工人员的技术水平有待提升, 施工技术同先进技术水平有一定差距, 导致工程施工过程中出现很多严重问题。
2.2缺乏严格有效的监督检查程序
严格有效的监督检查是施工质量的保障, 在施工过程中对每一阶段进行技术要求和质量检查很关键, 这能保证每一阶段的施工质量, 同时能在很大程度上降低工程对周围地质的影响和破坏。然而实际工程中, 施工团队为了追求施工速度、降低施工成本, 缺乏对工程进行监督检查力度, 尤其是在直井段为了追求速度采取螺杆复合钻井方式, 这种方式虽然速度快, 但是会产生很大的斜度, 造成直井段不值, 使实际钻井轨迹同设计轨迹出入较大, 影响工程质量。
3降低钻井工程对油井套管破坏的预防措施
3.1提升施工质量
对工作人员进行定期培训, 增强其专业技术水平, 提升其思想素质, 要求设计人员在钻井参数设计时考虑到实际情况, 同时要求其借助计算机技术, 提升设计精度, 在各方面保证设计参数的可靠性。同时提升对施工人员的要求, 保证整个过程满足工程的要求, 避免出现实际施工和预想的轨迹出现严重的差距, 同时加强对工程的监督检查力度, 确保工程施工完成后进行质量检查, 保证施工质量的同时降低对地质的影响, 从而降低对油井套管的破坏程度。
3.2采取一定的预防措施
通过对钻井工程对油井套管损坏的原理分析, 我们可以在钻井工程施工期间采取一定的预防措施, 一方面改进施工技术, 降低对周围地质的破坏, 创新施工工艺, 确保施工期间工程对油井套管的影响最小化, 在一段工程施工结束后, 采取一定的支护措施, 对以钻井进行支撑保护, 防治出现地质破坏。同时在布置套管时可以在其周围放置一定的保护设施, 防止周围土岩对套管造成破坏。
4结语
油井套管的损坏因素有很多, 钻井工程对油井套管有一定影响, 在具体施工时要准确把握其影响因素, 对油井设计参数以及油井质量进行研究分析, 降低其对套管损伤。
摘要：油井套管是油井钻井过程中的重要部件, 但是由于各种因素的影响, 油井套管会在钻井过程中损坏, 严重的还会导致安全事故发生, 影响工程顺利进行, 本文主要对油井套管的损坏原因进行分析研究, 并提出一定的预防修正措施, 延长了油井套管的使用寿命, 促进钻井工程的顺利进行, 提升工程质量。
关键词：钻井工程,油井套管,原因分析和预防
参考文献
[1] 张雪琪许骁.钻井工程对油井套管损坏原因分析及预防[J].建筑知识, , :1.