随着修井作业朝着自动化方向发展,国内外均致力于研究自动化修井作业设备。文章结合自动化修井机特点,设计出一种伸缩式自动化井口上卸扣装置,分析了自动液压钳、扶正对中装置等主要结构,系统阐述了该装置的工作原理,计算得出液压钳钳牙与油管之间的防打滑条件,对背钳夹紧液压缸进行选型计算,设计出合适的自动液压钳以及整个装置的液压回路,保证该装置在工作时的安全性与稳定性。现场试验结果表明,伸缩式自动化井口上卸扣装置能够实现精准对中,快速平稳完成上卸扣作业,大大减轻了工人的工作强度,节省井口操作平台空间,提升工作效率,并提高了工人的安全性。

新疆油田玛湖等区块油藏中深在4000m左右,平均渗透率0.35mD,呈现埋藏深、渗透率低等特点,普遍采用压裂后自喷的方式投产,初期单井产量高,但递减较快。目前,已开发区块转机抽后采用游梁式有杆泵生产,平均泵挂深度2500m,系统效率和泵效较低;同时,由于地层能量下降快,供采不平衡导致的间抽问题突出。针对有杆泵深抽的技术问题以及此类油藏的需求,国内首次开展了电潜柱塞泵无杆深抽技术研究,现场试验3口井,满足了目前新疆油田低渗小排量深井的技术要求,为同类型油井开采提供了技术借鉴,拓展了无杆泵深井举升技术的研究思路。

由于角二段储层具有提液增油的潜力,南海西部油田决定对涠洲11-1油田A8S2井进行换大泵作业。但该油田属于无修井机海上平台,传统钻井船修井模式具有“两高、一慢、一难”等特点。针对如何解决无修井机平台以较低经济成本快速完成修井作业的问题,提出了液压举升装置修井新模式。通过对225K液压举升装置的可行性评估,主要包括风载计算、绷绳锚点布局、隔水导管腐蚀检测、隔水导管和防喷器组承载力校核等,论证了在作业工况下其整体强度满足现场安全要求。A8S2井先导性试验结果表明,除去天气和铳孔作业的影响,作业时效将会比计划提前2.37d,与钻井船修井模式相比节省费用682.21万元,累计增油预计达到0.98×10^(4)m^(3)。研究认为,通过液压举升装置修井新模式能够以低成本迅速解决油水井动管柱作业,为同类无修井机海上平台及时恢复故障井生产、降...

2021年是CG STEER旋转导向钻井系统的现场推广应用和技术升级迭代的攻坚之年。川庆钻采院在航天科工惯性技术有限公司与中国石油大学(华东)的协助下,积极开展攻关研究,成功研制了双柱塞液压单元,解决了系统复杂及偏软地层造斜率不稳定的问题。努力提升维保能力和水平,推动系统稳定性提升和技术升级迭代,全面采用带螺杆高速钻进,保障了现场作业顺利进行。截至4月底,已累计完成13口井(包含双柱塞应用两口井)现场试验应用,累计进尺16611.83 m,作业最高温度118℃系统可靠性显著提升,为“十四五”CG STEER旋转地质导向钻井系统攻坚战打出响亮第一枪。

井喷失控应急救援抢险时,在底法兰完好的情况下,不论是钢丝绳加压法还是重力加压法重置井口,最终都涉及人员近井口安装紧固井口法兰螺栓,极有可能因井内流体突然泄漏导致人员伤亡。为解决这个问题,设计了井口重置法兰紧固装置,此装置采用了液压抱箍式结构,为油气井抢险救援及隐患井口治理的井口重置提供了新的方法,与遥控重力加压井口重置装置配套后,可实现井喷失控重置井口作业全过程遥控操作,不仅提高了作业效率,而且避免了井控应急救援人员抵近作业的风险。

针对油气开采过程中缺乏实时测控和多层分采技术手段的问题,开展了液控型智能完井技术和装备的研究。液控型智能完井系统采用了远程液压控制的方式,实现了井下多层分采与单层段的多级流量调控,并结合井下动态监测技术,达到了多层段油井的分层实时测控的目的。井下液控滑阀是实施井下流动控制的关键装备,能够实现6级流量调节。地面液压控制站对井下液控滑阀进行远程液压控制,可以输出高压小流量的液体。光纤温度压力传感器及分布式光缆可以实时监测井下温度、压力和井筒温度剖面。现场实验结果表明,针对多层段油井,液控型智能完井系统准确实现了不动管柱情况下的分层开采与合采,获取的各项实时监测数据为判断井下工况和优化生产提供了可靠的数据支撑,满足了井下实时测控和多层分采的技术需求。

为解决常规液压尾管悬挂器高温高压环境下易出现密封失效和耐压能力不足等问题,文章开展了顶部驱动的液压尾管悬挂器及其关键技术研究。通过将液压驱动机构转移至送入工具,改变了尾管悬挂器坐挂方式,并优化设计了悬挂机构和高承载卡簧等关键机构,研制了Ф244.5 mm×Ф177.8 mm顶部驱动的液压尾管悬挂器,该悬挂器承载能力达到1 800 kN,套管内表面腐蚀状态对其坐挂性能影响较小,适用的上层套管壁厚为10.03~11.99 mm;液压驱动机构可在固井结束后随送入工具回收,整体密封能力达到70 MPa。目前,在四川和陕西地区现场试验应用4口井,均成功实现尾管悬挂坐挂,最大应用井深3 500 m,尾管最长1 546 m。经现场试验验证顶部驱动的液压尾管悬挂器性能可靠性,消除了常规工具潜在的风险点,为尾管悬挂器耐温耐压能力提升提供了一个新的方案。

为解决传统节流器在使用过程中存在的误坐封、胶筒失效和打捞困难等问题,研制了锁芯式井下节流器。该节流器为预置工作筒式,采用密封圈与工作筒的密封面过盈配合实现密封,具有定位准确、密封良好、易于打捞、抗流体冲击能力强、积液对节流器上提影响较小的优点。在苏里格气田苏南区块开展了166井次的现场试验,效果表明该节流器投放性能良好、坐封严密、胶筒密封完好,一次打捞成功率在90%以上。

三级注脂电缆动密封是带压作业的关键技术,对三级注脂电缆动密封技术进行分析研究,为现场应用提供科学指导和建议。根据宾汉流体圆管层流及偏心圆环层流理论,建立了三种三级注脂电缆动密封系统注脂压力及排量关系式,优选了三级注脂电缆动密封系统,给出了注脂压力及排量计算方法,并进行了现场应用。实践表明,优选的三级注脂系统密封脂消耗最少,文章所述方法的计算结果可指导现场快速设定各级注脂压力,考虑起下电缆和电缆粗细不均的影响,注脂压力实际设置值较理论计算值提高2%~10%,能实现电缆可靠动密封。

针对TPA-600型三缸单作用卧式往复柱塞泵液力端（泵头）柱塞密封盘根结构设计上存在的缺陷．进行了改进．新泵头舍去了原来的可换式盘根底座，将柱塞盘根密封室延长到泵体深处，缩小了原安装盘根座的内孔尺寸，并增设了一个铜环，一个铁环，把柱塞盘根（除润滑油环保留在原位外）整体前移，相应的增加了柱塞的长度；为了保证泵头强度不受影响，还将泵头作相应的加厚。此外柱塞盘根压帽也进行了改进，柱塞盘根润滑油孔和调节盘根用的工具查孔，由六孔改为八孔。改造制作的新泵头，降低了盘根所受压力，利于盘根密封的调整，提高了柱塞盘根密封的可靠性，延长了柱塞密封及泵头的使用寿命。