置换法压井工艺技术现场应用

在油气井发生溢流、井涌甚至井喷时,由于井内管柱结构特殊导致油套不连通,无压井液循环通道,无法采用常规的方法压井,只能采用置换法压井工艺解决问题。对置换法压井原理及操作步骤进行了介绍,通过现场应用和实践总结,提出了压井过程中压井液类型的选择、井口设备承压能力的考虑、计量罐的选择等应注意的事项和建议。     

APR测试工具失效时的井控难题及处理措施

APR测试工具广泛应用于深井完井作业过程中,但其失效的情况时有发生,影响测试、压井等施工作业,并可能带来较大的井控安全风险。为此,分析了APR测试工具失效后的井控难题：没有循环通道实施压井作业、油管内外压井液的密度差造成环空压力骤然上升、起管柱时可能因为封隔器收缩不完全发生抽汲作用、无法对循环通道口以下的流体进行循环脱气。并针对性地提出了采用穿孔法来建立循环通道,从控制油管内外压差、起管柱过程中的防喷要求、对无法循环的流体进行脱气处理等方面来制订削减和控制井控风险的措施。最后还对井控工作提出了建议：应保证APR测试工具出厂质量、净化井筒、采用穿孔法（而不用倒扣法）建立循环通道。现场实际应用结果证明,采用穿孔法建立循环通道处理这种井控难题及制定的风险控制措施是可行和安全的。     

动态置换法压井参数计算

通过研究气液两相泛流现象,提出了一种压井液注入和气体排出同时进行的动态置换法。通过理论分析得出,动态置换法压井过程中应满足井底压力恒定,气体排出过程应满足物质守恒,压井液全部下落到井底应满足泛流条件,从而建立了动态置换法压井参数计算模型。模型计算得到的气液注入速度比和最大压井液注入速度与Ramtahal实验数据比较接近,可应用到现场动态置换法的压井参数计算。通过对比动、静态置换法压井曲线,得出动态置换法在压井排量比较低情况下,压井时间比静态置换法短,井口压力比较低,从井控设备安全及井控工艺角度来说,动态置换法优于静态置换法。给出了动态置换法压井施工工序,对现场的压井施工有一定的指导意义。     

不同影响因素下动态置换法压井参数研究

动态置换法是一种压井液注入和气体排出同时进行的非常规压井方法,压井液最大注入排量的确定和井口套压的控制是压井成功的关键。文章基于压井液注入过程中满足井底压力恒定、气体排出过程中满足物质守恒、压井液下落过程中满足修正Drosos液泛关联式,建立动态置换法压井的数学模型。通过计算得到压井液最大注入排量与Ramtahal实验数据相对比,在套管内径为152 mm、套管内无钻杆和钻杆外径为51 mm井况下,误差仅为7.0%和0.1%,可以应用到动态置换法压井计算中,并通过模型分析不同影响因素对压井液最大注入排量和井口套压的影响规律。结果表明,钻柱偏心率、压井液表面张力越大,压井液最大注入排量越大,套压下降速度越快,压井时间越短;气柱体积、压井液黏度越大,压井液最大注入排量越小,套压下降速度越慢,压井时间越长。     

塔里木油田高压气井压井技术

塔里木油田库车山前高压气井在生产过程中井完整性缺陷,不同程度出现一级屏障失效、二级屏障受损、环空压力超限等复杂情况,采用压回法、置换法等常规方法无法实现应急压井。结合不同作业井井况、压井装备,地面控制设备,压井液类型、压井液密度、压井方法等,采用带压灌注法、节流循环法和高压挤注法等非常规压井方法,可快速有效控制井控风险,达到压井目的。塔里木油田KEsXX井油套连通且C环空压力超限,采用综合的非常规压井技术进行现场压井,取得良好效果。该技术对高压油气井生产现场应急处置具有很好的借鉴和指导意义。     

海上油田压回法压井参数变化规律及设计方法

在海上钻井、修井过程中,当钻头不在井底或者钻具堵塞、刺漏等无法建立循环时,特别是钻井时存在溢油风险、有些区块含H2S等有毒气体时,压回法压井是重要的压井方法。基于多相流理论建立了压回法压井模型,并以海上某油田B井为例,模拟分析了压回法压井参数变化规律,结果表明:压回法压井排量越大,压井时间越短;压井液黏度越大,气泡上升越慢,更快地压回地层;高密度压井液可以降低压井泵压,但不会降低初始的压井泵压;溢流体积越大,压井时间越长,压井泵压越大,但是最终压井泵压基本相同;漏失速度在一定程度上决定了压回法压井能否实施。在此基础上,提出了压回法压井参数设计方法,从而为海上钻井井喷压井参数设计提供了指导作用。     

K13井的压井设计与施工

当井内管柱无压井液循环通道时，常用的压井方法就是挤压井。然而，有些注采井的完井管柱特殊，以至于既使采用挤压井的方法也无法成功压井。以K13井为例，介绍了这些井的压井设计思路及现场施工效果，为类似井的压井提供了借鉴方法。     

置换法压井技术在榆林气井的应用

该井是榆林气田一口开发井,该井在2001年对山_2层进行了压裂、试气求产,测试流动压力22.387 MPa,试气无阻流量6.6142×10~4 m~3/d,地层压力系数为0.9992,是该区块一口相对高压高产的气井。在对该井进行地层测试时由于测试工具掉入油管卡死,导致气井无法正常生产,由于气井相对高压高产,且油管堵死无法循环造成压井处理事故难度大、安全风险高。通过采用了井筒气液置换法压井技术有效的控制了压井的施工压力和压井液用量,并一次取得了压井作业的成功,保障了该井后续井筒作业的安全进行。     

从伊朗Arvand-1井溢流压井再谈置换法压井方法

为指导现场技术人员正确使用置换法压井,以伊朗Arvand-1井置换法压井为例,探讨了该井置换法压井作业中的问题,分析了该井采用置换法压井失败的原因。认为该井在关井套压52.5 MPa情况下始终保持注入压力61.6 MPa停泵,降至57.4 MPa后再次开泵,套压保持在42.0 MPa以上平衡地层压力的做法和采取的排气方法都存在一定问题,以致注入了2.55倍井眼容积的压井液却成效不大。指出若将井眼容积、注入量和施工压力结合起来进行分析,采取逐次降低注入套压和排气压力的方法,仅用置换法就可以压井成功。根据压井过程中始终保持井内压力平衡的原则和置换法压井原理,给出了正确的压井方法。      

司钻法压井问题分析

通过对司钻法压井理论和现场压井案例的分析指出,传统的司钻压井法施工措施只适用于联通性差的油气层的压井。对于大多数油气层,传统的压井措施,将造成多次循环压井;对于钻井液密度窗口较窄的地层,压井失败的几率是很高的。现场很多压井实例说明,压井液下行过程控制套压不变,是造成多次循环压井的主要原因,也是导致压井工作复杂化甚至失败的根本原因。文中推荐的司钻法压井措施,要求在压井液下行过程中,通过节流阀控制立压,使之按计算压力下降,即压井全过程采取控制立压的措施。该措施能减少压井循环周,并适用于所有地层,可以提高压井效率和成功率。     

从典型井喷案例谈一次循环法压井工艺

一次循环法压井方法（即工程师法、等待加重法）是常规压井方法,但在应用中常因套压控制不当等原因,导致压井失败。以元坝272-1H井和清溪1井压井作业为例,分析认为对井内压力平衡问题认识不到位、套压控制不当、压井排量不合理等是导致一次循环法压井失败的主要原因,并以井内压力平衡控制为基础,给出了环空仍然有钻井液和环空喷空2种情况下的一次循环法压井参数计算方法与压井工艺,该压井工艺在HF203井井喷压井中进行了成功应用。研究与应用表明,基于井内压力平衡的一次循环法压井工艺,对于能够正常循环的溢流井喷,具有非常好的可操作性,能够实现快速压井成功。      

深水救援井动态压井设计方法及应用

通过救援井向井喷井高排量泵入不同密度的压井液进行压井的方法,已成为救援井压井方案的首选。简单阐述了动态压井技术原理,给出动态压井设计的关键点和设备选型的方法。通过1 口井实例给出了动态压井设计的流程,并根据最恶劣工况（WCD: Worst Case Discharge）进行了多层储层井喷时动态压井模拟,基于动态压井给出了压井液密度、平台设备选择等方法。认为深水动态压井设计应考虑井喷井流体类型、井喷流通通道、水深影响下的井筒流量等因素。与常规压井方法相比, 深水动态压井具有排量大（最大达到12 m3/min）、地面泵压高（最高达到26 MPa）、所需压井液体积大（最大达到2 100 m3）等特点,可以为救援井动态压井设计思路、平台钻井液泵、钻井液储存能力等设备选型提供参考。     

气井喷漏同存的处理技术研究

川渝地区碳酸盐岩地层，地质情况极为复杂，气井钻井喷漏同存时有发生，钻井现场需要很好地掌握对喷漏同存的处理技术，尤其要注重灵活掌握每一种处理技术的适应条件和施工原则。文章通过对气层发生井漏后采取吊灌技术，抑制天然气进入井筒，当天然气进入井筒后采取置换法控制井口不出现高压力，以及对气井喷漏同存的堵漏压井技术进行了较为系统的研究，以供读者参考。     

无安全压力窗口裂缝性地层五步压回法压井方法

采用常规压井方法处理无安全压力窗口裂缝性地层气侵时存在一压即漏、漏完仍喷的问题,为解决该问题,基于安全控制井筒压力并重建安全压力窗口的指导思想,提出了五步压回法压井方法。介绍了五步压回法压井的基本原理和挤压转向、平稳压回、逐步刹车、吊灌稳压和堵漏承压5个步骤,给出了压井液排量、漏失压差、井口套压和安全压力窗口等关键参数的计算方法。五步压回法压井方法自2006年开始在塔里木油田推广应用以来,控制了1 138井次溢流和38次井控险情,大大提高了压井成功率。研究结果表明,五步压回法压井方法能有效控制井筒压力,实现喷漏同存裂缝性地层的安全钻进。      

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动力压井法是一种非常规井控技术，在动力压井过程中利用井内或环空流体的流动阻力和静液压力来平衡喷井的地层压力，它已在压制强烈井喷中成功使用。文章介绍了确定动力压井所需流量的3种方法：在纯摩阻法计算模型中用单一流体计算流动压降；稳态两相模型表征稳态条件下的流体流动，并考虑两相流体在温度、压力变化条件下的压缩性；瞬态两相流动模型计算泵入压井液过程中两相邻时间段的井底压力变化。不断增加的静液压力与流动阻力加大了对地层的压力,分析与计算结果表明：两相流动模型优于单一流体的纯摩阻计算法。当压井管柱底端不在井底时，可以使用离井底动力压井法。在注入点处压井液液滴的沉降与液体回流是该方法压井成功的关键，因为它们能够增加对井底的有效压力。液滴的最大直径和牵引系数是判断沉降与回流的依据,最大液滴直径可据Weber数确定，而牵引系数是滑脱速度雷诺数的函数。压井液在上升天然气气流中碎裂成液滴是一个由空气动力学与流体力学所决定的复杂过程,尚需进一步研究以得出能更精确地确定离井底动力压井作业中液体回流的条件。     

喷漏共存的堵漏压井技术

在川东地区碳酸盐裂缝地层的深井钻探过程中,由于地质情况极为复杂,井漏特别严重。产层多,压力系数又不一致,在同一裸眼中共存又喷又漏,井下复杂情况时有发生。从井下复杂事故的原因分析,认为井漏是引起井下复杂情况的祸根,是影响钻井成本上升主要因素之一,多年的压井堵漏实践证实,单一的堵漏压井技术,难以对付该区块的长裸眼、多产层、多漏层、多压力系数发生的又喷又漏。在分析总结过去上百次堵漏压井实践中,结合堵漏压井工艺技术的发展,创新出“桥浆间歇关挤堵漏压井技术”。该技术不但在川东地区扎根,还在川中油气公司华西2井见到良好的效果,为治理喷漏共存的堵漏压井提供了可借鉴的实用技术。     

东海XX井复杂情况处理介绍

东海某油气田XX调整井作业过程中,钻至设计井深后,决策加深钻进以钻探深部地层的含油气性.加深钻进至5108m发生溢流,压井过程中,钻杆在731 m位置发生刺漏,导致短路循环,置换法压井过程发生井漏、阻流管汇刺漏,同时由于平台设备压力等级不足导致情况进一步复杂化.经过一系列非常规措施,最终压井成功,是一次非常规压井的成功案例.     

深水压井井筒瞬态传热及复杂流动行为研究

在深水压井循环期间,随着压井液的循环,井筒瞬态温度场不断变化,导致环空多相流动行为变化复杂,进而影响压井过程中的井筒压力分布.为快速准确地预测深水压井过程中不同循环时间和压井排量下的井筒瞬态温度分布,基于能量守恒原理,综合考虑压井液、钻杆、环空、地层、海水以及隔水管之间的热传递,建立了深水压井过程中井筒瞬态温度场解析模...     

井内喷空工况压井方法研究

钻井中井内钻井液喷空是一种严重的井控事故,由于常规井控方法无法使用,研究井内喷空时的非常规压井方法就十分必要。通过研究压回法、动态压井法、动力压井法与动量压井法等4种方法的原理和工艺过程,对每种压井方法的适用性及特点进行了总结和比较。根据以上比较和总结,得出了井内钻井液喷空工况下非常规压井方法的优选方法,并对现场空井实施非常规井控提出了切实可行的措施和建议。