自锁式压裂循环阀的研制与应用

中原油田现有压裂循环阀的开启压力过低,在施工中由于油套压力不平衡、冲激效应以及误操作等原因会提前开启,由此引起施工进度延后和返工等问题。为此,研制了一种自锁式压裂循环阀。该阀采用弹簧压力回馈系统进行循环阀的总体设计,在循环阀开启后依赖弹簧推力自动关闭阀芯通道。同时,复位弹簧能够避免高速携砂液冲蚀,可靠性高。现场应用结果表明,该循环阀解决了过去施工中遇到的问题,应用35口井,其中33口井顺利完成施工,地面单台水泥车即可满足施工要求;研制的循环阀耐温性能达到150℃,耐压差75 MPa,能够满足高温、高压下的压裂管柱要求。     

新型地层测试井下关井阀的开发应用

针对常用的MFE、LPR-N、RD安全循环阀等井下测试关井阀在高温高压井地层测试中存在的问题,研制了新型地层测试井下关井阀。该阀将井下关井和循环压井分开进行,保证了井下压力计在录取关井压力恢复数据时免受干扰;采用球阀结构,并重新设计了球体与球座间装配预紧力的产生方式,使阀的密封严密;环空加压的操作方式也简单可靠。经现场应用证明,新型关井阀关井可靠,密封严密,取得了合格的地层压力恢复资料。     

连续循环阀气体钻井技术及其现场试验

目前气体钻井面临大出水地层生产时效低,中断循环后可能引起井壁垮塌、卡钻等井下复杂,充气钻井井底压力波动大、井控风险高等问题。为此,介绍了新研制的一种基于连续循环阀的钻井系统的技术原理以及现场试验情况。该系统主要由连续循环阀和地面控制系统两个部分组成,钻进中将连续循环阀接在钻杆上,接单根、起下钻时,通过连续循环控制系统切换循环通路,实现井下连续循环。在宁211井氮气钻井和月005 H1井充气钻井2口井现场试验的结果表明,接单根作业井底压力恒定,缩短了重新建立正常循环的时间,实现了接单根和起钻作业过程中的连续循环,初步证实了连续循环系统的可靠性与工艺的可行性。连续循环钻井技术在充气钻井过程中的试验成功,标志着该项技术从单一循环介质迈向了两相循环介质的新台阶,可为钻井液条件下的欠平衡井、窄密度窗口井、大位移井、长段水平井安全高效钻井提供新的技术手段。     

大斜度井测试技术在M-2斜井的应用

大斜度井测试同直井测试相比有较大的区别。在大斜度井进行地层测试时,常遇到封隔器漏失、在设计压力下N阀和循环阀打不开等问题。以巴基斯坦M-2斜井为例,对测试工具在斜井段的受力情况进行分析,对N阀和循环阀充氮压力值进行精确计算,在测试设计和操作上做出相应的调整,则大斜度井测试就会和直井测试一样取得较高的测试成功率。     

气基流体钻井气液流量组合设计新方法及应用

欠平衡钻进时井底压力较高,会引起储层的伤害,而接单根时井底压力较低,将引起井眼的破坏,而井底压力可由气体和液体流量组合来控制。为了使欠平衡钻井中储层伤害和井眼失稳之间的矛盾最小化,给出了一套在给定地质、钻井条件下进行充气欠平衡钻井气液流量组合设计新方法,该方法利用欠平衡钻井井筒4相流体动力学模型,将已确定的井底压力安全窗口转换为地面气液体注入流量的安全窗口。此流量安全窗口中,地层孔隙压力限制了窗口曲线的上界,井眼坍塌压力为窗口曲线的下界,并由钻井液的携岩能力和井壁冲蚀曲线封闭而成。此设计方法采用电子表格软件绘制气液流量安全窗口,可直观地选择最优流量组合。使用该设计方法对新疆石南油田SN4003井的充氮气欠平衡钻井进行优化设计,并与钻井实效对比评价,证明了该方法较为可靠、实用。     

压控选择性测试阀在DUNGOK-1井的应用

压控选择性测试阀是一种新型的地层测试工具,具有开井无需保压的特性,与其他APR测试工具配合使用,既能满足地层测试的要求,还能实现循环阀的功能。在DUNGOK-1井的测试过程中,现有工具无法有效满足该井的测试工艺要求。充分利用压控选择性测试阀的工作原理及特点,优化组合出一套能满足该井设计和工艺要求的测试管柱,圆满完成了该井的测试施工任务。     

不间断循环阀的设计

不间断循环阀是一种新型石油钻井工具,应用该阀可以实现整个钻井过程中井下钻井液的不间断循环,从而维持在接、卸钻杆操作过程中井底压力的恒定,同时使得井底钻井液工作在最大地层空穴压力和最小地层破碎压力范围之内,能够解决工程上遇到的空隙压力与破裂压力窗口窄小的难题。从结构和工作原理等方面对不间断循环阀进行了分析,提出一套不间断循环阀的设计方案,对阀体在拉、压、内压组合载荷工况下进行了结构强度分析。指出阀体开孔附近区域易产生严重的应力集中,是整个阀体的薄弱环节所在,需要进行合理的强度设计。     

动力压井法的参数设计和实施方法

详细研究了动力压井法的参数计算、设计步骤和实施方法，建立了动力压井法理论体系。参数设计的内容包括初始 井液及加重压井液的密度和流量，压井过程主要控制参数（立管压力和所需的最小泵功率等）。流量是动力压井法的核心参数，得出了以平衡地层压力所需的最小流量不和压漏地层的最大流量为上、下限的流量控制范围。     

可循环压井带封注采管柱的配套优化

针对塔河油田单井注气管柱腐蚀易导致封隔器解封困难,注气单流阀容易密封不严、开启压力低,封隔器无法起到保护套管作用,且气窜后不能循环压井的问题,研制了一种可循环压井带封注采管柱。该管柱包括环空压控式多次开关循环阀、防腐封隔器等关键工具;环空压控式多次开关循环阀可实现多次开关,用于气体回窜时循环压井;防腐封隔器胶筒采用金属网端胶筒、聚四氟背圈和中间AFLAS胶筒组合而成,具有良好的支撑性能、耐腐蚀性能和密封性能;优化分级解封机构及卡瓦防砂设计,降低上提解封力;分体式双向卡瓦锚定结构,达到防止完井管柱位移目的。该工艺在塔河油田应用16井次,工具性能稳定,满足注气开发需求,解决了封隔器解封困难的问题,降低了井控风险,具有很高的推广价值。     

新型循环阀

美国SPS国际公司研制出一种Centurion循环阀，采用它可扩展早先的落球或液流作用循环阀的能力。 这种循环阀主要是为钻井阶段要求高循环速度和改变流道而设计的。采用该工具可促进钻屑的有效排出，并可在不影响井底总成灵敏元件的情况下，挤注无循环物小段塞。液流分离钻井可优化通过井底总成的液流水力学，最大限度地清洗井眼，使大直径井中形成的钻屑最少。     

煤层气水平井充气欠平衡钻井注入参数模型优化设计

煤层气水平井双井筒油管注气欠平衡钻井技术,通过直井控制不同的注气压力不仅能够有效解决煤储层钻进时出现的多种复杂情况,同时还具有注气稳定、易维持较小欠压值等优点。文章建立了一套适合于煤层气水平井充气欠平衡注入参数优化设计的数学模型,通过实例分析评价了不同井底压差对平衡压力限、坍塌压力限、携岩能力限以及气液流量窗口的影响。利用该研究成果在FL-H16-L煤层气多分支水平井进行了现场试验,试验结果表明,注入参数模型优化设计是可行的,可在煤层气水平井充气欠平衡钻井中进行推广和应用。     

高温高压深井试油技术在准噶尔盆地的应用与分析

H10井是准噶尔盆地历年试油所遇到的最复杂的一口高压试油井，对该井试油分析，为高温高压井试油作业提供了借鉴。对施工过程中压差控制、管柱力学分析、地面流程的设计与选择、射孔完井液与压井液的选择等进行阐述，建议采用单闸板封井器、较大尺寸的割缝筛管、降低RD安全循环阀与RD循环阀之间的油管使用长度，效果更好。     

OMNI循环阀简介

在地层测试中 ,APR- A循环阀、破裂盘式 (RD)循环阀、断销式反循环阀均为单作用循环阀 ,循环孔打开以后不再关闭 ;而 OMNI循环阀的循环孔可以多次开关 ,通过该阀可进行循环压井、挤注液垫、管柱试压等操作。文中简述了 OMNI循环阀的技术指标、结构组成、工作原理及工作过程     

坨深1井试井资料解释与应用

利用双坨子气田坨深 1井产能试井、压力恢复试井资料的解释结果 ,结合试采情况 ,确定了二次产能试井平均无阻流量 ,用无阻流量的 1 3确定了合理产量。该井两次不稳定试井解释模型都选用复合模型 ,并通过评价说明该井有很好的前景。     

精细控压钻井系统

控压钻井技术是在欠平衡钻井基础上发展起来的新型钻井方式,近年来已成为国内钻井新技术研发的热点,其主要目的是为解决"卡、塌、漏、喷"等钻井难题提供有效的手段。控压钻井工艺有多种形式,包括井底恒定压力控压钻井、连续循环钻井和双梯度压力钻井。重点论述了由中国石油集团西部钻探工程有限公司钻井工程技术研究院自主研发的基于井底恒压的控压钻井系统,并就利用该系统实现钻进、停泵接单根、控压起下钻、双梯度钻井液帽压力控制及衔接的工艺方法进行了阐述。结合新疆油田白28井,给出了精细控压钻井系统在该井应用压力控制取得的成果,系统压力控制精度为0.35MPa,达到国外同类产品的控制水平。对控压钻井技术的发展提出了加大该技术在漏、喷问题严重的勘探开发区块的推广应用力度的建议。     

互联网上管油井

美国SPS国际公司研制出一种Centurion循环阀。利用这种循环阀在钻井过程中，可以扩展早先的落球或在液流作用下的循环能力。 这种循环阀主要是为钻井阶段，要求高循环速度和改变流动通道而设计的。采用该工具，可促进钻井岩屑的有效排出，并可在不影响井底总成灵敏元件的情况下，挤注无循环物小段塞。液流分离钻井可优化通过井底总成的液流水力学原理，最大限度地清洗井眼，使大直径井中形成的钻屑最少。     

海上油田新型机械防污染工具研究与应用

为了解决海上油田现有的机械防污染工具存在注酸通道开启压力不准,在大斜度井中丢手困难等问题,针对海上油田自身特点,研制了新型机械防污染工具及专用的丢手工具。该工具通过液压实现脱手,同时增加了扶正机构,优化了弹簧调节机构,并对压缩弹簧和弹性爪进行了受力分析,通过弹簧优化设计及采取特殊防腐工艺,提高了工具的防腐性能和压力调节性能,工具应用时不受井斜限制。现场应用表明,在井斜86°的油井中,新型机械防污染工具配套专用的液压丢手工具,投入?57 mm钢球、油管打压10 MPa,即可实现新型防污染工具丢手;地面加压8 MPa,即可开启注酸通道,为海上油田储层防污染措施提供了技术支持。     

坨17井试井资料分析与解释

双坨子气田坨17井于1998年7月10日完井,到目前为止共进行了1次不稳定试井,1次修正等时试井。利用产能试井、压力恢复试井资料的解释获得了大量信息,采用双对数和半对数对该井外边界进行分析,提出在进行试井解释时,解释模型选用十分重要,一定要结合地质条件和试井曲线形态进行判断。利用该井修正等时试井资料确定真表皮系数为0,而压力恢复试井解释的S为34,说明该井配产太高紊流损失严重。确定产能试井无阻流量为108．582dam^3／d,用无阻流量的1／5确定合理产量为21．7dam^3／d。     

辽河油田双6储气库注采能力评价

为保证辽河油田双6储气库应急调峰期间强注强采和安全运行要求,以SL1井为例,综合考虑库区地层压力安全区间10~24 MPa、注采管柱抗冲蚀及地层携液能力三方面因素,开展双6储气库注采能力评价研究。在2017—2020年“四注四采”周期内,连续开展产能试井,监测流压与注采气量,建立二项式产能方程,计算不同地层压力下的极限注采气量;计算得到?114.3 mm气密封注采管柱的临界冲蚀流量及临界携液流量,确定单井安全注采制度;总结SL1井地层压力随累计注(采)气量变化规律,预测该井安全累计注气量为0.942×108~2.713×108 m3;在库区连通并达到统一压力系统后,预测当双6库区安全库容为7.623×108~34.510×108m3时,才能保证地层压力及注采气容量满足气库安全运行。     

稳定试井方法在双坨子气藏的应用

经过双坨子气藏的3口井（5井次）稳定试井资料分析解释,得出其合理产量定为无阻流量的1／3～1／5。该区块井经数年开采,地层压力下降不多,无阻流量变化不大,其间无水产出,说明该区块井有很好前景。利用地层测试回压试井稳定产能曲线的斜率,把产能曲线平移到目前地层压力和目前稳定流动压力处。两次测试结果联合应用,求出目前气井的产气方程,解决修正等时试井测试失败的试井解释难题,求出目前情况下气井的无阻流量,提高了现有资料利用率,为气井开发提供了可靠依据。