海上高温高压气田完井投产关键技术

随着海上石油天然气勘探开发的不断深入,高温高压等复杂天然气藏的勘探开发随之增加,而高温高压气井在投产过程中出现的环空带压、完井管柱失效等问题,对气井的安全生产提出了严峻的挑战。通过对水合物、油嘴冲蚀、井口抬升和环空压力管理等方面进行研究,形成了一套适应于海上高温高压气田完井投产关键技术。该技术在东方高温高压气田中成功应用,已投产21口高温高压气井生产情况良好,无环空压力异常情况,为类似海上高温高压气田投产提供借鉴。     

小井眼老井开窗侧钻尾管固井工艺研究与应用

二连油田老井因套变等原因无法继续开采，需要重新处理井筒，打通新的生产通道，且其老井多采用φ139.7mm套管完井。针对老井小井眼侧钻采用尾管悬挂固完井工艺中存在的尾管段间隙小导致固井作业蹩堵等复杂情况，从锥体流通结构设计、整体式复合钻杆胶塞结构优化，改进悬挂器关键结构设计，研究出座挂可靠性高、承载能力大、环空过流面积大、循环压耗低的带顶部封隔的尾管悬挂器，为小井眼老井侧钻安全高效施工提供了有力支撑，有效提高了固井效果和使用寿命，满足了侧钻需求，提高了尾管封固质量。     

超短回接尾管固井技术在埕北6FB-7井固井中的成功应用

埕北6FB-7井先后经历了漂浮固井施工技术、7×41/2″尾管补救性固井施工和挤水泥作业施工,完井后套管仍然试不住压,不能满足现场试采要求。针对该问题,经海洋采油厂领导研究决定采用短回接尾管固井技术,即固井时将套管回接插头插入下部尾管回接筒内,进行套管回接固井,套管不回接至井口的一种固井工艺技术[1-3]。该技术在埕北6FB-7井进行了应用,取得了良好的固井效果,这也是胜利海上油田首次成功应用的短回接尾管固井技术。该固井技术的成功应用,满足了现场套管试压和后期注采的要求,取得了良好的固井效果,而且短回接尾管固井技术比套管回接到井口成本要低的多,经济效益非常明显。     

肯基亚克盐下油田回接固井技术研究与应用

肯基亚克盐下油田位于哈萨克斯坦国西部滨里海盆地东缘的肯基亚克构造带上。该油田地质构造复杂,油藏压力高,油气异常活跃,密度安全窗口较小,易喷、易漏,钻井和固井难度较大。通过研究分析,优选胶乳水泥浆体系、优化环空浆柱结构,设计合理的扶正器安放位置、改进回接固井工具、附件以及完善配套的固井工艺等多项措施,提高了尾管和回接固井质量,消除了回接固井后期套间压,满足了油田开发建设的需要。     

非常规小尾管固井技术在南海东部的应用

南海东部地区陆丰油田A井是一口水平井,该井下?177.8 mm尾管至2 840 m时发生卡钻,无法下至设计井深,就地固井,造成?215.9 mm井眼2 840～3 330 m着陆井段的油水层未能进行水泥封隔,油水互窜导致井眼报废风险极大。为救活该井,决定钻完?152.4 mm水平井段后,采用非常规?127 mm尾管管柱结构的固井方式,对着陆井段油水层进行有效封固。在海上油田创新性的采用特制盲堵尾管、打孔尾管、水泥伞等组成的非常规尾管柱结构进行固井施工,总结出了一套非常规尾管固井工艺技术,对于其他类似复杂油气井固井具有借鉴意义。     

天然气井井眼完整性管理

伴随着我国天然气资源的大力勘探开发,深井天然气井数量越来越多,高温高压天然气井、高含硫化氢和二氧化碳井的数量也越来越多,国内逐渐出现了天然气井环空带压的现象,并且随着天然气井开采时间的延长,天然气井环空带压越来越突出,天然气井井眼完整性受到了巨大的威胁。针对这一问题,本文提出了井眼完整性的评估方法,指出天然气井环空带压的危害,分析了环空带压的影响因素,并提出了天然气井环空带压的预防措施、诊断措施以及补救方法,这对保证天然气井井眼完整性,实现我国天然气资源长期稳定安全开采具有重要意义。     

油气藏型地下储气库注采井环空带压初步研究

地下储气库的运行方式相对于气田比较特殊,采取注气、采气周期性交替运行的生产方式,钻完井采取四层套管,分别为油套环空、油技套、技技套和表技套,通过几个注采周期的运行下,储气库注采井出现套管环空带压的情况,跟踪分析2015年环空压力变化情况,环空取气样分析,深入研究带压原因及建议措施。     

自洗式随钻划眼工具的研制及应用

随着油气田开发进入中后期,油田开发难度逐步加大,环空憋压、浅层缩径、井漏等复杂情况频发。为了保证井下安全,在钻进施工中,钻井队不得不采取短起下钻,通井划眼、扩眼,甚至堵漏等技术措施,这必将严重影响钻井时效。自洗式随钻划眼工具的使用可以在钻进过程中实现划眼,减少环空憋压和井漏等复杂情况的发生,还能处理浅层缩径等,能够大大地提高了钻井时效。     

扎哈泉地区固井工艺技术探讨

扎哈泉是青海油田2013年重点勘探区块,该区块油层埋藏深、油气层活跃,三开钻井过程中钻井液油侵严重,该区块井深结构均为三层套管。表层套管:φ339.7mm×450m,技术套管:φ244.5mm×2250m,油层套管:φ139.7mm×3500m左右。为了从固井方面保障该区块的顺利勘探,我们对每层套管固井,根据地层和钻井实际情况,制定了详细的技术措施。表层套管针对大尺寸套管和流砂层,采用了内插法固井技术;技术套管针对地层情况采用了低失水水泥浆体系;油层套管针对钻井液含油量大,采用驱油型冲洗隔离液、双凝水泥浆技术、提高顶替效率措施和环空补压等技术措施,保障了各层套管固井质量达到勘探开发的要求。     

SH-1x井完井钻塞技术难点与对策

SH-1x井是中国石油集团公司部署在我国东部某油田的一口井深> 5500m的风险探井。五开完井使用Ф127mm尾管悬挂,尾管固井后使用Ф139.7mm+Ф127mm复合套管回接。完井钻塞采用Ф73mm+Ф60mm复合钻杆进行小井眼钻塞。本文主要针对SH-1x井井斜大(50°)、位移大(2500m)可能造成钻塞施工中摩阻扭矩大问题,使用Landmark软件进行了施工可行性模拟分析;针对环空间隙小,井温高,钻具柔性大等问题,提出相对应优化对策。     

玉东1井Φ177.8mm尾管“正注反打”固井工艺技术

玉东1井是塔里木油田英买力气田群的一口预探井,该井在Φ177.8mm尾管下到位憋通时再次发生恶性漏失-井口失返。为尽快封固裸眼井段,防止发生其它井下复杂情况和保护储层,采用"正注反打"固井工艺技术,在正注时使用快干水泥浆,喇叭口挤水泥时使用两凝水泥浆,同时综合运用"同步法"挤水泥及"间歇挤水泥"工艺技术,成功地完成了该复杂井的施工,为此井后来的勘探打下了良好的基础,并为以后类似井提供了参考。     

新港1井深井高温小间隙尾管固井技术综述

新港1井是2011年大港油田部署的一口三段制五开重点风险探井,设计井深5985m,152．4mm钻头实际完钻井深6716m,127．0mm尾管下深6714m。由于该井井深、井底温度高、环空间隙小、施工压力高,所以在固井过程中易出现层间互窜、顶部水泥石超缓凝、顶替效率差、水泥环薄且分布不均匀等固井技术难题。通过采取井眼净化技术、套管居中设计、优选高温防窜水泥浆体系、防污染、防回流固井技术及平衡固井技术,确保了该井#177．8mm和φ127mm尾管固井质量。     

深水油气井环空带压套管设计研究

本文针对某地区高温高压深水井的测试阶段,套管在井筒的环空带压作用下出现的破坏、损毁状况进行分析,利用预测井筒的环空压力建模,设计深水井环空带压套管,结合地层、套管、油管、海水传热效应等因素,进行预测井筒环空压力建模,继而设计套管强度。对生产作业中促进环空带压影响因素缓解及减少的有效措施和特点进行综合分析,通过在某深水井套管的设计中实际应用,发现环空压力的计算结果均存在10%以内的相对误差,为该区域内的深水油气勘探开发提供参考资料。     

水平井完井技术在文92-平2井的应用

文92-平2井是部署在东濮凹陷中央隆起带中部文留构造东翼文110块东部的一口重点水平井。该井设计井深3616米,完钻井深3584米,水平段长308米。在固井施工中,克服斜井段注水泥顶替效率差、尾管悬挂工具及附件要求高、水泥浆析水控制难度大、套管不易居中等一系列困难,通过采取尾管悬挂、套管回接、优化水泥浆体系等多种技术措施,确保了顺利固井。     

大牛地气田水平井钻井提速实践

大牛地气田位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡北部东段,是一个上叠系连片的复式大型气田。钻井平均垂直深度3000m,上古生界气藏埋藏深度一般在2600~2900m。大多数施工井为三开水平井,一开采用φ311.2mm钻头钻进,下入φ244.5mm表层套管400~408m;二开采用φ215.9mm钻头钻进,下入φ177.8mm技术套管2820~2950m;三开采用φ152.4mm钻头钻进,悬挂φ114.3mm尾管。由于地层非均质性强、复杂情况多、存在砾石层、地层研磨性强,再加之2012年初首次进入大牛地气田施工,第一轮水平井钻井周期相对较长、钻井成本高。通过对第一轮水平井的钻井工艺技术进行研究,逐渐探索出了一套优质、高效、快速钻井的提速工艺技术,钻井周期明显缩短,机械钻速显著提高,降低了钻井成本,提高了经济效益。     

注水井环空带压统计分析及治理改进方向

注水是油田开发的主要方式,油田绝大部分采取分层注水工艺,尤其是油田高含水阶段,分层注水精细程度要求更高.分层注水工艺管柱在井下受高温高压多因素影响,井下封隔器性能工况复杂,难以预测.一旦分层封隔器密封性能下降,注水压力经封隔器渗漏上窜至井口,井口套管环空则会聚集一定压力的气体或者液体,形成环空带压(套压).带高套压注水,不利于套管长期工作,现场力求实效零套压生产.通过对分层注水工艺管柱的改进,研制的环空封隔器等工具,带套压水井呈现下降的趋势,改善了水井套管的工况,可以延缓其使用寿命.部分带套压井,仍需进一步优化封隔器胶筒性能及配套措施,以达到零套压生产目标.     

伊朗Y油田S12井固井质量分析

S12井是位于伊朗境内Khuzestan省的Y油田开发井之一,构造位置属于中东波斯湾盆地扎格罗斯山前褶皱和阿拉伯地台东缘的过渡带,构造轴向为近南北向的一个大型的长轴背斜。该区块Sarvak油藏埋深3100米左右,采用水平段裸眼完井。81/2″钻头钻至4100m左右完钻,水平段长900m左右,7″尾管下至A点进行注水泥作业。对Y油田区块S12井φ177.8mm生产尾管固井质量进行认真分析,找出可能的影响原因,以提高Y油田区块后续固井质量。     

测试管汇在高温高压井井控中的应用

随着海上高温高压井勘探开发的深入,作业井的压力系数越来越高,窗口越来越窄,南海西部乐东某区块高温高压井压力系数接近2.30,而作业窗口不足0.1,井漏、井控风险极高。针对压井时套压极高的情况下,仅仅用钻井阻流管汇实施压井作业,难以应付超高温高压井中出现的井控情况。本文从测试管汇布置及工具结构等方面详细讲述了测试管汇在高温高压井中的重要作用及优点,并以实例展示了测试管汇在高温高压压井作业中的优势。     

阿塞拜疆k5802井固井实践

本文从阿塞拜疆Karabagil油田的k5802井固井技术难点入手,针对该井实钻情况配制使用超高密度前置液及水泥奖体系,并在注水泥过程采取放喷管线节流使环空加压及替完水泥浆后采取环空蹩压平衡高压油气水层等固井工艺措施。以优质的服务和施工质量完成了该井的固井施工任务,对超高压复杂井固井提供一条新的思路。     

马26-侧4井Φ139.7mm套管深部开窗侧钻井固井技术

中原油田已进入勘探开发中后期,老井套管损坏情况日益增多,开窗侧钻是完善井网、节约开发成本的一项重要措施。马26-侧4井是在Φ139.7mm套管内开窗侧钻,下入Φ101.6mm套管进行尾管固井的一口定向井。通过下套管前调整好泥浆性能,优化送入钻具组合,确保了套管的顺利到位;通过优选尾管悬挂器,优化抗高温水泥浆配方,采用紊流、塞流复合顶替,循环加回压等固井工艺技术,圆满完成了该井的固井施工,固井质量达到优质。该井的成功经验,为今后深层开窗侧钻固井提供了技术支持。