φ139.7mm套管开窗侧钻存在的问题及对策

φ139.7mm套管开窗侧钻属于小井眼微间隙钻井。针对近年套管开窗侧钻中出现的开窗失败、小井眼井控问题、井下安全钻进、尾管悬挂器失效以及钻井液携带岩屑问题进行分析,提出了有效的解决措施,对进一步提高开窗侧钻小井眼微间隙钻井技术具有一定的促进作用。     

Ф139．7mm套管开窗侧钻存在的问题及对策

Ф139．7mm套管开窗侧钻属于小井眼微间隙钻井。针对近年套管开窗侧钻中出现的开窗失败、小井眼井控问题、井下安全钻进、尾管悬挂器失效以及钻井液携带岩屑问题进行分析，提出了有效的解决措施，对进一步提高开窗侧钻小井眼微间隙钻井技术具有一定的促进作用。     

有杆泵深抽配套工艺技术在川北油田的应用

川北油田主产油层为侏罗系自流井组大安寨段及千佛崖组,平均埋深2700~3200m,原油蜡含量在7%~17%之间,生产气油比在500m3/t以上,油井开采后期地层压力低、供液能力差。35年的生产实践证明,通过有杆泵深抽能最大限度释放油井产能、采出地下剩余原油,是提高原油采收率的有效措施。针对川北油田的特点,通过优选管式整筒泵及横销式撞击泄油器,优化H或D级抽油杆组合并加装抽油杆活络防脱器,形成生产管柱优化技术;通过对比,优选出可旋转式尼龙刮蜡扶正器,并探索了利用本井原油进行热洗井清蜡的工艺,形成不动管柱清蜡技术;通过在油管底部加装井下脱气装置XQSM-102多级高效气(砂)锚,同时采取控制合理套压生产等措施,形成防止泵受气体影响工艺技术;以这三项技术为主要内容,形成的有杆泵深抽采油配套工艺技术,于2013年在川北油田已停喷的SP2-1H井进行现场应用,机抽生产224d,平均泵效约40%,平均日产油2.8t/d,生产情况稳定。     

提高单井产量技术研究与应用

尽管前期通过科研攻关,解决了一部分因地层堵塞、出砂、管外窜槽、油层物性差等原因造成的单井产量低下的工艺技术难题。但对于侧钻井出砂、长井段／薄互层直井分层压裂分段级数低、直井物理解堵技术无法实现选层等影响单井产量的问题尚未解决。针对上述技术瓶颈,开展小井眼地层深部防砂技术、连续油管压裂技术和选层负压解堵技术的攻关与研究工作,形成了新型树脂砂、连续油管跨式双封管柱和选层负压解堵工艺三项技术突破。其中,小井眼地层深部防砂技术实现了地层深部防砂技术在侧钻井上的应用,解决了小井眼钻树脂砂塞困难的问题;连续油管分层压裂技术不仅可以实现不动管柱进行2层或3层分层压裂施工,还可以用于2层或3层分层酸化作业施工;选层负压解堵技术将化学暂堵、机械解堵有机融合为一体．完成选层负压解堵工艺,从而达到最佳的解堵效果。这些技术的研制成功和现场应用,为油田稳产提供了技术保障。     

国外新型钻井工具技术进展

总结国外垂直钻井工具、空气螺杆、旋冲钻井工具、膨胀管、固井工具等四类主要新型钻井工具的最近技术进展、现状以及发展趋势。垂直钻井工具是一种集机-电-液一体化的井下闭环系统的钻井工具,是防斜方法的革命性突破,是钻井领域的前沿技术。垂直钻井工具有自动防斜、纠斜功能,适用于在高陡构造硬地层中大钻压钻进,能有效控制井身质量,大幅提高机械钻速。空气螺杆钻具,是用气体钻井或欠平衡钻井技术钻定向井及各类特殊工艺井的必要工具,因此也得到了推广应用,并在实践中不断改进和完善。经过10余年的发展,国外可膨胀尾管悬挂器技术逐渐趋于成熟,在很多油气田投入工业性应用,取得显著的技术和经济效益。膨胀管技术的发展方向,是单一直径井眼的建井技术。旋冲钻井工具是解决硬脆性地层机械钻速低,钻头使用寿命短的主要手段之一。同时,国外公司研制和开发出许多用于高含硫深井条件下的新型尾管悬挂器,如封隔式尾管悬挂器和防H2S和CO2气体腐蚀的不锈钢尾管悬挂器,以适应越来越复杂的高含硫深井固井施工要求。     

中原油田小井眼钻井技术实践

在中原油田应用开窗侧钻技术，达到了遏制井况恶化、挖掘剩余资源、节约投资、提高原油产量的目的。在小井眼开窗侧钻工艺中成功应用复合钻井技术，钻井速度提高了66％，选择合理的钻具组合可对井眼轨迹进行有效的控制。介绍了小井眼完井技术的技术要点，该技术的应用解决了固井质量低的难题，对小井眼微间隙钻井和完井具有一定的借鉴作用。     

膨胀套管技术在钻井完井工程中的应用研究

膨胀套管技术是将管柱下到井底,以机械或液压方法,通过拉力或压力使管柱发生永久塑性变形,从而达到扩大井眼或生产管柱内径的目的。目前,复杂结构井和特殊工艺井钻遇高压层、漏失层等复杂地层时,常因常规技术难以封堵或井眼尺寸受限而导致后续钻井和完井方案无法实施。膨胀套管钻完井技术能有效解决复杂地层封堵、井身结构优化和完井内径过小等复杂钻完井难题,膨胀悬挂器作为膨胀套管技术的衍生产品,可为复杂井况条件下尾管完井提供技术手段。国内膨胀套管技术裸眼井封堵应用推广力度较小,在大尺寸膨胀套管应用方面尚有所欠缺,等井径膨胀套管技术尚处于研发阶段;同时,膨胀悬挂器应用范围主要集中在侧钻井的尾管完井,且规格尺寸不完全,尤其缺少特殊尺寸的产品。建议与国际先进公司对标,开展先进的膨胀套管及膨胀悬挂器技术深化研究。     

沙特钻修井技术

针对沙特油田产层开发特点,介绍了中原钻井在沙特钻井承包施工中采用的边漏边钻、边涌边钻、清水解卡、小井眼钻井、短半径水平井钻井、多底井钻井等先进技术,有效地降低了钻井成本,利用了每口井的资源,大大提高了单井产量,对国内钻修井技术的发展有一定参考作用。     

欢喜岭油田油井结蜡规律及清防蜡技术

介绍了欢喜岭油田稀油区块的油井结蜡现状与目前使用的清防蜡技术。分析了油井结蜡规律．并根据不同油井的井况、生产动态、热洗周期及检泵周期,制定了清防蜡主体工艺方案。方案实施后,节省洗井液返排时间8％,平均单井检泵周期延长35d,增产原油6257．1t,获得经济效益434．8万元。且将应用的4种清防蜡技术进行对比发现,优选次序依次为周期油管电加热技术、点滴连续加药技术、固体和强磁防蜡技术、管杆涂层防蜡技术。     

川中油区侏罗系特低渗油藏中后期采油工艺技术对策

川中油区侏罗系油藏属于非均质特低孔渗、低丰度、低采收率非常规油藏。在历年开采中,先后采用了抽汲、柱塞采油、超声波解堵、低频脉冲解堵、微生物采油、振荡洗井、挤轻质油、热油洗井、机抽、螺杆泵等采油工艺技术,部分工艺取得较好效果。目前,大部分油田进入开采中后期,呈现出油藏压力低、单井产量低、井筒液面低、结蜡较为严重等特点。对川中油藏的开发现状进行梳理分析,对历年采油工艺应用进行总结,归纳了当前采油工艺存在的三个技术难点,并结合目前采油工艺技术发展水平．着重从间歇井提高单井产量、清防蜡采油配套工艺研究和水平井采油工艺及配套技术研究等方面,提出适合于侏罗系特低渗油藏现状的采油工艺技术思路：重视井筒和近井地带的处理技术;继续研究并发展小泵深抽技术,特别是研究如何提高泵效和机抽井系统效率问题;开展采油工艺技术试验,特别是螺杆泵采油和柱塞采油工艺试验：同时,针对清蜡频繁且存在蜡堵、影响生产的井,优选电磁防蜡工艺等。     

热采水平井套损机理研究及对策

热采水平井发生套损后,修井难度大、费用高,成为影响超稠油开发的重要因素。选取辽河油田曙一区兴隆台油层的水平井,开展套损机理研究。该研究区储层埋深650~1050m,为高孔高渗砂岩油藏,原油具有三高一低特点,采取注蒸汽开发方式。截止到2012年底,已累计实施水平井223口,其中共计37口水平井发生套损现象,占水平井总数的16.6%。水平井套损分为悬挂器坏、油层套管坏和筛管坏3种类型。在对研究区热采水平井套损情况统计分析基础上,总结水平井套损部位及类型,得出注汽过程中产生的热应力、地层变形挤压水平井套管,是造成水平井油层套管损坏的主要原因;水平段钻遇泥岩、泥岩注汽过程中吸水膨胀卡住筛管,导致热应力无法释放,是筛管损坏的主要原因。在此基础上,提出优化钻井轨迹、加强随钻跟踪调整、提高大斜度段套管强度、加强生产管理等措施,预防水平井套损情况的发生。同时,对已发生套损的水平井,可利用大修、侧钻恢复生产。     

二次充填补砂技术在稠油热采井的应用

王庄油田坨82断块稠油热采井采用两步法防砂工艺,并实施区块蒸汽吞吐开发。注蒸汽过程中,高温、高压、高速的注入流体破坏了充填防砂形成的人工挡砂屏障,导致了筛套环空和近井地带严重亏空;油井投产后,地层砂及充填砂在产出液的携带下,经射孔炮眼高速喷出,刺破防砂筛管进入中心管及井筒,导致卡泵;同时,粒径较大的砂粒沉降至井底,掩埋地层,导致供液不足。在该断块40余口稠油热采井实施二次填补砂技术,注汽后将筛套环空和生产层段用充填砂充满填补,重新建立人工井壁,使流体通过径向渗流进入防砂中心管;而地层砂在经过充填砂形成的人工井壁时被阻挡下来,形成远离井筒的自然充填挡砂屏障。其中10口井的应用结果表明：补砂后,平均防砂有效期由146.9d提高到448.1d,平均日产油由2.28t/d提高至10.2t/d.     

辽河油区调整区块安全钻井技术实践

随着辽河油田进入开采中后期,老区稳产增产成为主要课题。多年的注采开发,导致地层压力异常,固井质量要求越来越高,井网密集,老区块的调整井、水平井等的防碰问题严峻,调整区块安全钻井问题日益突出。鉴于此,结合井下故障数据库,逐步建立了辽河油区调整区块施工风险评估和消减措施模板,并形成了一套有针对性的调整区块安全钻井技术,包括承压堵漏技术、松软地层大井眼定向技术、老井封井技术等。通过推广应用新技术,2010～2012年辽河曙采区块、欢采区块共完成调整井钻井121口,同比共节约钻井周期326d,节约钻井成本1956万元。通过模板的实施,各项钻井技术指标得到明显改善,曙光杜84区块事故复杂率由2010年的8.36%下降到2012年的6.01%。调整区块安全钻井技术的实施,可进一步巩固传统交易市场,并逐步进入调整区块开展区块总包业务。     

大庆油田套损井综合管理平台的构建

大庆油田开发50多年来,不断产生套损井和重复套损井,成片套损区数量增大。截至2013年8月,累计有套损井1万余口,且每年新增套损井1千余口,大量套损井的存在严重影响油田正常生产。套损类型、套损程度和不同套损井区块的地质条件异常复杂,增加了套损分析的难度。为了强化油田套损井管理,有效分析套损成因、预测区块套损趋势,指导油田套损井防护和套损区块预警,提升油田套损井综合治理的针对性,利用地理信息技术(GIS),依托大庆油田最新井位图,把各采油厂的套损数据库组织起来,实施一体化管理,建立套损井分析评价平台,完成大庆油田套损井的整体布局,实现油田套损井和套损区域的动态分析、监督和管理,科学识别地下压力异常区域,完成油田采油厂、钻井、修井等系统的联动和集成,在套损井、地下异常区域和套损层位之间建立多维、多角度和多方位的关联,满足多单位对地下复杂情况认识和施工的需求,更好地适应油田长远发展的要求。     

川渝地区不同条件下钻接替井的工程技术及实例分析

介绍了原井眼上部套管开窗侧钻井、同井场移动井位钻井和附近异井场钻井3种钻接替井的方式。分析了罗家16H—1井、新清溪1井、新856井钻接替井的成功实例。结果表明，天然气勘探开发中的重大发现井，一旦出现井控严重失控，且存在井身结构及工程缺陷时，需要打超长的水泥塞封井。裂缝综合地质预测技术是钻接替井的前提．定向钻井是重要的环节，钻水平接替井不仅增加了钻遇高导斜缝的机遇，而且可增大气井产能。     

83/44侧向进油大排量抽稠泵的研制与应用

塔河油田碳酸盐岩稠油油藏具有超深、超稠,以及高密度、高黏度、高含胶质沥青质、高含硫化氢、高矿化度的"两超五高"特点,50℃原油黏度在1500~(210×104)mPa·s之间,原油黏温拐点深度为2500~5000m,采用掺稀油降黏方式生产。常规抽稠泵受排量限制,难以满足稠油举升需求;电泵运行寿命短,成本高。为提高机采井运行寿命,降低采油成本,在常规液压反馈式抽稠泵基础上,研制CYB-83/44侧向进油大排量抽稠泵。该泵上泵筒长度10.2m,最大冲程8.7m,进油通道仅为0.2m,进油口直径达到51mm,配套8m冲程抽油机,最大理论排量可达179m3/d。根据柱塞外径尺寸,设计了两种管柱及杆柱组合方式,并分别在稠油井中进行了矿场试验。结果表明,油井地层产量增加,稀稠比下降,有效泵效提高,且与电泵相比,免修期增加,采油成本显著下降,可替代小排量电泵在超稠油区块推广应用。     

沙特致密气藏水平井完井管柱下入难点与对策

近年来,在沙特阿拉伯,由于水平井的钻探,使产层的泄油面积明显增加,一些油气田的产量也在增长.在完井作业中,需要下入多级增产系统(MSS)完井管柱,但在致密气藏深水平井中,出现下入困难甚至管柱被卡现象.分析认为,井眼的完成、不同压力体系的多套地层、井眼的准备以及下入的技术和程序等因素,是影响管柱组合顺利下入的关键.实践证明,对于存在多套低压层的井眼,钻井设计时,技术套管应尽可能深下,封住上部低压非生产层,最好将套管鞋坐封在生产层内.应在井眼安全的情况下,将钻井液密度调低,以减轻低压层的过平衡压力;一旦发生黏卡,缓慢降低钻井液密度,并小幅活动管串,是解卡的唯一途径.在可能存在台阶的水平井段,用模拟完井管串结构的钻具组合(BHA)通井,可以消除机械卡钻风险,为大尺寸尾管顺利下入创造条件.     

腰英台油田青山口组油藏压裂工艺技术研究

腰英台油田影响产能因素有多种,相继进行了两轮压裂实践,油田目前原油产量达270t／d,但存在部分井压后排液时间长,较高产量井比例较小,生产递减快,含水率偏高等问题。经过对前置酸加砂压裂和交联酸加砂压裂的应用分析,并结合腰英台油田青山口组油藏的开采现状,提出第三轮压裂应将前置酸加砂压裂或交联酸加砂压裂与薄层限缝高压裂相结合,力求实现技术综合配套。含水区块建议尝试侧钻水平井开采。     

苏丹水平井优快钻井技术研究与应用

苏丹市场老油区加密井增多,单井产量下滑,由于上产需要,甲方对水平井数量的需求大增.但因其独特、复杂的地质情况,导致钻井存在诸多难点,如起下钻阻卡、托压、塌卡等复杂和事故频发.对此,开展苏丹水平井优快钻井技术研究,通过实施井身结构优化技术、井眼轨迹控制技术、水平井钻井提速技术以及钻井液技术,有效解决了水平井施工难点,实现了优质、安全、快速钻井:钻头优选后,全面提升了钻井速度,减少了井下复杂;KCl/硅酸盐钻井液体系、Drilling-in钻井液体系有效保证了各项工序的顺利实施,在抑制页岩坍塌、稳定井壁、减少托压方面效果明显;水力震荡器的使用,可以解决长半径水平井摩阻大、造斜慢、加压困难的难题.研究成果一年内共成功实施20口水平井,平均钻井周期从2010年前的44d缩短至23.67d,缩短46.2％;平均建井周期为36.42d,比设计周期提前5～14d;机械钻速从原来的平均10.81m/h提高到12.41m/h,提高14.8％;事故和复杂现象由原来的3.7％降至1.8％.