复合胶塞液压自动脱挂尾管悬挂器研制与应用

复合胶塞液压自动脱挂尾管悬挂器由坐封系统(包括楔形套筒、储能弹簧、楔形套筒销钉、液压套筒活塞、空心销钉、卡瓦片等)、悬挂系统(包括内筒、外筒、承重球)、钻杆胶塞、碰压胶塞及胶塞座等组成。这种悬挂器采用液压剪销坐挂、自动脱挂，单向卡瓦支撑，双胶塞碰压顶替的工作方式，能有效解决深井、大斜度井尾管固井坐挂难、倒扣难和留水泥塞等技术难题。15口井的现场应用表明，采用这种悬挂器可提高固井质量，节省钻井完井时间和成本，杜绝井下钻具事故。     

三级固井技术在塔里木油田超深水平井中的应用

塔里木轮南侏罗三叠系油藏经多年开发后,压力降低,成为低压渗透层,压力系数1.15～1.18,钻井液密度超过1.2 g/cm3就会出现渗漏.完井技术套管裸眼段长,套管串与井壁间环空间隙小,循环阻力大,水泥浆密度高(平均在1.85～1.90 g/cm3),液柱压力大,固井施工泵压高,致使水泥浆在低压渗透的储集层段漏失,从而影响了固井质量,污染了油层,给完井后井下作业造成极大的难度.因此决定在国内率先采用三级固井技术试验并获得成功.     

旋转尾管固井工具在超深水平井中的应用

超深水平井在施工中存在尾管串下入易遇阻、水平段固井质量难以保证2大技术难题.旋转尾管固井技术解决了尾管下入和固井期间尾管的扭矩传递问题,使尾管在下入期间遇阻时可以通过旋转方式实现解阻.从设备、套管、泥浆性能、施工工艺等不同角度分析了超深水平井影响尾管下入的因素,介绍了旋转尾管固井工具的工作原理,分析了永1-平1井尾管固井难点,提出了现场工艺要求及应急预案.     

超深水平井尾管悬挂器下部环空压力预测及其应用

超深水平井多封隔器分段改造作业过程中,井筒温度下降造成尾管悬挂封隔器下部环空压力下降,易造成尾管悬挂封隔器、下部分段改造封隔器和油管柱失效。针对典型分段改造水平井井身结构,开展分段改造过程中尾管悬挂封隔器下部环空压力变化的影响因素和潜在后果分析,综合考虑油管柱鼓胀效应引起的环空体积变化、井筒压力温度变化引起的环空流体体积变化和井筒温度变化引起的油管柱体积变化对尾管悬挂封隔器下部环空压力的影响,建立了尾管悬挂封隔器下部环空压力变化预测模型。以塔里木油田一口超深水平井为例,开展了分段改造过程中尾管悬挂封隔器下部环空压力预测,并在此基础上开展了封隔器和改造管柱力学分析。分析结果表明:超深水平井分段改造过程中,由于井筒温度场急剧下降,尾管悬挂封隔器下部环空压力相对坐封工况将发生大幅下降,从而给改造管柱和封隔器带来非常大的失效风险,超深水平井分段改造管柱设计过程中必须充分考虑该因素。     

复合钻杆胶塞解决超深井尾管固井碰压问题

为了解决塔河油田尾管固井由于不能确保碰压而采用平衡法固井留水泥塞过长的问题，设计了一种分体式复合钻杆胶塞。该胶塞由上胶塞(Ф127mm、空心)、下胶塞(Ф89mm)、密封圈、销钉、导向头及卡簧组成，上胶塞与下胶塞通过销钉连接在一起。上胶塞针对Ф127mm钻杆内钻井液的顶替，下胶塞针对Ф89mm钻杆内钻井液的顶替。替浆时，复合胶塞在Ф127mm和Ф89mm钻杆连接处分离，下胶塞继续在Ф89mm钻杆内运行，直至与尾管挂处的套管胶塞复合。现场试验表明，采用复合胶塞固井能够确保碰压，缩短水泥塞，从而减少了扫水泥塞时间(由过去的平均50h缩短到现在的不到10h)，而且改善了固井质量。     

尾管固井胶塞复合压力的技术研究

国内外尾管固井胶塞复合压力的理论研究相对较少。本文在真空段存在与否的前提下,通过对胶塞复合瞬时管柱内压力的分析,构建了胶塞复合压力观测模型。通过现场应用分析,验证了胶塞复合压力观测模型的准确性,从而得出胶塞剪钉剪切值大于作用力是监测到胶塞复合的前提条件。     

尾管固井中胶塞复合压力的计算与监测研究

尾管固井中胶塞复合压力监测对于替浆量的精确计量具有重要意义。为了获取胶塞复合压力的准确值,对胶塞复合时真空段是否存在展开研究,通过对胶塞复合瞬时各种压力体系的分析,建立了胶塞复合压力的计算模型。为了解决现场压力监测设备量程大、反应不灵敏以及测量误差大等诸多问题,研发了一套高灵敏度的井口压力监测系统。对现场4口应用井理论计算与实测数据进行对比,其误差在7%以内,模型预测与实际观测现象吻合,验证了胶塞复合压力计算模型的准确性。     

有线随钻测量技术在超深水平井中的应用

介绍了美国产的有线随钻测量仪器ＳＳＴ在解放２１－Ｂ２水平井中的使用情况，分析了施工难点与重点，给出了具体的现场施工技术措施。ＳＳＴ在该井的成功应用，为减少超深水平井测量风险、降低测量成本找到了一个有效的方法，也扩大了有线随钻测量仪器的使用范围。     

变径自锁复合固井胶塞的研制与应用

针对常规固井胶塞不能满足套管滑套工具串内径多次变化的特殊需求,研制了适应114.3 mm(4in)套管滑套固井配套工具的变径自锁复合胶塞。胶塞大、小胶碗采用分体式结构设计,按"大-小-小-小-小-大"顺序排列,采用同轴不同径的胶碗结构实现对套管刮削,同时设计了卡钉装置,具有自锁功能。室内试验结果表明,胶塞可以顺利通过模拟滑套短节,且无明显磨损,大、小胶碗未发生重叠与干涉。套管滑套固井胶塞现场试验13井次,试验成功率100%,说明该胶塞能满足套管滑套固井、完井现场施工需求。     

塔里木油田尾管悬挂器国产化及其应用实践

针对固井用进口尾管悬挂器价格高昂、供货周期长、技术服务不及时等问题,对国内厂家尾管悬挂器产品进行了调研和论证。结合塔里木油田特殊井况,对封隔式尾管悬挂器进行了结构和尺寸等优化。通过在塔里木台盆区的单井试用,提升和完善了施工工艺,封隔式尾管悬挂器的性能在小规模推广应用中得到了验证,实现了国产化,并取得了良好应用效果。     

塔里木油田碳酸盐岩超深井水平井分段改造技术

针对塔里木油田塔中碳酸盐岩的实际情况,为充分挖掘水平井每一层的潜能,最大限度地提高单井产量,引进了水平井分段储层改造技术,介绍了分段酸压求产管柱、管柱结构特点、施工难点、施工步骤,分析了存在问题。对其适用性作了简要说明,经塔中62．6H井及塔中62．7H井的成功应用,增产效果显著。     

塔里木油田超深超高压气藏的成功改造

塔里木油田克深区块超深井温度高、压力高、射孔段长,利用常规压裂手段很难达到储层改造目的。通过对目标井的地质分析和储层评价,针对该井压裂改造的难点,提出了针对性的改造思路并进行现场施工。研究提出以冻胶压裂为主,滑溜水体积压裂为辅的混合压裂方式,采用分簇射孔和纤维暂堵转向工艺进行分级施工,并根据监测裂缝发育情况实时调整压裂施工方案。最终通过纤维转向压裂技术为主的现场压裂施工,成功实现了超深高温高压井的分层压裂改造,将目标井产量从1.5×104m3/d增加到21×104m3/d。该技术的成功应用,对该区块同类型井的储层改造具有很好的指导意义。     

超深水平井钻井技术

水平井的施工风险和难度随施工井深的增加而增加,特别是6000 m以上的超深水平井,存在着较高的施工风险和难度。塔里木油田东河塘区块油藏深度在5740 m左右,目前已先后完成了6口单、双台阶超深水平井,完钻井深均在6300 m以上。水平井投产后,油气产量明显提高,水平井平均单井油气产量为开发水平井前单井产量的3~5倍,取得较好的效果,经济效益显著。通过6口水平井的施工,超深水平井技术也在不断完善和提高,已日臻成熟。针对塔里木油田东河塘地区自身特点,以东河1-H3井和东河1-H5井为例,从难点分析、优化钻井设计、轨迹控制、分段技术措施、水平井钻井液等方面作了较详细的论述。该区块水平井的成功经验,对超深水平井施工有一定的指导和借鉴意义。     

电泵尾管装置在超深稠油井的应用研究

针对电泵尾管装置应用期间出现小扁电缆穿越处故障问题,开展室内试验分析,发现主要原因与尾管装置密封结构、小扁电缆铅护套材质及压紧力有关,并进行优化改进技术5项,提高装置稳定性,同时研制出51/2″电泵尾管装置,拓宽应用范围。现场应用84口井,掺稀混配点平均加深1 217m,提高稀稠油混配效果,实现超稠油区产油22.2×10~4t,节约稀油62×10~4t,同时有效改善运行工况,确保电泵运行平稳,避免检泵130井次,投入产出比为1:161.6,经济效益显著。     

塔中油田超深水平井摩阻扭矩计算与应用

塔中油田碳酸盐岩储层埋藏深度大、裂缝溶洞发育,井眼复杂程度高,钻井过程中,摩阻扭矩计算难度增加。应根据不同井段和不同钻柱段,选取相应计算模型:在造斜段及底部钻具组合段,采用以刚杆模型为基础的纵横弯曲梁模型;在稳斜段、水平段,采用修正软杆模型;在直井段,采用软杆模型。利用该模型对塔中862H井三开井段实例计算表明,计算结果与实测结果相近,平均误差10%左右,可满足钻井施工要求。     

东河塘油田超深水平井钻井技术研究与应用

水平井的施工风险和难度随井深的增加而增加,特别是6000m以上的超深水平井存在着较高的施工风险。塔里木盆地东河塘油田油藏深度在5740m左右。目前,该油田已先后完成了20多口超深水平井,完钻井深均在6300m以上。水平井投产后,油气产量明显提高,水平井平均单井油气产量为开发水平井前单井产量的3～5倍。通过在该油田7口水平井的施工探索,超深水平井钻井技术已日臻成熟。针对塔里木盆地东河塘油田自身特点,以东河河1-H6井和东河1-H8井为例,从难点分析、优化钻井设计、轨迹控制等方面作了较详细的论述。该油田超深水平井的成功经验,对超深水平井施工有一定的指导和借鉴意义。     

塔河区块超深水平井钻井液优选与应用

塔河油田托甫台井区白垩系巴什基奇克组、卡普沙良群组地层稳定性差,井壁失稳严重,井下故障较多.通过分析该区块的地质特点和井壁失稳原因,结合超深水平井对钻井液的特殊要求,优选出适用于TP237H井的钻井液体系并制定了相应的现场维护处理措施.实钻表明,该井二开使用的强抑制钾基聚合物钻井液、钾钙基聚磺硅醇复合防塌钻井液,解决了该区决上部地层易分散,钻井液流变性差,中部白垩系棕红色泥岩、膏质泥岩吸水膨胀缩径、坍塌、阻卡等施工难题,实现了井壁稳定.三开聚磺多元复合防塌钻井液有效抑制了下部井眼的剥落垮塌和井径扩大,提高了二叠系地层的承压能力.四开低渗透聚磺混油钻井液采用液、固体润滑剂复配,降低了摩阻和扭矩,实现了深部地层小井眼水平段的快速钻进,达到了优质、安全、顺利和保护油气层的目的.     

新型尾管悬挂器在塔里木油田的适应性研究应用

塔里木油田因井深、温度高、地质结构复杂等特点,对固井质量的要求非常严格。而尾管固井由于其低廉的作业成本、显著的经济和社会效益业已成为深井、超深井固井施工的常用工艺技术。尾管悬挂器作为尾管固井的关键装置, 长期以来塔里木油田一直以进口尾管悬挂器作为首要选择。但进口尾管悬挂器存在供货周期长、价格昂贵、特殊规格尺寸无法订制生产等困难,严重制约了塔里木油田的上量上产。该文在国产尾管悬挂器的引进试用过程中,针对塔里木油田的地质、钻探、泥浆等特点,塔里木油田、钻井方、固井方、工具方在工具工艺等方面做出了适应性改进,并在现场应用方面取得了良好的效果,为塔里木油田的开发提供了技术支撑。     

塔里木油田水平井酸化工艺技术研究及应用

超深水平井水平段存在污染伤害 ,酸化解堵成为首选措施。论述了塔里木油田超深水平井完井的特点 ,对水平井段污染伤害的主要原因进行了对比分析。开展了塔里木油田深层水平井酸液配方研究与优化、砂岩基质酸化工艺技术的研究与现场试验推广 ,取得了增产效果和良好的经济效益、社会效益。     

水平井液体胶塞分段压裂工艺及应用

目前,在油田开发中存在一定数量的大段连续射孔、固井质量差、易套变的水平井,无法采用常规机械分段压裂工艺,存在卡管柱风险.水平井液体胶塞分段压裂技术是采用封堵顶段压裂底段,或封堵底段压裂顶段2种工艺管柱,通过注入液体胶塞剂至所需封堵层位,成胶后进行压裂.液体胶塞抗温60～100℃,承压40～50 MPa,无需填砂,成胶时间30～90 min内可调,破胶时间5～72 h可控.压裂封隔器耐压70 MPa,耐温90℃.该工艺在大庆油田现场试验5口井,工艺成功率100％,取得较好的压裂效果,具有很好的应用前景.