射孔-压裂充填防砂联作完井在深水气田的应用

为了缩短深水完井作业周期,降低完井作业成本,减轻对储层造成的伤害,并确保作业安全和完井质量,在国内某深水气田首次采用射孔-压裂充填防砂联作完井工艺。该工艺将常规射孔、端部脱砂压裂和砾石充填防砂作业集成于一体,采用POIT阀、地层隔离阀、自动灌浆装置、IRDV阀等测试和完井工具,1趟管柱完成射孔和压裂充填防砂作业。7口井的现场应用情况表明,采用该工艺整个作业安全、顺利,作业质量收到预期效果。与常规作业相比,该工艺节约作业时间约448 h,大大缩短了完井液对储层的浸泡时间,减轻了对储层的污染程度。     

超长跨距多点起爆负压射孔技术在海上油田的应用

现有多级射孔技术管柱结构复杂、传爆效率和可靠性较低、成本较高、难以实现负压射孔等问题限制了其在海上油田的推广应用,为此,对常规单级开孔装置进行改进,研制出了多级开孔装置,与旁通接头、液压延时点火头、RTTS 封隔器等工具配合,形成了超长跨距多点起爆负压射孔技术。多级开孔装置可通过内置滑套实现各级点火头引爆后再制造负压,具备一趟管柱负压射开所有层段的功能,满足多射孔层段、大层间距（可超过500 m）的射孔要求,并且工艺原理简单、安全可靠。该技术在南海西部涠洲A 油田6 口井进行了成功应用,与常规负压射孔作业相比,作业时效提高了51.3%,成本降低了17.68%。     

南海西部油田高温高压气井套管磨损预测

为避免南海西部油田高温高压气井套管磨穿问题的发生,对套管磨损进行了预测。采用滑台式套管磨损试验机,在模拟工况下开展了系列磨损试验,得到了接触力、转速、钻井液密度等参数与套管磨损量之间的关系,求取了套管壁厚损失、抗内压强度、抗外挤强度及安全系数等参数。试验结果显示,接触力越大,转速越高,钻井液密度越大,则套管累计磨损量越大;不同耐磨带对应的套管磨损不同且差别较大,在设计工况下套管磨损系数小于2.0×10-14 Pa-1。以A7H井为例,造斜率为3°/30m,φ339.7 mm和φ244.5 mm套管磨损后壁厚分别减小8.5%和13.1%,抗内压强度分别降低8.0%和13.0%,抗外挤强度分别降低8.0%和13.0%,抗内压最小安全系数分别为1.41和1.47,抗外挤强度最小安全系数分别为1.22和1.20,强度满足相关标准的要求,现场作业中未出现套管磨损失效现象。研究表明,接触力、转速、钻井液密度相同的条件下,磨损量与磨损时间之间呈多项式关系;该预测方法可较为准确地预测套管磨损程度,从而决定是否采取防磨减磨措施,避免井下故障发生。      

涠洲某油田A9井钻孔管柱下入技术

涠洲某油田A9井是位于广西北海北部湾的大斜度生产井,采用裸眼下入?178 mm钻孔管柱完井。A9井的特点是目的层压力系数高、钻井液密度高、黏度和切力大、井眼曲率大、井斜角大、水平段长、目的层为大段泥岩、页岩等,综合分析认为主要的完井技术难点有钻孔管下入摩阻大、井控和储层保护难度大、下钻激动压力和循环压力高易造成悬挂封隔器中途坐封等。针对以上难点,对钻孔管柱下入难度进行了分析,计算了管柱下入摩阻,并优化了管柱配置,采用具有储层保护效果的钻完井液体系和特殊结构的悬挂封隔器总成,从而将管柱顺利下入到位,并获得理想的油井产量。该技术为同类复杂井况条件下的钻孔管柱下入设计与施工作业提供参考。