过油管封隔器技术研究及应用现状

过油管封隔器在油管中或穿过油管进行作业,通过电缆或连续油管送入,具有无需起出生产油管和压井的特点,是油田生产中应用前景广阔的井下工具。在对国内外过油管封隔器资料进行了广泛的调研。它具有传统封隔器所不具有的突出优点和广阔的应用前景。既可以应用于钻井、修井、完井等领域,如套管和油管切割、磨铣、选择性酸化、打捞、堵水,也可以利用膨胀式封隔器、跨隔式封隔器等多种封隔器完成封隔作业。     

普光气田连续油管注水泥塞施工难点及对策

普光气田建产后,部分井因盐膏层蠕动导致的套管变形,存在安全隐患,无法正常生产,另一部分井井下出水严重,气层被地层水"淹死",无法复产。这类井需要通过注水泥塞封堵射孔段,进行弃井作业或者是堵水后酸冲复产。针对井筒产层套管内下入的是复杂的采气管柱,进行注水泥塞作业时,无法施工常规油管,只能下入连续油管进行注水泥作业的情况,分析了主要面临的地层水高含硫化氢、地层亏空导致承压能力低、施工泵压高、水泥浆流变性及水泥石抗硫化氢腐蚀要求高等施工难点,通过从施工工艺、水泥浆体系等方面入手,展开了相关应用研究,形成了一套成熟的施工工艺技术。D405-3井和P105-2井的连续油管注水泥塞施工实践表明,地面施工作业成功率100%,且成功完成D405-3井的弃井作业和P105-2井的堵水作业。     

完井方式对碳酸盐岩储层蚓孔扩展的影响实验研究

碳酸盐岩储层酸化过程中,裸眼完井和射孔完井对酸蚀溶解形态有不同的影响。创新性地通过对碳酸盐岩岩芯样品进行钻孔、剖缝等非常规处理,在室内实验模拟了不同完井方式下井筒注酸情况,研究了射孔完井对酸蚀蚓孔扩展形态的影响,并分析了孔眼深度对射孔沿程裂缝滤失的影响。研究发现,由于射孔形成局部高导流通道,酸液从射孔进入地层后的溶蚀形态异于裸眼完井,且孔眼深度越长,蚓孔分支越少,孔眼深度越短,蚓孔分支越多;在相同排量的条件下,孔眼深度越长的井筒所需的井口峰值压力越大,所需突破体积越小;当储层裂缝发育时,裸眼完井更易向天然裂缝滤失,而射孔完井受裂缝滤失影响较小。     

华北油田煤层气水平井钻完井方式优化与应用

为了从根本上解决早期裸眼多分支水平井裸眼段井眼易垮塌、易堵塞、无法疏通作业、无法增产改造等问题,提出了可控水平井设计理念,通过全通径二开井身结构、免钻塞半程固井、稳定井壁低伤害钻井液体系、钻井方式以及完井工艺的优化完善,实现了“井眼可控、利于改造、快速高效、广泛适应”的设计目标,同时,该类井水平段无论上倾还是下倾均可下入无杆泵实现工程井直接排采,无须打排采洞穴井,大幅度节省了钻井投资,同时有利于实现水平井井组工厂化高效开发。华北油田煤层气矿区推广试验70余口,钻井成功率100%,其中套管分段压裂改造钻井和压裂总成本较裸眼多分支井降低45%,产量是裸眼多分支井的1.89倍,整体实现了煤层气低成本高效开发的目标。     

裸眼封隔器在超深井完井中的应用难题及对策

塔河油田碳酸盐岩储层主要采取先期裸眼完井方式,后期酸压施工多数运用可回收式裸眼封隔器分段酸压工艺。但是,井壁不稳定坍塌、封隔器胶筒破裂等因素影响,近年来在修井作业上提原井管柱时频繁发生遇阻遇卡现象。通过分析修井作业故障情况以及生产测井探井底数据,同时结合封隔器起出井后的工具检查,对超深井难以提出裸眼封隔器的原因进行了研究,借助改进完井工具和改变完井方式的途径给出解决方案。     

墩1H钻杆完井水平井试油方法探索及实践

墩1H井是玉门油田一口侧钻水平井,最大井斜92.4°,该井采用钢级s135×壁厚9.19mm×127mm钻杆完井,钻杆本体内径108mm,接头内径92.8mm,井眼尺寸小且通径不均匀,给试油工具选择及分段压裂施工带来新的挑战。通过调研国内外试油、压裂新技术,在对钻杆完井水平井试油难点分析的基础上,研究采用水力喷砂射孔、连续油管气举及近井暂堵分段压裂等工艺,成功实现了该井3段16簇的喷砂射孔及分段改造,为特殊完井方式水平井试油提供了现场经验。     

连续油管在带底封压裂施工中强度校核方法

连续油管带底封逐层喷砂射孔逐层压裂占用井场的时间短,施工后的井筒是一个全通径的井筒,便于作业井后期的修井作业,但若对连续油管在带底封压裂过程中的受力状况及强度校核方法认识不足,可能导致油管失效,工具串落井。通过分析连续油管在带底封压裂过程中的受力状况并校核其强度,得出连续油管在合川构造2次底封压裂施工中破坏的原因为封隔器下部流体压力对连续油管产生的过高的轴向力引起压曲破坏。根据这一方法可预先评估连续油管在施工过程的安全风险,并选择合适外径及壁厚的连续油管。     

新型LG450连续油管作业车的结构优化

近年来,连续油管技术以其在钻修井业务上表现出的巨大技术和经济优势,得到了较为广泛的应用;同时,连续油管作业机主要向分段压裂、深井射孔等复杂作业工艺发展、应用,并且在非常规天然气的开发,特别是页岩气开发中也发挥着重要作用。在页岩气领域,泵送桥塞连带射孔、连续油管钻磨桥塞以及连续油管压裂技术势必成为新一轮的增长点。但因GB1589-2016的实施,连续油管车超高超重成为制约连续油管作业能力的主要障碍。针对上述问题,在对比各种结构形式优缺点并结合现场实际和市场需求的基础上,提出了"一车两撬"的结构形式,有效解决了车辆超高超重的问题,同时满足了连续油管向复杂作业工艺的发展趋势。     

煤层气L型水平井抽油机举升工艺应用研究

煤层气L型水平井主要采用水力管式泵、电潜螺杆泵等无杆举升工艺进行排采,但排采过程中水力管式泵地面设备故障、中心管漏失、卡泵等问题频发,电潜螺杆窜气烧泵问题严重且由于受大狗腿度的影响部分井无法下泵至合理排采井段。针对以上问题,本文进行了煤层气L型水平井抽油机举升工艺的研究应用,通过L型水平井水平井泵的针对性研发、抽油机举升系统设计选型、内衬油管防偏磨工艺及插接式简易气锚防窜气工艺的设计,确保了2口试验井的成功应用,为煤层气L型水平连续稳定排采提供了一种高效的举升工艺方式选择。     

碎软低渗煤层水平井水力喷砂射孔工艺优化

针对碎软低渗煤层水平井煤粉产出危害,提出采用水力喷砂射孔压裂来实现“射孔-增透-控粉”为一体的压裂改造理念,具体工艺包含水力喷砂射孔、高压射流、环空压裂以及水力补射孔清洗。通过成本及工艺对比,选择油管拖动水力喷砂射孔方式进行压裂,并对工艺和关键工具进行优化。首先,优化防反冲蚀破坏一体化硬质合金圆锥收敛型喷嘴,能实现排量2.0～2.5 m³/min时,射流压力为16.5～25.8 MPa。其次,优化喷射器本体,能有效射穿套管、水泥塞,并射入岩石一定深度。配套一体化管柱顺利完成了煤层气U型水平井压裂和补射孔施工各8段,每段射孔时间15 min以上,并充分顶替返排煤粉,投产3年后产气量仍达到3500 m³/d以上,表明优化工艺达到了碎软低渗煤层改造效果。与连续油管分段压裂技术相比,油管拖动水力喷射压裂单段压裂作业成本降低了28.5%。     

塔河油田深井封隔器打捞难点及对策

塔河油田属于古生界裂缝、溶洞型油藏类型，井眼稳定，通常采取裸眼完井；但对多油层和多压力体系的奥陶系油层，完井过程中通常选用带封隔器的特殊管柱结构分层封隔，而且封隔器下入深度深，且通常下入裸眼段，这往往会给后期修井作业带来难题。封隔器的解封失效轻则造成作业过程中生产管柱拔断现象，增加作业难度，重则造成整口油井的报废。为了保护油气井，达到修井作业目的，在修井过程中，在常规解封失败用磨铣封隔器方式的情况下，采用改制的套铣打捞筒，进行套铣打捞的作业方式，不但提高了作业效率，而且降低了作业风险，在塔河油田几口井的施工中，都取得了成功。为塔河油田打捞井下断落封隔器积累了经验，提供了一条新路子。     

渤海油田油气井侧钻设计方法优化分析

渤海油田低效井侧钻是稳产增产的重要手段之一。优化侧钻方案实现降本增效是精细化侧钻的研究重点。本文系统介绍了侧钻井设计方法,基于对低效井与侧钻井位进行合理匹配,优选侧钻井段,确定深部侧钻和浅部侧钻方案,针对浅部侧钻方案提出了隔水导管重入方案、隔水导管鞋下裸眼侧钻方案、表层套管段开窗侧钻方案、表层套管鞋下裸眼侧钻方案的适用条件与难点,针对深部侧钻方案提出了生产套管开窗侧钻方案、生产套管鞋下裸眼侧钻方案的优选流程。并以渤海某油田2口低效井A井与B井为例,进行了槽口优选、侧钻井段优选、侧钻点优选,最终通过互换2口井的侧钻井位,节约进尺1428 m。现场实施结果表明本次2口低效井侧钻方案合理,能够实现降本增效的目的。本文提出的低效井侧钻优选方法对渤海油田低效井侧钻设计具有一定的指导意义。     

连续油管喷砂射孔机理分析及现场施工参数确定方法

对连续油管喷砂射孔原理以及参数确定方法进行了系统性分析,总结了结合连续油管现场实际施工工况的参数决策和调整方法。并应用于现场施工,解决了目前连续油管喷砂射孔施工现场参数利用率不高的问题。提高了连续油管喷砂射孔压裂的决策效率和准确率,也就提高了速率、降低了施工风险。     

海上高温高压气井裸眼测试工艺实践

DF13-X-X高温高压气井在采用?149.225 mm完钻后,发现实钻地层孔渗条件较差,为了获取较好的产能,决定采用裸眼测试。海上高温高压气井裸眼测试存在着高温下钻井液热稳定性差、测试工具压力温度等级要求高、裸眼段易坍塌埋管柱、高密度测试液重晶石沉淀、高密度测试液长期静止后的传压性能差、插入密封存在插入封隔器不到位的风险等难题。为了解决上述难题,通过现场施工中精细化调整测试液性能,保证其热稳定性及传压性能;优化测试管柱,使用永久式封隔器代替常规RTTS封隔器、安装机械点火丢枪装置;优化施工工序;综合考虑多因素制定合理的测试工作制度。通过以上措施,中国海上首口高温高压气井DF13-X-X井裸眼测试中得到成功,圆满实现了地质目的,为我国海上油气田高温高压井裸眼测试积累了经验,也为低孔渗储层产能释放开辟了一条新路。     

煤层气水平井油管拖动分段喷砂压裂工艺实践

文章提出了"分段喷砂压裂"的技术思路,针对筛管完井的水平井,通过单喷枪和双封隔器拖动分段造穴工艺,能够在水平段形成多个洞穴,并将煤渣煤屑返排出地面,地层应力得到了有效释放,为单井增产提供基础。针对套管完井的L型水平井,通过油管拖动分段喷砂压裂工艺,能够在增大储层改造面积的同时,保证主支与分支的联通,很好的改善储层渗透性。     

和顺横岭区块深部煤层气井压裂工艺研究及应用

为了勘探开发和顺横岭区块的深部煤层气,研究适用于深部煤层气井开发的压裂工艺,采用了水力喷砂射流压裂、连续油管底封拖动压裂、"水力喷砂射孔+大排量复合压裂"和"段内多簇定向射孔+桥塞联作分段压裂"技术对和顺横岭区块的深部煤层气井进行压裂作业,压裂结果和生产试采效果证明:"段内多簇定向射孔+桥塞联作分段压裂"成功率高,施工排量大、段与段之间封闭性好和作业效率高,通过采用"密切割"改造方式,储层改造体积提升明显,裂缝与储层的接触面积较大,储层向裂缝和井筒的供液和供气能力较强,可作为深部煤层气水平井的主要压裂方式。     

射孔和酸化压裂技术在地热井洗井中的应用

北京YRG-1地热井由于后期技术套管井段“戴帽“固井失误,导致水泥浆下窜堵塞了热水储层的孔隙通道,造成地热井基本不再出水,后经应用射孔和酸化压裂技术洗井,地热井基本恢复了原来的产能,增产效果十分明显。结合工程实例,介绍了射孔和酸化压裂技术在地热井洗井中的应用。     

连续油管内切割技术在Y36井中的应用

在处理套管内油管遇卡问题时,倒扣解卡方式效率低、劳动强度大、修井费用高;爆炸切割法易受到井斜及油管内壁油污影响,切割弹往往下不到预定位置,无法实现有效切割。为解决现有工艺问题,提出了连续油管内切割技术,阐明了连续油管内切割的技术原理及技术难点,以Y36井的油管切割为例,说明了连续油管内切割工具的应用效果,总结了施工过程中存在的问题及对策,为该技术的发展完善奠定了基础。     

大庆油田深层裸眼侧钻技术

裸眼侧钻是钻井过程中尽快解除井下事故和节约勘探成本行之有效的重要手段。对于大庆油田深井进行裸眼侧钻,如果采用传统的注水泥塞、螺杆侧钻技术,由于水泥塞的强度远低于地层强度,钻头得不到足够的支撑将水泥塞钻掉而导致侧钻失败。针对目前深层裸眼侧钻存在的问题,在大庆油田深井硬地层裸眼侧钻开窗过程中采用裸眼斜向器作为人工井底进行底部支撑,采用专用平底磨鞋,通过合理施工工艺,解决了侧钻难题,大幅度提高了钻井效率。     

TP335H井溢漏同存复杂情况治理技术

针对TP335H井三开地层出水、提密度严重漏失、裸眼段长、潜在漏层多、地层温度高及井壁稳定性差等难题,优选了化学固结堵漏技术和抗高温高强度交联成膜堵漏技术。首先对下部井段的水层及井底可疑漏失层进行化学固结堵漏,然后对上部地层采用交联成膜堵漏技术进行全裸眼承压堵漏,施工中采用间歇式憋压方式提高地层承压能力,同时为了防止堵漏中发生掉块卡钻风险,采用分段注入堵漏浆方式避开易卡井段。现场应用表明,化学固结堵漏技术成功封堵住了水层;交联成膜堵漏技术提高地层承压至14MPa;筛除堵漏浆后,采用密度1.40g/cm3的钻井液试压6MPa无漏失,承压堵漏获得成功。对类似复杂井的安全、高效钻井具有借鉴意义。