东海超深大位移气井完井技术实践

东海P-1井利用老井侧钻开发边际油气藏，具有井深大、水平位移大、大斜度稳斜段长等特点。为解决大位移井完井作业中因井筒条件限制，净化清洁难度大、井筒摩阻大、射孔校深难度大，施工风险高、常规管柱结构设计难以满足操作安全可靠的要求等问题，通过对井筒清洁技术、高效润滑技术、射孔校深技术和管柱优化的研究，有效清洁超深大位移井井筒，降低井筒摩阻，解决射孔校深难题，实现气井管柱密封评价和封隔器安全坐封。现场应用表明，东海超深大位移井完井技术可行，实现了边际油气田的低成本开发。     

东海大位移井射孔设计实践分析

随着海上大位移水平井的增多,针对此类井的射孔完井作业也逐渐增多,其对作业时效及射孔安全也提出了更高的要求,该类井射孔作业面临着校深困难、下入困难、管柱施工安全等诸多工程问题[1];本文运用射孔优化、管柱及电缆下放模拟和射孔爆轰压力模拟等技术,为井深6807米、水平位移5625.24m的大位移ZG1井设计了安全有效的射孔施工方案,设计方案包括射孔弹的选用、射孔管柱下放分析、推荐电缆输送校深仪器的方法等。此设计方案的成功应用为海上大位移井射孔作业提供新的设计思路。     

大位移定向井一趟多层负压射孔管柱

由于大位移定向井井斜大、位移长,射孔完井时存在电缆校深仪器下入难度高、常规封隔器坐封困难等问题,无法实现精准负压射孔,给开采底水油藏和薄油藏带来很大困难。为了解决大位移定向井精准负压射孔问题,根据大位移定向井特点,通过对比分析常规射孔管柱,引入非旋转坐封封隔器和随钻测井工具,优化施工参数和程序,优化设计了一套大位移定向井一趟多层精准负压射孔方案。现场开展3井次试验,日产液量400 m3/d,含水＜10%。现场试验表明,通过对比钻井和射孔作业的测井数据可以较准确定位射孔深度,非旋坐封转封隔器操作简单且一次坐封成功率高,射孔后循环压井时有原油返出说明有一定负压效果,该射孔管柱在大位移定向井中有较好的适应性。     

东海超深大位移小尾管井TCP射孔技术

超深大位移小尾管井完井射孔面临校深难度大、射孔器直径小、射孔穿深小、正压射孔压实严重等问题。大位移小尾管井TCP射孔技术优化了射孔管柱结构,模拟射孔枪起爆压力分析,保证了射孔管柱安全;针对泵送校深和随钻校深方式,采用预校深方式,提高了射孔准确性,保证了射孔校深作业的成功;优选了超深穿透射孔弹,配合后效体射孔技术,在保证穿透污染带的同时,解除了压实带影响,达到了扩孔扩容的目的。该技术在东海某2井成功进行完井射孔作业,初始原油产量达到96 m~3/d,远超预期,为同类型井完井射孔施工提供了有益借鉴。     

水平井及大斜度老井再射孔的校深方法

水平井、大斜度老井射孔时,由于有射开层位的存在,环空加压起爆已经不太现实,常采用油管内加压方式起爆。采用密封管柱油管内加压方式起爆射孔器时,由于起爆前后管柱所受压力的变化,校深定位的射孔器位置发生改变,射孔深度产生误差,最大误差在100cm左右。分析研究了水平井、大斜度井施工管柱结构,认为引起油管变形的主要原因有油压、鼓胀效应、井斜摩擦、螺旋弯曲及射孔枪尺寸。建立了水平井、大斜度井管柱受力模型,开发出射孔管柱深度校正软件。应用该软件现场施工100余井次,射孔深度误差均控制在20cm以内。     

胜利油田小套管完井水平井试油技术优化设计与应用

胜利油田小套管完井水平井具有井斜大、井身结构复杂、水平段长,试油期间入井管柱工具磨阻大、油套间隙小、遇阻遇卡风险高,下钻过程中射孔枪易中途引爆、校深难度大等风险。针对以上施工难点,开展了管柱结构优化设计,以及射孔、排液等工艺技术的优化和现场应用验证,形成了适宜于小套管完井水平井的试油工艺技术体系。在桩202-平1井得到成功应用,日产原油最高达12.3 t,累计产油106 t。     

歧口17-2油田大位移水平井TCP射孔技术

在渤海大位移水平井射孔完井的实践中,首次进行了水平井TCP作业,同时在最大井深4 690 m,最大井斜86°,最大水平位移3 697 m的情况下,经过前期研究和科学论证,采用水平井下入工具的下入技术、校深技术、油层保护完井液技术、正压差射孔技术、压力延迟点火技术,解决了歧口17-2地区油藏埋深浅、地层疏松、容易出砂的问题,并合理确定了射孔长度,解决了井下作业安全问题,不仅圆满完成了863-820-09课题的研究任务,而且为渤海今后在大位移水平井中进行TCP射孔及完井作业,在"十五"期间发展大位移水平井钻完井技术提供了的经验.     

元坝超深高含硫大斜度气井射孔技术

元坝气田主力气藏埋深在7 000 m左右,温度最高达157 ℃,射孔时面临高温带来的射孔器材性能不稳定等一系列难题。通过采用钻井液中射孔、及时上提射孔管柱、分单元延时起爆、增设定位销等措施避免了卡枪、管柱脱落等问题;耐高温射孔弹、导爆索、传爆管、延时装置等一系列工具的灵活使用保证了射孔成功率和气层打开程度。采用以上措施对井底温度150 ℃、井斜79.14°的元坝YB10-C1井162 m射孔段成功实施了射孔作业,发射率99.7%,有效地沟通了地层,为同类井的射孔作业提供了借鉴。     

歧口17-2油田大位移水平井TCP射孔技术

在渤海大位移水平井射孔完井的实践中,首次进行了水平井TCP作业,同时在最大井深4690m,最大井斜86°,最大水平位移3697m的情况下,经过前期研究和科学论证,采用水平井下入工具的下入技术、校深技术、油层保护完井液技术、正压差射孔技术、压力延迟点火技术,解决了歧口17-2地区油藏埋深浅、地层疏松、容易出砂的问题,并合理确定了射孔长度,解决了井下作业安全问题,不仅圆满完成了863—820—09课题的研究任务,而且为渤海今后在大位移水平井中进行TCP射孔及完井作业,在“十五”期间发展大位移水平井钻完井技术提供了的经验。     

库车山前大斜度小井眼试油完井工艺技术

库车山前储层具有埋藏深、温度高、压力高的特点,恶劣的井筒条件给试油完井带来了极大的挑战。近年来,由于地质工程及地表条件的限制,一批超深、大斜度井开始部署,大斜度井通井管柱、射孔管柱、测试管柱、完井管柱受井斜限制,与常规直井相比井筒条件更加复杂。同时,大斜度井压裂时存在弯曲摩阻大,施工压力高等难点。文章从上述难点出发,介绍了目前库车山前首口大斜度井试油完井工艺及其配套技术,通过施工表明配套工艺能够满足大斜度井试油完井、提产的需要,为后期库车山前大斜度井的试油完井技术提供了有利的技术支撑。     

油气井管柱完整性技术研究进展与展望

在回顾油气井管柱完整性概念的提出与发展历程的基础上,介绍了我国在钻柱构件适用性评价、"三超"(超深、超高温、超高压)气井油套管柱可靠性设计与完整性评价、"三超"气井油管腐蚀行为与评价、热采井基于应变设计与选材评价技术等方面的最新研究进展及其应用情况。指出现有油气井管材与管柱技术仍不能满足"三超"、严重腐蚀、非常规、特殊工艺和特殊结构井等服役环境,进而提出了进一步加强油气井管柱完整性技术研究与科技攻关的建议:1持续完善和发展中国西部深层油气勘探开发套管柱优化设计与管材选用及完整性评价技术;2急需建立有针对性的非常规页岩气开发套管柱优化设计、选材及完整性评价技术;3建立"三超"高含CO2气井环境及压裂酸化工况复杂油管优化设计、选材选型、完整性评价技术;4深入研究含缺陷油气井管柱缺陷检测、安全评价、风险评估、寿命预测、维修补强等关键技术;5建立油气井管柱完整性管理体系和配套的支撑技术体系。     

元坝气田HF-1陆相深层页岩气井分段压裂技术及效果

陆相深层页岩储层的改造难度比普通浅层页岩储层更大,其主要的改造措施是以水平井加上大型分段压裂为主。元页HF-1井便是四川盆地元坝气田的1口陆相超深页岩气水平探井,完钻斜深4 982m,垂深3 661.80m。为此,在分析陆相超深页岩储层改造技术难点和试验研究的基础上,优选出一套适用于本井储层改造的技术方案:采用自主研发的复合压裂液和压裂工艺技术,进行大排量、高砂比、大砂量、多级可钻式桥塞封隔分段压裂改造。除第一段采用连续油管射孔、光套管压裂外,后续各段均采用地面泵送"电缆+射孔枪+可钻桥塞"工具串,入井至预定位置,电缆点火座封、桥塞丢手后上提射孔枪至射孔位置进行射孔,随后进行分段压裂,施工结束后快速钻掉桥塞进行测试。现场实践结果表明:超深页岩气储层压裂达到了"一天两段压裂"的目的,刷新了施工排量最大、单段加砂量最大、平均砂比最高、钻塞时间最短等17项国内页岩油气井压裂作业施工技术指标。该井的储层改造成功为以后国内深层页岩气水平井实施大型分段压裂改造积累了技术及现场施工经验。     

大位移井摩阻和扭矩分析及其对钻深的影响

对不同垂深、不同位移的大位移井在钻井和下套管过程中的摩阻和扭矩分析表明,采用水基钻井液能够钻成位移小于3000m的大位移井,且可以下入178mm套管;位移大于4000m、且垂深在1000m左右的大位移井,需要使用油基钻井液,且只能下入178mm尾管;位移大于5000m的大位移井,必须使用油基钻井液,178mm套管下入有一定难度,且在垂深较小时,需要使用部分139.7mm钻杆和倒装钻具。分析了不同垂深条件下的大位移井钻井极限,随着井深增加,制约大位移井钻井极限的因素由滑动摩阻转为钻柱强度。     

漂浮下套管技术在吉木萨尔页岩油水平井的应用

漂浮下套管技术主要应用于大位移井和水平井中,它是在套管柱下部封闭一段空气或低密度钻井液,以减轻整个管柱在钻井液中的重量,从而达到减小摩阻、将套管顺利下入的目的。2019年7月新疆油田公司在吉木萨尔页岩油区块进行了首次漂浮下套管技术实验,本文通过理论与实际结合的方法介绍了漂浮下套管技术原理,以及吉木萨尔页岩油J10028-H水平井的漂浮下套管技术方案、各项施工参数和附件的确定,及最后现场下套管、固井施工的作业情况。虽然最后该井由于井壁失稳垮塌造成套管最终没有下至预定位置,但不可否认的是,漂浮下套管技术仍然是大位移水平井及长水平段井下套管作业的有力保障。该井的漂浮下套管技术作业也为新疆油田后期大位移及类似长水平段井的下套管技术提供了现场经验参考。     

复合射孔与DST联作技术在海上探井测试中的应用

对于污染带半径大的油气层,在测试中用常规射孔枪射孔无法消除近井污染带的影响,影响了测试资料的质量。通过对射孔器材的改进、复合固体推进剂火药的合理配置和测试管串的优化,将复合射孔枪与DST测试工具联合起来作业,实现一趟管串完成严重污染储层的射孔和测试。复合火药燃烧产生瞬时压力会引起测试管柱剧烈震动,影响封隔器和电子压力温度计的正常工作,为此引进高效减震器,并对复合火药用量进行了安全设计。在海上油田进行了3口探井的测试使用,结果表明,该技术安全可靠、效果良好,表征污染影响的表皮系数小于或接近于0,有效地消除或减少了污染带对测试资料的影响,具有广阔的应用前景。     

塔里木盆地超深井311.2mm井眼钻柱动力学特性及参数设计

当前超深井钻柱安全性评价仍采用静力学方法,无法合理描述钻柱的动态安全性。通过建立超深井钻柱的动力学模型,并利用节点迭代方法和Newmark方法对其进行离散和求解,随后在分析钻柱动力学特性的基础上,利用动态应力求得钻柱的动态安全系数。通过不同钻压、转速条件下计算钻柱的动态安全系数,较好地确定了钻柱的合理工作参数范围。以塔标1井身结构三开井眼为例,得到了塔里木盆地超深井311.2 mm井眼所用钻柱的合理工作参数。     

TP2CX超深开窗侧钻中短半径水平井钻井技术

新疆沙雅地区奥陶系中统一间房组油气藏埋深超过6 900 m,未知因素多、钻井难度大、成本高。为此,在TP2井基础上套管开窗侧钻完成了1口评价井——TP2CX中短半径水平井。该井钻进中遇到开窗点超深、地层可钻性差、小井眼泵压高、深井测量信号传输困难、地层温度高、设计油藏埋深累计误差较大等技术难点。为此,对设计的井眼轨道进行了修正,采用卡瓦坐封式斜向器进行开窗作业,选择适合小井眼和耐高温的无线随钻仪器、螺杆钻具,优化了钻井参数,选择了钻头,调整了钻具组合,形成了适用于超深开窗侧钻中短半径水平井的钻井技术。TP2CX井设计井深7 305.33 m,全角变化率78.40°/100m,水平位移465.85 m;轨道修正后全角变化率为66.67°/100m,实际开窗点井深6 789.42 m,完钻井深7 453.00 m,水平位移565.88 m。该井实现了超深开窗一次性成功,有效解决了油藏埋深误差较大的问题,避免了在超深井中无线随钻仪器和螺杆钻具易失效而引起的起下钻作业,比设计钻井周期缩短26 d,提高了钻井时效,大大降低了钻井成本。      

深井、超深井套管特性分析

传统的套管柱设计中,套管只进行强度设计。而在一些深井、超深井、高压气井的开发中,对套管提出了新的要求:套管必须能够保证对气体的密封;能够耐受较高温度的考验;接头不但要有足够的抗拉强度,同时也要有足够的抗压缩强度。另外,水泥环是否对套管的强度有增强作用,也是值得关注的问题。通过理论解析、有限元计算以及大量的实物试验,对深井、超深井中套管这些主要特性进行了分析,得到了许多有意义的数据和结论。指出模拟深井、超深井套管服役条件的实物试验是验证套管性能的有效手段,并结合套管柱设计提出了套管选用方法,该分析方法同样适用于油管柱分析。     

新型水平井复合射孔枪研究

大庆油田水平井通常采用的是φ139.7 mm套管,由于水平段起伏波动造成变形,使得套管内有效内径变小,需要研制一种在102型与89型之间的、适合在φ139.7 mm套管水平井内使用的新型水平井射孔枪。通过枪身材质优选、弹架结构设计、枪身连接结构设计和新型射孔弹开发,研制了新型95水平井射孔枪和新型深穿透射孔弹,平均穿深达到645 mm,比89型水平井射孔枪穿深提高29%,并且能够实现在水平井射孔段内任意方向定向射孔;研制了新型95型水平井复合射孔枪,检测了该枪的安全性能指标,优化出了最佳火药装药量。在大庆油田现场试验证明,新型95型水平井复合射孔枪完全满足水平井复合射孔的需要。