沈1井小螺杆大套管清水钻塞工艺技术探讨

在Φ244．5mm以上大套管中实施钻水泥塞施工，不但要求施工设备复杂，而且现场操作风险大，对钻具组合配套要求也较高，以往是此类钻具组合施工的禁区。结合沈1井大套管钻塞施工，着重从简化施工装备，优化施工方案入手，推出小螺杆钻在Φ224．5mm套管中清水钻塞施工工艺技术，经现场实施获成功，为大套管钻塞施工探索出了一套经济可行的施工模式。     

注水泥塞卡钻故障探讨与分析

本文介绍了王23B、明9斜-5井注水泥塞施工过程,并对王23B井Φ117.5mm微间隙井眼注水泥堵漏时卡钻与明9斜-5井注悬空水泥塞回填"插旗杆"事故进行了详细的对比分析。通过对这两种注水泥塞时不同性质卡钻事故的分析总结,规范今后此类作业操作规程、细化操作步骤,减少相关事故的发生几率。对今后同类型井注水泥施工,以及该类型事故处理具有一定借鉴意义。     

?244.5mm套管一趟管柱钻灰塞工艺技术

为了解决冀东油田大修动力?244.5 mm大套管钻灰塞施工成本高的问题，实现技术增效，开展了小修修井机提供动力利用螺杆钻具携带钻头一趟工序进行?244.5 mm套管钻塞技术研究。采用外径172 mm螺杆马达携带外径214 mm钻头进行灰塞钻磨，通过向油套环空添加增黏剂，解决油套环形空间大返排灰屑困难问题；通过点焊方式解决钻具扭矩大，钻头易落井的技术难点；通过对施工工艺参数进行优化，对管柱组配进行了优选，形成了一套适用于?244.5 mm大套管钻塞工艺。经南堡某井现场应用，解决了环空返排效率低的问题，取得了较好的应用效果。该技术节约了施工成本，降低了作业周期，为?244.5 mm大套管小修一趟管柱钻灰塞方面提供技术支撑。     

水平井大通径可捞式免钻塞筛管完井技术应用

近年来,水平井上部固井下部筛管完井技术在国内油田得到广泛应用。但是,在后期试油作业中存在问题,即,钻塞时间较长,并且钻塞过程对套管造成不同程度损伤,降低油井寿命甚至报废。为避免上述问题,开展了可捞式免钻塞完井技术研究,但仅限于177.8mm(7英寸)管柱,不能满足139.7mm(51/2英寸)管柱需求。介绍了适用于139.7(51/2英寸)管柱的水平井大通径可捞式免钻塞筛管完井技术,管柱包含注水泥器可捞式内滑套、承压盲板等,捞塞操作简便,管柱通径大。现场应用取得较好效果,具有应用前景。     

快速钻水泥塞及套管附件内部装置

以前钻?244.47mm(95/8in)套管内水泥塞及附件装置,大约需要15~30h。LN205井在固井时,用水泥浆固定承托环及胶塞,并改变了以往的钻井参数,结果仅用4.5h就钻完了50m水泥塞及套管附件内部装置,包括分级箍、承托环、浮箍和浮鞋。     

海上高温高压天然气水平井临时隔离储层悬空水泥塞技术

南海西部高温高压水平井采取悬空水泥塞临时隔离高温高压储层。水泥塞质量要求高,处于大井斜高温高压井段,水泥塞底部距小井眼储层水平段斜深仅150 m、垂深仅40 m左右。注水泥塞作业对井底的波动压力大,水泥浆防窜和防漏矛盾突出。在高密度油基钻井液环境下注水泥塞,泥饼清洗困难,影响胶结质量。水泥浆用量少,易混浆和被钻井液污染。因此,通过提前转化钻井液、优化注水泥塞管柱结构、提高水泥塞支撑能力、优化前置液、水泥浆和水泥浆附加量、提高顶替效率工艺、优化替浆量精确设计及计量工艺、创新水泥塞管柱内壁清洁新工艺等方面的研究,形成海上高温高压天然气水平井储层临时封井悬空水泥塞技术。该技术在中国南海西部海域莺琼盆地7口高温高压水平开发井中应用,一次注水泥塞成功率为100%,为高温高压大斜度井段、高密度油基钻井液环境以及小井眼复杂工况下悬空水泥塞质量的提升提供了技术参考。     

海上高温高压天然气水平井临时隔离储层悬空水泥塞技术

南海西部高温高压水平井采取悬空水泥塞临时隔离高温高压储层。水泥塞质量要求高,处于大井斜高温高压井段,水泥塞底部距小井眼储层水平段斜深仅150 m、垂深仅40 m左右。注水泥塞作业对井底的波动压力大,水泥浆防窜和防漏矛盾突出。在高密度油基钻井液环境下注水泥塞,泥饼清洗困难,影响胶结质量。水泥浆用量少,易混浆和被钻井液污染。因此,通过提前转化钻井液、优化注水泥塞管柱结构、提高水泥塞支撑能力、优化前置液、水泥浆和水泥浆附加量、提高顶替效率工艺、优化替浆量精确设计及计量工艺、创新水泥塞管柱内壁清洁新工艺等方面的研究,形成海上高温高压天然气水平井储层临时封井悬空水泥塞技术。该技术在中国南海西部海域莺琼盆地7口高温高压水平开发井中应用,一次注水泥塞成功率为100%,为高温高压大斜度井段、高密度油基钻井液环境以及小井眼复杂工况下悬空水泥塞质量的提升提供了技术参考。      

水平井连续油管钻磨桥塞工艺研究与应用

针对连续油管钻磨桥塞过程中经常由于工艺参数选择不合理导致施工效率低的问题,通过分析连续油管钻磨工艺特点、钻磨工具的工作特性以及井底磨屑在不同井段的运移规律,结合"上提扫屑和定点循环"的钻除桥塞模式,对施工工艺进行了调整,对工作参数进行了优化,形成了水平井连续油管钻磨桥塞的工艺方案:选用PDC镶齿5刀翼磨鞋,螺杆钻具选择"中扭矩、中转速"工作模式,排量不低于420 L/min,钻压控制在14.7~19.6 kN。该工艺在数十口井进行了现场应用,与优化调整前相比,单个桥塞的平均钻除时间缩短46.5 min,钻磨动力液消耗量减少49.4%,一趟钻具能够连续钻除12个复合桥塞。应用结果表明,连续油管钻磨桥塞工艺在压裂后可以迅速恢复井筒畅通,达到提速增效的目的,具有很好的推广应用价值。      

Φ139.7mm筛管顶部注水泥免钻塞固井完井技术

为解决常规Φ139.7mm筛管顶部注水泥固井时钻塞时间长、易卡钻、易损坏套管和筛管、影响后期作业管柱下入等问题,依据筛管顶部注水泥固井完井技术要求,在现有Φ177.8mm免钻塞固井工具的基础上,通过设计增加球座、上封隔胶筒和可移动密封机构,优化剪钉压力级差,研制了Φ139.7mm免钻塞固井工具,形成了Φ139.7mm免钻塞固井完井配套技术。该技术在3口井进行了现场试验,结果表明,Φ139.7mm免钻塞固井工具可实现下套管钻井液循环、上封隔胶筒辅助固井、碰压后解除打捞时的活塞效应,打捞力减小200kN以上,且作业时间可缩短约30%。研究结果表明,Φ139.7mm免钻塞固井完井技术减少了钻水泥塞等程序,避免了作业风险,可满足各类油藏及中深井、深井、大直径井眼筛管顶部注水泥完井技术需求。     

北部湾盆地探井提速提效技术及应用

北部湾盆地油气资源丰富,但地层构造分布零散,断层发育,地层坍塌压力高,钻进期间易发生井漏,目的层裸眼段长,经常钻遇抗压强度高的花岗岩。钻探面临着井位转换频繁、地层易垮塌及漏失、海上油基钻屑处理难度大、花岗岩机械钻速低、弃井时效低等问题。为进一步降低钻探周期及作业成本,采用“一孔双眼”勘探模式、井身结构优化技术、海上油基钻屑处理技术、新型复合冲击钻井提速技术、长裸眼段一次性水泥塞弃井工艺、水泥伞悬空水泥塞技术等提速提效措施,有效解决了南海西部海域钻探难题,且在实际应用中效果显著,提高了勘探及钻井作业时效,为同类型油气田钻探提速提效提供参考。     

暂闭井带压作业机控压钻磨水泥塞技术及应用

修井机和连续管钻开暂闭井上部井段水泥塞后,水泥塞下方的圈闭压力突然释放易导致钻具飞出、设备和钻具受损以及井喷事故。采用带压作业机控压钻磨暂闭井上部井段水泥塞,能在管柱自重基础上施加足够高的下压力,工作防喷器回压控制能力高,钻塞管柱刚度强,能有效预防此类事件发生。针对带压作业机钻磨水泥塞存在的技术难点,从防喷器组合、地面流程、钻具组合、施工工艺等方面进行优化设计,形成一套“主动加压＋复合旋转＋平衡背压”的带压作业机控压钻磨水泥塞技术,能够有效应对桥塞或水泥塞下方可能圈闭有高压的风险,满足暂闭井钻塞的施工要求,且对道路、场地要求低,不需基建,作业周期短,可大幅降低作业成本。该技术在现场应用11井次,效果良好,为暂闭井、高压气井钻塞作业提供了技术借鉴。     

穿套管地层测试技术

套管井电缆地层动态测试器 (CHDT)一次下井可多次钻穿套管、水泥环和地层 ,测量各储层压力 ,采集其流体样品并及时对测试钻孔进行封堵 ,从而方便地对储层进行评价。     

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。     

“悬空水泥塞”技术在塔河油田的一次成功应用

TS3CX井是塔河油田奥陶系油藏一口一开制侧钻斜井,该井在目的层奥陶系鹰山组钻进施工过程中遭遇先漏后涌、钻遇大段放空段的复杂情况,且钻遇具有定容特点的储集体,导致井内压力平衡难以实现,对井控安全和定向钻进极为不利,填塞侧钻是最为经济有效的解决办法,但该井实现一次性成功打水泥塞的难度极大。通过"悬空水泥塞"技术实现了该井一次性打水泥塞成功,对工区内类似井发生相似情况的处置提供了宝贵的经验。     

可取式挤灰桥塞的研制与应用

采用可钻式插管挤灰桥塞能提高封堵质量,但这种工具挤灰作业后,钻磨桥塞工作量较大,占井周期长,作业费用高,影响开井时率。研制的可取式插管挤灰桥塞(简称可取式挤灰桥塞),经现场应用表明,该工具具有施工简单、安全方便、成本低等特点,经济效益显著。     

新型钻塞工具的研制与应用

新型套铣钻头在钻塞时钻头旋转,使套铣头旋入灰塞边缘后形成灰柱,单向铣牙做圆周运动切削灰柱,实现钻塞.如有落物,铣牙旋转落物将其旋入筒内,不影响钻塞.介绍了该套铣钻头的结构特点、工作原理、主要技术参数、关键技术及应用情况.     

超深井注水泥塞技术

近几年,超深井逐年增多,由于井下落物、井斜超标、封隔高压层等原因,超深井注水泥塞也在增加。文章分析了超深井注水泥塞存在井下高温对水泥浆性能要求高;井下高压气层使水泥塞质量不好保证;井眼小、注灰量少,易混浆;井深替浆量大,准确计量困难等技术难点。针对以上问题进行研究,并根据川东北和塔里木注超深井水泥塞的现场实践经验,从做好水泥塞设计、水泥浆化验与损害试验、现场施工控制等方面介绍了注超深井水泥塞的技术对策,以川东北超深井YB3井(井深7450m)和塔里木超深井YQ6井(井深7510m)为例介绍了注超深水泥塞施工的技术措施与实施效果,并提出了注超深井水泥塞的建议,为今后超深井注水泥塞施工提供重要的借鉴作用。     

国外固井胶塞研究新进展

为降低水泥浆受污染程度,提高钻井效率及固井质量,近几年不断有新型胶塞被研制应用。介绍了国外4种新型固井胶塞,即,套管固井防转固井胶塞、尾管固井多胶塞系统、尾管悬挂-分级注-封隔器联合固井4塞系统、深海套管固井海底释放塞系统的结构特点和工作原理,可为国内胶塞的研制、改进和创新提供参考。     

一种能有效防止水泥浆回流的新型套管胶塞

为了进一步降低尾管固井后水泥浆回流到套管内的风险,研究了目前国内外主流尾管悬挂器的防回流结构,分析该类工具结构存在的缺点,进而开发设计了一种新型结构的套管胶塞——半空心套管胶塞,并对其与悬挂器的配合使用进行了现场试验。结果表明:(1)尾管悬挂器防回流结构的缺点是钻杆胶塞的锁定机构在到达套管胶塞与之重合和锁定前已被损坏;(2)新型胶塞的内孔设计为弯折孔,上半部分为空心圆孔,下半部为实心圆柱;(3)固井施工时,钻杆胶塞到达悬挂器位置后进入新型胶塞内,在孔弯折处被阻挡,不能继续下行,与套管胶塞成为一体;(4)在钻井液推动下剪断剪钉继续下行,经套管串达到碰压座位置,新型胶塞下部实心圆柱体挤入碰压座内孔,只需要套管胶塞上的密封件和锁止机构一起作用即可防止水泥浆回流,而不再需要钻杆胶塞;(5)现场试验应用表明,试验井的实钻水泥塞面平均比设计高出24 m,较对比井高出设计位置59 m减少了一半。结论认为,新型胶塞与悬挂器匹配良好,对施工过程没有负面影响,固井后水泥塞面控制效果良好。