侧钻井免射孔滑套工艺技术研究

从工具性能、工作原理、施工工艺等方面出发,介绍了一套侧钻井免钻射孔滑套工艺,主要应用ф139.7mm套管内开窗侧钻完井,解决了常规侧钻完井采用ф95mm套管(内径φ82.25mm)固井后下入73枪+60.3mm过油管射孔的工序复杂、出水后卡层困难等问题。该工艺施工作业简单,有效减少射孔作业及对产层的伤害,能有效保证固井质量,可达到投产快、费用低等效果。     

元坝海相超深井特色修井工艺技术

元坝海相气田的勘探开发是世界级难题,主力气藏具有超深、高温、高产、高含硫等特征。在勘探开发中易出现管柱卡埋、脱落、炸枪、套管磨损等复杂情况,严重制约着元坝气田勘探投产开发进程。针对超深含硫气井作业管柱选择受限,井下情况诊断困难,结合元坝海相气田投产开发的实际需求,提出了针对RTTS封隔器卡埋、射孔枪断脱、长段水泥塞钻扫的3大修井特色工艺技术,为RTTS封隔器打捞、射孔枪处理,无损钻塞作业提供了强有力的技术支持。在元坝气田22井次作业中,修井成功率达到100%,修井效率得到了明显提升,应用效果显著。     

免钻免捞筛管顶部固井工艺研究与现场试验

常规筛管顶部固井工艺兼有筛管和尾管固井工艺的优点,但是固井后需要钻除管内附件。为提高筛管顶部固井工艺效率,优化了内、外管柱的结构,使用皮碗封隔器和滑套式分级箍代替常规筛管顶部固井工艺中的盲板和压差式分级箍,通过移动内管柱位置实现坐挂、注水泥、循环等操作,固井后提出内管柱时将残留附件一次带出,套管内不会残留盲板和分级箍内套,通径满足后续作业需要,实现了固井后免钻免捞,并可通过调整皮碗封隔器尺寸实现不同复合尺寸套管筛管完井。该工艺在渤海湾海上合作区块的X井进行了现场试验,完成了φ177.8 mm尾管+φ139.7 mm筛管复合管柱的筛管顶部尾管注水泥固井作业,固井候凝后直接投产,无需钻塞,节约了钻机时间。      

磨溪气田水平井射孔卡枪原因分析及防范措施

在地层压力高的水平井射孔作业,常采用在重钻井液压井情况下完成施工,给射孔作业提出了更高的要求.磨溪气田水平井射孔出现了卡枪现象,为了弄清卡枪原因,从钻井液、井眼轨迹、井口落物、套管变形、枪管变形、枪管与套管间隙、射孔碎屑、射孔作业工艺等方面分析了卡枪原因,结合实例分析和现场应用统计得出了磨溪气田水平井射孔卡枪的真实原因,同时形成了一套防范卡枪措施.在后续的重钻井液条件下水平井射孔作业中改变了现场作业工艺,射孔后随即将射孔枪提至φ177.8mm套管,再没有出现卡枪现象,应用结果表明新的现场作业工艺行之有效.     

建35-3井空井固井技术

建35-3井是建南南高点低压易漏地质构造上的一口开发井,该井在φ311.2 mm井眼采用空气钻井技术钻至井深2 690 m,然后下入φ244.5 mm技术套管.为了解决空气钻井达到设计井深后,替入钻井液再下套管、注水泥固井面临井壁水化失稳和井漏等问题,决定在该井直接进行空井固井作业.通过分析固井技术难点,并采取非插入武正注反灌注水泥固井作业,选用双凝双密度水泥浆体系,用增韧防漏水泥浆作尾浆,该井实现了低压易漏地层全井封固,而且施工顺利,固井质量合格,值得借鉴和推广.     

高温高压深井射孔卡枪原因分析及对策

射孔测试(完井)联作不时发生卡枪卡钻事故。为寻找卡枪原因与对策,进行了定性分析与定量计算。针对射孔套管剩余强度研究的不足,用实物试验测得了射孔孔边的应力集中系数;考虑此应力集中系数,得到了修正的射孔套管剩余强度计算方法。分析表明,井筒准备不充分、井壁泥饼及环空完井液沉砂或固相颗粒析出埋卡封隔器,封隔器胶筒或水力锚不能缩回,地层出砂砂卡封隔器以下射孔枪,射孔炸枪,以及射孔套管剩余强度低于生产压差等是射孔卡枪的主要原因。精心做好井筒准备,保养好封隔器,加强储层出砂预测,钻井预留足够容积的"口袋",同时在确保射孔套管强度的前提下确定生产压差,可以避免射孔卡枪。     

桥塞挤水泥工艺及其应用

针对目前油田沿用的常规挤水泥工艺所存在的问题，设计了桥塞挤水泥工艺。该工艺的基本原理是通过电缆式坐封工具将挤水泥桥塞坐封在靠近待挤层段上方的套管中，然后用油管下入专用挤注工具总成打开桥塞内部的滑阀，使油管与待挤层段连通，再通过水泥车对套管外实施验串、封串、二次固井、补救固井及堵漏洞等挤水泥作业。其特点是可立即反洗井，避免了水泥浆倒流井筒，保证了水泥胶结质量和封堵效果。介绍了桥塞挤水泥工艺系统的组成结构、基本参数和应用情况。     

兴9-12X井“凸”形井眼固井实践

兴9-12X井二开钻至井深4 312m处下入φ177.8 mm套管,至井深3 769.93m时套管被卡死,被迫在套管未下到设计井深的情况下固井,下部留有φ241.3 mm井眼542m,决定三开用φ152.4 mm钻头钻至井深4 405m后,下入φ127mm尾管对φ241.3 mm井眼进行补救固井,形成了上部井眼小、下部井眼大的“凸”形井眼,给保证固井质量带来了极大难度.通过采用高黏度钻井液携砂,特制φ127 mm×φ210mm异型全焊接弹性套管扶正器,使用大量前导低黏度、低切力钻井液稀释、冲洗大井眼内“死”钻井液,用黏性隔离液顶替大井眼内钻井液,实现“黏性推移”的塞流顶替及“稠浆慢替”等技术措施,使水泥浆返到了喇叭口,固井质量合格,其中3996～4 322m井段固井质量优质.     

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。     

水层封堵工艺

除了挤水泥胶结射孔孔眼外, 还有快速、经济、有效的机械堵水措施, 其中包括通过电缆、钢丝或连接管、连续油管组成的修井作业管柱来下桥塞。很多措施可以通过油管来进行, 可以不取出完井段套管。此外, 还有隔离尾管, 即将两个或更多的可膨胀式封隔器通过中间插入尾管连接在一起, 可有效降低封隔水的入口流量。有些情况下跨式封堵工艺能够通过射孔孔眼将化学调剖堵水剂注入产水层段, 从而降低水相渗透率, 提高油相渗透率。     

φ73 mm非标钻杆专用提升吊卡

目前51/2″套管开窗侧钻井下的是4″尾管固井,因其套管内径较小,使用的钻具强度较低,影响修井的成功率.新开发的φ73 mm非标钻杆增加了钻具的刚度和强度,但由于钻杆接头结构的特殊性,使起下钻成为难题.经过设计、加工和室内实验,成功研制了φ73 mm非标钻杆专用提升吊卡,将吊卡和卡瓦的功能进行了组合,可以有效卡紧钻杆,解决了φ73 mm非标钻杆起下钻的难题.经过现场应用证明,该工具设计新颖,结构合理,安装方便,操作简单,工作安全可靠.     

LG37井φ177.8mm×φ193.7mm复合尾管悬挂固井技术

LG37井在四开钻进过程中钻遇漏失层、大段膏盐层、高压盐水层,井下条件十分复杂。现场决定四开钻至5900m中途完钻,下φ177.8mm×φ193.7mm复合尾管固井。采用一级三凝加砂、防窜、防漏、抗盐加重水泥浆体系,该体系具有良好的控制失水和防漏失、防窜性能;采用一次注水泥至设计返高,下入特殊厚壁高抗挤、抗硫的φ193.7mm套管至膏盐层段,在盐水层位下入管外封隔器等工艺,圆满完成了作业。该井复合尾管悬挂固井的成功经验可为同类复杂井固井施工提供借监。     

固井后管外喷冒,漏封及窜槽处理

介绍了大庆油田钻井公司对固井后声检不合格的喷冒井，漏封井和窜槽井方法及修井工艺技术的改进。阐述了ＦＣ－１型射孔弹及可钻式封隔器在修井中的优越性，并对这类井的修井技术进行初步探讨。     

新疆准中地区老井试油复查可行性分析研究

从井身结构、测试管柱结构、试油事故、修井作业等容易导致试油失败的环节入手．分析了存在的问题并提出了解决的可行性措施。在修井设备工具、修井技术措施、合适的试油管柱结构以及试油工作制度上提出了改进方案。确定准中2、3、4区块的套管程序为：①钻井完井套管要求两级套管：Φ244．5mm表层套管＋Φ178mm油层套管,套管钢级要求为P110以上。②试油发现工业油气流后回接彦178mm套管至井口,并重新固井,之后再进行投产作业。对于中部区块这些异常高压井．采用MFE测试工艺是不适当的,而应采用一次关井阀的APR测试射孔联作工艺。设计选用作业动力动载荷大于150t的修井机（XJ750或以上修井机）为修井作业的动力设备;采取砂埋卡封生产管柱修井措施方案来解决修井遇到的问题。     

封隔式免钻尾管悬挂器的研制与应用

在尾管固井作业过程中,普通悬挂器需要后期钻除上部水泥塞及其内部构件,容易造成喇叭口窜气和固井质量变差。为此,开发了新型的封隔式免钻尾管悬挂器,同时还设计了液压坐封控制的封隔器、活动密封免钻柔性密封盒、辅助承载倒扣机构。施工作业顺序为:①将尾管管柱下入到设计位置,充分循环钻井液后,投入憋压球,待其入座后,憋压剪断悬挂控制销钉,实现悬挂器坐挂;②继续憋压,剪断球座销钉,建立循环;③下放钻杆给悬挂器施压,正转倒扣,实现送入工具与悬挂器的丢手;④注水泥施工结束后,投入钻杆胶塞,剪断空心套管胶塞的脱手控制销钉,再继续下行与碰压总成碰压;⑤卸掉水泥头接方钻杆,重新憋压,缓慢上提钻具,由液压对封隔器总成坐封液缸作用,剪断坐封控制销钉,实现封隔器的坐封;⑥起送入工具至喇叭口,循环洗出多余的水泥浆,实现全井免钻。在BQ203-H1等井127mm尾管的成功使用表明,该封隔式尾管悬挂器坐挂、倒扣方便,碰压准确,坐封方便,封隔性能良好。     

胜科1井Φ244.5mmΦ250.8mm复合尾管固井技术

胜科1井三开固井存在的盐膏层蠕变和软泥岩膨胀造成的井眼缩径、钻井液密度高(2.26 kg/L)、井径不规则、井底温度高(168 ℃)等问题及水泥封固段上下温差大(90 ℃)等技术难点,采取了优化钻井液性能、确定套管安全下入时间、选用高抗挤套管复合管柱和附件,采用抗高温抗盐抗污染高密度(2.30 kg/L)水泥浆和其他配套技术措施.在实际固井时,在下完套管发生井漏不返的情况下,采取先尾管注水泥后高压挤水泥的补救措施,固井质量合格,在四开钻穿孔1段下部及孔2段巨厚裂缝发育的泥岩地层、超长裸眼段、钻开多套压力共存地层和井下温度超高的情况下,没有出现Φ244.5 mmΦ250.8 mm复合尾管被挤扁现象,安全钻至井深7 026 m.     

钻小井眼的过油管旋转钻井作业

过油管旋转钻井作业 (ＴＴＲＤ)是一项对短扩边井进行侧钻的技术 ,即通过现有完井管材从井侧钻成一口直径为 10 4 .77ｍｍ的小井眼。采用这项技术 ,不需要拆除采油树和完井管材 ,就在现有尾套管内下入造斜器 ,进行套管开窗作业 ,然后使用 73ｍｍ带接头的钻杆钻井 ,通过完井油管到达新位置。在井内射孔前 ,下入一根 77ｍｍ细尾套管 ,并就地注入水泥固井。英荷ＳｈｅｌｌＥｘｐｒｏ(勘探与生产 )公司于 1998年初在Ｂｒｅｎｔ油田钻成第一口ＴＴＲＤ井 ,接着于 2 0 0 0年在北Ｃｏｒｍｏｒａｎｔ平台上钻成两口ＴＴＲＤ(分别为ＣＮ18Ｓ3井和Ｃ…     

滩海多目标大位移延伸井的完井方法及固井工艺技术措施

在滩海多目标六位移延伸开的完井及固井过程中,通过合理安放套管扶正器,化进水泥及其外加剂,加之足管小钻杆的称重、测扭矩、延长水泥浆们化时间、控制注替水泥浆返途等工艺技术措施,保证了固并质量。详细分析了仙鹤8井φ3397mm表层团并、φ273mm技套固井、φ177.8mm技会固并和φ127mm尾管碰压团开的工艺过程,并对套管柱设计、套管扶正器设计、G601降失水利、G602胶联剂和H88缓凝剂配伍性试验等进行了探讨。通过综合运用各项团开工艺技术措施,初步取得大套管技套、常规套管深井技套、深井尾管碰压固井等在多目标大位移、大附加拉力情况下的注水泥作业经验。     

王侧14-15井套管开窗侧钻小井眼尾管固井技术

王侧14-15井是安塞油田部署的首口套管开窗侧钻井,原油层套管(?139. 7 mm)内开窗,悬挂?88. 9mm油管固井完井。该井在钻井过程中打开产层后,气侵严重,完井钻井液密度从1. 15 g/cm~3加重到1. 58 g/cm~3,循环排后效又出现漏失现象,给固井作业带来极大困难。通过应用热固树脂水泥浆体系,封隔式尾管悬挂器,粘结式油管扶正器以及配套的侧钻小井眼尾管固井工艺技术,固井施工顺利,固井质量良好。该井的成功经验为安塞油田后期套管开窗侧钻小井眼尾管固井提供了有利的技术支撑。     

川东石炭系气藏含硫气井完井工艺探讨

为满足气井长期开采的需要,对川东石炭系目前的完井方式、完井管柱、油管及其材质、井下工具和井口装置进行系统的分析和研究,认为川东石炭系最好选择φ177.8 mm套管(或φ127 mm尾管)射孔完井;优选油管尺寸;选用抗硫材料,加缓蚀剂保护,采用生产封隔器完井等防腐方法.通过现场实施,气井产能得到明显提高.