关停井与报废井的井筒完整性

我国发布了废弃井及长停井处置指南与标准;挪威NORSOK D-010 V4标准有4种井:暂停井、暂时报废井、永久报废井、永久报废1个井段;美国加州油气监管局有对长停井、闲置井、遗弃井、报废井的监管法规。通过分析几种不同的分类标准法规,从内涵上梳理归纳为关停井与报废井2大类。研究了关停井与报废井的井筒屏障结构,列举了关停井（暂时报废井）和永久报废井2类井筒屏障的实例图解（共18个）并进行了分析说明。从这些实例中说明关停井与报废井是井筒生命周期内难以完全避免的,必须重视对它们的井筒完整性和井筒屏障及其组件的设计与应用并进行标准化、规范化管理;应根据各个具体井的实际状况设计“量身定制”井筒屏障及其组件并采取有关措施,以确保关停井与报废井的井筒完整性和关停、报废期间的安全,保护油气层、地下水和环境;要特别重视对渗透性地层、储集层、入流源的封隔封堵。每口关停井、报废井都要用多层套管、水泥环封堵环空,用多个水泥塞和机械封隔工具封堵管内;研究了水泥塞的位置、类型、施工方法、质量要求;指出了一些容易发生和忽视的问题,提出了检查、监测、处理意见,并用5个图例予以说明。     

顺南5-1井回接双级固井井筒完整性分析

塔河油田顺南5-1井设计采用?177.8 mm回接双级固井工艺,一级固井后未能建立二级循环通道,导致无法进行二级固井作业。为确保该井井筒完整性,基于机械式双级箍结构及工作原理,下两趟钻分别进行下压开孔及下压关孔作业,经过分析排除地面设备及双级箍原因造成无法建立二级固井循环通道的可能性,确定此复杂情况产生的原因是一级固井水泥浆领浆因长时间静止而稠化后失去流动性。基于分析结果对回接双级固井工艺进行改进,优化套管扶正器安放,固完井后先进行回接插入完成分级箍开孔后再进行芯轴式悬挂器坐挂,固井前做好水泥浆性能测试,可有效避免此类问题的再次发生,为此类井筒完整性问题的解决提供了有利借鉴。     

测试作业之井筒完整性标准

本文旨在介绍与井筒完整性有关的预探井及评价井井筒测试作业要求和标准。该测试作业始于钻完设计井深和电测录完裸眼井段,终于井筒压井结束和测试管柱起出。介绍了在过平衡、平衡、欠平衡3种压力条件时的测试作业以及建立不间断压力系统的工作,给出了海洋井测试作业所用井筒屏障的功能、结构组件及其验收标准,并在附录中给出了就地地层、测试管柱作为井筒屏障及其验收要求。明确了测试作业时的井控程序及在井控条件下的钻井作业。在井筒完整性标准基础上,对测试作业的测试压力、测试载荷进行了设计,对测试作业的准备工作和风险防范工作进行了标准化。     

钻井作业应用井筒完整性标准

基于挪威NORSOK D-010标准和中石油关于“三高井”的井筒完整性标准,使用4幅典型的井筒屏障图例来说明井筒屏障及其组件的结构、功能和验收标准。论述了钻井作业中井筒屏障重要组件的钻井液液柱、钻柱以及钻井防喷器、井口装置等的功能、使用技术标准及对其要求,并给出了4个附表。从国内习惯用语解读了所谓“可剪切钻柱”与“不可剪切钻柱”的含义、结构特征和使用方法。说明了井控作业程序和井控条件下的钻井作业要点,阐述了钻井作业中与井筒完整性及井筒屏障有关的要求与标准。介绍了浅气层的风险和作业措施、井身轨迹及井间距离的标准及测量方法等。     

电测作业的井筒完整性标准

介绍了适用于电测作业的井筒完整性标准、要求与指南。电测作业是井筒全生命周期内,在钻井、测试-试油、完井、采油气生产(包括:注水、压裂、酸化、增产等)以及修井作业,直到关停、报废前,经常要进行的作业。说明了电测作业的要点并用7个井筒屏障图来说明主要的电测作业要求,阐述了井筒屏障组件验收标准。同时介绍了电测作业时的井控工作。特别强调电缆高压动密封技术的重要性,介绍了“三级注脂动密封新技术”的研究和应用情况。     

注水井井筒完整性设计方法

注水井服役工况复杂,管柱腐蚀、疲劳断裂、密封失效等情况时有发生,给井筒完整性管理带来巨大挑战。现行的井筒完整性标准并未对生产井与注水井严格区分,注水井的井筒屏障划分方法尚有诸多缺陷。参考挪威NORSOK D-010标准,结合注水开发现状分析了注水井井筒工作状态的特殊性,探讨了井筒屏障失效原因,明确了应重点关注的井屏障部件。建立了注水井的井筒屏障系统,将井下安全阀从第一级屏障划出,将井口至井下安全阀之间的油管柱及部件、采油树二号主阀纳入第一级屏障范畴。讨论了关键部件的验收标准,从井屏障设置、腐蚀控制、寿命预测、作业参数控制及井资料记录五个方面探讨了注水井井筒完整性设计内容。最终形成了注水井井筒完整性设计流程,对各油田维持注水开发的安全稳定、经济高效具有重要指导意义。     

完井作业应用井筒完整性标准

说明了在完井作业中与井筒完整性及井筒屏障有关的要求与标准。本项作业起始于该井已打完进尺钻达设计井深和测井完毕;结束于采油树已安装到位、井筒屏障已测试完毕而要交井给采油部门之时。主要讲述用井筒屏障组件建立井筒屏障以保证完井作业在安全状态,给出了4个典型的完井作业图解来说明井筒屏障组件的功能和结构组成及其验收标准;讲述了完井作业管柱功能与各种生产方式下的结构、完井管柱设计,套管载荷和套管设计及其假设,以及完井作业中井控活动及其程序;在附录中列举了完井管柱、套管、水泥环三个主要的屏障组件验收表。     

用井筒完整性技术与标准一体化管理页岩气作业

在介绍中国页岩气资源量与产量基础上,论述了页岩气开发在地质和钻井、完井、采气、压裂、测试、监管、维护等作业中的难点及“工厂化”页岩气作业的特点,以及单独压裂、拉链式压裂和同步压裂的特点,介绍了全通径可控无限极滑套完井方法与工具的研究与使用现状。详细论述了用井筒完整性标准一体化管理页岩气一口井全生命周期内各种作业的理念,给出了页岩气开发的水平井井筒屏障示意图,用图解及文字说明页岩气在井筒全生命周期内多种作业的井筒完整性和井筒屏障的设计、运行、管理内容及特点与难点。     

井筒屏障完整性及其优化设计

随着我国各大油田进入开发中后期,老井“二次采油”甚至“三次采油”所引发的井筒完整性问题频发。现场老井完整性建设不足,增产措施带来的苛刻工况造成井筒管柱腐蚀严重,威胁管柱服役寿命以及井筒完整性,给油田造成极大的经济损失的同时也给油气田安全运行带来隐患。为此,结合我国油气田开发现状,分析了现有井筒完整性标准的不足和重点研究方向。介绍了腐蚀完整性管理概念,并在此基础上,以CO₂吞吐井为例提出了基于井筒腐蚀风险与载荷风险双重作用的井筒屏障优化方法,确定了吞吐井的失效敏感区域和服役寿命。结果显示:实例井极限吞吐轮次为7轮;油管失效敏感区域为800~1 500 m,套管失效敏感区域为1 700~2 000 m,建议在失效敏感区域进行重点防护。该研究为各油田依据自身实际情况,本着“全局把控,重点防护,经济有效”的思想开展井筒屏障设计,延长老井免修期,建立科学性、适用性、效益性的完整性管理体系具有重要意义。     

基于井筒完整性的试油完井一体化工艺技术

试油完井一体化工艺技术是现代完井工程的发展趋势,为了防止井筒在试油测试和二次完井乃至之
后的服役过程中不能控制或未预见到的地层流体泄漏、井喷或地下窜流,引入井筒完整性的先进理念,对试油完井
一体化作业按照井筒完整性推荐导则进行组织、设计、操作,这样更符合先进的国际理念、更加安全,大大提高了试
油完井作业效率,降低了作业成本,还有效解决了试油测试后井漏及产层损害问题,具有重要的现实指导意义。     

河坝1井高压含硫气层井控技术

河坝1井是川东北部通南巴构造带上的一口重点探井。全井预计产层9个，地层压力相差较大。而且海相地层裂缝、溶洞发育，很容易出现“喷漏同存”的复杂情况，不利于井控。加上碳酸盐岩地层压力预测不准。天然气中舍有硫化氢以及井场自然条件的限制。该井井控难度极大。为此，该井不但应用了高压抗硫井控装备、配备了气体监测仪器、做好了各种应急预案，而且在钻井过程中也采取了地层承压堵漏、简化下部钻具组合、近平衡压力打开产层等预防井喷、井涌的工程技术措施。该井共发生井涌2次。但均压井成功。顺利钻至设计井深。     

B-1井高压含气溢流压井技术

B-1井在采用高密度钻井液钻进过程中发生了含气溢流，由于未及时压井，使井下情况复杂化，最后因卡铅而被迫侧钻。简单介绍了该井发生溢流的经过及压井过程，详细分析了压井过程中出现的异常情况的原因，并提出了高压含气溢流压井时的注意事项。     

油气井封固性测井述评

油气井封固性测井能发现并判定井下管柱和水泥环的问题,使得人们能及时采取措施,维持油气井产量,延长油气井生命周期,防止油气井事故和环境污染。陈述了油气井封固性的概念;提出了油气井封固性测井的定义;对当前油气井封固性测井的技术状况进行述评。重点介绍了国内外在套损检测和固井质量评价方面有代表性的测井仪器及资料处理解释成果;介绍了一些具有创新性的思维和样机。指出深层、深海、低渗透和非常规油气资源勘探开发对封固性测井技术所提出的要求。     

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长庆气田有上、下古生界两套成藏和岩性不同的气层,同属于低压、低渗、低产气层,在已探明的储量中以下古生界气层为主,已建成年20×108m3的生产能力,并以每年10×108m3的规模递增。目前的177.8mm套管完井方式和常规完井管柱有它的不足之处,按现有的钻井、气层保护、压裂酸化和完井技术,开发井完井方式采用139.70mm套管完成后,能提高钻井速度,降低材料消耗。完井管柱采用SAB—3、SB—3和CQ—7等永久性完井管柱,淘汰常规完井管柱,以保护套管、延长套管使用寿命,满足上、下两套气层分试分压分采或合采的要求,达到提高单井产量和提高气田开发效果的目的。     

下T6-361井多井防碰绕障技术

下T6—361井是一口双靶定向井，由于受地面和地质条件的限制，必须穿越9口井，其中最近的4口井防碰距仅为13—32m，钻井施工难度大，是一口较典型的多井防碰绕障定向井。在优化井身剖面设计、优选钻具组合、采用导向钻井技术的基础上，采取了一系列安全钻进措施，顺利钻至设计井深。对该井的地质工程设计、井眼轨迹控制及防碰绕障技术等进行了介绍，对同类型井的施工有一定的借鉴。     

昭通YSH1-1页岩气水平井钻井完井技术

为加快中国石油昭通页岩气示范区页岩气水平井钻井技术探索,根据该区块第一口水平井(评价井)——YSH1-1井的实钻情况,基于常规水平井安全优快钻井完井技术研究,通过优选钻头、细化防漏堵漏方案、试验应用高密度油基钻井液、优化固井工艺等措施,有效解决了地层研磨性和冲击性强、恶性井漏频发、泥页岩井壁垮塌严重、固井质量难以保证等技术难点。YSH1-1井的实钻效果表明,上述各技术措施切实可行,可在该区块推广应用,并提出了昭通页岩气示范区未来页岩气钻井完井技术的研究重点,对国内页岩气钻井施工有一定的借鉴意义。      

径向水平井技术在锦45-检1井中的应用

锦 45 -检 1井是辽河油田施工的第 3口井高压水射流超短半径水平井 ,该井在井深 10 0 6 .0 0 m处 ,钻出了井段分别为 19.40 m、 10 .90 m的双分支径向水平井眼 ,打破了原有 15 .86 m单支井眼的国内记录。详细介绍了径向水平井技术在锦 45 -检 1井的现场应用情况 ,并对施工关键技术及该套技术的发展方向进行了探讨。     

确定气井不同开发阶段地层压力的简易方法

为了及时、准确得到气井不同开发阶段的地层压力，基于“气体垂直管流动”法计算井底静止压力的原理，将计算公式中多项常数项提出，一次性计算该参数团之值，并作为公式系数，得到简化的新计算公式。对于气井开发过程中多次计算地层压力而言，简化了计算过程、程序，节约了测压成本，提高了效率。实例计算表明，新公式简便易行、结果可靠。     

川西地区气井分支井组钻井探索实践

介绍了XQ90、XQ90-2分支井组钻井施工概况，对气井分支井组钻井施工过程中的开窗、定向、侧钻及下套管过程中出现的复杂情况进行简介和分析，并总结出了气井分支井组钻井施工的一些技术要领。为今后施工分支井组提供了可以借鉴的技术经验。     

基于权重分析的海上井控设备风险分级方法

针对目前海上老旧井控设备多、报废标准不足的问题,基于权重分析,综合考虑井控设备资料完整性、现场管理措施、井控设备运行状态3项指标,评定井控设备风险等级。风险评级结果表明:J平台环形防喷器、钻井四通风险等级为I级,闸板防喷器风险等级为II级; 井控设备整体风险较低,但个别设备有一些功能上的问题,需要及时整改。该风险分级方法有助于提高井控设备的可靠性,进一步提升海上井控管理水平。