高压分注井全过程带压作业管柱

针对高压分注井带压作业过程中存在的管柱内堵塞器投堵位置不确定、油管内密封工具耐压低、分注工具段内无法堵塞密封、不能实现全过程带压作业的问题,研发了高压分注井全过程带压作业管柱。该管柱下入后,无需投捞,双密封洗井阀地面加压即可启动注水阀;通过配套高压自密封配水器和预置式油管堵塞器等工具,解决了油管内分注工具段封堵问题,实现了分注管柱起出过程的整体密封;通过管柱底部配套双密封洗井阀,解决了分注管柱下入过程的密封问题,还可满足反洗井工艺要求。高压分注井全过程带压作业管柱在冀东油田累计应用60井次,最大施工井斜56. 7°,工具最大下深4 285 m,满足50 MPa内分层注水需求和21 MPa内带压作业需求。应用该作业管柱可缩短作业周期,提高作业效率,降低施工成本。研究结果可以为注水井带压作业管柱的设计提供参考。     

注水井可投捞堵塞器

针对常规水力投捞堵塞器存在投送定位不准、中途易遇阻、封堵油管可靠性差等问题,研制了注水井可投捞堵塞器。该堵塞器利用钢丝拉力和堵塞器缸体内液压的双重作用,实现堵塞器卡瓦机构锚定油管内壁,使胶筒完全密封。室内试验表明,该堵塞器可承受压差35 MPa,耐温70℃,顺利实现丢手、密封、打捞。现场38口注水井的试验表明,可投捞堵塞器配合带压作业装置,实现了对分注管柱检串作业全程油管内封堵,累计减少放水量6.6×104m3,节约费用208万元;平均单井缩短占井时间17 d,累计提前恢复水量3.7×104m3,有效地保持了油藏注采平衡。     

沧东凹陷页岩油水平井不压井作业技术

沧东凹陷孔二段页岩油储层属于特低孔、特低渗储层,泥质含量高,作业过程中极易因压井液等外来流体侵入造成污染。针对这一问题,对页岩油井常用的有杆泵、电动潜油泵举升工艺及其生产管柱和井下工具进行优化设计,形成了由预制内防喷工具不压井作业技术、可控桥塞暂闭井筒完井技术和敷缆连续油管带压下泵技术等组成的沧东凹陷页岩油水平井不压井作业技术。现场应用结果表明,不压井作业技术可以解决有杆泵井内衬油管无法有效密封、电动潜油泵井无法带压作业等问题,作业后储层零污染,无需等待完全泄压结束再下泵投产。      

高压油水井带压作业工艺研究

高压油水井带压作业工艺适用于油套压力在20MPa以下的油、水井带压施工作业，不压井、不放喷、带压安全起下管柱。该装置由油管堵塞器、井控密封系统、加压举升系统、附属配套系统、液控操作台及相应工具组成。该装置成功地解决了油套环空及油管内部的密封问题，实现管柱带压作业。该工艺技术在大庆、吉林等油田成功地完成了450口井的带压维修作业，取得了较好的经济效益。     

撞击式静液压油管桥塞的研制与应用

针对滑块式油管堵塞器在不压井起管柱作业油管内堵塞密封中出现的自密封皮碗易磨损失效问题,研制了撞击式静液压油管桥塞。该油管桥塞采用单级双向楔形卡瓦和带防凸保护的大变径压缩式密封胶筒,并设计了静液压坐封系统及撞击控制指令系统,实现了液压输送、地面投棒撞击发射坐封指令以及静液压系统接收指令启动坐封程序完成油管内密封过程。该油管桥塞在中原油田规模化应用80余井次,配合地面环空密封设备及液压动力控制系统完成不压井起管柱作业,其中最大密封深度3 919 m,最高密封压力为24 MPa,现场应用成功率100%,解决了不压井作业遇到的各种管柱油管内堵塞密封问题。该产品的研制成功为不压井作业油管内堵塞密封提供了可靠的技术支持。     

气井带压作业关键技术与展望

气井带压作业技术是目前国际上气田开发中一项重要的完井和修井技术,可避免常规压井作业造成的储层伤害,具有保护储层、降本增效等突出的技术优势。针对气井带压作业中环空动密封耐磨件使用寿命短、管柱内密封工具压力等级低、管柱飞出及压弯风险高的突出技术难题,通过开展环空动密封压力控制技术、管柱内密封压力控制技术、防管柱飞出技术及防压弯管柱技术四方面研究,研制了井口压力35MPa下使用寿命超1200m的动密封耐磨件及70MPa管柱内密封工具,建立了管柱受力中和点的计算公式及极限抗弯长度计算模型。研究成果成功突破了环空动密封、管柱内密封等技术瓶颈,形成了气井带压作业关键技术,在中国石油长宁—威远、长庆油田及中国石化涪陵等区块累计应用逾千井次,极大提高了气井带压作业技术能力及作业效率,增产效果明显。研究认为,形成的气井带压作业关键技术为常规气井修井、页岩气井大规模完井提供了有力的技术支撑。     

不压井采油管内防喷器关键技术

针对转抽或者检泵过程中需要压井、导致作业时间增加甚至储层被污染这一情况,提出了一趟管柱完成"酸压(射孔)-自喷-机采-检泵"作业思路。根据这一工艺需求,提出不压井采油管内防喷器的总体方案,并对其中大通径弧面密封、可变式球座和阀板关闭可靠性三大关键技术进行了详细分析。管内防喷器将以前多次管柱作业变成一次,缩短了作业时间,提高了作业效率,降低了作业成本,同时避免了压井作业,消除了压井对储层可能造成的污染。最后通过试验对工具结构设计和性能进行验证。试验中,防喷器整体密封压力≥35 MPa,阀板密封压力≥10 MPa,阀板反复开关次数≥10次。试验结果验证了工具结构设计的合理性和性能的可靠性。     

气井带压修井技术应用及前景探讨

气井生产一定时间后储层压力系数低,单井产量低,常规修井作业存在压井液漏失严重,液体返排困难,储层伤害严重等诸多难题,同时高昂的压井材料及排液费用与"低成本"开发思路相悖。带压作业是一种先进的井下作业技术,主要优点是作业过程无需压井,节约了压井成本和时间,能够最大限度地减少对储层的污染,确保气井产能不受影响。2011年起苏里格气田采用带压作业装置顺利实现了井口压力低于15 MPa,管柱结构为光油管、单封及双封的气井修井作业,相比常规修井作业缩短周期40,减低了施工费用近50,避免了储层伤害,为气井带压修井作业积累了经验。本文总结了苏里格气田气井带压修井技术应用情况,分析了存在问题,并结合气田开发实际就带压修井技术应用前景进行了探讨。     

带压投送井口保护装置的研制及应用

为解决350采油树承压与酸化施工限压之间的矛盾,将油管封隔器在带压状态下投送至油管内部预定位置并坐封,实现油管内部封堵,隔离油管内部压力通道,从而保护井口装置,进行正常的酸化作业,因此研制了一种新型带压投送井口保护装置。介绍了带压投送井口保护装置的主要结构、工作原理、主要技术性能参数以及性能特点,进一步完善了注水井不动管柱酸化施工工艺,并在大港油田板X井进行了现场应用。现场应用结果表明,带压投送井口保护装置成功完成了注水井不动管柱酸化施工,创大港油田350型采油树不动管柱酸化施工最大压力记录,具有较广泛的应用前景。     

新型井下多功能密封器研制

为了解决不压井作业过程中下管柱时的油管内密封问题,研制了一种新型井下多功能密封器。该密封器设计有密封段和密封塞,下管柱时接于管柱下端并密封油管中心通道,实现不压井作业。下完管柱后,通过地面加液压力,使油套连通并投产。试验证明:该井下多功能密封器满足注采管柱以及各种增产措施管柱在下管柱作业时油管内密封要求,同时在管柱主通道形成一个定位坐落密封段,为再次作业时投入油管内堵塞密封工具,实现带压起管柱打好基础。现场应用200余井次,成功率100%,解决了多年以来困扰不压井作业技术推广存在的瓶颈问题,取得了很好的经济效益和社会效益。     

普光气田高含硫气井带压更换采气树工艺技术

采气树在使用过程中如出现腐蚀、泄露、机械故障等而又无法在线修复的情况,则需要进行整体更换。但像四川盆地普光气田这样孔、洞、缝较发育的酸性碳酸盐岩气藏,若采用先压井再整体换装采气树的方法会造成储层的二次污染,很难再恢复到修井前的气井产能。为此,考虑作业安全和生产实际,研究形成了"两封堵一隔离"带压更换采气树工艺:①安装地面泄压放喷流程,进行整体更换采气树演练,准确测算所需的时间;②关闭井下安全阀,通过泄压放喷管线排放井下安全阀以上通道内气体,进入放喷池点火燃烧,将井口油管压力泄至0;③连接液氮泵车按照测算量向井筒顶替液氮;④安装双向背压阀,利用送取工具,将背压阀安装在油管悬挂器内的背压阀座面,封堵油管;⑤整体更换采气树,试压合格后按照操作规程取出双向背压阀。现场成功应用2口井,很好地解决了高含硫气井不压井更换采气树的技术和安全控制难题。     

雷公油田打调整井过程中油层保护技术

针对雷公油田打调整井过程中地层损害的问题,分析了该区常用钻井液造成地层损害的原因,提出用屏蔽暂堵技术改造钻井液,即在原钻井液中加入QS-2和FT-1分别做架桥粒子和填充软粒子。经室内试验和现场10口井应用表明,改造后的钻井液体系与钻井工艺相容性好,易在近井壁形成致密的屏蔽带,起到保护油气层的作用。     

稠油天然气吞吐注采一体化技术研究

针对吐玉克油田稠油注天然气吞吐过程中,管柱的气密封性不能满足高压注气安全要求、每个吞吐周期的注气投产需要进行换管柱作业等问题,设计了以注采一体化井口和井下气密封管柱为主的注采一体化配套管柱。既保证了杆柱悬挂的密封性,又满足了50MPa高压注气需求和注气吞吐后的生产需要,实现了注气和转抽作业工序的直接转换,大幅度降低了作业成本,减少了对油层的二次伤害。现场应用的2口井生产正常,已累计增油339t,取得了很好的效果。     

不压井更换闸阀技术在气井维护中的应用

高压气井采气井口的1号主控闸阀若产生泄漏、开关不动等问题，将影响气井的正常生产和维护保养，并存在安全隐患，这给气井的安全生产带来了严重危害。文章介绍了利用下油管堵塞器更换井口1号闸阀的原理、相关参数设计方法，以及施工所需的工具和作业过程等。该技术操作简单，不需压井，对气井产层不会产生污染，实施费用低。近年来，靖边气田应用不压井更换井口1号闸阀技术对部分气井的闸阀进行了更换，取得了十分理想的效果。     

YC—152压裂防砂一体化工具的研制

针对目前疏松砂岩油藏压裂防砂由于受到充填工具的限制,采用2步法施工周期长、作业成本高,而且压裂效果难以保证的难题,研制了YC—152压裂防砂一体化工具。该工具集地层压裂改造和环空充填防砂于一体,主要由坐封装置、高压复合密封组件、锁紧装置、悬挂装置、丢手装置、解封装置和填砂装置7部分组成。携砂液流通通径大,满足4 m3/min排量压裂施工的需要;封隔压力高达35 MPa,悬挂能力700 kN。室内试验和现场试验表明,该工具综合性能可靠,很好地满足了压裂防砂的要求。     

交变拉伸载荷下油管丝扣密封性能研究

针对高压注入井油管在服役环境下长期承受交变拉伸载荷作用存在泄漏风险的问题,通过搭建交变拉伸载荷下油管丝扣密封性能测试试验平台、优选试验设备及制定合理的试验步骤,对平扣、BGT扣、FOX扣油管试样在10~50 t拉伸交变载荷下的密封性能进行了模拟。模拟结果显示:对3种扣型油管试样施加同等拉伸载荷,其密封性能随交变次数增加而降低,降低幅度为平扣>BGT扣>FOX扣;50 t拉伸载荷施加5次后,3种扣型油管试样的密封性能分别为5.67 MPa、32.69 MPa、73.67 MPa。研究表明,平扣无法满足注入井的密封要求,BGT扣及FOX扣具有较好的适用性。研究结果为注入井油管扣型选择提供了依据。     

Resin Plug Application on Subsea Wells as A Suspension Barrier

A subsea wellhead equipped with obsolete vertical Christmas tree needs to be suspended for subsea tree recovery and subsequently to be permanently abandoned. Due to obsolete Christmas tree design combined with tubing inaccessibility issue,conventional subsea intervention method for setting downhole mechanical plug barriers with a semisubmersible rig or a riserless light well intervention vessel is not feasible to suspend the well. Attempt was made to suspend the well from a riserless light well intervention vessel by setting tubing mechanical plugs in 2017,but the mandrel of the tree running tool (TRT) was sheared off accidently while landing the TRTsubsea intervention lubricator (SIL) on the subsea tree. Due to resin's superior mechanical and rheological properties,resin was evaluated as a well suspension material to create a suspension barrier. Resin plug was deployed successfully from a dive support vessel (DSV) across the perforations to allow the tree removal at cost effective manner. Resin plugging demonstrates a new approach at well PA area.     

涠洲W油田多压力系统储层定向井钻井液优化技术

涠洲W油田储层段存在多压力系统,导致常规PLUS/KC1钻井液因流变稳定性较差而老化后增黏变稠、封堵材料单一使钻井压差超过26 MPa时发生井漏、暂堵剂粒径分布不合适使储层保护效果欠佳等问题.在常规PLUS/KCL钻井液配方基础上,通过优化处理剂加量提高体系流变稳定性,优选封堵剂及复配组合提高封堵能力,同时优化暂堵剂粒...     

埋地金属管道高压连续复合软管内衬修复技术研究与现场应用

针对服役时间长、长距离穿越季节性水域的埋地金属管道修复施工难题,开展了高压连续复合软管内衬修复技术研究与试验应用。高压连续复合软管由内衬层、增强层、保护层三部分组成,管道中间断管处接头连接方式为包裹连接,端部的连接方式为法兰碰头连接。结果表明:DN100/PN6.0管材平均爆破强度11.8 MPa,轴向拉伸强度192 kN,维卡软化温度77.3℃;建立的工艺计算方法可用于配套设备选型和施工长度设计,理论计算轴向拉伸强度192 kN,理论最大直线施工长度5.0 km,现场应用最大施工长度1.9 km;施工流程中管道清洗、焊瘤检测、扭矩释放是施工作业流程的关键控制点。该技术可提高施工时效50%,节省工程费用20%~30%。     

碳酸盐岩储层完井铝基耐酸易钻油管性能评价

在碳酸盐岩储层采用钢质支撑油管完井,可以解决井壁坍塌问题,但是带来钻磨时间长、费用高的难题。铝合金的强度、硬度较钢低,是最有潜力的易钻油管材料。但是,铝合金在盐酸溶液中会剧烈反应,不适用于酸化工况。设计了在6061T6铝合金管内、外表面涂覆耐酸涂层的铝基耐酸易钻油管。基于标准拉伸试样实测的6061T6铝合金强度值,借鉴ISO/TR 10400—2018中钢质油管强度计算方法,结合内压强度、外挤强度试验,建立并验证了铝基耐酸易钻油管的强度与厚度的数学模型。该模型计算的6061T6铝合金油管的内压强度、外挤强度与实测结果的误差分别为8.6%、0.2%。采用失重法及交流阻抗法评价6061T6铝合金油管的耐酸性能,结果表明,在100 ℃、质量分数20%的盐酸溶液中浸泡12 h,该油管内、外表面涂层无开裂、无破损、无脱落,因吸水使质量略微增加,增加速率为0.008%/h。采用钻磨试验对比测试了6061T6铝合金油管、P110钢质油管的钻磨性能,结果表明,在钻压为10 kN、转速为300 r/min时,6061T6铝合金油管的钻削速度是P110油管钻磨速度的3.5倍。