裸眼封隔器在超深井完井中的应用难题及对策

塔河油田碳酸盐岩储层主要采取先期裸眼完井方式,后期酸压施工多数运用可回收式裸眼封隔器分段酸压工艺。但是,井壁不稳定坍塌、封隔器胶筒破裂等因素影响,近年来在修井作业上提原井管柱时频繁发生遇阻遇卡现象。通过分析修井作业故障情况以及生产测井探井底数据,同时结合封隔器起出井后的工具检查,对超深井难以提出裸眼封隔器的原因进行了研究,借助改进完井工具和改变完井方式的途径给出解决方案。     

封隔器解卡打捞工艺技术在川西气井中的应用

川西气井在完井过程中,为实现分层开采与分层评价的目的,常采用封隔器完井,气井在生产一段时间后,产能衰竭,需要开发另外的层位,转层下试或者转层上试,需将井内带封隔器的管柱处理出井,但封隔器有沉砂造成封隔器被砂埋而不能解封。重点介绍了川西常用的封隔器类型,常用封隔器的简介,封隔器卡钻原因及解卡方法,解卡方法包括:活动解卡法、憋压解卡、悬吊解卡、震击解卡、套铣倒扣解卡等,特别介绍了现在常用两种处理封隔器上部管串的处理方法———爆炸切割法、倒扣打捞法,并对这两种方法的优缺点进行了对比分析。介绍了封隔器解卡打捞工艺技术在X894井及X883井的成功应用,为以后该类型修井提供了宝贵的经验。     

利用环空压力测试数据评价高温高压气井固井水泥环的密封完整性

目前,高温高压气井在生产期间环空异常带压现象频发,气井环空异常带压表明井内出现窜漏,其完整性受到削弱,将影响气井安全生产。气井环空异常带压的根本原因是井屏障部件受损。通过对异常环空压力进行现场诊断测试,根据测试数据评估各个环空的窜漏程度,为环空异常带压潜在风险控制措施的制定提供指导。首先,分析了气井环空带压的5种模式,并基于气液多相流和达西渗流理论,建立了水泥返至井口和未返至井口2种环空介质条件下气体渗流数学模型。结合实例井不同环空压力诊断测试数据,评估了固井水泥环的密封完整性。该方法可通过反向拟合现场实测压力数据,预测各环空压力的变化趋势,并评估固井水泥环的整体泄漏程度,可用于指导固井工程设计及现场作业。     

水平井裸眼分段压裂完井技术在克拉美丽气田的应用

近年来,分段压裂完井技术作为低孔、低渗透、储层不连续特性油气藏增产的重要工艺已广泛应用于全国各大油气田。新疆克拉美丽气田二叠系梧洞沟组气藏是典型的高压、局部受岩性、物性控制的带边底水的构造—岩性气藏,由于该气藏受断块控制,孔渗连通性差,采用直井压裂开采效果较差,而水平井裸眼分段压裂完井技术能极大的增大水平段气藏接触面积,对于中间有多个泥岩薄夹层的气藏更具有适应性。旨在通过引用国外先进的裸眼分段工具,进一步阐明该技术在克拉美丽气田梧洞沟组气藏的成效性,该技术不失为提高储量动用程度、提高气井单井开发效果有力手段。     

连续油管传输射孔技术在磨030-H9井的应用

磨030—H9井是磨溪构造上的一口水平井,采用了先期裸眼完井,在水平段下入3个裸眼封隔器,以期实现对水平段的分段酸化处理。由于井下落物,无法座封悬挂器及封隔器,只能通过浮鞋注酸,对整个裸眼段实施笼统酸化,但是只有浮鞋提供的从油管到管外环空的单向流动通道,无法实现酸化后的排液工作。针对磨030—H9井的实际情况,选择了合理的连续油管传输射孔方案：对油管穿孔实现酸化后的排液;为了防止井下落物引起的卡钻,采用通井模拟方法,为施工安全提供了保障。连续油管传输射孔施工获得一次性成功,大大降低了残酸在地层的滞留时间,减小了残酸引起地层污染的可能性;在井口带压的情况下,仍然保证了井控安全。连续油管传输射孔技术在四川油气田的首次成功应用,为该项技术的推广与发展奠定了良好的基础。     

徐深X井完井井控风险分析与认识

徐深X井是一口小井眼天然气预探水平井,施工过程中目的层气藏发育,气测显示多,气体上窜速度快,同时邻井施工过程中多次发生气浸、井涌、井喷事故,因而井控风险较高。而完井阶段是钻井施工的最后环节,容易麻痹大意,但是井控风险依然存在,深层气井完井周期普遍较长,施工过程中工艺多,由于施工的特殊性可能进一步增加井控风险隐患。针对徐深X井完井阶段出现的射孔作业、裸眼封隔器管串拔套管等非常规作业井控风险进行分析总结,为该区块深层天然气水平井完井施工提供经验,确保井控安全。     

海上窄压力窗口控压固井浆柱结构设计方法

针对海上油气井窄压力窗口固井顶替效率低下的技术难题,通过轻钻井液的施加以优化浆柱结构以及施加环空回压的方法实现安全高效固井的目标。考虑停泵压胶塞环空回压值≯5 MPa、冲洗液环空紊流接触时间>10min以及注替结束井筒自压稳3个关键技术要求,合理优化固井浆柱结构,计算控压固井全过程井筒当量循环密度(ECD),使井筒ECD在安全密度窗口内,形成了海上窄压力窗口控压固井浆柱结构设计方法。以乐东10-1气田某高温高压井为例,优化设计了该井的浆柱结构,并模拟计算了控压固井全过程井筒ECD及紊流接触时间。结果表明：轻钻井液用量为14～50 m³且密度在1.822～2.142 g/cm³之间、冲洗液用量>13 m³且密度在2.36～2.45 g/cm³之间、水泥浆密度在2.4～2.51 g/cm³之间,可实现冲洗液紊流接触时间>10 min且满足压稳不漏的固井要求。该设计方法可实现海上窄压力窗口井安全施工和提高固井顶替效率的要求。     

含水气井开井过程瞬态特征研究

含水气井的开井是一个复杂的瞬态流动过程。如果能准确预测其瞬态过程,将有助于施工设备、设施的准备、人员的配备,应急预案的制定。基于OLGA软件,模拟了5井次的开井过程。模拟井的地层压力系数0.966～1.57MPa/100m,气液比128～498m3/m3,产气指数520～13320m3/(d?MPa)。在模型拟合的基础上,对井的产能、井口油嘴、地层压力系数及井的初始状态进行了敏感性分析。研究表明:部分低产能含水气井的开井过程存在一个无液、无气、井口压力为零的"沉寂"期;开井过程中的见液时间和到达稳定所需时间,均随着井产能的增加、油嘴尺寸的增大或地层压力系数的升高而缩短。     

鸭K长裸眼全封固油层固井技术

玉门鸭K区块油层段固井裸眼长3000m,固井施工过程中具有油层段长、多套压力系统共存、静压差大等特点,固井质量不理想。通过全面分析固井技术难点、制定对策,开展水泥浆体系、施工工艺研究,形成了成熟的长裸眼全封固固井技术。该技术应用19井次,固井质量全部合格。长裸眼全封固油层固井技术解决了固井质量合格率低难题,推广应用前景广阔。     

煤层气井毛细管测压技术研究

介绍了毛细管测压的基本原理、技术现状以及煤层气井毛细管测压的关键问题,分析了煤层气井测试中可能遇到的问题及解决办法,探讨提高煤层气井毛细管测试技术的发展方向。针对煤层气井设计了环空移动型和同心固定型2种传压筒及测压系统,并给出了测压方案,从根本上解决了煤层气井流压变化测试难题,该测压系统在2.0 m高水柱压力下综合精度可达0.06%,较其他技术测压精度有显著提高。     

白云质泥岩水平井分段压裂工艺应用

中原油田濮城油区部分井层岩性类型以白云质泥岩为主,微裂缝及孔洞发育,但总体上孔渗性较差,经分析认为剩余油潜力较大,决定对水平井濮1-FP1井进行分段压裂改造。通过对储层物性研究、测试压裂分析及压裂软件模拟进行压裂参数优化,确定了适合该井的分段压裂施工参数,优选了压裂液和支撑剂,成功地完成了十段压裂施工,注入总液量2975 m3,加入支撑剂308 m3,压后取得了一定的增产效果。该井多段压裂工艺的成功应用为下一步该区块白云质泥岩储层的压裂改造提供了依据和施工经验。     

南海西部高温高压小井眼水平井钻完井储层保护技术研究及应用

南海西部东方13-1气田D7H井为国内海上第一口高温高压水平井,储层物性以中低渗为主,使用高固相含量的钻井液易堵塞油气泄流通道造成储层伤害,加之海上完井方式制约,高密度钻井液在井眼滞留时间达10 d以上,不可避免地会加剧储层伤害程度。为充分保障该井储层保护效果,室内开展了大量的优选评价实验,优选出适合海上高温高压小井眼水平井钻完井储层保护油基钻井液,分析了高密度钻井液污染储层的机理,研究了返排压差、返排时间与岩心渗透率恢复结果的关系,提出了增加返排压差、延长返排时间提高储层保护效果的措施。实验结果表明:高温环境下高密度钻井液污染岩心后,初始渗透率恢复值约85%,当污染时间达到15 d时,渗透率恢复值骤降至30%,表明钻井液在储层滞留时间越长储层污染现象越严重;相同驱替条件下,渗透率恢复值随时间的延长而提高并趋于稳定;增加岩心返排时的压差有利于提高渗透率恢复值,返排压差达到12 MPa时,钻井液体系的渗透率恢复值可提高到80%以上。现场应用表明,D7H井试井机械表皮系数为0,清喷产量6.0×105m3/d,超出配产产量近3倍,储层保护效果良好,为后续海上高温高压气田实施水平井进行规模化开发提供了宝贵的借鉴意义。     

长水平段水平井固井技术难点与对策分析

随着油气勘探开发技术的不断发展,水平井应用越来越普遍,在薄层油气藏、稠油油藏、低孔低渗油气藏、非常规油气藏勘探与开发中具有明显的技术优势,取得了较好的应用效果。针对长水平段水平井固井中存在的难题,通过使用水平井固井特殊工具,结合套管下入技术、套管居中技术、固井前置液技术、优化水泥浆性能等技术措施,能够有效提升长水平段水平井固井质量,对固井施工具有一定指导意义。     

影响定北8井尾管固井质量的因素分析

针对定北8井尾管固井的难点,采取防窜性能好的水泥浆体系、优化流体结构、带封隔器的悬挂器、合理的施工压力控制等综合的防窜漏工艺.由于在施工过程中发生了井漏和其它复杂情况,减小了压稳领浆段长度、增大了地层压力和液柱压力的压差,为气窜创造了通道导致气窜的发生,同时由于井漏的影响,导致水泥浆的顶替效率低从而影响水泥浆的胶结强度和固井质量.为以后深井尾管固井提供借鉴和指导意义.     

浅层气井固井防气窜技术研究

浅层气井由于井深较浅,地层疏松、承压能力有限,固井过程中通常采用低密度水泥浆体系,水泥浆固结时间长。同时由于需要控制排量不能过大,水泥浆顶替效率低,井眼净化效果差,水泥石与井壁及套管胶结界面质量差,导致浅层气井固井过程中容易出现气窜,为了有效防止气窜的发生,分析了浅层气井固井技术难点,对固井水泥浆性能要求、稳定性及防窜水泥浆体系进行了探讨,提出了优化固井隔离液、前置液,提升水泥浆顶替效率,优选井下作业工具及井口装置,采用正注结合反注的固井技术措施,提升浅层气井固井质量。     

大尺寸井眼优快钻井技术的研究与应用

塔里木油田东河塘地区的开发井大多数属于长裸眼超深水平井,施工后期普遍存在钻机负荷重,井壁稳定性差,井身质量难保证,斜井段易粘卡,钻井液难题多等难点,为了降低斜井段难度,常用井身结构中便凸现了二开大尺寸井眼裸眼长、井壁稳定性差、机械钻速低等难题,施工难度很大.塔里木胜利钻井公司70799队近两年相继安全顺利完成DH1-H6等三口井,平均井深6330m,平均钻井周期121.31d,分别比设计钻井周期节约44～71d,创该地区多项指标.目前该井队正在施工的DH1-H9井也已顺利完成大尺寸井段施工任务,区域优快钻井技术优势明显.对东河塘地区二开井眼钻井施工中的主要难点进行分析和研究,总结提出"三位一体"优快实用技术,使大尺寸井眼达到了普通井眼类似的速度,取得巨大成功,值得在其它区域和油田推广.     

长宁页岩气水平井固井前置液体系研究及应用

页岩气水平井井壁失稳一直是钻井工程的难题,在钻井过程中,普遍采用油基钻井液。为提高顶替效率,保证安全施工,分析了页岩气固井前置液须具备的特点上,设计了高密度冲洗型抗污染隔离液体系,并进行了润湿反转性能、冲洗效率及相容性等性能评价,其电导率可达0.99,冲洗效率可达98%,可有效反转、隔离、驱替油基高密度钻井液,现场应用后取得了较好的效果。     

抗高温高密度水基钻井液技术研究

西北工区深井、超深井越来越多,随之而来的高温高压问题也越来越突出。针对高温高压对水基钻井液性能的影响,通过对钻井液处理的评价筛选,在大量室内试验的基础上,研究出抗温大于180℃、密度大于2.0g/cm3,抑制防塌性能优异的抗高温高密度聚磺防塌钻井液体系。该体系在顺南501井、顺南4-1井及顺北1-6井进行了现场应用。现场应用情况表明,该体系在高温高压条件下具有流变性好、滤失量低、抑制防塌能力强、性能稳定、易于维护、成本低廉等特点,保障了高温高压超深井钻井施工安全顺利。     

煤层气水平井筛管完井工艺实践

水平井已逐渐成为煤层气开发的一种技术手段,但是普通的裸眼多分支水平井存在钻井成本高、施工风险大、排采时煤层易垮塌、后期无法进行改造等难题。通过优化井身结构和施工工艺,采用筛管完井,在水平段下入筛管支撑井壁,可以减少煤层垮塌和进行改造作业,提高煤层气井的单井产量和生产寿命。该技术的应用,实现了煤层气水平井井身结构简约化的转变,大大降低了钻井成本,对促进煤层气的高效开发具有一定的实际意义。     

钻井/固井工艺对煤层气直井产能的控制研究

为了优化煤层气井钻井、固井工艺参数,依据沁水盆地南部樊庄区块71口煤层气直井生产数据与钻井、固井资料,探讨了钻井液密度和黏度、固井水泥浆密度和用量、顶替液用量对产能的控制机理。结果表明:煤层气井在钻井液密度小于1.05 g/cm~3、黏度小于30s,固井水泥浆密度小于1.85g/cm~3、用量小于22.5 m~3,顶替液用量小于10.0 m~3时,可获得较高产能;较高的钻井液和固井水泥浆密度、较高的钻井液黏度,以及较大的固井水泥浆与顶替液用量,均易造成煤储层孔、裂隙中固相介质积累,渗透率降低,不利于疏水降压和煤层气产出。综合钻井、固井工艺对煤层气井产能的影响,提出了优化的钻井、固井工艺参数,为钻井、固井工程实施和煤储层保护提供参考。