气井带压作业技术在苏里格气田的应用与进展

在介绍苏里格气田修井复产工艺技术现状的基础上,阐述了带压作业技术及工艺流程,指出带压作业关键技术为油管内封堵和防喷控制系统。苏里格气田带压作业技术难点有:卡钻、桥塞坐封不严、管柱腐蚀和穿孔、钻具复杂和井内存在2个及以上节流器,对各个技术难点提出了相应的解决措施。指出苏里格气田开发中后期的气井采用带压修井作业进行生产,不仅不污染产层,还能提高并稳定单井日产量,延长气井生产时间;井口带压切割装置的研制成功彻底解决了带压作业复杂钻具起钻难的问题,拓宽了带压作业的应用领域。     

HRS-225型不压井作业机在大牛地气田的应用

大牛地气田位于鄂尔多斯盆地北部,是发育在上古生界地层中的大型致密低渗气田,具有低压、低孔、低渗和有效应力高等特点,为了减少常规压井作业对储层的污染和提高气井单井采收率,引进了HRS一225型不压井作业机。主要介绍了大牛地气田的基本地质情况、不压井作业机的结构、作业原理及不压井作业机在大牛地气田的应用情况,并就不压井作业施工过程中所遇到的油管通过平衡点、管柱弯曲和防喷器挤偏管柱等问题予以说明。最后就不压井作业技术的应用提出了相关建议。     

页岩气水平井带压打捞作业设计与实践

页岩气规模化开发主要采用电缆带射孔枪、泵送桥塞分段、体积压裂技术。由于套管变形等问题,曾多井次卡射孔枪等井下复杂,由于水平段较长、井口带压,一般首先优选连续油管打捞作业,但是连续油管提升能力有限、管柱无法转动、无法改变钻具结构等弊端,在一些井处理时显得无能为力。采用带压作业机实现不压井打捞,既保护了页岩气层,又不影响产能,同时完成复杂的修井作业。文章通过带压作业机打捞射孔枪工艺的分析,并应用于现场打捞实践,取得了较好的效果和一些经验教训,值得借鉴和推广。     

DYJ150型海洋带压作业机研制

针对国内没有满足海洋环境施工需求的带压作业机现状,研制了DYJ150型海洋带压作业机。该带压作业机通过使用模块化设计方案和快拆式结构,将单个组装模块的质量控制在海洋吊机的承载范围内,满足了海洋环境吊装需求,安装、拆卸方便快捷;采用高承载能力的举升/下压系统,并内置伸缩式油管防挠装置,增强了带压作业机的作业能力,扩展了其应用范围,满足了海洋复杂井的施工需求;采用大扭矩、高转速油浴润滑式旋转系统,并集成有冷却系统,满足了长时间连续钻塞、磨铣等特种作业需求;采用多功能工作窗,能够在管重和管轻2种不同工况下,快速完成工具串的安装和拆卸。所得结论可为海洋环境油气田带压作业技术的应用提供参考。     

带压作业技术在吉林油田的应用

带压作业是利用并控设备控制井口压力,对高压油水井在不压井、不泄压的情况下进行修井作业的一项技术,技术的关键是要解决油管内部堵塞、油套空间动态密封和欠平衡状态下管柱的控制问题,防止施工作业时油管内、油套空间喷液和管柱上窜.油管内防喷通过堵塞器实现,油套空间密封和管柱控制通过带压作业机实现.近几年来,带压作业技术在吉林油田得到快速发展,特别是2010年,加大力度发展带压作业技术,集中解决问题区块遗留难题,累计实施514口并,减少泄压放水89×104 m3,综合创效超过2亿元,有效地控制了注水并排放,减少了环境污染,社会效益明显.     

普光气田大湾构造开发井完井难点与对策

普光气田大湾构造主要采用水平井套管完井,其水平段大量采用高含硫级别的合金套管,完井成本相当高。为降低成本,有效保护产层,研究了底部水平段采用裸眼完井的可行性,比较了胶塞、水泥塞和机械塞等3种完井工艺,并分析了技术难点,提出对大湾构造开发井上部采用机械塞暂堵下高防硫级别套管完井、底部裸眼完井的技术对策,确定了完井方案,并给出了完井管柱、施工方法、关键完井工具及主要参数与制作要求,同时重点阐述了完井管柱的工艺特点,为国内高含硫超深油气藏开发提供了一种科学经济的完井方法。     

井口钻塞加压装置的研究与应用

用螺杆钻具钻近地面的水泥塞及桥塞等塞面时,因钻塞管柱自重轻,钻压不能有效作用在钻头处,不仅塞面无法钻穿,而且螺杆钻具产生的反扭矩也无法控制,施工过程中钻进效率低且存在安全隐患。为此,研制了井口钻塞加压装置。该装置利用小修作业设备即可将近地塞面钻穿,同时可安全控制塞面钻穿时的井内压力及螺杆钻具产生的反扭矩。井口钻塞加压装置在大港及江苏油田共应用11口井,成功率100%;该装置简化了施工作业工序,确保了现场作业的安全性,有效提高了生产时效,降低了作业成本。     

免钻塞分级注水泥完井管柱

内管法免钻塞固井技术存在注水泥排量受限制,达不到紊流所需的顶替排量,固井质量不理想等问题;无内管不钻塞半程注水泥技术虽然解决了原钻塞的工序问题,但由于它采用缩径台阶,给采油作业带来了麻烦,尤其是影响了大直径工具的使用。为此,研制了一种免钻塞分级注水泥完井管柱。它在注水泥管柱中采用带定位机构的堵塞器来代替原完井管柱中的盲板,省去了钻塞工序。免钻塞分级注水泥完井管柱已在胜利油田、车排子油田应用30余口水平井,平均完井周期比原来缩短1 d,施工成功率100%。大通径完井给后续作业施工带来了极大的便利,减少了不必要的作业次数,降低了成本。     

连续油管带螺杆钻具技术在辽河油田的应用

为拓宽连续油管作业车的服务领域 ,充分利用连续油管作用技术 ,开发了连续油管带螺杆钻具技术 ,包括连续油管带螺杆钻具水井带压冲洗井底、水平井水平段冲砂、钻水泥塞、钻 6 2mm和 78mm管内砂桥、水垢或灰环、高含蜡和高凝油油井解堵等技术。给出了连续油管带螺杆钻具井底钻具组合 ,并结合实例应用说明了该技术的作业工序和应用效果。     

连续油管带压作业技术在特殊复杂井况中的应用

对深井及高压、高含硫气井在井下作业或生产过程中因地层出砂、压井材料沉淀、堵漏材料返吐引起管柱或井筒堵塞及管柱工具故障造成的管内堵塞,导致后续作业无法正常进行及生产中断等复杂情况,在采用常规修井工艺难以处理,且成本高、井控安全风险大的情况下,利用连续油管具有尺寸较小、不动井内管柱进行相关作业且处理技术先进、成本低、安全、高效等明显优势,解决了如JP7井的油管堵塞和M503井的油层套管堵塞等问题,并通过带压钻磨方式解决了X11井封隔器上部旋塞阀堵塞的问题,为类似特殊复杂井况的处理积累了经验,值得推广应用。     

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.     

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。     

川西地区超深井注水泥塞技术实践

近年来中石油西南油气田在川西地区部署的井井深大多超过7 000ｍ。进入深部地层后,井漏、垮塌等钻井复杂情况越来越多,实践发现对复杂井段进行注水泥塞作业,通过堵漏、补壁、承压等作业,效果良好。但在深部复杂井段进行注水泥塞作业存在较大的技术难点和较高的施工风险。文章从深井复杂井段注水泥塞作业技术难点及风险、关键配套技术、组织管理等方面进行了研究,形成了一套应对高温高压超深井中的小井眼复杂井段的注水泥塞施工作业的技术工艺。该套技术工艺在中石油川西地区双鱼石构造ST6井进行了现场试验,获得成功,为同类型的井处理类似复杂提供技术参考。     

聚合物驱新型不压井工具的研制

针对常规不压井工艺在聚合物驱油井作业时 ,存在作业成功率低、施工工序复杂以及对断杆作业井不能压井等问题 ,研制了高强度脱接堵塞器和泵塞活门等新型不压井工具。高强度脱接堵塞器具有脱接器和堵塞器的功能 ,常规作业不增加起下管柱次数 ;它可采用上提抽油杆柱的方式封隔油管通道 ,起到压井的作用 ,从而可避免杆式开关或活门压井中的扭簧失效问题。泵塞活门安装在泵筒与泵固定阀连接处 ,不影响其它配套技术的应用 ,可取代常规的泵上、泵下活门 (或开关 ) ;与油管锚定装置结合使用 ,可替代下丢手管柱加开关的工艺技术 ;在抽油杆断脱的情况下 ,能自动关闭油管通道 ,保证不压井打捞管柱作业     

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。     

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。      

双向高承压可钻式水平井堵水桥塞研制与试验

长庆油田水平井机械堵水管柱受复杂井筒状况等因素影响,存在配套的水平井机械堵水工具承压能力不足和长期置于井下起不出的问题,为此对其进行了针对性研究。通过改进桥塞结构、优选胶筒材料,研制了双向高承压可钻式水平井堵水桥塞,已在长庆油田5口水平井应用,室内试验及现场应用结果显示,封隔器工作压力双向承压70 MPa以上,边钻边捞的解封方式,钻除时间不超过8 h,实现趾部位置出水水平井井筒高压条件下长效、安全卡堵。     

水平裸眼井打捞钻柱优化研究与应用

打捞水平井裸眼段落鱼管柱是一项高难度高风险作业。水平段摩阻大,扭矩传递困难,震击、倒扣、套铣等常规打捞钻柱组合难以实现预期效果。针对以上问题,结合裸眼段地层岩性,在增加有效钻压、降低井筒摩阻、倒置震击器组合、优选打捞及套铣工具等多方面进行了研究,对常规打捞钻柱进行了优化。NB35-2-B29hst1井打捞实践证实,优化后的钻柱组合大大提高了水平裸眼井打捞实效,降低了作业风险,可为同类井打捞作业提供有益的借鉴。     

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。     

“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。