压回法压井技术在S52-X井的应用

S52-X井是英雄岭构造带的一口定向井,所在区块纵向多套地层和多套压力系统共存,高压裂缝油气藏,且断层发育,钻遇裂缝段时,钻井液密度安全窗口窄,存在溢漏并存,由漏转喷等井控风险。考虑溢流处置常遇溢漏并存的难点,探讨适应该地层的压井技术和方法,提高溢流复杂处置效率,预防井控险情的发生。     

元坝含硫超深水平井井身结构优化技术

元坝气田是中石化南方海相重点勘探区域,由于气藏埋藏深,地质条件复杂,其钻井难度与风险极高,气田开发面临诸多世界级难题。为提高井控储量与单井产能,气田开发井井型以水平井与大斜度井为主,井身结构经过了四个过程：研究分析-试验应用-优化完善-推广应用,形成了独具特色的含硫超深水平井井身结构优化技术。目前在15口井的应用效果良好,达到了缩短钻井周期,节约钻井成本,加快钻井速度的目的。     

储层性质对压回法气井压井效果影响评价

压回法压井作为非常规井控的有效技术之一,可以减少和避免溢流井喷等事故中地面及平台的危险.目前对于压回过程的计算中,只针对井筒内流动进行研究,而没有考虑储层性质的影响,?因此不完全符合现场实际情况需求.为了研究储层性质对压回过程的影响,首先建立了井筒气液两相流动模型,然后综合考虑泥饼、储层污染带、储层渗透率、孔隙度和饱和...     

海上油田压回法压井参数变化规律及设计方法

在海上钻井、修井过程中,当钻头不在井底或者钻具堵塞、刺漏等无法建立循环时,特别是钻井时存在溢油风险、有些区块含H2S等有毒气体时,压回法压井是重要的压井方法。基于多相流理论建立了压回法压井模型,并以海上某油田B井为例,模拟分析了压回法压井参数变化规律,结果表明:压回法压井排量越大,压井时间越短;压井液黏度越大,气泡上升越慢,更快地压回地层;高密度压井液可以降低压井泵压,但不会降低初始的压井泵压;溢流体积越大,压井时间越长,压井泵压越大,但是最终压井泵压基本相同;漏失速度在一定程度上决定了压回法压井能否实施。在此基础上,提出了压回法压井参数设计方法,从而为海上钻井井喷压井参数设计提供了指导作用。     

元坝高含硫气藏超深水平井完井技术研究及实践

元坝长兴组气藏属于超深、高温、高压、高含硫碳酸盐气藏,水平井完井的经济性与安全性矛盾非常突出,作业工况及井下条件复杂,风险和效率是该类气井完井需要考虑的重点。为此,通过大量的理论研究、模拟计算、室内实验、现场试验,形成了元坝高含硫气藏超深水平井完井技术。Ⅰ-Ⅱ类较多的礁相储层,以衬管完井方式为主,Ⅰ-Ⅱ类较少的叠合区、滩相储层,底水较为发育区域,采用射孔完井;完井材质选用4C类镍基合金;完井工具采用具有自平衡功能的井下安全阀、具备可回收功能的锚定密封插管封隔器;完井管柱采用复合油管,原则上不设计坐放短节、不采用伸缩节;通过优化封隔器坐封位置减少镍基合金套管使用长度。通过以上措施,既能满足酸化及长期安全生产要求,便于后期作业,又极大程度降低了完井成本,为该区的勘探开发提供了重要的技术支持。     

钛合金油管井首次在超深高含硫气井应用

<正>随着元坝205-2井完井封隔器顺利坐封,标志着由中石化西南油气分公司联合天钢共同研制的钛合金油管在元坝205-2井顺利完成首次入井。该井完井投产管柱采取钛合金油管取代了常用的镍基合金油管,是钛合金油管在超深高含硫气井的首次入井使用,油管上扣顺利,并进行了氦气螺纹泄漏检测,均未发生泄漏。钛合金油管具有重量轻、抗腐蚀和耐磨性     

塔里木山前克深9区块超深井目的层尾管固井技术

库车山前是塔里木油田增储上产的重点区域,克深9区块作为重要产区,目的层井深全部超过7400m,条件复杂,井深大、环空间隙窄,高温高压、窄安全密度窗口,油气活跃目的层窗口窄,对深层窄间隙小尾管固井工艺技术要求高、风险大。针对以上难点,通过优选水泥浆体系、油基泥浆专用隔离液体系,同时配套成熟的固井工艺,在克深9-1井进行了成功的应用。     

超深稠油井解堵技术研究与应用

鲁克沁油田是一个断块状超深稠油油田,油井平均单井日产量5.8 t/d,最高达18 t/d。但在开发过程中,部分新钻水平井产量达不到设计要求,且递减速度快;在注常温清水开发时,部分井投注后,注水压力上升较快,水井欠注严重。对稠油井堵塞机理的分析表明,稠油油水井堵塞主要为有机质堵塞,其次为无机质堵塞。在解除近井筒附近污染时,首先解除有机质堵塞,才可使酸液体系有效进入储层深部。用酸碱复合解堵配方,在油田油水井现场应用12井次,措施有效率100%。其中油井解堵2井次,累计增油约4800 t,平均单井增油5.9 t/d;水井解堵10井次,平均单井视吸水指数增加1.91 m3/d MPa,有效期大于300 d。     

川东北超深水平井压井工艺技术

川东北水平井具有井深、压力高、产量大、含硫化氢等特点,在钻井和测试过程中经常因气量大或措施不当需要进行压井施工。前期的压井方式和施工工艺是针对不同工况下的直井,应用于超深水平井的成功率不高。分析了川东北水平井在钻井和测试过程中的压井难点,优选出4种适合的压井方式,并提出了适用工况和应注意的问题,为超深水平井安全、快速压井提供了借鉴。通过在川东北HJ203H水平井的成功应用表明,初步形成的水平井压井工艺技术能够满足川东北超深水平井压井需要。     

塔河区块超深水平井钻井液优选与应用

塔河油田托甫台井区白垩系巴什基奇克组、卡普沙良群组地层稳定性差,井壁失稳严重,井下故障较多.通过分析该区块的地质特点和井壁失稳原因,结合超深水平井对钻井液的特殊要求,优选出适用于TP237H井的钻井液体系并制定了相应的现场维护处理措施.实钻表明,该井二开使用的强抑制钾基聚合物钻井液、钾钙基聚磺硅醇复合防塌钻井液,解决了该区决上部地层易分散,钻井液流变性差,中部白垩系棕红色泥岩、膏质泥岩吸水膨胀缩径、坍塌、阻卡等施工难题,实现了井壁稳定.三开聚磺多元复合防塌钻井液有效抑制了下部井眼的剥落垮塌和井径扩大,提高了二叠系地层的承压能力.四开低渗透聚磺混油钻井液采用液、固体润滑剂复配,降低了摩阻和扭矩,实现了深部地层小井眼水平段的快速钻进,达到了优质、安全、顺利和保护油气层的目的.     

元坝1-侧1井高温高压高含硫超深大斜度井测试技术

元坝1-侧1井完钻井深7427.23m,井底温度153.5℃,井底压力85.59MPa,H2S含硫6.7%。在分析该井测试作业技术难点的基础上,决定采用射孔酸压测试三联作工艺及无固相压井液。从钻井设计阶段开始,应充分考虑到后期测试、试采的需要,做好先期准备工作。如:井身结构设计,套管的选择和固井、井口选型及安装等。文章详细介绍了该井测试过程及结果,该井所形成的这套APR测试作业模式,为类似高压、高产、高含硫气藏测试施工提供了借鉴。     

超深高含硫气藏完井管材优化与实践

为了缓解元坝气田完井安全性和经济性的矛盾,介绍了元坝气田在选材过程中开展的国产镍基合金油套管、电镀钨合金衬管和钛合金油管等不同材料的性能评价以及现场的应用情况。研究认为,通过适用性设计及系统试验评价,形成不同深度镍基合金材质的优化组合,并大规模应用国产材料,是超深高含硫气藏实现安全经济完井的一项重要途径。电镀钨合金管抗腐蚀性能优异,需对镀层厚度优化设计并优选上扣管钳钳牙,对于不作为油气泄漏屏障的衬管可满足使用要求。钛合金油管抗腐蚀性能优异,力学和整管性能满足标准对同钢级碳钢油管性能的要求,气密封性能优异,质量约为镍基合金的60%,在降低完井成本的同时可提高管柱的安全系数,有望替代传统的镍基合金油管。研究结果可为超深高含硫气藏完井管材的选用提供参考。     

渤深6区块毛细管测压系统的应用

渤深6区块地层埋藏深、温度高(160℃以上),压力系数大,一般的地面直读固定式压力计无法满足要求。为了搞好该区块的产能建设,认识储层物性,确定合理的工作制度,采用了毛细管测压系统。该技术具有井下装置结构简单、无易损件、能承受高温、安装和操作简单、数据地面直读、测压精度高、时间长等特点,能适用于各种超深、高温、高压井测试。     

无安全压力窗口裂缝性地层五步压回法压井方法

采用常规压井方法处理无安全压力窗口裂缝性地层气侵时存在一压即漏、漏完仍喷的问题,为解决该问题,基于安全控制井筒压力并重建安全压力窗口的指导思想,提出了五步压回法压井方法。介绍了五步压回法压井的基本原理和挤压转向、平稳压回、逐步刹车、吊灌稳压和堵漏承压5个步骤,给出了压井液排量、漏失压差、井口套压和安全压力窗口等关键参数的计算方法。五步压回法压井方法自2006年开始在塔里木油田推广应用以来,控制了1 138井次溢流和38次井控险情,大大提高了压井成功率。研究结果表明,五步压回法压井方法能有效控制井筒压力,实现喷漏同存裂缝性地层的安全钻进。      

塔里木盆地超深、高温井酸压管柱体系技术与应用评价

对碳酸盐岩的酸压储层改造是主要增产措施。经过多年实践,形成了五类酸压管柱：光管柱、机械单封、液压坐裸、液压单封及套裸双封。其中,液压单封及套裸双封是两种新型酸压管柱,前者较为经济,管柱施工可靠性高;后者坐封过程较为方便,卡封水层,可实现分层改造,达到酸压改造目的。     

塔中油田顺9井区超深超低渗水平井分段压裂技术

塔中油田顺9井区志留系碎屑岩油藏具有埋藏深、特低孔超低渗、隔层薄的特点,直井压裂后产量低,无法满足经济开发需要,需开展水平井分段压裂改造。通过油藏建模,对水平井裂缝条数、裂缝半长及导流能力进行了优化;在地应力剖面特征分析基础上,采用三维压裂软件对缝高影响因素进行了量化分析,并提出了具体的控缝高措施,形成了该区水平井分段压裂技术 顺9CH井分段压裂后平均日产油达到l4．8 t／d,对释放该区产能具有重要意义。     

渤海LD21区块固井技术应用

本文针对于现场具体情况,从固井时双凝水泥浆体系的选择、浆柱结构,前置液、纤维的应用、双速顶替等方面进行了尝试和改进,总结出一套适合渤海湾LD21区块防漏失的工艺技术,为以后开发该区块奠定坚实的基础。     

缅甸D区块Yagyi-1x井控压钻井技术

缅甸D区块极易发生井漏与坍塌等井下故障,严重影响了钻井时效。结合该区块的压力剖面和钻井实践分析认为,钻井液安全密度窗口窄是引发井下故障的主要原因。由于控压钻井技术是解决窄安全密度窗口安全钻进问题的有效技术手段,因此首先结合缅甸D区块的实际情况分析了控压钻井技术在该区块的适应性,并制定了Yagyi-1x井控压钻井技术方案。该井五开井段应用了控压钻井技术,有效缓解了漏失,解决了井壁坍塌的技术难题,提高了钻井时效(与Yagyi-1井相比,提高28%)。     

彭水区块页岩气水平井固井技术研究与应用

为了提高页岩气水平井固井质量,满足分段压裂需求,结合彭水区块固井技术特点,对水泥浆体系和固井工艺进行了研究。针对页岩气压裂需求,研究固井技术对策,并开展数值模拟,分析了压裂过程水泥石受力状态,形成降低弹性模量和提高水泥石抗拉强度的改性要求。利用力学分析结论,优选SFP弹塑性水泥浆体系,弹性模量降低50%,抗拉强度提高50%,满足分段压裂水泥石力学性能要求。为提高顶替效率,优选弹性扶正器及安放方案,利用高效溶剂型冲洗液体系和冲洗技术,以提高固井质量。水泥浆体系和工艺技术在彭水区块4口井开展应用,目的层固井质量胶结中等达到96%以上,压裂施工过程未见层间窜现象。     

印尼JABUNG区块控压钻井技术应用

控压钻井技术可有效降低窄密度窗口钻井中的井漏、井涌、井塌、卡钻等井下复杂情况,极大地提高钻井的时效性和安全性,已成为高难井必用的钻井技术。印尼JABUNG区块BASEMENT地层中存在大段孔隙、裂缝发育的花岗岩地层,井底压力系数低,钻进中容易发生漏失和井涌。本文介绍了印尼JABUNG区块使用控压钻井技术钻进基岩层的应用效果,为同区块使用该项技术提供了可借鉴的经验。