海上超深大位移大斜度井射孔技术研究与应用

利用老井侧钻大位移井是经济高效开发断块油气藏的重要方式,对完工安全射孔技术提出了更高的要求。平湖AM1是一口超深、大位移、大斜度井,井深6 866 m,水平位移5 350.49 m,最大井斜77.81°,其中60°井斜以上井段4 524 m。该类井射孔作业面临着管柱施工安全、常规电缆无法校深、井控监控方法等问题,通过优选114 mm射孔枪尺寸,提高管柱通过性、预防卡枪,采用三公枪头保护起爆器、延时装置等关键射孔工具,降低机械及压力载荷影响,应用LWD工具测量地层伽马和套管同位素标记位置,代替电缆校深工艺快速实现管柱精确定位,优化形成LWD校深射孔管柱结构,制定了适用于超深井的井控评价方法,配合采用低摩阻完井液体系,相比常规体系降低井筒摩阻30%,确保了射孔管柱的顺利下入。现场应用表明,该技术明显降低了复杂超深井的射孔风险,达到了安全施工、精确射孔的目标,对老油田深度挖潜增储上产提供了技术支撑。     

电潜泵与螺杆泵水循环加热联作测试技术及其在渤海油田大斜度稠油井的应用

渤海油田油藏原油密度大、黏度高、凝固点高、流动性差且易出砂,井筒流动期间由于热损失过快或者地层能量不足,原油无法到达地面导致测试作业失败,而常规DST+螺杆泵抽加热联作测试工艺不适合在大斜度稠油井测试作业中应用。通过优选电潜泵罐装系统与井下压力监测装置,创新使用全井筒加热保温工艺与优化完井测试一体化管柱等电潜泵与螺杆泵水循环加热联作测试关键技术,成功完成旅大区块大斜度稠油井测试作业,从而为类似稠油油田大斜度井的测试作业提供了借鉴经验。     

南堡油田大斜度井分注工艺技术研究与应用

针对南堡油田注水井造斜井段和注水井段斜度大、井段长和分注难度大等问题,研究了大斜度井偏心分注配套工艺技术。介绍了该技术在管柱的支撑扶正、安全起下、封隔器的密封和钢丝投捞等方面的改进研究情况。现场25井次的应用情况表明,最大井斜为59.33°,最大注水井段斜度为44.04°,最大分注井段为545m,封隔器验封合格率100%,投捞测试成功率为96.2%,目前有3口井已顺利起出分注管柱,均取得较好效果。     

大斜度井多级封堵工艺管柱研究及应用

针对大斜度井井眼轨迹的特殊性,设计了多级封堵工艺管柱,实现了大斜度井分层开采。采用K341-95小直径堵水封隔器与扶正器相配合,确保了管柱在造斜段能顺利通过。在液压作用下,多级封隔器可同时坐封;采用上提管柱方式,实现了多级封隔器逐级解封;利用液压助力器确保管柱在砂埋等特殊情况下能够安全起出。24口井的现场试验表明,该工艺管柱在大斜度井的应用是切实可行的。     

川西气田大斜度井临界携液模拟实验研究

以川西大斜度气井为研究对象,针对其井斜角大、造斜段长,基于单一垂直段或倾斜段的临界流速模型难以正确预测排水临界气量这一生产技术难题,笔者自行研制了高18m、30×3mm的可视化大斜度井携液采气模拟装置。基于川西大斜度井的井斜角范围,动态模拟了20°、40°、60°井斜角下携液采气的临界气量,拟合其对应角度的临界流速系数,进而修正了Keuning携液模型,即为川西大斜度井临界携液气量模型。其计算结果与实验测试气量误差较小,同时川西13口大斜度井实例也证实该模型的有效性。该研究成果对大斜度井携液采气具有重要的现实意义。     

定向井连续油管机械定位射孔技术分析及应用

在大斜度井、水平井中采用连续油管输送射孔枪,存在卡钻、电缆及枪身难以下入等问题,使得射孔作业效率低,井控风险高。在分析连续油管机械定位原理的基础上,研制了新型机械定位装置。结合连续油管作业机独特的作业性能,形成了连续油管机械定位射孔工艺。该工艺技术已在58口井、114段定向井和水平井中应用,定位最大井斜达到84.26°,定位深度超过3 000 m。现场应用表明,在大斜度定向井、水平井中使用连续油管机械定位技术,可提高作业效率10%,且有效地避免了井控事故的发生。该技术可以作为常规射孔技术的补充手段,解决传统射孔工艺无法克服的难题,广泛应用于大斜度定向井、水平井的射孔作业。     

不压井高压切割起管柱工艺研究与应用

介绍了不压井作业的优点和国内外发展状况,分析了井下管柱状况对不压井作业应用的限制,针对这一问题开展了不压井作业高压切割起管柱工艺研究,开发研制了高压切割装置和内置卡瓦,给出了不压井作业高压切割起管柱工艺井口设备组合安装方式和操作程序,并对该工艺的关键技术进行了分析。通过现场应用,验证了不压井作业高压切割起管柱工艺可行性,解决了因管柱内封堵困难而造成的不能进行不压井作业施工的难题,是不压井作业工艺的一项创新,扩大了不压井作业应用范围。     

南堡1-8大斜度大位移井钻井液技术探索

南堡1-8井是南堡油田一口大斜度、大位移预探井。该井完钻井深4503m,最大水平位移2910m,最大井斜61.94°,其中Φ444.4mm大尺寸井段长1979m,水平位移1080m。该井面临井壁稳定、井眼净化、润滑防卡、定向托压等四大难题。通过采用具有特殊流变特性的MMH-XC聚合物钻井液体系,利用配套钻井液技术手段,在该井的钻进中顺利的解决了大斜度、大水平位移条件下有效携砂、清理岩屑床、降低扭矩、降低摩擦阻力,提高钻井液的防卡润滑性等技术难题,安全快速地完成了该井的钻井施工作业。     

库车山前大斜度小井眼试油完井工艺技术

库车山前储层具有埋藏深、温度高、压力高的特点,恶劣的井筒条件给试油完井带来了极大的挑战。近年来,由于地质工程及地表条件的限制,一批超深、大斜度井开始部署,大斜度井通井管柱、射孔管柱、测试管柱、完井管柱受井斜限制,与常规直井相比井筒条件更加复杂。同时,大斜度井压裂时存在弯曲摩阻大,施工压力高等难点。文章从上述难点出发,介绍了目前库车山前首口大斜度井试油完井工艺及其配套技术,通过施工表明配套工艺能够满足大斜度井试油完井、提产的需要,为后期库车山前大斜度井的试油完井技术提供了有利的技术支撑。     

电缆永置式井下测调技术研究与应用

目前的大斜度井和水平井分层注水管柱无法进行钢丝电缆作业,传统测调工艺无法实施,导致分层注水合格率较低。鉴于此,研究了电缆永置式井下测调技术,提出了一种适用于大斜度井和水平井分层注水的新工艺。采用该工艺可以实时监测注水层位,实现注水量的自动调节,无需钢丝电缆作业,解决了井斜超过60°井的测试调配问题;采用预置电缆技术,将测试组件与调节组件集成在井下测调工作筒内,可以实时对井下数据进行监测与控制。试验及应用结果表明,该工艺不受井斜限制,可以实现分层调配、参数实时监测和直读式验封,提高了作业效率,为精细注水提供了技术保障。     

深井裸眼封隔器分段酸压管柱打捞实践

安岳气田灯影组气藏广泛采用大斜度井/水平井裸眼封隔器分段酸压工艺试油完井,悬挂封隔器及下部管柱被“永久性”留在井下。如果利用原裸眼侧钻,则需要打捞分段酸压管柱至套管鞋以下30 m左右。MX126井和GS121井前期打捞作业历时均超过50 d,打捞效率非常低,主要原因为：悬挂封隔器双向锚定,裸眼封隔器和连接油管埋卡严重且位于大斜度井段,压井后长时间静止埋卡越来越严重;钻井液压井后切割油管受阻,没有完成落鱼切割分段;套磨铣导致封隔器解体,倒扣时落鱼出现多处退扣,倒扣打捞效率低。针对上述问题,优化了打捞技术措施：钻井液压井前,采用泵送径向切割工艺在清水中切割油管,确保切割成功率;采用带压拔出插管循环压井,缩短钻井液浸泡时间,降低次生卡钻风险;优选磨铣工具和打捞工具,优化磨铣工艺和震击解卡打捞工艺,维持落鱼完整性、力求捞出整段被切割落鱼。该技术成功应用于MX146井和GS127井后期的打捞作业,分别用时12 d和5 d。该技术可以显著提高裸眼封隔器分段酸压管柱的打捞效率,具有推广应用价值。     

涠洲某油田A9井钻孔管柱下入技术

涠洲某油田A9井是位于广西北海北部湾的大斜度生产井,采用裸眼下入?178 mm钻孔管柱完井。A9井的特点是目的层压力系数高、钻井液密度高、黏度和切力大、井眼曲率大、井斜角大、水平段长、目的层为大段泥岩、页岩等,综合分析认为主要的完井技术难点有钻孔管下入摩阻大、井控和储层保护难度大、下钻激动压力和循环压力高易造成悬挂封隔器中途坐封等。针对以上难点,对钻孔管柱下入难度进行了分析,计算了管柱下入摩阻,并优化了管柱配置,采用具有储层保护效果的钻完井液体系和特殊结构的悬挂封隔器总成,从而将管柱顺利下入到位,并获得理想的油井产量。该技术为同类复杂井况条件下的钻孔管柱下入设计与施工作业提供参考。     

加蓬SAWZ-10井大斜度长裸眼定向井钻井技术与实践

SAWZ-10井是部署在加蓬共和国G4-188区块上的大斜度、大位移、长裸眼、三开制双靶定向探井,设计斜深2 701.98 m,垂深2 312.45 m,水平位移1 106 m。通过优选钻井工艺技术方案,全井仅用34天安全完钻,比同地区相同难度的定向井提前17天完钻,缩短钻井周期32%,取得了良好的经济效益和社会效益。介绍了SAWZ-10井防止上部浅层松散地层井壁垮塌的钻井液技术和钻井工艺技术、井身结构优化技术、直井段防止钻柱振动及高效防斜打直技术、斜井段井眼轨迹控制技术、MWD无线随钻测量技术和牙轮钻头配井下动力钻具组合的导向钻井技术以及防止钻柱黏卡技术的成功应用。SAWZ-10井钻井技术实践成果对今后施工同类型井,具有借鉴意义。     

免钻免捞筛管顶部固井工艺研究与现场试验

常规筛管顶部固井工艺兼有筛管和尾管固井工艺的优点,但是固井后需要钻除管内附件。为提高筛管顶部固井工艺效率,优化了内、外管柱的结构,使用皮碗封隔器和滑套式分级箍代替常规筛管顶部固井工艺中的盲板和压差式分级箍,通过移动内管柱位置实现坐挂、注水泥、循环等操作,固井后提出内管柱时将残留附件一次带出,套管内不会残留盲板和分级箍内套,通径满足后续作业需要,实现了固井后免钻免捞,并可通过调整皮碗封隔器尺寸实现不同复合尺寸套管筛管完井。该工艺在渤海湾海上合作区块的X井进行了现场试验,完成了φ177.8 mm尾管+φ139.7 mm筛管复合管柱的筛管顶部尾管注水泥固井作业,固井候凝后直接投产,无需钻塞,节约了钻机时间。      

可打捞测漏仪的研制及试验

井漏给钻井作业带来非常大的危害,目前钻井漏失尚无经济高效的测漏方法。鉴于井漏实质是钻井液由井筒向地层流动,文章介绍了一种测流量确定漏点的方法,通过钻杆将测漏仪下放到不同井深位置测漏速,然后打捞出测漏仪连接专用软件确定漏点,再用原钻杆进行堵漏作业;也可起钻后将测漏仪连接专用软件确定漏点。为了保证流量计安全有效的工作,设计了专用测漏接头和配件。该方法能解决大斜度井、水平井或复杂井段电缆下放仪器困难无法测漏的问题,为钻井漏失测漏提供了一种新的经济可行的手段。     

塔里木深井长裸眼扩眼技术

塔里木油田地质情况复杂,为了安全钻达目的层,对于一些复杂井要进行非常规套管程序设计,必须要有相应的配套钻井工艺技术。在?215.9mm井眼采用扩眼技术就是为了使?193.7mm无接箍套管能够顺利下入设计井深,塔参-1井使用水力扩眼器在?215.9mm井眼扩眼后,成功将?193.7mm无接箍套管下至6963.24m,段长1651.24m;在秋参-1井使用偏心钻头扩眼,成功将?193.7mm无接箍套管下至6271m,段长2800m,2种扩眼方式均取得了较好的扩眼效果,着重介绍了这2种扩眼方式的施工特点和技术要点。     

浅层水平井管柱摩阻与力学分析

针对浅层水平井的"浅"、直井段短、水平段长的特点和直井段的钻具重量不足以推动钻具前进与井眼延伸,管柱的受力及安全问题突出的难点,通过软件对楼平2井的管柱摩阻与力学进行分析,成功克服浅层水平井钻柱在造斜率高达(58°～65°)/100m中的大摩阻,合理优化井口大尺寸钻具倒装加压技术,保证了浅层水平井最大限度地实现地质设计目标,降低了井下管柱的复杂情况发生,使楼平2井的实钻位垂比达到2.51,对其它类似水平井的施工有着重要的指导意义。     

Ф38.1mm连续管压裂技术在青海油田的现场试验

为了拓宽连续管作业的应用范围,在青海油田切六9-15井进行了连续管压裂技术试验,并使用连续管进行水力喷砂射孔和环空压裂施工。试验时依据作业的最大深度和允许的最高施工压力确定了连续管长度及最高施工压力;针对连续管环空压裂施工排量大,采用常规的直角单通道注入会对管体造成伤害的问题,设计了Y形四通;为保证最大限度扶正和最短工具组合,对试验工具串进行了优化配置。连续管喷砂射孔环空压裂试验的成功,大大缩短了作业时间,减轻了劳动强度,为高原油气田井下作业的提速、提效提供了新的思路和模式。     

一体式交替冲砂切割工具的设计与试验

针对渤海油田切割打捞需要下入冲砂和切割两趟管柱,施工周期长,成本高的缺点,研制了一种一体式交替冲砂切割工具,实现了一趟管柱可完成冲砂和切割连续作业,将作业时间由15 h /1 000 m下降至9. 8 h /1 000 m。文中对该技术的工作原理和结构进行了描述,并建立了冲砂水力学和切割扭矩的数学方程,用于计算两种工况下的排量、泵压、扭矩等参数,以便于指导现场作业和辅助判断井下工具的状态。试验测试结果表明,冲砂切割一体化工具性能稳定,满足连续交替冲砂、切割作业工艺需求,且成功应用于Ø139. 7 mm 套管的切割作业,各项指标性能良好,提高作业效率35%,节约成本50% 。