渤海大位移水平井固井关键技术研究及其应用

渤海地区的6口大位移水平井是在歧口17-2、秦皇岛32-6油田完成的,是国家863-820-09海底大位移井钻井技术研究项目的依托工程.该项目最大完钻井深度为4 690 m,最大水平位移为3 697 m,最大水垂比为21,最大方位扭转为68°.通过大位移水平井固井作业实践,摸索并总结出一套适用于渤海地区的大位移水平井固井作业的10项关键技术,即通井清洁井眼、调整泥浆性能、管柱合理居中、套管弯曲校核、倒装送入尾管、优化水泥浆配方、优化前置液的性能及注入量、提高泥浆顶替效率、注替动态套管漂浮、固井仿真软件的设计和模拟.实践表明,这10项关键技术,即通井清洁井眼、调整泥浆性能、管柱合理居中、套管弯曲校核、倒装送入尾管、优化水泥浆配方、优化前置液的性能及注入量、提高泥浆顶替效率、注替动态套管漂浮、固井仿真软件的设计和模拟.实践表明,这10项关键技术对保证大位移水平井固井作业质量起了重要的作用.该项目的成功为今后大位移水平井固井作业提供了经验.     

井下振动减摩技术研究进展

在大位移井、水平井中,无论是常规管柱还是连续管作业时,由于管柱与井壁接触面大、管柱不旋转等因素,管柱与井壁之间摩阻都很大。井下振动减摩技术利用流体能量通过一定方式使管柱产生振动,从而减小管柱与井壁之间的摩擦力,增加钻头的有效钻压,提高机械钻速,延伸管柱入井位移,可有效降低油田开发成本。介绍了连续管减摩器、声波流动脉冲方法和装置、轴向振荡发生器、降摩阻短节、井下振动减摩器以及水力振动减摩加压器等国内外各种井下振动减摩技术和装置,包括原理、结构设计、特性研究以及现场应用等方面。随着我国复杂结构井的钻井和后续作业陆续出现管柱与井壁摩阻大的问题,对减摩技术的需求也越来越多,井下振动减摩技术发展前景广阔。     

基于水平井的修井作业组合管柱载荷模型研究

针对水平井水平段长度不断增加的情况,为了提高修井作业管柱的下入能力,现场采用管柱组合两种线重油管的方式下入进行修井作业,而组合管柱的下入能力主要取决于摩阻和钩载。以组合管柱为分析对象,充分考虑井眼轨迹、环空流体摩阻力、流体粘滞力、管柱在各井段受力特点以及井眼尺寸等因素的影响,分析组合管柱与井筒内壁之间的摩阻和钩载与管柱下入能力之间的关系,将水平井划分为4段,建立了组合管柱在水平井各段下入过程中与流体相互作用情况下载荷计算模型。运用插值法和迭代法开发了相应软件,实现了水平井修井作业组合管柱的载荷模型求解。对比软件计算结果与实测数据,钩载和摩阻的平均误差分别为7. 25%和9. 50%。计算结果表明,建立的载荷模型精度较高,完全能够满足工程需要,可为现场组合管柱修井作业提供技术参考。     

渤海大位移水平井固井关键技术研究及其应用

渤海地区的6口大位移水平井是在歧口17-2、秦皇岛32-6油田完成的,是国家863-820-09海底大位移井钻井技术研究项目的依托工程。该项目最大完钻井深度为4690 m,最大水平位移为3697 m,最大水垂比为2:1,最大方位扭转为68°。通过大位移水平井固井作业实践,摸索并总结出一套适用于渤海地区的大位移水平井固井作业的10项关键技术,即:通井清洁井眼、调整泥浆性能、管柱合理居中、套管弯曲校核、倒装送入尾管、优化水泥浆配方、优化前置液的性能及注入量、提高泥浆顶替效率、注替动态套管漂浮、固井仿真软件的设计和模拟。实践表明,这10项关键技术对保证大位移水平井固井作业质量起了重要的作用。该项目的成功为今后大位移水平井固井作业提供了经验。     

长水平段水平井冲砂管柱摩阻分析及应用

针对水平井垂深浅、水平段长,因水垂比高带来作业管柱下入摩阻大,直井段油管重力不足导致冲砂作业管柱下入深度受限的问题,开展了冲砂作业管柱下入摩阻仿真模拟研究。基于水平井井眼轨迹、管柱组合结构和流体摩阻等影响因素,同时考虑冲砂作业管柱存在多变径部位的特点,结合变径部位的轴向力计算模型,建立了冲砂管柱下入摩阻的预测模型。对CP11水平井的冲砂管柱进行了下入摩阻分析。分析结果表明:采用73.0 mm+88.9 mm两种规格工具油管组合的作业管柱改变了直井段的油管重力,增大了管柱的有效推力,提高了冲砂作业管柱的下入能力。同时分析表明冲砂管柱下入速度不宜过大,管柱下入速度过大会增大管柱的流体摩阻,影响管柱下入能力。研究结果可为油田长水平段水平井作业管柱优选及现场安全施工作业提供理论指导。     

大位移井钻井管柱作业极限实时预测方法

大位移井长裸眼段钻进过程中,井眼约束因素复杂多变,如何准确预测管柱作业极限对于安全高效作业至关重要。为此,考虑测量数据的时效性,建立了分段摩阻系数实时反演方法,实现了钻进过程中井眼条件的实时监测;将管柱作业极限预测模型与摩阻系数实时反演方法结合,建立了管柱作业极限实时预测方法;最后,引入管柱作业安全系数的概念,建立了基于管柱作业极限的管柱作业风险实时评估方法。案例分析结果表明,该理论方法可实时预测大位移井钻进过程中的管柱作业极限,识别异常井段,实现管柱作业风险水平的定量评估,并实时识别约束管柱作业极限的主要因素,可为钻井过程中的风险识别与优化措施提供技术支撑。     

水平井智能分段开采工艺管柱的研制与应用

目前的水平井多段找水、堵水作业须各下1次管柱,存在作业费用高、占产时间长、多次污染地层的问题。为此,研制了水平井智能分段开采工艺管柱。该管柱主要包括Y441堵水封隔器、K341堵水封隔器、智能开关和安全接头等。智能开关的工作采用"定时+休眠"模式,并在过夜通道处设计有球阀,保证正加压时压力上升可靠。K341封隔器具有逐级解封功能,解决了上提整体管柱载荷大的问题。现场应用结果表明,水平井智能分段开采工艺1趟管柱完成了水平井多段找水、堵水和生产过程,降低了管柱的作业风险,直井、斜井和水平井均可使用。     

水平井及大位移井液压扶正器的研制与应用

针对水平井及大位移管柱受重力效应影响,造成套管不居中,封隔器胶筒受力不均,密封性能下降,不能长期有效分隔水平及大位移井层段,特别是对固井质量不合格的低渗透和页岩油气藏无法进行压裂改造的问题,研制了液压扶正器。通过地面模拟试验,现场试验及应用,该工具坐封扶正时能确保水平及大位移井管柱处于居中位置,保证了封隔器的密封性能,在水平井及大位移井中使用液压套管扶正器,可减少套管磨损,使套管居中,有效分隔目的层,提高顶替效率,改善固井质量。     

漂浮下套管技术在大港油田埕海一区的应用

漂浮下套管技术主要应用于大位移井和水平井中,它是在套管柱下部封闭一段空气或低密度钻井液,以减轻整个管柱在钻井液中的质量,从而达到减小摩阻、将套管顺利下入的目的。主要介绍了漂浮下套管技术原理,套管漂浮组件、漂浮长度的计算和作业程序,以及漂浮下套管技术在大港油田埕海一区大位移井的应用情况。实践证明,漂浮下套管技术是大位移水平井下套管作业的有力保障。     

多功能井筒清洁器在渤海油田分支水平井应用

渤海油田分支水平井管柱的间隙小,井筒清洁程度要求高,充填防砂管柱下入风险大。在刮管洗井作业中采用了MTWF多功能井筒清洁器。介绍了多功能井筒清洁器的结构、工作原理和适用工况。多功能井筒清洁器在分支水平井A1H1井刮管洗井作业中的应用,实现了一趟钻完成刮管洗井和碎屑收集。应用表明,多功能井筒清洁器有效提高了分支水平井刮管洗井质量和井筒清洁程度,保障了充填防砂管柱顺利下钻到位。     

埕海一区大位移水平井摩阻扭矩研究与应用

大港油田埕海一区庄海8井区按照“海油陆采”模式采用大位移井技术进行开发,针对大位移井钻井难点,开展摩阻扭矩预测技术研究。根据钻成的水垂比为3.92的庄海8Nm-H3大位移水平井实钻摩阻扭矩数据,通过建立大位移井摩阻扭矩预测模型,确定了现有钻井液体系和性能条件下的摩阻系数。分析了减摩工具、钻井液体系、井眼轨迹、钻柱结构及井眼净化等对摩阻扭矩的影响,使用与庄海8Nm-H3井类似的井身结构、钻具组合及钻井液体系及性能,采用相同的管内和裸眼摩阻系数,计算了水垂比为3.1、3.5、4、4.5、5的大位移井摩阻扭矩,结果表明,在大港油田埕海一区能够完成水垂比为5的大位移水平井施工。     

埕海一区海油陆采钻井完井配套技术

大港埕海一区油田位于渤海湾沿岸的潍海地区,介绍了埕海一区海油陆采钻井完井综合配套技术,着重对大位移水平井的方案设计与优化,井口槽与丛式井井眼轨迹优化、井眼轨迹控制与测量、井壁稳定与井眼清洁、套管下入与完井技术等做了简要介绍.埕海一区形成的钻完井配套技术实用性强,可操作性强,其成功的经验,对于应用大位移水平井开发边际油田或丛式井组开发区块油田是个很成功的例证,证明了大位移水平井技术广阔的应用前景.     

水平井中心管采油技术先导性试验及效果评价

针对大港油田底水油藏水平井目前含水普遍偏高、没有控水技术手段及油井开发综合效益差的现状,研究开发了中心管采油技术。通过中心管管径、长度及盲筛比的优化设计,有效地调整和改善了水平井井段产液剖面,达到了降水增油的目的。大港油田在2008—2009年共试验实施7口井,平均单井产油量由5.13 t.d^-1提高到8.31 t.d^-1,累计增油3 304 t,综合含水率由94.37%降至91.02%,下降3.35个百分点。中心管采油技术为底水油藏水平井稳油控水开采,探索出了一条新的技术途径。     

大港南部油田有杆泵井偏磨机理探讨及综合防治

大港南部油田部分油井抽油杆和油管偏磨严重，造成抽油杆断脱、油管漏失及频繁作业，严重影响了油田的正常生产。通过对165口因杆管偏磨造成抽油杆断脱、油管漏失的井进行调查分析，结合抽油杆下行阻力理论计算，发现造成杆管偏磨的主要原因是高冲次、高含水、低沉没度导致抽油杆下行弯曲和井斜变化大。结合生产实际提出了抽油杆底部集中加重、中性点扶正、配套应用大流道泵减少抽油杆下行弯曲；底部减少加重、偏磨段连续扶正、上部延伸保护和井口旋转减少井斜偏磨；确定合理的生产参数减少杆柱共振等综合配套防治技术。现场应用表明，提出的方法可有效地改善大港南部油田偏磨现象。     

超短半径侧钻分支水平井曙1-23-0370CH井设计与施工

曙1-23-0370CH井是辽河油田第1口超短半径侧钻分支水平井,设计、实施的主要目的是运用超短半径侧钻技术恢复老井产能,挖掘大凌河油层潜力.针对油层特点及采油要求对曙1-23-0370CH井井身结构和井眼轨迹、钻进参数、施工步骤等进行了优化设计,设计分支井眼轨迹狗腿度最大为18.62(°)/m,在5.7 m的轨迹长度内实现从开窗到水平钻进.现场严格按照设计要求施工,运用柔性钻具及喷射钻具组合实现造斜段和水平段钻进;运用筛管和喷射钻具同步下入技术实现了钻进和完井一次完成,最终顺利完成了钻探目的.曙1-23-0370CH井的成功设计、实施对超短半径分支侧钻水平井钻井技术在辽河油田的应用具有重要指导意义.     

艾哈代布油田大位移水平井ADMa-1H井钻井技术

ADMa-1H井是伊拉克艾哈代布油田第1口大位移水平井,也是艾哈代布油田目前为止水平段最长、垂深最深的水平井。该井用常规随钻测量仪器(MWD)和螺杆动力钻具组合完成1 500 m的152.4 mm小井眼水平段的施工记录。针对大位移水平井轨迹控制难度大、水平段摩阻扭矩大、易发生井漏、卡钻等施工难点,通过优化井身结构设计、优选钻具组合和钻井参数、水平井轨迹控制技术研究,最终实现了全井井眼轨迹质量优质、无各类井下复杂事故发生。该井的成功为艾哈代布油田进行大位移水平井钻探作业提供了宝贵经验。     

DGY341-114型注水封隔器

针对大港南部油田高凝、高粘、低渗透、油藏深、注入水水质不合格、洗井流程不配套、泵压不稳及工艺管柱配置不合理等问题，研制了DGY341－114型封隔器和与之配套的锚定工艺管柱。该型封隔器具有结构简单，组装方便，坐封、解封灵活，能重复坐封，承受压差大，适应于多种井况的特点。配套的锚定工艺管柱具有施工简单，能较大减轻油管蠕动的特点，提高了分注管柱的使用寿命。试验统计表明，封隔器坐封合格率100％，现场施工成功率100％，投捞测配成功率90％。     

超浅层大位移水平井楼平2井钻井技术

为提高河南油田稠油储量动用程度，完善注蒸汽开发井网，增加油井热采产能，探索合理经济开发超浅层稠油油藏的新途径，在井楼区块部署了第1口超浅层中曲率大位移水平井——楼平2井。开展了表层定向、浅层松散地层中曲率井眼轨迹控制，中曲率井眼的入井管柱加压，钻井液体系配方和固井施工工艺研究。该井完钻井深530 m，垂深162.4 m，水平位移407.9 m，最大井斜96.28°，位垂比2.51，油层套管一次下至设计位置，固井质量合格，经蒸汽吞吐投产开发效果良好。该井及后续3口井的试验表明:在河南油田特浅松散地层，实施垂深162～185 m、井斜96°、位移410 m、位垂比在2.51以内的中曲率大位移水平井技术进行稠油开采是切实可行的。它的试验成功为国内其他同类油田的开发提供了经验。     

易起式水平井均匀注汽管柱的研制与应用

水平井均匀注汽管柱可以实现热采稠油水平井长水平段均匀受汽,改善注汽质量。但常规的均匀注汽管柱与常用的Ф73 mm油管比工具外径较大,使得整个均匀注汽管柱存在多处变径,易出现难以起出的问题,且配汽阀出汽位置正对筛管,存在注汽时刺坏筛管的风险。为此设计了由投球式安全丢手接头、小直径侧向配汽阀、小直径单流阀等工具组成的易起式防砂埋水平井均匀注汽管柱。配汽阀侧向出汽,杜绝了刺坏防砂筛管的风险;整个工具串外径小,无明显的变径段,降低了工具被砂埋无法起出的风险;配备了安全接头,管柱被埋后,可以实现丢手,起出上部油管,再打捞处理下部油管。该工艺在出砂严重且采用筛管完井的稠油水平井具有良好的应用前景和推广价值。     

储气库注采参数与管柱临界屈曲载荷分析

针对华北油田储气井井身结构及其采气过程,开展了储气井井口油压、产量与油管柱屈曲变形的深入研究。在前人研究的基础上,讨论了管柱在井筒中发生正弦屈曲或螺旋屈曲变形的3个临界载荷值以及这3个临界载荷之间的屈曲状态,在此基础上,得到了划分不稳定区的新临界载荷,推导出了计算油管底部轴向力的数学模型。基于带有封隔器的管柱力学分析和理论研究、封隔器管柱中的各种效应变化计算数学模型以及建立的管柱临界屈曲载荷的数学模型,用VB2013开发出了一套储气井注采管柱力学安全性评价软件,应用该软件对华北油田S-x储气井注采管柱进行了研究,为储气井井口油压、产量等参数的优选及注采管柱安全性评价提供依据。