不压井作业技术在气井维护中的应用

气井井口主控阀或表层套管发生漏气,将给气井安全生产带来隐患。文章介绍了采用不压井作业方式更换井口主控阀及封堵表层套管漏气的技术。该技术操作简单,无需压井,对气井产层不会造成污染,施工费用低。两年来,采气矿应用不压井技术更换井口主控阀及封堵表层套管漏点,取得了理想的效果。     

超短回接尾管固井技术在埕北6FB-7井固井中的成功应用

埕北6FB-7井先后经历了漂浮固井施工技术、7×41/2″尾管补救性固井施工和挤水泥作业施工,完井后套管仍然试不住压,不能满足现场试采要求。针对该问题,经海洋采油厂领导研究决定采用短回接尾管固井技术,即固井时将套管回接插头插入下部尾管回接筒内,进行套管回接固井,套管不回接至井口的一种固井工艺技术[1-3]。该技术在埕北6FB-7井进行了应用,取得了良好的固井效果,这也是胜利海上油田首次成功应用的短回接尾管固井技术。该固井技术的成功应用,满足了现场套管试压和后期注采的要求,取得了良好的固井效果,而且短回接尾管固井技术比套管回接到井口成本要低的多,经济效益非常明显。     

开窗侧钻小井眼、小间隙井固井应用技术

套管开窗侧钻是有效开发低生产井、重新利用报废井、提升产能增收创益的有效手段。由于受小井眼尺寸、环空间隙等因素的影响,在固井过程中通常导致水泥浆上返摩阻增加,环空当量密度变大,地层易被压漏,水泥浆漏失低返现象严重;此外还造成套管居中效果差,水泥浆窜槽现象频发,大幅增大了固井难度。从优选水泥浆体系与提高顶替效率着手,并采用紊流+塞流顶替技术、不留水泥塞技术、平衡压力固井技术,对环空压力进行控制计算,并对不同区块多口井进行现场应用,固井水平与质量得到明显改善。通过创新与实践应用旨在探索出一套提高侧钻小井眼固井质量的应用技术。     

新港1井优快钻井技术难点与对策

本文结合东部油田第一超深井新港1井钻井的实际情况,对新港1井的井身结构、钻井液体系、钻具组合、钻头、固井水泥浆体系等进行了优选与优化研究,对新港1井套管磨损进行了预测分析,并制定了保护措施,满足了超深井钻井安全、快速的要求。技术实用性强,为今后该类井在实际生产中的发展与应用提供了宝贵的经验。     

新港1井优快钻井技术难点与对策

本文结合东部油田第一超深井新港1井钻井的实际情况,对新港1井的井身结构、钻井液体系、钻具组合、钻头、固井水泥浆体系等进行了优选与优化研究,对新港1井套管磨损进行了预测分析,并制定了保护措施,满足了超深井钻井安全、快速的要求.技术实用性强,为今后该类井在实际生产中的发展与应用提供了宝贵的经验.     

固井用多功能套管鞋的研制

固井的成败对油井后期生产产生较大影响,本文阐述了针对不规则的"糖葫芦"井眼,研制了能使套管串顺利下入的多功能套管鞋,在顺利引导套管串下入后,提高注水泥的环空顶替效率,在碰压时实现硬关井并保证环空水泥不倒反。通过现场试验数据表明,此种多功能套管鞋的应用,后期固井质量得到很大的提高。     

扎哈泉地区固井工艺技术探讨

扎哈泉是青海油田2013年重点勘探区块,该区块油层埋藏深、油气层活跃,三开钻井过程中钻井液油侵严重,该区块井深结构均为三层套管。表层套管:φ339.7mm×450m,技术套管:φ244.5mm×2250m,油层套管:φ139.7mm×3500m左右。为了从固井方面保障该区块的顺利勘探,我们对每层套管固井,根据地层和钻井实际情况,制定了详细的技术措施。表层套管针对大尺寸套管和流砂层,采用了内插法固井技术;技术套管针对地层情况采用了低失水水泥浆体系;油层套管针对钻井液含油量大,采用驱油型冲洗隔离液、双凝水泥浆技术、提高顶替效率措施和环空补压等技术措施,保障了各层套管固井质量达到勘探开发的要求。     

川东北长封固段小间隙固井技术

针对川东北地区长封固段小间隙的防气窜和压稳技术难度高,井下工作液顶替效率低等问题,通过建立高压气井环空气窜预测模型、构建防气窜固井水泥浆体系和优化井下固井工艺措施等方法,有效的解决了该地区的长封固段小间隙固井技术难题。通过上述关键技术措施,在川东北YB、GJ、TN等区块进行了应用,固井质量综合评价皆为合格。采用的技术措施,可为同类井的固井作业提供借鉴。     

6 1/2井眼下4 1/2套管固井技术及应用

6?井眼下4?套管井的固井是一个新领域,给固井工艺提出了一些问题。为了解决问题,对固井难点进行分析,对低密度水泥浆体系、防漏压稳工艺、提高顶替效率等方面进行研究,形成了一套6?井眼下4?套管的固井技术,投入现场应用后,固井质量良好。     

膨胀管加小套管固井技术在环池油田的应用和评价

本文通过一个实例简要介绍了膨胀管加小套管固井技术在环池油田的应用情况,该技术的成功实施能够有效恢复腐蚀套损井的正常生产,起到延长油井套管正常生产的应用效果。     

双套双环修井工艺在萨南油田的研究与应用

双套双环修井技术即利用小套管修复加固注入井水泥环修井工艺的简称。这种工艺对套损部位采取整形扩径后,先修复水泥环,再下入高强度小直径套管,进行二次固井,该工艺技术的应用取得了良好的现场效果,可以保障我厂大修修复率的稳步提高及后续投产条件,对油田以后的生产具有重大意义。     

哈萨克斯坦肯基亚克油田“三高”隐患井综合治理技术应用

因盐下油藏高含H2S,95/8″技术套管不防硫,为杜绝H2S对技术套管的腐蚀,采用了插管封隔器完井管柱,但由于管柱内外串通,从投产初期环空始终有较高压力,并随着油压的变化而变化,因此,本井一直存在重大安全隐患。又由于测压期间坐压力计但不能脱手,下剪切工具剪断钢丝,油管内落鱼,出现工程问题,采取复合压井、起换油管及井内落物打捞、注悬空灰塞、套铣回接筒、下套管、固井、测声幅、钻塞等打捞等一系列工艺技术,通过应用一系列新技术,8017井经安全隐患治理后成功恢复了高产,并且作业后的产量高于作业前的产量,生产7个月后,目前日产油量仍维持在350t的水平,为中哈油气股份公司取得了较好的经济效益。     

永13-2漏失复杂井免钻分级固井技术

永13-2井是江苏油田一口定向采油井,在钻井过程中发生多次严重井漏。针对该井油管固井存在漏失风险大、封固段长、井眼不规则和井壁虚泥饼等固井难点。根据江苏区块19口井分级箍固井实际应用情况,选择分级固井工艺,降低环空液柱压力;优选免钻分级箍工具;合理选择分级箍安放位置和水泥浆体系,结合通井措施,确保了井眼清洁,套管安全顺利下入、固井安全施工和良好的固井质量。同时,也对固井施工中存在的问题进行了简要分析。本井免钻分级固井技术的成功实施为漏失复杂井固井作业提供了参考。     

渤海油田修井作业中解决井的完整性问题的思路与实践

渤海油田井的完整性的关键问题包括注水井异常套压、采油树泄漏和套管腐蚀,这些问题严重影响着井口安全,甚至会发生井喷事故。为保障在生产井的正常运转,渤海油田近年来围绕井的完整性开展了一系列重点工作,从管理和技术的创新,到现场实践应用,均取得丰硕的成果。本文对现有井的完整性相关的管理、技术的应用进行总结和评价,并对未来管理、技术发展提出展望。     

塔里木超深井开窗侧钻小间隙小尾管固井技术

塔里木油田为控本增效,增加产能,对深井进行开窗侧钻,开窗位置在志留系或泥盆系,开窗点一般在6000m左右,完钻位置奥陶系桑塔木组或良里塔格组,下入127mm尾管悬挂固井。存在井深、温度高、压力高、井斜大、位移大、裸眼段长、环空间隙小、套管下至井底困难大、套管在井眼中居中困难、地层承压能力低易漏、油气显示活跃难压稳、顶替效率低、施工泵压高等难题。提出了针对性的固井措施,保证了套管顺利下入,解决了井漏、顶替效率低、油气窜槽等问题。     

水泥环封固质量对套管安全影响研究

压裂改造施工是致密油气资源开采的有效技术手段,在改造和生产过程中,油气井在井下面临着复杂的温压工况条件,水泥环封固质量就是套管安全服役的重要基础。根据长庆油田常见井身结构,针对套管试压或压裂工况,建立不同水泥环封固条件下的套管-水泥环-地层力学模型,考虑不同试压或压裂压力、套管壁厚等因素,计算套管应力状态。在此基础之上,根据不同水泥浆上返高度、水泥环封固状态和套管下入深度,开展套管安全状态评价。研究结果表明,水泥环封固完全时,套管等效应力都较小;水泥环出现窜槽缺失,套管应力将迅速增加,甚至超过套管屈服值,套管产生塑性变形;环空水泥环封固高度过低,套管安全系数会大幅降低。因此在固井施工过程中,必须保证环空水泥环封固质量,同时考虑水泥浆上返高度,从而保证套管在井下工况条件安全服役。     

油气井环空压力来源诊断研究进展

随着石油和天然气的勘探开发,在役油气井环空陆续有压力产生,环空带压问题越发严重。为此,统计分析了国内外部分油气井的环空起压情况,环空压力来源广泛,大体可分为热效应、气体窜流及人工作业诱发3个方面。归纳并总结了现有的环空压力诊断方法,结合国内某储气库井的实测数据,分析了其环空压力的可能来源。从安全性、适用性、经济性及可靠性等角度对现有诊断方法进行了对比,提出了综合来源初判、漏点定位与泄漏程度分析3部分内容的油气井环空压力诊断建议,为环空压力的有效预防与科学管理提供一定参考。     

带压作业技术工艺研究

带压作业就是在实施压井作业、不泄压的情况下进行油管或者油杆的起下作业,带压作业技术主要包括管柱内堵塞技术、油套管环形空间密封技术等以及一些配套的技术。本文主要对带压作业装置的相关内容进行介绍,并对带压作业技术在油田的实际应用工艺进行了研究。     

新港1井深井高温小间隙尾管固井技术综述

新港1井是2011年大港油田部署的一口三段制五开重点风险探井,设计井深5985m,152．4mm钻头实际完钻井深6716m,127．0mm尾管下深6714m。由于该井井深、井底温度高、环空间隙小、施工压力高,所以在固井过程中易出现层间互窜、顶部水泥石超缓凝、顶替效率差、水泥环薄且分布不均匀等固井技术难题。通过采取井眼净化技术、套管居中设计、优选高温防窜水泥浆体系、防污染、防回流固井技术及平衡固井技术,确保了该井#177．8mm和φ127mm尾管固井质量。     

TAP阀直井分层压裂完井技术在吉深1井的应用

TAP阀直井分层压裂完井技术综合集成应用完井、分层压裂工艺及水力喷砂技术,提出将多个针对不同产层的TAP阀与套管一起入井注水泥固井,然后通过套管直接进行分层压裂,进行多层改造的一种完井分层改造工艺。其最大优势在于减少多层射孔,简化分层多级压裂施工及配套工序。本文通过在该完井工艺在吐哈油田探井吉深1井中的具体应用,通过管串设计、固井工艺质量要求、分级压裂原理及完井特点等方面进行论述,达到对多气层井开发借鉴新思路、提供新方法。