海上油田永久封隔器套铣打捞应用探讨

在油田勘探和开发过程中,永久式封隔器可以协助完井、采油、分层改造等作业。海上油气资源的开发,使井筒不断加深,因此,采用套铣技术合理打捞封隔器,可以有效减小分层开采的故障。打捞永久式封隔器,可以进一步保证油井的正常运行,通过射孔作业,或者更换生产管柱类型,提升油田采收率。但目前钻压和转速的不稳定,以及泵压与排量在各油井的不同情况,打捞永久式封隔器面临较大的困难。结合油井套铣技术的相关数据,总结永久式封隔器的打捞方式。     

平湖油气田大斜度深井套铣永久式封隔器工艺参数优化

平湖油气田A4井井深3 113.0m,最大井斜59°。根据需要,须对A4井永久式封隔器进行套铣。在第一次套铣作业失败后,对套铣工艺参数影响因素进行了分析,在此基础上选择合理的钻压、转速、排量和泵压等套铣工艺参数,对A4井永久式封隔器重新套铣获得成功,解决了大斜度深井处理丢手管柱的技术难题,也为今后类似作业提供了经验。     

小井眼和连续油管开窗系统

介绍一种已通过试验台试验和现场考验的套管开窗系统。该系统采用带有液压推进器的井下动力马达，由液压推进器向钻头施加恒定钻压。该系统样机在封隔器坐封和定向后需要进行三次磨铣操作，今后的试验将把磨铣作业的次数减少到一次。本文描述了套管开窗系统的应用情况和技术要求，以及试验台试验和现场试验的结果。     

一种处理永久封隔器的修井工具的研究

永久式封隔器属于双向卡瓦桥塞式结构,无法自行解封,须采用套铣、磨铣等方式进行回收。传统的封隔器打捞工艺需要起下多趟管柱才能完成,施工周期长,且存在管柱落井的风险,如下部存在套变、结垢结盐等问题,有卡钻风险。针对这些问题,研制了一种处理永久封隔器的修井工具,同时具有套铣、磨铣、打捞和退出功能。通过理论计算、室内试验及现场应用表明,使用该工具有效缩短了施工周期、降低了施工风险和成本。     

渤海油田裸眼水平井套铣打捞封隔器关键技术及其应用

针对渤海油田裸眼水平井斜度大、水平段长、摩阻大、不易起下钻和传递钻压及扭矩、井壁稳定性差等修井作业难题,通过裸眼水平井钻具优化技术、套铣打捞技术、修井液体系优化技术、冲砂技术等一系列关键技术的制定与实施,成功实现了渤海油田裸眼水平井打捞作业零的突破,取得了良好的经济效益,为后续裸眼水平井修井作业提供了借鉴。     

基于射流泵原理的修井液正反循环换向钻具

常规套磨铣修井工艺采用修井液正循环冲洗井底,套磨铣钻屑经钻具与套管之间环空上返,易造成卡钻事故。为此,基于射流泵原理研制了修井液正反循环换向钻具,通过试验优选了换向钻具的喷嘴和喉管直径,并对钻具进行了现场试验。该钻具能够与钻杆旋转和螺杆钻2种套磨铣修井工艺配套,达到正循环泵入修井液、反循环套磨铣的目的,非常适合在水平井和大斜度井施工;同时钻屑不会进入环空,避免了钻具遇卡事故的出现。现场试验结果表明,修井液正反循环换向钻具实现了修井液在井下转向,可顺利打捞出井下落物。该钻具的研制成功为修井作业提供了一种高效的技术手段。     

BH-HVT 水力振荡器在三维绕障井ZH30-38 井的应用

大位移、大井斜井段钻井施工中,因钻具与井壁间摩阻大,导致钻压无法平滑地传递,经常出现托压现象,需频繁提放钻具,调整工具面,严重影响施工效率。为缓解钻具托压,在ZH30-38井三开稳斜扭方位井段应用BH-HVT水力振荡器,通过工具产生的轴向振动,使滑动钻进摩阻由静摩擦转变为动摩擦,降低了钻井摩阻、改善了钻压传递效率,提高了机械钻速。与邻井同层位未使用该工具时相比较,滑动机械钻速提高26.1%～40.4%,行程钻速提高133.1%～187.5%。水力振荡器在该井的成功应用,为大位移、大井斜井及水平井的钻井提速提供了有益的借鉴。     

定向钻井电控式扭矩离合控制工具研制与应用

旋转导向工具由于尺寸大，在钻井过程中井壁不稳定时容易发生卡钻、埋钻等复杂故障，处理难度大，现场应用受到一定限制。针对这种情况，文章研究了一种适用于定向钻进过程中的电控式扭矩离合控制工具。该工具在定向过程中可以将下部钻具与上部钻具的扭矩进行分离，实现上部钻具随钻盘低转速旋转送钻，下部钻具与螺杆工具配合滑动定向钻进。该工具由两部分组成：地面信号下传单元和井下信号接收及离合控制单元。井下信号接收及离合控制单元安放在近钻头位置，地面信号下传单元通过钻井液将信号传递到井下，离合控制单元接收指令后，用电液控制方式执行钻柱扭矩分离与结合动作。该工具使用的关键点是安放位置和反扭矩的控制，通过对下部钻具摩阻扭矩的分析，运用Landmark软件计算工具安放位置，抗反扭矩工具可抵抗并吸收螺杆钻具的反扭矩。现场应用表明，该系统可有效缓解托压，降摩减阻，稳定工具面，提高钻压传递效率，较大幅度提高机械钻速，实现低成本代替旋转导向工具，具有广阔应用前景。     

水力加压器的研制与现场应用

随着大斜度井、水平井钻井工艺技术的日趋成熟和小井眼井技术的应用和发展,受井斜角增加、井壁摩阻大及小尺寸钻具刚性差等因素影响,常规钻井中传统的依靠钻柱重力施加钻压的方法已经不能很好地满足施工需要。为此,研制出一种利用柔性水力施加钻压的井下工具——水力加压器。从水力加压器的功能、结构、特点、技术参数、使用方法、性能试验等方面进行了详细阐述,台架性能试验中,该产品性能和可靠性达到了设计要求。经现场直井段应用验证,该水力加压器使用效果良好,钻压施加稳定,提高了机械钻速和钻井质量,明显减轻了钻柱振动,延长了钻具使用寿命。     

中国石化旋转导向技术获得重大突破

正2019年11月29日,中国石化胜利石油工程公司随钻测控技术中心自主研发的SINOMACS ATS I型旋转导向仪器在胜利油区现场试验成功,标志着中国石化旋转导向技术获得重大突破。随着油气勘探的不断深入,复杂超深定向井和大位移水平井日益增多。常规钻井技术难以满足施工要求。常规钻井技术是上部钻具在不旋转状态下,推动带有弯度的螺杆钻具实现定向钻进。但在大位移水平井的钻探施工中,随着水平段加长,井下钻具托压及摩阻越来越大,轨迹控制难度大,机械钻速慢。旋转导向仪器能够保证钻具在全旋转的状态下实现指定方向的     

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。     

渤海油田快速钻井技术及其应用研究

介绍了渤海油田快速钻井的关键技术:集中表层作业及非钻机时间表层固井技术;采用PDC钻头 大功率泥浆马达 MWD组成的全面钻进导向系统;采用顶部驱动装置 高效固控系统;采用满贯测井技术、部分井使用LWD钻井系统及非钻机时间检验固井质量;低密度水泥浆和单级双封固井技术;TCP一次管柱多层射孔及隔板传爆技术;机采一变多控技术。并介绍了这些技术在绥中36-1油田、秦皇岛32-6油田和渤海边际油气田开发中的推广应用情况。     

下套管灌浆装置的研制与应用

针对传统的下套管作业易引起粘卡事故的问题,研制了一种下套管灌浆装置。该装置可以通过使用更换转化接头的方式,在顶驱和转盘钻机上互换使用,使用中与下套管作业的顶部驱动系统连接或与转盘钻井的游车连接,依靠顶部驱动系统或转盘钻井的游车将循环下套管装置的防顶卡瓦、胶皮封隔器、导引头一起插入到套管内,利用胶皮封隔器的自动封堵作用,边下套管边灌钻井液或建立循环。现场4井次的应用情况表明,使用该装置累计节省完井时间17h,保证了套管的顺利下入,达到了预期的设计指标,节约了钻井成本。     

套管磨损防护技术应用研究

在大斜度井及大位移井钻井过程中,钻柱摩阻过大,常常导致送钻困难、顶驱能力超限、钻柱和套管磨损严重等复杂情况,给正常的钻井作业和完井作业带来很大困难。从套管磨损机理分析入手,研究了造成钻柱摩阻增大的主要因素。对各种方案和工具进行对比分析,重点阐述了几种用于减少钻柱摩阻的井下工具的工作原理及其使用条件,指出在大斜度井施工过程中使用减磨接头,能够大大降低钻柱的摩阻和扭矩。现场应用表明,在大斜度试验井施工作业过程中,使用井下减磨工具在钻井过程中可将钻柱扭矩降低10%~30%,减磨效果良好。井下防磨工具在防治大斜度井和大位移井套管磨损方面具有很好的效果和广阔的应用前景。     

水平井裸眼分层酸化管柱严重堵塞的解除方法——以华涞1井为例

水平井裸眼分段压裂改造是近几年发展起来的一项新型增产工艺措施,管柱下入作业在钻井液中进行,下完管柱后再用清水或保护液替出井内钻井液,因井下清水与钻井液混合、替出钻井液不及时、循环不彻底等原因,有可能发生钻井液固相物沉淀或井内残留物沉淀,堵塞管串内径通道,直接影响分段压裂作业的进行。位于四川盆地华蓥山构造带西部的华涞1井在悬挂封隔器以下管柱就形成了含水泥块、铁屑的致密沉淀物,在应用连续油管循环冲洗、文丘里打捞筒打捞无效后,交替采用了平底磨鞋磨铣和光油管带笔尖大排量冲砂工艺,对大斜度井段管柱内的致密砂环、砂床进行了钻磨和冲洗,成功地解除了全部油管堵塞,并由此取得了宝贵的经验：①避免管串内沉淀物堵塞的根本方法是优化水平井裸眼分段压裂作业的替浆、洗井等作业工艺;②对待油管内严重堵塞,应采用钻磨为主、冲洗为辅的处理手段;③加强水平井裸眼分段作业工艺安全分析,认真识别、削减工艺风险,细化工艺措施才能控制次生事故的发生。     

大位移井岩屑床危害及处理措施研究

在钻井过程中钻头破碎岩石所产生的大小、形状各异的岩屑颗粒堆积在井底,如不及时清理将会使钻头重复破碎,影响钻井速度,增加钻井成本。在大斜度、大位移井中,钻头破碎的岩屑易在井中形成岩屑床,导致钻井过程蹩泵、蹩钻甚至卡钻,因此,井眼净化是钻大斜度井的关键技术。在分析岩屑床的成因及危害的基础上,分析了井斜角、环空返速、钻井液性能、钻井液流态、钻具旋转等因素对携带岩屑效果的影响,提出了一些有效预防和解决高难度定向井携岩问题的办法和措施,指出最有效的方法应是适当地利用大排量、改善钻井液性能和借助岩屑床清除工具等相结合的综合措施除岩。     

南1-斜1井套管锻铣技术

介绍了国内２４４．５ｍｍ套管锻铣位置最深的南１－斜１井套管锻铣及侧钻情况。从６个方面分析了深部井段锻铣施工难点。提出了两种锻铣刀具的选择与使用技术措施。探讨了套管锻铣位置的确定及锻铣效果的判断等问题。     

可更换钻头套管钻井工具及工艺研究

采用常规钻机、利用转盘驱动的简易套管钻井技术由于受钻头寿命的限制，只能用于一只钻头钻至设计井深的情况，为此，研制开发了转盘驱动的可更换钻头套管钻井系统。该系统由起下工具、井下锁定工具串及坐底套管3部分组成。进行套管钻进时，井下锁定工具串锁定在坐底套管上，需更换钻头或井下锁定工具串时，往套管内部下入起下工具并解锁锁定装置，起出井下锁定工具串，更换完毕后，再将井下锁定工具串从套管内送入井底，锁定在套管柱末端的坐底套管上，起下过程中可保持钻井液的循环和钻柱的转动。该系统在吉林油田2口井上进行了试验，井下锁定工具串的下入成功率达到100％，并实现了套管正常钻进，但由于打捞矛无法进入到井下锁定工具串的打捞孔中，致使2口井都没有正常起出井下锁定工具串。详细介绍了可更换钻头套管钻井系统的组成、原理、施工工艺及现场试验情况。     

剪切帽技术对PDC切削齿的保护原理及应用

套管开窗侧钻施工或套管钻井结束后,需要使用专门的钻头或磨铣工具磨铣套管或钻穿浮鞋、套管钻头等套管组件,然后才能进行后续地层的钻进。传统工艺是采用两趟钻或一趟钻完成,两趟钻浪费时间和成本,一趟钻对PDC切削齿的伤害较大。Varel钻头公司研发的剪切帽技术,其原理是在套管开窗或钻穿浮鞋、套管钻头等套管组件时可提供剪切作用,同时保护主PDC切削齿面。进入地层后,剪切帽快速磨损脱落,使切削齿高效钻进地层。现场测试结果表明,剪切帽可有效保护PDC切削齿不受损坏,提高机械钻速。介绍了剪切帽技术原理及其现场测试情况,以期推动我国用于套管开窗和套管钻井施工的一趟钻系统的发展。     

兴古7-H208保留深层水平井导眼技术

水平井导眼填井侧钻是导眼实施的通常做法,但是在兴古7块,水平井导眼位置较深,导眼钻井周期长、钻井成本高,且导眼有一定产能或可另作他用。通过深层高钢级、厚壁套管开窗技术完善与精细施工控制、分支水平井井眼轨迹优化控制和分支井眼上固下裸眼内插管固井工艺的实施,在兴古7-H208井中的深层潜山油藏段内的?244.48 mm技术套管上开窗侧钻水平分支井眼,成功实现了深层导眼的保留。现场施工发现现有磨铣类工具对硬度8级以上地层的套管开窗适应性较差,最后通过取换造斜器、多次磨铣、钻头辅助破岩等方式得以完成。兴古7-H208井目的层埋深4000 m、导眼井段长875 m、钻井周期43 d,利用分支井保留水平井导眼技术节约了大量钻井费用,具有推广应用价值。