井口隐患治理关键技术研究与应用

传统治理井口隐患的压井方式对储层伤害严重,机械封堵又受客观因素影响较大。冷冻暂堵技术不受管柱尺寸、背压阀结构等条件限制,可对冷冻暂堵桥塞反向试压,实现泄漏井口装置的带压更换,已逐步成为国内井口隐患治理作业的主流技术手段。然而冷冻暂堵技术在施工过程中,暂堵剂配方、冷冻时间等关键技术参数均由工程师经验决定,往往不能给出准确的参数取值,存在安全隐患。结合室内实验及现场施工,研究了影响冷冻暂堵作业能否顺利实施的关键技术,包括暂堵剂配方、暂堵剂注入量、冷冻温度及冷冻时间。结果表明,暂堵剂最佳配方为水、黏土、增黏剂的体积比为2∶1∶1;计算暂堵剂注入量需附加1.2~1.4的修正系数;?20 ℃为形成冷冻暂堵桥塞的临界温度;井口压力降至最小值后开始上升时的时间点为冷冻时间的临界点。研究成果现场应用效果良好,对于优化施工设计、降低作业成本及人员劳动强度具有重要意义。     

冷冻暂堵作业井口压力变化规律研究

冷冻暂堵技术能快速安全更换井口泄露部件,它能够同时暂堵多层环空和油管内通道,为后续井口隐患治理作业创造安全的施工条件。目前对于冷冻暂堵技术的研究主要针对作业原理、技术特征及施工优势等方面,而对于作业过程中井口压力变化规律的分析则较少被提及。为此,以长庆油田冷冻暂堵作业10 余井的井口压
力变化数据为基础,开展了冷冻暂堵作业压力变化规律研究,依据压力变化趋势提出了油套环空和油管内冷冻桥塞形成的判别标准。此标准对于优化冷冻暂堵施工设计、缩短冷冻暂堵作业时间和提高施工效率具有重要意义,能够快速完成井口装置的抢险救援,减少有毒有害气体对大气的影响,有效保护环境。     

液氮冷冻暂堵技术在海上井控处置应用探讨

冷冻暂堵技术可有效封堵井内油气通道, 为油套管切割与回接、井口装置修复更换等井控处置作业提供可靠物理屏障,已经在国内外陆地油田取得广泛应用。但海上平台作业空间有限!井口结构复杂,文章探讨了海上平台冷冻暂堵工艺,并结合海上某平台井口管柱结构,利用数值仿真软件模拟不同结构管柱冷冻过程中的温度场变化情况,分析冷冻桥塞黏结强度的影响因素,对比冷冻暂堵技术对不同结构管柱的冷冻效果。结果表明,直接冷冻Ø339.7 mm套管与冷冻Ø508.0 mm隔水导管相比!相同冷冻条件下暂堵剂的冷冻温度更低, 冷冻速度提升近73%。通过技术改进和优化等深入研究,该技术可在海上井控处置和修井作业发挥重要的作用,具有较大的发展空间。     

新疆油田冷冻井口带压换闸技术的研究与应用

新疆油田老井井口设备老化、刺漏问题日益严重,因此,新疆油田公司引进冷冻井口带压换闸技术。为了深入了解冷冻井口带压换闸技术的机理、优化施工配套设备及工艺参数,利用室内实验及ANSYS软件对冷冻剂、暂堵剂、段塞承压能力、段塞长度、冷冻时间等参数进行了优化,结果表明:干冰加乙醇作为冷冻带压换闸技术的冷冻剂,它的平均冷冻速度为33.9mm/h;暂堵剂中钻井膨润土与水的比重为1:2时能够满足冷冻井口的工艺要求,油管中1m段塞承压能力高于55MPa。冷冻井口带压换闸技术成功地应用到新疆油田DX1427井、8654A井井口闸门更换中,减少了施工时间,降低了施工成本,取得了良好的效果。为新疆油田更换井口技术提供了新的途径。     

冷冻暂堵工艺参数优化探讨及应用

冷冻暂堵井口技术已经在国内外油气井上广泛应用,实现了不压井解决油气井井口1#、2#、3#阀及井口装置出现的问题,但在国内现场应用该工艺过程中,暂堵剂的选择及浓度配比、冷冻时间、冷冻温度等技术参数均是采用国外提供的经验参数,不同的井况设计参数基本一致,工艺的安全性能无法得到有效的保障。为了确保工艺的安全有效,通过对暂堵剂屈服应力分析研究和冷冻温度、冷冻时间和暂堵剂用量对暂堵强度影响实验,结合现场施工情况来优化工艺技术参数,研究结果有效的指导了现场应用,提高了安全性,并成功应用在新疆的高压气井上,保证了气井的安全生产,同时有效的保护了储层。     

冷冻暂堵带压换阀技术及应用前景

为了安全地解决井口隐患,在川东沙罐坪气田罐31井首次采用四川油气灭火中心引进的最新技术--冷冻暂堵技术来实施暂堵带压换阀。该技术是将特殊的暂堵剂逐层注入各层套管环空和油管内部,冷冻后可同时将各环空和油管水眼暂堵,达到以不压井方式来更换井口1、2、3号闸阀的目的。此项技术在国内属首次成功应用,并且为保护油气层而需要进行带压整改井口又找到了一项新的技术途径。     

冷冻暂堵更换采气树主控阀门技术

冷冻暂堵装备和技术是针对高压气井修井开发的一项新技术。该技术通过注入装置将暂堵剂注入环空和油管内部,冷冻后形成暂堵桥塞,封隔井内高压气体,达到带压更换采气树主控阀门的目的。该技术具有安全系数高、对环境无污染等优点。目前采用该技术在鄂尔多斯盆地已成功更换20多口油气井主控阀门,消除了井口隐患,为带压更换主控阀门提拱了新途径。冷冻暂堵更换采气树主控阀门技术对苏里格气田现阶段气井阀门维修及保养有着重要的指导及借鉴意义。     

冷冻暂堵带压换阀技术在长庆油田的应用

随着采气年限的增加,采气井口的控制阀门在生产过程中,由于受高压流体的冲刷、介质腐蚀或阀门密封件老化等因素影响,出现内外泄漏、锈蚀卡死后无法正常开关等恶劣工况,给正常生产带来安全隐患。为此,开展了冷冻暂堵带压换阀门室内实验。该工艺结合了带压钻孔和冷冻封堵技术,利用暂堵剂来实现环空和油管内径的封堵。2016年长庆油田在10口老井上进行了更换井口1、2、3阀门试验施工,一次性成功率达100%,平均施工周期3天,缩短了作业周期,减轻了劳动强度。现场应用结果表明,冷冻暂堵带压换闸门施工在长庆油田具有较强的适应性,作业过程中有效控制了井口压力,实现了安全环保高效作业,可大规模推广使用。     

连续管速度管柱带压起管工艺在川渝地区的应用

针对连续管速度管柱排液采气工艺中原起出速度管柱常用的先压井后作业方式,在致密气井中会造成压井液漏失并污染产层导致产能降低的问题,提出了一种新的暂堵方式——速度管柱带压起管工艺。介绍了该工艺的工作原理、关键装置及在现场的应用情况。应用结果表明,速度管柱带压起管工艺有效解决了带压起速度管柱必须压井的难题,同时保护了产层,提高了作业效率,降低了生产成本,可以确保生产井顺利投产。     

冀东油田首次应用带压冷冻暂堵技术

正日前,冀东油田高32-41井传来消息,这口井采用带压冷冻暂堵技术成功暂闭高压井筒,实现安全拆装井口。带压冷冻暂堵技术在冀东油田首次应用成功,为复杂疑难井的作业增添利器。冷冻暂堵技术是通过高压注入系统将冷冻封堵介质注入井筒内,采用冷冻介质在套管外围持续降温并保持温度在零下70摄氏度左右,由外层套管逐渐向油管内冷冻直至暂堵剂与套管、油管     

BKR热采井口装置研制及推广应用

热采井自喷能力不足时需下入有杆泵抽油管柱,更换采油井口装置,增加了压井,更换井口以及下管柱的时间和成本,增加了井底的热损失,降低了注汽热采效果。为此,研制了BKR热采井口装置。该装置在设计上增加了BOP组合阀及双级光杆密封器,并改进和完善了油管头、阀门,在不动作业设备的情况下,可进行多轮次注汽、采油,实现注汽、焖井、自喷、有杆采油全过程的一体化。产品在叙利亚那塔卡油田应用表明,采用该装置后油井的平均吞吐周期延长28.6%,周期产液量增加44.9%,目前已累计增油1.58×104t。     

新型自动化修井工艺配套装置研究

传统的修井作业工艺普遍存在配套装置不完善、自动化程度低的问题,导致工人劳动强度大、工作效率低,尤其是作业现场环保风险突出。鉴于此,研制了新型自动化修井工艺配套装置。该装置井口操作以清洁作业平台为基础,将起下作业带出的液体回流至油套环空或输送至井场液池,使液体不落地。平台上部安装管杆卡持对中及防污液喷溅装置,井口单人操作即可完成起下管柱及抢喷井控。场地安装环保管杆举升输送装置,通过无线遥控实现单根管柱的起下和输送,管柱下部滴落液体全部回收至输送装置尾集液箱。修井机游车大钩自动完成吊环和吊卡的所有动作。将新型自动化修井工艺配套装置在华北油田71-74井实施射孔作业,整体拆装时间2 h,喷溅污液回收率97%,未出现单根管柱卸扣后产生的液体喷溅污染,每小时平均起下单根50~60根。该装置从本质上改变了传统井下作业工艺过程,实现了清洁环保高效作业,具有很高的现场推广应用价值。     

不动管柱热采井口光杆密封装置

针对稠油热采层位连通的井在注汽过程中井口高温高压蒸汽刺喷造成频繁作业、停抽时间长、注汽成本高的问题,研制了一种耐高温、高压的不动管柱热采井口光杆密封装置。采用该装置不需动力设备,也不用起出油井管柱、拆装井口和移动抽油机,便可实施安全注汽,井口更换盘根时无需排空放压,同时还能起到二级盘根密封和自润滑的作用。该装置在胜利油田应用20余套,成功率100%。因作业造成的占产时间由原来的3.9 d缩短为19 m in,并大大减轻了劳动强度。     

高压气井测试管柱遇卡事故处理与井控反思

某海外油气田高压气井S-1井,在结束完测试,准备起测试管柱时井下遇卡,无法起钻。根据遇卡的现象,分析遇卡的可能原因,采取对应的解卡措施,最终成功解卡。同时面对解卡后突发溢流连锁反应,立即采取紧急处理措施,成功抢接防喷单根,及时控制井口,防止了进一步发生事故。对于卡钻的原因和溢流后所采取井控措施所暴露问题,现场作业人员和管理人员,应当进行深刻的反思和规范以后的工作,必须严格遵守井口操作规程,必须严守井控规定,才能防止事故发生,保证安全生产。     

深水水下井口完井作业窗口分析

完井作业窗口是进行完井作业的各种极限环境条件,对于指导深水海底井口完井作业具有重要意义,根据完井作业模式可分为下钻刮管窗口、完井管串下放窗口和极限连接窗口等。完井作业时,隔水管强度、井口与导管强度、井口倾斜角度、完井工具的通过性以及挠性接头的转角等都是限制完井作业的重要因素。通过建立张紧器–隔水管柱–井口及导管和土壤的耦合模型,研究并量化影响深水海底井口完井作业最重要的限制条件隔水管上、下挠性接头转角,并结合其他限制条件形成海底井口完井作业的作业窗口确定方法。对南海某探井进行了实例计算,明确了该井完井作业各种模式所允许的极限环境条件,为深水油气田开发的完井作业提供参考。     

亚临界双管热采井口装置研制与应用

实现单井蒸汽辅助重力泄油工艺 ,采用一般的双管井口装置不能满足要求 ,这种井口装置必须满足在一口井中同时下入注汽和采油 2套管柱的工艺要求 ,2套管柱同时工作 ,边注边采。为此 ,研制开发了双管注汽采油井口装置。这种井口装置可以悬挂注汽、采油 2套管柱 ,同时满足注汽、采油的工艺要求 ,避免了常规注汽、闷井、自喷、抽采分步间隙进行的繁琐施工 ,提高了采油效率 ,降低了开采成本。试验与使用表明 ,这种双管热采井口装置耐高温、高压 ,密封可靠 ,取得了良好效果。     

XQ90气井分支井完井技术

XQ90井是我国在川西地区所钻成的第一口气井分支井组，该井在完井工艺上采用了先进的完井管柱和加砂压裂管柱，达到了主、分支井分层压裂，分层开采的目的；其自行研制的双管采气井口可以分别控制主、分支井井口油压，为后期的采气作业提供了可靠的保障。该井的完井工艺达到国际TAML分类5级水平。     

抽油机井可环空测试井筒防喷技术

为了解决抽油机井检泵作业过程中井液喷出污染环境的问题,满足生产时不动管柱过环空测试的需求,开展了可环空测试井筒防喷技术研究。通过研制Y445封隔器、阀芯式井下开关等核心工具,与抽油泵、捅杆形成防喷工艺管柱。生产时,阀芯式井下开关开启,最小内通径?36 mm,为测试仪器起下提供了中心通道;检泵作业时,下放泵抽管柱时关闭阀芯式井下开关以实现井筒防喷。利用有限元模拟分析了0~25 MPa不同套压下工艺管柱的密封性能和锚定性能,最高防喷压力28.4 MPa,防上顶力不小于422 kN。室内实验结果表明,工艺管柱在25 MPa套压下安全可靠。该技术在大庆油田现场试验了5口井,二次检泵作业2口井,施工全程井口无溢流,过环空产出剖面测试仪器通过顺畅、无卡阻,实现了抽油机井不压井检泵作业和不动管柱过环空测试。