NP3-80井Ф177.8mm尾管固井“插旗杆”事故处理探讨

NP3-80井是冀东油田3号构造的一口重点预探井，该井在四开215.9mm 井眼中完下Ф177.8mm尾管固井过程中发生了“插旗杆”事故。介绍了事故发生经过，详细阐述了事故处理过程（包括爆炸松扣起出上部自由井段钻具、套铣、倒扣，震击捞出全部落鱼、测固井质量和套管试压），并分析了事故发生的原因，以便为油田尾管固井施工提供借鉴。     

塔河油田盐层井φ206.4mm尾管固井技术

塔河油田石炭系存在盐膏层,由于其具有蠕变特性,造成下套管固井作业安全时间少、形成水泥环质量差以及固井水泥浆性能被破坏等问题,这些难题严重影响了该油田勘探开发的进展。目前,塔河油田开发过程中遇到的最大问题是石炭系盐膏层所造成的固井质量难题。针对上述问题,提出一套适合于塔河油田盐层井的φ206.4mm尾管固井技术,即利用φ206.4mm尾管封隔盐层,下尾管前计算下套管固井的安全时间,对原有井眼进行扩眼施工来提高下套管固井的安全性,应用高抗盐水泥浆解决由盐层的溶解造成水泥浆性能不稳定的问题。通过现场应用表明,该固井技术可以消除盐膏层蠕动给固井作业带来的危害。     

伊位克鲁迈拉定向井井身结构优化

为提高鲁迈拉钻井效益,降低施工风险,减少非生产时间,开展了伊拉克鲁迈拉油田井身结构优化。采用由内而外、自下而上的设计方法,根据地层压力情况,结合地质特点和施工难点,确定了一开进入Dammam层顶6m,二开进入Sadi层8～15m,三开钻过储层50m完钻的三层套管井身结构。根据鲁迈拉油田开发实际需求和后续作业管柱尺寸,确定各开次钻头和套管尺寸。通过套管柱安全性分析发现,采用L80级套管既要满足施工操作,又要满足抗外挤安全系数不小于1.125、抗内压安全系数不小于1.10、抗拉安全系数不小于1.25的技术需求,且各开次管柱均可顺利下入。通过该项技术在25口井上的成功应用,平均建井周期缩短15.33d,平均非生产时间比例降低了8.6个百分点。研究结果表明,伊拉克鲁迈拉油田井身结构优化技术,解决了多层漏失、大段页岩坍塌、含硫水侵等问题,确保了复杂地质条件下的安全钻进。该技术有助于提高鲁迈拉整体钻井技术水平,具有广阔的市场前景和推广价值。     

开发评价井分层地层测试工艺评价

目前国内海上探井进行地层测试时,会根据不同的地层条件选择下入不同的测试管柱,通过在钻台对测试管柱中的压控式井下工具进行操作,达到测试目的;一趟测试管柱只能实现一层的测试,对于已经下完生产管柱的多层合采井,在不动管柱的前提下无法采用现有的地层测试工艺来达到测试目的。采用一种可投捞式井下开关井工具完成了一口井4层的地层测试,取全取准了地质资料。以南海东部海域的一口开发评价井L-10a井为例,对采用可投捞式井下开关井工具实现地层测试的测试工艺进行了详细的阐述。     

连续油管排水采气工艺技术在苏东41-33区块的应用

苏里格气田为低压低产气藏，气井在生产中后期携液能力差，导致井筒积液不断增多，严重影响气井正常生产，部分气井甚至出现积液停产现象。为提高气井携液能力，结合苏里格气田现场情况，开展了连续油管排水采气工艺试验。依据管柱优选理论，根据不同油管规格临界携液流量的不同，优选临界携液流量低、油管磨阻小的Ф38．1mm油管作为生产管柱，通过对2口井试验前后油套压差和产气量对比分析发现，采用该油管有助于提高气井携液能力，取得了良好的排水采气效果。     

井间距对盐穴储气库小间距对井造腔的影响

中国盐岩赋存的主要特点是夹层多、盐层薄，对于单直井造腔方法有诸多限制，为此提出采用小间距对井造腔方法克服不良地质条件。该方法利用大尺寸造腔套管对井直流排卤，具有造腔速度快、建库周期短、盐层利用率高等优点。基于该方法开展不同井间距以及不同腔体连通方式的物理模型实验，探究井间距对腔体最终形态的影响规律。结果表明：井间距较小时，腔体水平方向长度小，未充分利用水平空间；井间距较大时，水平段的腔体溶解速度明显降低，且腔体形态不规则；预制对接井的造腔方法具有更高的成腔速率。实际对井造腔工程中双井间距需依据地质条件与工程需求确定。研究结果为盐穴储气库小间距对井造腔腔体形态设计及工艺参数优化提供了借鉴与指导。（图8，表3，参23）     

微环隙对CBL／VDL测井曲线的影响分析

由于水泥凝固时的温度、压力变化，新套管上的油漆或套管上的油脂等都会使套管与水泥之间产生微小间隙，此间隙一般在0．1mm左右，不会造成窜槽，但使套管波波幅变大，形同胶结：不好。此种情况下，CBL和VDL测井所受的影响基本相同，无法准确判断实际的固井情况。根据理论模拟和实际资料分析，探讨了微环隙存在时的套管波特征。研究发现，利用CBL／VDL现有的评价固井质量标准会产生测井解释错误。因此，各个油田应根据自身经验，在CBL／VDL现有的评价固井质量标准基础上制订适合该油田的固井质量评价体系。     

大庆油田萨中地区深部取套技术研究

研究了大庆油田萨中地区深部取套技术。根据不同的套损井况,研究了2种取套工艺：对于能够打开套损通道的套损井,应用＂示踪保鱼＂取套工艺;对于套损通道打不开的套损井,应用＂扩孔找鱼＂取套工艺;针对不同深取工艺的需要,设计定型了Ⅰ型和Ⅱ型2种型号的套铣头：Ⅰ型套铣头主要应用于＂示踪保鱼＂取套工艺中,并且通过增加内齿能够有效处理套管外封隔器和扶正器;Ⅱ型套铣头主要应用于＂扩孔找鱼＂取套工艺中,边扩孔边找鱼、收鱼,有效防止下断口丢失;从钻压、转速、排量3个方面设计完善了深取固井管柱,提高了固井质量,满足了过油层深部取套施工的需要;在套铣钻具防卡技术研究方面,通过优化施工参数,确定合理的套铣管柱活动时间和上提高度,有效降低了卡钻事故发生率。     

海上油田热采完井技术研究与应用

海上油田首次应用热采完井技术,受平台空间、机采方式和地面砂处理等限制,热采井不仅要安全环保,而且要满足多轮次吞吐生产和长效防砂要求。热采完井技术主要在防砂、完井管柱设计和材质选择等方面进行优化研究,研究成果已成功应用于海上14口热采井中,作业成功率达100%,充填率超过110%。截至2014年6月,首口井稳产超过1500d,平均有效期超过650d,均经历了第一轮次热采,其中4口井已完成二轮次热采,均未发生出砂和管柱损坏现象。达到了设计要求,为海上热采井高效开发奠定了基础。     

新页HF-2井页岩气钻井技术

新页HF-2井是中石化西南油气分公司第2口页岩气勘探井。根据邻井情况和工程地质施工技术难点,对页岩气井身结构、钻井液体系进行了设计,先采用钻导眼井,再回填侧钻的四开结构。钻井过程中,运用螺杆钻具适度地复合钻进,合理地选择钻具组合、钻头类型和钻井参数等技术措施,同时定向段采用聚胺仿油基钻井液、水平段采用油基钻井液,保证了该井优质中靶,电测、下套管作业均一次性成功,是小井眼水平段水平井施工的典型案例,为同类型井钻井积累了宝贵的经验。     

稠油热采固井地锚喷嘴选型试验研究

在稠油热采固井技术中,固井地锚通过对套管柱预应力处理,从而防止套管在高温注汽条件下损坏。地锚作为一种重要的固井工具,主要通过喷嘴对循环钻井液的节流作用,实现压降产生动力推动锚爪张开,实施预应力固井作业。喷嘴的水力性能直接决定着固井地锚工作可靠性。借助CFD仿真软件分析比较了圆柱形直喷嘴、圆锥形喷嘴2种喷嘴水力性能,确定固井地锚喷嘴采用圆柱形直喷嘴结构,并对φ25mm、φ30mm、φ37mm 3种孔径圆柱形直喷嘴进行水力循环试验,测试了不同孔径喷嘴水力性能参数,以提高地锚工作可靠性。研究结果对于地锚结构设计以及稠油热采预应力固井作业具有指导作用。     

蔬菜嫁接机器人砧、穗木套管式接合装置的设计

针对蔬菜自动嫁接时砧木和穗木的接合采用嫁接夹固定而存在的送夹装置设备复杂、耗材成本高等问题，设计了套管式接合装置。该装置由套管自动进给切断机构和套管夹持手爪组成：套管自动进给切断机构实现套管的自动进给和自动剪切。套管夹持手爪是左右对称的四杆机构，左右各有1个主动杆和从动杆。手爪执行构件固定在从动杆上；套管夹持手爪可将套管在开口处撑开，实现套管的张开和闭合。建立了套管式接合装置的数学模型，对夹持手爪的设计参数的优化结果为：当主、从动杆长度为35和25mm，手爪执行构件长度为15mm、手爪两转轴间距为6mm、力作用点与转轴连线的距离为21mm、电磁铁行程为5mm时，套管张1：7幅度为5．4mm。样机试验结果表明，套管夹持手爪将套管套在砧、穗木接合处的成功率为97％，达到设计要求。     

防砂注汽井节能管柱的研究与应用

孤岛油田边部稠油单元储层发育差、敏感性强,地层压力下降较快,入井液漏失严重,导致井筒热损失较大,周期液量下降快,生产周期短,油汽比低,热采效果差。针对注汽过程套管存在裸漏段的问题,应用全程密闭注汽管柱设计思路;针对配套工具无密闭注汽、可重复充填功能的问题,优化充填工具结构,增加可配合密封段和井下二次打开装置;针对地层压力低、注汽后漏失冷伤害的问题,优化注汽管柱配套工具,设计防洗井漏失装置。2013~2014年在孤岛油田共实施密闭注汽管柱施工62井次,实施效果较好,大大降低了劳动强度,减少了低温液体漏失对套管的冷伤害,套管使用寿命延长,社会效益明显。     

气密封检测技术在涪陵页岩气田的应用

涪陵页岩气井生产压力高,对套管的气密封性能提出了更高要求,为避免气井发生气窜和泄漏,涪陵工区通过引入套管气密封检测技术,为页岩气井的生产与环境安全提供了保障。介绍了气密封检测设备和原理,对近年来气密封检测技术在涪陵页岩气的检测结果进行了统计分析。结果表明,几乎所有的施工井都存在管柱丝扣泄漏情况,气密封检测技术检测精度达到1.0×10~(-7)mbar·L/s,可以有效评估管柱密封性能,同时通过气密封检测不合格案例分析,总结给出了影响套管气密封性主要因素和不当操作,提出了下套管作业的注意事项及操作建议。应用该技术可以保障页岩气井的安全运行。     

盐膏层固井技术在塔河油田的应用--以TK1127井为例

盐膏层的塑性蠕动容易导致缩径、井壁坍塌,盐膏层的溶解会污染水泥浆,从而导致套管下入困难、水泥环质量下降和套管挤毁等固井问题。在分析盐膏层特点和固井难点的基础上,以塔河油田TK1127井为例,阐述了盐膏层固井工艺技术。现场应用表明,利用该技术能够对盐膏层井段进行有效封固。     

红河油田水平井井身结构优化技术探讨

红河油田是鄂南致密砂岩油藏的主要区块,针对该油田开发过程中存在钻井周期长、机械钻速慢、生产成本高等问题,采取相应的水平井井身结构优化技术,包括三级井身结构优化技术（井眼轨迹控制技术和套管安全下入技术）以及二级井身结构优化技术（完井方式和配套技术的优化）。现场施工表明,实施水平井井身结构优化技术后,钻井周期明显缩短,生产成本下降,取得了良好的开发效益。     

?139.7mm套管开窗侧钻井优快钻井技术

套管开窗侧钻井技术可以使深部套管损坏的油、水井得到修复再利用，但由于开窗侧钻井井眼小，所用钻头、钻具、工具受到限制。同时环空间隙小，对钻井速度及施工质量有很大的影响。通过优选钻头不但提高了钻井速度同时增大了环空间隙，解决了小井眼施工中环空返速低的问题，也为后期完井作业奠定了基础。通过优化钻具结构，使用防卡钻具组合提高了防卡能力。在轨迹控制方面运用无线随钻测量技术实现了随钻跟踪，进一步提高了井下安全。针对以往小井眼固井难点，研究适合小井眼固井的低密度早强水泥浆，解决了固井水泥低返以及固井过程中蹩压的问题，使小井眼固井质量都有了很大提高。通过以上技术应用为侧钻井的进一步发展找到一种新的方法。     

致密油水平井固井技术探讨

分析了致密油水平井固井施工难点（包括下套管难度大、套管不易居中、替驱不干净、对水泥浆性能要求高等）,并提出了具有针对性的措施,即套管安全下入技术（包括井眼净化、模拟通井和漂浮固井技术）、套管居中技术（包括扶正器选型及加放、套管居中度校核）、变排量注替技术、采用低失水双凝韧性水泥浆体系和固井前置液体系。现场应用表明,采取上述措施可以提高固井质量,能够为致密油水平井固井施工提供参考。     

水力喷射分段压裂技术在大牛地气田DPI井的应用研究

在大牛地低渗致密气田顺利完钻8口水平井，有4口水平井无阻流量大于5×10^4m^3／d，其他井无阻流量（0．3～0．6）×104m^3／d，为了进一步提高大牛地气田水平井的产量，针对不同储层特征、井身结构试验应用了水平井压裂技术，并初见成效。尤其是采用水平井水力喷射定点压裂工艺，使得DPI井天然气产量大幅度提高，无阻流量由完钻时0．69×10^4m^3／d提高到11×104m^3／d，该井的成功实施，为水平井开发大牛地气田提供了技术保障。     

尾管悬挂器超高压封隔及回接技术应用研究

为满足后期的压裂要求,页岩气井完井管串要求具有很好的密封完整性,目前国内页岩气井生产套管基本采用全井一次性固井的方式。为使湖南省的一口页岩气探井保页1井达到回接管柱压裂后回收、便于后期可能进行的开窗侧钻等要求,首次尝试采用尾管固井再回接管柱不固井的完井方式。为此研发了实现70MPa超高压封隔及回接的尾管悬挂器系统,核心技术主要包括超高压尾管顶部封隔技术、超高压回接密封技术和尾管悬挂器大过流技术。该技术在保页1井顺利实施,成功完成尾管固井、回接和回收上部生产套管串,工具整体密封性满足后期的泵送桥塞压裂要求。