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。     

尾管固井中胶塞复合压力预测模型研究

针对尾管固井中胶塞复合压力缺乏理论支撑的问题,基于胶塞复合时管柱内流体压力分布,建立了尾管固井中胶塞复合压力预测模型,为实现在尾管固井施工前预测胶塞复合压力提供依据。分析了在"U"型管效应结束与"U"型管效应未结束2种状态下管柱内流体压力分布情况,用Landmark软件中Wellplan-Opticem软件模拟计算胶塞复合时井口压力数值,用摩阻压耗计算程序计算钻具内流体摩阻压耗,并结合尾管胶塞剪钉的实际剪切数值,分别建立了2种状态下的胶塞复合压力的计算公式。利用建立的胶塞复合压力预测模型对国内某油田5口尾管固井进行了理论预测值与实际监测值的对比,模型预测值的误差在10%以内,模型精度满足工程要求。     

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。     

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。     

河南油田躺井原因分析及控制措施研究

受井斜、高含水、聚驱、工具质量和地层等因素影响,管杆偏磨和腐蚀结垢现象加剧,造成躺井井次逐年增加,严重影响了油田生产。为此,从管、杆偏磨,抽油泵故障以及地层因素这3个方面对河南油田第一采油厂躺井原因进行了系统分析,结合生产实际从偏磨治理(包括实施杆径统一、使用油管锚定或尾管加重技术、合理使用防磨器或铸塑杆、通过杆柱力学分析调整杆柱组合、聚驱井全井扶正、优化抽吸参数、采用抽油杆旋转、简化机堵井管柱等8个方面)、改进抽油泵结构(包括脱节器和活塞凡尔罩的改进)、地层因素躺井治理(包括腐蚀结垢和出砂井治理)对躺井控制措施进行了研究,并针对不同井况及井下管柱特点采取相应措施进行了治理,效果显著。     

八面河油田薄层稠油油藏热采实践与认识

介绍了八面河油田薄层稠油油藏热采实践。通过不断的技术攻关,现场探索试验,完善配套工艺,逐步发展形成了适合八面河油田薄层稠油油藏的热采工艺技术。该技术以优化注汽参数和选井选层为核心,以热采防砂、油层保护等为关键,突破了稠油油藏热采开发的筛选极限,提高了开发效果,对提高其他稠油油藏采收率具有借鉴意义。     

气藏型储气库井安全风险及其应对措施北大核心

为了解决地质条件复杂性给储气库钻井工程带来的漏失、卡钻、固井质量差、周期长、成本高等问题,结合储气库实际地质情况,采取优化井身结构、气体钻井、分层承压堵漏、双级固井,改进固井水泥浆体系(双密度水泥浆固井、柔性自应力水泥浆体系),低压碳酸盐岩储层暂堵及压井技术、超细堵漏水泥浆体系、老井封堵配套技术等技术措施,有效降低了储气库钻完井事故风险、提高了固井质量,同时有效控制了投资成本。研究成果对后续储气库钻完井工程实施具有指导和借鉴意义。     

稠油热采水平井固井技术与应用

分析了井楼油田浅层稠油水平井固井的技术难点,提出了从水泥浆的体系选择、套管的安全下入、现场固井配套施工工艺等方面保证水平井固井质量的技术措施。现场应用效果显著,形成了系统、成熟的水平井固井技术,对今后河南油田浅层稠油水平井及其他类型的水平井的完井技术具有指导意义。     

气藏型储气库井安全风险及其应对措施

为了解决地质条件复杂性给储气库钻井工程带来的漏失、卡钻、固井质量差、周期长、成本高等问题,结合储气库实际地质情况,采取优化井身结构、气体钻井、分层承压堵漏、双级固井,改进固井水泥浆体系(双密度水泥浆固井、柔性自应力水泥浆体系),低压碳酸盐岩储层暂堵及压井技术、超细堵漏水泥浆体系、老井封堵配套技术等技术措施,有效降低了储气库钻完井事故风险、提高了固井质量,同时有效控制了投资成本。研究成果对后续储气库钻完井工程实施具有指导和借鉴意义。     

海上单通道井钻完井方案的模糊综合评价

单通道井钻完井技术是开发海上边际油田的一种有效方法,目前中国尚未在海上应用该技术,对其钻完井方案的评价尚不成熟。基于层次分析法和模糊数学理论,将钻完井方案的优劣分为好、较好、一般、较差共4个等级,充分考虑影响钻完井方案优劣的各个因素,建立了三级指标评价体系,采用基于模糊数学理论的指标隶属函数方法,将各个指标进行定量化,通过专家调查法和层次分析法确定各级指标的权重,计算得到钻完井方案的最终隶属度,根据隶属度越大越优的原则及钻完井方案评价标准确定方案的优劣等级。分析结果表明,该方法可有效地克服钻完井方案评价中的不确定性和模糊性,为决策者设计和实施海上单通道井钻完井方案提供一定的科学依据。     

定向井完井多级划眼清洁技术研究

定向井完钻后,井内岩屑床和厚泥饼的存在易造成电测遇阻、套管下入困难、固井质量差等问题,严重影响了完井周期和施工质量。常规"钻头+扶正器"的通井钻具组合难以有效清除岩屑床和厚泥饼。针对以上问题,开展了多级划眼清洁技术研究,在常规通井钻具组合中加入多个井眼清洁工具,形成多级划眼钻具组合,一趟钻通井清除井内岩屑床和厚泥饼,保障电测、下套管安全,提高固井质量。阐述了该技术在浙江油田QZx1井和大港油田南部油区的试验情况,该研究对于定向井完井清洁井眼具有借鉴意义。     

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。     

漏失水平井固井技术在JY33HF井的应用

随着涪陵页岩气勘探开发的不断深入,复杂井况层出不穷,特别是水平段钻进过程中出现的恶性漏失情况。目前油基泥浆堵漏手段相对较少,固井时地层承压能力严重不足,给固井施工作业带来了巨大的挑战。通过对漏失井固井技术难点分析,有针对性地提出了相应的解决方法,通过使用新型固井工具、优化现场施工工艺和水泥浆配方,总结出一套适合漏失水平井的固井技术。该固井技术成功应用于水平段存在恶性漏失的JY33HF井,固井过程顺利,应用效果显著,具有进一步推广应用的空间。     

大位移井固井技术分析

针对大位移井固井过程中存在的问题,分析了套管居中度、水泥浆体系、顶替效率对固井质量的影响,提出提高套管居中度、实施低密度高强度水泥浆作业、优化钻井液性能、调整前置液结构以及提高顶替技术等措施,从而提高大位移井的固井质量。     

固井施工设计模拟与监控软件的开发

随着石油天然气勘探开发工作的不断深入,固井地质条件与施工工况日益复杂,对于保障和提高固井质量提出了更高要求。在系统总结固井技术成果的基础上,针对固井设计、模拟、监控及分析技术开展系统深入的研究,开发了一套集固井设计、固井模拟、固井监控及事后分析评价等功能于一体的固井施工设计模拟与监控软件。介绍了软件的总体架构,阐述了固井工程数据管理、固井设计、固井模拟、固井监控及分析评价功能模块的功能特点。该软件的开发有助于提高固井施工设计与分析的科学性和便捷性,并对固井施工过程进行实时监控和分析评价,有助于保障和提高复杂井固井质量。     

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。     

大港油田调整井固井技术的研究与应用

针对大港油田调整井存在的地层压力系统复杂、高压低渗、水侵严重、钻井液触变性强、虚泥饼厚、顶替效率差等难题,通过采用井眼准备、冲洗隔离液技术、两凝防窜韧性水泥浆技术、平衡压力固井技术等措施,形成了适合大港油田调整井固井的工艺及方法。现场应用10余口井,其中以大斜度井小5-23-1L井139.7mm油层套管固井为例,有针对性地优化固井工作液体系及工艺技术,确保了固井施工安全,保障了固井质量,扭转了固井质量差的局面,为提高大港油田调整井固井质量奠定了基础。     

侧钻短半径水平井技术在春风油田石炭系的应用

春风油田的石炭系是准噶尔盆地车排子凸起重要的勘探层系之一,属于裂缝型油气藏,具有巨大的勘探潜力。春风油田的石炭系储层勘探程度较低,目前仅部署少量直井进行试采,取得了一定效果,但直井钻探沟通裂缝少,产能较低。对于储层较薄、直井钻探评价效果不理想的区域,可以部署侧钻水平井进行开发,充分利用老井,节省开支。老井排664井为直井,因储层油气显示不理想,采取裸眼完井,水泥固封。排664井在技术套管下方裸眼处侧钻,采用短半径水平井技术,顺利钻至目的层,分析了技术难点,列举了轨迹优化、钻头选择、轨迹控制、钻井液技术等相应技术措施,顺利钻至目的层。排664井侧井的成功为该区块利用老井开发石炭系储层提供了借鉴。     

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。     

双向洗井装置在恩平油田的应用

恩平油田群钻完井开发一期项目包括XJ24-3(24-1区)、EP24-2和HZ25-8三个油田。该区水平井完井过程采用传统水平井完井方式,存在无法连续灌浆、裸眼段空置时间长、容易造成近井地带污染等缺点,为降低开发成本和作业风险,对传统的完井工艺技术和完井工具进行优化创新:下部完井管柱底部采用STARSE新型完井工具双向洗井装置,将引鞋、洗井密封筒、短盲管及限压自动灌浆阀有机结合,实现连续灌浆,同时降低了地面和地层的污染。在恩平油田群3个油田32口井的现场作业中,下部完井管柱均顺利下放至设计深度,单向阀打开和关闭密封功能可靠,单井灌浆时间节约3.5h左右,显著提高作业时效,增加经济效益,充分贯彻了"节能增效"的指导思想,具有良好的推广前景。