水力喷射压裂工艺在Φ101.6mm套管井中的应用

水力喷射压裂是集水力射孔、压裂、封隔一体化的增产改造新技术。设计研制了用于Φ101.6mm套管井的水力喷砂射孔工具并优化作业管柱。通过数值计算,给出了射流参数与施工排量的匹配曲线。借助实验手段,确定压裂液交联比例及液体性能测试方法。制定了适合该类井的压裂工艺。现场试验证明水力喷射压裂工艺能够解决Φ101.6mm套管井常规压裂技术难以有效改造的问题,且对复杂结构井实施增产改造,为水力喷射压裂工艺更广范围的应用提供了参考依据。

φ101.6mm套管井卡堵水管柱的研制与应用

为了进行φ101.6mm套管井卡堵水作业,研制了以Y341-80封隔器为主体的丢手卡堵水管柱。该管柱由丢手、Y341-80封隔器、球座组成,采用液压坐封,可以实现封上采下、封中间采上下作业。液压丢手设计了压差打开机构,封隔器坐封后继续打压丢手,简化了施工工序。现场16井次应用表明,该管柱可以解决φ101.6mm套管卡堵水问题。

Φ101.6mm套管井油套分注工艺技术的研究与应用

由于采用Φ101.6mm套管二次固井,且Φ101.6mm套管的内径只有86mm,使井下工具特别是封隔器、水力锚、配水器的径向尺寸排列矛盾突出,设计、加工十分困难。为解决这一矛盾问题,开展了适合Φ101.6mm套管井油套分注工艺管柱研究,研制了Y221-80封隔器、水力锚等特小直径配套工具,截至2013年底现场试验了21口井30井次,下井管柱工艺成功率100%,密封有效成功率100%,满足了河南油田Φ101.6mm套管井油套分注工艺的需要,填补了该系列套管分层工艺技术的空白。

Φ139.7mm套管内下Φ101.6mm套管技术在中原油田的应用

针对一批套管严重损坏的老井、躺井,用常规修井磨铣、整形等修复工艺修复后使用周期短这一情况,中原油田结合油田的注采井网状况,对这些井进行全井下Φ101.6mm套管、固井、射孔等工艺,恢复油水井生产,完善注采井网,实现增产稳产。该技术在全油田近100口井成功应用,并取得了较好的经济效益。

101.6mm套管井分层注水工具研究与应用

针对101.6mm套管井分层注水存在的难题,研制了以配水器与封隔器一体化为主的101.6mm套管井分层注水管柱及相应的测试工艺技术。该管柱用扶正式小直径水力锚锚定整体管柱,采用静自动坐封机构,坐封安全可靠,实现分层注水。该管柱具有结构简单,密封可靠,投捞测试方便,有效期长的特点。现场使用实践表明,该工艺解决了101.6mm套管井分层注水的技术难题。

低压低渗透气田Ø139.7 mm套管开窗侧钻水平井钻井液技术

苏里格气田属于低压低渗透气田,部分常规井已失去开采价值,实施Ø139.7 mm套管开窗侧钻水平井有助于老井恢复新的采气能力,与常规井眼相比,Ø139.7 mm套管开窗侧钻水平井井眼存在润滑防卡、水平段泥岩坍塌、窄环空间隙易漏失等技术难点。研制了强抑制、强封堵CQSP-4钻井液体系,并对其流变性、防塌性、抑制性、润滑性进行了室内评价,实验表明,100℃、12h岩屑滚动回收率达95.63%,100℃热滚24 h后API滤失量2.8 mL、高温高压滤失量13.2 mL,抗钻屑污染能力高达14%。对开窗侧钻、裸眼段钻进、钻井液固相控制、防漏、降摩减阻、井眼清洁等钻井液工艺进行了优化,截至2022年12月共进行了18口井现场应用,钻井周期较2017-2018年降低69.58%,机械钻速提高了102.82%,平均钻井周期由之前的80.5 d降至24.49 d,达到了提速提效的目的。该技术可为国内其他地区同类井施工提供借鉴。

∅244.5 mm套管一趟管柱钻灰塞工艺技术

为了解决冀东油田大修动力∅244.5 mm大套管钻灰塞施工成本高的问题,实现技术增效,开展了小修修井机提供动力利用螺杆钻具携带钻头一趟工序进行∅244.5 mm套管钻塞技术研究。采用外径172 mm螺杆马达携带外径214 mm钻头进行灰塞钻磨,通过向油套环空添加增黏剂,解决油套环形空间大返排灰屑困难问题;通过点焊方式解决钻具扭矩大,钻头易落井的技术难点;通过对施工工艺参数进行优化,对管柱组配进行了优选,形成了一套适用于∅244.5 mm大套管钻塞工艺。经南堡某井现场应用,解决了环空返排效率低的问题,取得了较好的应用效果。该技术节约了施工成本,降低了作业周期,为∅244.5 mm大套管小修一趟管柱钻灰塞方面提供技术支撑。

Ф88.9mm小套管钻完井技术在苏里格气田的应用

为探索低渗气田经济有效开发的新思路，长庆油田公司在苏里格气圈开展了小井眼钻完井试验。试验初期，暴露出Ф88．9mm小钻具防斜打直难度大、小直径PDC钻头耐磨性差、小井眼钻进泵压高、小套管长井段一次上返全井段封固及分层压裂技术不成熟等难点，阻碍了小井眼钻完井技术进一步应用。针对小井眼难点，2011-2012年，开展了疹88．9mm小钻具“预弯曲”防斜打直、小直径耐磨PDC钻头设计、彩101．6m钻杆应用、低密度水泥及易漏地层一次上返全井段封固、小-井眼压裂等技术攻关，形成了低成本Ф88．9mm小套管无油管钻完井技术。成功完成了苏6-X-1井、苏6X-3井、苏6-x-5井等3口井的试验，钻井周期相比前期缩短了22．7％，达到了常规井的指标，为低渗、低效气田开发提供了新的思路。

石油套管用钢37Mn5 Φ210 mm连铸圆坯凝固过程的数学模拟和工艺优化

在分析37Mn5钢（/％：0.34～0.39C,0.20～0.35Si,1.25～ 1.50Mn）凝固特性的基础上通过用ANSYS软件建立连铸圆坯凝固热-力耦合数学模型,对Φ210 mm连铸圆坯凝固过程进行模拟,分析了40 t中间包,拉速1.4 m/min,浇铸温度1 531℃时,二冷水比水量0.58 ～0.78 L/kg和各段配置对铸坯表面温度、坯壳厚度、液芯长度和表面应力的影响.模拟结果表明,比水量每增加0.1 L/kg,铸坯表面约下降18℃,试验比水量变化对出口坯壳厚度、液芯长度和表面应力影响不显著,但原工艺配水量0.68 L/kg下二冷0段和1段之间空冷部位出现高达185℃急速回温,最大应力达6.41×10^7 Pa,通过保持配水量0.68 L/kg不变,调整各段配水量使0～1段间回温降至123℃,最高应力降至4.53×10^7 Pa,铸坯裂纹基本消失,表面质量显著改善.

浅层稠油水平井Φ244.5mm套管下入技术

大尺寸技术套管的下入是浅层稠油水平井固井存在的问题之一。新疆油田科技工作者进行了一系列的相关研究,创造性地采取了地面加压措施,保证了200余口浅层稠油水平井Φ244.5mm技术套管的顺利下入。

Ф177.8mm套管井多级分注工艺的应用

沈 8 4 安 12块是沈阳油田的主力生产区块 ,其特点是井段长 ,层数多 ,层间矛盾突出。原有的分注工艺大多是二级三层 ,且投捞、测试成功率低。沈 84 安 12块的井 95 %以上为 177 8mm套管井 ,为控制注水井中高渗层的吸水量 ,启动中、低渗透层 ,提高水驱效率 ,进行了 177 8mm套管井多级注水工具及注水工艺的研制与开发。经现场应用 ,效果较好 。

侧钻Φ88.9 mm套管井抽油泵举升工艺研究及应用

对老井眼开窗侧钻后,侧钻段一般采用φ88.9 mm套管完井,因而造成一般井下工具采油困难。江苏油田试采二厂通过对已有的定向斜井采油工艺、工具进行适应性改进,解决了在φ88.9 mm套管下抽油泵生产的难题。

温米油田φ89mm套管井分选层酸化技术研究

针对温米油田采用φ89 mm套管完井由于缺乏有效的配套工具和油井层间差异较大,而实施笼统酸化效果较差的问题,研制了φ89 mm套管(内径76 mm)井分选层酸化管柱及配套工具。该酸化管柱工具最大外径70 mm,最小内径26 mm,工作压差可达35 MPa,可实现φ89mm套管井选层酸化及逐层上提分层酸化作业。选井条件为套管无变形,井深≤3 000 m,井温≤120℃,井斜度≤50°,层间距≥2 m,施工限压35 MPa。现场试验表明,采用选层酸化和逐层酸化管柱各1井次,施工、解封成功率100%。酸化后日增液14.5 t,日增油7.5 t;目前日增液10.7 t,日增油10 t,有效期160 d,已累计增油1 070 t,且继续有效。

渤海油田Φ193.7mm尺寸套管完井关键技术优选及应用

由于小井眼井可显著降低钻井成本,因此在国内外应用较广。但小井眼井具有井眼尺寸小、环空间隙小的特点,给钻完井作业带来较大挑战,也限制了小井眼井的推广应用。为促进小井眼井钻完井技术的发展,文章在总结小井眼完井技术特点和难题的基础上,结合渤海油田完井实际需求,针对Φ193.7mm套管优选射孔工艺、防砂完井及配套完井管柱工艺等关键工艺技术,开辟了新的完井方式,为后续小井眼井、复杂井身结构井、老井侧钻井等复杂井的完井提供了借鉴。

浅谈Φ139.7mm套管开窗侧钻井技术

随着油田开发进入中后期,油层套管损坏变形、井内落物及复杂等原因造成许多油水井停产或报废,老井修复再利用技术目前在各油田不断地进行着。中原油田属于断块油气田,地层非均质性严重,地质构造复杂,相当一部分躺井通过大修已无法恢复生产,为了充分利用老井上部套管进行开窗侧钻,使报废井恢复产能,降低油田开采成本。文章着重就Φ139.7mm套管开窗侧钻、定向钻进、钻井液及完井技术等四个方面详细介绍了小井眼钻井技术在中原油田的应用情况和发展前景。

?193.7mm套管开窗侧钻分支井钻完井技术

曙125-H3井位于辽河坳陷西部凹陷曙光低潜山曙125区块,是一口利用复杂结构分支井技术提高单井控制储量的特殊工艺井。该井是国内首口?193.7 mm套管开窗侧钻的分支井,存在井身结构复杂、井场位置受限、井深、水平段长、轨迹上翘等实施难点。通过井身结构优化、开窗位置优选、井眼轨迹优化实现了井身结构瘦身,节约了钻井投资,通过高压造斜器底座的研制与应用、钻具优选、钻进方式优化、紧后扩眼、强刚性钻具通井、弯管-导管重入等技术解决了现场实施中的技术难点。该井的成功实施提供了一种新的分支井井身结构,可以有效降低钻井投资,提高单井井眼波及范围。

一次多层压裂充填技术在?177.8mm套管井中的应用

渤海油田Ø177.8 mm套管内通径较小,其一次多层充填防砂服务管柱的双层内管尺寸较小,无法满足压裂充填高排量的要求,只能进行逐层射孔逐层压裂充填,完井时效低,工期费用高,且不能下入分采管柱。分析了传统Ø177.8 mm套管充填防砂工具应用中存在的问题,提出了Ø177.8 mm套管一次多层压裂充填工具的国产化研制方向,即增大冲管尺寸。该套工具将防砂管柱的内通径由76.2 mm增至98.55 mm,可以下入分采管柱;服务管柱冲管外径由73.0 mm增至88.9 mm,小环空截面积达16.77 cm^2,过流面积较大,摩阻较小,反循环压力可以控制在20.69 MPa以内,可以实现一次多层压裂充填。该套工具2018年在渤海油田现场应用24口井,取得了较好的经济效益,现正在渤海油田大规模推广应用。

套管液压式φ106mm密封加固系统研究与应用

针对套管液压式10 0mm密封加固系统在实际应用中的缺点 ,对密封加固器材料进行了优选和结构优化设计 ,包括加固管的设计和金属锚材料的选择与结构设计 ,以及锥体材料的选择与结构设计 ,同时对密封加固系统加固后的悬挂力、密封性都有很大影响的丢手总成也进行了研制 ,使密封加固器承压达 30MPa以上 ,悬挂力达到 5 0 0kN以上 ,加固后通径为 10 6mm ,可下入 10 0mm小直径分层管柱 ,为提高小直径分采分注管柱寿命创造了条件。

∅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。