致密气井连续管完井一体化技术

长庆油田致密气为低渗高含水气藏,此前采用Φ60.3 mm常规油管接单根带压完井,施工复杂、效率低,加之油管管径较大,携液能力有限,只能满足投产初期生产的需求,在中后期生产时,当井内气体速度低于油管临界携液流速时井底开始积液,虽然可以采用较为成熟的泡沫排水、速度管柱、柱塞气举等排水采气工艺,但存在作用时间有限、需要分段实施等问题,效果差、成本高。选用Φ50.8 mm连续管作为致密气井生产管柱,创新研发了一体化节流堵塞器,具有封堵、节流、承接柱塞等多种功能,同时,设计了井口直座式悬挂器和双卡瓦重载连接器、转换接头,实现了Φ50.8 mm连续管直接连接和悬挂密封,在国内率先形成Φ50.8 mm连续管完井一体化技术,实现了气井高压期节流降压、低压期连续排液生产和间歇期柱塞气举的全生命周期生产。大量气井应用表明,与Φ60.3 mm油管带压完井作业相比较,Φ50.8 mm连续管完井一体化作业周期缩短50%以上,气井自然连续生产期延长1.5年。

完井—采油一体化工艺及关键技术分析

塔河油田碎屑岩和碳酸盐岩稀油储层,多采用射孔/酸压+自喷+机抽的完井—采油作业方式进行完井,需下入两趟管柱分别完成射孔/酸压和机抽开采,且自喷转机抽和机抽检泵期间均需要完井液压井,增加作业成本和储层伤害风险。文章设计了完井—采油一体化工艺,下入一趟管柱即可完成射孔/酸压+自喷+机抽作业,作业全程无需压井,减少产层伤害,降低作业成本。研制了实现完井—采油一体化工艺的自动压井阀和完井-采油气液分离器两个核心工具,并分析了实现大通径、耐高压等要求的多项关键技术,通过现场应用验证完井—采油一体化工艺及工具的可靠性能及明显的经济优势。

水平深井分段改造-试油-完井一体化管柱力学分析

水平井是一种高效的勘探、开发技术,与垂直井相比,水平深井钻井投资大,因此,水平深井多采用改造-试油-完井一体化完井管柱,且根据储层特点,多采用多封隔器、分段改造,再多段合采。本文举例介绍了塔里木油田水平深井改造-试油-完井一体化管柱力学分析的思路、步骤,分析的结果及其对管柱组合、施工参数控制的指导意义。

高温高压气井试油完井一体化工艺技术的应用

目前,封隔器、封堵工具和测试工具的优化和改进,以及当前石油测试和精加工技术的不断发展,形成了一体化的完油技术。试井完成后,可直接从封隔器顶部取出管柱,完成试油和测试数据采集,将封隔器留在井底,避免堵塞过程。可以及时保护水库,如果以后需要做测试工作,使用起来非常方便,只需将试管直接插入封隔器即可。

普光高酸性气田完井管柱设计

普光高酸性气田气井具有高温、高压、高产、超深的特点,流体具有腐蚀性和剧毒性,这些特点要求完井管柱设计既要充分保证安全,又要满足现场施工要求;此外,由于主要采用水平井和大斜度井完井和出现个别井套管严重变形,更加大了设计难度。通过分析普光高酸性气田的投产难点和单井特点,研究确定了完井管柱设计的原则和思路,分井型设计出常规井(永久式)、监测井(永置式)、水平井(层段可选)、套变井(永久式封隔器+遇油膨胀封隔器)等4种不同结构不同特点的永久式酸压、生产一体化完井管柱;选用INCLOY G3镍基合金油管和INC718材质井下工具,采用无固相长效环空保护液配合永久式封隔器的防腐方案,满足了高酸性气井长期安全生产的要求;完井管柱分别采用125钢级φ88.9mm和φ114.3mm油管、VAM TOP气密封扣,整体管柱满足耐压70MPa、耐温150℃、下入深度达6 000m的实际要求。4种完井管柱应用于普光气田的投产实践,设计的可靠性和科学性均得到了验证。

川西地区超深高温高压气井完井试油技术研究与应用

针对川西地区超深高温高压气井完井试油面临多层试油施工周期长、压井作业次数多、小井眼环空间隙小、压力操作窗口窄以及对射孔器材、井下工具、试油工作液耐温性能要求高等难点,文章研究形成了深井超深井APR测试工艺技术、试油完井一体化技术;配套研制了高温高压井下作业工具;研制了140 MPa超高压气井地面测试技术;完善了完井试油作业井完整性评价体系。该系列完井试油技术在川西地区成功应用10余井次,应用效果良好。同时,对其完井试油过程中存在的问题进行分析,为下步川西地区超深高温高压大斜度井、小井眼完井试油技术攻关奠定了良好的技术基础。

柴达木盆地东坪H102井水平井钻完井技术研究与应用

东坪气田是目前国内陆上大型基岩储层气藏,其钻探难度较大,机械钻速低,钻井过程中复杂情况较多。本文从施工难点、井身结构、钻井技术、完井方式等方面介绍了东坪气田第一口开发水平井—东坪H102井的钻完井关键技术。旨在通过对该井的研究分析,形成适合东坪1区块的完井投产一体化技术,不断提高该地区的整体钻井技术水平和施工服务能力。总结了逐步形成的特色水平井钻完井工艺技术,为今后该区块水平井钻完井技术提供了宝贵的参考依据。

柴达木盆地东坪H102井水平井钻完井技术研究与应用

东坪气田是目前国内陆上大型基岩储层气藏，其钻探难度较大，机械钻速低，钻井过程中复杂情况较多。从施工难点、井身结构、钻井技术、完井方式等方面介绍了东坪气田第一口开发水平井——东坪H102井的钻完井关键技术。通过对该井的研究分析，形成适合东坪1区块的完井投产一体化技术，不断提高该地区的整体钻井技术水平和施工服务能力。总结了逐步形成的特色水平井钻完井工艺技术，为今后该区块水平井钻完井技术提供了宝贵的参考依据。

建南气田水平井分压合采工艺技术探讨

建南飞三储层为海相碳酸盐岩气藏,属低压、低孔、低渗裂缝-孔隙气藏,不进行大规模的措施改造,无法获得工业气流;且采取措施后,单井的自然产量仍然偏低。气井的多层合采是今后建南气田开采作业的主要工作方向,JX-2井作为第一口以套管射孔方式完井的水平井,多层分压合采工艺技术在该井进行首次应用,针对不同的储层发育特点采用相适应的酸压改造工艺及入井液体系,同时应用分层压裂合层开采一体化完井管柱以保证施工的顺利进行。现场应用表明:气井分压合采工艺技术对于提高气田整体开发水平和经济效益具有重要的作用,对低压低产多层系气田开采具有一定技术借鉴或指导作用。

地震监测和智能完井一体化

时间推移或凹维地震对油藏监测和改善油藏管理是很有用的。智能完井系统可从井中连续监测近井筒地层。未来的智能完井系统可包括井下高频震源和传感器进行主动和被动地震油藏监测。这样的系统具有可重复性和高分辨率，进行更敏感和详细的油藏观测和地层评价。用途包括监测气／水锥进时的气／液接触面的移动，改善油藏性质并使储层泄油最佳化。

遇油自膨胀封隔器的研究与应用

近年来,国内油田引进国外公司的遇油膨胀封隔器技术,取得较好应用效果。但是国外进口工具价格昂贵,影响了该技术的推广应用。为此,研制了遇油自膨胀封隔器。该封隔器可以随完井管柱一同下入井内,当封隔器到达指定位置后,橡胶在井筒内液体(原油)的浸泡下缓慢膨胀,直到紧紧地贴住井壁(裸眼壁或套管内壁),从而达到隔离井段的目的。该封隔器具有可靠性高、通径大、自动补偿环空间隙、现场作业简便等优点。试验与现场应用表明,遇油自膨胀封隔器可延长油气井的生产寿命,提高油气田采收率,降低开发成本,达到了设计要求。

超长水平段压裂滑套工艺技术研究

随着近年来水平井完井压裂工艺技术的高速发展,涌现了以速钻桥塞压裂技术、裸眼封隔器滑套压裂技术、水力喷射压裂技术等多项成熟的压裂技术,基本满足水平井现场压裂施工需求,但也都存在部分工艺局限性。针对以上问题,本文介绍的编码球座固井滑套工艺技术,具有完井压裂管柱一体化、入井管柱工具少、结构简单、压后滑套可选择性开关、井筒实现全通径等特点,是一种集成多种完井压裂工艺技术优点,避免各项不足的新的工艺技术,目前已进入现场试验阶段,并取得了很好的效果,具有广阔的应用前景。