苏里格南部气田Φ152.4mm小井眼大斜度井快速钻井关键技术

Φ152.4mm小井眼钻井技术是降低成本和减小环保压力的有效途径,但在施工过程中存在储层垂深深、水平位移大、轨迹控制难度大、电测成功率低、机械钻速低等技术难点,制约了钻井提速。为此分析工厂化施工特点及钻遇地层特性,优化形成了一套Φ152.4mm小井眼大斜度井钻井关键技术,包括:小井眼工厂化作业模式优化;高效PDC钻头、长寿命螺杆序列优选;钻具组合优化;“直-增-稳-微降”两趟钻轨迹控制技术;CQCG-G钻井液体系优化;配置水力振荡器、岩屑床清除器提速工具优化应用等。通过SN0103井丛实践应用,平均机械钻速25.54m/h,钻井周期12.49d,建井周期22.91d,电测一次成功率100%,较上年机械钻速提高了51.93%,钻井周期缩短了26.57%,建井周期缩短了31.86%,电测功率提高了62.5%,提速效果显著。

超深大斜度高破压井国产封隔器优化与改进

川西雷口坡组超深大斜度小井眼井储层破裂压力高达170~180 MPa,受高交变载荷、井眼轨迹等因素影响,储层改造施工过程中易出现封隔器密封失效、卡瓦落井等问题。分析失效原因,明确了胶筒密封不足、缸体强度不足、卡瓦结构缺陷是导致封隔器失效的主要因素。优化胶筒结构为MESH结构提高密封可靠性,改进缸体设计使得缸体绝对承压由75 MPa增加到125 MPa,满足泵压120 MPa下改造要求,同时调整卡瓦与锥体距离,避免解封上提时在喇叭口位置发生挂卡。改进后的127 mm高温高压测试封隔器在川西超深大斜度井累计试验3井次,成功率100%。该封隔器及配套工具能满足超深大斜度井高破压含硫地层70 MPa或更高压差下改造及试气需求。

克拉苏构造带超深盐下大斜度井钻井关键技术

克拉苏构造带深部地层地质条件复杂,前期多口钻探断层带油气藏井被迫提前完井。为了提高钻井成功率,提出了采用大斜度井避开部分断层,降低事故复杂的钻井技术思路。结合区域地质特征,分析了超深层盐下大斜度井面临的套管必封点不确定性、井眼轨道设计及轨迹控制难、盐底卡准层位难度大、盐层大斜度井段套管下入摩阻大等技术难点,基于克拉苏构造带膏盐岩蠕变实验结果,优化原七开直井井身结构为五开盐下大斜度井身结构,探索了“旋转导向+同心扩眼器”BHA组合在膏盐层定向钻井方法,试验了“常规卡层技术+GLASS前视技术”盐底卡层组合形式,分析制定了大斜度膏盐层套管安全下入关键技术措施,形成一套适合于克拉苏构造带的超深盐下大斜度井钻井关键技术。克深A、克深B等6口井现场应用表明,该技术可以解决克拉苏构造带超深盐下大斜度井钻井存在的技术难题,钻井成功率100%,满足勘探开发的需求。

海上大斜度井射孔校深定位技术及应用

射孔完井是中国海上油气田最常使用的完井方式,作为开发的“临门一脚”,射孔作业的成功与否非常关键,校深定位是射孔作业的关键一环。海上油气田主要采用丛式井开发,大斜度井是海上油气田开发的主要井型,靠仪器和电缆自重进行校深定位的常规方式无法满足大斜度井射孔作业要求。近年来,通过海上大斜度井完井作业实践,探索出了一套适合大斜度井射孔的校深定位技术。介绍了泵送电缆校深、随钻校深和模拟射孔管柱校深3种大斜度井校深技术的特点与应用实例。3种技术现场应用效果良好,解决了大斜度井的射孔校深难题,实现了安全施工、精确射孔的目标,为后续油气田开发提供了借鉴。

大斜度井举升工艺技术在M油田的试验

为有效解决大斜度井有杆泵举升存在的问题,M油田开展敷缆连续油管无杆举升工艺技术试验。室内实验,总伸长量4.41‰,外部承压25 MPa,空载抗拉强度300 kN,满载抗拉强度255 kN,力学性能优良。现场试验2口井,连续油管无杆举升可下到指定深度并可通过一定井斜变化率位置,单井产能提高;明确清蜡点为电动机电流的80%,合理清蜡参数为“对内置加热电缆进行连续5 h加热”;评价能耗与效率,与游梁式抽油机相比,2口井平均单耗降低11.059 kWh/t,节能率为64.05%,系统效率高23.83个百分点。敷缆连续油管无杆举升工艺技术应用于大斜度井初步适应性较好,但应用时间较短,应持续跟踪其井下工具的使用寿命,为技术的推广应用提供有力支撑。

阵列持气率仪在大斜度井产气剖面监测中的应用

针对大斜度气井提高井筒内流体识别产气剖面精度,引进了阵列持气率仪(GAT),利用流体对光折射率的差异实现流体的识别。现场结果表明,GAT仪器能识别1 mm微小气泡,适合于不同流态产气识别,在大斜度井中与RAT响应一致性强,在套管井中产气识别效果好于筛管井;筛管完井多封隔器有利于提高产出剖面的解释精度,鉴于筛管完井方式的局限和筛管外窜流的存在,更加精细的解释剖面建议结合噪声测井等技术得到。

低密度微泡沫液放喷技术在大斜度及大位移井中的应用

随着海上老油田挖潜的深入,以及受军事、环保等因素的影响,大斜度及大位移井逐渐成为增储上产的重要井型。大斜度及大位移井具有井斜大,稳斜段长的特点,一趟管柱难以同时实施射孔与放喷作业,严重制约着大斜度及大位移井完井时效。低密度微泡沫液放喷技术,可有效解决这个难题。下入平衡射孔管柱,校深方式可采用泵送电缆校深或随钻校深,射孔后将射孔枪起出射孔段,再根据负压值向钻杆内替入设计量的低密度泡沫液制造负压,坐封机械可回收式封隔器后导通流程进行放喷作业。该技术能够在大斜度及大位移井完井中一趟管柱同时实施射孔与放喷作业,无需在射孔后单独下一趟管柱进行放喷,节省完工工期,降低完井作业成本,提高射孔放喷效果。

大斜度井偏心环空注水泥顶替数值模拟研究

为了进一步了解大斜度井注水泥顶替机理,提高注水泥顶替效率,借助计算流体力学软件Fluent,建立了大斜度井环空三维模型,采用流体体积法进行了水泥浆顶替钻井液的数值模拟研究。分析了井斜角、偏心度以及水泥浆与钻井液的密度差对顶替效率和顶替界面稳定性的影响规律:增大井斜角会降低注水泥顶替效率;在大斜度井偏心环空中,随着水泥浆与钻井液密度差的增大,顶替效率先增大后降低;在大斜度井中,套管偏心并不完全是降低顶替效率,当套管具有一定偏心(建议偏心度取为0.1～0.2)时,可在一定程度上阻止由于正密度差造成的水泥浆在环空低侧窄间隙突进,从而提高顶替效率。通过数值模拟,总结了大斜度井与直井注水泥顶替机理的区别,为大斜度井注水泥顶替参数设计提供了一定的参考和理论依据。

南堡1-3人工岛大斜度定向井钻井技术

为了提高南堡1-3人工岛的整体开发进程,进行了大斜度定向井钻井技术研究。根据井位的分布特点及剖面的防碰设计要求,进行了密集丛式井井眼轨道整体设计;针对该区块储层具有强水敏、强盐敏及玄武岩地层易塌易漏的特点,结合成膜封堵理论,优选出具有强抑制性和强封堵性的KCl成膜封堵低侵入钻井液;通过分析已完钻井玄武岩地层厚度,优选高效PDC钻头与螺杆钻具配合进行复合钻进。现场应用表明,大斜度定向井钻井技术合理规避了南堡1-3人工岛井眼碰撞的风险,有效控制了缩径、阻卡等复杂情况,已完钻井中平均井径扩大率不小于8%,且均一次性投产。大斜度定向井钻井技术为南堡1-3人工岛油气勘探开发提供了工程技术保障。

冀东油田大斜度井及水平井岩屑床厚度分析

针对冀东油田在大斜度井及水平井钻井过程中岩屑颗粒易在井壁低边堆积形成岩屑床、造成井下复杂情况并影响后续作业这一问题,对井下环空岩屑床形成与否及厚度大小、影响钻井液携岩效果的主要因素如井斜角、钻井液环空返速及性能、钻杆偏心及旋转等问题进行了研究,建立了环空岩屑床厚度计算模式,并用该模式对冀东油田高104-5平56井进行了具体分析。分析表明:该井二开钻进时预测最小排量与实际排量接近,钻进过程比较安全;三开钻进时上部二开井段实际排量远低于预测最小排量,致使该段岩屑床厚度达到危险情况。建立的岩屑床厚度计算模式的计算结果与实际情况比较吻合,该模式的应用可为现场施工人员了解井下岩屑床厚度提供参考。

川西海相超深大斜度井井身结构优化及钻井配套技术

川西气田海相雷口坡组气藏埋藏超深、地质条件复杂,前期采用的四开井身结构难以满足钻井提速和经济高效开发的要求。通过分析工程地质特征,在保证雷口坡组专层专打的基础上,基于地层三压力剖面和井壁稳定性研究结果优化了必封点位置,设计了超深大斜度井三开井身结构。结合地层岩性特点,优化设计了井眼轨道,进行了高研磨性地层定向钻头和配套工具的优选,研制了复合盐强抑制聚磺防塌钻井液和强封堵高酸溶聚磺钻井液。超深大斜度井三开井身结构及钻井配套技术在PZ4-2D井进行了现场试验,解决了长裸眼复杂地层的井眼失稳问题,完钻井深6 573.77 m,钻井周期199.3 d,平均机械钻速3.53 m/h,提速40%以上。现场试验结果表明,三开井身结构设计科学、合理,钻井配套技术提速效果显著,可在川西气田海相气藏大斜度井钻井中推广应用。

大斜度井钻井液侵入数值模拟

根据油水两相渗流理论,考虑重力以及渗透率各向异性的影响,运用三维有限差分法模拟了大斜度井环境中井筒周围压力、流体饱和度和电阻率的分布情况。模拟结果表明:斜井环境下,当井眼与原始储层存在明显压力差时,重力对钻井液滤液侵入影响不明显;当储层渗透率为各向异性时,钻井液侵入不仅受储层水平渗透率影响,同时受到储层垂向渗透率和井斜角度影响;淡水钻井液侵入造成井眼周围储层电阻率分布复杂,局部冲洗带电阻率可能要高于原状地层电阻率,从而出现低阻环带特征。

层理性泥页岩大斜度井井壁稳定性研究

层理性泥页岩的井壁失稳是制约深部油气钻井成功的关键问题之一。由于强度的各向异性,钻进大斜度井时更容易发生严重的井壁失稳问题。根据多孔介质弹性力学理论,建立了大斜度井井周应力状态,采用双重坐标转换,得到了井周集中应力在层理面上的分布。层理弱面和岩石基体均采用莫尔-库仑破坏准则,建立了层理性泥页岩大斜度井井壁稳定分析方法,综合考虑了层理面产状、井斜方位和地应力等因素的影响。研究结果表明,对特定产状的层理面而言,井斜角和方位角对井壁稳定性有重要影响。当井斜角超过一定角度后,坍塌压力急剧升高,井壁失稳风险增大,维持井壁稳定需要的钻井液密度较高,向水平最大主应力方向钻进大斜度井时坍塌压力最高,井壁失稳风险最大,应尽量避免井眼方位与水平最大主应力方向一致。

大斜度井砾石充填机理

将大斜度井砾石充填过程分为3个阶段,分析了各阶段的充填机理。考虑携砂液向地层的滤失以及井筒环空、冲筛环空之间的流体质量交换,分别建立了井筒环空、冲筛环空两个独立流动系统的砾石、携砂液的质量和动量守恒方程,以及各系统间的流动耦合方程,得到了描述大斜度井砾石充填过程的数学模型。算例分析表明:由于井筒滤失的存在,向井筒末端方向砂床高度逐步升高,其升高的速度随井筒滤失的增加而增加;在整个充填过程中,要保持充填顺利进行,井筒内流动压力是不断增加的,尤其在第2个充填过程结束第3个充填过程开始后,流动压力会有一个明显的增大以克服快速增加的流动阻力。

电容阵列仪在大斜度井中的实验研究

大斜度井中多相流持率计算一直是困绕人们的技术难题,流态及流型判定是影响持率计算的主控因素。常规测井仪器大多为居中测量,很难准确地测量评价整个井筒流动情况。综合分析不同流量及测量方式对持率的影响,结合测量特点,选用电容阵列多相持率测井仪CAT(Capacitance Array Tool),建立适用的解释模型,从不同流量、角度进行实验研究,确定大斜度井中多相流持率计算方法。根据实验测井资料分析解释,建立了适用于大斜度井中持率计算方法,提高了持率计算的准确度。

大斜度井有杆泵抽油系统优化设计

确定抽汲参数和泵效是实现大斜度井有杆抽油系统的重要内容。运用图表法和迭代法建立了大斜度井有杆抽油系统优化设计模型 ,并编制了相应的软件进行实例计算。通过软件计算 ,可确定出抽汲参数、抽油杆、扶正器间距和泵效的最佳组合。结果表明 ,该系统精确、有效 。

大斜度井钢丝投捞式气举采油技术

钢丝投捞式气举采油技术可以在不动管柱情况下实现气举井检阀目的,但目前技术不适应斜度较大井段投捞需要,笔者分析了目前技术的投捞运动过程,建立了投送过程关键阶段的系统能量关系式,分析了目前气举投捞工艺对斜度的适应性,建立了适合大斜度井段的井下投捞运动方式和系统能量关系式,确定了适合大斜度井投捞需要的下冲导向机构、凸轮锁定机构、整体投送器机构、投送器阀底支撑机构等技术方案,研制了大斜度井投捞式气举阀、工作筒、投送器等主体工具,形成了大斜度井钢丝投捞式气举采油技术,经系统能量关系式分析、室内实验和现场测试等过程,说明新工艺满足69°以内井斜段的投捞需求,矿场上推广实施6口井。

盐岩层钻大斜度井的井壁稳定性研究

针对盐岩井段易发生蠕变缩径,引起卡钻、固井后又易发生挤毁套管等事故的现象,应用有限元方法,建立了描述盐岩层中斜井井眼蠕变缩径的空间力学模型,从岩石力学角度分析了塔里木油田羊塔克地区盐岩层钻大斜度井的井壁稳定性,论述了一定地应力状态下井斜角和方位角对井眼缩径的影响规律。该研究成果为盐层段定向井井眼轨迹设计、合理确定泥浆密度和盐岩层钻井施工提供了理论参考,已成功应用于塔里木地区钻遇盐岩层时钻井工程的设计和施工。

新型大斜度井同心分层注水技术

针对现有偏心分层注水工艺井下水嘴投捞成功率低、仪器与水嘴对接效率低以及分层流量测试精度低,难以满足大斜度井分注和测调需要的问题,提出了新型大斜度井同心分层注水工艺技术。该技术采用同心测调方案,测试仪器与井下配水器采用同心对接方式,大斜度井对接成功率高;井下配水器采用桥式通道设计,可以有效消除层间干扰的影响,提高测调效率;水量调节采用偏心阀设计,全关状态漏失量小,调节扭矩小,配水更加容易;测试方面兼容集流测试和非集流测试功能,满足小水量的测试需求;实现电缆在线直读验封,皮囊密封状态可监测,一次下井完成全部验封作业。测调期间可以实现任意层段分层流量、压力、温度等多个参数的在线直读测试,以及配注量的自动测调,无需投捞作业,显著提高测调效率。截至目前,现场试验11口井,最大井斜55°,流量测试误差小于5%,3层井验封和测调时间1 d以内,与现有技术相比具有测调效率高、精度高、成本低等特点。

南堡油田大斜度井分注工艺技术研究与应用

针对南堡油田注水井造斜井段和注水井段斜度大、井段长和分注难度大等问题,研究了大斜度井偏心分注配套工艺技术。介绍了该技术在管柱的支撑扶正、安全起下、封隔器的密封和钢丝投捞等方面的改进研究情况。现场25井次的应用情况表明,最大井斜为59.33°,最大注水井段斜度为44.04°,最大分注井段为545m,封隔器验封合格率100%,投捞测试成功率为96.2%,目前有3口井已顺利起出分注管柱,均取得较好效果。