修井带控压作业技术与设备的推广与现场实践

修井带矿压作业技术与设备在进行推广和实践的过程中具有自身独特的优势,在进行实际施工过程中可以更加全面的对矿井修筑过程与实践过程进行操作,掌握全面的工作方法,提升整体施工的技术性。同时,在进行修井的过程中可以对现场进行全面的监督和控制,保证现场施工的科学性。因此,在进行施工的过程中需要掌握更加全面的方法,对修井带控压作业技术进行全面的推广,并及时观察现场工作状态,对实际施工效果进行分析指导。

可控不压井作业技术研究与应用

根据井下作业井控实施细则要求,在油水井常规修井作业前,为了保证井控安全,要求必须先压井,后作业,但对于低压漏失井不仅造成了压井液大量漏失,成本浪费,而且会对地层造成污染、油井恢复期延长,含水上升和产量下降等严重后果。可控不压井作业技术就是利用井口专用设备,解决起下作业中抽油杆和油管防喷、防窜以及安全生产和清洁生产的难题,针对低压漏失井和高压低渗透油藏可以实现不压井作业。此项技术避免了压井液漏失造成油层污染,降低了修井成本,缩短了油井恢复期,作为稳定和提高单井产量的一项重要技术应用前景非常广泛,对提高井下作业施工效果和技术升级具有十分重要的意义。

用于揭开下部气层合采作业的控压暂堵一体化修井流体

天然气井纵向上有多套气层共存时,实施封下采上投产一段时间后,需要再打开下部产层进行合采作业,此时需要一种既能配合冲砂、洗井循环等工序,又能暂堵上部低压气层的流体。为此,基于绒囊修井流体进入地层通道后,通过堆积、拉抻、填塞方式形成承压结构,平衡井筒流体与地层间压差的特点,在室内配制了绒囊修井流体,考察其在模拟地层用50~120℃、10~30 MPa的密闭圆柱液缸静置0~64 h后存留性能的变化情况。实验结果表明:①测定流体密度变化范围介于0.02~0.09 g/cm3,表观黏度变化范围介于4.0~12.0 mPa·s,清水混浆段低于20%,所配流体表观性能稳定;②采用直径25 mm、长50 mm的岩心柱塞,注入绒囊修井流体1.5~4.2 mL后,重复注入地层水,测定驱压升至20 MPa所需时间随流体静置时间增加而延长4.86~19.66 min,封堵性能衰减速度可以被接受;③卸掉驱压再反向气体驱替,基质和裂缝渗透率恢复均大于88%,伤害程度低。在鄂尔多斯盆地试验6井次,注入绒囊修井流体封堵上部压力系数为0.58~0.72的气层后,井底预留24~45 m3,上部灌满清水至井口后顺利完成冲砂、磨铣等作业;揭开下部新层后液面下降,井口补充清水8~15 m3后再次见液,计算井筒液柱压力波动幅度小于8 MPa。结论认为,所配制的绒囊修井流体保障了新、老气层作业后产量快速恢复,提高了气井多层接替稳产效果,实现了控压暂堵一体化修井作业。

可控不压井作业技术的应用研究

一般情况下,油田井下作业生产需要实施修井作业,先进行压井操作,然后再修井,使井控安全性得到保障。但在低压漏失油水井修井过程中,若采取先压井、再作业的方式进行,则会漏失大量的压井液,浪费油田开采资源及成本,且会污染环境,难以修复,使油井生产量和开采量受到严重影响,对于此应低压漏失井修井工作中可采取可控不压井作业技术。

单通道控压钻井装备压力控制方法与应用

为进一步提高钻井效率和降低钻井成本,研制了单通道控压钻井装备。该装备去除了冗余通道和辅助通道,优化设计了自动节流控制系统,降低了控压钻井作业成本;加强了模块化设计和自动控制软件功能设计,既可与自带回压泵配合,也可用钻井泵进行控压起下钻和接单根等作业,并开发了井口憋压接单根的专家模式以及进行欠平衡控压钻进作业的欠平衡模式;可与井下作业和固完井作业相结合,实现全过程控压作业。应用结果表明:单通道控压钻井装备在钻进过程中能够自动精确控制井口回压,自动监测钻井液进出口流量和立管压力,有效解决钻井过程中的漏失和溢流等问题。单通道控压钻井装备压力控制方法为安全快速钻井提供了保障。

不压井作业技术及设备的探讨

对一些不压井作业错误的概念理解,通过合理的分类进行了正确阐述,并提出了不压井设备的发展方向。

低伤害可控不压井作业技术在吐哈油田的研究与应用

近年,随着带压作业技术的引进及应用,解决了高压井带压作业的有关问题,但低压漏失井的作业污染问题日益突出,尤其油田开发到了中后期,低压井越来越多。所以,需要开展低压井可控不压井作业技术研究、推广。

不压井作业应用效果分析

本文通过对欧立油田实施可控不压井作业分析,总结可控不压井与常规洗压井作业的本质区别;论述可控不压井对油井的要求和技术原理,并对技术特点和配套设施分析,提出存在的问题及下步研究方向。通过现场施工实践,证明可控不压井技术对欧立油田作业具有的重要意义。