恩平某油田超深大位移井套管下入研究

针对恩平某油田超深大位移井裸眼段长、稳斜角度大、摩阻大、居中度难以保证等问题,为确保套管能够安全下入,对该油田某一超深大位移井进行了套管居中度分析模拟。首先,分析了不同类型扶正器、不同安放方式下的套管居中度。结果表明,1根套管安放1个刚性扶正器时,居中度达到了78%,可确保较好的套管居中效果。此外,从套管漂浮段长度、大钩载荷、摩阻、套管有效应力等多方面分别模拟了常规下套管、漂浮下套管以及旋转全漂浮下套管的套管下入情况。结果表明,采用漂浮下套管技术时,漂浮段长选择4 600 m,即漂浮接箍安放位置在3 500 m处;采用旋转全漂浮下套管技术时,推荐转速为10 r/min。2种下套管技术均可确保套管顺利下入,套管下放摩阻小,极大提高了套管悬重,降低了套管柱发生屈曲的风险。

海上超深大位移大斜度井射孔技术研究与应用

利用老井侧钻大位移井是经济高效开发断块油气藏的重要方式,对完工安全射孔技术提出了更高的要求。平湖AM1是一口超深、大位移、大斜度井,井深6 866 m,水平位移5 350.49 m,最大井斜77.81°,其中60°井斜以上井段4 524 m。该类井射孔作业面临着管柱施工安全、常规电缆无法校深、井控监控方法等问题,通过优选114 mm射孔枪尺寸,提高管柱通过性、预防卡枪,采用三公枪头保护起爆器、延时装置等关键射孔工具,降低机械及压力载荷影响,应用LWD工具测量地层伽马和套管同位素标记位置,代替电缆校深工艺快速实现管柱精确定位,优化形成LWD校深射孔管柱结构,制定了适用于超深井的井控评价方法,配合采用低摩阻完井液体系,相比常规体系降低井筒摩阻30%,确保了射孔管柱的顺利下入。现场应用表明,该技术明显降低了复杂超深井的射孔风险,达到了安全施工、精确射孔的目标,对老油田深度挖潜增储上产提供了技术支撑。

超深大位移井井筒清洁技术及工程实践

东海油气田勘探开发的规模不断扩大,有效利用海上现有的生产平台,充分运用大位移井钻井技术,可以实现对周边油田的勘探开发。但在东海大位移井的钻进作业期间,存在如摩阻扭矩大、井筒清洁状况不佳等问题,针对钻井过程中出现的井筒清洁难点问题,通过随钻工程实时模拟监测、配合工程技术措施和钻井液措施优化,形成了东海超深大位移井井筒清洁关键技术。并成功应用于X井等工程项目,实现作业的安全、高效完成。

海上超深大位移气井气举阀结构优化与应用

海上超深大位移气井具有深度深、水平位移长、井斜大及温压系数高等特点,完井后气举诱喷难度大。分析了常规气举阀气举存在的问题及超深大位移井环空气举工艺技术难点,阐述了气举阀气举工艺原理,通过对气举阀及工作筒结构、材质的优化与优选,结合强度计算与校核、耐温压及气密性试验,解决了常规气举阀气密等级低、工作筒强度不能满足超深大位移气井完井气举需要的难题。优化后的气举阀在150℃、70 MPa条件下密封性能良好。现场应用表明,其密封、强度等性能安全可靠。

PH-15超深大位移井随钻监测支持技术的应用

东海PH-15大位移井超深井,钻井中扭矩摩阻大、井筒当量ECD高,通过远程数据实时传输和模拟分析,将同步模拟数据反馈现场实现实时辅助决策,提供了一种新的随钻监测支持技术。该系统利用多种工程软件对摩阻扭矩、ECD进行了模拟分析,并给出了技术建议,有利于更好地控制作业参数,减少井漏、井喷、卡钻等复杂情况的发生。

南海东部超深大位移井随钻扩眼技术应用

套管的顺利下入是大位移井关键技术之一,随钻扩眼技术通过将井眼尺寸扩大,达到降低当量泥浆密度(ECD)和顺利下套管的目的。主要介绍了随钻扩眼工具在南海某超深大位移井的应用情况。

海上超深大位移气井生产管柱设计与应用

海上超深大位移气井生产管柱下入超深,压降摩阻损失和起下摩阻均远大于常规井,功能设计不同于常规井,设计难度大。以海上一口典型的超深大位移气井为例,通过管柱敏感性分析优选油管尺寸,通过下入能力分析优选88.9 mm与73.03 mm油管组合,推荐88.9 mm油管长度为3000 m,通过优化功能设计解决油管试压和封隔器坐封难题,形成一套超深大位移气井生产管柱设计方法,为海上大位移气井设计提供参考和借鉴。该井实际作业顺利,生产情况良好,井筒完整性良好,生产管柱下入反演摩阻系数为0.08~0.16,小于设计阶段取值0.12~0.27,证明在设计阶段摩阻系数取值保守,抗拉强度安全系数取值1.6合理,建议大位移井生产管柱抗拉强度安全系数的选择需综合考虑摩阻系数取值。

渤海浅层超深大位移井岩屑动态运移规律

为了进一步开发渤海油气资源,渤海油田计划实施浅层超深大位移井,以增加泄油面积,提高单井产量。大位移井大斜度段大尺寸井眼钻进过程中,由于环空流体返速低,岩屑传输效应弱,导致井眼清洁困难,易形成岩屑床,严重制约钻井效率,威胁钻井安全。为改善井眼清洁效果,本文在斜井段中引入钻井液浮力的影响,并结合岩屑扩散方程改进了岩屑质量交换效应的计算方法,建立了大位移井岩屑两层动态运移模型,能够准确地模拟大位移井全井段的岩屑动态运移情况。案例分析结果表明,钻进、循环工况交替作用下,大位移井中的岩屑床将形成波浪状分布,有效降低了岩屑在井眼内的大量堆积。结合X井各尺寸井眼清洁情况的分析,对钻井参数进行了优化。同时,提出了岩屑床的控制对策,包括循环间隔和循环时间,为渤海浅层超深大位移井的顺利实施提供了理论依据。

海上气田超深大位移高温高压钻井设计要点及关键技术

本文对海上气田超深大位移高温高压钻井设计要点及关键技术进行了研究,运用了文献调查法、资料收集法、个案分析法等研究方法,介绍了高温高压钻井水力参数计算方法,分析了海上气田超深大位移高温高压钻井的水力参数优化设计,提出了高温高压钻井开发的关键技术。

超深井长裸眼段岩屑运移规律及特征分析

大位移井在深部地层的油气藏开采中得到了广泛应用,但同时面临着井眼清洁不充分、托压、卡钻等一系列问题,为了更好地指导超深大位移井的井眼清洁工作,需要进一步对超深大位移井的长裸眼段的岩屑动态运移特性进行研究。建立了考虑实际井眼轨迹、流体压降及悬浮层颗粒扩散的大位移井两层岩屑运移动态模型。该模型利用有限差分法进行求解,并利用已有文献的实验结果进行验证。对钻井和冲洗两种工况进行模拟研究,认识钻井液排量、钻井液密度、机械钻速、井眼半径等方面对岩屑运移的影响。研究结果表明:在钻井工况下,井斜角越小的井段,岩屑越难以沉积,且钻井液排量越高、钻井液密度越高、井眼尺寸越小、钻速越低,岩屑运移的效率越高;在冲洗工况下,井斜角越小,冲蚀效果越差,且钻井液排量越高、钻井液密度越高、井眼尺寸越小,岩屑运移的效率越高。研究结果对保障超深大位移井良好的井眼清洁具有指导意义。