水平井连续油管带压钻塞技术的研究及应用——以HN油田XX凹陷为例

为了解决水平井连续油管带压钻磨桥塞工艺中井控风险高、井筒清理难度大、易卡钻等突出问题,开展了连续油管带压钻塞施工难点梳理分析、作业设备及钻塞工具优选、完善闭式循环地面流程、优化钻塞管柱结构设计和工艺参数等方面的研究,提出了两种工作液组合使用的新思路,并在HN油田XX凹陷风险探井Y1井应用。应用结果实现了井口控压高、钻扫水平段长、单趟钻塞数多等各项施工数据的突破;建立了HN油田XX凹陷深层页岩油井闷井溶塞-小油嘴放喷-带压钻塞的工艺流程,形成了满足长水平段连续油管带压钻塞配套工艺技术,可为今后同类型的作业提供技术支撑和经验借鉴。

小井眼解卡打捞技术探讨与实例应用

河南油田进入开发后期,老井挖潜改造越来越受到重视,为了充分利用濒临报废的井眼,油田引进老井侧钻与小套管悬挂二次固井技术,而此类井油层套管内径小,缺乏相应的修井工艺技术及井下工具,原有的井下作业方法和工具已不能有效地达到修井的目的,比较常规工艺,本文对小井眼解卡打捞技术进行分析与探讨。在实例应用中,下侧6-132井就是一口小套管悬挂井,由于前期施工造成管柱固卡,要求进行解卡打捞施工,这是河南油田第一次实施小井眼打捞施工,在施工中通过理论联系实际,最终成功打捞出小井眼内固卡的管柱与工具,为以后小井眼修井施工提供了参考经验。

基于施工压力曲线的综合滤失系数测试方法及压裂参数优化

在水力压裂施工中,压裂液的滤失性质直接影响压裂液的工作效率,从而影响形成的水力裂缝几何尺寸和导流能力,故准确地测试施工过程中压裂液滤失情况对评价改造效果很重要。以大牛地某气井压裂为例,在二维裂缝扩展模型(PKN)下,利用该模型的净压力公式建立施工压力计算模型,计算施工过程中的施工压力曲线,最后通过计算的施工压力曲线与实际施工压力曲线反演获取压裂液综合滤失系数。研究结果表明,该井施工中压裂液综合滤失系数为0.1 mm/min^(0.5),利用该反演结果,采用统一压裂设计(UFD)方法优化主要的压裂施工参数,优化后,前置液量为490 m^3,施工排量为9 m^3/min。该方法反演效果较好,利用该方法可为判断压裂施工效果和优化施工参数提供一定依据。

基于新型封隔式回接装置的尾管回接关键技术

"三高"油气井尾管回接固井难以保证重叠段固井质量,易发生环空气窜。为了解决固井质量差和环空气窜的技术问题,研制了一种封隔式回接装置,并制定了一套防气窜的尾管回接工艺技术。该技术为解决"三高"油气井尾管固井后气窜难题提供了一种新手段,对尾管回接固井有参考作用。

定北区块长裸眼段固井防漏工艺技术

定北区块地层承压能力普遍较低,漏失层位多,水平井技套固井封固段超过4 000 m,漏失是制约定北区块固井质量的关键问题。结合地层压力数据,兼顾一、二级固井防漏需要,确定了分级箍安放位置优化方法;下套管前,先期堵漏提高了地层承压能力;设计先导稀水泥浆,保证足够的紊流接触时间,有效地冲刷了井壁虚泥饼;双速替浆方法使得替浆排量产生的动摩阻不能超过薄弱地层承压能力与环空浆柱压力之差,既满足了固井防漏需要又提高了顶替效率。该工艺技术应用于定北区块LP15H等水平井的技术套管固井,有效解决了普遍固井漏失问题,提高了固井质量。

一种乳液型清防蜡剂的研制与现场应用

泾河油田原油具有高含蜡、高凝特点,生产过程中热洗周期短,易发生蜡卡,现用水基清防蜡剂溶蜡速率低,无法满足生产需求。为解决这一问题,实验室模拟泾河油田地层温度条件进行溶蜡率及防蜡率实验,通过实验结果优选出以150号溶剂油与二乙二醇丁醚复配的油基清防蜡剂为主剂,与聚氧乙烯醚类表面活性剂FL-1、FL-2、FL-3复配形成乳液型清防蜡剂QFJ-1,现场试验电流载荷下降明显,热洗周期延长一倍,且具有较好经济性。

低压易漏长裸眼段固井防漏工艺技术概述

为有效避免低压易漏长裸眼段固井漏失,提高固井质量,从井眼准备、水泥浆体系、固井工艺和注替技术四方面进行综合治理。实施固井防漏工艺的前提是分析薄弱层位,掌握漏点位置,确定地层"四压力"数据,尤其是漏失压力。通过提高地层承压能力、使用分级或尾管悬挂等固井工艺,开发高强低密度水泥浆体系,优化浆柱结构,减小尾浆附加量,合理设计注、替浆排量,控制施工泵压,使得环空动液柱压力小于地层漏失压力,是低压易漏井防止固井漏失和提高固井质量的主要工艺技术。

新型封隔式回接装置及工艺技术研究

为了解决"三高"气井尾管固井重叠段固井质量差易引发环空气窜的技术难题,研制了一种新型封隔式回接装置,实现了回接固井后环空封隔,防止气窜发生。结合新型封隔式回接装置的功能特点,制定了一套可行性强的防气窜尾管回接工艺。对防气窜尾管回接工艺中的尾管固井回接筒内部修整技术、多级压力控制技术、调长关键参数计算方面展开研究,为确保封隔式尾管回接顺利实施提供了有力的技术支撑。该研究为"三高"气井尾管固井防环空气窜提供了一种新的研究思路。

提高新苏A井固井质量工艺研究

新苏A井是部署在塔里木盆地阿瓦提凹陷沙井子构造带的一口参数井,属山前构造,周边邻井资料缺乏,地质结构复杂,二开钻井过程多次发生漏失,三开钻遇膏岩层地层,给固井带来较多难题。针对新苏A井固井难点进行分析,提出固井思路并进行相应固井施工,并针对膏岩层导致套管形变问题进行补救,对该区域后期勘探开发中固井环节具有指导意义。

东胜气田致密气藏混合水体积压裂技术研究与应用

鄂尔多斯盆地东胜气田属于典型的低渗、低孔气藏,气井一般都必须通过压裂改造才能建产,但常规压裂工艺改造技术增产幅度有限。为此,借鉴北美致密储层的开发经验,针对该区块下石盒子组储层的地质特征,按照"体积压裂"理念,开展了混合水体积压裂技术攻关试验。通过混合水压裂,在形成主裂缝的同时,迫使天然裂缝不断扩张,从而形成较大的缝网系统,提高裂缝导流能力,增大压裂改造体积,提高单井产量。该技术在东胜气田JH1井增产效果明显,压后无阻流量25.0×10~4 m^3/d,平均日产气4.8×10~4 m^3,为东胜气田致密气藏的有效开发提供了技术支持。

长庆神木区块天然气井一次上返固井技术

长庆油田神木区块天然气井固井难度大,上部刘家沟组承压能力低,下部含气层跨度大,气层活跃,完井改造过程中井筒内压力高。为提高套管串承压能力及密封性,该区块改分级固井为一次上返固井工艺。为解决该区块一次上返固井难题,研发了以GGQ复合减轻材料为主的低密度水泥浆体系封固上部低压易漏层,泡沫防窜水泥浆体系封固下部气层活跃地层。实验表明低密度水泥浆体系受压后密度变化值小,且具有一定的防漏堵漏功能;泡沫防窜水泥浆体系能够有效防止气窜产生。现场应用结果表明,该套体系能够解决神木区块一次上返固井难题,提高该区块固井质量。

高含凝析油集气站分离器运行参数数值分析

针对中原油田濮76断块沙三中气层现场凝析油产量异常偏低的现象,设计并开展了凝析气藏高压物性分析与分离器数值模拟实验,优化了濮76断块高含凝析油气藏的地面分离条件。高压物性分析表明,该区块凝析油质量浓度为523 g/m^3,属于高含凝析油气藏。应用PVT专业软件,拟合该区块流体的高压物性参数,并利用该软件的分离器模拟功能模拟了集气站分离器运行时的温度、压力和分离级数等参数,进行了相关参数的优化实验研究。研究结果表明:二级分离模式下,通过提高一级分离器压力,凝析油产量最高可以由目前的15.0 t/d达到25.1 t/d左右;三级分离模式下最高可以提高产量到26.1 t/d,相对于二级模式提高4%,结合集气站设备固化和区块控制储量较小的情况,二级分离模式更适合濮76断块集气站。

红河油田水平井固井工艺技术研究

红河油田主力开发层位属于典型的"三低"储层,为降低油田开发成本,实现分段评价开采,完井方式改用二开井身结构套管射孔完井。通过加强井筒准备、认真落实下套管技术措施,确保油层套管顺利下放到位;先后通过附件优选、前置液设计、水泥浆体系优化和固井工艺流程优化,形成了一套适于红河油田水平井固井工艺技术措施,实现水平井一次全返的封固目的,为油井后期作业提供合格井眼。

大牛地气田水平井尾管固井技术

大牛地气田是典型的"三低"气藏,水平井尾管固井完井频次增加。为提高大牛地气田尾管固井质量,实现气井长效密封开发,针对大牛地气田尾管固井顶替效率低、易气窜、水泥环密封完整性要求高等难点,通过优选耐压70 MPa的尾管悬挂器及配套回接装置,优选微膨胀弹韧性防气窜水泥浆体系,优化前置液段长和性能,配套井筒准备措施、不留上塞技术和辅助加压等技术措施,提高固井质量和水泥环密封完整性。本项固井技术在大牛地气田现场应用14口井,其中优质13口,合格1口,固井质量良好,为后续施工提供了有利的保障。

基于分形级配理论的低密度水泥浆体系设计方法

现场对漂珠、微硅和水泥的三元复配低密度水泥浆各组分优化配比缺乏定量的计算方法,难以满足紧密堆积的技术要求。借助分形级配模型,结合漂珠、水泥和微硅粒径分布情况,通过筛选合理的分形维数,确定了实现三者紧密堆积的最佳质量配比,有效提高了水泥石的强度特征。在基本配方的基础上,开发出密度为1.33g/cm^3的低密度水泥浆体系,其综合性能满足鄂尔多斯地区固井作业需要。

带隔板底水油藏水平井临界产量计算方法研究

为了更加准确地对带隔板底水油藏水平井临界产量进行评价,依据平面径向流原理、等值渗流阻力和镜像反应方法导出了考虑隔板时的临界产量模型。再以TH底水油藏为实例,对推导的模型进行验证,并分析了隔板高度和隔板半径对临界产量的影响。研究结果表明,地层中的隔板会延缓水平井的见水时间,增大油井的临界产量。而通过与实际生产数据进行对比,对模型的可靠性进行了验证。该模型对带隔板底水油藏水平井开发具有重要的指导意义。