膨胀悬挂器在永3-侧87井的现场应用

可膨胀管悬挂器(ELH)为尾管固井、完井工艺中一项革新型工具，可以成功地解决常规悬挂器因其原理和结构特点带来的固井施工难题及重叠段固井质量差等问题，成为下一代悬挂器研究的重点。文中以实体膨胀悬挂器系统为例，介绍了其结构原理及应用情况。     

“科技心脏”让“大陆架”焕发生机

作为目前国内最大的石油固井工具研发基地，中国石化石油工程技术研究院德州大陆架公司承担着石油工程固井工具的研制，30多年来开发出以尾管悬挂器为主打的多种规格产品.     

177.8mm尾管旋转下入技术在渤海深井的应用

旋转尾管技术常用于固井过程中,以提高顶替效率及固井质量。渤中A井设计井深5 300.0m,开发层位为太古界潜山。实际作业中在四开Φ215.9mm对应下入Φ177.8mm尾管。由于在东二下段钻遇极易坍塌层发生2次卡钻,第三次侧钻完后为保证Φ177.8mm尾管顺利下入,通过原钻具测试井内裸眼、套管内摩擦系数、反算尾管串组合旋转的扭矩分布,以此优选高性能尾管悬挂器、球座、可划眼浮鞋等配套工具;通过对管串实际组件物理抗扭、抗拉参数校核,得出可旋转下入尾管的方案。最终渤中A井在Φ177.8mm尾管下入过程中成功处理频繁遇阻、划眼过程憋压,顺利通过易坍塌层井段,完成封固任务。     

5″×7″膨胀式尾管挂在BZ25-1-A6/A10小井眼的应用

当前渤海小井眼钻井发展状况,深井比例增加,井深结构需要,小井眼是深井处理复杂的有效的后续手段,常规尾管悬挂器缺点多,外部结构复杂存在提前坐挂,脱手不易判断问题,BZ34-4P3S4井固井后发生了送入工具与尾管挂无法脱手问题,在试图将尾管串起出的过程中,尾管串及悬挂器与送入工具脱开,落入井内的事故。膨胀式尾管悬挂器在BZ25-1A6和A10井6"小井眼的试用。     

浅层开窗侧钻水平K2357C复合尾管固井技术

应用小井眼开窗侧钻技术是降低钻井综合成本、老井再度稳产增效的重要途径之一。本文针对哈国卡拉姆卡斯油田K2357C完井作业的主要难点,详细介绍了小井眼内开窗侧钻水平井实施复合尾管固井技术的研究与应用情况,包含浅井尾管下入技术、新型XG-F完井系统设计、小井眼窄间隙固井、水平井固井技术等。为今后同类型井,特别是浅层开窗侧钻水平井的固井施工提供参考。     

塔河油田膨胀悬挂器应用中存在问题的分析

塔河油田自2014年以来,开始在老井侧钻小井眼固井施工中引入膨胀悬挂器固井工艺,替代了原卡瓦式或直接座底倒扣丢手式悬挂器,大大加强了悬挂器与上层套管的密封性,解决了常规悬挂器重叠段固井质量差、密封不严易互窜的难题。可是在现场实际施工过程中,膨胀悬挂器也暴露出了其存在的问题,本文将针对存在的问题进行分析研究,并提出合理化的改进建议。     

川西水平井尾管下入技术难点及其对策

川西是我国西南天然气藏的主产区域,该区水平井产层一般位于蓬莱镇组与沙溪庙组,具有高压低渗的特点。由于受到井位条件限制,且地质情况复杂、井眼稳定性差、靶点窗口窄等因素影响,大多数水平井存在井眼轨迹差、拐点多、狗腿度大、裸眼段长等问题。造成砂泥岩井段尾管下入的风险极高,给后续作业带来不便甚至无法达到开发目的。通过对尾管下入技术难点进行分析,并根据现有工艺及实践经验提出应对措施,从井眼准备、钻井液性能调整、保证尾管居中度、施工工艺优化等方面降低尾管下入摩阻,并配合使用旋转尾管悬挂器、平衡液缸尾管悬挂器等新技术。统计5口井现场应用效果,成功降低了川西水平井尾管下入风险,达到了完井开发的目的,对该地区尾管下入施工具有重要的指导意义。     

塔河油田侧钻井小尾管固井技术

塔河油田由于地层复杂,勘探和开发难度大,存在大量的套损井、低产井。应用开窗侧钻技术进行老井重钻,使老井复活并增加产能。这类老井侧钻一般以?193.7mm套管开窗,悬挂?139.7mm直连套管;也有少部分?177.8mm套管开窗,下入?139.7mm直连套管进行丢手。这样造成环空间隙较小,增加了固井施工难度。优选小尾管固井技术措施,设计最佳的固井施工措施,保证小尾管固井施工质量达到最佳的效果。     

侧钻井固井射孔后管内防砂完井技术研究

目前,针对侧钻井完井有多种方案,其中在裸眼内悬挂筛管完井主要适用于致密砂岩油藏,对于油层岩石胶结疏松的砂岩油藏,该方法不是很理想。本文通过研究分析疏松砂岩油藏侧钻井存在的井壁稳定性差、油藏易出砂且对于完井工具要求较高等问题和难点,最终得到了侧钻井固井射孔后管内防砂完井技术方案。该技术综合了固井射孔技术、悬挂筛管防砂技术和砾石充填技术等多种技术,并且对完井管柱进行了优化设计,有效解决了侧钻井疏松砂岩的完井后井壁易坍塌的问题,实现了对老井油藏的有效开采和产能恢复。侧钻井固井射孔后管内防砂完井技术对于该行业内侧钻疏松砂岩油井的完井问题有十分重要的指导意义。     

从某固井事故分析现场监督职责

固井施工是一次性、隐蔽性、高成本工程,施工环节和参数对后续工程作业影响深远,因此需要进一步加强现场工程监督管理,通过分析尾管固井"插旗杆"实例,探讨了工程监督的职责和定位,同时提出了固井施工监督要点,以便为加强固井施工监督管理提供借鉴。     

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。     

提高尾管声波成功率技术研究

技术套管挂尾管井固井声波容易在尾管口遇阻,常规做法小钻杆通井影响固井质量,增加建井周期,而如何解决尾管声波遇阻的问题鲜有论述。本文从现场施工角度分析遇阻的原因,进而提出有针对性的施工措施,通过现场应用取得了较好的效果。     

渤海老油田钻完井高效高产配套技术及其应用

在渤海地区,老油田设备能力差、场地小、隐患风险高等因素一直是制约平台发展的瓶颈,也是钻完井作业提质提效的最大障碍。针对上述难点,通过现场摸索实践,建立了一套适合老油田开发作业的钻完井高效高产配套技术:使用改进型领眼磨鞋进行弃井作业;旋转下尾管、无源测井、无固相钻井液等钻井新技术成熟应用;多功能过滤器、生产水作为完井液等技术保证井筒清洁。通过10余口井作业,效果明显,不仅大幅提高了作业效率,而且实现了整体产量的大飞跃。     

渤海油田侧钻水平套管井钻完井关键技术

为了有效治理高含水低效井,进一步挖掘油田潜力,对渤海油田C区块因高含水关停的C1H井部署采用侧钻水平套管井进行治理。结合该井油藏地质特征,深入分析了该井实施钻完井技术存在的难点,包括着陆段与水平段一趟完钻技术对钻井液性能要求高、井眼清洁困难、套管下入难度大、水平段固井质量难以保障、完井洗井、射孔和充填防砂难度大等。针对存在的问题,研究形成了包括215.9 mm(8.5″)井眼着陆段与水平段一趟完钻技术、钻井液技术、下尾管技术、水平段固井技术、水平套管井完井技术等系列关键技术,有效保障了该井的顺利实施。实践表明,水平套管井技术控水效果显著,为高含水低效井的有效治理提供了新的技术途径,推广应用前景广阔。     

新型扩眼器在海上油田的实际应用

渤海蓬莱19-3油田在开发过程中出现了地层出砂和产量下降的问题。目前普遍采用的恢复生产的方法是通过封堵原有产层、开窗侧钻出新井眼并重新完井。A06ST 04井计划在178mm（7in）套管开窗,侧钻152mm（6in）裸眼并下入127 mm（5 i n）尾管完井。但面临的问题是环空间隙小和井壁不稳定,导致下尾管不顺畅、固井质量难以达到生产要求。扩眼作业成为解决上述问题的最简便最有效的方法。该作业只用一趟钻就成功地将906米的152 mm（6 i n）井眼扩大为178 mm（7 i n）。此后,127 mm（5 i n）尾管顺利下到位,并获得较好的固井质量。作者将在本文介绍新型扩眼器并回顾此次作业的具体过程和面临的挑战。     

顺南6井精细动态控压固井技术现场实践

本文针对塔中顺南6井177.8mm尾管固井井深、温度高、气层异常活跃且分布广,压力安全"窗口"窄,地质构造复杂等难点,利用精细动态控压固井技术进行固井施工,固井质量较好,取得了较好的效果。     

技术创新解密稠油开发

针对稀油紧缺、稠油举升与深抽工艺适应性差、稠油井作业难度大、机采井数不断增加等难题,西北油田塔河采油二厂相继实现4项成果转化、2项技术引进、4项自主创新。其中稠油井掺稀接力举升装置、尾管悬挂装置、机抽井口高压变换器等3项工艺在2010年获得国家实用新型专利。2010年在现场推广应用以来,解决了稠油开采技术难题,极大地提高了稠油、特稠油的开采效率,原油日产量稳中有升。     

塔河油田碳酸盐岩油藏超深水平井分段完井优化技术

针对塔河油田碳酸盐岩油藏埋藏深、储层发育情况复杂等特点,通过分析归类,在总结前期水平井完井工艺的基础上,提出了水平井分段完井工艺,剖析了其难点,从悬挂封隔器位置选择及受力分析、裸眼封隔器位置选择及性能要求、滑套位置选择、通径及压裂球尺寸等方面开展了水平井分段完井优化,形成了适合塔河油田的的完井优化方案。通过现场实施,得到了较好的应用效果。     

深井固井工具附件质量检测探讨

把好固井工具附件质量关是固井作业取得成功的重要一环。目前国内油田单位极少对入井使用的固井工具附件进行检测,相关文献对此也鲜有探讨。以塔河油田为例,对深井固井工具附件入井前的检测内容、检测标准及检测结果的评定方式进行了探讨,总结了近5年在塔河油田现场的应用效果。结果表明,固井工具附件在油田入井前检测能有效地降低工具、附件异常情况的发生;通过分析入井前后存在的差异,根据现场情况不断地修正检测方法,加强专项控制措施,可使检测标准更接近于实际施工,促进产品的技术改造和质量提高,可以从根本上提高产品的品质。     

免钻分级固井技术在大港油田西8-8-6井的应用

固井是钻完井过程中的重要作业，随着油田的逐步开发，地下地层情况越来越复杂，在高压下地层变得非常容易漏失，给固井作业带来了极大的困难和挑战。目前的常规分级固井工艺还存在很多不足，免钻分级固井是能解决该困难的比较前沿的一项固井工艺技术，该工艺免去了注水泥后的钻塞流程，缩短了工程周期，降低了施工成本。在固井质量方面，一级注水泥后涨封隔器，保证二级注水泥的封固质量。同时该技术延长了油井的开采寿命，对提高其综合开采价值效果显著。免钻分级固井技术首次在大港油田现场应用情况良好，为以后的现场应用提供参考，前景广阔。