气井压裂、排液、生产一体化管柱优化探析

目前中原油田低渗气藏地层压力低,平均压力系数0.3以下,需要通过压裂措施来改善储层,提高产量。随着油田开发进入中后期,气井生产井井况越来越复杂,开窗侧钻井井数日趋增加,重复压裂改造的措施较多。由于常规针对气井压裂的卡封压裂方式常采用Φ89mm油管压裂管柱,需要多次起下管柱作业会增加措施成本。文章针对通过优选气井压裂方式为环空注入、合层压裂,优化配套管柱为N80管材的Φ60.3mm光油管压裂管柱,形成适应于气井压裂措施的优化压裂、排液、生产一体化管柱。该技术可大大减少工作液对储层的污染,提高压裂效果;同时降低措施成本及施工风险,保障气井的正常作业生产。     

水平井分段压裂管柱受力分析研究及应用

本文针对水平井分段压裂工艺的技术特点,在常规压裂管柱力学分析模型的基础上,考虑了水平井分段压裂时各种工况下跨封段管柱的受力,完善了相关方法与模型,开发了水平井分段压裂管柱受力分析设计软件,解决了水平井分段压裂工艺施工中的管柱及工具的受力、变形、强度校核及安全评估等。     

Y241连续油管用压裂封隔器的研制与应用

为实现连续油管水力喷射射孔环空加砂压裂一趟管柱分压多层的工艺,解决封隔器承高压(50MPa以上)、可多次坐封、解封的问题,我和辽河油田分公司钻采工艺研究院的科研人员研制了Y241/CT-115-150/70-LHZC型压裂封隔器。这种封隔器由循环部分、封隔部分、锚定、深度定位等四大部分组成。实践表明,这种封隔器在连续油管水力喷射射孔环空加砂压裂作业中,可实现多次坐封解封,性能可靠,应用效果非常明显,并达到各项设计要求。     

W油田套损井组精控压裂治理技术研究与实践

针对W油田套损井组压裂工艺不成熟,受非均质性强和注采关系不完善等因素影响导致井组难以有效动用的问题,建立了套损井组精细控制压裂治理技术。在层位优选卡段优化、裂缝参数优化、加大加砂规模基础上,完善形成了套损井双封单卡精控压裂工艺,单趟管柱压裂段数由4段升至9段,单层加砂量由80 m³升至200 m³,满足了修复后井径100 mm以上低产油井的压裂需求。在Y开发区A井组开展试验评价,水井压裂后吸水量增加了56 m³/d,动用比例增加42.9%,砂岩厚度动用比例增加45%。A井组周围3口油井压裂后,平均日产液量增加了32.5 t,日产油量增加了8.2 t,增液强度为8.1 t/(d·m)。该井组投入产出比为1∶3.4,累计产生经济效益1 362.2万元。该技术实现了从套损井组工艺管柱、压裂方案优化和油水井配套调整等方面地质工程一体化设计,取得了较好的试验效果,为油田套损井组高效开发提供了重要借鉴。     

水平井分段压裂封隔器失效原因及解决措施

封隔器的性能直接影响水平井分段压裂的施工效果。分析封隔器失效的原因,包括工作环境恶劣、井筒套变、管柱蠕动、液击效应等;根据压裂实践,实施改进封隔器胶筒材料、数量,增加封隔器保护装置,创造良好的井况和井筒条件,改变坐封方式减少管柱蠕动,使用单流凡尔减小液击效应等解决措施。     

新型K344封隔器在新中3-1井分层压裂中的应用

常规K344封隔器管柱相比机械式封隔器具有管柱构成简单,坐、解封方式简单,成本低等优势,但是在工艺适用性与施工安全性等方面仍具有较大的局限性,通过对常规K344封隔器工具组合、水力锚等结构改进,优化设计出新型K344封隔器,并在新中3-1中成功应用,坐解封成功率达到100%,取得较好压裂效果。     

无干预无限级压裂完井技术在大港页岩油的应用

水平井钻井技术、大型体积压裂技术促使页岩油气得到快速高效开发。大港油田沧东凹陷官东、官西孔二段是页岩油形成的有利地区，为提高该地区页岩油开发效果，探索应用了无干预无限级压裂完井技术。无干预无限级压裂完井系统中的压裂滑套需与完井管柱连接下入井内，压裂滑套尺寸大、下入数量多，增加了完井管柱刚性，套管安全下入难度大；压裂滑套与套管一同完成固井作业，无可借鉴的固井施工经验，固井作业风险高。通过细化下套管前井眼准备，优化完井管柱结构，开展下套管摩阻扭矩分析，应用旋转下套管技术，完成了无干预无限级压裂完井技术在大港页岩油长水平段水平井的先导试验，并创国内无限级压裂滑套管串下深最深、水平段最长、井斜最大、下入数量最多四项指标。     

小直径大砂量多层压裂技术在低渗透油田的应用

针对低渗透油田压裂选井、选层困难，压裂效果变差的问题，以提高剩余油措施挖潜为目标，对套损修复井、小井眼井等小直径井压裂技术进行了研究。研究得出：小直径封隔器、喷砂器与压裂管柱的配置适用套管内径大于Φ102 mm、井温小于120℃的套管修复井及小井眼井的压裂，可一趟管柱坐压4层，并根据套损点位置限制设计了4种管柱结构，实现小直径大砂量多层压裂；套损修复井压裂后，初期平均单井日增液2.6 t，日增油2.2 t，增油强度1.3 t/（d·m），含水下降26.0%；小井眼井压裂后，初期平均单井日增液1.8 t，日增油1.6 t，增油强度1.1 t/（d·m），含水下降29.9%；套损修复井与小井眼井所在区域的剩余油分布较重复压裂、转向压裂井所在区域的剩余油更加丰富，措施潜力更为突出。小直径大砂量多层压裂工艺技术拓宽了压裂选井、选层的空间，为大庆长垣外围油田剩余油挖潜提供了有效的技术支撑。     

青西深井封隔器坐封工艺技术分析

在油水井生产、解堵、酸化与压裂施工中,封隔器的坐封成功、密封紧密等,成为作业成功的关键保证。但有时候个别井次会出现坐封失败、提前失效以及后续解封困难等,分析与总结这些情形,提出改善封隔器坐封成功率的有效方法和使用注意事项:在下封隔器前,必须有通井工序;入井后限速平稳下钻,不得顿钻、卡钻;预先配好坐封深度;与伸缩管配合使用,做好入井前检查;根据封隔器特点及油水井状况进行解封。结果表明,其提高了坐封成功率,顺利解封封隔器。     

基于两堵两注瓦斯抽采钻孔封孔参数选取方法研究与应用

针对瓦斯抽采钻孔抽采浓度低、衰减速度快、串孔漏气等问题,以巷道预排瓦斯等值宽度、采空区卸压带宽度等基础数据,结合巷道支护范围,确定了钻孔封孔两段封堵段位置、筛管位置以及中间注浆段长度等参数,经过地面模拟钻孔封孔试验,合理选择了注浆压力不小于1.5MPa、稳压时间不小于1min,形成封孔技术标准,有效指导矿井封孔技术参数选取和过程管理。     

压裂施工后卡管柱的原因分析及处理

在压裂施工过程中,地层及套管受多种因素的影响,导致压裂施工后井下作业管柱被卡的事故经常发生。作业管柱被卡后,有时处理不当,易造成事故井复杂化,不仅延长作业时间,而且增加施工成本,直接影响油水井生产。分析了压裂施工后卡管柱事故的类型及原因,总结归纳了事故的常规处理方法;并通过处理压裂后卡管柱事故的事例,分析了卡管柱原因,提出完善施工工艺,从源头上控制、减少压裂后卡管柱事故的发生。     

多层段压裂技术在长井段致密凝析气藏的应用

东濮凹陷深层致密凝析气藏分布广,应用常规压裂技术动用难度大、开发效果差,多层段压裂是动用该类储层的核心技术。为推动致密油凝析气藏开发,研究优化设计、储层保护技术,引进多段压裂完井体系。应用该体系在长井段水平井分段压裂获得成功,并拓展应用于直井,改变了逐层压裂的开发模式,实现了深层致密凝析气藏的有效动用。     

南A井一级井控风险治理的实践与认识

南A井是中国石油大庆油田长垣南部2011年完钻的一口生产井,2012年4月压裂过程中发生井喷,部分压裂管柱未起出井,用吊卡和钢丝绳倒勒固定管柱,松开钢丝绳时油管上窜,无法拆除井口及防喷器,且钢丝绳已出现断股,存在较大的安全及环保隐患,急需治理。针对上述复杂情况,通过充分论证,全面识别风险因素,明确处理关键点,采取带压作业设备与防上顶卡瓦相互配合,成功拆除吊卡及钢丝绳,并起出井内全部管柱。截至2020年3月,该井已累积产油2876t,处理措施取得了较好的效果,为同类井况治理提供借鉴。     

大庆油田加密调整井压裂改造配套技术

主要介绍了针对大庆油田加密调整井压裂改造难点,研究裂缝参数优化、水平缝脱砂压裂、限流法优化布孔细分压裂改造、保护薄隔层压裂和适合高破裂压力储层改造的55MPa多层压裂管柱等压裂改造配套技术。现场应用证明:该配套技术为提高加密调整井薄差层的储量动用程度及改善压裂效果,提供了有力的技术支持,对大庆油田高水平、高效益开发具有十分重要的意义。     

油管螺纹粘扣的质量分析与管理

“质量是企业的生命”，近年来油水井在生产过程中，经常出现水井分注管柱失效、采油井检泵周期缩短，卡封压裂管柱窜现象，通过对100多口井的示功图分析和现场跟踪资料对比，发现一个共性的问题就是油管丝扣磁化和粘扣，粘扣率达9.4%，有些油管螺纹全部粘坏、有些油管螺纹剩余末端3扣、有些油管螺纹剩余6扣（见图1）。由于出现螺纹粘扣的问题造成管柱漏失，导致了油水井频繁作用，既增加了作业成本，又影响了油水井的生产，还加重了作业工作的劳动强度，严重地制约了油田的开发，为此，很有必要对油管螺纹粘扣问题进行质量分析。     

非常规油气藏水平井多段压裂技术

非常规油气藏资源丰度低、低孔、低渗、产量低,勘探开发的难度较大,需要特殊的工程技术。长井段水平井和分段压裂技术是非常规储层核心开发技术。为加快推进非常规油藏的勘探开发,中原油田开发高温低伤害水平井压裂液,研究优化设计技术,引进多层压裂完井体系。自主设计、自主施工、自行提供压裂材料的致密油藏水平井,在1 300m水平段、压裂11段,非常规油气藏勘探开发技术取得突破。     

基于注蒸汽密封器的原理及其应用分析

注蒸汽密封器主要用于稠油井注蒸汽采油,在实际的采油过程中,在蒸汽吞吐或者蒸汽驱井中放入隔热管,再在油层的射孔井段上方将封隔器进行坐封操作,目的是防止高温高压的环境会造成高压蒸汽,侵入套管,对套管造成热损失。而当前采油设施中使用的封隔器,很可能因为与管柱做伸缩操作而造成摩擦损坏,本文就原K361封隔器的特点与结构进行改善,提出带伸缩功能的注蒸汽密封器。     

分注井直读验封技术在港西油田的应用及推广

分层注水中封隔器的密封情况,对分层注水质量具有十分重要的意义,在分层测试过程中,经常需要验证各级封隔器的密封性能.传统的验封技术验封效率低,测试工劳动强度大.分注井直读验封技术,是随着计算机、通信等技术的发展而设计实现的新一代验封技术,实现了验封仪座封、测压、解封的自动完成,不但提高了验封效率,而且实现了验封数据的实时读取,验封数据准确.     

七里村油田水平缝压裂工艺技术探索

七里村油田为超低渗油气藏,不进行压裂无自然产量,由于油气藏"三低"及裂缝形态条件影响,在压裂施工中研究、开发了适应各种储层及井况条件的增产技术措施,为超低渗油气藏实现高效勘探开发给予较高的技术保障。本文就七里村油田常用的裸眼井小承压段压裂技术、全套管井常规卡封压裂技术、蜡球暂堵压裂技术、水力喷砂射孔压裂技术作了详细的介绍。     

高含水气井K341型封隔器设计

随着气田开采的深入，我国部分气田已进入中、高含水期开采阶段，气井采出液中含水量上升，传统的封隔器已不能满足井下气液分离系统的需要。为此，设计K341-114型封隔器。该封隔器是液压坐封，上提管柱解封，利用液压使胶筒扩张达到密封的目的，并带有返气结构。与其它封隔器相比，该封隔器具有坐封简单、解封方便、密封可靠、返气灵敏等优点，更适合应用于高含水气井的气液分离系统。