完井工艺

完井工艺（精选八篇）

完井工艺 篇1

ABJF-41井是位于沙特中南部ABJF构造上的一口详探井, 主要钻探目的是探明在UNAYZAH和SARAH层位的三向构造和断层遮挡的圈闭走向。以及对SARAH和UN-AYAZH-A油层进行测试和评价。设计井深4937米, 设计钻井周期125天, 计划在UN-AYAZH-A和SARAH目的层分别取芯36米, 并分别进行裸眼中途测试, 在上部KHUFF及ARAB-D进行套管内中途测试。该构造属于海相沉积, 地层从新生代、中生代到古生代, 从岩性特征上看, 上部地层多为流沙和松软的白云岩、少量页岩及石灰岩, 下部地层多为石灰岩、硬石膏和砂岩。最下部目的层SARAH组埋藏深, 位于古生界上奥陶统。岩性为白云质石灰岩、石英质砂岩和泥页岩互层, 可钻性较差。

二、探井取芯及完井测试前的井眼准备

在钻井过程中, 使用气测录井对所钻地层进行实时监控, 根据录井显示及设计要求卡准取芯位置。取芯作业3次。

取芯使用的是贝克休斯公司的长筒密闭取芯工具, 内筒为铝合金制造, 出芯时将内筒分段直接切为5英尺长, 两端装上密封帽, 有效防止了地层流体在出芯及转运时流失, 造成地质资料损失。

ABJF-41井在UNAYAZH地层取芯作业后, 对岩心进行了现场分析, 发现所取岩心大部分为泥页岩, 砂岩较少而且薄。

取消了原计划的裸眼中途测试。钻至设计井深4937米后, 下入4.5”13.5#VM-95HCS尾管固井。扫水泥面至4.5”尾管口, 下入7”试压封隔器RTTS对尾管口试压28Mpa, 将测试钻柱内全部替为清水在RTTS上下形成21Mpa负压, 验证尾管口密封良好。下入3-3/4”磨鞋钻尾管内水泥塞和附件至4904米处, 尾管试压28 Mpa。当量泥浆密度2.25 g/cm3。循环全井替为1.70 g/cm3盐水, 起钻将多余钻具全部甩掉, 为下步中途测试做好井筒和地面准备。

三、完井测试工艺

该井共对下SARAH组、上SARAH组、UNAYZAH三个层位进行了测试, 测试工艺完全相同, 下面选取SARAH组地层测试进行介绍, 井下测试管串结构见图1。需要以下地面设备:数据采集分析装置一套、高压固井泵车一组、连续油管装置一套、氮气储存罐及泵组一套、地面测试装置一套。

测试过程:

A、下测试管柱。在下完油管输送射孔枪 (TCP) 及2-3/8“油管后, 接中途测试工具。在下入一根3-1/2”PH6油管后以及在下至一半时和下完油管串后, 分别进行一次钢丝作业通径和试压, 试压压力62.1Mpa。在下钻的同时对地面高压测试设备进行试压, 分别用水试压至62.1Mpa, 用氮气试压至50.2 Mpa。对放喷管线用水试压至8.4 Mpa, 用氮气试压至6.7 Mpa。

B、封隔器坐封及射孔。对比电测完后, 根据电测资料最终确定射孔枪位置和射孔位置相对关系, 然后使用短油管调节位置。连接地面超级安全阀和地面测试树。钢丝作业再次对刚安装的工具进行通径, 对测试树和安全阀试压62.1Mpa。安装测试专用节流管线, 对其和测试树用水试压至62.1Mpa,

用氮气试压至50.2 Mpa。反循环1.5倍油管容积, 坐封封隔器于4232米处。关井从环空憋压至9.7 Mpa从而使单向测试阀失效。开井正循环确认单向阀已失效。最后一次对比电测确认射孔枪位置。油管内替入97桶清水以建立26.5 Mpa的内外压差在射孔后诱喷。关井油管内打压60 Mpa激发射孔枪。然后将压力泄至26.5Mpa。等待10分钟, 射孔枪激发

射孔井段:4797m-4831m (34m) , 4861m-4882m (21m) 每米20发。但是射孔后油管内压力无任何变化。开井压力很快降为0, 显示地层压力不足以自喷。

C、对上SARAH段进行射孔。起钻下射孔枪对上SARAH地层射孔。在射孔前首先对已射开的下SARAH地层再次进行测试。测试结果不太理想。遂对上SARAH地层进行射孔, 放喷时, 压力下降很快, 在将压差释放完后就没有压力了。显示地层压力也不高, 下连续油管替氮气诱喷, 也没有成功。随后决定随后边起连续油管便将油管内替为清水, 后反循环全井替为1.70 g/cm3的盐水。溢流检查, 证实井已压稳, 起钻下入两只套管封隔器将射孔段隔离开。SARAH组地层测试结束。

四、工艺特点及特殊工具:

1、根据预测地层压力配制无固相完井液, 由于要求盐水比重达到1.70 g/cm3, 只能使用溴化钙和氯化钙混合配置。同时还要保证混合比例, 达到欠饱和, 防止盐结晶。

2、射孔枪第一激发方式为压力激发, 还装有机械式激发装置, 但在本井使用不是很可靠。在对油管及环空进行试压等操作时, 必须时刻保证环空或油管有一端敞开防止压力泄露至射孔枪, 造成提前激发。另外射孔必须在欠平衡状况下实施, 在油管内替入缓冲液 (ABJF-41井使用清水, KHRS-88井使用柴油) 时, 必须准确计量防止压差过大, 对下部工具仪器造成破坏。

3、此次测试哈里伯顿公司使用了一只最新研制的完井测试井底阀, 该阀连接在测试管柱下端封隔器上部。通过关井在环空打压、稳压、泄压等操作来形成一段特殊的压力波形编码, 测试阀的指令接收装置接收到编码指令后进行阀的开启和关闭。与传统井底阀需要开井上提下放测试管柱来实现开关相比, 既简化了操作程序, 又降低了作业风险。

摘要：本文概要地介绍了沙特探井完井测试的工具管串、施工工艺及技术特点, 简单介绍了国际上一些知名公司先进的测试工具。

关键词：沙特,探井,TCP射孔,完井测试

参考文献

[1]于继彬.钻井技术现状及发展趋势[J].工程科技, 2009 (11) .

[2]汪清林.《油气田开发地震技术.石油工业出版社.1996年.

完井工艺 篇2

【关键词】地热井；下套管；完井；固井

引言

地热是来自地球内部的一种能量资源。地球上火山喷出的熔岩温度高达1200℃～1300℃，天然温泉的温度大多在60℃以上，有的甚至高达100℃～140℃。这说明地球是一个庞大的热库，蕴藏着巨大的热能。地热能是一种清洁能源，是可再生能源，其开发前景十分广阔。

通过对辽北地区地层条件、构造条件、地热资源生成条件、地温场特征的综合分析，在有利区的断层附近，具有生热和热储层的有利条件，是本区地热资源赋存的有利地区，结合以往生产资料，认为本区地热资源具有良好的开发前景。

由于常规地热井完井工艺一般采用三开钻井方式，每层套管都需要进行固井，候凝，钻塞，因此造成钻井施工周期较长。另外每层套管之间需要专用的套管悬挂器悬挂套管。增加施工难度和施工成本。为此，在研究本区地层岩性的基础上，试验摸索了一次下套管完井固井完井工艺，通过4口井的试验，证明该工艺完全适用于本区地热井的完井。为地热井完井提供了一套新的完井工艺技术。

1.辽北地区地质特征

1.1地层

内自下而上出露的地层有：前震旦系（АnZ）；中生界白垩系阜新组、孙家湾组；新生界第四系地层组成。

1.2地质构造

本区位于阴山纬向构造带与新华夏系第二沉降带交接复合部位，含煤盆地为断陷构造盆地，总体呈北北东向展布，為一东缓西陡的不对称向斜构造。盆地西缘主干断裂矼屯断裂控制着煤田的生成和展布。断裂构造经历了两次较显著的构造运动，一是燕山期新华夏构造成为控制铁法煤田主导构造体系；二是喜山期，使燕山期新华夏构造运动在本区的活化。既而产生了一系列断裂、褶皱等构造，断层皆为高角度正断层，沿裂隙多有火成岩侵入为第三系辉绿岩，产状为岩床。据矿井观测资料，煤炭采掘一旦遇到这期火山岩，矿井涌水量会突然增大。

1.3地温场特征

根据1985年大兴井田地质勘探7个钻孔地温梯度测试成果，恒温带平均深度29.17m，温度11.2℃，地层地温梯度变化在3.3～4.04°C/100m。属地温异常，说明区内具有地热资源生成的地质背景。

1.4热储及盖层

据本区地层岩性及其组合关系，应用地热地质理论分析得知，构成工作区热储及盖层的地层有：（盖层为白垩系孙家湾组、阜新组中上部地层及第四系地层，热储为白垩系阜新组底部砂砾岩及前震旦系古风化壳。

（1）盖层。白垩系孙家湾组、阜新组中上部地层及第四系地层，在阜新组中下部发育一层稳定且较厚的砂泥岩层，岩性为粉砂岩、泥岩，导热性差，是良好的盖层，总厚度在800～1500m。

（2）热储层。由中生界白垩系下统阜新组底部砾岩及前震旦系古风化壳组成。具有地热热水富集储存的空间，其热储的埋藏分布均受岩性及地质构造控制。

2.地热井完井工艺

2.1常规地热井完井工艺

一般情况下，常规地热井的完井工艺主要是：

一开：表层套管，下入339.7mm套管，钻深50-100m，固井水泥返高到地面。

二开：下泵室套管，下入273.9mm或244.5mm套管，钻深400-800米，固井水泥返高的地面。

三开：下生产技术套管，下入177.8mm或139.7mm套管（含筛管等），钻深400-800-完钻井深。固井水泥返高到设计的位置。

由于每层套管都需要进行固井，候凝，钻塞，因此钻井施工周期较长。另外每层套管之间需要专用的套管悬挂器悬挂套管。增加施工难度和施工成本。为此，在研究本区地层岩性的基础上，试验摸索了一次下套管完井固井完井工艺，通过4口井的试验，证明该工艺完全适用于本区地热井的完井。为地热井完井提供了一套新的完井工艺技术。

2.2地热井一次下套管完井固井工艺

该工艺主要是在二开和三开后，将生产技术套管和泵室套管通过变径套管短节连接在一起，一次下入井内，通过分流固井套管浮箍装置，配合水泥伞，采用“上固下不固”的工艺进行固井，从而达到一次下套管完井固井的目的。具体完井工艺示意图见图1所示。

钻至设计深度后，通井循环泥浆正常后，按如下程序下入套管：

引鞋+筛管+套管（水泥伞）+分流套管浮箍+套管+变径套管短节+泵室套管+水泥头。

3.现场应用情况

表1给出了4口的应用情况。

该工艺在本区使用4口井，施工成功率100%，通过运用该工艺提高了钻井队的工作时效，缩短钻井工期10-15天以上，节约了钻井成本，经济效益明显。

4.小结

4.1在研究本区地层岩性的基础上，试验摸索了一次下套管完井固井完井工艺，通过4口井的试验，证明该工艺完全适用于本区地热井的完井。为地热井完井提供了一套新的完井工艺技术。

4.2该工艺主要是在二开和三开后，将生产技术套管和泵室套管通过变径套管短节连接在一起，一次下入井内，通过分流固井套管浮箍装置，配合水泥伞，采用“上固下不固”的工艺进行固井，从而达到一次下套管完井固井的目的。

4.3该工艺在本区使用4口井，施工成功率100%，通过运用该工艺提高了钻井队的工作时效，缩短钻井工期10-15天以上，节约了钻井成本，经济效益明显.

参考文献

[1]安永海，孙瑞峰，辽宁省调兵山大兴项目区地热资源前景分析.《科技与企业》，2012年10期

[2]张文德，韩玉杰，白晓亮，辽宁省调兵山四家子村DR1地热井位置的确定.《科技创新与应用》，2014年20期

[3]关荣亮，孟凡彬，司长友，筛管顶部注水泥完井方法在地热井应用.《中国石油石油化工标准与质量》，2013年1期

沙特探井完井酸压工艺 篇3

KHRS-88井是位于沙特中部KHRS区块的一口地质详探井, 设计井深3734m, 设计钻井周期100 d, 计划在JILH组白云岩地层和KHUFF目的层分别取芯120ft, 在KHUFF B及KHUFF C油层进行套管内中途测试。钻探目的为测试KHUFF B/C油层, 及评价JILH地层白云岩的储油物性。井身结构及目的层见表1:

2 酸洗压裂工艺

2.1 地面设备

除常规测试装备如数据采集分析装置一套、高压固井泵车一组、连续油管装置一套、氮气储存罐及泵组一套、地面测试装置一套外, 酸化压裂需要以下设备:酸液混合配置罐一套、专用纤维粉碎配置装置、数据采集及现场化验室一套。

2.2 油管酸洗

为防止酸化压裂时油管内铁锈、碎屑及残余丝扣油等杂物随酸液一起进入地层, 堵塞地层流体通道。在射孔前必须对油管内进行酸洗。施工步骤如下, 以5.3L/S (2.0BPM) 的泵速向油管内依次泵入:

3.97方 (25桶) 由高粘盐水和漂洗助剂 (Rinse-Aid) 配制的漂洗液。

3.97方 (25桶) WELL FLOW公司提供的专用酸洗液 (Super Pickle) 。

2.38方 (15桶) 高粘盐水。

再将上述酸洗液顶替至油管根部后, 改为反循环, 观察返出液并取样, 酸洗液全部返出后, 继续反循环一个油管容积以清洗油管内残余丝扣油。再次改为正循环, 依次泵入:

4.77方 (30桶) 高粘切盐水。

5.56方 (35桶) 15%盐酸 (内加表面活性剂和缓蚀剂) 。

用清水顶替至油管根部, 改反循环将盐酸全部替出油管, 再反循环三个油管容积, 确保油管内部清洁, 返出盐水清洁无杂物。

2.3 酸化压裂

酸洗后将油管内替为柴油作缓冲液, 实施射孔作业, 射孔后关井油管压力降为零。决定实施酸化压裂, 施工步骤如下:

2.3.1 初次注入试验

安装连接地面酸化压裂设备, 试压至70MPa, 然后使用改性柴油 (配方见表3) 进行地层注入能力试验, 在地面泵压达到41MPa时, 注入排量仅为3.17L/S, 达不到设计要求排量5.2L/S。

2.3.2 油层挤注酸洗提高注入能力

安装连续油管, 对其试压至52MPa。下连续油管至3-1/2“油管底部, 泵入13方20%的盐酸前置液 (Spear-head配方同压裂液, 见表2) , 使用改性柴油顶替对射孔段地层边清洗-边挤注, 直到酸液全部挤入地层, 起连续油管至地面。

2.3.3 再次进行注入试验

使用改性柴油进行地层注入能力试验, 逐步提高泵速, 总共注入改性柴油19.8方 (125桶) 。在地面泵压为40MPa时最高注入排量可达到21.20L/S (8BPM) 。可以满足下一步施工要求。

2.3.4 酸化压裂施工

首先在地面配制好所需的所有液体, 现场实验室逐一进行检查化验, 保证质量合格。然后按照下列顺序依次泵入油管内, 7.6方压裂液+7.6方乳化酸液+3.8方分流处理液+7.6方暂堵液+7.6方压裂液+7.6方乳化酸液+3.8方分流处理液+7.6方暂堵液+9.5方压裂液+9.5方乳化酸液+4.75方分流处理液+9.5方暂堵液+9.5方压裂液+9.5方乳化酸液+4.75方分流处理液+9.5方暂堵液+1 5方压裂液+1 5 (方乳化酸液, 以上液体注入泵速为26.5L/S (10BPM) 。注入过程中施工泵压不得超过55.8MPa (8 000psi) 。然后降低泵速至15.9L/S (6BPM) , 继续注入11方压裂液+19方改性柴油+13方纯柴油。后关井等待暂堵液中的纤维降解。12h后关井油管压力上升至24MPa, 显示酸化压裂措施达到了预期的效果。

3 结论

1) 探井完井测试是一项综合性的工程, 需要井队技术人员和第三方协作单位通力合作才能取得满意的结果。从完井下油管作业前就要为后期作业提供保证, 固井质量决定了后期测试时的最高施工压力。

2) 根据不同的储层岩性, 选择有针对性的技术方案来进行完井测试, 保证了测试资料的真实性和普遍的指导性。

侧钻水平井分段压裂完井工艺研究 篇4

1 关键工具设计思路

(1) 压差滑套压差滑套是套管固井分段压裂完井工艺中最为重要的完井工具之一, 在井筒有油层连通之前只能用打开压差滑套的方式进行连通, 该工具主要由外筒1、压裂通道2、剪钉3 和滑套4 构成, 如图1 所示。该设计主要是利用滑套4 上端面的环形面积大于滑套4 下端的环形面积, 这样当在压差滑套内部打入流体后憋压, 当压力达到一定值时, 滑套3 向下移动, 剪断剪钉3, 压裂通道2 开启, 即可进行压裂作业。当在压力P的作用下, 压差滑套受力计算公式为:

式中:F为滑套受外力总和;P为井筒内流体压力;A上为滑套上端面环形面积;A下为滑套下端面环形面积。

从公式中可以看出, 当井筒内压力值一定时, 滑套上下环形面积差越大, 滑套受力越大。当滑套上下环形面积差固定时, 井筒内流体压力越高, 滑套受力越大。

(2) 球座滑套当连接在压裂完井管柱串下端的压差滑套打开后, 油层与油层连通, 此时可以将压裂球投入井中, 坐在球座滑套的球座上, 利用球座上下的压差将滑套打开。该工具主要由外筒1、压裂通道2、剪钉3、滑套4、压裂球5 和球座6 组成。该工具在设计的时候将球座5 和滑套4 固定在一起, 二者的移动距离和相对位置是一致的, 且二者之间采用硫化O型密封圈的设计, 保证了结构的整体性和稳定性, 最大程度的确保密封效果。不同的压裂段对应的压裂球和球座的大小都不一样, 越往上压裂球和球座大小越大。这样可以实现对不同的井段进行分段压裂。

2 套管固井分段压裂完井工艺

(1) 套管固井分段压裂完井管柱结构套管固井分段压裂完井管柱从下到上为浮鞋+ 短套管+ 浮箍+ 短套管+ 压差滑套+ 套管+ 球座滑套 ( 据压裂段数设计) + 套管+ 悬挂器+ 钻杆至井口。

(2) 施工步骤和注意事项 ①施工步骤施工前做好准备工作, 侧钻井开窗前对原井筒进行通井处理, 开窗后要对窗口处进行修整, 避免对下入工具造成划伤或损害。a. 用钻杆下入分段压裂完井管柱串。b. 下到预定位置后, 开泵大排量循环泥浆至通畅, 注入缓凝水泥 ( 水泥量为环空容积+ 钻杆容积) 。c. 投球, 憋压坐封悬挂器, 丢手悬挂器。d. 用钻杆下入小直径冲管用泥浆替出井筒内水泥浆。e. 水泥凝固到要求硬度后进行分段压裂施工, 首先打开压差滑套, 进行一级压裂。f. 一级压裂结束后投球, 进行二级压裂。g. 再次投球, 进行三级压裂。h. 全部井段压裂结束后, 下入六棱钻头钻除压裂球及对应球座。i. 最后进行多层合采。②施工注意事项a. 下入压裂完井管柱串每三根灌一次泥浆。b. 压裂完井管柱到达侧钻开窗位置时, 要求限速下入。

3 结语

①该技术将侧钻井技术和套管固井分段压裂完井技术巧妙地结合在一起, 为老井恢复产能提供了较好的参考。②利用老井眼进行侧钻井大大降低了施工投资成本, 又能对相应的地表设施进行充分利用。③压差滑套的设计方便地解决了井筒与油层连通之前一级压裂滑套的开启问题。④侧钻井分段压裂完井技术能有效地对油层剩余油进行开发。

摘要：大部分陆地油田经过几十年的开发生产, 油层压力下降, 产能降低。对于地质岩石胶结致密的老井, 侧钻井水平井分段压裂完井工艺不失为一种很好的经济有效的恢复其产能的技术。本文介绍了侧钻水平井分段压裂完井的工艺方案、压裂完井管柱和相应的压裂配套工具等。该工艺能有效地对新开油层进行改造, 最大程度地对剩余油进行开采。同时侧钻井相对于直接打新井也大大节省了费用。本文的研究结果表明, 侧钻井分段压裂完井工艺适合在地质岩石胶结致密的油层中使用, 为其进一步现场应用提供了理论支撑。

关键词：侧钻,水平井,压裂,完井

参考文献

[1]高立军, 王广新, 等.大庆油田小井眼开窗侧钻水平井钻井技术[J].断块油气田, 2008, 15 (4) :94-96.

[2]刘言理、聂上振、杨延征.水平井完井方法研究和优选[J].价值工程, 2015, 10, 34 (378) , 94-95.

侧钻井完井采油配套工艺技术的研究 篇5

关键词：侧钻井,完井,采油配套工艺

1 国内外技术现状及存在问题

套管侧钻井技术最早出现在国外, 而且发展迅速, 到上世纪八十年代已经得到普遍应用, 随着侧钻井在石油开采中优势进一步发掘, 侧钻井技术也得到了进一步的发展, 并逐渐形成了成熟的技术和施工方案, 尤其是在钻井和完井两个方面都形成了先进而又成熟的技术。从现有的资料来看, 国外的侧钻井完井方式主要有三种, 即衬管完井、裸眼完井和管外封隔器加筛管完井, 这三种方式在不同的油田实施都取得了不错的效果。侧钻井技术对石油企业都是比较机密的技术, 国外报道的资料比较少, 很少能够查找到。

相比较国外技术, 国内的侧钻进技术起步就比较晚, 直到上世纪的九十年代才开始进入国内。在开始应用阶段由于技术程序复杂、施工工艺要求高、涉及专业面广, 国内的施工技术很难达到要求, 很多项目都不能顺利进行。目前侧钻井技术在国内也得到了大量应用, 但是侧钻井技术并不完善, 也没有形成成套的设备和工艺, 对油田造成的不良影响还是很大。国内侧钻井大部分在5 (1/2in) 套管内完成, 其完井方式大都采用层间注水泥方式, 由于井眼小、斜度大、固井质量难以控制, 特别是在尾管悬挂器处同井质量更难以保证。对此, 国内研究人员也加快从完井和钻井两个方面研究侧钻井技术, 以求实现国内比较成熟的技术和施工工艺。

2 侧钻井完井工艺技术

2.1 侧钻井完井方式的选择

完井方式对于以后的生产有重要影响, 因此必须选择合适的完井方式, 以满足生产要求。一般而言完井方式的选择需要考虑油藏条件和施工条件, 就国内的技术来说, 完井方式有三种:裸眼完井、固井射孔完井和带管外封隔器的衬管完井。通常在没有特殊要求的情况下会选择使用固井完井方式, 如果油藏条件比较复杂, 存在高压和漏失等情况, 那就可以考虑采用带管外封隔器的衬管完井的方式, 如果有以碳酸盐岩或灰岩为主的天然裂缝, 一般采用裸眼完井的方式, 三种方式适用于不同的油藏条件, 其成本也不同, 需要谨慎选择。

2.2 侧钻井投产原则

首先, 侧钻井在投产时应该遵循一般的射孔原则, 底部油层先被打开, 进而从底部开始逐步向上返补射孔。其次, 一般侧钻井的钻孔都比较小, 不仅容易出砂, 而且沉砂口袋有限, 还容易出现砂埋油层的情况。通常可以选用有杆泵机采方式开采, 而且要从下往上逐步返补, 这样更容易控制生产压差。最后, 出液的含沙量是一个关键指标, 生产过程中要采取动态监测, 及时检验分析。在一些情况确实需要电泵的时候, 一定要采取措施防止电泵卡子和护皮脱落, 这些小部件脱落后打捞非常复杂, 一定要谨慎施工, 可以在机组下边安装一个吊篮。

2.3 复杂油藏侧钻井完井管柱设计

现在国内很多油田的地质条件不太理想, 许多区块都是多层系油藏, 一些区块含水非常多, 甚至被完全水淹, 要想正常生产就必须把水层卡封住, 为了适应不同地质条件的要求, 有必要设计一套完整的侧钻井完井工艺管柱方案。

在管柱的组成方面, 主要由悬挂封隔器、单流阀、注入阀、套管外封隔器、丢手工具、皮碗封隔器、筛管、背压阀等配套的工具所组成。将这些工具按照一定的程序组合, 形成一套完整的管外封隔器筛管 (防砂管) 完井管柱和管外封隔器造斜段固井完井管柱, 这样的管柱设计满足复杂断块油藏侧钻井完井的要求。

这套管柱有以下的技术特点:首先可以整套管柱一次下入完成, 还能实现洗井、防砂、酸化和固井的功能, 能够有效的卡封水层。其次, 丢手工具利用液压和倒扣手, 能够提高丢手可靠性。然后, 采用管外封隔离器分段注水泥, 可以有效防止固井段太长造成的固井质量问题, 提高水泥环的质量。最后, 分段注水泥管柱采用先坐封悬挂器、丢手工具丢手后再注水泥的方法, 可避免因为水泥浆的注入而造成悬挂器不坐封或丢手工具不丢手引发的严重井下事故, 提高了整套管柱的安全可靠性。

3 侧钻井采油工艺技术研究

3.1 小井眼高压密封技术研究

目前国内的侧钻井项目大部分都是在5 (1/2i n) 套管内完成, 而在侧钻段完井套管一般为3in油管, 其内经通常为76mm。封隔器的外径最大只能是70mm, 而且要是坐封方式 (液压坐封) , 这是为了保证侧钻井封隔器的安全, 以及侧钻井大斜度井筒的影响。为了使封隔器能够满足高压密封的要求, 需要对小井眼密封件的材料和结构进行选择。

通过对一些油田的调查发现, 侧钻井封隔密封件的材料一般都是选用胶料, 各种胶料的选择主要依据的指标有硬度、强度和耐温性能。通常而言, 硬度越低越好, 强度越大越好, 根据以往的经验, 可以得出以下的结论:普通井分采封隔器密封件材料选用丁腈2#;普通井酸化封隔器密封件材料选用丁腈22#;高温井封隔器密捌件捌料选用氢化丁腈H3#。就侧钻井封隔器密封件的结构而言, 目前主要四种结构形式:常规的筒型结构形式、向楔入压缩结构形式、楔入压缩+硫化环结构形式、楔入压缩结构形式, 从使用效果看, 目前楔入压缩+硫化环结构形式是最为可靠的, 也是最常用的, 其承压能力强, 而且有硫化坏。

3.2 侧钻井后期分采、酸化管柱研究

侧钻井分层采油工艺管柱主要由封隔器和丢手工具、侧钻井分流开关、单流阀、扣压球挫等组成, 通过这些工具的组合使用, 可以实现封上采下和封下采上以及封两头采中间等多种管柱。这种管柱承压能力高、性能可靠, 减少后期泵的检修更换, 施工和操作也比较简单, 根据具体情况可以采用丢手式和整体式两种分采作业。

侧钻井酸化管柱主要组成是侧钻井封隔器、打压球座和水力锚等井下工具, 按照一定的程序连接各种工具, 并安装指定位置, 油管加液压, 坐封侧钻井酸化封隔器, 继续加高压, 打掉打压球座, 可进行酸化作业。这种侧钻井酸化管柱采用了液压坐封方式, 克服了大斜度的难点, 而且满足了分段酸化的要求。

综上所述, 侧钻井技术已经成为各大油田应对开采老区剩余油的主要技术, 在国外已经比较成熟, 应用广泛, 国内虽然起步晚, 但是很多大油田也在加紧研究, 进行着各种尝试, 各种配套设施也在不断的研发和相继问世, 今后一段时间内将着重研制新型套管、射孔器和侧钻井封堵技术。

参考文献

[1]张丁涌, 芦维国, 等.侧钻井工艺配套技术在现河采油厂老区稳产挖潜中的应用.特种油气藏, 2001[1]张丁涌, 芦维国, 等.侧钻井工艺配套技术在现河采油厂老区稳产挖潜中的应用.特种油气藏, 2001

水平老井二次防砂完井工艺技术研究 篇6

1水平井老井二次防砂完井方案分析

对于需要防砂的老井, 基本上一开始使用的就是直接筛管完井或者射孔套管内悬挂筛管完井。对于直接筛管完井的老井, 一般是7寸半筛管完井, 可以采用对完井筛管进行射孔, 然后再下入小直径筛管二次防砂完井的方案。

对于射孔套管内悬挂筛管完井的失效水平井, 应下入捞矛将原桥塞、筛管等防砂工具打捞出井, 然后冲砂, 将井内砂子洗出, 最后下入新的防砂完井工具和筛管等对准生产油层进行二次防砂完井, 甚至可以对未开发的油层进行射孔, 实现新层、老层合采, 充分发挥油层潜能。如需对地层进行改造, 可以下入完筛管后进行挤压砾石充填。

2完井基本流程及防砂原理

现在以五寸半射孔套管悬挂三寸半筛管完井为例对防砂完井基本流程和原理进行分析。

(1) 完井基本流程依次将筛管、油管短节和水平井空心桥塞连接在一起, 用油管送入到井内预定层位, 打压坐封桥塞, 丢手桥塞, 起出丢手管柱, 施工过程中要保证桥塞悬挂筛管对准油层, 并且上下都有足够余量。 (2) 防砂原理携砂液将砂子带到筛管外部被筛管阻挡, 液体进入筛管中间, 从油套环空返排出地面, 砂子最终挤压在筛套环空之间, 阻挡地层中的部分颗粒砂进入油管中, 地层中的细粉砂, 粒径小于筛管密封精度的砂粒会进入油管中, 随电泵被采出到地面。

冲缝筛管的缝隙与携砂流体的流动方向垂直, 携砂流体冲击筛管后转90度才可进入筛管冲缝缝隙, 如图1所示, 这种设计避免了携砂流体直接冲击筛管本体对其造成的磨损和伤害。

3防砂完井管柱优化研究

(1) 筛管选用与设计优化对于五寸半套管射孔后可以采用两寸七或者三寸半基管的筛管, 这里推荐用三寸半筛管, 增加过流面积。三寸半筛管的基管以往一般采用φ88.9mm油管, 外面用不锈钢冲缝铁皮焊接包裹, 一般整体筛管柱外径最大108mm, 内通径为76mm。对于老井二次防砂, 建议对筛管基管进行加厚处理, 如三寸半筛管基管通体全部采用外加厚油管, 充分保证筛管的结构强度和抗挤压能力, 最大程度延长筛管的使用寿命, 延长油井生产时间。优选冲缝筛管, 相关研究表明, 冲缝筛管比割缝筛管有效期长, 能降低流体对缝隙的冲蚀, 大大增加油井开采时间。同时筛孔采用螺旋布孔方式, 能大大增加筛孔的过流面积, 强度方面也高于割缝筛管的强度。

(2) 增加扶正器在每根筛管的两端增加扶正器, 保证筛管在套管中的居中性, 这样筛管周边砾石充填厚度均匀, 砾石的第二层防砂屏障能大大增加防砂效果。

(3) 配置安全接头由于地层出砂堆积到筛套环空之间, 或者由于防砂完井过程中本身对筛套环空进行的砾石充填会阻止筛管向上移动, 可能导致后期筛管直接上提打捞失败, 这里考虑到防砂完井管柱的后期打捞问题, 设计在每根筛管直接增加反扣安全接头。

在后期打捞过程中可以降低打捞难度, 将悬挂器倒扣起出之后, 直接下油管正转对扣, 然后正向旋转倒扣筛管, 扭矩明显减低后上提管柱起出倒开的筛管, 然后继续下入油管正转打捞, 这样最终确保筛管的顺利打捞, 为水平老井的二次防砂奠定基础, 提供有利条件。

4结语

(1) 水平老井二次防砂完井能使老油层焕发新生机, 是一种较为经济的老油层挖潜方法, 避免了侧钻井或者重新打井造成的巨大的浪费。 (2) 可以根据不同油井的出砂情况进行决定是否要悬挂筛管之后进行砾石循环充填还是挤压充填, 因此建议在筛管底部下入砾石充填工具。 (3) 该防砂完井技术特别适用于井位紧张的海上油田或者人工岛, 在当时形势下, 建议在陆地油田也进行使用, 进一步降低油井开发的成本。

摘要：绝大多数水平井经过多年开采之后, 容易出现筛管堵塞或者漏砂的情况, 严重影响油井的正常生产。渤海湾海上油田生产初期一般大泵强采, 导致生产后期油井出砂愈发严重, 通过对现场进行相关调研, 开展了相关水平老井二次防砂完井配套工艺技术的研究, 得到了适用于水平老井二次防砂完井的套管、筛管、空心桥塞和砾石充填装置, 优化了工艺技术。经研究结果表明:研究的相关配套防砂完井工艺技术能满足现场施工生产需要, 增油效果显著, 能大幅度提高油井产能, 避免了重新打新井造成的巨大人力物力浪费, 同时, 也为其它油田区块类似水平老井二次防砂完井提供了参考和借鉴。

关键词：水平老井,二次防砂,完井,研究

参考文献

[1]刘言理.大斜度井挤压充填胶结砂完井技术的现场应用分析[J].化工管理, 2015, 8, 156.

[2]刘言理.水平井充填一体化化学防砂完井技术在海上油田的应用[J].化工管理, 2015, 7, 149.

完井工艺 篇7

关键词：水平井,完井,工具,研究

疏松砂岩油藏在我国分布极为广泛, 地质储量也非常可观, 如能有效开采可产生巨大的经济价值。但是疏松砂岩油藏本身的特点决定了该种油藏长期稳产的难度。疏松砂岩油藏岩石胶结疏松, 油井开采一定时间后, 油层会大量出砂, 水平井出砂更为严重, 这给油井的进一步开发带来一系列难题。而对应于防砂工艺背后的防砂完井工具的防砂有效期在很大程度上决定了油井的产量和寿命。所以, 对相关防砂完井工具的深入剖析研究和优化设计迫在眉睫。

1水平井防砂完井工艺简介

目前, 应用较为广泛同时防砂效果较好的防砂完井方式为砾石充填防砂完井, 这里主要介绍管内挤压充填防砂完井方式和管外循环充填防砂完井方式。

管内挤压充填防砂完井主要工艺流程是在油层采用套管完井, 然后射孔连通油层。接着依次下入砾石充填装置、防砂筛管、水平井空心桥塞等工具, 将空心桥塞坐封悬挂的油层套管上, 同时封隔油套环空上下空间。下一步用油管连接砾石充填装置对接器与砾石充填装置对接在一起。从油管内部打入携砂液, 砾石最终挤压进入油层和筛套环空中, 充填结束后起出对接器, 充填装置上的充填口关闭, 反洗井出口无砂, 管内挤压充填防砂完井结束。该工艺的优点是能对油层进行压裂, 为后期高产奠定基础。

管外循环充填防砂完井方式与管内挤压充填有很大不同, 该完井工艺采用筛管完井, 油层采用裸眼方式完全裸露, 下入的工具依次是砾石充填装置、筛管、裸眼封隔器、盲板和分级箍。筛管上部用裸眼封隔器封隔裸眼环空上下空间, 然后打开分级箍注水泥固井, 水泥凝固后钻穿盲板, 然后下入砾石充填装置对接器, 将砾石充填进筛管和裸眼井壁之间。砂子最终堆积留下了, 液体从油套环空返排到地面。起出管柱, 施工结束。该工艺的优点是能节省油层套管, 同时油层完全裸露, 增加了渗流面积, 对油井产量有重要影响。

2水平井防砂完井关键工具设计研究

管内挤压充填防砂完井工艺对新井和老井同样适用, 其施工步骤一般由以下几步构成:井口设备准备, 通径, 刮削, 射孔, 下入防砂筛管和防砂工具管柱, 打压桥塞坐封, 泄压上提管柱验封, 打压丢手, 下入对接器管柱, 砾石挤压充填, 起出对接管柱, 反洗井至无砂。其主要工具是砾石充填装置和水平井空心桥塞。

(1) 水平井空心桥塞水平井空心桥塞是砾石充填过程中封隔油套环空上下空间的有效工具。如图1所示, 该桥塞用油管下入到预定位置后, 从油管内打压, 压力分别为4MPa、8MPa、12MPa, 各稳压5分钟, 实现封隔器坐封。泄压上提管柱3~5吨验封, 然后泵车再次打压到20MPa, 压力突降为零, 丢手成功。针对5寸半油层套管, 设计桥塞的外径为115mm, 丢手后内通径64mm, 具体设计尺寸数据如表1所示。橡胶的性能关乎防砂完井的成败, 因此橡胶选用耐高温、高强度的热采型橡胶。这种桥塞结构简单、操作方便、耐顿撞能力强, 大大提高了工具入井过程中的安全性能。

(2) 砾石充填装置砾石充填装置和对接器也是防砂完井中的重要工具, 其主要组成如图2所示。针对5寸半的油层套管, 外径一般设计为115mm, 内通径为60mm, 能顺利通过空心桥塞。砾石充填装置和对接器装配在一起的过程中, 利用对接器本体上设计的滑槽, 实现二者的对接, 最终二者的充填孔重合在一起。在工具设计过程中, 上下接头、对接器等重要受力件均采取调质处理, 全面增强工具的综合机械性能。工具内的复位弹簧采用65Mn材料设计, 并淬火加硬处理, 充分保证砾石充填结束后充填孔的顺利可靠关闭。

3结论与建议

虽然砾石充填工艺目前应用较为成熟, 但是仍存在一定的问题, 在这里也从工具设计的角度提出几条技术建议, 进一步加强防砂完井的可靠性和成功率。

(1) 空心桥塞可通过设计改进使桥塞坐封后丢手前具有反洗井功能, 防止坐封后泄压时脏东西进入桥塞对丢手产生影响。

(2) 空心桥塞的下接头设计成反扣, 在二次防砂时, 若工具串和筛管取不出时, 可先倒扣将桥塞取出, 再继续打捞筛管。

(3) 在充填装置的下端设计可承压装置, 增加砾石充填装置的承压能力。

参考文献

[1]刘言理.水平井充填一体化化学防砂完井技术在海上油田的应用[J].化工管理, 2015, 7:149-150.

完井工艺 篇8

1 不同完井方式的选择

目前常用的侧钻井完井方式主要有:液压尾管悬挂固井射孔完井技术、独立悬挂筛管完井技术、悬挂筛管砾石充填完井技术和顶部注水泥下部悬挂筛管完井技术。

液压尾管悬挂固井射孔完井技术主要针对地质情况复杂的油藏进行开发,特别是老油田注水井网、采油井网关系复杂,存在严重水侵水淹的情况。采用尾管悬挂固井射孔完井的方式不仅可以节省很大一部分套管费用,重要的是可以通过射孔在不同时期打开不同油层,实现对剩余油的分段分期有效开采。

对于单一油层且存在出砂的情况,可以采用独立悬挂筛管完井技术,用悬挂器挂筛管下入到预位置,悬挂器坐挂在窗口以上50米到100米的位置。如果油层岩石过于疏松,生产一段时间后可能存在井壁坍塌的情况,建议在悬挂筛管下端增加砾石充填装置,悬挂筛管后进行砾石充填作业,稳固井壁,防止井壁坍塌,此时完井工艺变为悬挂筛管砾石充填完井技术。该工艺由于油层完全裸露,所以产液量相对较高。

对于开窗侧钻后油层上方存在复杂层系需要进行封堵的情况,建议采用顶部注水泥下部悬挂筛管完井技术,该技术施工过程中在油层与封堵复杂层之间下入裸眼封隔器,裸眼封隔器下端为可钻除盲板,上端为注水泥装置和悬挂器。使用该工艺在后期要进行钻塞作业,该工艺能有效封堵油层上方的复杂层位,同时筛管完井在防砂的同时保证了油井高渗透率高产液量。

2 完井工艺管柱串结构分析

液压尾管悬挂固井射孔完井管柱串结构如下:Φ95.25mm刀翼式浮鞋+Φ95.25mm套管短节+Φ95.25mm浮箍+Φ95.25mm套管短节+Φ95.25mm碰压座+Φ95.25mm套管串+Φ139.7mm×Φ95.25mm液压尾管悬挂器+2 7/8外加厚钻杆至井口。侧钻井液压尾管悬挂固井主要以Φ139.7mm×Φ95.25mm规格尺寸较多,也有Φ177.8mm×Φ139.7mm规格的,这里主要针对Φ139.7mm×Φ95.25mm规格进行分析。这种管柱结构在现场已有大量应用,可以进行压裂、防砂等后期油井作业。施工井的产液量都比较大,经济效益良好。

悬挂筛管砾石充填完井技术管柱串结构为:Φ88.9mm丝堵+Φ88.9mm油管短节+Φ60.4mm砾石充填装置+Φ88.9mm油管短节+Φ88.9mm组合缝筛管或冲缝筛管+Φ88.9mm油管短节+Φ139.7mm×Φ88.9mm大通径悬挂器+2 7/8外加厚油管串至井口。对于侧钻油层超过50米的油层推荐采用逆向砾石充填工艺,这样可以保证砾石充填的结实度。对于井眼角度较小且钻遇油层长度小于50米的侧钻井可以采用顶部砾石防砂完井的方式。

顶部注水泥下部悬挂筛管完井技术管柱结构为:Φ95.25mm丝堵(防转动)+Φ95.25mm套管短节+Φ95.25mm筛管(含滚轮扶正器)+Φ95.25mm套管短节+Φ95.25mm可钻式盲板+Φ95.25mm裸眼封隔器(2-3个)+Φ95.25mm分级注水泥器+Φ95.25mm套管短节+Φ139.7mm×Φ95.25mm悬挂器+2 7/8外加厚钻杆至井口。此工艺在施工的过程后,需要等待水泥凝固,再用六棱钻头将盲板、固井胶塞和分级注水泥器等钻除,实现井眼全通径。

3 现场应用分析研究

侧钻井完井在现场应用过程中有很多存在的问题,这里主要针对当前应用较多的液压尾管悬挂固井射孔完井技术施工过程中的步骤和易出现的问题进行分析研究。

3.1 施工步骤

液压尾管悬挂固井射孔完井技术的施工步骤主要为:电测、通井→下完井固井管柱串→投球、做挂悬挂器→憋压、打通循环通道→倒扣丢开管柱→注水泥固井→替浆、释放小胶塞→碰压→起出固井管柱→侯凝、测固井质量→射孔完井。

3.2 施工注意问题

现场施工过程中一定要注意先倒扣丢手,再进行注水泥固井作业,否则若注水泥后倒扣失败会给后续工作造成极大的麻烦。投球座挂悬挂器前先循环通畅,循环压力不要超过悬挂器做挂压力。悬挂器坐挂前计算好管柱的伸长量,避免井口管柱的余量过长过短导致没法用液压钳倒扣。

因此,建议当前形势下,加大对侧钻井及配套钻完井工艺技术的研究和实施力度,做到降本增效,科技兴油。

摘要：在当前低油价的大环境下,对于油层剩余油的有效挖潜开发是决定原油开采成本的关键因素。对剩余油的挖潜关键是配套钻完井技术的合理选择与实施,这对于油井二次开发后的开发质量和有效期起关键作用。本文针对不同的地质情况、不同的油藏进行了分析研究,总结出了适用于不同开窗侧钻井井况的完井工艺技术方案、管柱串结构、施工流程和相关注意问题。为侧钻井完井的现场应用起到了指导作用。

关键词：低油价,剩余油,钻完井,研究

参考文献

[1]刘言理、聂上振、杨延征.水平井完井方法研究和优选[J].价值工程,2015,10,34(378),94-95.