水平环境井研究

水平环境井研究（精选7篇）

水平环境井研究 篇1

摘要：DF2井是鄂尔多斯气田施工的一口水平分支井。井身结构在二开311.2mm井眼条件下提交A靶点, 244.5mm套管下入到井深3109.09m固井, 并且要求水泥浆上返到地面。为保证技术套管顺利下入、保证固井质量, 为水平段钻井工作创造良好的井下条件, 经对下套管、固井工作进行了认真分析, 全面准备, 使套管一次性安全顺利下到了预定井深、固井质量达到良好。

关键词：水平分支井,技术套管近平衡固井,压力控制,低孔低渗地层

（一）基本情况

1. DF2井二开采用311.2mm钻头钻进，A点井深3111m，最大井斜91.20度，下入244.5mm技术套管，是本工区目前最大井眼条件下下入244.5mm套管，施工难度相对较大。

2. 地层压力。鄂北气田储层属于低压沙岩气藏。平均为0.0090MPa/m。在鄂北气田固井计算时，地层空隙压力梯度考虑到现场施工的安全性，应取0.0112MPa/m为准。

3. 通过压裂数据的推算，储层段破压梯度在0.155～0.198MPa/10m之间;因此，设计时每口井破压梯度应以0.16MPa/10m计算。

4. 鄂北气田气藏温度在81～92℃之间，平均86.5℃。通过多口井固井总结，将井内循环温度设定在65～70℃，以此为依据来测定与设计水泥浆体系性能。

（二）存在的难点及分析

1. 煤层跨塌问题。

由于在井深2865～3067井段共存在5套煤层，煤层段长最大达到4m，该井段井斜角从61度到91.2度，为了煤层保持稳定，钻井液密度必须控制在1.24g/cm3以上，固井前不得降低密度。

2. 水泥浆流变性问题。

DF2井水泥浆密度要求较高，对流变性提出一定要求，施工过程中很难达到紊流状态，并且在紊流状态下容易造成井下漏失，难于保证固井质量;

DF2井A点前施工目的：保证在不压漏地层前提下使水泥浆全井段封固上返，能够安全顺利提交A点，为水平井段施工提供条件。

3. 气层压稳、固井质量问题。

产层的上半区段普遍存在气侵窜现象，从鄂北气田近几年固井质量分析，一次注水泥作业中，固井中易发生井漏现象，DF2井需要保证煤层稳定，水泥浆密度必须达到一定要求，要求低密度水泥浆返出井口，固井质量难于保证。

（三）采取的措施

1. 通井技术措施

(1)下套管前，根据电测井径情况对小井眼段和遇阻段要反复认真通井、划眼和循环洗井，做到起下钻顺畅无阻卡，为顺利下套管创造良好的井眼条件，同时为降低下套管摩阻，要求最后一次通井时在水平及大斜度井段泥浆中加入固体润滑剂。

(2)通井过程中要大排量洗井，要求排量不小于67L/S，并进行分段循环泥浆，水平段及大斜度井段每150m循环一周，使井内无沉砂，循环钻井液密度控制在1.23～1.24g/cm3保证煤层井段地层压力稳定;

(3) 计算能使套管成功下入的井眼条件

(1) 所下244.5mm套管曲率半径的计算:

根据公式R=E*D*K1*K2/200*rp=179 (m)

R:允许套管弯曲半径

E:钢材弹性模量206X106kPa

D:套管外径 (cm)

rp:钢材屈服极限758 X103kPa

K1:抗弯安全系数1.8

K2：螺纹连接安全系数3

(2) 井眼允许套管下入的曲率条件：

定向井井眼曲率半径计算：R0=360*S/2*3.14*K

S:100m

K：井眼曲率度/100

根据套管的弯曲半径179m, 计算井眼的允许井眼曲率32度/100m。实际测井的井眼曲率17.5度/100m，能够满足下套管要求。

2. 压漏及压稳计算

注水泥作业过程中压力计算：

地层压力(Pin)×1.05<环空液柱压力(P)+动摩阻压力<地层破裂压力(Pout)×0.95

计算方法：

P=地层破裂压力(Pout)×A (A为液柱压力系数，现场统计回归，A取值范围为0.83～0.86) =45.19×0.86=38.86Mpa

式中：Lm——泥浆长度(m);

ρm——泥浆密度(g/cm3);

Lw——前置液长度(m);

ρw——前置液密度(g/cm3);

Lz——低密度水泥浆段长度(m);

ρz——低密度水泥浆密度(g/cm3);

Ll——过渡水泥浆段长度(m);

ρl——过渡水泥浆密度(g/cm3);

Lc——尾浆段长度(m);

ρc——尾浆段密度(g/cm3)。

在目的层段水泥浆失重为水柱压力时的压力计算

P=地层压力(Pin)×B (B为气层段压稳系数，现场统计回归，B取值范围为1.07～1.09)=32.48×1.07=34.75Mpa

式中：Lm——泥浆长度(m);

ρm——泥浆密度(g/cm3);

Lw——前置液长度(m);

ρw——前置液密度(g/cm3);

Lz——低密度水泥浆段长度(m);

ρz——低密度水泥浆密度(g/cm3);

Ll——过渡水泥浆段长度(m);

ρl——过渡水泥浆密度(g/cm3);

Lc——尾浆段长度(m);

ρw——清水密度(g/cm3)。

通过注水泥作业过程中压力计算，可以控制在现场注水泥施工中前置液密度不得大于1.23g/cm3才能够保证不发生漏失及其它固井风险，做到现场施工正常;通过在目的层段水泥浆失重为水柱压力时的压力计算，保证在尾浆失重情况下，目的层不发生气窜、气侵现象，采用当量水泥浆密度1.236g/cm3保证固井质量。

由上述两方面的计算，能很好的设计好产层段上部各浆体的性能及用量，使得尾浆在失去流动性(胶凝强度大于150Pa)后仍能承载大于气层窜入压力的覆盖压力;以避免尾浆在仍有流动性的情况下，气窜压力大于上部的覆盖压力值，使得地层气体在浆体中形成窜路，造成全井或长井段的气侵窜，影响固井质量。

3. 水泥浆流动性确定

(1)套管居中度的影响。由于水平井的井斜角大，大斜度井段和水平井段套管所受的重力方向不再是轴向而是径向，这一重力极易导致套管偏心，使套管低边的钻井液驱动困难，容易窜槽，从而影响水泥浆的顶替效率。

(2)顶替排量的影响。DF2井的技术套管固井是一次全返井，合理确定前期替浆排量能有效避免漏失和提高顶替水泥浆的效率。

经过理论计算确定下列排量数据：

低密度紊流临界排量：Vc=1.82 m/s Qc=75.6 1/s

常规水泥浆塞流临界排量：Vc=0.14 m/s Qc=5.86 l/s

由于是技术套管固井，防止下部煤层漏失，故此缩短紊流顶替井段，或者在没有起压的情况下采用紊流顶替，然后采用塞流方式顶替，防止动压造成压漏地层，使施工中断。

4. 套管扶正器安放位置

采用“抬头工艺”，即在浮鞋段连续加放3个弹性扶正器，使浮鞋在大斜度井段离开井壁，以减小前部套管摩阻，导引套管顺利进入大斜度井段;在斜度较大井段采用刚性旋流扶正器尽量使套管达到居中，从而保证固井质量。

（四）施工设计情况

1. 入井水泥浆压力设计

鄂尔多斯气田经验取得：地层破漏压力为44.95Mpa;地层压力(井底)32.48Mpa;

水泥浆失重情况下压稳当量泥浆密度为:1.22g/cm3;

要求低密度水泥浆上返到地面。

￠311.2mm井眼井斜深3111m，垂深2879 m;￠244.5mm套管下深3109.09 m:

地层压力：32.48 (MPa) ;

地层破裂压力:44.95 (MPa) ;

环空液柱压力:38.30 (MPa) ;

尾浆段液柱压力:1.90×379m×0.00981=7.06 (MPa) ;

过渡浆段液柱压力:1.75×200m×0.00981=3.43 (MPa) ;

前置液液柱压力:1.23×200m×0.00981=2.41 (MPa) 。

低密度水泥浆体系密度与封长的确定：

根据压漏和压稳公式可以进行低密度段液柱压力计算。

低密度段液柱压力+环空泥浆液柱压力=环空液柱压力-尾浆段液柱压力-领浆段液柱压力-前置液液柱压力

低密度段液柱压力+环空泥浆液柱压力=38.3-7.06-3.43-2.41=25.4

通过上述计算数据，既可确定低密度水泥浆的密度值与它相对应的封固长度。经过现场试验总结，低密度密度控制在1.21～1.23g/cm3，封长控制在2300m。

2. 施工井口压力控制设计:

固井的动摩阻压力要求:

顶替过程中动摩阻压力=10 (MPa)

顶替过程中最大压力=(3.51+10)×1.20=16.21 (MPa)

从结果来看，DF2井固井未发生井下漏失，并且固井质量良好，同时证明了采用“近平衡压力固井设计”在大尺寸井眼及套管固井中的可行性。

（五）DF2井现场施工

1. 完钻井深：

3111m，设计水泥返到地面。注前置液：8m3;低密度水泥浆132m3，平均密度1.23g/cm3;注领浆10m3，平均密度1.75g/cm3。注尾浆30m3，平均密度：1.90g/cm3。

2. 替浆：

总替浆量118.3m3，其中水泥车压塞2.0m3，在压塞1.5m3的时候打开大泵替浆闸门，井队1台泵替浆至全部2.0m3压塞液入井后，钻井队开双泵顶替，排量控制在40～45 l/s，替量78m3，然后改为1台泵顶替，排量控制在30～35 l/s，替量25m3, 大泵替浆时最高压力10MPa，最后由水泥车先以1.0m3/min的排量替浆10m3后改为5 l/s的排量替浆3.8m3未碰压，关井候凝，在整个替浆过程中根据井口泵压和返浆情况的变化调整替浆排量;固井质量良好。

（六）结论及认识

1. 在较大井眼条件下、保证煤层稳定的前提下采用近平衡压力固井，能够保证固井作业顺利施工。

2. 通过准确计算确定顶替时的流动状态，保证不压漏地层，使固井施工连续;控制井口压力防止尾浆失重造成气窜影响固井质量。

3. 在大斜度井段采用“抬头工艺”使套管尽量离开井壁形成良好的水泥环，提高固井质量。

4. 非目的层段固井质量相对较差，顶替效率不高，如果进一步改善前置液的流变性，提高稀释和驱替泥浆的能力，固井质量会有提高。

参考文献

[1]《钻井技术手册 (三) 固井》编写组编写.《钻井手册 (甲方) 》上册.石油工业出版社, 1990.12.

[2]张德润, 张旭.固井液设计及应用 (上、下册) .石油工业出版社, 2002.12.

[3]万仁傅.现代完井工程.石油工业出版社, 2000.05.

[4]刘崇建, 黄柏宗, 等.油气井注水泥理论与应用.石油工业出版社, 2001.09.

[5]魏周胜, 周兵.李波.鄂北气田近平衡压力固井技术研究.第六届全国石油钻井院所长会议论文集.

水平环境井研究 篇2

1 所需解决技术问题

(1) 在大斜度井中电缆输送作业以往需要挂接一体式滚轮加重完成下放, 但是在小曲率半径井眼处, 原有的滚轮加重由于自身不能弯曲且长度过长, 就会在小曲率半径井眼处遇阻, 电缆就无法输送到目的深度。

(2) 在斜井段距离过长或是水平井段, 采用依靠电缆和仪器自身重力是无法完成输送作业的, 这就需要采用特殊输送工艺来完成。

针对以上技术难题, 从新型柔性滚轮加重的研制和电缆泵送工艺的研究两方面入手, 有效的解决了所面临的技术难题。

2 研制新型柔性滚轮加重

根据井眼轨迹曲率半径研制新型的带柔性的滚轮加重。最初的设计是在原一体式滚轮加重本体中间加工柔性机构, 长度没有变化。这种柔性设计使滚轮加重能够成一定弧度的弯曲, 但是弯曲度不理想, 并且只能做到4方位的弯曲。

经过在井上试用后效果不理想, 又进行第二次的改进。将滚轮加重长度缩短;使用“和尚头”结构进行挂接。这种改进后的设计使滚轮加重的弯曲程度加大, 长度可以通过挂接加重数量来控制, 增加了在小曲率半径井眼的通过能力。根据井下斜度情况可以多个滚轮加重串接, 增加电缆的配重, 使电缆顺利下放到目的深度。

3 电缆旁通泵送工艺的应用

在井斜段距离过长和水平井段无法完成输送电缆作业的, 借鉴了水平井测井技术当中的泵出法, 将电缆旁通短节应用到射孔电缆输送中。

(1) 与水平井测井技术泵出法不同的是, 在射孔校深施工中, 只使用电缆旁通接头 (包含旁通水眼的三件套) , 其他配套工具无需使用。操作时, 先将电缆穿入旁通侧面的水眼, 再从旁通下端穿出, 然后在穿出的电缆前端制作电缆头, 连接井下仪器。随后将旁通三件套配合电缆安装到旁通侧面的水眼中。电缆和旁通连接好后, 把电缆头及井下仪器放入油管 (钻杆) 内, 旁通下端与井口处的油管 (钻杆) 拧紧, 旁通上端连接泵入管线。

(2) 一般的泵送施工, 只要在油管 (钻杆) 内建立正常的循环即可, 依靠循环的液体推力就能将电缆输送到目的深度。也有特殊情况, 如造斜点早斜井段距离长、井内压井液密度大、油管 (钻杆) 内不干净等就需要加大泵入的压力, 使井下电缆向前行进。但在射孔校深施工中, 枪身已经下到井内, 起爆器为加压方式起爆, 这就要采取必要的措施来避免枪身误起爆事故的发生。一是严格控制泵入井下的压力值。根据井深 (垂直深度) 、压井液性质等控制合理的泵入压力值, 能使井下电缆平稳运行即可。二是提高压力起爆器的安全压力值。在正常的起爆器销钉计算时, 增加安全压力值。

(3) 在电缆泵送过程中, 绞车工要掌控好电缆的运行速度。由于井况 (井斜、井斜段长度、井深、压井液等) 不同, 向井下泵入的压力也不同, 对电缆的下放速度也要与泵压进行适应性调整。并与操作工程师密切配合, 时刻注意曲线光标和张力变化。

4 现场应用

2013年初到年底, 利用新型柔性滚轮加重完成笔架岭、海南等多口浅海平台小曲率半径大斜度井的射孔作业;利用旁通泵送电缆工艺完成1口射孔井和3口钻杆爆炸松扣作业。通过以上工艺的应用, 电缆输送全部一次到位, 施工一次成功。

4.1 新型柔性滚轮加重应用实例

架岭X-X-X:完钻井深3915.0m;最大井斜73.6°/1946.08m (此处为小曲率半径处) ;射孔井段3608.6m-3613.2m;102枪127弹多脉冲TCP (二次校深) 。测套标时在1940m处遇阻, 后改CCL+GR一次校深方式施工, 同样仪器下到1900m处遇阻, 多次上提下放电缆遇阻位置未发生变化。在这种情况下, 研制新型加重并进行试用获得成功。这口井目前已经顺利完成3次射孔作业。

4.2 电缆旁通泵送工艺输送电缆应用实例

海南X-X:人工井底4554.0m;最大井斜78.13°/3423.13m;射孔井段4535.0m-4506.6m;102枪127弹TCP;本井从2127.06m至射孔井段的井斜都在75°以上, 该斜井段长度达到2500m。施工中使用油管旁通采用泵送方式传输井下GR仪及电缆。在枪身上方油管接一根1m长的筛管使油套连通。在井口安装好油管旁通后, 首先利用电缆自重配合绞车动力下放电缆, 在井下2100m时磁定位信号接箍呈直线, 张力减小, 说明井下电缆停止向前运行。此时通知协作方从油管旁通上方向井下泵入压力, 建立油套循环, 监测到压力为2-3Mpa, 电缆运行速度为1500m/h左右, 后来逐步加到5Mpa, 电缆运行速度为2000m/h。90min后下到定位短节深度, 上提测量曲线, 顺利完成校深。

由于安装有压力起爆器的枪身已经下到井内, 避免泵送压力大造成误起爆事故的发生, 在整个泵送电缆过程中采取两种措施:一是严格控制泵入的压力, 只要在井下建立油套循环即可, 始终保持在5Mpa推动电缆前行;二是在计算起爆器井口加压数值时, 提高起爆器的安全压力数值, 由原来的9Mpa增加到12Mpa, 这样就有效的确保泵送过程枪身的安全。

5 结论

(1) 新型柔性滚轮加重不但弯曲程度更大, 而且还可以达到全方位的弯曲, 更利于在小曲率半径的井眼内顺利通过。加重连接采用“和尚头”挂接设计, 起到柔性和防脱落的作用。多个加重串联增加自身重力, 便于克服井壁摩擦力, 拖拽电缆向下运行。

(2) 电缆旁通泵送电缆工艺的应用, 操作简单实用, 能够有效的将电缆及仪器输送到目的深度完成测量作业。泵送压力的严格控制和起爆器安全压力值的提高, 使得枪身在泵送过程中处于安全压力数值范围内, 避免误起爆事故。

(3) 新型加重和电缆旁通泵送的应用能够将电缆及仪器输送到目的深度, 也就可以实现在射孔顶界附近下入校深短节, 缩短了油零的长度进而减小深度误差, 射孔深度的精确性有了可靠保障。

摘要：在斜度小的井中一般采用下挂滚轮加重的方式和外加绞车向下的推力来输送电缆。但在大斜度井、水平井中以上的方式就难以实现电缆的输送。另外, 在油管输送射孔中, 由于造斜井段过长致使油零数据相应过长, 这就势必造成射孔深度的准确性难以控制, 射孔误差大。针对以上难题, 从新型柔性滚轮加重的研制和电缆旁通泵送工艺的研究两方面入手, 并通过现场实际应用, 获得良好的效果。

吉林油田浅层水平井固井技术研究 篇3

1 浅层水平井固井技术施工要素探讨

1.1 浅层水平井固井技术

随着油田勘探程度的不断加深, 导致勘探过程中遇到复杂的地质结构, 浅层水平井一般主要是指井斜角大于或等于86°, 并且井身轨迹在油气层中穿行一定长度的定向井。林区域油藏低温、低渗、埋深钱, 油藏水平井位比普通水平井位普遍大于2.0, 该种情况下需要解决的突出问题表现在两方面, 一方面是保证有足够强度的套管柱能够克服阻力, 另一方面是在大斜度或水平井段完全充满优质水泥浆的问题。这是水平井钻井的一个关键技术, 利用水平井钻井手段, 保护和解放油气层, 从而提高油田开采采收率, 增加油田开采油层产能, 促进油田开发水平。

1.2 浅层水平井固井技术难点

1.2.1 井身结构

浅层水平井的“地面定向”的浅水平井技术主要有浅层水平井和大斜度井, 下入的套管一定需要承受底层纵向下榻应力, 水泥环控支撑作用显得极其重要。浅层水平井和大斜度井中尤其需要甄别的是生产层出水还是入水, 出现滤液渗入油页岩裂缝而导致施工难度加大等现象, 这些技术实施要点都需要特别注意。在进行水平井和大斜度井固井时对固井技术要求也有所不同。

首先, 对水泥浆性能的要求。在水平段, 水泥浆注入井内后, 由于重力的作用难以保持原有的稳定性, 水泥颗粒很容易在套管下层凝结沉淀, 致使自由水析出。套管上侧的水泥浆凝固后的水泥石强度降低, 导致油气水通道形成, 所以在这一环节, 提高水泥浆的稳定性能, 降低水泥浆析水是确保油田固井质量的关键。为此, 在进行固井时全面提高水泥浆性能, 保证水泥浆具有较好的稳定性, 严格控制水泥浆失水量。一般控制在50ml以内。

其次, 分割注水泥井段内各组产层和其他渗透性岩层, 确保井段内不会因为环空窜道引起出水。这就需要在水平井中, 通过调整泥浆性能, 确保自由水析出量较少, 那么水泥浆稳定性能越强, 要求是在水平固井中, 水泥浆API<50ml/30min。

1.2.2 注水泥特点和技术控制要点

注水泥浆的流变性。常规注水泥过程中, 为了获得更高的水泥浆顶替效率, 都是通过降低水泥浆的胶凝强度、屈服值改善水泥浆流变性能, 通过不断摸索试验配方, 调整水泥浆性能, 在进行水平井水泥浆设计时, 一定要保证水泥浆的稳定性, 确保水泥浆的屈服值控制在15Pa左右。

水泥浆的稠化时间。水泥浆自由水析出是致使水平井固井质量降低的最主要原因, 在水平井中, 由于油气层裸眼段比较长, 裸眼环容比小间隙处环容大于1倍时, 水泥浆与油气层接触面大, 水泥浆的失水量控制成为难点, 但是自由水析出是与水泥浆胶凝强度的紧密相关的, 所以在进行施工时, 设计水泥浆水平井时, 一定要保证注水泥施工安全, 做好充分保障措施, 尽量的减少水泥浆稠化时间, 做到“直角”稠化。

1.3 水泥浆外加剂的选用

根据各地区水平井的完钻出口温度情况, 通过室内化验与性能对比, 选择DSHJ将试水外加剂, 此种外加剂主要是由降失水剂、降粘剂、抑泡剂以及速凝剂等组合而成, 是一种可溶于水的固体粉末, 通过DSHJ降失水剂的应用, 借助降粘剂和交联剂改变分子化合物, 相互产生交联作用, 当浓度到达一定时, 增大水泥浆体系的流动阻力, 与水泥颗粒产生交叉网状链接, 改善水泥浆粘稠现象, 会在水泥颗粒周围形成屏蔽层, 降低水泥浆的流动性。

1.4 对水泥浆体系性能综合性评述

为保证水泥浆体系性能可通过控制水泥浆失水量和析出量, 确保水泥浆低滤失、高沉降稳定性, 失水量可以控制在30mL, 析水量为0。稠化时间按要求, 保证固井施工顺利, 提高水泥环封隔地层的能力。首先, 选用高效降滤失剂, 可有效把水泥浆API失水控制在小于50ml以内;其次, 确保水泥浆流动性和稠化时间, 确保水泥浆稠化强度和性能;最后, 由于水泥浆凝固后, 水泥石强度会增长, 为防止水泥石体积収缩形成微间隙, 需要增强抵抗底层流体的能力。

2 吉林浅层水平井固井技术与配套措施

2.1 固井施工前进行地层承压堵漏试验

依据吉林地区油田钻井工程设计的固井注水泥方案, 为有效提高井眼的承压力, 在进行下套管前进行承压堵漏, 并为接下来的固井完井奠定良好的井眼基础。

2.2 提高注水泥性能措施

浅层水平井固井需要的水泥浆量大, 在进行水泥浆封浆工作时, 通过降低水泥浆的胶凝强度、屈服值改善水泥浆流变性能, 在进行水平井水泥浆设计时, 一定要保证水泥浆的稳定性, 利用降低水泥浆紊流顶替排量, 确保水泥浆的屈服值控制在15Pa左右, 通过提高注水泥排量达到或接近顶替排量, 提升注水泥顶替效率具。

3 合理确定顶替排量

在实际油田勘测中, 大排量顶替有利于提高顶替效率, 但大排量顶替会给该地区埋下较大的井漏风险, 因此, 根据实测井径数据, 利用降低水泥浆紊流顶替排量, 确保井段内不会因为环空窜道引起出水, 确保环空流速达到1.0-1.2m/s即可。

4 现场应用

根据吉林地区油田实际生产量将浅层水晶古井技术进行现场应用, 采用性能优良的双凝微膨水泥浆体系, 选用DSHJ降失水剂, 在进行浅水层固井前做好充分准备, 确保固井技术、注水泥浆性能等完善稳定的基础保障下, 进行浅层水平井固井技术实施。在当地要考虑到地质情况、工程情况和成本预算等三方面的基础上, 在扶余、红岗、新庙地区完成了35口水平井, 再经电测解释:固井一界面优质、二界面合格, 其中, 优质井量占到80%以上, 为吉林油田的1000万多吨的浅层石油地质储量求得切实可行的新方法。

5 结语

在进行浅层水平井设计和钻眼施工时, 必须结合当地油田储存的实际情况, 从井身轨迹设计和实钻井眼的符合方面保证套管的安全下入, 选用科学合理的水泥注浆体系, 采用合适的水泥浆体系与合理的施工参数及技术措施, 确保钻井液具有良好携带和悬浮能力以及不影响开采成本, 提高封固质量, 跟上油田上产的需求, 不断在实践中丰富和完善固井技术, 提高浅层水平固井技术的整体开发效益, 推动吉林油田的开发与发展, 从而提升我国油田的原油开采率。

参考文献

[1]陶红胜, 王涛, 于小龙等.延长石油浅层大位移水平井固井技术[J].石油矿场机械, 2015, (06) :17-20.

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[3]刘云.延长油田浅层大位移水平井固井优化技术[J].延安大学学报:自然科学版, 2015, 34 (3) :72-75.

[4]杨博, 陈波.浅层水平井钻井工艺相关探讨[J].中国石油和化工标准与质量, 2013, (01) :141-141.

[5]马小月, 信伟, 李强.浅层水平井钻井工艺的研究[J].中国化工贸易, 2012, 4 (5) :264-264.

疏松砂岩水平井分段筛管完井研究 篇4

油田的实践过程证明,水平井长度并不是全部打开才能够发挥水平井的最大潜力。许多水平井采用沿井筒方向进行分段部分打开,实施分段开采。

国内外对于疏松砂岩油藏水平井筛管分段完井的研究很少,主要有Kamal[3]建立了水平井任意打开部分长度、考虑表皮因子影响的解析模型。Kamal应用瞬时点源法推导了选择性完井的瞬时流入模型。但它不能完整的表征选择性完井的特征。1994年,Turhan Yildiz研究选择性完井的不稳定压力变化,完善了Kamal有关于部分打开水平井的模型。Renard[4]建立了油井半解析流入动态模型,扩展了部分打开水平井的流动模型。验证打开段数量和长度的影响。研究表明,水平井分段打开比完全打开时的产油指数小,但降低并不十分显著。将水平井段分为四段时,产油指数稳定。对于薄油层,分段数量的影响更为明显。

本文综合了以往各研究的优缺点,根据文献[5]中的将筛管段以及盲管段的井筒模型以及油藏模型结合,建立了分段完井的产能预测耦合模型方法。设计计算了不同的分段完井方式模型,最终得到不同打开程度以及分段数对产能的影响。

1 水平井分段完井计算模型

计算模型分为井筒计算模型和油藏计算模型2个部分,其中井筒模型由盲管段及筛管段的流动模型组成[5,6]。

1.1 井筒模型

1.1.1 筛管段流动模型

因为流体从油藏流入井筒,会干扰筛管段的边界层,从而改变了管壁的摩擦阻力,故引入了修正壁面系数fhw,然后将把每段筛管分为n个小段,则筛管内第n段的压差可以表示为

式(1)中Δpw筛为盲管段的压降;Q为该微元段上游段的流量;q为该微元段流入井筒的流量;D为井筒直径;fhw为壁面修正系数;对于层流,fhw=f0(1+0.043 03R0.614 2ew);对于紊流,fhw=f0(1-0.015 3R0.397 8ew)。其中,f0为摩擦系数,无因次;Rew为壁面入流的雷诺数,无因次。

1.1.2 盲管段流动模型

对于盲管段,由于没有壁面的流入和流出,所以它的流动与常规的水平管流是一样的。其压降模型为

式(2)中Δpw盲为盲管段的压降,ρυ为流速υ下的密度;Δx为微元段的长度,对于层流,;对于紊流,。

将筛管段分成很多微元段以后,将盲管段和筛管段综合起来,井筒模型可以表示为

式(3)中Qj为流过水平井筒第j段末端的主流流量;qj为从油层流入水平井筒第j段的流量;Δpwj为第j段生产微元段的压降。

1.2 油藏模型

根据势理论,A、C、E几段筛管在任意一点产生的总的势为

式中ΔL为水平段的长度,φi为在i点产生的势。要求生产段在油藏中任意一点的压力建立耦合模型,则先应该求出不同生产段上某一微元段在油藏中任意一点产生的势,然后结合压力与势的转换关系,可以得到分段筛管完井在油藏中的压力分布模型

式(6)中pe为地层压力;ze为水平井距油藏边界的距离。

1.3 耦合模型

井筒各生产微元段中点处的流压为

将式(6)代入式(5)中,然后将井筒模型和油藏联立起来求解,可以得到耦合模型为

求解时利用压力向量和径向流入量,取出每一小段的qj,然后再将每一段加起来,就可以得出油井的总产量。

2 打开方式及程度对于产能的影响

2.1 分段完井方式设计

通常所说的分段完井是采用图1所示的一段盲管一段筛管的布置方式进行完井,这种方法可以较好的延缓底水锥进的速度。由于盲管不射孔,对水平井产能没有贡献,一般认为,如果整个水平段都下入筛管,打开程度就是1,全下入盲管,打开程度为0。为了得到打开程度及方式对产能的影响,在保证水平井总长度均为500 m的前提下,分别设计了打开程度为20%,40%,60%,80%,100%,分段数为3~8段时的不同分段完井方式。具体设计方法如下:

首先根据要分的段数,按照一段盲管一段筛管进行排列,再根据打开程度算出计算筛管与盲管的总长度比例,如打开程度60%,则筛管总长度:盲管总长度=3∶2,如果打开程度80%,则筛管总长度:盲管总长度=4∶1。再筛管总长度除以筛管段数得到每段筛管长度,同理得到每段盲管长度,进而得到每种方式下筛管与盲管的排列方式,图2中分别为打开程度60%,分为5段的分段完井方式,筛管=盲管=100 m和打开程度60%,分为5段的分段完井方式,筛管=75 m,盲管=67 m。

得到了不同的分段完井方式,将其代入上式进行计算,得到产能比(产能比指目前状态下的产能与100%打开状态下的产能的比值)情况。

2.2 打开程度的影响

分别设计了不同打开程度以及分段数的完井方式,通过计算,得到产能比与其的关系,如图3所示。

从图3中可以看出产量比与打开程度呈正比关系,但存在明显的拐点,即当打开程度达到60%时,打开程度再增加,产量增加的幅度明显小于之前的幅度。60%的打开程度可以达到80%左右的产能比,因此可以认为打开60%可以收到较好的效果。

2.3 分段数的影响

分段数并不是越多越好,因为分段数越多,操作的工艺就越复杂,图4是同一打开程度下分段数与产能比的关系,从图4中可以看出,分段数大于6时,产量比增加的幅度减小,由此可见,一定的打开程度,将整个水平段分为6段来放置筛管和盲管可以收到较好的效果。

2.4 从井趾开始打开方式对产能的影响

根据现场的实际情况,还有一种方式是从井趾开始打开的分段完井方式[7—9],如图5所示。从井趾开始放置筛管的方式,如打开10%,第10段放置筛管,打开20%,第10、9段放置筛管,依次类推,这种方法的优点是后期增产改造容易,如果末端出砂严重,可以封死,再打开其余生产段产油。本文也对这种方式下打开程度与产能比的关系进行了研究,如图6所示。

从图6中可以可以看出,按照这种方式计算,60%的打开程度可以达到82%的产量,也可以获得很好的效果。

3 现场对比

孤东X1区块位于孤东油田西部,构造上位于济阳坳陷沾化凹陷孤东潜山构造西翼。主力层位Ng52+3层孔隙度平均37.9%,渗透率平均2 173×10-3μm2,含油饱和度平均65.3%,泥质含量10.5%。X1区油气藏主要受岩性和构造的双重控制,河道砂体决定储集层的空间展布,形成构造-岩性普通稠油油藏。全部采用水平井开发,下精密滤砂筛管完井防砂,目前,根据之前的研究成果,在X1区4口水平井完井过程中采用设计的方式进行筛管分段完井,筛管段长度及油层段长度如表1,平均筛管占水平段比例60.9%。投产后平均单井日产液51.3 t,日产油3.5 t,含水93.2%,达到该区块其他水平井平均日产液的86.8%,与计算结果基本一致,证明该计算方法与现场实际有很高的吻合度。

4 结论

(1)通过计算得到如果采用间隔的方式布置筛管和盲管,60%的打开程度,即筛管:盲管长度=3∶2可以达到80%左右的产能,因此认为打开60%可以收到较好的效果。将整个水平段分为6段来放置筛管和盲管可以收到最佳的效果。采用从井趾开始打开的分段方式下,60%的打开程度可以达到82%的产量,这种方式后期增产改造容易,较多的被现场采用。

(2)按照以上方法对孤东X1区块4口水平井进行了完井设计,平均筛管长度占水平段比例60.9%。投产后平均单井日产液51.3 t,达到该区块其他水平井平均日产液的86.8%,获得了较好了经济效益。

参考文献

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[5] 张林,熊春明,郭西水,等.底水油藏水平井分段完井产能预测.地质科技情报,2011;4(30):88—90Zhang L,Xiong C M,Guo X S,et al.Productivity prediction of partial completion horizontal wells in bottom water reservoir.Geological Science and Technology Information,2011;4(30):88—90

[6] 刘珊,同登科.依据油藏与井筒耦合关系建立水平井分段采油优化模型.石油学报,2009;30(6):932—936Liu S,Tong D K.Optimization models of separated production scheme in horizontal wells based on reservoir-wellbore coupling.Acta Petrolei Sinica,2009;30(6):932—936

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水平环境井研究 篇5

根据生产实际来看, 直井只能开发1-2个油层, 而水平井能同时开发多个油层, 且井眼轨迹从油层中部水平穿过, 使油层部位充分暴露, 有利于油层的开采, 因此近年来水平井钻井技术得到了长足的发展。本文就水平井钻井注水泥作业完井工艺技术的重点、难点开展讨论。

2 水平井完井工艺技术的重点和难点

2.1 水平井完井工艺技术的重点

通过调研和查阅国内外的水平井钻井完井资料, 以及水平井钻井完井工艺技术的不断发展与研究, 我们认为, 目前水平井完井工艺技术的重点是以下五个方面。

(1) 完钻后的井眼准备工作, 包括完井液的选择与应用。

(2) 完井方式的选择。

(3) 套管串的居中问题。

(4) 如何保证固井质量, 包括施工工艺及水泥浆性能的设计选择与应用。

(5) 固井质量的检测。

2.2 水平井完井工艺技术的难点

通过分析讨论, 要做好水平井完井工艺技术的重点工作, 我们认为还存在以下技术难点。

(1) 完井后的井眼净化问题。

(2) 套管串设计完成后, 确保套管串的顺利下入问题。

(3) 套管串的居中问题, 包括套管附件。

(4) 水泥浆的上返及项替效率的问题。

(5) 候凝过程中的压稳问题。

(6) 声检问题。

3 针对问题的解决方案

水平井的最大特点, 生产层段大体上为水平状态进入油气层。与直井相比, 产层裸露长度和面积大, 而且还大大改善了油气渗入井筒的条件, 从而使油气产量大幅度增加。因此, 固井作业较直井对油气层的损害更为严重。为了减少固井作业对油气层的损害, 特别是需注水泥完井的油气井, 井眼清洗、套管居中、水泥浆设计、顶替效率是四个关键因素。特别要避免套管下部因固相颗粒沉淀窜槽, 套管上部因水泥浆中自由水析出窜槽等。

针对以上问题和水平井的特点, 我们认为应从如下几方面解决:

3.1 井眼清洗

3.1.1 对钻井液性能的要求

在水平井中, 由于钻井液重力的作用, 产生沉降形成密度梯度, 使钻井液中的钻屑及加重材料沉积在井眼底侧成为固体床。随着井眼倾斜度的增加, 固体沉积随之加重, 进入水平段, 达到最大。为了有效的消除这些固相颗粒, 使井眼下侧的水泥浆与地层的有效胶结。水平井钻井液性能应为高屈服值和高胶凝强度, 确保增加钻井液携带岩屑 (固之相匹配的钻井完井液体系, 确保携砂能力。

3.1.2 对流速的要求

增大循环排量, 达到较高流速 (达到紊流状态) , 清除沉积床。最低环空流速应达到1.0——1.2m/s, 并且循环3周以上, 方可起钻下套管。

3.1.3 对井眼的要求

完钻电测后, 下入带方接头的钻具, 进行摸拟下套管通井一次, 确保井眼畅通。如遇阻、进行划眼作业, 为套管串的顺利下入做好充分准备。

3.2 套管串的设计

除按照常规井套管串的设计原则外, 水平井套管串设计, 应在考虑保证套管串刚性强度的情况下, 也应考虑套管串的柔性强度, 并且在水平井钻井设计时, 考虑确保钻井工艺能达到的井眼曲率 (曲率半径) 的前提条件下, 也应考虑完井管串的下入问题。水平井由于井斜角变化大, 在造斜段内同直井相比, 有相当大的潜在弯曲负荷, 在造斜段、延伸段和水平段内, 上提或下放活动套管时, 套管还受到与套管运行方向相反的摩擦阻力。还有为了提高顶替效率, 在注水泥作业中, 除上下活动套管外, 有时需转动套管, 转动时产生的扭矩也应考虑。

另外, 考虑具体井位和油层、有效分隔油水层、便于活动套管、增加管串度等因素, 要下控制水泥面接头、套管外封隔器、万向活节、旋流短节等, 因此, 套管串设计时要充分综合考虑各种影响因素。套管钢级选择, 同一区块, 同一层位要比常规井高一钢级。

3.3 套管居中及套管扶正器

3.3.1 套管居中

在水平井段, 由于重力的作用, 套管容易粘靠下侧井壁, 形成套管偏心。套管偏心引起环空间隙不均匀, 使流经的液体受到的阻力不同, 降低顶替效率, 使水泥浆不能有效地均匀地填充整个环空, 造成一定环空窜槽。这是影响固井质量的主要因素之一。

3.3.2 套管扶正器的选择与安放位置

为确保套管居中, 目前采取的办法乃是合理使用套管扶正器, 其中包括扶正器类型的选择和合理安放位置的设计。为减少套管下入的阻力又确保套管居中, 我们设计选用两种类型的套管扶正器, 即在水平井段每100m安放3只刚性旋流扶正器, 在每两只刚性旋流扶正器之间安放1只弹性旋流扶正器, 即每100m套管安放5只弹性旋流扶正器。

刚性扶正器适合于井眼轨迹较规则的位置, 外径小于井径10—15mm左右。

3.3.3 其它工艺提高套管的居中度

(1) 增加水平段水泥浆的密度, 比常规井平均高出0.05g/cm3以其增加套管的漂浮力。

(2) 在条件 (泵压) 允许的情况下, 在水平段套管内替入柴油或清水, 以提高套管的漂浮力。 (实验表明每100m水平段能提高5t左右。)

3.4 固井工艺技术

3.4.1 下完套管后大排量充分洗井, 循环

3周以上。

3.4.2 水泥浆性能:使用A级或G级水平, 要求水泥浆性能如下。

(1) 密度:1.90-1.95g/cm3; (2) 稠化时间150min; (3) n>0.7; (4) API失水<50ml; (5) 24h抗压强度达到14mpa; (6) 析水0ml; (7) 沉降稳定性<0.06g/cm3; (8) 流动度>28cm。

3.4.3 隔离液的选择

因为一般水平井的钻井液大都采用油基钻井液或在钻井液中混有一定比例的原油。因此冲洗隔离液要加入一定量的有亲水性的表面活性剂, 以利于水泥与套管及水泥与地层的胶结, 所以水平井固井的隔离液要求有很好的配伍性, 稳定性。隔离液的体积一般选择在紊流情况下接触时间为10 min为宜。即环空长度100—150m, 确保有效的分离钻井液与水泥浆。

3.4.4 施工工艺技术

(1) 注完冲洗隔离后, 泵入1.60—1.65g/c m3低密度水泥浆2方;然后泵入符合设计性能的水泥浆量。注入隔离液, 在条件 (地层压力、泵压) 允许的情况下, 水平段 (或全井套管) 替入清水或柴油、碰压、试压、注回压2—3mpa, 候凝。

(2) 注速0.6—0.8m/s, 替速1.0—1.2m/s。

(3) 整个固井施工过程中活动套管 (有必要时轻微转动套管) , 活动高度1—2m。

(4) 水泥返高, 除特殊情况外, 水泥返高为拐点 (进入水平点) 以上垂深100m, 斜深150m。

3.5 候凝过程中的压稳

正常情况下, 试压完后, 环空加回压2—3mpa, 防止油气上窜, 严格控制水泥面高度。

3.6 声幅检测

与相关单位协作, 准备好配套的声检仪器, 用小钻具送入测井, 取得第一手声检资料。

3.7 完井方式选择

3.7.1 割缝筛管+封隔器+尾管+悬挂器完井 (不注水泥) 。

3.7.2 割缝筛+尾管+悬挂器完井 (水平井段拐点以上部分注水泥) 。

3.7.3 全部下入套管串注水泥完井。

参考文献

[1]万仁薄.现代完井工程.北京:石油工业出版社, 2000-05[1]万仁薄.现代完井工程.北京:石油工业出版社, 2000-05

水平环境井研究 篇6

影响水平井固井质量的因素分析

影响水平井固井质量的因素很多,归纳起来主要有以下几点:井身质量得不到保障;钻井液个别性能达不到设计要求;下套管困难,套管难以居中;水泥浆顶替率低;前置液和水泥浆指标不符合要求;固井施工不连续等。

1井身质量的保障

水平井施工时,由于其工艺的特殊性,加上油层起伏变化较大,地质条件存在不确定性。在施工过程中,尤其是在水平井段,由于地质条件的变化,油层不一定按预定轨迹分布。在实际生产中,经常出现地质技术人员住井现场指挥,根据实钻地层情况随时作轨迹的调整,以便提高油层钻遇率。但在地质目的实现的同时,也无形增大了钻井工程的施工风险,尤其是井身质量,为实现地质目的而难以得到保证。从而导致井眼轨迹无法按设计轨迹施工,最终影响固井质量。

此外,在钻井过程中,过于对钻速的重视,会忽略对井身质量的控制,有时会造成井眼井斜、方位、全角变化率等单项指标的超设计,严重影响井眼轨迹的平滑。

2钻井液的性能

个别施工单位在追求效益最大化的前提下,为追求低成本,在施工过程中会少加或不加高成本的钻井液处理剂,从而使密度、失水、含砂、摩阻系数、流变参数等钻井液性能达不到设计要求,导致施工过程中出现“大肚子”现象,即:井经扩大率较大,井眼不规则等。从而使套管难于居中,影响固井质量。

3下套管的问题

水平井由于其特殊的井眼轨迹,在下套管的过程中摩阻要比常规井大。尤其在大斜度井段和水平井段,套管对井壁的侧压力很大,从而大大增加了下套管摩擦阻力。另外在套管下入过程中相比常规井,扶正器数量较多,也相对增加了下套管过程中的阻力,至使套管下入过程较为困难,甚至难以顺利下至预定位置,其在较浅的水平井,表现更为突出。在大斜度或水平段,套管在自重作用下,套管贴在井壁下侧,形成严重的偏心,从而使大斜度井段和水平井段的套管居中困难。这样在固井过程中,要想把套管靠近井壁处的泥浆完全顶替干净几乎是不可能的。在注水泥浆时就会严重影响水泥浆顶替效率。从而影响固井质量。

4前置液和水泥浆

水平井钻井作业为了保证其在定向过程中正常施工,常采用油基钻井液或混入大量的油基润滑剂,增加钻井液的润滑性能,为前期的钻进施工,起到了较好作用。但在后期的固井施工过程中,如果一旦处理不好,钻井液中的油基润滑剂是不利于水泥浆与井壁和套管壁的胶结的,会严重影响封固质量。

5水泥浆顶替

水泥浆顶替率较低,会使环空不能被水泥浆充满,从而影响固井质量。水泥浆的顶替效率越高,固井质量越好。

6固井施工的连续性

固井施工时必须保证连续施工,否则会严重影响固井质量。如:某井在完井固井施工过程中发生注灰罐下灰受阻,导致不能连续注灰,被迫用钻井液替出已注入水泥浆,不得不重新进行注灰固井。不仅延误了施工周期,又增加了操作成本20余万元。

水平井固井质量的控制措施

1井身质量的控制

地质设计要求:一般情况下直井段井斜不大于3°,水平位移不大于25m,造斜点处的井斜不大于2°,造斜点处的水平位移不大于25m,直井段的最大全角变化率不大于1.25(°/25m),直井段的全角变化率连续3点不大于1.25(°/25m)。水平段的井眼轨迹以现场着陆小组确定,尽量保持井眼轨迹平滑,半靶宽(A、B)不大于10m,半靶高(A、B)不大于0.5m,水平段位移及水平段长度符合设计要求。

为达到设计要求,上直井段必须打直打好。一开钻进必须旋转开钻,表层固井后立即找正、固定井口,使表层套管居中座正候凝,防止二开井口偏斜。在二开直井段采用复合钻井技术:滑动导向技术结合旋转导向技术复合钻进的模式,基本钻具组合:φ215PDC钻头+单弯螺杆(0.75°~1.25°)+无磁钻铤1根+钻铤+转盘复合钻井技术。钻井参数要求:(1)钻压:控制在40~80k N;(2)转速:控制在DN/DN+40~60rpm;(3)排量:32~34l/s;(4)立管压力:14~16MPa。

2钻井液性能的控制

具体保障措施:

(1)定向井和井斜大于45°后,分别向钻井液中加入原油、防塌润滑剂,石墨及极压润滑剂,并根据摩阻扭矩预测分析和实际监测情况及时补充,进入水平段再次加入原油,保证原油含量达到7%左右,并及时补充石墨及极压润滑剂,使泥饼摩阻系数保持在0.08以下,控制钻进摩阻扭矩,防止卡钻事故的发生;

(2)进入目的层前,调整好钻井液性能,严格控制好钻井液失水和密度,API失水≤5ml、HTHP失水≤15ml,并根据储层特性,加入与孔喉相匹配的超细碳酸钙对储层实施屏蔽暂堵保护,同时提高钻井速度,缩短油层侵泡时间,保护油层;

(3)严格四级固控,以细目振动筛为主,除砂器、清洁器、离心机使用率达到80%;

(4)电测、下套管前,调整好钻井液流变性,并配置一定含量的含0.5%的槊料小球封闭液,封固斜井段,确保下套管顺利。

3下套管的质量控制

在水平井下套管施工中,主要采用自旋转式刚性扶正器。自旋转式刚性扶正器不论何种形式,只要倒导流翼片保持一定螺旋角度,两端具有一定的光洁度,就可以实现旋转,有利于套管的下入。

套管居中对形成畅通的环形通道非常重要。如果套管不居中,套管柱就会把钻井液截流在井眼中较低的一边。由于管柱上下的流道大小不同,会使顶替液流动不畅或达不到实际返速而不能替出被截流的钻井液。现场经验证明,有效的从环空中较窄的一边替出钻井液,套管的居中度应大于67%。套管居中度越高,顶替效率越好(图1)。

保证套管居中的最有效措施是安装扶正器。具体方法:

(1)水平段每4根套管加1只刚性扶正器和一只弹性扶正器;

(2)井斜30°~85°强增斜段每根套管加一只扶正器,且刚性和弹性间隔加放,调整段每2根套管加1个弹性扶正器;

(3)从造斜点到井斜30°井段每3根套管加1个弹性扶正器;

(4)造斜点以上水泥封固段每4根套管加1个弹性扶正器。刚性扶正器提前在场地固定好,弹性扶正器则必须卡在套管接箍上。

4前置液和水泥浆体系的控制

优选驱油前置液S104和冲洗液ZH-3,能起到稀释钻井液和隔离钻井液与水泥浆的双重作用。S104在油水界面上吸附,可以降低油水界面表面张力,这样原油的吸附力就会大大降低;同时在油水界面吸附后,可以使油水形成水包油型乳状液,乳化油的运移阻力大幅度降低,这样就提高了洗油效率。ZH-3冲洗液,能降低钻井液的粘度、切力,提高顶替效率。隔离液不能同钻井液、水泥浆产生不良作用,否则界面流变性不能发生。注入时先注入稠隔离液,后注入稀释冲洗液,两者的数量在环空的长度不少于230m,这样就能有效分隔钻井液和水泥浆。

为确保水泥浆体系的稳定,使其具有较好的流动性,流动度一般控制20~23cm左右,有利于提高顶替效率;水泥浆API失水小于50ml,可减少滤液对油层的污染;水泥浆析水近似为0;在保证注水泥施工安全的前提下,尽量减少水泥稠化时间,实现“直角”稠化,防止油、气、水侵;采用微膨胀水泥浆体系减少水泥浆在候凝期间的收缩,提高水泥环的胶结能力和水泥石致密性。

5水泥浆顶替

利用套管的漂浮作用,减小浮力系数。增加漂浮作用的通常办法是在套管内注入轻质液体(如水、油等),全部注入轻质液,泵压增加很大,会给施工增加难度,一般只在水泥封固段替入轻质液,替入的后置液充满水平段的套管,使其密度降低。

应用效果

某油田路36断块通过应用固井质量控制措施,水平井固井质量合格率达100%,固井优质率达45.5%(表1、表2、表3)。

结论

水平环境井研究 篇7

关键词：水平井,筛管,完井,研究

随着水平井筛管完井技术在当前疏松砂岩中应用越来越多, 对其工艺技术要求也越来越高。采用筛管完井的主要目的是对油层砂进行阻挡, 达到允许粒径的砂粒进入井筒目的[1]-[2]。筛管完井的工艺技术根据不同油层出砂情况, 可以选择不同的水平井筛管完井方案。本文主要对不同的水平井筛管完井工艺技术的适用油层情况进行了分析, 给出了不同工艺的完井管柱结构。对于目前常用的冲缝筛管进行了深入探讨, 对于该工具的现场应用提供了一定的参考意义。

1水平井筛管完井工艺技术分析

针对不同的油层情况, 目前的水平井筛管完井工艺主要有以下几种方式。

(1) 管内筛管循环充填完井该工艺主要针对出砂不太严重的砂岩油藏, 同时油层供液充足, 不需要对油层进行压裂的情况。如渤海湾地区的馆陶组油藏常用此工艺。该工艺先对套管射孔完井, 再下入筛管, 在筛管和油层套管环空之间充填砂子, 阻挡地层砂。对应的完井工艺管柱为:丝堵+油管短节+砾石充填装置+油管短节+筛管串 (含扶正器) +水平井空心桥塞+油管变扣+油管串至井口。

(2) 管内筛管一体化挤压充填完井该工艺主要适用于地层供液情况一般的疏松砂岩油藏, 需要对油层进行压裂的情况, 如渤海湾地区的沙河街组油藏。该工艺能将筛管和套管之间的环空填实, 同时对近井地带和油层内先进行压裂, 然后将其用砂子填实, 增加地层出油效果, 形成了多级挡砂屏障, 保证了油井寿命。对应的完井工艺管柱与管内筛管循环充填完井相似。充填管柱由于要进行压裂, 设计较为复杂:服务器+冲管+变扣+油管串+水力锚 (每500m设置一个) +油管串至井口 (井口用大勾反加压) 。

(3) 裸眼筛管外砾石充填完井该工艺主要针对井壁不易坍塌的油层, 能增大油层渗流面积, 提高产量, 且在筛管外进行砾石充填, 可以起到支撑井壁的作用。该工艺通常采用上部注水泥固井下部筛管完井。常用的完井管柱结构为:丝堵+套管短节+洗井阀+套管短节+筛管串+套管短节+可钻盲板+裸眼封隔器+分级箍+钻杆串至井口。

(4) 管内单独悬挂筛管完井该工艺主要针对出砂不严重的油藏, 该工艺一般先采用油层套管射孔完井, 然后下入筛管, 用空心桥塞悬挂在套管壁上, 该工艺不需要进行砾石充填, 在油井生产若干年后筛管失效后可以轻松将桥塞解封, 拔出筛管进行二次老井防砂。对应的完井管柱为:丝堵+油管短节+筛管+油管短节+水平井空心桥塞+油管串至井口。

2关键工具研究

水平井筛管完井最为关键的工具是筛管, 筛管的质量好坏、筛管结构和孔眼尺寸关系着整个油井的开采寿命、防砂效果、出液量和经济效益, 选取不合理的话可能会造成油井出砂严重, 导致后期的打捞失败, 整个油井废弃的严重后果。

目前已有的筛管有以下五个大类: (1) 割缝筛管、直缝筛管、梯形缝筛管和组合缝筛管。 (2) 钻孔筛管。 (3) 绕丝筛管。 (4) 冲缝筛管。 (5) 精密复合筛管。

其中冲缝筛管相比之下性价比较高, 挡砂效果较好, 如图1和图2所示。冲缝筛管采用冲缝螺旋分布, 大大提高了过滤套强度。在局部受外部挤压时, 受压部位在外力作用下, 间隙减小或者闭合, 保证防砂的可靠性。采用精密冲缝技术, 不锈钢冲缝过滤套的冲缝开口在侧面, 避免了地层砂对冲缝筛管的直接冲蚀作用。冲缝间隙的加工通常情况下根据不同油井的砂粒径进行确定, 可以控制在要求的加工误差范围之内, 保证其过滤精度的要求。目前常用的筛管基本数据见表1。焊接方式上将筛管套与基管进行一体化焊接, 充分保证筛管在井下复杂情况下和多年生产后仍能不会与基体脱离。

3结语

(1) 通过分析得到了适用于不同油层情况下的筛管完井工艺, 给出了其对应的优化的筛管完井管柱结构。 (2) 对于关键工具筛管进行了研究, 给出了抗挤压能力强, 抗冲蚀效果好的冲缝筛管结构, 为现场应用提供了参考。 (3) 对于上部固井下部筛管完井的方案, 筛管失效后可以采取筛管射孔, 在筛管内下入小尺寸筛管, 对小尺寸筛管外空间进行砾石充填的二次防砂工艺。

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.

[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, 07, 149-150.