侧钻井技术（通用8篇）
侧钻井技术 篇1
开窗侧钻利用老井挖掘剩余油藏是油田增储上产措施的重要手段之一, 侧钻开窗工具的座封质量以及窗口的质量直接影响侧钻施工成败, 因此对侧钻开窗工具提出很高的性能要求。胜利油田基本以导斜器和锻铣器开窗为主, 2004年以来导斜器开窗占总数的95%。这里主要介绍导斜器开窗的施工工艺。
1、侧钻开窗的发展
侧钻井2000年前大部分采用段铣器开窗。但是由于段铣器开窗工艺自身的特点, 造成开窗施工周期比较长。
近年来液压卡瓦导斜器和液压、机械双座封系统导斜器的使用比较成功, 约占各类开窗导斜器使用的95%以上。
2、工具结构
整套技术包括导斜器以及复合开窗铣锥。
(1) 液压导斜器由送斜部分、锚定部分以及导斜面组成。主要有上接头、送斜杆、扶正环、导斜面、连接体、筒体、上下卡瓦、上下锥体、中心杆以及单流阀和下压帽, 114B型还设计了封隔套管部分。其中上下卡瓦分别加工有纵向和横向齿, 保证座封后工具既防掉又防转
(2) 在原液压导斜器的下部设计一套机械座封系统, 就成了具有机械和液压两种既相互独立又相辅相成、互相增效的双座封系统导斜器。其结构就是在液压导斜器的基础上又增加了一个座封器, 座封器主要包括中心管、摩擦换向器、卡瓦牙总成、封隔套管部分。
(3) 复合铣锥由锥头、穿绞部分、修窗部分、扩眼保径部分及上接头五部分组成。
3、工艺原理
整套液压导斜器开窗技术包括下入并座封导斜器和下复合开窗铣锥开窗两个步骤。
(1) 下入导斜器座封
a、液压导斜器
将液压导斜器直接与钻杆或定向接头连接下井。按设计要求将导斜器下到预定位置后, 调整好斜面方位, 接上方钻杆开始座封。地面自钻杆打压。压力通过管柱传过送斜杆, 到达由上下锥体围成的液腔。液体压力推动上下锥体分别向上、下移动。剪断卡瓦牙的固定螺钉, 将卡瓦向外推出。直到上下卡瓦接触套管内壁。
随着压力继续升高, 卡瓦逐渐吃入套管内壁。泵压达到22±2Mpa稳压3分钟完成液压系统座封。最后正转20圈丢手, 上提起出送斜杆。完成锚定过程。
由于中心杆具有自锁机构, 能够防止卡瓦松动。经下放验证座封完成后, 正转管柱, 倒开送斜杆, 剪断扶正环销钉后完成整个导斜器座封过程。
b、双座封系统导斜器
其连接自下而上依次为:丝堵、机械座封器、蓄能筛管、液压导斜器、钻杆。由于座封器是机械式, 下井时应注意中途座封问题, 接立柱换吊卡时尽量不要上提超过防冲距, 以免中途座封造成不必要的麻烦。当然, 这种座封器中途座封后也很好解决, 一般只要再上提钻具超过防冲距就能解决问题。导斜器下到预定位置后, 也是调整好斜面方位, 接上方钻杆开始座封。导斜器座封时, 先要使机械系统座封, 其工作原理为上提下放换向坐封, 即先上提钻具, 超过防冲距, 再下放, 使机械系统座封;确定座封后, 加压40~50KN, 再地面开泵憋压, 使液压系统座封。这样就实现了两套系统分别座封、分别起作用的目的。 (图双座封导斜器结构简图)
(2) 下铣锥开窗
导斜器座封完成后, 即可用钻具直接连接复合铣锥进行开窗施工。其工作参数推荐为:
在开窗过程中, 初始阶段也是试开窗阶段, 这时扭矩大, 易出现蹩跳钻现象, 必须轻钻压、低转速进行, 应该请有经验的司钻在规定的转速、钻压范围内根据扭矩大小和蹩跳钻情况具体操作。有时在钻压不大时扭距也会很大, 操作不当就会损坏设备开坏窗口。以开窗参数为参考, 在滚筒上画上小刻度, 根据扭矩大小和钻压情况, 在一定的时间内放一个刻度, 均匀送钻, 是一个不错的操作手段。
骑套阶段就是铣锥出来一部分的时候, 这时铣的套管和导斜器的斜面的量都很大, 应注意泥浆的净化工作, 注意返出的铁屑情况。在这个阶段应多上提下放, 避免铁屑缠绕卡住钻具。大约在1.5米左右, 钻进速度非常慢 (一般都有这个过程) , 扭矩却很小, 这是铣锥头部顶在套管壁上的缘故, 套管正好顶在铣锥的中心位置, 这是铣锥的线速度很小所致, 可适当提高钻压、转速解决。
有了以上两个阶段的经验, 出窗阶段就容易了。在这个阶段, 主要注意的就是小钻压, 多提放, 以达到窗口规则的目的。铣锥全进地层后有泵压升高的现象。
修窗阶段也就是出窗后的处理, 要缓慢上提, 缓慢旋转下放, 修至无刮卡为止。即完成整个开窗施工。
4、工艺特点
导斜器具有以下特点:
液压座封, 适用范围广, 操作简便;适合较大斜度井以及深井侧钻开窗。双座封导斜器又增加了弹性减震部分使工艺更可靠。
采用横、竖两组卡瓦设计, 座封可靠, 既防掉又防转。
采用两种复合自锁设计, 卡瓦自锁性能好。
定向座封一次完成, 施工程序简便, 耗时少。
复式铣锥开窗技术具有以下特点:
铣锥设计先进、适用境况较多、操作简单。
配合组合铣锥开窗技术, 开窗修窗一次完成。
窗口质量良好, 有效保证后续施工。
施工程序仅需2-3趟钻, 平均施工周期2-3天。时间短。
5、主要技术指标
目前, 侧钻导斜器的基本技术指标是:
工具最大外径:φ114/φ150
适用套管:各种壁厚的φ139.7以及φ177.8套管
座封压力:22Mpa
适用最大井斜:60°
配合开窗铣锥外径:φ118、φ120、φ152、φ154
窗口长度:2.5m/2.8m
6、近几年来导斜器开窗技术的改进与创新
(1) 反洗井功能的开发。
后投球式液压导斜器将座封钢球改为后投式。即工具下到位后, 定向等各项工作进行时, 工具既可正洗井, 又可反洗井。操作方式灵活。适合用于钻杆内通径较大、井筒较脏, 井底漏失比较严重的井中使用。
对于预装球导斜器, 根据导斜器的结构特点, 在上锥体处增加挡球压板。这样工具在需要反洗井时球受到压板阻挡, 不会堵住送斜杆通道, 造成憋压。这种设计结构简单、操作方便。可以有效解决因钻杆内脏而影响座封或定向的问题。但是在座封前无法实现正循环。
(2) 可封层液压导斜器的开发。
最初的导斜器没有封层的功能, 在下导斜器之前, 为防止泥浆漏失或井喷, 一般都要打丢手封。目前, 在原有导斜器的基础上, 专门设计开发了B型封隔器型液压导斜器以及C型双座封系统型导斜器。通过现场应用, 获得很好的效果。
B型封隔器式导斜器的封层部分主要由连接筒、活塞筒、活塞杆、推板、压帽、胶筒、自锁环以及底座组成。当地面打压后, 液压通过下锥体传到活塞筒, 推动活塞向下运动。活塞通过推板带动压帽下行挤压胶筒膨胀封隔下部油层。当座封完成, 压力泄掉后, 自锁环可以防止活塞反向运动, 从而保证密封有效可靠。
(3) 双座封系统导斜器的开发
有些井时间较长, 有严重的结垢现象, 有时管壁腐蚀严重, 液压导斜器座封段较短, 由于开窗和以后的起下钻作业的震动会造成导斜器移位。针对这种井, 设计开发了在液压导斜器下面附加一套机械座封器的机械、液压双座封系统导斜器。先机械座封, 再液压座封。这样既增加了座封点, 又因为中间安装了一个蓄能筛管增加了机械座封预应力, 抵消了开窗和起下钻施工的振动, 两套座封系统既相互独立, 又相辅相成, 使得导斜器座封更有效。
(4) 复式开窗铣锥的改进。
组合开窗铣锥钻压要求严格。首先选用高强度、耐冲击的优质合金;第二改进合金的形状, 使其更耐冲击;第三改进合金的几何分布, 使组合铣锥工作时像绞刀一样。第四加大铣锥的外径, 修窗保径部分采用偏心焊接。
改进后的铣锥开窗速度有了明显的提高。永3-C5开窗只用了4小时, 平均开窗时间比原来缩短3小时。另外, 加大铣锥的外径, 修窗保径部分采用偏心焊接, 使开出的窗口能顺利通过φ120的工具和2.5度螺杆钻, 完全满足侧钻的要求。使这种开窗工艺的优势更加明显。
(5) 优化开窗工艺参数
通过在开窗的过程中对钻压、钻速、泵压和钻具组合进行优化, 根据井上的实际情况, 制定出合理钻具组合和最佳施工参数。整个开窗分四个阶段, 初始阶段, 骑套阶段, 出套阶段和地层试钻阶段, 每个阶段都制定出合理的施工参数, 施工时司钻能够很好的掌握, 杜绝了开窗时事故的发生。
7、导斜器卡瓦受力分析
在液压部分座封时, 是由液压力转变为上下方向对锥体的推力。
打压22MPa其对锥体的推力为
打压22MPa单个卡瓦牙受力Fa=F/tg6/3=526KN
机械座封器卡瓦在座封时, 锥体随钻具的下行、可使卡瓦径向平行向外移动, 使卡瓦牙卡在套管壁上。卡瓦受力如图所示,
其中P1—锥体面对卡瓦的正压力, KN
P2—套管壁对卡瓦的正压力, KN
F1—锥体对卡瓦的摩擦力, KN
F2—套管内壁对卡瓦的摩擦力, KN
M—座封时上部管柱施加质量即施加钻压, k N
α—锥体的半锥角, (°)
n—卡瓦数
由静力平衡知
其中P1=M/cosα
卡瓦牙受力P2=M/f*tg2αf为摩擦系数, 取1
加压50KN单个卡瓦牙受力。
锥角属自锁角, 压力越大, 座封越牢。
且液压座封力与下部机械部分座封力相比, Fa大于P2, 整个系统的稳定性是好的。
8、结论
侧钻井导斜器开窗技术使用操作简单, 座封可靠, 是一项比较成熟、可靠的技术。特别是一年来双座封系统导斜器的开发, 有效地缓解了施工的振动, 并能对压力不平衡的井进行预封层, 创造了100%的成功率, 大大扩展了开窗侧钻井的空间, 侧钻井技术已成为油田挖潜增产的重要手段。
侧钻井技术 篇2
关键词：钻井工程 造价分析 措施建议
一、气田概况
文23气田和户部寨气田是天然气产销厂管辖的主力气田，也是中原油田的主力气田。
文23气田位于东濮凹陷中央隆起带北部文留构造高部位。气藏类型为具有块状特征的层状砂岩干气藏，探明含气面积12.2Km2，天然气地质储量149.4×108m3，含气层系为下第三系沙河街组沙四段，埋深2672-3154m，储层发育，非均质性强，砂层厚，以低渗致密的Ⅱ、Ⅲ类储层为主，平面比较稳定，内部连通性好。
户部寨气田位于河南省濮阳县户部寨乡境内，构造处于东濮凹陷中央隆起带北部文卫结合部，气层埋深3200米-3500米，上报含气面积10.3 Km2，天然气地质储量42.07×108m3，含气层段
为沙河街组沙四段。气田类型为具有埋藏深 、含气井段长、储层致密低渗、裂缝发育、非均质性强的断块层状气田，目前有5个开发区块。
两个气田分别与1991年和1997年投入正式开发。随着采出程度的提高和地层能量的衰减，两个气田相继出现了高达35%以上的快速递减，气田稳产开发形势严峻。近几年来，侧钻技术的应用，一方面提高了老井的利用率，增加了產能，恢复了控制和动用储量；另一方面,尽管节约了一定的钻井投资费用，但与采油厂相比，侧钻井投资费用仍显偏高，从07-08年的统计数据来看，平均偏高217万元左右。
二、侧钻井费用偏高原因分析
针对天然气产销厂侧钻井开发工程费用较全局偏高这一实际情况，我们从气藏地质、钻井工程等方面开展了调查研究，并与采油厂侧钻井费用支出情况进行了对比分析，天然气产销厂侧钻井费用偏高的主要原因如下。
天然气产销厂侧钻井与采油厂同类型井平均单井费用对比表（单位：万元）
（一）气藏地质的原因
与采油厂油气藏相比，天然气产销厂两个气田的目的层沙四段埋藏深，而且在目的层之上发育着较厚的盐层，文23气田的文23盐厚度达400米左右，户部寨气田的文9盐厚度达200米左右，盐层蠕变性强，侧钻井开窗位置大多数确定在盐顶之上，这样以来侧钻裸眼段较长，在600-800米。另外，文23和户部寨气藏均为构造型气藏，在井位部署时，均选择向构造高部位侧钻，致使侧钻水平位移大。而采油厂油气藏目的层沙一、二、三段埋藏浅，一般不需穿厚盐层，侧钻裸眼段相对较短，在200-400米左右。因此，气藏地质特点是致使侧钻费用偏高的首要原因。
（二）钻井工程的原因
1.地质和工程设计标准高
因天然气产销厂所属气田气井地层压力低，侧钻过程易发生漏失，且地层污染常常导致侧钻井产能低下，所以天然气产销厂侧钻井设计标准比油井要求高，钻井周期长，钻井液用量大，造成钻井费用偏高。
2.钻井定额费用高
在油田各区块中，文东定额费用最高，天然气产销厂气田属于文东定额测算范围，因此，和其它区块相比，产销厂同类型的井钻井定额费用可高出近一倍。
3.录井项目全
天然气产销厂气井需要实施综合录井（费用为5068.14元/日）和地质录井（费用为2390.05元/日）。而油井一般只需地质录井。从而导致录井费用比油井高出约30万元。
4.含气层段长，测井项目全，测井费用高
天然气产销厂气井比较深，文23气田完钻井深在3100-3300米，户部寨气田在3500米左右，气井含气井段较长300-500米，气井测井项目多，测井使用高分辨率的CSU系列，同时加测SHDT、RFT、电成像， 因而气井测井费用较油井高。
5.裸眼井段长，套管级别高，套管费用高
天然气产销厂侧钻井裸眼井段比油井长约400米，因此，气井套管费和固井费用偏高。
三、结论
由于以上原因，天然气产销厂每口井钻井费用与采油厂油井相比高出217万元左右。
四、下步挖潜措施建议
(一)针对老井主要产层段井况有问题，并且该井控制储量采出程度低的情况，可采用侧钻换井底；而大多数情况的低效井，井况条件相对较好，为了向构造高位置或侧钻靶心在相邻的区块，此时的水平位移较大，可选择合适开窗位置进行开窗侧钻。
（二）优化钻井地质、钻井工程设计，减少不必要的支出。以达到地质目的为原则，减少不必要的录井和测井项目。如实钻过程中使用盐水泥浆，可取消自然电位测井，开窗侧钻井目的层明确，可取消用于地层对比的电极系列测井，根据气井的实际需要上轻烃分析和核磁共振等测井项目。
（三）强化管理，严格把关，努力降低开发工程投资：加强石油工程造价管理和招、投标管理，强化钻井工程投资管理，对设计外费用的追加要谨慎对待；强化钻井监督管理，特别是钻井液性能的监督，尽量避免在钻井过程中出现复杂情况或设计变更，努力降低风险费用。
根据以上情况，我们建议实施开发工程的有关部门在设计新井地质、工程方案时应密切结合区块地质特点和基层生产实际，进一步优化方案设计，优化工艺措施，加强管理，严格把关，努力降低侧钻井工程费用。
(责任编辑：何秀秀)
套管开窗侧钻井的技术探讨 篇3
1 套管开窗侧钻井的技术的发展概况
套管开窗侧钻井的技术对传统的技术进行更新, 降低了对新井与加密井进行开发的投资成本, 并对石油的开采技术进行了完善, 加强了经济效益, 发达国家是从二十世纪的六十年代开始对侧钻井的技术进行研究的, 在进行侧钻的方式、工具、设施以及措施等方面都较为成熟。我国的这一技术是从二十世纪八十年代末开始进行研究的, 技术相对较为完善。因此, 我国油田发展相对较快, 侧钻井的技术应用的也较为成熟。
2 开窗侧钻的关键技术以及技术难点
(1) 首先是设计上的关键技术, 在对套管开窗侧钻井的窗口位置进行设计的过程中应注意以下几点:开窗的位置应注意, 一定要达到井眼控制的要求;并与原来的井套管与套管外部的扶正器的位置分来;开窗的位置应该与原来易发生事故的套管或者地段进行错开, 避免受到影响;开窗再设计的过程中应该在水泥胶结良好的地段。
(2) 其次在对测井进行设计的过程中应注意对套管开窗侧钻定向钻井的方式进行考虑, 使其达到预期的效果。
3 套管开窗侧钻的技术难点
3.1 套管开窗侧钻的技术难点
以下主要以某油田为例, 由于地质的要求不同, 所以其套管开窗侧钻层主要是在石炭系巴楚组与奥陶系桑塔木组, 也是受到侧钻井的井眼的限制, 目前的侧钻井眼主要是通过裸眼的方式, 在施工的过程中, 泥岩也裸露在石油进行生产的过程中, 同时, 也是由于泥岩具有一定程度的不稳定性, 受这一因素的影响, 钻井的施工安全也受到一定程度的影响。
钻井、完井施工的安全问题。在其石炭系受到底层的压力相对较大, 当量的密度大约是在1.21~1.24g/cm3的范围内, 相反, 奥陶系受到底层的压力就相对较小, 当量的密度大约在1.08~1.10g/cm3的范围内。在对钻井进行施工的过程中, 应对石炭系受到底层的压力进行平衡, 以此来保障井眼的稳定, 应该将泥浆的密度进行控制, 使其在1.24g/cm3之上。石炭系的压力在奥陶系的压力之上, 一旦遇到溶洞或者裂缝就会出现井漏的现象, 对其进行修复的可能性相对较低, 这也就对钻井的开采产生了一定的难度与危险
采油通道的稳定性。Φ177.8mm套管开窗的过程中通常是使用Φ152.4mm的钻头来进行施工, 但由于受到井眼的限制, 通常也只能使用Φ114.3mm的套管来进行采油, 也有的时候是使用Φ88.9mm的油管来进行完井。
3.2 解决的方案
想要加强侧钻井眼以及采油工作的安全与稳定, 就应该对油田的以上问题进行解决, 目前对这一系列问题进行解决主要有三种技术, 以下对其进行分别说明:
首先是对Φ127mm的套管封隔泥岩。由于在Φ127mm的套管接箍外径一般是在142.88m m左右, 套管的接箍与井眼之间的距离相对较短, 一般只有3.16mm, 这也就难以保障在施工的过程中将管柱下到固定的位置, 如果使用Φ127mm的套管来进行施工, 应该对井眼进行扩孔, 并且要提前制定方案, 明确Φ127mm的套管下井的顺序, 如果是先下管就应该进行性两次钻井的工作, 并对井眼的尺寸以及基础的钻具进行选择, 并对可能出现的问题进行分析与了解, 从根本上加强施工的安全性;如果是后下管就应该对井漏无法下到位的问题进行考虑, 并采取相应的措施对其进行解决。通常在进行施工的过程中都将Φ127mm的套管先下, 但经过实践发现这一方式存在较大的风险, 具体有以下几点风险:
(1) 扩孔的难度相对较大, 就目前我国的技术来看, 在钻后进行扩孔的技术与工具都相对较差, 只能扩到原来的30%, 没有达到预期的效果, 一般所使用的工具是YK152-178的扩眼器来进行扩孔, 扩孔的井段一般是在5567.45~5679.22m之间, 进尺的总范围也就是111.77m左右;其次就是使用UR600扩孔器来进行施工, 但施工中也容易出现事故。
(2) 容易发生井漏的现象, 由于Φ127mm套管的尾部与井眼之间受到尺寸的限制, 也就容易导致井漏的现象发生。
(3) 由于Φ127mm的套管内径相对较小, 在进行施工中就较为容易埋下安全隐患, 对其进行处理的空间相对较差, 这也就造成后来的维护较为难以进行。
膨胀波纹管与实体膨胀管封隔泥岩。由于Φ127mm套管在对泥岩进行封固的过程中, 具有较大的风险, 并且由于完井的原因, 对施工有一定程度的限制, 这也就只有从扩大尺寸的方面来进行。据相关的调查表明, Φ139.7×177.8mm的膨胀管可以将斜率扩大到12°/30。
4 套管天窗侧钻井技术研究——青海油田
4.1 技术难点
青海油田的油层相对较深, 井眼也相对较小, 在进行钻井的过程中容易出现事故。青海油田的油层一般都在2500m~3400m之间, 主要是使用51/2的套管来完井, 在进行采油的过程中也只能使用Φ118mm的钻头来进行钻井。其主要有以下几点问题:首先是裸眼段相对较长, 对地形进行开采的可钻性相对较差, 设备的钻头适应能力也相对较差, 这也就降低了其工作的效率;其次就是在进行过程中遇到的层次相对较多, 并且地下各个层次之间具有一定的差异;侧钻井的井眼润滑度相对较差, 净化的程度也不够, 这一系列的问题都容易造成事故的发生。
4.2 技术思路
主要是通过对老井利用率的提高, 来加强对石油的挖掘, 提高采油的效率以及质量, 降低石油进行开发的成本。对套管开窗侧钻井的技术中的难点进行分析, 并技术进行解决与完善, 加强井的质量, 从根本上提高经济效益。
5 结语
就目前来看, 我国的套管开窗侧钻井技术逐渐的完善, 采油的速度与质量也得到明显的提升。石油是社会发展的不可或缺因素, 这就要求相关的部门对其进行重视。
摘要：随着时代的发展以及科技的进步, 石油起到了至关重要的作用, 油田发展逐渐的加快, 其中的套管开窗侧钻井的技术逐渐受到相关部门的重视, 本文对这一技术进行分析与探讨。
关键词：套管开窗侧钻井,水平段,技术
参考文献
[1]程安新.套管开窗侧钻水平并技术的研究与应用[J].江汉石油职工大学学报, 2011 (06)
侧钻井技术 篇4
井的设计首先应该确定所钻井段的压力范围。地层孔隙压力、破裂压力和井壁稳定数据由技术评估组基于该油田先期得到的邻井数据、储层压力、岩石物性和地球物理等数据而获得。这些数据被论证通过后, 钻井工程师用它设计所钻每一井段的井底压力窗口。在Auger平台上, 由于储层压力亏空, 窗口变窄, 要求MPD技术保持井底压力恒定。
为成功钻Auger小井眼分支井, 井底压力设计按最小井底压力 (维持井底稳定和阻止坍塌) 要求维持在0.5~0.8 ppg (1 ppg=120 kg/m3) 之间。然而, 在分支井眼中循环ECD的范围是1.0~1.4 ppg, 它比静态的地面泥浆密度大, 主要依赖于钻柱设计。所以静态泥浆密度必须降低或者略低于最大孔隙压力和最小坍塌压力。
在接单根关泵时环空摩擦会损失, 运用动态控制压力控制 (DAPC) 增加环空压力可补偿环空摩擦, 大约500~600 psi (1 psi=6.895 kPa) , 从而使井底压力几乎一直维持在窄压力窗口内。
MPD井设计中液压模拟很关键。多种情况下的模拟, 在设计的各个阶段可决定最优循环速率、立压以及环空速度。最初目标是减小ECD, 保证一定立压条件下从井筒正常返出切屑物。考虑多种影响因素是要了解在不同压力下机械钻速、转速和循环速度的变化以及它们是怎样影响ECD的。
钻井参数改变之前要预测井底压力, 钻井操作期间仍需液压分析。根据实时钻井数据, 钻井参数要经常调整, 使井底压力维持在期望的操作窗口内。
泥浆的流变性在设计中是个重要因素, 而在作业期间大幅度地改变流变性是不切实际的, 因此在计划期间要确定这个观点。由于分支井身结构, 泥浆的流变性对环空摩擦有很大的影响, 要求地面泥浆密度所提供的ECD与可钻性窗口井段相符。
更有代表性的是低剪切黏度, 它对钻进中的环空流速和环空摩擦损失有很大的影响。在保持井眼清洁和悬浮重晶石的情况下控制好泥浆流变性的前提是必须成功地减小环空摩擦。先前所使用的加重合成基泥浆体系有3~6 r/min的井口读数, 剪切黏度为18~22。它们保证了井眼清洁和重晶石悬浮, 但是同样导致了分支井中大量的环空摩擦损失。
为避免过高的环空摩擦损失, 在Auger上选择低速剪切黏度 (10~12) 的新合成基泥浆体系, 它使用了一种具有可变流变性的特殊重晶石粒子, 可减少当量环空密度0.4~0.6 ppg和立压500~800 psi, 而且保证了井眼清洁和重晶石悬浮。
在起下钻过程中保持恒定的井底压力同样关键。在起下钻之前裸眼段需要改善和清洁。井斜角大于35°的井眼在Auger中十分普遍, 需要多次泥浆循环才能将井底岩屑带出来。井眼清洁之后, 更高密度的钻井液必须被替入井里来补偿泥浆质量的减少与起下钻变化的压力。这种方式可以在单支井和多支井中使用, 这取决于不同的井底压力窗口。
当高密度钻井液循环时, 加重泥浆向上运移代替原来在井底的轻质流体, 通过调整环空速度和钻杆旋转速度来维持井底压力不变。循环速度的确定取决于不同的环空流体压力梯度, 在循环速度发生改变或减少时ECD减少。通过替入增加了密度的泥浆来保持井底压力恒定。
设计起下钻泥浆密度时, 增加泥浆密度是为了补偿由于钻杆抽汲作用导致的井底压力减小。
如果起钻与开泵被迫停止要控制井底压力就更加困难了, 发生脱扣会导致脱扣点之上的ECD损失, 同时能够导致井底压力损失造成地层不稳定和井壁坍塌。当漏失发生时, ECD损失从而妨碍了MPD技术的使用。
2 MPD系统设计
为在现有生产套管中进行小井眼侧钻, Auger井将地面防喷器组安装在了双层隔板生产立管装置的顶部。即使平台轻微移动, 在转盘之下的伸缩接头和球形接头仍会将旋转罩连接到防喷器组上。对装置组合进行了校准, 而且出于环境的考虑从旋转控制装置元件泄漏的泥浆可以通向泥浆放喷管线。
为符合上面的设计要求, 运用一个内部可以抵抗高压的旋转控制装置作为顶部的密封元件, 以便连接底部的伸缩接头接收器来对伸缩接头打捞筒、球形接头以及旋转罩组合装置提供一种缓冲作用。通过钻具组合安装与回收旋转控制装置组件, 在元件刺漏甚至没有安装元件的情况下都要使用标准的泥浆回收系统。
在程序化的井底压力设置点, DAPC系统自动维持不变的井底压力。通过控制压力来确定是否钻进、接单根或者起下钻。
DAPC系统在Auger井上使用了3个主要设备:节流管汇、回压泵和组合压力控制装置 (IPM) 。在IPM 控制下, 节流管汇不断地调整回压以维持设定点处井底压力。当钻井泵关闭时, 通过回压泵使流体流向节流管汇来精确地控制井底压力。
DAPC节流管汇主要由2个4 in (1 in=25.4 mm) 的液动节流支管与1个2 in的辅助节流支管组成。在正常操作下仅仅有1个主要的节流阀是激活的, 其他的作为备用。备用的4 in节流支管是为了减缓高压保护井眼。图1示出了钻井过程中MPD管汇原理图。
动态环空压力控制系统的第二个组件是回压泵。同节流管汇类似, 操作完全靠IPM装置控制。无论何时只要钻井泵排量低于某个确定的门限值, 回压泵就提供所要求的回压值。在接单根、从开泵到关泵以及期间通过转移定量的泥浆到节流管汇来保证稳定的井底压力。在接单根期间只要轻微地改变IPM的设定点, 井底压力就能增大或减小。
测量、监测、分析和控制都融合到DAPC系统的第三个部分__IPM。IPM可以提供自动化的软件控制和获得数据以及借助于DAPC节流管汇来维持恒定的井底压力。
精确的井底压力控制要求一个稳定精确的数据流。进井段钻进过程中IPM依赖于这个数据流来保证精确控制井底压力。有规律地更新从PWD工具所传输的钻井参数和实时数据, 将它们通过数据通讯网络传送到IPM。其中特别重要的是钻井泵活塞冲程, 它是DAPC系统的关键参数。
3 工程技术的改进
每个MPD井中都有井底压力波动现象。为了保持所定设置点井底恒定压力, IPM在一个特定的安全允许操作范围内采用程序化方式来控制波动。最初的井底压力允许波动极限在±0.3 ppg, 但是通过改进该系统的变化值降至±0.22 ppg。
DAPC系统重要的改进是直接通过可活动的主节流阀来对井底压力进行控制。
仅仅通过主节流阀就可以修正背压, 同时也可以利用副节流阀来防止过压事故。这个新功能允许DAPC系统控制减压操作和消除由于标准的开关减压阀而导致的潜在性压力尖脉冲损坏。
在Auger早期开钻的两口井中, 质量流量计返回的测量值经常不一致和不稳定。将流量计从垂直位置改为水平位置。入井管线垂直放置, 软管代替了钢管, 减少了来自上下游体系的振动。流量计的大小从4 in减小到3 in, 而且流量计放置在离DAPC节流阀更远的地方。最终, 流量计的精确度提高了2%~3%, 提高了MPD监控质量。
访问性的井控步骤使MPD提供了一种立即增加井底压力来阻止突发事故造成的侵入。对于监测到的侵入, 利用DAPC系统可以使环空压力很快地增加到一个低于预先所设定的最小破裂压力梯度的安全范围之内, 来阻止侵入。这可以在全环空速度钻进时, 或者当把泵压逐渐降到零再通过增加相同的压力给在接单根期间按序列梯度减小的泵压来实现。关井程序反映了在防喷器关闭之前当逐步降低井下泵压时, 可以增加压力。由于在关闭防喷器组之前可以很快阻止侵入, 与传统关井程序阻止侵入相比是个提高。
4 MPD作业改进
在MPD操作之前和每项工作开始时DAPC系统都要进行校正, 使DAPC节流阀在零和最大流量性能最佳。由于改进了校准程序, DAPC系统校正与起下钻研磨结合起来, 校准时间大大减少。
为增加系统可靠性和降低风险性, DAPC系统还配置了一个备用的回压泵。在IPM上安装一个自动控制阀, 它允许钻井泵向节流管汇提供连续流。当DAPC回压泵不工作时, 可使用钻井备用泵接单根。
钻井队的连续性工作是Auger MPD井成功的关键。MPD作业产生了积极的团队效应。
5 结果
在Auger井应用MPD技术控制了恒定的井底压力。在整个钻井过程中控制钻窄压力窗口, 面临着再次开发的诸多挑战:
◇ 在生产井段和页岩盖层段, 亏空引起了破裂压力梯度减小;
◇ 井壁稳定和保证地层不受侵害需要合适的井底压力;
◇ 由于ECD高于地面泥浆密度使套管产生了变形, 因而增加了钻杆的环空摩擦。
在Auger平台上, 通过运用自动化MPD系统, 所钻4个分支井超过10 000 ft而没有发生漏失和地层流体侵入。这代表了在设置点极限范围内超过140个泵循环中的99%的自动循环得以实现。
A-18 ST3井是首个在Auger上使用MPD再次开发的井。目标层是原始压力储层向上倾斜的断块。然而, 所钻的分支井在一个亏空储层的上方, 因此如果采用常规泥浆密度和期望的钻井ECD就会有漏失的危险。将分支井段使用的地面泥浆密度减少0.4 ppg, 有效地减少了钻井ECD, 安全地低于最小地层破裂压力梯度。所使用的泥浆密度仍然可以保障井控安全, 但是不能维持井壁稳定。应用MPD可成功解决漏失问题, 以及以窄的钻井压力边界来保持井底压力低于地层孔隙压力。
Auger上的第二口MPD井A-8 ST1, 其目标层是两个亏空储层。由于可钻的压力边界是0.8 ppg, 而期望的ECD是1.0 ppg, 超过了地面泥浆密度, 所以先期认为不可钻, 但是MPD系统允许地面泥浆密度减小0.5 ppg来钻分支井段。对该段的较深部分地面泥浆密度是0.2 ppg低于地层孔隙压力。通过运用MPD系统维持恒定的井底压力, 该井成功钻进、加重和下套管而没有漏失或流体入侵发生。
第三个分支井Auger A-13 ST3, 在A-8 ST1成功执行后该分支开钻。它同样要钻严重亏空上倾目标层, 然而它又不得不钻穿该段的其他3个亏空区。该井的可钻边界最小为0.6 ppg, 地面泥浆密度需减少0.3 ppg, 这是套管开窗之后造斜点的需要。总深度处泥浆密度要和分支造斜点处已知的地层孔隙压力一致。这个区域钻分支井是不经济的, 直接侧钻造成井眼载荷过大以及井眼堵塞。
第四个Auger MPD分支井A-13 ST4, 与ST3有相同的可钻性边界。而且, 当钻该段的时候泥浆密度减少了0.4 ppg, 到达总深度时地面泥浆密度低于地层孔隙压力0.1 ppg。该井加重以及下套管完井, 具有工业开采价值。
不稳定与漏失造成的井下事故在4口MPD分支井中得到完全避免。后来又钻进的2口井运用DAPC系统并没有获得储层和产量。
4口井的专业操作改进如下:
◇ 第一口井之后MPD装备安装100%的脱机;
◇ RCD元件安装之后MPD系统压力在线测试减少到了仅仅一次;
◇ MPD系统对入井套管的校正时间减少超过了50%, 不足6 h;
◇ 第一口井之后用系统校正对组合MPD装置进行了应变训练;
◇ 对比常规的钻井接单根时间MPD减少超过了40%;
◇ 关键的备用系统使MPD系统100%地正常运行;
◇ 流量计精度的改善提高了渗入气体和井涌监测的质量;
◇ RCD元件替换时间提高到不足1 h, 消除了过压与欠压波动;
侧钻井技术 篇5
连续油管技术始于二十世纪四十年代, 但是连续油管技术出现三十年后才开始广泛被人们所应用, 直到二十世纪九十年代连续油管的技术价值得被大众认可, 并得到了突飞猛进的发展。而我国则是在二十世纪八十年代末渐渐引入了连续油管作业技术。并且随之发展连续油管技术已经从单单在传统的修井作业中迈向了更广泛的应用, 例如挤水泥、设置和恢复流量控制及封堵装置、打捞作业、除垢和除水泥作业、复合桥塞和压裂丝堵的铣除等作业。连续油管技术的主要优点包括管子欠平衡性能增强、起下钻时间更快、操作安全性更高、作业足迹更少、环境影响更小等。如今我国普遍采用的油田钻井方法就是采用连续油管可展开设备在油井的主井筒外侧钻井。
2 概述
侧钻就是为了特殊的工艺需要, 在原有井眼轨迹的基础上, 使用特殊的侧钻工具使钻头的钻进轨迹按照预先的设计偏离原井眼轨迹的过程。以其最简单的形式, 连续油管侧钻井可以定义为, 使用位于主井筒中预定造斜点处的楔形装置来除去一段管壁/井壁, 露出其后面的地层, 展开裸眼井钻具组合。这个倾斜的楔形体称为造斜器, 位于井筒中偏离当前井轴方向, 将铣鞋挤出井筒。
造斜器是在孔内定向后能使钻孔连续弯曲的造斜工具。它可以是一个独立的装置也可以是复合原件, 需要在油井中完成不止一次起下钻。造斜器本身可以安装在连续油管或者电力线提升的坐封工具上, 这由几个因素决定, 包括坐放深度处的井斜、造斜器工作面的定位要求和地面设备的可行性。
3 连续油管侧钻井技术的优点
在石油作业中, 利用连续油管侧钻技术进行作业, 首先能够节约钻井成本, 因为其无需取出老井中现有的生产设备, 可以边钻边采。其次利用连续油管可安全地进行欠平衡钻井作业, 减少泥浆漏失, 可防止地层伤害的发生, 并且在起下钻过程中能够连续循环泥浆, 减少起下钻时间和作业周期, 提高了起下钻速度和作业的安全性;再者由于使用连续油管侧钻技术, 地面设备和岩屑废料都很少, 噪音低, 污物溢出量小, 则减少了环境污染等。而在连续油管侧钻井的众多优点中最有利的则是可以使造斜器通过井筒内的限制, 固定在下面更大的套管处, 即形成过油管侧钻环境。
4 开窗技术
侧钻技术能够顺利进行运作的主要关键部件是铣鞋, 它用来铣去一段套管, 以进入地层进行随后的裸眼钻井。如今, 随着连续油管侧钻技术的发展, 铣削基质也逐渐过渡到几何形状规则的硬质合金块, 渐渐取代了过去用于套管开窗的铣鞋上镶有粉碎的硬质合金块。为了能够争取更快的磨铣速率和更高的准确性, 需要准确的改进应用技术, 因此在工业界也逐渐开始采用PDC结构制作套管开窗铣鞋。
5 造斜技术
随着科学技术的不断发展, 我国的自过油管造斜技术也在不断改进, 锚定系统的设计也经历了多次改革进步。其中第一代的锚固段垫片上焊有几个硬质合金刀块, 并且每个套管尺寸都需要使用一个不同的垫片, 因此, 当造斜器定位时, 垫片甩出与套管内径啮合。而后来发展的第二代锚固段设计则是通过使用旋转臂体型设计, 即我们通常所说的锚臂体型设计从而改进了造斜器的锚固性能。同时, 在设计锯齿轮廓时, 为避免硬质合金断裂并增加套管的穿透深度则需要对锯齿进行硬化处理。对于给定的套管尺寸, 单个锚臂能够在较大的套管质量范围下定位, 与套管内径之间的啮合也更牢固。锚固面是由一个圆形面积组成, 里面含有一个带刺的锯齿轮廓, 当造斜器定位时, 锯齿轮廓与套管内径啮合。
6 结论
如今在我国石油油田钻井方法已经多采用主井筒外侧钻井技术, 这也是因为该技术能够帮助工作人员开采以前遗留下来的油藏, 还能够延长油田的使用寿命。同时也方便了油田开采人员在过油管和单一井径两种环境下侧钻井, 还兼具连续油管的作业优势。
摘要：本文主要探讨了连续油管侧钻井的技术。并具体通过连续油管造斜器定位以及使用连续油管修井电动机进行开窗磨铣等典型的例子来阐述了工程中的工序和如何选择工具的标准。通过举例可以证明在利用连续油管铣鞋和电动机进行套管开窗时是可以节省钻机费用;并且利用不压井修井方法进行造斜器定位能够带来更好的的经济效益。其中造斜器更是能够在不移动完井设备, 并在不压井的情况下工作, 从而省去了修井机和加重压井液的工作, 而连续油管侧钻系统的主要优点就在于它可以在有限的井筒条件下在套管上磨铣窗口。同时该侧钻系统能够在电力线或者连续油管上展开, 因此更适合于有限的井筒路径, 且可以在井下开窗。
关键词：连续油管,过油管侧钻,套管,开窗
参考文献
[1]薛永康, 吴大康, 屈军勤.5 (1/2) ″套管开窗侧钻技术在安塞油田的应用[J].长江大学学报 (自然科学版) 理工卷.2008 (03) [1]薛永康, 吴大康, 屈军勤.5 (1/2) ″套管开窗侧钻技术在安塞油田的应用[J].长江大学学报 (自然科学版) 理工卷.2008 (03)
浅谈小井眼侧钻井的工艺技术 篇6
一、窗口形成技术
在选择窗口形成技术对小井眼进行侧钻工程时, 施工人员应当着重关注开窗工具, 因为科学恰当的开窗工具能够大大提高侧钻的效率。而新型套管开窗工具是目前小井眼侧钻井工程当中被广泛运用的工具之一, 所谓的新型套管开窗工具, 即是指通过运用老井的油层套管来完成在油层某位置所实施的开窗、侧钻等一系列小井眼侧钻井工作。现阶段新型套管开窗工具主要有两种, 分别表现为地锚式与悬挂坐封式, 而且仍然要进行2~5次的起下钻工序, 才能在真正意义上完成整个定向坐封的小井眼侧钻工作。正常情况下, 地锚式的套管开窗工具是要在所浇筑的水泥完全凝固之后才能进行开窗工作的, 其所要花费的时间要比悬挂坐封式的套管工具所花费的时间要长, 且工程费用也较高。此外新型的悬挂坐封式开窗工具能够满足一次性起下钻的施工要求, 而且在小井眼侧钻过程中开窗钻头会在一定程度上确保导向器的安全, 从而保证施工设备的稳定性, 提高工程的经济效益。当然一项高效的小井眼侧钻井工程对套管开窗技术质量也是有要求的, 施工人员要在侧钻前, 要检查套管开窗工具的钻头、导向器、坐封器是否齐全, 是否配置了相应的支承结构来避免钻头削伤导向器, 是否存在较大的分叉角等, 一旦检查到套管开窗工具质量存在问题, 就必须更换。
二、水利加压器的实际运用
现阶段, 在实现远距离的以定向井、高效小井眼侧钻工程过程中, 钻头钻压能否落实准确的施加直接影响到了整个工程的施工质量。现今许多小井眼侧钻工程都是利用下部钻柱本身的重量来增加钻头的钻压, 可是此方法的运用仍然存在不少的问题:第一, 一般而言下部钻柱的本身重量都是比较轻的, 如果要用其来实现大范围、重量化的钻头钻压工作是难以完成的, 而且如果要适应钻头钻压的施工要求, 就必须改变钻柱的形状, 但这样会导致井出现倾斜的问题;第二, 钻柱本身对井壁就已经存在较大的正压力, 如果再提高钻柱的摩擦阻力以及转盘的功耗, 就极其容易使得钻压失控, 导致钻头损坏, 从而增加了钻井的实际费用。因此施工人员可以选用选用安全稳定的水力加压器, 并且要确保加压器钻头的钻压范围是能够符合实际的小井眼侧钻井工程的需求, 从而增大钻柱的使用年限, 降低发生钻柱断脱、卡钻的可能性, 恰当地弥补了现阶段小井眼侧钻井工程出现的水力加压器砂堵、使用年限短等不足。施工人员还应当注意的一点是, 必须保证水力加压器是能够把其上下部的钻具分离, 因为这样能够在一定程度上削弱钻具震动所造成的影响, 适当延长水力加压器的钻头、钻具的实际使用年限。
三、高速的单牙轮钻头
单牙轮钻头是目前深井、小井眼侧钻井工程所能够使用的新工艺, 其主要通过刮挤剪切来和冲击扭力共同产生强大的削力, 从而最终完成破岩工序并形成拥有网状形态的切削轨迹。对于此新型的切削方法, 必须要保证牙齿与岩石是具备充足的接触时间, 让整个破岩过程更加有效率、更加有质量保证。而且接触到井底的单牙轮钻头的牙齿量越多, 就越能够保证钻头钻压力的均匀性, 越能够进行高效地切削, 从而降低单牙轮钻头牙齿折断、脱落问题出现的概率, 有效地延长了单牙轮钻头轴承系统的使用年限。除此以外, 单牙轮钻头牙轮的结构越简单, 就越能够给予充分的结构改造空间给施工人员, 越有机会制作出小型的钻头, 而且与一般的钻头相比较, 单牙轮钻头所配置的牙轮的实际钻速是较快的, 能够在一定程度上实现高效的小井眼侧钻井工程, 从而不断提高国内小井眼侧钻井技术水平。
四、新型的可扩眼钻头
当前, 小井眼侧钻井工程所使用的可扩眼钻头主要包括双中心扩眼钻头与伸缩性扩眼钻头, 一般来说, 双中心扩眼钻头主要通过偏心块来完成扩径任务, 可是实际扩大量会被小井眼下部井段的套管内部直径约束, 而可缩性扩眼钻头则是通过使用具有伸缩性能的刀翼来完成扩径工序, 最关键的一点是其所完成的扩径量是完全不被小井眼下部井段的套管内部直径所约束, 能够在一定程度上完成远距离的扩径任务。目前工程所配置的伸缩式扩眼器主要是通过弹簧与液压等形式来方便刀翼的随意伸缩, 这种性能被认为是软支撑模式。与其它钻头相比, 可扩眼钻头具备其自身独特的优势:能够随钻扩眼、扩眼的速度和单牙轮钻头实施破岩工作的速度相符合、能够灵活地伸缩钻头、安全稳定、使用年限长等, 而且小井眼侧钻井工程对井径的具体规定, 能够大大提高了小井眼和套管的环形间距, 增强了工程所需的水泥环的厚度与坚韧性, 从而在一定程度上确保了固井的施工质量, 延长小井眼侧钻井的实际使用年限。
综上所述, 目前小井眼侧钻井工艺技术在石油能源领域的应用已获得了良好的效果, 并且提高了工程实际的经济效益, 能够完成小井眼侧钻井工程高质量、快速率、低成本的施工目标, 合理有效地增强我国小井眼侧钻井的技术能力, 适当提升钻井的速率, 减少能源的挖掘费用, 尤其对低产量油气田或者深井的挖潜工程起到了至关重要的作用。
摘要：合理运用小井眼侧钻井的工艺技术, 能够在一定程度上完成高效、高速地小井眼侧钻任务, 增强现代化的小井眼侧钻能力, 促进当代侧钻速率的提升, 从而减少石油能源的挖掘成本。
关键词：小井眼,高效侧钻,工艺技术
参考文献
[1]成育红, 李彦军, 张文强, 曹朋亮.苏里格气田小井眼井钻井 (完井) 工艺研究[J].石油化工应用.2013 (07) .
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小井眼开窗侧钻井固井工艺技术 篇7
1 固井工艺中存在的问题
就当前的现状来看, 固井工艺实施过程中凸显出的问题主要体现在以下几个方面:第一, 在固井工艺开展过程中对配套工具的完善提出了更高的要求, 且就当前施工现状来看, 部分施工单位仍未实现技术应用基础, 即工艺工具的完整配备, 最终由此影响到了工艺质量及进度;第二, 井眼曲率半径小亦是固井工艺实施中凸显出的主要问题之一, 即上层套管开窗→钻取目的层→穿透上层套管工艺流程的开展易引发井口弯曲现象, 继而凸显出曲率半径较小的问题, 并就此增大钻取过程难度系数。为此, 当代施工单位在固井工艺施工项目开展过程中应提高对此问题的重视程度, 并对其展开行之有效的处理;第三, 当前固井工艺亦存在着套管内部坐挂难度大的问题, 而导致此问题发生的原因主要归咎于开窗过程的长期开展, 由此损坏套管管壁, 继而影响到工程质量。
2 小井眼开窗侧钻井固井工艺技术分析
2.1 水泥浆控制技术
在小井眼开窗侧钻井固井工艺开展过程中强调对水泥浆控制技术的应用是非常必要的, 为此, 施工单位在项目开展过程中应针对井深、钻井液密度展开调研行为。如, 温侧5-54井在固井工艺开展过程中则基于井深2519m, 钻井液密度1.7g/cm3的基础上将水泥浆密度设定为1.8g/cm3, 继而由此来满足施工条件。此外, 基于工程施工的基础上, 为了规避水泥浆井漏问题, 要求施工人员在水泥浆搅拌过程中应加入适量的BCE-200S防漏剂, 以此来防止钻井过程中凸显不规范的施工行为。同时, 在室内固井工艺开展过程中为了确保工程质量, 应配置水泥浆堵漏测试装置, 继而在此基础上获取1mm孔动态、1mm缝动态等信息数据, 达到“压而不漏”的高质量施工目的。另外, 在应对复杂的钻井工序问题时, 要求施工人员在实际工作开展过程中应结合固井设计要求添加胶乳外加剂, 以此来提升水泥浆整体性能, 满足施工条件。
2.2 固井技术
在固井工序开展过程中为了保障整体工程质量, 应合理规划下套管的选用, 即将悬挂器位置控制2200m左右, 并维持管尾处在2500m的下深设置状态, 由此来满足工程施工需求。同时, 在悬挂器下压过程中为了缓解固井难度较大的问题, 应注重以21MPa为标准对泵压进行提升处理, 继而由此保障工艺流程的合理性。此外, 在固井技术应用过程中应注重完善注入前置液、注入水泥浆等工作流程, 同时在此基础上将其工作量分别控制在1.5cm3、1.0cm3的状态, 且强调在工程项目开展过程中设置2柱起钻, 达到最佳的工程施工成效。
2.3 稠浆携砂等技术
为了提升固井工艺整体技术水平, 首先要求技术人员在悬挂器设定过程中应将老井、小套管重叠长度维持在75mm~100mm, 由此规避井下漏失问题的凸显。同时, 在套管安装过程中应注重为每个套管配置1个扶正器, 继而满足施工条件。其次, 基于稠浆携砂技术应用的基础上, 要求施工人员在实际工作开展过程中应将150s黏度的钻井液应用于携砂工序中, 且依据具体的工程设计要求, 在固井前将钻井液黏度调整至40s, 以此来提升整体工程施工效率, 达到最佳的工程施工状态。再次, 冲洗液的选用在固井工艺中起着关键性的影响作用, 因而施工单位在项目开展过程中应注重将其浓度控制在≥15%, 并以>7min的冲洗形式来清除井壁杂质, 确保工程施工质量。
2.4 施工案例
近年来, 中原油田在固井工艺钻井过程中逐渐凸显出漏失问题, 即其在钻井过程中为了满足工程施工需求将水泥封固段长设定为800m, 而在实践施工过程中仅执行了130m的水泥封固段施工设计, 最终由此诱发了漏失问题。同时, 该工程项目在实施过程中亦凸显出32井油层、31井油层间互窜的现象, 为此, 施工单位在项目开展过程中为了保障整体工程质量, 采用了井眼开窗侧钻井固井工艺技术, 即将1.5g/cm3密度水泥浆作为施工材料, 并将其置入到46MPa环境下, 继而由此缓解了传统施工模式下凸显出的相应问题, 达到了最佳的工程施工状态。从以上的分析中即可看出, 固井工艺水平影响着整体工程施工质量, 因而在此基础上, 当代施工单位在项目开展过程中应不断提高自身技术手段, 迎合当代社会发展需求。
3 结语
综上可知, 当前固井施工仍然存在着某些不足之处影响到了开采效率, 因而在此基础上, 施工单位在项目开展过程中应逐步优化自身技术手段, 同时加强对钻井过程的控制, 并由此强调对水泥浆控制技术、固井技术、稠浆携砂技术等的应用, 由此来规避传统施工模式下凸显出的相应问题, 达到最佳的工程施工状态, 且有效缓解井口弯曲等现象, 迎合当代社会开采需求, 推进社会经济的进一步发展。
摘要：基于钻井工作领域不断发展的基础上, 逐渐凸显出资源、人力消耗较大的问题, 因而在此基础上为了缓解低收入施工现象, 要求当代施工单位在钻井工序开展过程中应强化对工艺技术的应用, 由此来满足矿井开采条件, 达到高效固井工艺施工状态, 且就此赢得更大的经济效益。本文从固井工艺中存在的问题分析入手, 并详细阐述了工艺技术手段在钻井开采中的具体应用, 旨在其能推动当前钻井开采领域的可持续发展。
关键词：固井,工艺技术,开窗侧钻井
参考文献
侧钻井技术 篇8
1 侧钻井分层注汽工艺技术的原理及技术特点
1.1 技术原理
该技术根据油层井段内各小层的物性数据, 各种传热特性, 管柱的结构尺寸及配汽参数, 应用分层配汽计算软件, 设计各油层合理的蒸汽注入量, 按油层的实际动用情况定量配汽, 把理论计算和工具设计有机地结合在一起。
通过对稠油井高温测试资料及油井地质资料的分析, 从造成油层吸汽不均的具体物性参数入手, 经过正确的理论分析, 根据气液两项流体力学和传热学的原理, 考虑了蒸汽在井筒中的流动为一变质量的两项流动过程, 依据分层配汽过程的数学模型, 计算出各油层的注汽压力和干度, 并据此设计相应层位的注汽量及配汽器的孔径大小。这样真正做到了按照各油层的实际动用情况合理配汽, 从根本上解决了油层纵向动用程度不均的矛盾, 改善了油层吸汽剖面, 提高油井采收率。
1.2 主要技术参数
1.2.1 注汽封隔器
由于侧钻井有开窗拐点, 悬挂器内径较小 (Φ108mm) , 这就要求注汽封隔器不仅要座封可靠, 密封耐压高, 而且要解封可靠, 防止注汽管柱卡井。将传统的热膨胀坐封封隔器改为液压式压缩胶筒座封的小直径注汽封隔器, 该封隔器由座封机构、锁紧机构、解封机构。
主要技术参数:最大外径为Φ103mm;最小内径为Φ62mm;坐封温度为200℃;承压为17MPa;最大长度为918mm;工作温度≤380℃;解封负荷为3KN。
1.2.2 分注阀
分注阀主要由筛管及球座组成。主要技术参数:最大外径为Φ90mm;最小内径为Φ50mm;最大长度为600mm;开启压力为8MPa。
1.2.3 配汽阀
主要技术参数:最大外径为Φ90mm;最小内径为Φ50mm;最大长度为600mm。
1.3 分层配汽管柱的设计
侧钻井分层注汽工艺管柱, 可实现多层同时注汽。根据油层地质情况, 将油层分为若干吸汽程度不同的油层井段, 利用侧钻井注汽封隔器将它们分隔开, 再根据各自不同的注汽要求, 由分注阀或配汽阀调节, 对动用较好的高渗层段相应的减少注入蒸汽的比例, 适当提高中、低渗层的注汽量, 以提高蒸汽在油层中的利用率。侧钻井分层注汽工艺管柱可根据油井实际需要实现选层注汽、强制分注、分层配汽等方式, 以达到调整吸汽剖面, 提高吞吐效果的目的
1.3.1 侧钻井选层注汽技术
(1) 管柱构成:真空隔热油管+伸缩管+选注封隔器+筛管
(2) 工艺原理及特点
该技术针对中、低渗透层进行注汽, 利用选注封隔器将高渗透层与中、低渗透层分开, 单独对中、低渗透层进行注汽, 从而达到增产原油, 提高中、低渗透层动用程度的目的。
该项技术应用范围广, 可用于封上注下, 封下注上, 封上下注中间等三种工艺方式。
1.3.2 侧钻井强制分注工艺技术
(1) 构成:真空隔热油管+伸缩管+分注封隔器+注汽阀+分注封隔器+尾管
(2) 工艺原理及特点
该技术可对两个注汽单元分别注汽, 先对一个油层单元进行注汽, 达到设计注汽量后, 投球封住该油层单元, 再对另一个油层单元进行注汽, 从而实现一次管柱分别对两个油层单元进行注汽。适用于两层分层注汽井。如图1。
1.3.3 侧钻井分层配汽工艺技术
(1) 构成:真空隔热油管+伸缩管+配注封隔器+配汽器+配注封隔器+配汽器+丝堵
(2) 工艺原理及特点
该技术根据油层的物性参数, 以及配汽参数, 按油层的实际动用情况同时定量配汽, 使高渗透层的吸汽量受到有效、定量的限制, 中低渗透层的吸汽量得到定量的分配, 改善了油层的吸汽剖面, 提高了油层的动用程度。
该技术可实现一次注汽过程同时对两个或两个以上的油层单元进行注汽, 消除了各油层单元的放喷时间差问题。适用两层或两层以上同时注汽的分层注汽井
1.4 技术指标
管柱最大外径:φ103mm;滑套启动压力:3MPa;工作温度:350℃;工作压力:17MPa。
1.5 措施选井要求
(1) 有两个或两个以上小层, 且层间夹层厚度在两米以上;
(2) 油井累计产油量较高, 目前吞吐产量较低, 油汽比低于0.3, 有未动用或动用差油层, 油层物性又较好的油井;
(3) 油井井下套管完好无变形用通井规可以通过 (Φ104mm通井规) ;
(4) 油层射孔井段固井质量合格。
2 现场应用情况及效果分析
实施侧钻井分层注汽工艺技术4井次, 成功率100%, 措施有效率为100%。较上周期注汽压力平均提高2.95MPa, 措施后吞吐周期延长117 d, 累计产油2586t, 增油1072t, 取得了较好的试验效果。随着油田侧钻井数量的不断增加, 侧钻井分层注汽技术在调整吸汽剖面, 提高吞吐效果方面将起到重要作用。
3 结论
(1) 运用侧钻井分层注汽技术, 可实现有效注汽, 提高蒸汽吞吐效果。
(2) 侧钻井分层注汽是一项简单、实用、低成本的工艺技术, 在小洼油田开发后期是提高油井产量、延缓油井产量递减的有效方法。
摘要：针对侧钻井渗透率差异大、层间矛盾突出、油层动用不均等问题, 开展了侧钻井分层注汽工艺技术的研究与应用, 有针对性地对油井个各小层实施了分层注汽工艺措施, 实现了有效注汽, 提高了侧钻井蒸汽吞吐效果。
关键词：侧钻井,蒸汽吞吐,吸汽不均,分层注汽,提高吞吐效果
参考文献
[1]刘喜林主编.工程技术交流会文集[C].东北大学出版社, 2002:302~307.