小井眼修井（精选6篇）
小井眼修井 篇1
1 小井眼修井作业的难点和影响因素
1.1 丛式井和斜井的修井作业难度高
辽河油田的丛式井组数量多, 小井眼井中斜井居多, 进一步增加了修井工艺难度。主要表现在打捞入鱼困难, 上提力不易充分作用到卡点。
1.2 容易出现砂卡
由于井眼容积小, 加上内有管柱, 空间更小, 地层少量出砂, 也会在井眼内形成较长砂柱, 容易砂卡管柱。井口落物卡, 通井、刮削作业中通井规、刮削器卡等。
1.3 井径偏小, 工具配套复杂
辽河油田小井眼套管内径仅为φ101.6mm外径以φ114.3mm为主, 限制了修井作业配套工具的外径尺寸, 大部分常规修井工具不适用。小井眼修井工具品种少, 井下工具强度难以满足要求, 可靠性差。
1.4 小井眼砂粒沉降的出现规律
1.4.1 砂沉降受力:
当砂粒在静止的流体中沉降时, 作用于砂粒的有两种力, 一种是砂粒的重力和浮力, 也就是颗粒在流体中的重力, 它只取决于颗粒的密度和流体的密度, 而与颗粒的运动速度无关, 另一种是流体作用于砂粒的阻力, 当流体速度大于砂粒沉降进度时, 砂粒就会被流体带动。
1.4.2 砂粒形状对临界流速的影响:
在实际生产中, 砂粒形状都是不规则的砂粒, 由于不规则砂粒其形状不规则, 比同体积的球形砂粒表面积大, 砂粒表面粗糙, 砂粒形状不对称, 这些特点都会引起砂粒运动是阻力增大, 也就是不规则砂粒的阻力大于球形砂粒的阻力, 因此不规则砂粒的自由沉降末速小于球形砂粒。
1.4.3 有限空间对流速的影响:
当颗粒在有管壁限制的有限空间中沉降时, 由于颗粒占据了一定管道截面而使过流截面变小, 颗粒与流体的相对速度增大, 从而使颗粒得到附加的液体阻力, 对于四寸套管冲砂时, 颗粒在四寸套管的附加流体阻力更大。
1.4.4 颗粒浓度对临界流速的影响:
颗粒密度对临界流界流速的影响。当砂粒浓度很小, 沉降过程中彼此干扰很小, 可看成自由沉降, 浓度较大时, 砂粒沉降不表现为大量砂粒的共同运动, 砂粒群在沉降时, 不仅受到砂粒与砂粒间及砂粒与管壁间的摩擦和碰撞, 同时还受到颗粒下落引起流体上升而产生附加阻力, 这两方面的阻力都与颗粒群的浓度有关, 浓度大而沉降速度减小, 当颗粒体积浓度超过2%-3%时, 颗粒碰撞的作用有可忽略, 所以颗粒群的沉降末速小于自由沉降末速。但由于颗粒群的沉降涉及许多复杂因素, 目前缺乏颗粒干扰沉降末速的准确计算公式, 只能由实验来确定。
2 小井眼修井作业技术的应用
2.1 活动解卡
小井眼解卡一般采用活动、震击、倒扣和磨铣等多种措施相结合。主要彩倒扣解卡震击解卡、切割、解卡、磨铣等多项技术。工具配套:根据小井眼作业需要, 配套了一些解卡类工具, 如X J Q-K95-N C26开式下击器、GXM-PΦ96高效平底铣磨鞋、XZ-L-φ96高效梨形铣锥等。
2.2 小井眼打捞技术
2.2.1 小井眼打捞方式:
目前, 辽河油田在φ114.3m m套管内需要解卡打捞的落物主要有φ60.3mm油管、φ73.0mm油管、封隔器、管式泵、球座以及一些小件落物。一般采用油管下入井下打捞工具进行打捞。
2.2.2 小井眼打捞工具配套: (1) 鱼刺钩: (2) 平钩: (3) 三抓内钩。
2.3 不动管柱分层压裂技术研究
2.3.1 分层压裂工艺:
小井眼分层压裂前期主要采用填砂分层压裂和塑料球暂堵分层压裂工艺, 为了提高作业效率、简化作业程序、降低成本, 开展了φ114.3m m小井眼井不动管柱分层压裂工艺技术研究。不动管柱分层压裂工艺是, 一次射开各层, 管柱一次下井, 压完一层后, 投球打开滑套, 隔开下层压裂上层。
2.3.2 分层压裂管柱:
为满足小井眼储层改造要求, 从油套环空间隙、井口施工压力、抗内压、抗拉安全系数等方面综合考虑, 最终优选出27/8〞P110平式油管作为压裂管柱。
2.3.3 分层压裂工具:
根据小井眼分层压裂工艺需要, 研发了K344-95封隔器、滑套喷砂器、水力锚、节流喷砂器等配套分压工具。
2.3.4 分层压裂工艺特点:
不动管柱分层压裂与投球及填砂分层压裂工艺相比, 具有改造效果好、作业时间短, 对储层伤害小等优点。
2.4 套损井下小套管修复技术
2.4.1 固井小套修复技术:
在原φ139.7mm套损井中下入外径φ101.6mm的技术套管, 然后采用延时水泥浆固井, 封固两层套管环空, 再重新打开油层后投产, 达到恢复油井产量的目的。优点:治理彻底, 生产管柱简单, 能防止上部水倒灌伤害油层, 无坐封段的油井也能通过该项技术恢复产能。缺点:一次性投入高、风险大、井眼小, 采油工艺、井下工具配套难度大, 日常管理和增产措施受到影响。
2.4.2 不固井小套修复技术:
在φ139.7mm套管内下入φ88.9mm小套管, 下接封隔器打压坐封, 对上部套破出水段封隔, 然后下小套专用泵+φ60.3mm管柱进行生产。:优点: (1) 座封周期较常规隔采明显延长, 防止了检泵时洛河水对地层的倒灌污染。 (2) 生产管柱简单。 (3) 一次性投入少, 风险较小, 封隔器失效后可起出更换。
2.5 小井眼冲砂工艺
小井眼冲砂时, 为使用冲砂液将砂子顺利冲出井筒, 流体在井内上速度必须大于最大直径砂粒在冲砂液中的下沉速度, 理论上其速度比一般大于或等于2。通过分析砂粒沉降的影响因素, 井下管柱结构及砂粒在水动力条件下的运动特征, 通过模拟计算, 选择合理的工作参数, 控制现场冲砂的施工排量和泵压, 与实际情况较为稳合, 减少施工的盲目性, 从而提高生产效率。
2.6 小套管化学堵漏工艺
该工艺是借助工程测井和双封找漏手段确定漏失部位, 应用H T101套管堵漏剂, 采取下油管挤封或套管内平推方法将堵漏剂注到套管漏失段, 实现有效封堵。已有多口小井眼油井实施了套管化学堵漏, 对于油井套管试漏、化学堵漏的治理效果良好, 目前都在正常生产。
3 认识与建议
(1) 小井眼修井作业所面对的事故具有复杂多样性, 处理方法没有固定的模式, 需根据具体情况及处理进展研究对策。 (2) 小套管修复技术与常规隔采相比, 具有治理彻底, 井下生产管柱简单, 能有效地防止上部水倒灌对油层造成的伤害;与侧钻相比具有费用低、工艺简单、建井周期短、恢复油井生产快, 效益显著的特点。该技术为套损井治理提供了一种有效手段。 (3) 小井眼开发技术可以降低建井成本, 对于低产油气田的经济有效开发具有重要意义, 但由于相应的钻完井技术、开发配套技术及后期作业维护技术的局限性, 目前应用范围还不够广, 今后仍需进行大量的研究攻关。 (4) 通过对小井眼修井作业技术的研究, 形成了若干修井作业工艺, 配套开发了一定数量的小井眼修井作业工具, 为小井眼开发提供了技术支持, 但还不能完全满足要求, 需在生产实践中不断地完善作业工艺, 进行配套技术研究。
参考文献
[1]谷爱民等;裸眼段取套工艺技术的改进[J];钻采工艺;2004年02期[1]谷爱民等;裸眼段取套工艺技术的改进[J];钻采工艺;2004年02期
[2]长庆油田分公司油气工艺研究院.长庆油田小井眼修井技术研究与应用[M].2009年6月[2]长庆油田分公司油气工艺研究院.长庆油田小井眼修井技术研究与应用[M].2009年6月
小井眼高效侧钻技术 篇2
套管井侧钻技术起源于20年代的前苏联, 其基础技术是多底井、分支井钻井技术。
1928年, Spencer研制出一件导向器, 用于套管开窗;1937年, Dana研制出的工具在美国从一个母井眼中钻成功了3口分枝井, 由于产量低, 未能引起重视;
1953年, 前苏联钻成的套管开窗侧钻分枝井, 提高了产量;80年代后期, 许多国家开始研究和完善该项技术。到1990年时, 全世界已完成2780口套管开窗侧钻分枝井。国外许多公司都有了一套钻分枝井的侧钻、采油工具和配套的工艺技术。
我国于1957年开始应用侧钻技术。90年代初, 国内也把老井套管开窗侧钻开发老油田立为国家重点科技攻关项目。迄今为止, 国内外各大油田不同程度地形成了适合自身条件的“侧钻工具及工艺配套技术”。通过几年来的研究与应用, 目前已形成了“小井眼侧钻工具及工艺配套技术”, 主要内容包括:
(1) 侧钻井单井评价技术;
(2) 侧钻井井壁稳定分析计算与控制技术;
(3) 小井眼侧钻井成套工具配套技术;
(4) 小井眼钻井液技术;
(5) 小井眼轨迹优化设计与控制技术;
(6) 小井眼侧钻井扩眼与快速钻进技术;
(7) 小井眼侧钻井完井技术。
几年来, 这一技术体系已成为我国各大油田解决老区块上具有开发价值的变形井、事故井和加深井, 恢复产能的重要手段。其原因是比钻更新井、调整井相对容易, 且经济可行。
2 我国侧钻市场的现状
据不完全统计, 我国各大油田90%的油气井位分布于中、低渗透油气藏, 这些中低渗油气藏的开发几乎均采用压裂、酸化、注水等技术来实现的。目前, 油田的生存和发展主要来源于三个方面:老区块的油层改造 (重复压裂) 和剩余油气藏的开发 (小井眼套管开窗侧钻) , 新区块的勘探和深层油气藏的寻找。
大家知道, 小井眼侧钻技术还不完善, 其主要障碍是:套管开窗工具效率低, 钻头破岩速度慢, 固井质量差, 事故率高。因此, 这就严重制约着该项工程的规模性发展。
青海油田已开始应用侧钻技术, 由于侧钻技术还不够完善, 存在以下几方面问题:
(1) 侧钻井段地层经过多年的注水开发, 地层岩石吸水膨胀, 蠕变加剧, 岩石层面间的摩擦力降低, 导致地层易于流动和井眼应力场分布复杂。泥浆安全压力范围的掌握困难, 所形成的新井眼缩径量加大, 井壁稳定控制难度加大;
(2) 老井眼经过多年的注水开发, 层间岩石的软硬级差变大, 造斜工具的造斜能力与井壁岩石对造斜工具的支撑能力难以定量掌握, 从而导致井眼轨迹控制的难度增大和周期增长;
(3) 套管开窗工具施工周期长, 其结构难以实现准确定位和实现快速分叉;
根据统计资料表明:我国各大油田套损井数目年增长率高达10%~30%, 相信在今后的5-10年内, 在新区块还没有勘探出来之前, 套损井侧钻是各大油田值得重视的增产措施之一。因此, 侧钻市场的竞争会日趋激烈, 高效、优质、低成本是占领该市场的必要条件。目前, 各油田的侧钻工作才刚刚起步, 利用修井机开展小井眼侧钻工作, 具有良好的经济性和应用前景, 也是一个重要的利润增长点。通过培训队伍、完善装备、开发高效率的配套工具, 掌握小井眼侧钻的工艺技术, 为油田的生存和发展再开辟一个新市场是很有可能的。
3 小井眼侧钻工艺技术
3.1 建立健全技术主线
针对油田地层结构特征和井下的静动态条件, 建立健全了单井“技术主线”工作机制。其工作流程是:
(1) 获取地质设计和工程设计要求;
(2) 提取原井迄今可能有的技术资料和目前井况;
(3) 综合分析施工的难易程度;
(4) 充分掌握潜在的危险因素;
(5) 作出最优化轨迹设计和控制方案;
(6) 最优化钻具结构设计;
(7) 确定出确保井壁稳定的静动态技术措施;
(8) 制定出快速钻进的技术参数;即技术主线。
在侧钻工作中各路技术力量必须按照这一“技术主线”来开展工作, 达到协同作战, 实现高效侧钻的目标, 力争在较短时间内利用修井机实现侧钻水平井的目标。
3.2 侧钻工艺技术
首先, 按侧钻工程工况的不同, 侧钻分为三大类:
(1) 拔套侧钻;
(2) 套管断铣裸眼侧钻;
(3) 套管开窗侧钻;
对于套管定向开窗侧钻:它具有的特点是:磨铣钻屑量少, 对钻井液性能要求不高, 开窗后无需打水泥塞, 工具加工简单易行, 修复方便, 一次性投入少, 成本低;目前的套管定向开窗工具有两大类, 即地锚式套管开窗工具和悬挂坐封式套管开窗工具, 需要2-5次起下钻完成定向坐封并实现开窗。地锚式套管开窗工具需要注水泥塞等待侯凝再开窗, 其周期较悬挂坐封式套管开窗长, 成本高。
采用悬挂式套管开窗侧钻法, 仍是国内外普遍采用的开窗技术。而且, 实现一次性起下钻, 完成定向、坐封并实现开窗, 且开窗钻头尽可能不伤导向器, 分叉角达到2.50-40的全液压驱动结构悬挂式坐封开窗侧钻技术, 能创造较好的经济指标, 也是该项技术今后的发展方向。
4 实现小井眼高效侧钻的关键技术:
小井眼侧钻技术, 主要包括了:窗口形成技术、井壁稳定控制技术、轨迹优化设计控制技术和扩眼快速钻进技术。
窗口形成技术的核心是:可靠的高效率的开窗工具;
井壁稳定控制技术的核心是:井眼应力场的定量计算和钻井液体系;
轨迹优化设计与控制技术的核心是:设计手段的先进性和钻具结构;
扩眼与快速钻进技术的核心是:扩眼钻头的性能和钻压准确施加。
通过现场试验认为, 要实现小井眼高效侧钻, 其主要关键技术有以下几点:
4.1 侧钻井井壁稳定的控制
小井眼侧钻井大都是在老区块上施工, 地层注水开发, 造成地层岩石易于流动, 缩径速度及蠕变加剧, 所以侧钻出来的新井眼井壁不易稳定, 也是目前侧钻井事故率极高和周期增长的直接原因。同时, 井径缩小、井斜增大, 套管居中困难, 环空间隙小, 是造成固井质量差的根本原因。解决的方法主要有两种:
第一是:扩径, 预留缩径空间;
第二是:控制缩径。
前者主要着眼点是开发和使用可扩眼工具, 后者是根据侧钻井地质条件和现有的测井资料、水力压裂资料, 建立井眼应力场分析计算力学模型, 从而确定泥浆体系及性能参数和快速钻进的技术措施。
下面就上述核心问题加以分析说明:
井壁稳定问题是钻井工程生死存亡的关键问题, 它直接影响到施工周期, 人力物力的消耗和固井质量, 严重时可导致井眼报废。
井壁稳定问题包括钻井过程中的井壁坍塌或缩径和地层破裂或压裂两种基本类型, 前者是由于岩石的剪切破坏或塑性流动导致的, 后者是由于岩石的拉伸破裂产生的;其定量的研究在于确定地层不坍塌 (不缩径) 、不压漏的钻井液密度范围, 以便为钻井井深结构设计及合理钻井液密度的确定提供依据。
4.2 小井眼侧钻井工具技术:
4.2.1 新型套管开窗工具的开发与应用技术
老井开窗侧钻是利用原来老井的油层套管在油层上部某处进行开窗、侧钻、定向造斜作业完成小尺寸井眼。随着油田开发时间的增长, 油 (气) 水井在生产过程中, 除套管本身质量因素外, 常因为受各种应力作用而造成油水井油层套管严重损坏, 加上各种井下严重故障, 迫使部分井不能正常生产。此类复杂井用一般的方法处理很难见效, 然而却可以采取在生产井的某一特定深度开窗, 另钻新井眼完井, 使油 (气) 水井恢复生产, 达到正常开采的目的。
经研究发现, 许多油田侧钻井其轨迹大多要逆着地层自然造斜方向设计, 并且与原井眼轨迹相反, 侧钻井段地层经过多年的注水开发, 地层岩石吸是膨胀, 原套管周围岩层松软, 层间岩石软硬极差变大, 定向精度要求高, 井壁岩石对造斜工具的支撑能力难以定量掌握, 使得井眼轨迹控制的难度加大, 因此这就需要有良好的窗口技术与之相适应, 尽可能使开窗侧钻轨迹与老井眼实现快速分叉, 定向准确, 安全可靠。
4.2.2 导斜器的使用方法
(1) 准备工作:
利用通井规对老井进行通井, 再用刮削器将套管内壁的脏物刮洗干净, 确保工具入井的可靠性。
检查开窗套管:
核实井身结构, 明确各级套管串的钢级、壁厚。
核实井身质量, 掌握各套管井段的井斜、方位、全角变化率等基础参数。
电测声、放、磁曲线, 检查固井质量, 水泥返高, 套管及套管接箍的损坏程度, 利用标准的通井规进行通井, 严格控制下放速度, 遇阻加压不超过10KN, 要求通井规的直径大于工具的最大外径2-3mm, 长度以大于2m为宜校正套管内径, 严防套管变形。
(2) 操作步骤:
下井前卸下保险装置;
检查联杆固定螺栓和联杆剪钉是否松动, 如发现松动应用工具上紧。
导向器与钻具连接好后就可卸掉安全卡子, 通过井口时下钻平缓, 进入套管后也应匀速下钻 (按一小时20柱的速度下钻) 。
下导向器时如遇阻, 禁止旋转钻具, 应及时起钻通井。带橡胶件导向器, 在起钻时应防止可能引起的抽吸井喷和增加提升拉力, 时刻注意安全。
导向器下到开窗点后小排量循环一会, 看是否有堵塞水眼现象。
当球封堵住循环口后就可开泵打压, 第一次蹩到20Mpa时稳几分种后泄压, 为了提高座封质量应再次打压, 第二次打压同样要蹩到25Mpa, 这时已座封成功。下压10~20吨左右以验证是否坐封牢靠, 然后只要旋转几圈丢手就与导向器轻松分离, 此时就可起钻下铣锥开窗了。
(3) 技术参数
适应井眼:5 1/2″;7″;9 5/8″;
最大外径:Φ110mm~Φ200mm;
最大长度:3.9-4.5m;
座封压力:20-25Mpa;
在油田后期发展中, 小井眼侧钻技术将是油田开发的主导, 以小井眼技术发展起来的多分支井将为油田的增产空间提供更大的方向。
摘要：本文介绍了目前国内外小井眼侧钻技术的现状、主要研究方法及发展趋势。着重阐述了针对国内目前套损井逐年上升的趋势开展的小井眼侧钻技术方面的工作情况。
浅谈小井眼钻井提速技术 篇3
小井眼钻井技术开始于上个世纪40年代, 50年代美国的路易丝安娜洲钻井108个小眼井, 在使用上明显的显露了小井眼井的经济合算, 随着这种技术和经济上的优势, 小井眼很快被其他地区石油公司用于降低成本。在一段时间里小井眼钻井很快的被应用, 但是随着时间的推移, 也暴露出了它自身的缺点, 借用常规钻机或改进的常规钻机打小井眼节约费用不大。
2 小井眼技术发展的因素
2.1 经济利润
研究使用小井眼技术最直接的原因就是能降低成本, 给企业带来经济效益, 与常规的钻井相比小井眼钻井技术可以节省钻井费用25-50%, 在一些特殊的地区甚至可以节省65%, 这样就推动了小井眼钻井技术的推广和研究。
2.2 小井眼技术的进步
当进入八十年代后, 一股技术研究风气盛行, 在技术上, 推动了钻井设备和整套技术的大力发展, 使安全经济地进行小井眼钻井成为了一种现实。
2.3 发展的需要
在一些偏远的地区, 地面的条件恶劣, 运输困难, 勘探的工作风险大, 地震工作在短时间内不能得到确切的信息, 利用小井眼就可以提早的了解地下情况, 这样给勘探带来了很大的便利。
2.4 环境破坏小
由于小眼钻井技术要比常规的钻井技术使用的井场面积减少一半, 钻井液用量及岩屑量减少70%, 施工机具用量大幅度下降, 对环保有利。
在我国对环境的保护问题越来越重视, 钻井作业带来的大量钻井液、废油、水泥浆等各种废料的处理和排放、空气污染和噪声污染严重等问题, 一直是钻井工作者最头疼的事情, 小井眼钻井使这些问题得到了很好的解决。
3 小井眼钻井系统、中原油田侧钻技术现状
3.1 小井眼钻井系统
在长期的研究中发现, 典型的小井眼系统可以分为三类, 转盘钻进、连续取芯和井下马达系统。这种类型采用小钻机、小直径大大节约了成本。
3.2 现状
中原油田是中国石化集团公司的第二大油田, 是我国东部地区的重要的天然气生产基地。主要的勘探开发是东濮, 面积5300平方公里, 石油资源量大约13亿吨, 天然资源3675亿立方米。就目前油田的开发形势喜人, 呈现出了油田稳定上升的一种良好局面, 2005年1月, 中国石油化工集团将四川的普光气田正式移交中原油田开发管理, 普光的加入大大改善了中原油田的资源状况和经营状况, 为中原油田打下了坚实的资源基础。
由于中原油田地质比较复杂, 长期的工作中, 通过不断的探索, 积累了一些新技术, 这些技术在国内都排在先进的行列, 尤其是在小井眼钻井技术方面取得了良好的效果。由于工作性质的特殊性, 中原油田在2000年开始研究小井眼技术, 对小井眼侧钻工具和技术的研究, 在研究工作中针对笔者单位的情况主要研究了, 小井眼钻井测钻成套工具的配套技术、小井眼钻井液技术、小眼井侧钻扩眼井与快速钻井技术、小井眼侧钻井完井技术等。
4 如何提高小井眼高效侧钻技术
小井眼侧钻技术, 主要包括了窗口形成技术、井壁稳定技术、轨迹设计技术和快速钻井技术等。
窗口形成技术的核心是:使用可靠的高效的开窗工具。
井壁稳定技术控制的核心是:井眼应力场的定量计算和钻井液体系。
轨迹优化的设计控制的核心是:在设计方式和设计手段的过程中使用先进的工具。
通过现场的实践证明, 要想提高小井眼的高效侧钻, 关键还在于, 以下几点。
4.1 由于小井眼的侧钻大部分在老区施
工, 地层的注水开发, 容易造成岩石的流动, 缩径技术及岩石的流动速度加剧, 再加上侧钻的地层不稳定, 容易出现施工事故, 如果要改变这种情况, 只有缩小扩径、预留缩径空间, 控制缩径, 扩径、预留缩径空间和控制缩径这两种技术的差别主要是前者重视开发时使用的工具, 后面重视的地质条件下对资料、现有条件的了解, 在实际情况下, 根据力学模型了解, 并认识井眼应力的分析, 弄清楚钻井地段的地层结构, 结合现有的情况来确定泥浆体系以及快速钻井技术。
4.2 小井眼侧钻轨迹的设计和技术控制。
由于技术有限, 只能在有限的技术内尽量的做到钻井轨迹精确, 如何考虑起点和终点的井斜角度和方位的影响, 使井眼轨迹控制的难度加大, 我们采用空间约束条件, 在PDC钻头、单牙轮钻头与水力加压时相结合的钻具结构, 进行小井眼约束的条件下进行力学和运动学计算, 从而选择最优的钻进参数。
4.3 成套的工具配套技术。
在新型套管开窗工具的开发和应用技术上, 针对油田的实际情况, 研制出了一套高效的双弧形面悬挂坐封式套管开窗工具, 可以实现一次起钻完成定向密封开窗, 并且开窗钻头尽可能的不损伤工具, 这样在根本上就解决了开窗工具的坐封时间长、效率低等技术难题。
针对油田测钻井的定向精度高、井斜角度大的特点, 研制出了新型的水力加压器, 利用泥浆作为原动力, 通过泥浆的排量调节, 可以提供稳定的钻压, 这样最大化的延长了钻柱的使用寿命, 减少了钻柱的断脱事故和卡钻事故, 有效的解决了目前水力加压器的砂堵现象, 可使用于修井机开展小井眼的侧钻作业, 消耗较小的泵压, 从而实现了高效侧钻的目的。
4.4 钻速的提高
目前, 针对小井眼在工作过程中, 主要应用单牙齿轮钻头, 其机械钻速平均可达到2m/h, 由于地层的不同, 钻速不但不能得到提高, 并且在使用的过程中齿轮过度磨损, 为了提高钻井速度, 解决小井眼侧钻卡钻的事故, 中原油田研究出了一种新型的金刚石切削钻头, 这不但提高了钻头的使用寿命, 并且研发出了新型的钻头, 可以将直径118mm的钻头机械的扩眼到130mm-150mm, 通过以上的工具就可以利用常规的钻井和技术确保底层的稳固。
中原油田的小井眼高效钻井技术取得了一定的成绩, 这些工作方式、方法不但但给企业带来了方便快捷, 更给企业节省了经济开支, 无论在技术还是在利润方面都取得了显著的成绩。
总之, 小井眼钻井技术应用范围比较广泛, 这种技术特别适用于边远地区, 在条件恶劣的情况下, 更显出了它应有的优势, 小井眼钻井能节省套管、水泥、泥浆等资源, 这种技术不但节省了资源, 更减少了环境污染, 因此这是一种值得推广的技术。
参考文献
[1]周延军胜利油田小井眼钻井配套技术研究与应用《钻采工艺》2011年02期。[1]周延军胜利油田小井眼钻井配套技术研究与应用《钻采工艺》2011年02期。
浅谈小井眼压裂工艺技术 篇4
水力压裂是改造油气层的有效方法, 是油气水井的重要增产增注措施, 在油出开发过程中得到了广泛应用。随着对钻井成本的控制, 各油田在地质情况允许的情况下, 都偏重于打钻进速度快、成本低的小尺寸井。对于小于5 in套管井的后期压裂施工的工艺技术在国内研究甚少, 还面临着很多的技术难题, 小井眼压裂技术的研究与应用对提高油井采收率具有重要的意义。实践说明, 在井涌控制、获取岩屑、取心、电测和钻柱测试方面都取得了成功, 其经济效果令人鼓舞, 全球钻井费用降低幅度达30%~50%。
1 小井眼压裂工艺面临的难题
1.1 缺少配套的压裂施工管柱
小井眼的套管直径明显变小, 要求压裂施工管柱的尺寸相应变小, 这就限制了压裂施工管柱的尺寸, 对于4 in和4 1/2 in套管甚至更小的小井眼压裂, 目前使用的2 1/2 in外加厚油管压裂管柱不能使用, 因此有必要研制牛产更小尺寸的压裂施工管柱。
1.2 缺少配套的小井眼封隔器
对小井眼的压裂改造, 日前常用的封隔器已不适合, 必须研制适应小井眼的封隔器等工具, 以满足小井眼压裂改造的要求。
2 小井眼压裂工艺技术的应用
常规压裂工艺技术研究均针对套管尺寸大于或等于5 in进行, 为区别常规压裂井井眼, 这里提出小井眼概念。小井眼指套管尺寸小于或等于4 in的井眼, 因此其压裂工艺具有不同下常规水力压裂的工艺特点。
2.1 小井眼井压裂技术的工作原理
扩张式封隔器压裂管柱由安全接头、水力锚、K344-95封隔器、K344-95导压喷砂封隔器、节流嘴等组成单压下层管柱或选压任意层管柱。压裂时利用整体导压喷砂器中的节流装置或下面的节流嘴产生的压力损失, 使封隔器坐封并密封油套环形空间分隔油层。压裂液经喷砂口进入地层, 泄压后封隔器自动解封。结合低密射孔完井及上提方式可进行多层压裂。
压缩式封隔器管柱由安全接头、水力锚、Y344-95封隔器、导压喷砂器、节流嘴等组成单压下层管柱或选压任意层管柱。其原理同上。
技术指标:1) 扩张式封隔器管柱耐压50MPa、耐温90℃;2) 压缩式封隔器管柱耐压60MPa、耐温120℃。
技术特点及先进性:1) 通过上提一趟管柱一次施工可压裂2层~3层;2) 管柱耐温耐压高, 可反循环洗井冲砂。施工安全。
2.2 小井眼压裂工艺的要求
压裂管柱尺寸必须与不同的套管、封隔器相匹配:对于5in、5 1/2in套管, 目前的2 1/2 in外加厚油管可以使用。在5in、51/2in套管尺寸的井眼, 它们之间的间隙分别是18.8mm和27.9mm, 因此, 5in、5 1/2 in套管可采用油管或油套、套管注入三种方式, 分层压裂可采用目前封隔器投球方式。
对于4in、4 1/2in套管, 2 1/2in外加厚油管不能使用, 必须研制新型的小直径加厚油管和相应的封隔器。在尚尽具备条件的情况下, 对于4 in和4 1/2in套管只宜采用油套混注的注入方式, 分层压裂只能采取大工作量的填砂方式。对于4in以下的套管, 可以使用l in连续油管, 采用油套混注的注入方式, 分层压裂也只能采取大工作量的填砂方式。对于小井眼的分层压裂施工, 对于不同的套管完井尺寸, 采用不同的施工管柱或填砂方式, 采取合压或分压的方式进行压裂。
2.3 小井眼压裂方式的选择
常规压裂工艺中的压裂方式已比较完备, 小井眼压裂工艺也可以从中找到适合自己的压裂方式, 对这些压裂方式加以改进、优化盾使能达到小井眼压裂的要求。
1) 合层压裂。小井眼油层在2 500m左右, 油层胶结致密, 渗透率差, 需要的破裂压力很高, 全井固井质量难以达到压裂施工需要的强度。套管压裂、油套环空压裂、油套合层压裂均不适用, 只有采用油管压裂, 且必须在油层以上卡封隔器;
2) 单层选压。应采取填砂+封隔器方式进行。填砂:封隔选压层以下的层位;封隔器:封隔选压层以上的层位;保护上部套管, 避免因下部套管强度不够导致压裂失败。小井眼压裂环空间隙小。在喷砂嘴下部加封隔器易发生砂卡, 在喷砂嘴下部不能使用封隔器;
3) 分层压裂 (多层) 。小井眼压裂中, 封隔器解封、起管柱是小井眼压裂的一大难点, 多层同时压裂小封隔器使用数量多, 任何一个失效或遇卡将使整个压裂失败;小井眼内打捞、磨铣困难, 事故严重可能导致整个井报废。需进行多层的分层压裂, 可以来用填砂+封隔器的方式进行。先压最下向的层位然后用砂埋上, 再压上面的层位。如果先压上面的层位, 再压下面的层位, 则上面压井的层位反吐易卡封隔器。
2.4 油田现场应用
小井眼油水井由于套管直径小, 加砂压裂容易发生砂堵现象。2008年, 吐哈油田开展小井眼压裂改造技术试验, 破解了这一难题。施工成功率保持100%, 压后单井平均日增产原油超过19t。在储层改造方面, 以区块为单元进行压裂地质研究, 从改造角度划分了油藏储层类型, 进行了地应力及裂缝形态研究, 开发了适合低油层条件的低温低伤害压裂液体系, 建立了以“三小一低”为主要内容的油藏低成本压裂改造模式, 确定了以高能气体压裂 (HEGF) +小型加砂压裂复合改造工艺作为抑制人工裂缝纵向生长和控制高水饱油藏压后含水的有效途径, 用浪潮压裂流来降低压裂作业过程中的油层伤害。在采油工艺方面, 主要针对浅油层采用的41/2”套管完井方式, 进行了小井眼定向采油方式的优选, 对确定的有杆泵抽油方式进行了采油工艺研究, 抽油机、杆、泵的合理选择, 完善了优化设计软件, 开发研制、改进完善了小井眼常规配套采油工具及专用打捞工具和隔采工具14种, 引进修井工具15种58套, 对螺杆泵、无油管采油工艺技术等新型采油工艺进行了引进试验, 为自由化地面流程, 降低建设费用, 开展了污水处理回注技术、抽油机井计量技术及注水井稳流量配水器的研究工作。
除了小井眼压裂改造技术, 吐哈油田还开展了水力深穿透加砂压裂、井下微地震裂缝监测、筛管井压裂等压裂新技术试验, 均取得不同程度进展, 丰富和完善了吐哈油田压裂工艺技术体系, 为油田增产奠定了技术基础。
小井眼压裂技术在吐哈油田增产稳产中作用发挥越来越大。据统计, 2008年吐哈油田压裂作业有效率超过70%, 平均单井日增产原油超过7t, 累计增产原油超过11万t。气井压裂同样见到明显增产效果, 平均单井日增产天然气2.7万m3。
3 结论
总之, 小井眼压裂工艺技术应用极为广泛, 具有较高的经济价值和社会效益, 值得深入探讨。
摘要：随着对钻井成本的控制, 各油田在地质情况允许的情况下, 都偏重于打钻进速度快、成本低的小尺寸井, 小井眼压裂工艺技术就变得越来越重要。本文对小井眼压裂工艺技术的应用进行了深入的探讨。
关键词：小井眼,压裂工艺,应用
参考文献
[1]徐冬梅.西南油气田清水混合压裂工艺喜获成功[J].石油钻采工艺, 2010 (3) .
一种小井眼水泥胶结测井仪设计 篇5
1 仪器结构及测量原理
1.1 仪器组成
Φ43水泥胶结综合测井仪由磁定位CCL、自然伽马GR、声幅变密度度CBLVDL三部分组成。声幅变密度度由上、下电子线路和声系三大部分组成。声系为单发双收阵列模式, 发射探头位于仪器底部, 减少了对上部接收信号的干扰。接收换能器分别为3’接收器 (测量声幅) 和5’接收器 (测量变密度) , 接收源距分别为2ft (1ft=30.48cm) , 仪器组成如图1所示。
1.2 技术参数
仪器外径, 43mm;长度4616mm;重量, 38Kg;供电电压, DC 100±5V;最高耐温, 175℃;最高耐压, 100Mpa;源距, 3′ (914.4m m) 、5′ (1524m m) ;传输方式, 单芯或7芯传输方式;伽玛精度, ±7%;最大测量管径, 5-1/2";换能器频率, 28 k Hz;最高测速, 600 m/h。
1.3 仪器测井原理
磁定位CCL是用来探测井中套管与套管间的接箍位置, 从而确定实际井深作为射孔时控制井深的标志。仪器主要由绕在软铁铁芯上的绕组线圈和两组永久磁钢组成, 当其通过套管接箍时, 在线圈两端产生一定频率的信号, 传送至地面系统并记录下来, 提供相关的准确深度。
声幅测井原理, 源距为3英尺, 声发射器发射声脉冲, 经泥浆传播到套管壁上, 产生套管波。接收器接收纵波首波。电子线路把它转换为相应的电压值予以记录。仪器沿井深移动, 就测得一条随井深变化的固井声幅曲线。变密度测井原理, 源距为5英尺, 在测井时, 接收线路把声波转换为与幅度成正比的电信号, 经电缆传至地面, 检波后只保留正半周部分。正半周波幅大, 电压高、光点亮, 记录显示黑色条带或灰色条带。用于检查固井质量和找漏找窜。
自然伽马是用伽马射线探测器测量地层总的自然伽马放射性强度, 用来划分岩性和地层对比, 配合CCL曲线为射孔提供相关的准确深度。
2 仪器设计
φ43水泥胶结综合测井仪原理框图见下图2:
2.1 电路设计
该测井仪采用简化、优化、标准化的设计原则, 用中、大规模混合集成电路来代替小规模电路和分立元器件, 以提高仪器的整体性能。声波电子线路的逻辑控制由ATmega16单片机来完成。仪器时序:仪器在每个周期同步头跳变沿开始发射;3 ft信号同步先负后正, 5 ft信号同步先正后负, 在其周期同步头后125μs为噪声静止门, 声波信号出现在同步头后180~1680μs间接收;伽玛、中子信号在每个周期同步头后的4~60ms间接收, 伽玛为负脉冲信号。
2.2 结构设计
磁定位、伽玛、声波仪器之间采用单芯连接方式, 声波声系隔声采用环切刻槽方式, 接收、发换能器直接装在分的段仪器外壳内, 该外壳有压力保护和透声的作用。为了能够使这两个功能发挥最大的作用, 选取高强度不锈钢作为换能器外面的金属外壳, 在保证压力的情况下, 就可使外壳壁厚尽量的薄。这样做的好处有两个, 一是提高了透声系数, 二是增大了内径, 由此可以带来换能器的外径的增大。接收、发射段都有活塞式压力平衡补偿方式并能进行声去耦, 有效地降低了国内外同类仪器常出现的体波干扰。
仪器的偏心使得信号到达接收换能器的传播时间及相位发生变化, 影响到信号的声幅大小。因此而设计了合适的扶正器 (如水平扶正器) , 以解决开窗井、侧钻水平井等井对仪器在井下的偏心问题。
3 固井质量评估
影响套管波声幅的因素很多, 也很复杂。这些因素大体上可以分为三类:一是井身条件, 包括井径、套管尺寸、水泥环的厚度和质量等;二是仪器性能包括发射换能器的声功率、接受换能器的灵敏度、声信号频率等;三是测量条件, 包括仪器的偏心程度、仪器的测速、井温等。其中水泥环的质量是最重要和最普遍的问题, 是测量的目的。在下井仪上安装扶正器可以使它在套管内居中;地层性质影响水泥凝结快慢。因此, 水泥胶结测井对固井质量的解释采用相对幅度法, 其表示为:相对幅度=目的层段幅度/自由套管段幅度;一般把无水泥处自由套管最大声幅作为100%, 解释层段声幅与它的比值为相对幅度。试验确定三级固井质量 (以低密度水泥浆为例) :
胶结质量良好-----相对幅度小于20%;
胶结质量中等------相对幅度20%~40%;
胶结质量差---------相对幅度大于40%。
声波变密度测井不仅记录了首波的幅值还记录了后续波的幅度变化情况。因此除能检查套管与水泥环的胶结质量, 还能直接判断水泥环与地层的胶结质量。
4 结束语
油田对侧向开窗井、侧钻水平井、双套管井等井的开发, 使老井再生, 大大节约了开采成本。Φ43水泥胶结综合测井仪功能完善, 满足国内小井眼套管井固井质量的评价测量, 在油田试验中取得了显著效果。
摘要：油田对侧向开窗井、侧钻水平井、双套管井等井的开发, 需要各种不同尺寸的井眼侧钻工具和测井仪器;本文分析了水泥胶结综合测井仪的组成、基本原理情况, 介绍了一种φ43水泥胶结综合测井仪的特点、技术要求及设计方法。
关键词：水泥胶结测井,自然伽马,变密度
参考文献
[1]章成广.声波测井原理与应用[M].北京:石油工业出版社, 2009[1]章成广.声波测井原理与应用[M].北京:石油工业出版社, 2009
小井眼修井 篇6
关键词：小井眼工艺,塔河油田,特点
新疆塔河油田作为我国新疆盆地的第一大油田, 如何进行有效的石油开采显得尤为重要。小井眼施工工艺的采用, 使新疆塔河油田最大限度的根据已有的地面设备, 完善了注采井网, 使石油的开采率大大提高, 取得了良好的经济效益。
1 小井眼施工工艺的基本原理
小井眼施工工艺, 顾名思义就是采用比常规的井眼尺寸小的井眼结构进行施工。这个小井眼的结构尺寸, 不同的国家有不同的说法。小井眼的井底压力为井眼内液体的压力和其他方向压力共同作用的矢量和。小井眼井内液体压力作用于井壁、井底, 工作时需要不同的考虑小井眼的压力要求。U形管原理是压力平衡原理的综合体现。新疆塔河油田的小井眼钻井工艺考虑到U形管原理, 使井内的井底的压力稍微或等于地层的压力, 这样一来就降低了井内的压力差, 使小井眼可以正常进行工作。U形管达到一个平衡压力点时, 可以在两边方向一个压力定值, 新疆塔河油田就是根据U形管原理解决了小井眼井内压力的不同问题。小井眼内井液在流动时, 同井壁产生一定的摩擦, 它的摩擦阻力方向同井内井液的流动方向相反。提升钻头, 井内的井液下流, 占据井钻产生的空隙, 由此产生向上的抽吸压力, 它降低了井内井液对井底的压力, 通过这个压力使地层里的流体流入井筒, 钻头下降, 井内的井液上流出筒, 这个流动向下方向的阻力, 造成地层的激动压力。激动压力是正值, 抽吸力为负。通过管柱升降的速度、井内井液的浓度、井眼和管柱间空隙、井内井液的密度等因素影响着激动压力和抽吸力。
2 小井眼在塔河油田出现的问题特点
2.1 环空隙小, 溢流敏感
通过新疆塔河油田的相关试验资料表明, 相同的溢流, 小井眼井底的降压值大约是一般常规井眼的4倍, 相同的排量, 小井眼上返的速度为一般常规井眼的四倍多。小井眼的单位还空体积比常规井眼小, 发生相同溢流时, 井内流体所占环空的高度高, 对溢流现象很敏感。井控的控制难点和井内流体的浸入高度成正比。当发生溢流时, 小井眼施工工艺由于控制难度高, 具有一定失控性。
2.2 容易产生抽吸, 造成井喷或溢流
小井眼的环空间隙小, 一样的条件, 小井眼的排替量比例高, 井内钻井液补充迅速, 由此产生的抽吸力更大, 易产生溢流或井喷的危险。起钻的速度、井内液体的浓度可以影响抽吸力的大小。控制起钻速度, 是最好的降低抽吸力的方法。
2.3 循环压力流失
循环压力流失有钻柱内水眼流失、钻柱内水眼流失、地面管汇流失以及环空压力流失。相同的压力条件下, 跟常规井眼环空压力相比, 小井眼环空压力流失更大, 它的环空压力流失为泵压的90%。一般的井眼环空压力流失为泵压的10%。小井眼钻进时钻柱的旋转运动也会影响环空压力。钻柱旋转的越快, 环空压越小。环空压的流失需要地层压力的平衡, 井内液压减小, 降低了井内液体的密度。循环静止时产生液柱压力不足以维持地层压力的平衡性。井内液压能维持地层压力平衡时, 由于循环压力的流失导致井漏, 让井控变得复杂化。
3 改进策略
3.1 现场钻井方面
小井眼施工首先可以考虑负压钻进工艺, 该钻井工艺特点为使用低于油气层地层密度的钻井液进行施工, 此工艺既能减小环空压耗且有效的保护油气层不受钻井液的污染。其次小井眼的施工要考虑钻具组合和优选适用于钻进地层的钻头。钻具最好使用斜坡钻杆, 斜坡钻杆一定程度上减小了钻进中产生的摩阻, 同时环空间隙得到一定的改善。钻头的选择主要是通过对邻井资料的调研, 优选出适用于钻进地层的钻头。另外小井眼的施工还要考虑地质因素的影响, 地质因素涉及的方面有:工程地质、地下通风性、气温等等因素。地质因素对工程质量的影响很大。施工前需要结合新疆塔河实际的地质因素和小井眼施工本身具备的特点进行合理有效的结合。为了保证油田的顺利开采, 在材料设备处置方面也要做好相关管理, 营造出一个良好的利于开采的工作环境。
3.2 钻井液方面
鉴于新疆塔河油田的小井眼环空间隙小, 环空压力损失大, 钻井液携砂困难。主要通过以下方面解决, 一是考虑在低排量下如何进行井底携砂, 这就要求钻井液具有良好的润滑性及悬浮携砂性;二是考虑如何降低钻井液环空压耗, 措施为控制钻井液的高压失水, 保证井壁的稳定性, 在满足携砂的基础上尽可能降低钻井液粘度。优化钻井液的流变性, 减小环空阻力。针对小井眼溢流主要措施是对返出的钻井液流量进行监测, 可以在入口处安装流量计, 通过入口处的流量计对入口流入的井液进行统计记录, 实时根据井液的流出量和管柱压力, 记录实际数值。
3.3 精细控压
针对小井眼钻井中易出现溢流情况, 根据新疆塔河油田的具体情况, 主要采取的措施为:一是控制裸眼起钻速度, 并在起钻过程中及时的灌浆;二是在钻遇快钻时时应及时的循环;三是控制下钻速度, 以免过大的激动压力造成井漏, 漏失过后造成溢流;四是加强坐岗观察, 及时发现溢流并在最短时间内控制溢流。五是储备井筒容积2倍的重浆, 以备压井是使用。其次可以考虑在闸板防喷器和动平衡压方面安装除气装置和管道。对于环空流失大的小井眼, 可以采用动态压井方法。动态压井利用循环过程中环空产生的摩擦流失控制地层的压力, 改变转速或井内钻井液的浓度来控制产生不平衡的地层压力。
4 总结
近几年来, 随着国内对油气需求的增大, 石油工程不断扩展, 相关的钻井技术也在不断的提高, 由于小井眼施工工艺具有成本低廉性、高效性、环保性等的特点, 被新疆塔河油田大量采用, 运用小井眼进行钻井作业时, 考虑到它和常规井的不同, 针对其特征进行预测溢流的工作, 及时发现检查出现的溢流现象。虽然还存在一些问题, 但通过对小井眼不断的研制和改进, 使小井眼施工工艺可以在新疆塔河油田中发挥越来越重要的作用。
参考文献
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