套管段铣定向侧钻技术在潜山油藏的应用

任丘油田经长期开发,底水沿大裂缝推进并形成水锥,使产量下降、含水上升。为探明死油区和提高采收率,用美国ICT公司的K型套管段铣工具段铣定向侧钻。本文介绍了工具的结构原理,确定段铣井段的原则、段铣切割位置和套管切割、磨铣情况,着重介绍了段铣套管的工艺技术,分析了每个施工环节可能出现的问题及解决办法,为套管段铣侧钻提供了一定的经验。     

关于套管段铣施工工艺若干问题的讨论

研究套管段铣过程,制定合理的段铣工艺,对成功施行套管段铣具有重要意义,套管铣断点应选在接箍上方,以保证接箍螺纹在铣 断过程中的正常连接,为保护刀片刀尖,在段铣开始阶段,泵压不宜过高,在下刀丸和后刀匀参与切削时,可将泵压加大到铣刀的工作压力,套管段铣段应尽量选择 固井质量较好的层位,以保证铣刀切削平稳,效率高,切屑上返良好,施工中,应随时观察返出切屑的形状,大小及数量,并据此相应调整钻压,总之,在段铣过程中,应根据铣刀的切削状况,及时调整工艺参数,方能确保施工过程的顺利进行。     

金华1井小尺寸高强度套管段铣技术实践

四川地区对外合作项目中Φ114.3 mm×p110小尺寸高强度套管段铣施工过程中存在套管强度高、刀片吃入难、易磨损、铁屑难携带&环空间隙小、摩阻损失大、钻井液流变性控制难以及环空带压等诸多难题,通过研发“D”型三刀翼段铣器,优化钻具组合和精细操作、优选钻井液体系和优化流变参数,在金华1井成功段铣Φ114.3 mm高强度套管,段铣进尺4.44m平均段铣速率 0.11m/h、施工周期5d、铁屑携带率高达91%,期间无蹩泵、刀片阻卡等问题,为后期弃井作业打下基础,同时对于该区块后续井位段铣弃井施工提供了借鉴。     

双套压力体系侧钻井尾管及悬挂器段铣技术

沈301S井是辽河油田古潜山区块的一口双套压力体系侧钻井。原井完井过程中,用?177.8 mm技术套管封隔上部高压地层,下部低压储层悬挂?127 mm尾管完井。侧钻时,若在悬挂器上方开窗,面临两套压力体系,钻进过程中因上塌下漏现象严重,无法钻至目的层位;若在?127 mm尾管内部开窗,则存在深井小井眼开窗侧钻、施工泵压高、完井难度大等问题。若采取高效段铣技术将?177.8 mm技术套管内的?127 mm尾管悬挂器及尾管段铣至潜山面以下再侧钻,则可同时解决上述问题。为此,优选了适配的钻井液体系,研制了专门的段铣工具,通过优化段铣参数和施工工艺,成功实现了沈301S井的老井侧钻。该井仅用12.4 d（其中纯段铣时间6.63 d）就完成了183.14 m的?127 mm尾管段铣任务,单只工具折合进尺可达200 m以上。高效段铣技术为有尾管悬挂的小井眼多套压力体系侧钻、有尾管悬挂的水平井调层、钻井阻卡管柱处理、挖潜剩余油提供了一种行之有效的技术手段。     

渤海油田Φ177.8mm尾管悬挂器送入工具卡钻处理方法

渤海油田A井坐封Φ177.8mm尾管悬挂器后，送入工具无法正常脱手，导致卡钻事故。因尾管悬挂器送入工具外径大且内部结构复杂，无法满足套铣作业。在现场施工中，通过采用切割送入工具回收棘爪上部管柱，磨铣剩余管柱并打捞出井的事故处理方案，综合运用磨铣、精准切割、震击、打捞等多种手段，成功处理卡钻事故，避免巨大经济损失，为后续同类型作业井业提供了宝贵经验。     

龙岗001-3深井长井段水泥卡钻事故处理

龙岗001-3井完钻井深6643.89 m,在尾管固井过程中发生水泥凝固卡钻事故,落鱼长1847.60 m。经研究分析认为,只有通过长井段套铣作业才能够打捞落鱼,顺利完钻。为保证铣筒和?177.8 mm套管的安全,对铣圈进行改进,达到了既能套铁又能套水泥且不损伤?177.8 mm套管的要求;通过控制转盘扭矩降低了套铣弯曲落鱼对铣圈的损害;找出了套铣后对外形不规则落鱼的打捞方法,确保了水泥封固井段3896.79~4733.40 m钻具的套铣打捞作业顺利实施,对铣筒和套管没有造成损害,为同类井的施工提供了借鉴     

深井套管段铣实践及认识

利用已报废的南1井Φ245技术套管,通过段铣,侧钻成功双目标定向井——南1斜1井。段铣切割深度为3129～3159.28m,创造了国内套管段铣位置最深、井位海拔最高的纪录。本文介绍了该井套管段铣与侧钻的方案和实施过程。     

ND—S114型套管内割刀的研究与应用

针对油水井大修施工取换套管作业中使用ＮＤ—Ｊ１１４型机械式内割刀切割套管时操作工艺复杂、成功率低等缺点,研制开发了ＮＤ—Ｓ１１４型套管内割刀。这是一种利用水力学原理,从井下套管柱内部切割套管的专用工具,可在任意井深位置切割及打捞井下落鱼套管和套管附件,操作过程十分简单方便。切割刀具镶焊硬质合金,大大改善了刀具的切削性能,提高了切削速度和使用寿命,解决了以往高钢级套管（如Ｐ１１０套管）不易切削的难题。两年多以来３８井次的切割作业成功率都达到１００％,取出套管７万余ｍ。     

套管段铣工艺技术研究

在分析段铣作业存在问题的基础上 ,对套管段铣工艺技术的有关计算方法作了简要介绍 ,结合辽河油田 8口套管开窗侧钻水平井的施工情况 ,给出了提高段铣效率的主要技术措施     

渤海152.4mm小井眼长裸眼段筛管完井技术

在渤海油田调整井作业过程中出现了以E15H1井为例的小井眼侧钻情况。虽然受限于老井眼Φ177.8 mm套管开窗尺寸的限制,E15H1井钻井工程中出现了Φ177.8 mm套管内开窗后Φ152.4 mm井眼段既完成着陆段,又完成水平段的情况。在这种情况下,通过完井防砂管柱优化设计、完井工序优化,利用尾管挂代替顶部封隔器、Φ114.3 mm盲管(遇油遇水膨胀封隔器封隔)+Φ114.3 mm优质筛管模式,实现了渤海湾第一口Φ152.4 mm小井眼裸眼超过1 200.0 m的水平井完井作业。     

小井眼侧钻水平井钻完井工艺在QHD32-6油田的应用

由于海洋石油开发的特殊性,每个采油平台的槽口数量有限,而新建平台或者外挂槽口成本太高,因此利用低效井和关停井的槽口进行套管内开窗侧钻成为一种很好的选择.QHD32 - 6F平台部分生产井为Φ177.8 mm生产套管,利用修井机在Φ177.8 mm生产套管内开窗侧钻Φ152.4 mm小井眼,直接着陆钻水平段,裸眼段最长达...     

套管钻井专用钻头试验研究

在分析套管钻井技术存在钻头单井成井率难点的基础上,简要介绍了Ф339．7、Ф273．1mm表层套管钻井钻头（镶齿固定式和延展胀开式钻鞋）、Ф244．Ф244.5mm技术套管钻井钻头（铰接胀开式钻鞋镶齿固定式和延展胀开式钻鞋）和Ф177．8mm油层套管钻井钻头（钢体PDC钻头）的结构、原理、技术特点和技术参数。详细叙述了Ф339．7、Ф273．1mm表层套管钻井钻头和Ф177．8mm油层套管钻井钻头的单元试验和现场试验情况。结果表明,大庆油田研制的套管钻井专用钻头可以满足现场应用要求。     

裸眼取换套管工艺的研究及应用

裸眼取换套管工艺是随着油水井老井及腐蚀损坏而开展的一项新的工艺技术。钻井二公司运用该项技术成功地取换修复了因套管腐蚀老化而停产的５口油水井。在取换套管施工过程中，对工具的配套准备、套管割铣工艺及套管回接技术等进行了应用研究，取得了良好的效果。５口井经试压达到了甲方设计要求的，均已恢复了注水及采油生产。     

ø73 mm小尺寸涡轮钻具叶型设计及优化

小尺寸涡轮钻具主要用于深部高温硬岩地层钻进,对我国油气、干热岩等深部能源矿藏的地质调查具有重要意义,在石油行业中小井眼钻井、老井加深及连续油管钻修井等方面具有较好的应用前景。目前,国内尚无ø73 mm小尺寸涡轮钻具,为推进涡轮钻具系列化,对ø73 mm小尺寸涡轮钻具的涡轮节中常规级定转子叶片及制动级定转子叶片进行设计优化,旨在研制长度短、转矩适中、转速适中、压降小、功率高及效率高的ø73 mm小尺寸涡轮钻具,使ø73 mm小尺寸涡轮钻具尽快在我国实现现场应用。设计出符合性能要求的3种常规定转子叶型方案和5种制动级叶型方案,通过理论分析及数值模拟,选出最优的常规定转子叶型及制动级叶型方案,并提出常规涡轮级与制动涡轮级复配的5种涡轮节结构方案,同时对涡轮节结构进行了性能分析及方案优选,优选的涡轮节方案在流量5.5 L/s,工作转速1 500～2 500 r/min时,输出转矩为109～140 N·m,平均压降为11.5 MPa,制动转矩为185.5 N·m,可满足小井眼钻井对ø73 mm小尺寸涡轮钻具的输出性能要求。     

大牛地气田山1段水平井PDC钻头研究与应用

大牛地气田山西组山1段水平井机械钻速低、钻井周期长,单只钻头寿命短、进尺少,不能满足优快钻井需要。为此,研制了新型双排切削齿P5235MJ型PDC钻头。以储层地质特征为基础,山1段岩心微钻头试验结果为依据,结合现场钻头使用情况,对钻头的冠部轮廓、布齿和水力结构进行优化。现场应用结果表明,该类型钻头对山1段地层适应性较强,与其他型号钻头相比,平均进尺提高44.91%,平均机械钻速提高34.52%。     

委内瑞拉浅层高水垂比三维水平井下套管工艺

针对委内瑞拉胡宁4区块丛式井开发中管柱下入困难的问题,分析了浅层三维水平井套管下入难点,采用漂浮下套管模拟计算分析方法,从漂浮方案优化方面进行了探讨。管柱与井壁摩擦引起的摩擦阻力是中间套管和尾管下入困难的主要影响因素,模拟优化计算表明,φ244.5 mm套管和φ177.8 mm尾管分别采用600 m和1 450 m空气段长度进行漂浮下入,对套管的下入最为有利。总结了浅层高水垂比三维水平井下套管工艺措施,并介绍了现场应用实例。应用表明,正确运用套管漂浮技术,结合模拟优化计算结果,可解决委内瑞拉浅层高水垂比三维水平井管柱下入困难的问题。      

苏里格气田苏5-1H井大井斜套管内垂直向上开窗钻井技术

苏里格气田苏5-1H井是国内第一口井斜超过80°垂直向上开窗井,施工作业面临有线仪器、斜向器下入较为困难及铣锥受重力作用、垂直向上不易开出窗口等技术难题,但该井仅用了19 h便垂直向上开窗成功。为此,总结了大井斜垂直向上开窗施工作业要点：①一次性斜向器开窗侧钻方法有利于垂直向上开窗侧钻;②采用复合式铣锥可一次性完成开窗及修窗作业;③强化斜向器坐封、定向侧钻的井眼准备措施;④细化套管开窗施工作业参数。该井用时6 h即完成2.5 m进尺,返出大量粗丝状铁屑,12 h后见大量泥砂及水泥,判断已开窗成功,反复修窗后起钻,优质高效地完成了整个高难度开窗任务,其施工作业要点可供今后同类型井借鉴使用。     

川南页岩气套管变形井分簇射孔管串 泵送工艺分析

川南地区的页岩气水平井的套管变形严重,影响分簇射孔管串的泵送作业时效和安全,成为制约页岩气高效开发的“卡脖子”因素。针对短期内无法完全消除套管变形的现状,分析套管变形后的主要形态与尺寸,介绍了利用CCL信号曲线与井口电缆张力变化快速判别套管变形井中泵送遇阻、遇卡的方法。对比研究了常规分簇射孔管串与小外径分簇射孔管串在不同井斜角的水平井段内的泵送参数匹配关系,当小外径分簇射孔管串的桥塞直径为ø85～88 mm、泵送设计排量为3.0～3.2 m³/min、泵送设计速度为2 500～3 000 m/h时,可有效确保变形139.7 mm(51/2英寸)套管内泵送作业的安全性及时效性。