侧钻技术在东方1-1D6b井的应用

套管开窗侧钻主要采用锻铣套管和斜向器侧钻两种手段,主要用于处理井下的复杂事故或老井开窗侧钻打分支井增产.斜向器侧钻工具费用相对较高,但易侧钻,且速度快,由于磨铣套管用量少,降低了成本.     

水平井大斜度段钻磨永久悬挂封隔器除理关键技术研究与应用

鄂尔多斯盆地定北区块多套气藏叠合发育,主力层为盒1和太2。针对太2层水平井预置管裸眼完井改造后产水达不到工业开发目标,为加快盒1层评价,进一步落实盒1层储量,采用钻磨永久悬挂封隔器处理套管,上返盒1储层落实产能。针对LP1T井磨铣处理悬挂器时,扭矩大,环空缝隙小,磨铣工具易损伤套管等问题,通过优选工具、优化施工作业参数,预防和解决磨损套管等难题,一趟钻完成作业,施工成功率100%,在预置管完井大修及处理悬挂器储层上返工艺具有很强的推广价值。     

小套管二次固井技术在稠油区块的应用

对于套管严重损坏的老井和躺井,用常规修井磨铣、整形等修复工艺往往难以修复.结合稠油热采井实际开采情况,实施全井下Φ 127mm套管、同井、射孔等工艺,恢复油井正常生产.全厂50口井实践应用成功,增产稳产,经济效益良好.     

江汉油田取换套管修井技术应用发展

江汉油田进入开发中后期,油水井套管损坏严重。研究总结出套铣、取套、套管回接等系列工艺技术,收到了较好的应用效果:截止2009年2月,江汉油区累计增油23099.9t,增注79688m3。取套换套井充分利用原井井眼,节约了部分套管和地面管网建设费用的要求,经修复的油水井完善了井网调整,可以满足油田开发后期的油区调整计划;取出的套管为江汉油区套管损坏原因分析提供了具体实特,为套管防护方案的采取提供了依据。     

封隔器解封失效原因分析及打捞工艺探讨——以黄34-1井打捞Y221封隔器为例

在黄34-1井打捞Y221-114封隔器施工中,封隔器上接头倒扣起出,捞矛杆断在中心管内,中心管外胶皮未回收、隔环等配件完好,卡瓦未收回。套磨铣时井下落鱼一起转动,造成封隔器无法进行内捞和外捞。通过对井下落鱼结构的分析研究,对套磨铣工具进行改进,研制出特殊的磨铣工具,创造了打捞条件,在很短的时间内完成了该井的打捞施工。     

影响坪北油田油井生产的主要因素及治理对策

坪北油田是典型低渗透油田,随着开发的不断深入,老井产量下降较快。分析发现影响油井生产的因素较多,主要有油井套漏、井筒结垢、杆管偏磨、地层能量不足等。结合油田实际,深化油藏认识,采取对套漏井实施二次固井,对结垢严重井实施井筒清洁,开展管柱、杆柱、工作参数优化,针对地层能量不足,加强注水,提升水质,等等措施,取得了较好的效果,有效提高了坪北油田油井管理水平。     

TK203C井套管磨铣切铣工艺技术

TK203C井为一口老井开窗侧钻深探井，受原井身结构和地层条件限制，磨、切铣5″悬挂器和套管长达249．9米，属目前国内之最，且有8个刚性扶正器和一个弹性扶正器，原井固井质量并，窜槽严重，钻井液密度平衡点难以控制，易溢流出地层水和井漏，铁屑携带困难，施工难度极大。     

疏松砂岩水平井冲砂套铣工艺应用

八面河油田地层胶结程度差,属于疏松砂岩油藏。水平井修井中存在的主要问题是套铣冲砂过程中砂粒不易冲出,岩屑易在套管底部沉积,停泵接单根易造成卡钻。根据水平井砂粒沉降理论,研究设计了冲砂套铣工艺及工具,并通过室内和现场试验得出:正反洗地面快速转换装置、脉冲旋转冲砂喷头及液流转换工具等冲砂套铣工艺较好地解决了使用清水介质进行水平段的冲砂、套铣施工;在管柱中加装降磨阻扶正器和扭矩式万向节,有较好的降磨阻效果,能降低扭矩,提高携砂效率。     

渤海油田腐蚀垢卡油管打捞工艺技术—以绥中36-1A井为例

渤海油田稠油资源丰富,稠油区块注水注聚驱动开发策略已实施多年,油藏采收率大幅提高。然而,注水注聚井油管腐蚀、井内污垢积聚以及聚合物垢卡等问题日益突出,导致注采量下降,严重影响油田的正常生产和经济效益。位于渤海油田绥中区块的36-1A井长期注水注聚,井下管柱腐蚀垢卡严重,防砂管柱内径较小而无法套铣,在前期应用"MPC(Mechanical Pipe Cutter)切割+震击倒扣打捞"工艺遭遇瓶颈后,通过应用"机械内切割+震击倒扣打捞交替+磨铣解卡"工艺,最终成功捞获井内全部中心管,并由此得出宝贵经验:针对井内积聚大量聚合物垢,首先应用小油管彻底通井冲洗,同时洗井液中添加合适的除垢剂;针对腐蚀、垢卡且不能套铣的中心管,在震击倒扣打捞手段无效后,应遵循切割为主、钻磨为辅的处理原则;钻磨作业期间,应遵循高转速、低钻压磨铣思路,避免产生大块铁屑,谨防卡钻。本文系统总结了打捞过程及技术要点,为今后渤海油田同类作业提供了指导性建议。     

套磨保护捞砂器的研制

套磨保护捞砂器是集套铣、磨铣、捞砂于一体的工具,主要由上接头、喷嘴、出流管、过滤环、打捞筒、翻板、螺丝、弹簧、下接头等组成。该工具运用文丘里原理,在喷嘴口形成高速流体,产生低压抽吸作用,把套铣、磨铣的砂砾和铁屑由反循环通道流入打捞篮内,防止砂砾和铁屑在环空中堆积,同时降低了套、磨阻力,清洁了鱼顶,保护了套铣筒、磨鞋和钻杆。实践表明,该工具的应用解决了出砂井套磨、捞砂的问题,提高了套铣和磨铣的效率,为落鱼的再次打捞创造了条件。     

小井眼大修工艺在老2-7-18CZ井的应用

江汉油田近几年来针对套损井大力开展51/2"套管内开窗侧钻和悬挂4"套管完井。4"套管内径86mm,在修井过程中存在井眼小、常规井打捞工具及打捞管柱外径尺寸受限,无法完成4"套管内大修作业。老2-7-18CZ井是一口开窗侧钻井,修井过程中在4"套管中出现双鱼顶,通过设计、加工相应的套铣打捞工具,可实现Φ86mm小井眼内的打捞;针对双鱼顶落物在无法打捞情况下,应首先采用磨洗方法处理鱼顶。     

浅析油井出砂的危害及防砂对策研究

辽河油田在开采过程中,部分区块出砂严重,导致开发效果变差.由于地层出砂打破了地应力的稳定性,在运移作用下易导致套管弯曲、缩经、错断等,对开采套变点以下潜力层的带来难度.通过对近些年作业井跟踪统计发现,由于受地层出砂的影响,套损、套变井呈逐年上升趋势,轻则通过胀套、磨铣等方法处理,重则可能致使油水井报废,直接反应出了砂害的严重性.     

鄂西渝东海相侧钻水平井钻井技术

鄂西渝东地区天然气田经多年开发,一批老井已逐渐报废。为了充分利用老井眼的价值,采用侧钻水平井技术开采新的气藏取得了较理想的效果:对老井重新选层开发,充分利用了老井上部井段的套管资源,缩短了钻井周期,大幅节省了钻井费用。科学的工艺措施、合理的钻具组合、适宜的随钻监控方法是保证侧钻水平井成功的关键。     

SiCp/Al窄槽的铣磨实验研究(Ⅱ)——表面粗糙度

针对SiCp/Al构件加工中大去除余量、高精度的需求,以铣磨加工窄槽为对象,实验研究电镀金刚石砂轮铣磨加工SiCp/Al窄槽中的加工参数、铣磨工具对已加工表面粗糙度的影响．实验分析表明:铣磨速度、进给速度、砂轮粒度和结构对SiCp/Al铣磨表面的粗糙度有显著影响,砂轮速度对表面粗糙度的影响呈鞍型,先降后增;表面粗糙度随进给速度的增大而增大;不开槽砂轮可获得低粗糙度的表面．采用降低进给速度,提高砂轮速度,不开槽砂轮可获得低粗糙度的加工表面．在实验条件下,最佳铣磨参数组合是磨削速度9.42 m/s,进给速度20 mm/min;如采用开槽砂轮铣磨窄槽,则铣磨工具的容屑槽螺旋角可选50°．     

M4-P8水平井修井工艺技术

八面河油田的水平井采用金属绵滤砂管防砂。打捞滤砂管是该油田水平井大修的主要施工内容。在M4-P8井的施工过程中,采用以对扣捞矛、滑块捞矛、短鱼顶捞筒、（合金）套铣筒为代表的常规直井修井工具与以提放式可退捞矛为代表的水平井专用修井工具相结合的方法,将井下的滤砂管部分捞出。此口并内滤砂管与套管内壁之间环形空间内充填的工程砂胶结致密,普通套铣筒套铣无进尺,使用合金套铣筒在套铣的过程中切割滤砂管滤网、合金头断落留井,对后期施工的进一步开展造成不利影响。通过对这口井的施工工艺技术分析,为此后的水平井修井提供一定的借鉴。     

八面河油田油水井大修潜力与效果研究

随着开发时间的增长,八面河油田的低产低效井和不良井况井数量逐年增加,严重地影响了油田的稳产。基于对3种低产低效井和2种不良井的潜力分析,制定并实施了相应的大修措施:对老区低液的低产井进行大修拔绕储层改造;对老区需调层的低产井进行大修拔绕开发调整;对稠油区低产井进行大修拔绕改造热采;对井况不良井采用大修挂小套或大修套补贴等措施进行治理。但因修套周期长、费用高、风险大,大修要进行科学论证。     

小套管固井工艺优化及应用

小套管固井工艺的实施为张天渠油田套损井治理探索出了一条新的治理手段。为解决实际生产、施工中遇到的问题,在加强理论研究及对已施工井资料分析的基础上,结合张天渠油田套损井特点,通过调整施工工序、小套管下深、二次固井水泥返高位置等手段对小套管固井工艺进行优化,并在现场油水井试验成功,取得了很好的经济效益。     

浩口油田高含水期开发调整方案研究

浩口油田综合含水率达到93.56%,进入高含水开发阶段,存在低渗透层动用差、注采井网不完善和直井措施窜槽情况严重等问题。通过研究浩口油田剩余油分布规律,提出下步开发调整方案:1)主要立足注水、层系细分、对剩余油富集区与分散区分别治理;2)对低渗透层采用水平井配套开发,提高单井产能,减少措施窜槽风险;3)对高渗透层局部剩余油,采用新钻直井与老井侧钻结合挖潜。     

元坝2井套管变形错断修井分析与认识

元坝区块油气井超深及高温高压特征明,开发难度大。对元坝2井的修套施工证明,该区域井下情况复杂,套磨铣修复套管非常困难且成本高昂。对该区块的后续开发,建议采用加厚套管封堵盐膏层;进行地层测试时必须充分考虑套管保护措施;对似类似元坝2井的套管错断情况,建议采取开窗定向侧钻工艺修复,放弃修套施工。     

渤海油田A井卡钻事故的处理

渤海油田东营组钻井作业过程中,地层泥岩硬脆、井壁易垮塌、背斜构造和岩石力学复杂,易发生井下事故。A井实钻过程机械钻速低,裸眼段长,硬脆性泥岩片状剥落,单位环空体积岩屑浓度高,导致憋压、扭矩波动大,起钻期间发生卡钻。处理卡钻时钻具断裂落井,套铣后成功打捞起125.94 m底部钻具,后通井无法到底,决定回填侧钻。侧钻成功后优化PEM钻井液性能,创新使用新工具、新工艺。最终,实现无事故起下钻,下套管、测井及固井作业顺利,保证井身结构质量。该井卡钻事故的处理经验对该区块后续深井开发有指导意义和推广价值