海上油气田完井手册第八章特殊完井方法

海上油气田完井手册第八章特殊完井方法内容摘要：

眼密封筒的距离调节、配制主井眼生产油管和分枝井生产 油管，底部接上各自的密封总成，两串油管接到双管封隔器上。 4）继续下双管封隔器以上两串油管，分枝井密封总成进入分枝孔到达导向器进入分枝井眼，分枝井密封总成进入密封筒的同时主井眼密封总成也进入回接头密封筒，装好井口后进行试压和坐封双管封隔器合格后诱喷生产。 第三节 特殊井完井 在海洋石油勘探中发现有开采价值的油气层后，采用特殊的方法把它封堵，保留井口，待开采时再回接利用。 开采时，高含蜡、高粘稠油井需要采用特殊手段完井，我们统称为特殊完井。 一、保留井口和生产完井 海洋石油勘探初探井仅作为发现和录取地层参数用，一般用桥塞或水泥封堵已测试层，清除海床以上的井口和套管，不准备再利用。 具有开发前途的构造为减少详探井、评价井的投入，有时特意安排在海上生产平台将要就位的位置钻评价井，利用水下泥线悬挂系统将导管、套管全部悬挂在海底泥线。 测试完毕后封堵好已测试层，从泥线卸开起出各层套管，灌注防腐液戴好防护帽保护井口，撤离钻井平台，等生产时再回接生产。 对近期投入开发的高产油气层封井可选用 WG 可回收封隔器（如图 831）。 这种封隔器工作可靠，回收后经维修可再利用。 1．生产回接 生产平台安装后，回接时先卸下防护帽清洗干净泥线悬挂器内螺纹，与各层套管下部带外螺纹的回接头连接逐层回接到生产平台上安装地面井口。 2．清除井筒水泥塞和桥塞 配制足够数量、密度、性能合格的压井液，安装井口防喷器，下牙轮钻头和钻具钻水泥塞和桥塞（通常测试井封井时下的可钻式桥塞用牙枪钻头清除较方便）。 井筒清理干净后，需要下刮管器清刮套管壁，为生产完井做好准备。 3．可回收式封隔器封堵产层的处理 对井下已下有可回收式封隔器（图 831）封堵产层的 评价井，若近期将投入开发，可用 E 一 4 电缆工具下入带 MWG 套铣打捞筒（图 823）钻具回收已下入的可回收式封隔器。 MWG 工具一次下井可完成套铣清除封隔器顶部赃物和打捞。 4．生产完井 回接再利用井一般都利用已射开测试的高产油气层。 为减少长期封井造成的影响，完井时都再次进行补孔。 回接利用井可做生产井也可做注水井使用。 个别层位如暂时不需要投入使用可利用套管封隔器分隔。 电潜泵生产井可用图 833 结构封堵。 二、生产井封窜施工 生产井钻井难免个别井或者生产层固井质量不合格，出现油、气、水层 窜槽。 钻机撤离之前应完成挤窜封窜作业，否则修井机必须具有钻水泥塞等功能。 1．常见的挤封窜作业 生产油层下部有水层上部有气层，油、气、水窜通，生产射孔前必须先进行封窜。 通常在油层底部、顶部挤一段水泥封堵，通常称“穿鞋戴帽”。 挤封下部水层。 处理好压井液后选择油水界面，有泥岩隔层的选择在水层上界面以每米12 孔射开 2m，下钻至该位置正替适量清水到井底关闭环空试挤，了解不同挤入压力下的吸收量。 依据地层吸收情况，配制合格的水泥浆，顶替到井底关闭环空，挤入计算的水泥浆量。 起钻候凝 24 小时， 钻水泥塞测固井质量。 如油气层已封好可以进行完井施工。 水泥没有上返至封堵气层位置则再选择气层底界射开 2m，油气层中间有砂层的选择砂层位置射开 2m进行挤窜施工，方法和第一次相同，直到封窜合格。 2．下可钻桥塞挤水泥封窜 若油井有多组油层，固井质量很差或没有水泥，大段窜槽，需要封堵。 采用逐层挤封时间长，成本高，套管损坏严重。 在没有水泥的层段上、下位置各射开 2m，在下射孔段以上3～ 4m 处下入挤水泥桥塞隔开，利用钻具下入顶杆进行桥塞上下大段循环清洗套管外井眼及循环固井。 图 834 是循环封窜示意图。 （ 1）可钻桥塞与配合工具 挤水泥的桥塞、封隔器种类很多，各石油工具公司均有生产，第四章井下工具中已介绍了部分产品。 图 835 可钻式挤水泥桥塞与其它产品结构大同小异，分为：上、下卡瓦、密封胶筒、内抛光中心管、带爪滑套、旁通孔上下密封圈、旁通孔、引鞋堵头。 挤水泥时与桥塞配合有专用管顶杆。 图 836 结构带密封圈组可与桥塞中心管抛光面密封，顶杆带凹槽。 下钻至顶杆进入桥塞中心孔后顶杆与中心管环空被密封。 顶杆下推滑套时，滑套上部的弹性爪块被迫收缩离开桥塞上固定槽，抱住顶杆凹槽一起下滑，旁通孔 被打开形成水眼通道。 此时可建立从旁通孔到套管外井眼循环洗井及注水泥的通道。 上提顶杆，带动滑套上移至桥塞上止动台阶，爪块外张脱离顶杆，滑套处在关闭旁通孔位置。 （ 2）挤窜施工 选择无固井水泥层段上、下各射开 2m，电缆送桥塞并坐封在下射孔段以上 3～ 4m 处，钻具送顶杆在桥塞顶循环一周后维持小排量下送顶杆，泵压有明显变化说明顶杆已到达桥塞中心孔位置，继续下送顶杆使滑套下移到下止动点，旁通孔被打开。 循环清洗套管外井眼，按井段容积顶替 倍合格水泥浆到封窜段。 上提钻具关闭旁通孔，在桥塞顶部清洗多余水泥 浆，待返出干净洗井液后，起钻候凝并测固井质量，合格后进行生产完井。 三、保温完井 海上高含蜡、高凝固点原油井完井时，采用有效保温管柱维持温度在结蜡和凝固点以上，生产可以减少修井和各种操作费用。 生产管柱选用双层带保温绝热材料充填的油管（可参见第二章）。 双层保温油管（见图837 所示）下井时为提高保温效率，连接螺纹时加有衬管以提高保温能力。 为减少生产原油上升过程中地层温度散失，井下所有工具应尽量深下，使停产后能顺利操作恢复生产。 第四节 超大位移井完井 大位移井（ ERD）起源于加利福尼亚海滨进行海油陆采的研究，大位移井技术已在世界范围内得到了成功应用。 超大位移井（ Mega Reach wel1）的水平位移通常是垂深的 2． 5倍以上。 目前超大位移井完井大多采用套管或尾管注水泥射孔完井、钻眼尾管加筛管完井以及割缝尾管完井。 砾石充填完井还未得到应用。 一、超大位移井完井方式及实例 由于现有的各种完井方式都有其适用的条件和局限性，所以具体完井方式和实例一起介绍。 1．套管射孔完井 北海 Oseberg 油田含油 面积 27 5krn2，建造了两个相距 15km 的平台，为采两个平台之间的油，把最终采收率提高到 64％的目的，采用了大位移井开发方案，其中 C 一 26A 井的钻井深度为 9327m，水平位移 7851m，水平位移与垂直井深之比约为 ，最后 2100m 水平井段是在储层距油水界面 6～ 8m 处。 主力油层是 Oseberg 岩层，是由中等的到粗粒的扇形三角洲砂岩构成，质量很好，垂直厚度约 20～ 60m。 这口井的最后成本是 2400 万美元，比采用水下完井方案节约 320 万美元。 Oseberg 层和上部 Ness 油层都用钻杆送下的 2184m 油管传送射孔枪（ TCP）射孔。 由于事先不知道抗弯能力和摩擦系数，在压井和完井液中都加入了减阻剂，实际摩擦系数在 左右，在 216mm 井眼中，采用了 178mm 外径， 38kg/m的单一完井管柱。 由于管柱长度及重力过大，经计算如果一次下入井底，则抗拉和抗挤安全系数不够。 因此分两阶段下入完井管柱，图 841 给出了 C一 26A 的完井示意图。 在 Ness层射孔段和生产封隔器之间安有一个滑套短节。 滑套短 节可以回收，以保证从 Ness 层采油。 2．尾管射孔完井 伦敦西南的 Wytch Farm 油田，有三分之一的储量在海下，是从陆上延伸至海上的油藏，主产层是砂岩层，采用海油陆采的大位移井开发方案，使开发费用比建人工岛节省 1． 5亿美元，并提前 3 年投产， 3 口大位移井的日产量达到 2385m3至 3975 m3，这三口井均采用尾管射孔完井。 其中， F21 井总井深 6180m，垂深 1628m，水平位移 5420m，水平位移与垂深比为。 216mm 生产井段钻至储层，然后下 140mm 尾管并注水 泥固井。 负压射孔和下 140mm 油管及电潜泵完井。 图 842 是 F21 井的完井示意图。 3．钻眼尾管加绕丝筛管完井 Dos Cuadras 油田位于南加利福尼亚海上 9km 处，平均水深 61m 的区域在 1994 年有 4个平台约 130 口井生产，该油田的原开发方案包括再建一个平台以保证油藏全部面积和层段的泄油开发。 主要产层是砂岩和粉砂岩互层，最浅的主油层顶部埋深仅为海底之下 91m。 由于用常规定向钻井技术在很浅油层（垂直井深 300m）内的总水平位移只有 152m，还有大量储量是没法开采的。 然而，再建一个平台既 受政府限制，也不经济。 因此从 1990 年起在C 平台和 B 平台上完成了。