辽河油田热采井钻完井技术PPT演示课件

辽河油田热采井钻完井技术,辽河石油勘探局工程技术研究院2007年2月,余雷,1,汇报提纲,工程院概况辽河稠油钻完井工艺技术稠油钻完井工艺设计内容,2,工程院基本情况介绍,工程技术研究院成立于2000年4月，是勘探局技术中心。主营业务是钻采工程技术研究与推广服务，主要专业包括：钻完井工程、采油作业、油藏地质、油田化学、钻井工程监督等。,3,人员情况,全院在册人数386人,4,机构设置情况,钻井监督中心,钻井工程研究所,水平井研究所,井下作业研究所,钻头取心研究所,采油技术研究所,油田化学研究所,油田开发研究所,试采油项目部,科技科,生产科,财务科,经营科,人事科,质安科,物管科,工程技术研究院,办公室,党群部,能源开发研究所,特油项目部,审计科,保险办,离退办,5,资产装备,固定资产：原值为1.24亿元，净值为0.95亿元,设备：原值1.1亿元，净值0.8亿元,技术装备情况,LWD随钻测井仪4套无线随钻（MWD）5套电子多点测斜仪2套NPU-900-25DF制氮注氮设备1套,6,科研项目和科技成果,7,经营规模,8,紧密围绕辽河油田勘探开发实际，经过多年攻关，形成以下工程院优势技术,多分支井开采技术,侧钻井钻完井技术,欠平衡钻井技术,油井增产措施,气体采油技术,钻井取心技术,热采井完井技术,水平井钻完井技术,9,汇报提纲,工程院概况辽河稠油钻完井工艺技术稠油钻完井工艺设计内容,10,辽河稠油钻完井工艺技术,辽河油田是一个以稠油为主的油田，稠油产量占原油总产量的70%以上。辽河油田稠油热采始于上世纪70年代未。在稠油开发的初期阶段主要采用普通稀油井完井方法，经过试采发现问题很多，主要问题是油井先期损坏造成大量损失，其次是完井不合理影响油田开发效果。油田针对发现的问题对稠油热采井进行了系统研究技术得到了不断发展。,11,稠油油藏井身结构优化设计技术稠油油藏钻井泥浆技术稠油热采井套管损坏预防技术稠油热采井固井技术稠油热采井完井技术老井侧钻技术稠油水平井钻完井技术稠油分支井钻完井技术,辽河稠油钻完井工艺技术,12,热采稠油井井身结构设计,13,热采稠油井井身结构设计,14,热采稠油井井身结构设计,15,热采稠油井井身结构设计,表层套管339.7mm，再用244.5mm钻头钻入目的层下入244.5mm技术套管，再用215mm钻头钻达要求井深下入筛管完井或进行裸眼砾石充填完井。该井身结构主要用于水平井。,16,热采稠油井井身结构设计,表层套管339.7mm，再用244.5mm钻头直接钻达目的层到达要求井深，下部下入防砂筛管上部连接177.8mm套管固井完成。该井身结构主要用于水平井。,17,侧钻水平井完井实例,茨16-146侧钻水平井完井管柱示意图,18,稠油油藏钻井泥浆技术,泥浆技术是钻井技术的关键之一。对于稠油油藏水平井来说更是直接关系着油井完成后产量，辽河油田针对稠油水平井的问题研究了水平井分支井专用泥浆技术，经现场广泛使用见到良好效益。,19,钻井液技术面临的主要问题,斜井段:携岩、防卡及防塌水平段：携岩、防卡、防塌、井壁稳定、油层保护,建立和完善钻、完井液体系,斜井段：生物聚合物钻井液,水平段：无固相盐水乳化完井液体系,20,斜井段:生物聚合物钻井液,钻井液组分及配方为：35%膨润土+0.2%0.4%结构剂+1%1.5%降滤失剂+1%1.5%SAS+1%1.5%润滑剂+5%8%矿物油+2%固体润滑剂+FT-881+溶油性暂堵剂+暂堵剂特性：良好的携岩性、润滑性和护壁性,生物聚合物混油钻井液性能,21,水平段:无固相盐水乳化钻井液体系,无固相盐水乳化钻井液基本组分及配方为：50%90%盐水+10%50%矿物油+0.2%0.3%结构剂+1%1.5%降失水剂+0.5%1.0%乳化剂OT+2%3%油溶性暂堵剂+暂堵剂适应于筛管完井的稠油水平井特性：良好的携岩性、井壁稳定性和优良的保护油层性能,22,油层伤害试验,无固相盐水乳化钻井液静态损害试验,渗透率恢复值在93.4%以上，对岩心损害小。,23,稠油热采井套管损坏预防技术,辽河油田稠油油藏完井在前期阶段都采用与普通油井相同的完井方法与完井工艺进行油井完成。当开采一段时间以后发现热采井套管损坏严重（有部份区块套损率已达60%c以上），油井套管在注蒸汽过程中上涨严重上长影响油井正常生，油井出砂严重影响油井的正常生产。因此开展了稠油油藏完井技术研究。,24,热采稠油井套管损坏原因分析,热应力大是造成套管损坏的主要原因油井出砂也是套管损坏的重要原因API圆螺纹接头和偏梯形螺纹接头不适合热采井要求水泥封固质量不好与水泥环空段套管易变形隔热管和隔热措施不利影响很大,25,热采稠油井套管设计,套管的选择套管强度计算套管柱设计,26,套管强度计算,大量现场实况调查及理论研究结果表明，注蒸汽热采井套管柱发生强度破坏的主要部位是在封隔器以下的油层段及封隔器附近的井段。主要破坏形式为拉断。因此，计算注蒸汽热采井套管柱的强度，只关注最大热载荷及其相应的热应力是不够的，应该进一步关注吐液降温之后的残余拉伸应力。因为这种残余拉伸应力才是和热采井套管主要破坏形式直接相关的。,27,套管柱上主要的强度危险区,（1）封隔器以下高温区的管段（含直管段和弯管段），这里的热胀轴向压力最大，热胀弯矩也可能很大，同时还有固井时留下的初始应力（含预拉应力及弯管段的弯曲应力）。（2）封隔器附近接箍邻区的管段，这里的热胀轴向压力并非最大，但热胀引起的局部围压能使管壁产生相当大的局部弯曲应力。,28,稠油热采井套管设计强度条件,a高温区管段初始应力应该满足的强度条件b高温区管段热应力（残余拉伸应力）应该满足的强度条件c封隔器附近管段热应力（残余拉伸应力）应该满足的强度条件,29,套管柱设计,如果热采井设计使用的蒸汽温度过高，又缺乏高强度的管材，这种情况下要满足套管柱强度设计的安全条件，可能发生困难。解决这种困难的有效措施在于设法吸收部分热胀变形，降低套管柱上高应力部位的应力值。为了解决这一困难辽河油田研究成功了热应力补偿器、地锚、外加厚套管。,30,31,辽河油田所用热应力补偿器结构示意图,32,稠油热采井固井技术,根据理论研究的结果及现场调研资料，增加套管外水泥环高度，有利于减少套管损坏，尤其对于热采井油层顶界以上水泥环的高度与保护套管有着直接关系。这就要求热采井固井时把水泥浆返出地面。,33,稠油油井选定的水泥浆主要技术指标为,低密度水泥浆密度分支井眼可为:定向斜井、水平井等.,5分支的多分支井,F1,F2,F3,F4,F5,63,多支井完井管柱示意图,64,F1,F2,F3,原井,1456.34,1656.34,1856.34,海14-20CF井,侧钻三分支井,F1分支完钻井深1945m，开窗位置1600m，裸眼段长345m,F2分支完钻井深2045m，开窗位置1582.72m，裸眼段长463m,F3分支完钻井深2066m，开窗位置1562m，裸眼段长504m,65,高-分支井井眼轨迹三维视图,66,采油生产情况,投产日期：2005年2月9日生产方式：井筒掺稀油降粘初期产油：9.8吨/日平均产量：19.3吨/日，相当于直井的6倍以上累计产量：3349.8吨,67,杜84兴平238鱼刺分支井现场试验,鱼刺分支井井位部署,井位部署,钻探目的：提高水平井主井筒注汽效果，最终达到提高采收率的目的,68,69,井身结构数据表,水平段总长836.92m,油层钻遇率100,各分支段长,70,井身结构图,1、主井眼采用7割缝筛管完井。2、鱼刺分支采用裸眼完井。,71,钻井成本对比直井:水平井:多分支水平井1:2.5:3,72,日产量对比直井:水平井:多分支水平井=1:5:7.14,73,预计采收率对比直井：水平井：多分支水平井1：1.4：1.6,74,汇报提纲,工程院概况辽河稠油钻完井工艺技术稠油钻完井工艺设计内容,75,稠油钻完井工艺设