漏失井新型完井管柱及工艺设计(1)
海上气举完井管柱优化设计
钻井完井化 工 设 计 通 讯Drilling CompletionChemical Engineering Design Communications第45卷第6期2019年6月气举采油作为一种人工举升采油方式已经有一百多年的历史。
气举采油是把压缩气体注入油管底部与地层产液混合，气体在液体中膨胀从而降低液体的密度，使油管内的流动压力梯度降低，从而降低井底流动压力，形成将液体举升到地面的生产压差，从而进行油井生产。
1 气举采油的特点气举采油作为一种人工举升采油方法目前在海上油田取得了较为广泛的应用。
它适用范围很广，在大斜度井、出砂井等各种复杂条件下都能使用。
气举采油测试工艺简单，一般通过压力和温度就能判断井下工作状况，且可以通过钢丝作业更换气举阀，也可以通过提高注气量等手段增加油井产量，极大降低了管理和维护成本。
同时，气举采油适应很大的产量范围。
日产量从几十方到上千方的井都可以采用。
以上这些特点使得它在海上取得了越来越广泛的应用。
2 气举采油的分类气举采油主要分为连续气举和间歇气举。
连续气举是连续不断地向井下注气，使油井持续稳定生产。
连续气举可以从环空注气，也可以从油管注气。
连续气举可以采用开式、半开式和闭式管柱。
间歇气举是间断地把气体注入油井中，一般采取闭式管柱。
两者的主要特点见表1。
表1 连续气举和间歇气举的特点气举种类适应产量（m 3/d ）主要特点连续气举16～1 1924井底流压稳定，不易出砂，不易结蜡，但不适合低产量井间歇气举0.16～80适合低压低产井，但容易引起地层出砂，效率较低3 气举采油管柱常用的单管气举采油管柱有开式、半闭式和闭式三种，大量实验研究证明，半闭式管柱适用于连续气举井。
在半闭式管柱的油管底部加一个单流阀就成了全闭式气举管柱。
全闭式气举采油管柱避免了停止注气时管柱内的液柱压力直接作用于生产层，使管内滑脱下来的液体无法返回油层，比较适合间歇气举。
气举管柱中主要的井下工具有导向引鞋、NO-GO 接头、带孔油管、座落接头、封隔器、油管密封总成、偏心工作筒及气举阀、环空安全阀、井下安全阀、油管头等。
哈浅22—平1井浅层失返型漏失的分析与处理
哈浅22—平1井浅层失返型漏失的分析与处理摘要：哈浅22-平1井是胜利西部新区阿拉德油田的一口油藏评价井，在该井的钻进过程中出现了失返型漏失，后采用新型膨胀型堵漏材料，有效地解决了漏失问题。
文章通过对漏失的分析，总结出该井堵漏的难点以及解决问题的关键点，通过施工，也证明了这些分析的正确性。
该井的成功堵漏一方面说明新型堵漏材料在类似漏失问题上的有效性，另一方面也为其他类似井的施工提供了参考和依据，同时也对今后施工井的工程设计及工艺选择具有指导意义。
关键词：哈浅22区块;失返型漏失;堵漏;延时膨胀材料1 相关情况概述1.1 地质基本情况哈浅22-平1井位于准噶尔盆地西北缘西部隆起之上，哈山构造南缘斜坡带哈浅22块高部位。
哈浅22区块整体表现为北西高—东南低的单斜构造，储层为侏罗系西山窑组一段构造油岩性油气藏。
全井地质分层较为简单，白垩系呼图壁租、清水河组底界深度分别为385.00 m和520.00 m，侏罗系西山窑组未钻穿，设计垂深650.95 m。
1.2 工程基本情况哈浅22-平1井为二开井身结构。
一开井眼？准346.1 mm×207.00 m，下入？准273.1 mm×206.96 m表层套管。
二开井眼？准241.3 mm，造斜点井深380.00 m，A、B靶井深分别为792.09 m和1022.46 m，完钻井深1033.00 m，设计造斜率21.54 ？觷/100 m。
1.3 发生漏失的基本情况该井施工中，钻至井深780.00 m起钻换钻具，下入FEWD随钻仪器，下钻至井深770.00 m时开泵，发生漏失，漏速37.8 m3/h，漏失时泥浆密度1.09 g/cm3，粘度45 s，使用复合堵漏材料堵漏成功。
恢复钻进后，钻至782.00 m，再次发生漏失，井口失返，经多次使用复合堵漏材料失败的情况下，使用复合堵漏材料添加5%建筑水泥的堵漏浆进行堵漏，候凝24 h，堵漏成功。
恢复钻进后，钻至906.00 m起钻更换动力钻具，下钻至井底开泵时，发生第三次漏失，井口失返，再次使用复合堵漏材料添加5%建筑水泥的堵漏浆堵漏失败。
页岩气产层漏失井固井难点及技术措施
1 漏失情况1.1 裂缝/断裂漏失焦石坝地区产层龙马溪组、五峰组，页岩层理发育，构造裂缝发育，地层疏松，漏点多，漏失情况复杂，地层承压能力薄弱，地层破裂压为1.41~1.45g/cm3。
因此，裂缝发育段及靠近大断裂附近极易漏失。
1.2 堵漏措施不足目前工区三开钻进采用油基钻井液，钻进过程中裂缝发育处漏失速度大，很难进行封堵。
钻进过程中形成的滤饼不致密，堵漏材料也无法滞留在裂缝中。
只能通过降低排量，降低循环压耗和泥浆密度，在泥浆中加入细颗粒随钻堵漏材料，加强随钻封堵能力。
无效堵漏严重制约着固井措施的实施，同时由于堵漏进行的钻井液处理造成钻井液性能差，冲洗和顶替效率不高造成固井质量变差。
2 固井难点1）地层承压能力低，无法使用常规密度水泥浆进行封固。
2）水平段长，目前已由最初的1000~1200m加大为1300-1500m，垂深的加深也加大了对井底的压力，长井段大排量循环会造成泵压过高，易压漏地层。
3）顶替效率难以提高。
4）油基钻井液在堵漏过程中经过处理后，固含增大、粘度升高、动切力大，冲洗效果难以保证。
5）对水泥浆性能要求高，低密度要求良好的沉降稳定性。
固井施工发现，低密度水泥浆在候凝过程中会在环空沉降出现200~400的胶结不良井段。
6）后期压裂作用要求水泥石具有良好的弹韧性和胶结强度。
7）套管下入过程中由于扶正器的刮擦及激动压力的影响容易造成井底已堵漏成功的井段重新出现漏失。
8）由于漏失的存在，压稳存在难度，增加过大的回压，有在固井结束后重新压漏地层的风险。
3 技术措施3.1 提升地层承压能力针对漏失后堵漏成功的井，固井之前采用动态和静态承压抬高地层承压能力，为固井施工提供依据。
通过漏失前后的钻井液密度计算漏失压力，根据固井时管外浆柱结构计算所需提承压能力；通井时以固井施工排量计算的环空返速为基准大排量循环，求取漏失量和漏失速率。
3.2 钻井液固井前的处理为了防止漏失，下套管过程中维持原井浆性能不变。
漏失井清砂工艺新技术
２ １ 年第 １ 期 ００ １
冯 景 杰 漏失 井 清 砂 工 艺新 技 术
表１ 暂 堵 球 性 能 指 标
１５ ０
外 产洼 压差 ， 此 压差 和 捣砂 器 的共 同作用 下 ， 在 井筒
内 的部 分液 体 将会 把 沉砂 泛起 ， 成 混砂 液 ， 砂液 形 混 流经 底 阀座 进 入盛 砂 油管 内 ， 由于滤 砂管 的阻 挡 ， 混
油层 出砂 是稠油 油 藏开采 过程 中普遍 存 在的 问 题 ， 是制 约稠 油开采 速 度的主 要矛 盾 。 层一 旦 出 它 地 砂 ， 在井筒 附近 形成 砂堵 ， 会 从而 抑制 油井 产能 的发
具 有先 进性 ， 结构 更合 理 ， 使用 更方 便 ， 益更 高 ， 效 捞 砂 泵独 特 的结构及 其 配套工 艺 具有 创新性 和很 高 的
滤砂管、 固定 凡 尔 被 吸入 泵筒 ， 由此 ， 在盛 砂 油管 内
收 稿 日期 ：Ｏ ｏ ２ １ ２１一 — ４
作 者简介 ： 冯景杰 （９ ２ ， １ ８ １６ －） 男，９ ５年毕 业于辽河石 油学校钻井专 业， 助理工 程师 ， 在辽 河油田锦 州采油厂生 产准 现
备大队从 事生产管理。
现象 的发 生 ， 最终 影响 原油 生产 。
目前 ， 恢 复 产 能 ， 为 清理 砂 堵 ， 要采 取 冲 砂 的 主 方法 ， 即是 利用 高速 液流 将井底 的砂塞 冲散 ， 并将 泥 砂 带 出到地 面 ， 将油层 炮 眼部分 清 洗干净 ， 而恢复 从
油 井 的正常 生产 。然 而 ， 于稠 油油 田来 说 ， 田开 对 油
冲砂工 艺技 术 。 现场 实践证 明 ， 这两 种清砂 工艺 技术
对 于 地层 漏 失 的稠 油 井有 良好 的适 应 性 ， 用后 取 应
井漏处理措施及案例分析
①渗透性漏失。这种漏失多发生在粗颗粒未胶结或胶结很差 渗透性漏失。 的地层，如粗砂岩、砾岩、含砾砂岩等地层。 的地层，如粗砂岩、砾岩、含砾砂岩等地层。只要它的渗透率超 过14x10-3／um2 ，或者它的平均粒径大于钻井液中数量最多的大 颗粒粒径的三倍时，在钻井液液柱压力大于地层孔隙压力时， 颗粒粒径的三倍时，在钻井液液柱压力大于地层孔隙压力时，就 会发生漏失。 会发生漏失。 天然裂缝、溶洞漏失。如石灰岩、白云岩的裂缝 岩的裂缝、 ②天然裂缝、溶洞漏失。如石灰岩、白云岩的裂缝、溶洞及 不整合侵蚀面、断层、地应力破碎带、 不整合侵蚀面、断层、地应力破碎带、火成岩侵人体等都有大量 的裂缝和孔洞，在钻井液液柱压力大于地层压力时会发生漏失， 的裂缝和孔洞，在钻井液液柱压力大于地层压力时会发生漏失， 而且漏失量大，漏失速度快。 而且漏失量大，漏失速度快。 有些井漏的因素却是后天造成的，即人为的因素， 有些井漏的因素却是后天造成的，即人为的因素，这些因素 有以下几种。 有以下几种。 因为油田注水开发之后，地层孔 ①因为油田注水开发之后，地层孔隙压力的分布与原始状态 完全不同，出现了纵向上压力系统的紊乱， 完全不同，出现了纵向上压力系统的紊乱，上下相邻两个油层的 隙压力可能相差很大，而且是高压、常压、欠压层相间存在， 孔隙压力可能相差很大，而且是高压、常压、欠压层相间存在， 出现了多压力层系。在平面分布上，地层压力也起了很大变化， 出现了多压力层系。在平面分布上，地层压力也起了很大变化， 同一层位在不同区域的地层压力不同，没有规律可循。造成这些 同一层位在不同区域的地层压力不同，没有规律可循。 地层压力高低变化的原因是： 地层压力高低变化的原因是： (a)有的层只采不注或采多注少 能量补充不上，形成低压； 有的层只采不注或采多注少， (a)有的层只采不注或采多注少，能量补充不上，形成低压；
低压漏失井自吸式连续冲砂工艺-thgj
15MPa
7〞
5. 冲砂内管总成高度： 870 mm 6.井口自封高度： 350mm
双管连续冲砂内管总成力学性能分析及抗拉强度计算
因内管总成的受力只作用于外筒，内部不受力，所以我们在计算抗拉强度时未考虑内部部件，只对外部的筒体进行力学计算。 相关计算公式如下： σb= F/A σb 表示抗拉强度MPa 1T = 9806.65 N 静载荷安全系数n=3 筒体I 外径X 内径 ￠114．3mm X ￠85mm F 表示轴向拉力N A 表示横截面面积 mm2
六、现场应用情况
5.2现场应用：
从2008年到2009年，该工艺技术先后又在高3-51-84等50口井（部分井冲砂情况详见附表） 进行了应用，成功率95%。 序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 施工井号 高35148 高32278 高37166 高21294 高32168 雷642829 高36024 高341118 高360255 施工时间 2009.7.30 2009.8.3 2009.8.5 2009.8.12 2009.8.15 2009.8.17 2009.8.21 2009.8.26 2009.9.3 冲砂进尺(米） 53.37 35.45 23.3 16.3 20.54 10.82 15.8 14.11 35.38 备注
F=σb x A =1000 x 「(114.3/2)2 x3.1415926-(85/2)2 x3.1415926」 =1000 x 4586.324 =4586324N =4586324/9806.65 T =467.67T =155.89T(加入安全系数) ￠125mm X ￠100mm F=σb x A =1000 x 「(125/2)2 x3.1415926-(100/2)2 x3.1415926」 =1000 x 4417.864594 =4417864.594N =4417864.594/9806.65 T =450.49T =150.16T(加入安全系数 =227.277T =75.75T(加入安全系数) 结论： 通过以上力学计算得出：该装置抗拉强度大于75.75T，根据管柱重量、现场安全操作等设计需要，我们对该套工艺设定的抗拉强度为 50T，因此得出该连续冲砂装置符合整套工艺设计要求，并在现场实验中得到了检验，安全性能可靠。
最新井漏处理措施及案例分析
⑧在已开发区钻调整井，可以调整地层压力，即降低高压层压 力或提高低压层压力，降低高压层压力的方法是：停止注水；老井 排液泄压；在高压区先打泄压井，对高压层排液泄压。提高低压层 压力的方法是：加强低压层注水；停止采油井生产。
Pl=0.01ρm (Hl-H2) (6—8) 式中： ρm—井内钻井液密度，g／cm3；
Ps——钻具钢材密度，7．85g／cm3。
三、利用不同排量循环时的压差计算漏层压力
用两种不同的排量Ol和Q2(Ql>Q2)进行循环，测量出口流量分别为 Q3和Q4，设：
Ph——漏层以上环空液柱压力，MPa； Paf——排量为Ql时的环空摩阻，MPa； Pafˊ——排量为Q：时的环空摩阻，MPa；
•
形成这些漏失的原因，有些是天然的，即在沉积过程
中、或地下水溶蚀过程中、或构造活动过程中形成的，同 一构造的相同层位在横向分布上具有相近的性质，这种漏
失有两种类型。
•
⑤在原始状态下，漏层位置在平面上的分布往往是具有相似性， 所以应分析邻井过去的钻井资料，横向对比该层在本井的深度，则 此点发生漏失的可能性最大。
G1=0.01KfGmH 井漏后，钻具悬重G2(kN)为：
G2=0.01[KfGm(H1-H2)十GmH2] 悬重变化为ΔG，
ΔG二G2-Gl=0.01(1—Kf)GmH2
因为， Kf=(ρS-ρM)/ ρs，
N
1—Kf=ρm／ρs
所以， H2=lOOρsΔG／(ρm Gm)
如果漏层深度已知，则漏层压力(MPa)应为：
油田套管漏失井测井找漏测井技术研究与应用
油田套管漏失井测井找漏测井技术研究与应用摘要：在油田的开发生产过程中，油井的套管如果存在漏失，从漏失处有地层水进入油井，使油井含水突然迅速上升。
套管漏失的表现方式有套管漏失和管外窜槽的现象。
采油井和注水井的找漏是生产测井技术中必须解决的问题。
怎样利用现有的测井的工艺和技术条件找到油水井的漏点位置和管外窜槽的位置，非常值得研究。
关键词：管外窜槽；套管漏失；水驱效果；测井技术引言在油田开发中后期，油水井中套管的错断、破损、腐蚀、破裂现象逐渐增多，有些套管经过找漏发现有多个破损漏失点。
传统查窜找漏施工，在修井的时候，修井队下油管封隔器对全井段进行分段卡封，同时泵车打压注水，观察压力的变化情况来判断井筒内的漏失位置。
该方法虽然比较可靠可以反应出井筒内存在的问题，但不能准确的找到漏点位置，也不能找到管外窜槽，用时也比较长增加了作业成本。
目前，常用的套管查窜找漏测井工艺有井温测井、流量计测井、同位素示踪测井、脉冲中子氧活化测井等技术，每种工艺各有优，缺点。
1利用泵车注水五参数法示踪剂空套管油井找漏五参数（温度+伽马+流量+磁定位+压力）示踪剂查窜找漏就是在用泵车注水的情况下投入同位素示踪剂，让同位素随注入水进行地层，随着时间的变化在套管漏失和管外窜槽处会出现示踪剂异常；再用带有伽玛探头的仪器在释放同位素的前后进行测试，再对两条伽玛曲线对行对比分析，找出同位素伽玛的异常变化，从而来判断套管的漏失和管外窜槽。
解释流程：将基线和吸水曲线进行重叠对比，对异常幅度进行面积积分，将注水量粗分到各层。
根据井温异常半径，和电磁流量测得的数据，对沾污等原因产生的同位素污染进行进一步校正，最后得到定量的分层吸水量。
应用方面：通过将注水剖面和油井产液情况或产出剖面进行综合对比分析，可以有针对性地调高或降低某些层位的注入量，或者调整油井产量，尽可能同时地保证既有足够的地层压力，又不造成注水突进形成水淹，控水稳油，提高采油效率。
应用于油水井套管漏失及漏失后管外窜槽。