超深高含硫大斜度井射孔工艺技术研究及应用

超深高含硫大斜度井射孔工艺技术研究及应用

[摘要]：元坝气田长兴组属于超深、高温、高含硫化氢气藏，射孔作业的难度和安全风险较大。针对射孔面临的技术问题和难点，从射孔工艺选择、射孔枪及射孔参数确定、射孔管串优化等方面进行研究,采用射孔、酸压分布实施工艺，114型射孔枪，长井段变密度射孔，多级延时起爆，在元坝10-C1井进行了成功运用，施工结果证实了超深高含硫大斜度井射孔测试工艺技术在元坝大斜度井的适应性。同时，施工过程中也发现了射孔枪两单元间较弱筛管部分变形等现象和问题，通过分析总结，为后期的元坝大斜度井的施工提供了经验。

[关键词]元坝气田；硫化氢；大斜度；长井段；变孔密；射孔管柱

0引言

元坝10-C1井是部署在中石化元坝气田，以长兴组为目标层位的一口大斜度开发井，完井方式为套管射孔完井。该区块长兴组气藏温度149.5℃～157.4℃，气藏压力66.3～69.2MPa，CO2含量3.12%～15.5%（平均8.17%）；H2S含量为2.7%～8.44%（平均5.53%），属于高温、高含硫化氢、中含二氧化碳的干气藏。本井射孔井段7008.00-7180.00m，累计射厚178m，最大井斜角79.14°，在射孔施工过程中，难度和安全风险巨大，需要解决以下几项关键技术问题：

1) 由于地层高含硫化氢，地层打开后，含有腐蚀介质的流体进入井筒，如果井下的射孔枪长时间与腐蚀介质接触，易造成复杂事故；

2)进行射孔完井时，为避免避免二次作业可能带来的安全风险，所有储集层段必须一次性打开，射孔井段超长，射孔时管柱的震动大，容易造成井内管柱超负荷，并损坏油层套管；

3）长井段一次性射孔，井筒有大量的金属残留物和地层碎屑；射孔打开地层后，地层流体与完井液接触易产生沉淀；大斜度井射孔枪紧贴在套管壁上，射孔枪孔眼毛刺和套管孔眼镶嵌的几率大，综合以上因素，射孔枪容易卡、埋；

4)井深、温度高、高含腐蚀介质、射孔井段长，导致射孔施工失败的因素多。1、射孔工艺选择

从目前国内外射孔工艺来看，应用较成熟的主要分为电缆射孔和油管输送射孔。

电缆射孔工艺应用井口高压、大直径防喷系统，可以在井筒压力等于或低于地层压力的情况下实现带压（负压）射孔作业，从而完全避免了正压射孔对油气层的伤害，提高了油气产率。但电缆电缆射孔工艺也有很大的限制，每次射孔枪下井长度应不超过10m，一般用于射孔段较短的直井。井口防喷器最高能承受的压力70MPa；且射孔后无法及时循环压井液压井，对于高压高含硫气井，施工安全风险大。

油管输送射孔工艺目前在元坝应用得比较广泛的有射孔-酸压-测试联作工艺，即油

管传输射孔（TCP）与酸压改造、地层测试联合作业工艺技术，是将TCP器材与测试器组合在一套管柱上，一次性下井可同时完成油管传输射孔、储层改造、地层测试三项作业。它能提高较真实的地层评价机会，获取动态条件下地层和流体的各种特性参数。但是在大斜度井的施工过程中，有如下的限制：

1）射孔-酸压-测试联作工艺由于需要取储层参数，管柱在井内停放时间较长，从下管柱到位到起出管柱需要15-20天，射孔枪长时间暴露在含有腐蚀介质的气体中，普通材质的射孔枪会发生腐蚀，影响酸化改造及采气效果，并且有会发生断裂的风险。另外，由于长井段射孔，井筒有大量的金属残留物；长时间求产后，会堆积更多的地层碎屑；后期堵漏压井中，堵漏材料及泥浆沉淀在井筒中的堆积；再考虑到射孔孔眼毛刺与套管孔眼镶嵌的联合作用，极容易卡、埋射孔枪。

2）采用联作工艺，由于射孔段长，上部测试工具外径大，井斜角大，有下放射孔枪不到位的风险。

3）长井段射孔，释放的能量巨大，管柱震动大，上部封隔器等测试工具的后期安全性、可靠性难以保证。

4）根据调研情况，抗硫材质的射孔枪造价在普通材质的3倍以上，且需要提前定制，准备周期长。

通过综合分析，根据本井实际情况，采用射孔、酸压分步实施的方式，光油管泥浆下射孔后，立即提出射孔管柱，组下APR酸压-测试联作管柱进行酸压改造、测试，这种方法节约成本，降低卡枪风险，提高射孔和施工效率。

2、优选射孔参数

2.1 射孔枪选型

（1）射孔的主要目的是满足后期储层改造和测试的需要，在对前期元坝长兴组储层改造的统计中：含有Ⅰ-Ⅲ类储层的井中，储层改造时的破裂压力梯度1.75-2.13，平均1.93；停泵压力梯度1.2-1.82，平均1.48。储层的破裂压力不高，在井口限压95MPa 的情况下，均能打开储层，满足改造的要求。而且本井属于长井段射孔后进行酸压改造，采用较小的射孔枪射孔后能够满足后期施工的要求。

（2）元坝10-C1采用177．8mmх12．65 mm油层套管完井，根据元坝区块长兴组地压系数，射孔枪需要在在1.25g/cm3的压井泥浆中下入，按垂深6900m计算，液柱压力84.5MPa，考虑到激动压力及起爆压力，射孔枪抗外挤不得小于120MPa；根据调研，127枪最大抗外挤只有105MPa，难以满足要求。

（3）114枪地面穿混凝土靶实验中，穿深900mm，孔径10.5mm，经过校正在井下实际穿深达到491mm，入口孔径达到7.56 mm，元坝气田大斜度井钻井污染在400mm左右，能满足穿透泥浆污染带和酸压低摩阻的基本要求。

（4）考虑到本井长兴组高含硫化氢，打开气层后的井下事故处理作业存在巨大的安全风险，所以对本井射孔施工优先考虑工艺简单、可靠和安全，在此基础上再尽量提高射孔效果，满足储层改造和地质的要求。

综合以上因素，本井设计选用本井长兴组选用Φ114型射孔枪，枪套间隙19.25mm，配套选择SDP43PYX-55-127型射孔弹，能够满足后期施工的需要。

表1 SDP43PYX-55-127型射孔弹实验结果

2.2孔密设置

从渗流机理上考虑，长井段射孔有利于发挥气井的自然产能，但对于如元坝长兴组致密性碳酸盐储层来说，为了充分的发挥地层的产能，射孔后都需要进行酸化改造以解除近井地带的污染，并需要进行酸压，形成压裂裂缝，以沟通地层，获得理想的产能。根据压裂裂缝规律分析，缝宽和缝长是影响压裂效果的关键因素，常规压裂时一般要产生多条裂缝，射孔井段越长，可能造成储层吸液剖面（吸液点）越多，容易形成多裂缝效应（难以形成主裂缝），一方面使得压裂想重点改造的层段改造不充分，另一方面使得形成的人工裂缝缝宽和缝长不足，形成造成施工困难，影响改造效果。同时，由于岩石应力差的影响，长井段射孔存在岩石应力变化大的特点，储层改造不具备针对性，无法准确的对主力产能进行改造。因此，必须结合地质特征出发的长井段射孔才能更好的改造致密性碳酸盐储层。

为了达到更好的酸压施工效果，在射孔参数的优选上，设计将孔密的控制作为首选，采用变孔密设计，以达到压裂时的分流要求。根据元坝长兴组Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类破裂压力与孔密的关系（图1），为保证长井段Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类等三种类型储层都能获得较好的酸压效果。通过孔密控制，设计三类储层的破裂压力相近，Ⅰ类储层：射孔密度8孔/m；Ⅱ类储层：射孔密度12孔/m；Ⅲ类储层：射孔密度16孔/m。同时，射孔弹采用60°相

位角排列螺旋排列，以利于沟通裂缝和提高酸压效果。

图1 元坝长兴组Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类破裂压力与孔密的关系

表2 元坝10-C1井试气层位射孔孔密参数表

3、多级延时起爆技术

元坝10-C1井射厚178m，使用约2200发射孔弹，装配PYX炸药约120KG，如果同时爆炸，有以下的风险：

1）由于射孔枪及上部一定长度的油管位于大斜度段，紧贴套管壁，摩擦力大，而爆炸产生巨大的爆轰波，引起的射孔管串纵向震动无法想上传动，容易造成下部应力复杂，使下部油管或者射孔枪在薄弱处变形或者断裂；

2）爆轰波产生的径向冲击力震击套管和水泥环，引起套管扩径，水泥环胶结变差，造成储层段上部的镍基合金套管失去封堵储层含硫化氢气体的作用，为后期酸压改造及安全生产埋下巨大的风险。

为了最大限度的降低以上风险和危害，采用多级压力延时起爆技术，将数百米长的

射孔器串分成两个独立的起爆单元，按照预设的时间间隔依次起爆，一次起爆PYX炸药约60KG，爆炸做功能力约280MJ，射孔弹爆炸对管柱的冲击较小，能够满足管柱安全的要求。另外，合理分散射孔瞬间爆轰波产生的能量叠加，有效降低爆轰波对射孔管柱、镍基合金套管及水泥环产生的瞬间激动载荷量级，减轻射孔对套管和水泥环的损伤。4、射孔管串优化技术

（1）在大斜度井射孔枪的下入过程中，极有可能发生顿钻和溜钻，并且井筒与枪串间摩擦力大，容易在接头连接处退扣，引发枪体进水和掉枪。在射孔枪、中间接头、压力起爆器的连接中，采用顶丝防倒方式防止射孔枪在井下退扣落井。并且在枪尾采用滚珠枪尾的方式，方便射孔枪通过较大“狗腿度”井段。

图2 顶丝防倒装置图3 滚珠枪尾（2）由于不能采用盲孔枪射孔，为防止孔眼毛刺和套管上孔眼镶嵌，减少管柱上提摩阻，射孔器中间接头外径比射孔枪管外径大8mm以上的扶正环，接头两端加工与轴向夹角30°的倒角，底径与射孔枪外径相同。

（3）分别是射孔器串上部井斜30°左右和55°左右，安装同位素校深胶带，保证在气密扣油管的情况下，能够对应井下位置以尽量提高射孔深度的准确度。

（4）采用防硫氟胶：在高温220℃，时间48小时实验环境下，密封圈无炭化变形情况发生，实验合格。

（5）另外对延时起爆装置、导爆索、传爆管都通过模拟井况后的高温实验，满足施工要求。

5、施工情况

2011年6月对元坝10-C1井进行了施工，共装弹2200发，井口加压26MPa，井口无明显震动，采用TCP监测仪监测，起爆器动作在：167.9868秒，第二个时刻：515.6532

秒，第三个时刻：528.275秒，与延时时间符合。

提出射孔管柱，正常起爆，有7颗弹未起爆，发射率99.7%，枪接头有严重磨损，部分毛刺超过5mm。

射孔枪两单元间部分变形：变形的筛管弯曲成“S”形，钢级C95，壁厚7mm，外径73mm平式扣,长度0.62m，而未变形的筛管P110SS级，外径88.9，BGT扣。

后期储层改造共用解堵酸300m3，施工压力20-70MPa，施工排量0.45-2.9m3/min，排液后进行系统测试，获得无阻流量323×104m3，为元坝区块Ⅰ区①号礁带的开发及后期部署提供了依据。

图4 部分毛刺超过5mm 图5 两射孔单元间的筛管弯曲成“S”形6、结语

1）采用射孔、酸压分步实施的方式能够适应元坝区块大斜度开发的要求；

2）结合储层性质，通过射孔参数的优选，能够为后期的储层改造创造较好的基础；

3）施工情况证明了射孔枪加装扶正环的必要性，前期严格的高温模拟实验为施工的成功提供了保证；

4）在下部射孔枪爆炸期间，由于上部射孔枪及油管位于大斜度段，紧贴井壁，无法有效的缓解纵向震动，造成射孔单元中间筛管变形。说明在后期的施工过程中，需要考虑加强中间筛管的刚性，或者引入减震器装置，降低施工风险。

参考文献

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渤海地区垦利油田大位移井固井实践

渤海地区垦利油田大位移井固井实践 发表时间：2019-01-02T17:28:21.263Z 来源：《基层建设》2018年第32期作者：隋赛 [导读] 摘要：2018年初渤海地区垦利油田刚完成的一口大位移井固井作业，该井完钻井深4566m，最大井斜60.12°，井斜大、稳斜段长，钻遇三处断层及多个煤层段，钻井期间还发生断层漏失情况。 中海油田服务股份有限公司油田化学事业部天津 300459 摘要：2018年初渤海地区垦利油田刚完成的一口大位移井固井作业，该井完钻井深4566m，最大井斜60.12°，井斜大、稳斜段长，钻遇三处断层及多个煤层段，钻井期间还发生断层漏失情况。本文分析了该井固井技术难点及相应固井现场实践，包括水泥浆体系、前置液优化，套管扶正器加放，防漏压稳、可划眼高抗扭尾管附件选取，机械式可旋转尾管悬挂器送钻等技术分析及总结成功经验，可供此类具有复杂井况大位移井固井作业作为参考。 关键词：大位移井；技术难点；现场实践 引言： 垦利区块油田位于渤海南部海域莱州湾内，为复杂断块油田，沙河街组地面原油为轻～中质常规原油。此次完钻的这口井，目的是揭开主力含油层位沙三段设计完钻井深超过4500m，最大井斜60.12°，井斜大、稳斜段长，井底温度达到90℃以上。 其中，12-1/4”井眼从1498m开始钻进，中完井深3699m，段长超过2000m，井底井斜58.33°，最大井斜60.12°。钻遇2处断层：断层1位于2226m，断距约20m；断层2位于2745m，断距约25m。其中断层2处钻进期间发生漏失后成功堵漏。9-1/2”井眼完钻井深4566m，3700m钻遇断层3，本井段含煤层较多，分别位于3889m～3890m、3891m～3892m、3918m～3919m、3965m～3966m、4192m～4193m、4221m～4222m、4232m～4233m、4249m～4250m、4262m～4263、4271m～4272m。 一、固井难点 1本井为大位移井，稳斜段比较长，循环过程中难以保证井眼清洁，易形成岩屑床，存在发生环空桥堵风险； 2本井斜度大，稳斜段比较长，存在下套管遇阻风险，尤其是7”尾管下放过程，避免出现提前做挂风险； 3本井存在3处断层以及大量煤层，12-1/4”井段还发生了漏失，因此要控制固井作业期间环空返速及井底当量，避免固井作业期间发生漏失。 4套管居中难。通常情况下为了减少摩阻，便于套管下入，一般会控制套管扶正器数量以降低风险，使套管居中度无法保证。 5水泥浆性能要求高，如密度、流变性能、自由水、失水等；水泥浆的稠化时间、井底循环温度需精准确认。 二、相应措施 1技术套管首重安全 本井12-1/4”井段段长超过2000m，中完钻井液密度均为1.40sg，因此在确保油气层段均达到有效封固的同时，降低井底当量密度，避免压漏地层。 ①前置液设计： 优选前置液体系，使用“双作用隔离液”代替传统“隔离液+冲洗液”模式，降低冲洗液对井壁的冲刷。由于该井段发生漏失，采用“堵漏+双作用隔离液”体系，确保作业期间施工安全。同时，调整隔离液密度及粘度，密度1.4sg与泥浆保持一致，粘度大于泥浆粘度20s。 ②循环过程优化： 因本井段钻井期间发生漏失，根据完钻后通井期间井底最大循环排量，反推标准井眼（12-1/2”）与钻杆（5-1/2〞）环空返速是0.95m/s，循环期间先小排量打通，之后逐级提高排量循环，每次提排量幅度不超过0.4 m3/min，最大排量为1.60m3/min（标准环空返速 0.92m/s）。循环结束时控制气全量在5%以下； ③优选水泥浆体系，优化配方性能： 在设计初期采用“膨润土+防窜聚合物”水泥浆体系三段浆柱结构。然而，经化验室对其所备添加剂样品进行化验时，发现前置浆与后置领浆相容性存在问题。 根据化验结果，以及现场实际情况，决定采用防窜胶乳聚合物水泥浆体系采用两段式浆柱结构，即：尾浆1.90sg、封固井底以上500m，领浆1.70sg，封固至上层管鞋以上100m。同时，根据现场投电石结果，计算井眼扩大率，合理优化水泥浆附加量，避免水泥浆泵入过量，导致井底压力过大，压漏地层。附表为化验室两种水泥浆相容性实验结果，图为垦利区块地层坍塌破裂压力系数

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大斜度、水平井施工注意事项 技术管理办 近几年，桩西油区的大斜度、水平井作业施工逐年增多，由于井斜大、摩阻大、在打捞、套磨铣、冲砂等施工中和直井相比存在很多不同之处，针对在作业施工中相继出项的一些问题，现编写如下施工注意事项，供大家参考。 1、探冲砂 事例：作业队在L163-X13井施工时，该井井斜63度，套管规范为177.8*2356.73，井深：2342.89m,油层井段：2290.0-2302.00m。起出原井后，下光油管探冲砂，探至油层附近后，悬重略有下降，但仍可继续下入，后反洗井泵压升至20MPa,洗井不通，倒正洗井循环出口出大量原油，洗井1周后上提管柱卡，后水泥车正憋配合活动出3根油管后正常。 孤岛一作业队在一水平井施工时，在探冲砂时中途无遇阻，开泵循环洗井正常，但上提卡。 原因分析： 在大斜度及水平井施工中，砂子沉降在下井壁上，在下管柱时管柱穿过砂桥通过时，可能遇阻不明显，当下入一定深度后，采用正循环时砂子会在某一点处聚集，但仍有循环空间。而洗井泵压可能变化不明显，也不憋泵，但由于砂子聚集会导致管柱被卡。 预防措施： 1、大斜度井、水平井建议起出原井后下探冲砂管柱时，在预计探至砂面30米处即开泵反循环逐根冲下。

2、如遇反洗不通的情况必须正洗时，一定要不停上下活动洗井。活动距离不小于5米。 3、在下钻中途有遇阻显示时，但仍能加压继续下入，这时应停止下放，起至正常位置开泵反循环冲下。 2、钻塞 事例：某队施工***井，井斜近60度，于2400m处注灰封堵后钻塞，钻塞后下通井总有10米左右放不到底，冲不动，由于该井井斜较大，管柱也转不动，采用螺杆钻钻塞很快就能钻下，但再次通井仍旧不下，后采用2个水泥车加

完井技术国内外发展现状分析

完井技术国内外发展现状分析 第1章前言 1.1 现代完井技术发展现状 完井工程是衔接钻井和采油工程而又相对独立的工程，是从钻开油气层开始，到下套管注水泥固井、射孔、下生产管柱、排液，直至投产的一项系统工程。完井设计水平的高低和完井施工质量的优劣,对油气井生产能否达到预期指标和油田开发的经济效益有决定性的影响。 近十多年来,国内外完井均有了较快发展,并已发展成为独立的学科。除常规井完井技术日益完善外,其他特殊井完井也得到了很大发展,如水平井完井、复杂地质条件下的完井、小井眼完井、分支井完井、深井超深井完井、现代智能完井、膨胀管完井等。国内在完井技术方面虽然取得了一些进步,但是与国外相比,完井技术还有很大差距,特别是在不同储层选择合适的完井方式、水平井完井、欠平衡井完井、小井眼完井、分支井完井,从而影响了油气井的产量及经济效益。 1.2 本文的主要研究内容 1．查阅现代完井技术方面的文献，对各种完井技术现状进行综合性分析： (1)射孔完井技术； (2)割缝衬管完井技术； (3)砾石充填完井技术； (4)膨胀管完井技术； (5)封隔器完井技术； (6)智能完井技术。 2. 调研国内外最新完井技术现状，重点分析国内外现代完井技术现状、最新进展、应用成果以及发展趋势等,并对国内完井技术方案实施的可行性和完井技术的研究方向作初步预测和探讨。

第2章常规完井技术 完井方式的选择主要是针对单井而言。虽单井属于同一油藏类型，但是所处构造位置不同，所选定的完井方式也不尽相同，如油藏有气顶、底水，若采用裸眼完成，技术套管则应将气顶封隔住，再钻开油层，而不钻开底水层。若采用射孔完成，则应避射气顶和底水。又如油藏有边水，套管射孔完成时，油田开发要充分利用边水驱动作用，避射开油水过渡带。下面主要介绍常用的几种常规完井方式[1]。 2.1 裸眼完井技术 裸眼完井方式分先期裸眼完井方式、复合型完井方式和后期裸眼完井方式三种。 先期裸眼完井方式（如图2-1）是钻头钻至油层顶界附近后，下套管柱水泥固井。水泥浆上返至预定设计高度后，再从套管中下入直径较小的钻头，钻穿水泥塞，钻开油层至设计井身完井。 复合型完井方式（如图2-2）是指适合于裸眼完井的厚油层，但上部有气顶或顶界邻近又有水层时，可以将技术套管下过油气界面，使其封隔油层的上部，然后裸眼完井，必要时再射开其中的含油段。 后期裸眼完井方式（如图2-3）是不更换钻头，直接钻穿油层至设计井深，然后下套管至油层顶界附近，注水泥固井。固井时，为防止水泥浆损害套管鞋以下的油层，通常在油层段垫砂或者换入低失水、高粘度的钻井液，以防水泥浆下沉。 图2-1 先期裸眼完井示意图 1—表层套管 2—生产套管 3—水泥环 4—裸眼井壁 5—油层

射孔

5.3.完井设计的基本理论 5.3.1.完井方式 5.3.1.1射孔完井方式 套管射孔完井是钻穿油层直至设计井深，然后下面层套管至油层底部注水泥固井，最后射孔，射孔弹射穿油层套管、水泥环并穿透油层某一深度，建立起油流的通道。套管射孔完井既可选择性地射开不同压力、不同物性的油层，以避免层间干扰，还可避开夹层水、底水、气顶和夹层的坍塌，具备实施分层注采和选择性压裂或酸化等分层作业的条件。 尾管射孔完井是在钻头钻至油层顶界后，下技术套管注水泥固井，而后用小一级的钻头钻穿油层至设计井深，用钻具将尾管送下并悬挂在技术套管上，尾管 50，再对尾管注水泥固井，最后射孔。尾管射和技术套管的重合段一般不小于m 孔完井由于在钻开油层以前上部地层已被技术套管封固。因此，可以采用与油层相配伍的钻井液以平衡压力、欠平衡压力的方法钻开油层，有利于保护油层。此外这种完井方式可以减少套管重量和油井水泥的用量，从而降低完井成本。目前较深的油，气井大多采用此方法完井。 图5.2 套管射孔完井图5.3 尾管射孔完井 5.3.1.2裸眼完井方式

裸眼完井的最主要特点是油层完全裸露，因而油层具有最大的渗流面积。这种井称为水动力学完善井，其产能较高。裸眼完井虽然完善程度高，但使用局限性很大，例如：不能克服井壁坍塌和油层出砂对油井生产的影响；不能克服生产层范围内不同压力的油、气、水层的相互干扰；无法进行选择性酸化和压裂等。 5.3.1.3割缝衬管完井方式 割缝衬管完井方式是钻头钻至油层顶界后，先下技术套管注水泥固井，再从技术套管中下入直径小一级的钻头钻穿油层至设计井深。最后在油层部位下入预先割缝的衬管，依靠衬管顶部的衬管悬挂器（卡瓦封隔器），将衬管悬挂在技术套管上，并密封衬管和套管之间的环形空间，使油气通过衬管的割缝流入井筒。这种完井方式油层不会遭受固井水泥浆的损害，可以采用与油层相配伍的钻井液或其它保护油层的钻井技术钻开油层，当割缝衬管发生磨损或失效时也可以起出修理或更换。 5.3.1.4砾石充填完井方式 它是先将绕丝筛管下入井内油层部位，然后用充填液将在地面上预先选好的砾石泵送至绕丝筛管与井眼或绕丝筛管与套管之间的环形空间内，构成一个砾石充填层，以阻挡油层砂流入井筒，达到保护井壁、防砂入井的目的。砾石充填完井一般都使用不锈钢绕丝筛管而不用割缝衬管。

水平井射孔工艺技术(科普)

水平井射孔工艺技术 1、简介 水平井工程是近年发展起来的一项新技术，是“稀井高产”的重要手段。水平井技术已成为近50年来石油技术进步的代表象征，这从勘探到提高采收率各个阶段均有着广泛的应用潜力，在实现井网调整，控制流向和完井类型，减少液流损失和调整油藏压力等方面的灵活性，已成为一种油藏完井新方法，而水平井射孔技术则是水平井技术的重要组成部分。四川石油测井公司早在1994年就对水平井射孔技术开始了立项研究，经过几年的研究和现场试验，形成了一整套中、长半径的水平井射孔工艺技术，该技术国内领先，部分技术达国际先进水平，该成果获中国石油天然气集团公司2000年技术创新二等奖。 水平井套管井射孔完井既有利于提高产量又有利于以后进行增产措施和封堵作业。但水平井射孔井段长达几百米甚至上千米，要求射孔一次作业成功；要求向水平两边或两边以下３０°定向发射以免造成砂子沉降和底水突进；要求长达几百米的射孔枪顺利通过造斜段下入和起出。实践证明，我们已经解决了上述难题并能保证施工的安全性和可靠性。 2、主要特点 2采用液压延时分段起爆方式能完成长水平段的射孔作业。 2采用弹架旋转的内定向方式，定向精度高且与枪身旋转的外定向方式相比，在相同套管内径下可选择更大直径的水平井射孔枪。 2采用接头旋转扶正环和滚珠枪尾可大大减少起下射孔枪时的摩擦力。 2接头与枪体之间，公母接头之间采用防退扣装置，避免了落枪的可能。 2最新研制的起爆开孔装置可实现水平井的再射孔而不会将井液挤到地层中去。 2可实现全井筒氮气加压起爆方式完成水平井的射孔作业。 2可实现限流压裂的水平井射孔作业。 2利用独创的旁通传压起爆系统能完成水平井的射孔测试联作。 2采用地面监测系统能监测井下各段射孔枪的发射情况。 3、主要技术参数 2射孔枪外径：Ф８９mm 、Ф102mm 、Ф127 mm 2最高工作压力：９０MPa 、105MPa 、90MPa 2延时时间：５—7min 2定向方式：内旋转定向 2定向精度：±５° 2定向率：>９５％ 2发射率：>９９％ 2孔密：１０－２０孔／米 2枪体抗弯能力：３０°／３０米。 4、施工工艺 （1）起爆方式 水平井射孔起爆不同于一般直井射孔，不能采用投棒起爆方式，也不同于一般斜井射孔，它属于超长井段射孔，不宜采用一个压力起爆器的起爆方式。在水平段各点压力值相等，它可以实现几个乃至几十个射孔段的同时起爆，完全满足水平井一次射孔多段的要求，将大大提高工效。四川石油测井公司已成功地应用了三种负压起爆方式，分别是：①液垫或气垫加压力延时起爆器；②油压开孔装置加压延时起爆器；③旁通传压装置加压力起中爆器。

浅析我国石油固井技术进展及面临的问题

浅析我国石油固井技术进展及面临的问题 现阶段我国社会经济发展速度较为稳定，并且现阶段我国所处的时代是一个知识经济的时代，各项科学技术发展和应用的速度比较快，各个领域中的相关企业在崭新的发展机遇之下得以快速发展，从而就从数量和质量这个层面上对能源提出了更高的要求，在上文中提及到的这种情况之下，石油开采企业只有对固井技术进行研究，才能够满足社会提出的能源方面的要求，在巨大的市场压力的促进下，我国石油固井技术取得了长足的发展，但是还是存在着一些问题有待解决，作者依据实际工作经验首先对石油固井技术现状进行分析，然后再对现阶段我国石油固井相关工作进行的过程中面临的问题进行分析。 标签：石油固井；技术；进展、问题；现阶段 1 概述 固井是油气井建设的过程中涉及到一个极为重要的环节，也是联结钻井和采油工程的一个较为独立的系统性工程，固井质量水平的高低，不单单是会对石油井生产相关工作的顺利开展造成一定程度的影响，也是会对石油井寿命和油气储藏量造成一定程度的影响的。为了能够满足勘探开发复杂深层油气藏。高酸性油气藏以及稠油油气藏等油田的过程中提出的要求，在经过了过年的技术攻关之后，在固井材料、固井工具以及与之相对应的固井工艺技术上取得了长足的进步。 2 現阶段我国石油固井技术的实际情况 2.1 固井液技术得到的发展和在石油固井工作进行的过程中的实际应用情况 固井液技术是以以往石油固井工作进行的过程中使用到的钻井液的配方为基础的，在钻井液调配工作进行的过程中添加不多的高炉淬渣或者其它的水化材料，在使用固井液技术调配钻井液的过程中基本上是不会对钻井液其它方面的性能造成影响的。固井液技术研发工作进行的过程中使用到了UF钻井、MTC固井技术原理，从而使得钻井液和固井液之间的相互融合性得到了一定程度的提升，使得以往石油固井相关工作进行的过程中面临着的固井液和钻井液不相容这个问题得到了有效的解决，从而就能够使得第一二界面之间的胶结程度得到一定程度的保证，尤其是能够使得第二界面的胶结质量得到一定程度的提升，最大限度的组织油气、水流体等在各个层面之前的流动，并且因为激活剂是能够起到一定程度的扩散和渗透作用的，从而就会使得泥饼逐渐演变为固态的密度比较高的泥浆，以此为基础在石油固井相关工作进行的过程中，循环漏失以及水泥浆液柱回落这些问题出现的几率就比较低了。将固井液和普通油井固井相关工作进行的过程中使用到的水泥浆进行一定程度的相互比较，调配工作进行的过程中使用到的外加剂是比较便宜的，与此同时也具有失水量低、强度提升快以及沉降稳定性强等特点，固井液技术的出现使得以往石油固井工作进行的过程中需要使用到的顶替机理和顶替技术逐渐被人们遗忘，并且也使得以往石油固井工作进行的过程

电缆输送射孔工艺技术

第一节电缆输送射孔工艺技术 电缆输送射孔按工艺的不同又可分为： 1、普通电缆输送射孔 普通电缆输送射孔是利用油矿电缆把射孔器通过井口防喷器和井内套管下放到一定深度，在套管内通过深度校正，然后对目的层进行射孔的一种常规射孔方法。 2、过油管射孔技术 过油管输送射孔是利用油矿电缆把过油管射孔器通过井口防喷装置、采油树和井内油管下放到套管中，在套管内通过深度校正，然后对目的层进行射孔的一种射孔方法，具有较好的防喷能力。 过油管射孔可使用有枪身射孔器或无枪身射孔器，可在不起油管的情况下，用电缆将射孔器通过油管下到目的层进行射孔。能实现带压射孔、不停产射孔，射孔后直接投产，可避免在起下油管时压井所造成产层和环境污染。主要适用于：1、生产井、注水井补孔。 2、带压生产井不停产补孔。 3、套变严重不适于其它射孔器起下的井。 4、小直径套管井。

3、工程射孔 主要包括油管冲孔射孔和套管封串射孔，油管冲孔具有装枪直径小、射孔孔径大、穿深稳定的特点。施工时，它只射穿油管而不损伤套管。冲孔作业可实现循环解卡和循环压井的目的。 套管封串射孔具有装枪直径较大、射孔孔径大、穿深稳定的特点。施工时，它只射穿套管及水泥环而不射入地层。当油气井中某层因固井质量或其他原因造成的上下层串通时可以进行封串射孔。然后挤水泥达到封串的目的。 4、工程爆炸 主要包括爆炸切割、爆炸松扣。 爆炸切割：当油管、套管或钻杆因各种原因被卡在井内，无法提出时，为了下一

步的施工或是为了减少损失需要上部未卡死的油管、套管或钻杆提出时，可选用 爆炸切割作业。切割弹的型号（包括2寸-31 /2寸油管切割弹，3/2寸-7寸套管切割弹、2寸-51/2钻杆切割弹） 特点和用途： UQ 系列油管切割弹、TQ 系列套管切割弹和ZQ 系列钻杆切割弹采用无杵堵粉末冶金不烧结药型罩、独特的聚能装药结构设计。产品具有切割成功率高、切口平齐、对其它管材无损伤等特点。切割弹可通过电缆输送在油气井内对油管、套管进行切割。 爆炸松扣：当井内管柱因各种原因被卡死需要倒扣退出时，可选用专用的爆炸松 扣器下到需要松开的接箍处，进行爆炸松扣作业。从而起出此点以上的管柱。 施工要求： （一）组装爆炸杆 1. 根据井况资料和工程爆炸通知单的内容，确定导爆索电雷管的型号。 2. 确定用药量 3. 检查导爆索外皮有无损伤，有无断药现象。 4. 将导爆索均匀分布在爆炸杆的周围。 5. 每隔100mm 用白沙带捆扎一道。 6. 用高压绝缘胶带在爆炸杆的两端和中间绑扎三个扶正器。 7. 将电雷管紧附在导爆索的上端，用白沙布绑紧。雷管的一根引线接爆炸杆本体，另一根引线用黑胶布包好，捆扎好的最大外径应小于管柱内径。 （二）爆炸松扣施工 1）当爆炸松扣器进入离卡点以上50m 时，通知井队以卡点以上钻具重量的100%～115%作拉力提升钻具后，再按每千米钻具扭转3～3.5圈给钻具施加反扭矩，然后射孔小队再下放电缆，测量对深曲线，测出卡点以下50m 深度。 2）当测完钻具磁性接箍深度曲线后，用比例尺丈量每个接箍间距离与井队提供的管柱结构数据是否相符，确认无误后，同井队技术人员一起确定松扣深度位置和采用的标准接箍。 3）利用爆炸松扣器的零长和已确定的标准接箍上起电缆，使爆炸松扣器正好对准要松扣的接箍上，通电点火引爆雷管和导爆索，产生爆轰波冲击丝扣，使扣松动，从而达到松扣目的。 （三）爆炸松扣炸药量的选择 爆炸松扣药量的选择应根据卡点深度的不同，钻井液密度大小及钻具钢的差别而选用不同药量。 5、电缆桥塞 电缆桥塞工艺就是根据油气井的封层需要在已射孔的两个层位之间进行封堵，同时可以在分层试油时上返封层。达到预期的分层，封堵进行生产或试油的目的。 该工艺施工时间短，座封深度准确，座封牢固安全可靠。对于两个层位之间距离较近的封堵效果明显优于其它方式。目前电缆桥塞规格为：5寸、51/2寸、7寸、95 /8寸。适用于相应规格的套管。是理想的分层试油或分层采油的封层方法。 施工技术 （一）STS 电缆桥塞压力密封工具工作原理： 位于电缆密封工具上端的电动高温点火器点着后产生火花，引着位 于点

海上气举存在的问题及对策

油气田开发最理想的状态就是依靠地下的能量进行自喷生产，但是在生产实际中，随着勘探开发的不断深入地层能量不断降低，必须借助人工举升才能将原油采到地面。常见的人工举升方式包括杆泵、电泵、气举等方式。但是在海上平台由于生产场地等原因，有杆泵的使用受到极大的限制，海上平台普遍采用的举升方式为电泵和气举，据统计中国海上某油田的170余口生产井中，自喷井16口，电泵井92口，气举井70余口，并且气举的使用呈不断上升的趋势，因此研究气举井的生产现状和防控对策具有重要的现实意义。 1　气举在海上平台的运用 1.1　气举 油气田开发的初始阶段原油基本靠自身的能量自喷生产，但是随着开发的深入，地层本身的能量已经不足以将原油举升到地面，这时就需要人工举升方式介入，以便使得原油能够顺利的流到地面。常见的人工举升方式包括有杆泵、电泵和气举。其中气举就是利用高压压缩机人为的将气体压入井下，使得原油自喷到地面的生产方式，气举注入的气体包括天然气和氮气。天然气气举是将高油气比油井产出的天然气在通过地面分离器简单分离，分离后通过压缩机加压后注入到生产井井下，这种情况下注入的天然气一般为湿气；氮气气举是在平台上安装一个氮气机，利用其对空气中的氮气进行分离，分离出的氮气纯度可以达到95%以上，在通过压缩机将氮气注入到井下进行气举。 1.2　海上平台的生产 海上生产和陆上最大的区别就是场地狭小，有限的生产场地决定油井必须集中规模开发，而在井口集中油层分散的现实中，海上平台开发大规模的使用水平井和大斜度井，这些水平井和大斜度井本身就限制了一些有杆举升方式的运用，再加上场地限制，大型的地面采油设备无法搬上海上平台生产，因此目前的海上生产的方式主要为电泵和气举。 2　目前海上气举存在的问题 2.1　气举效率低 从气举的机理可以看出，气举是将井筒里的流体部分掏空，降低了液柱的密度，这样提升流体所做的功也就少了，应该是一种非常高效的举升方式。同时很多学者研究人员通过模拟计算和实验，也确实证明了气举的经济有效性。油气田开发管理人员也对各气举井进行了方案设计，制定了单井的气举参数。但是在实际生产中如果按照方案设计的参数进行生产，油井的提液效果往往并不明显，有时为了达到预期的提液效果就得放大参数进行生产，也就是大幅度加大注气压力和注气量。这就是问题所在，如果是按照方案设计气举肯定是高效率的，但是在实际生产中无法达到预期的高效甚至还是低效率。 2.2　气举阀故障率高 前面提到气举的效率无法达到预期的效果跟很多因素有关，其中有一个重要因素就是气举阀，气举阀的高故障率也是气举管理的难题。从理论上讲，气举由于无杆管的相对运动，油管受损的几率非常小，影响气举检泵周期的主要原因就是气举阀。气举阀的实质就是一个单流阀，只允许气体从环空流向井筒，在注气的过程中气举阀在不停的开关，长期多次的开关造成气举阀密封不严，无法发挥其单流阀的功能。其次海上油井多数采用水平井和大斜度井，这样就造成气举阀实际上是躺着或者斜躺在井筒中，使得其开关闭受到影响而造成密封不严。再次受生产成本和场地限制，海上气举多数采用的海上天然气气举，前面已经提到过这种气举注入的是湿气，湿气中含有的硫化氢等腐蚀性物质对气举阀的使用也不可忽视。 3　气举问题的对策 3.1　电泵联合气举生产 电泵举升被公认为是海上平台有效的举升方式。但是海上平台与陆上的另一个不同就是维修作业不便。在陆上从油井故障到维修作业完毕一般只需要4、5天时间就能恢复生产，而在海上电泵井一旦故障恢复生产，经常需要40天左右，生产方式的不同决定维修作业不能随时跟上，这样就意味着电泵一旦故障就需要长时间停产。而电泵和气举联合生产就是将电泵机组和气举阀一同下到井下，在下入时根据油井的不同，决定电泵机组在上还是气举阀在上，当电泵机组完好时就使用电泵生产，当电泵故障而维修作业不能跟上时就采用气举生产，同时当电泵井出砂、遇到强腐蚀性介质、气量大泵效低时也可以采用气举生产，这样就可以起到保护电泵机组的作用，同时也延长了电泵的检泵周期。 3.2　使用喷射气举 在上面讲到气举效率低，其中有一个重要原因就是气举的气体不能与原井液充分混合，这样地面虽然在源源不断的注入气体，但是注入气举阀的气体沿着气体自身的流动通道流走了，可以说这一部分气体就白白浪费了，这也可以解释，为什么有时为了获得预期的产液量需要加大气举注入参数的问题。通过喷射气举将注入的气体在气举阀处高度分散，让分散的气体与井筒液体充分混合，让雾状的混合液在井筒中同步上升，以此提升气举的效率。3.3　使用高效气举阀 在气举阀故障中讲到部分气举阀故障是由于安装位置不正导致的，针对此问题可以专门研发适合斜井的气举阀；针对湿气对气举阀的腐蚀，可以研发使用抗腐蚀性强的气举阀；针对井下管柱形变对气举阀造成的影响，可以加强气举阀的固定。也就是说可以根据目前气举阀存在的问题对气举阀进行专项改进，以此提高气举阀的效率和寿命，让气举的优势更大的表现出来。 4　结束语 气举是非常适合海上平台采油的一种举升方式，对于目前气举存在的举升效率低、气举阀故障率高的问题，可以通过电泵联合气举、喷射气举、改进研发高效气举阀加以解决。 海上气举存在的问题及对策 朱国太 中海石油有限公司上海分公司平湖作业分公司　上海　200030 摘要：本文介绍了气举在海上平台的运用，阐述分析了海上气举目前存在举升效率低、气举阀故障率高的问题，并提出了运用电泵气举联合、喷射气举、使用高效气举阀的对策，对于提高海上平台气举的运用管理具有较强的借鉴意义。 关键词：海上　气举　问题　对策 205

大位移延伸井钻井技术

石油钻井行业大位移延伸井钻井技术 近几年来，随着钻井工艺技术及钻井装备、工具、软件等技术的发展，诞生了大位移定向井，它的出现，为海洋平台钻井及在陆上开发滩海油气资源开辟了一条新途径，与其他井型相比，这项技术在油气勘探开发中起到了投资少、见效快和其它钻井方法无法替代的作用。 第一节国内外大位移井发展及技术现状 所谓大位移井世界上并无确切的定义，最初认为水平位移超过3000米或水平位移与垂深之比大于1的井即为大位移井，随着钻井及相关技术的发展，目前比较通用的概念是位移于垂深之比大于或等于2的井称为大位移井。井斜大于或等于86度的大位移井称为大位移水平井。由于各种原因使得方位发生变化的大位移井，称为三维大位移井。 大位移井始于20年代，随着科学技术和水平井钻井技术的不断发展，80年代大位移井才得到快速发展，九十年代以来，大位移井已经在油气勘探和开发中显示出其巨大的潜力。美国、挪威、澳大利亚、英国等几个国家先后钻成了一批有代表性的大位移井，位移与垂深之比大多都大于2，有的大于5，并取得了很好的经济效益。 Unocal公司在美国加利福尼压近海Dos Cuadras油田C平台上成功地钻了9口非常浅的水平位移很长的油井。其中C-29井和C-30井创造了当时的最高纪录。Ｃ－２９井高峰日产量１１３吨／天，储层内长度９４２米，总垂深层９３米，水平位移１１５６米，位移、垂深比３.９５Ｃ－３０井储层内长度１３４８米，垂深与位移之比达到了５.０５。 英国ＢＰ石油公司和斯伦贝谢公司在北海Wytch Farm油田成功地钻了数口大位移水平井，开创了利用大位移井技术开发整装油田的范例。其中１９９２年完成的Ｆ１９井水平位移５００１米，总井深５７５７米，水平位移、垂深比创当时欧洲纪录。 ＢＰ石油公司于１９９８年１月在英国南部的Wytch Farm油田完成的Ｍ１１井是目前世界上水平位移最大的大位移井，其水平位移达１０１００米，日产量高达２０，０００b/d 1997年6月，中国海洋石油总公司与美国菲理普石油公司合作在南海东部完成了一口当时世界上水平位移最长的水平井西江24-3-A14井，完钻井深9238米，垂深2985米水平位移8062.7米。大港油田利用国内技术于1991年独立完成了国内第一口大位移定向井张17-1井，测量井深3919.82米，垂深3000米，水平位移2279.83米。１９９６年完成的QK18-1井，该井井深４４０８米，位移２６６６米，是目前国内独立完成的水平位移最大的井。 胜利油田共钻过六口大位移井，其中１９９７年完成的郭斜１１井，测量井深２３４２米，垂深１４００.６米，水平位移达到１６２６.２２米,水平位移与垂深之比达到１.１６１，创我国目前水平位移垂深比最高纪录。 第二节大位移井的井身轨迹设计 大位移井井身轨迹剖面主要采用悬链线或准悬链线剖面。悬链线剖面是由Edward

中海油在海上油田开发中的钻完井技术现状和展望

中海油在海上油田开发中的钻完井技术现状和展望 姜伟 中国海洋石油总公司 摘要：本文总结中国海洋石油总公司在海上油田勘探、开发和生产中，结合海上油田开发的需要和特点，通过不断的探索和实践，逐步的掌握了在中国近海开发油田的关键技术及其特点。同时根据目前国外的开发技术发展现状，结合中海油自身的特点，针对海上油田开发的具体不同的需求。经过改革开放20多年来的不断努力，中海油已经掌握并形成了一整套的海上油气田开发的钻完井工程技术。并且形成了以海上油田开发为目标的优快钻完井技术体系；大位移钻井技术体系；稠油开发钻完井技术体系；海上丛式井和加密井网钻完井技术体系；海上疏松砂岩油田开发储层保护技术体系；海上平台模块钻机装备技术体系等八大技术特色和体系；在海上油田的开发和生产中发挥了巨大的作用，同时也在为海洋石油未来的发展产生了积极的推动作用。 关键词：海洋石油海上油气开发技术挑战钻完井工程关键技术体系 中国海洋石油工业的发展源于上世纪60年代初期，进入到上个世纪80年代初期，随着中国的改革开发，海洋石油总公司成立28年来，海洋石油工业在对外合作开发海上油气资源的过程中，遵循一条引进、消化、吸收、再创新的道路，并且成功的实现了由浅水向深水、上游向下游、单一的勘探开发向综合能源公司发展的三个跨越。并且逐步形成和建设了一个现代化的海洋石油工业体系。 1．中国海上油气开发的概况和挑战 在中国近海开发油气资源，在技术、资金、自然环境等方面面临诸多的困难和挑战，对于钻完井工程而言，我们主要面临三大挑战： 首先是海洋环境的挑战，在海上钻井，除了我们通常的地下各种工程地质问题以外，海洋自然环境条件大大的增加了我们工作的难度。北冰南风是我们要面临的海洋开发的自然环境条件中的最大难题和挑战。 第二个挑战是海上油田开发，钻完井工程投资高、风险大，昂贵的海上开发费用和海上钻完井作业成本与经济有效的开发海上油田的挑战。 第三个挑战是以渤海稠油开发、南海西部高温高压地层的钻探、南海东部深水生产装臵周边油田的经济开发为代表的海洋钻完井技术的和安全风险控制的挑战。

浅谈对大位移钻井技术的认识

浅谈对大位移井钻井技术的认识 张瑞平 摘要：近几年随着定向井、水平井钻井技术的日趋成熟，大位移钻井技术在国内已有了很大的发展和应用。利用大位移井技术勘探开发近海油田，断块油气田、边际油田、稠油油藏及沙漠等复杂地面条件油田是一种经济而有效的先进技术。本文简单分析了大位移井钻井技术的关键问题。 关键词：大位移井、水平井、旋转导向钻井 1、大位移井概况 20世纪90年代出现的大位移井（Extended Reach Drilling）是在水平井钻井技术和深井钻井技术基础上发展起来的一种新型钻井方式，它集中了水平井和深井的所有技术难点。代表了当今世界最先进的钻井技术。 图1 大位移井示图 目前，国际上较为普遍采用的大位移井基本定义为，水平位移与井的垂深之比等于或大于2的定向井。航行角大于60°的井，称为大位移井（注：航行角是指钻大位移井稳斜段的井斜角）。国内定义为：垂直井深2000m以上，水平位移与垂直井深之比为2以上的井称为大位移井。 2、大位移井的优势 大位移井技术迅速发展的原因是它具有重要的经济价值。目前世界上许多国家利用这项技术来勘探开发海上、槟海、岛屿和地面条件恶劣地区的油气田，减

少建造平台人工岛和减少钻油气井数。老油气田可利用原有的基础设施钻大位移井，加速油田探边和开发，缩短产油周期，扩大泄油半径，提高单井产量和延长井的寿命；增加整个油田的产量和最终采收率，大大节约投资。因此，虽然这项技术还正在发展和完善之中，但已在世界各地取得了重大成效。 由此可见，大位移井有以下优势：（1）用大位移井开发海上油气田，可大量节省费用。（2）靠近海岸的近海油田，可钻大位移井进行勘探、开发。(3)不同类型油气田钻大位移井可提高经济效益：小断块的油气田，或几个不相连的小断块油气田，可钻1口或2口大位移井开发；若几个油气田或油气层不在同一深度，方位也不一样，可钻多目标三维大位移井开发，节省投资，也便于管理。（4）使用大位移井可以代替复杂的海底井口开发油田，既可节省海底设备，又可节省大量投资。（5）利用大位移井可以在环保要求高的地区钻井，以满足环保要求。 图2 用大位移井实现海油陆采（探） 目前，大港油田、胜利油田均已钻过超过3000m水平位移的大位移井，具有一定的钻大位移井经验。对加快对边际油田的开发，以及提高油田的整体经济

射孔工艺流程(参考模板)

规射孔作业施工

范

施工作业小队生产准备 1副操作员领取生产常用料，存放在工程车上相应的材料箱中。 2操作员对数控射孔仪进行日常保养和检查，填写“仪器维修保养”记录。 3井口工对天地滑轮、井口马达、定位器、电缆等辅助设备进行检查，维修保养。按标准在电缆上绑扎安全记号，领取日常生产用料。 4绞车工对绞车系统进行检查，维修保养。 5联炮工(井口岗)准备好不同枪型的配件，领取日常生产用料。 施工作业小队施工前的准备 1小队长接收“射孔工作记录”，落实井位和行车路线，组织各岗做好出发前准备。 2操作员到四分公司计算组领取射孔资料，清点射孔资料后在资料领还记录本上签字，射孔资料放在资料包内，资料包存放到工程车资料柜中，锁好。 3联炮工带“危险品发收登记簿”到供应站危险品专用库房领取雷管，清点数量后签字，雷管放在雷管盒中，雷管盒存放在工程车的防爆箱中，锁好。 4联炮工带“危险品领取证”到四分公司装炮班射孔器专用库房领取射孔器，检查无误后签字并执行SY/T6308、Q/CNPC46的有关规定。 5按公司《搬运、储存、包装、防护和交付程序》检查仪器设备状态以及相应资料。

6小队长出发前讲解行车路线和途中注意事项。

7施工小队车辆和运输公司枪车编队行驶，控制车速，文明行驶。8枪身在运输途中捆压牢固。 9应由持有危险品操作证人员负责押运并执行SY/T5436的有关规定。 10起爆器和枪身应分车运输。 11注意行驶安全，正点到达施工作业现场。 12进入井场，全体人员按规定穿戴和使用劳动保护用品和用具执行SY/T6524的规定。 13施工作业环境认可。 a)保证施工作业必要的设施（水、电、吊升设备等）； b)射孔作业井口安装防喷闸门； c)检查井场漏电电流应小于30mA； d)对于射孔作业环境条件的不符合项，由小队长与作业队负责人协商解决。 14收集地质、工程数据和信息。 a)小队长了解压井液及液面高度、套管结构、人工井底等工程数据； b)操作员与作业队负责人核对通知单上的全部数据，不核对通知单或通知单核对不上拒绝施工。 15班前会 小队长组织召开有甲方代表和施工小队全员参加的班前会，介绍井身结构，压井液情况，明确施工作业方法及安全防范措施。 现场安装及施工

复杂井固井新技术与发展

复杂井固井新技术与发展 一、中国石油集团工程技术研究院固井专业概况 中国石油集团工程技术研究院从1980年开始致力于固井技术研究，是国内最早从事固井材料研究的单位。 在集团公司的支持下，经过20多年的研究和积累，中国石油集团工程技术研究院固井专业已成为国内以固井外加剂为主导，集科研、开发、生产、技术服务于一体的技术力量雄厚的研发机构。现拥有高、中级科研人员35人，实验室面积2000m2，符合API规范的实验检测仪器设备160台套，并建成了年产万吨的外加剂生产线。拥有国家技术监督局认证和API 认定的集团公司油井水泥及外加剂产品质量监督检测中心。 工程技术研究院已先后完成国家和集团公司级固井科研项目77项，其研究成果先后获国家科技进步三等奖2项，集团公司科技进步一等奖3项，二等奖4项，三等奖3项。获国家级重点新产品5项，联合国技术信息系统发明创新科技之星奖1项并入选世界优秀专利。在世界石油大会及SPE和美国Oil&Gas上宣读和发表论文5篇，先后有2名科技人员成为美国石油协会勘探开发标准化委员会油井水泥分会投票委员。 在固井技术方面已形成十大系列、五十多个品种完备的油井水泥外加剂产品，为长庆油田、辽河油田、大港油田、吐哈油田及海洋石油、石化系统等二十多个油田固各种复杂疑难井3560井次。为集团公司海外（伊朗、厄瓜多尔、乌兹别克、苏丹、哈萨克斯坦等）勘探开发项目提供了8个品种、813吨固井外加剂和技术服务。 目前，国内固井水泥浆外加剂的年使用量约为1.8亿元，工程技术研究院约占12—15%，而在高端产品的市场份额超过70%，尤其在复杂疑难井固井方面形成了较强的技术优势和综合服务优势，在欠平衡井固井技术、低压易漏井固井技术、深井超深井固井技术、长封固段井固井技术、高压气井固井技术、岩盐层固井技术等方面形成了七大特色固井技术。 二、工程院特色固井技术 1、欠平衡钻井配套的高强低密度水泥浆固井技术 二十一世纪油气资源勘探开发，面临着复杂储层物性和复杂地质条件油气资源的开发；面临着低压、低渗、低产能油气资源的开发；面临着走出去战略的实施和激烈的世界石油市场的竞争。欠平衡钻井的兴起，为低压、易漏复杂地层的开发，有效提高钻速，提供了有力的技术保证。 同时，欠平衡钻井也对固井提出了更高的要求。欠平衡钻井配套固井技术的实质就是要解决欠平衡钻井后的近平衡固井问题，这就意味着要特别关注选择合理的固井压差，适宜的固井水泥浆密度以及合理的施工工艺，以防止固井漏失和对储层的污染，保证固井质量，为后续的油层改造、增产措施及采油作业提供良好的井筒条件。国内外固井实践证明，选用合适的低密度水泥浆，既可以有效地分隔低压油、气、水层，同时也是封堵低压漏失层较为成功的方法。 对水泥浆体系来说，低密度、高强度、低失水、好的流变性是其关键，但一般低密度水泥浆水灰比、外掺料较大，一般作为充填水泥用于非目的层封固，水泥浆密度的降低和水泥浆性能之间存在矛盾，突出表现在： ①水泥浆体系稳定性差，体系分层离析； ②水泥浆失水量难以控制； ③水泥浆流变性差，泵送困难； ④水泥石强度发展慢，强度低； ⑤水泥浆石渗透性高，易引起腐蚀性介质的腐蚀。 随着对微观力学和微观材料的认识逐渐深化，工程技术研究院利用紧密堆积理论对低密度固井水泥浆优化设计，在国内率先研制开发成功了以PZW系列增强材料为主体的新一代低密

射孔的几种工艺技术

32、什么是复合射孔？ 答：复合射孔技术是一项集射孔与高能气体压裂两项功能一次下井完成的工艺技术。它利用炸药爆炸和火药燃烧的时间差（炸药爆速为微秒级，火药燃速为毫秒级），实现先射孔后压裂。 33、什么是防砂射孔？ 答：防砂射孔主要有大孔径、高孔密和小孔径、高孔密两种方法。另外还有随进式防砂射孔技术，它是在射孔过程中将防砂材料随射孔作业一次性充填到射孔孔道内，起到防砂作用。 34、什么是双复射孔？ 答：双复射孔技术是胜利测井公司2001年研制开发的新技术。它主要由复式射孔枪、复式射孔弹两部分组成。 35、射孔枪有哪几种类型？ 答：射孔枪型：是以射孔枪外径规格来进行分类，目前常用的有60、68、73、89、102、114、127、140等型号。 36、什么是定位射孔技术？ 答：用放射性曲线校正射孔深度是以定位射孔原理为基础的。定位射孔就是在目的层附近选定一个套管接箍为施工深度的参照标准（俗称标准接箍）。用磁性定位器测准标准接箍的深度就等于定位了“目的层”的深度。 37、什么是电缆输送射孔？ 答：电缆输送射孔就是用电缆将有枪身或无枪身射孔器通过套管或油管内输送至井下，用射孔深度控制技术进行定位，对准目的层，地面仪器向射孔器起爆装置供电，引爆射孔器，射穿套管、水泥环、目的层，建立油气水流通通道的一种射孔工艺。 38、什么是油管输送射孔？ 答：油管输送射孔工艺是指把一口井所要射开的油气层的射孔器全部串接在油管柱的尾端，形成一个硬连接的贯串下入井中。通过测量磁定位曲线或放射性曲线，校深调整贯串对准射孔层位，通过撞击式和加压式两种方式引爆射孔器，对目的层进行射孔。 39、什么是油管（钻杆）输送射孔与地层测试器联合作业？ 答：油管输送射孔与地层测试器联作工艺技术，是将TCP器材与测试器组合在一趟下井管柱中，用油管或钻杆将测试工具和射孔器输送到目的层，进行射孔的同时进行地层测试，一次下井可以完成油管输送负压射孔和地层测试两项作业。 40、什么是全通径射孔？

水平井射孔技术介绍

水平井射孔技术介绍 一、水平井射孔技术 “水平井射孔技术”是国家“八五”重点科技攻关的配套项目，大庆油田水平井开采的主要对象是低丰度、低渗透、低产的“三低”油层，需要压裂改造方能投产。当水平井的油层胶结很差或油层需压裂改造的情况下，在油层套管较低的一侧射孔比较合适，使射孔孔眼在油层水平面的下方， 因此，产层流体上行流动，避免了油层吐砂及后期开采套管沉砂问题。另外，还为压裂提供了沿油层两侧延伸的水平通道，避免垂向通道可能造成的油层顶底盖层被压开的问题。为此我们开发研制了几种低边定向射孔枪。 一种是弹架旋转低边定向射孔枪，它主要由枪体、弹架、配重块、轴承等组成。由于采用了这种结构，不论射孔枪体随着水平段井眼如何转动，相邻二个射孔弹相位均为低边夹角120°，这样就达到了低边发射的目的。 它的特点是结构紧凑，灵活可靠，不受枪身外部环境的影响，安装比较容易，起下安全顺利，它适合于射孔井段多且井段较短的井。 另一种是枪身旋转低边定向射孔枪，它在井下的管柱组合为：引鞋+射孔枪+传爆接头（带导向块）+……+压力起爆器+旋转接头+油管至井口。在射孔枪组的顶部接一个旋转接头，再在每两支枪间的传爆接头上加工有导向块，弹架和射孔弹及枪体是相对固定的。由于射孔枪的形心与重心不重合，产生一个扭转力矩，在进入造斜段后射孔枪便在此力矩作用下，开始转动，使重心向下、形心在上沿水平段前进，以保证射孔弹发射方向是低于水平面，从而达到低边发射的目的。 依据上面的技术原理，根据油田开发的需要，我们还研制成功了水平180°射孔枪，以及三相位水平井射孔枪等，水平井射孔枪已形成系列化。 二、复合射孔技术 复合射孔工艺技术是一项集射孔完井与高能气体压裂（简称HEGF）于一体的高效完井技术。它能一次完成射孔和高能气体压裂两道工序，做到在射孔的同时对近井地层进行气体压裂，形成多条微裂缝，并可解除钻井、固井、射孔等过程对地层的污染，从而改善近井地层导流能力，提高射孔完井效果，达到射孔完井和增产、增注的目的。 1、作用机理 由于复合射孔技术是聚能射孔与高能气体压裂技术的结合，因此，有必要介绍高能气体压裂的作用机理。高能气体压裂和爆炸压裂、水力压裂有着本质的不同，对比其压裂过程中的P-t曲线可以清楚地看到这一点，下表列出了三种增产措施的主要参数。 （1）造缝作用 气体发生器在目的层段引燃后，迅速产生高温、高压气体，对井壁形成脉冲加载，井眼周围地层的岩石被压缩，当井筒内压力超过对应加载速率下岩石的破裂压力时，即在井眼周围形成多条径向裂缝。 （2）裂缝的延伸 达到峰值压力后，发生器产生的大量燃气继续释放，当进入裂缝的燃气在裂缝面上形成的压力超过裂缝的延伸压力时，裂缝得以向前扩展。与此同时，井筒内的压力不断下降，至D点时，井筒内的压力与地层压力达到平衡，裂缝延伸终止。 （3）裂缝的支撑及闭合 水力压裂是采用支撑剂支撑形成的裂缝。而HEGF无支撑剂，却能长期保持较高的裂缝导流能力，其原因在于HEGF是一个动态过程，在一定的加载速率冲击载荷作用下，形成的多条径向裂缝具有一定的随机性，裂缝面不再垂直于最小主应力的方向。由于地应力产