CN111206878A - 完井方法 - Google Patents

Abstract

本发明提供一种完井方法，该完井方法包括：向井内下入裸眼生产管柱至预设位置；确定裸眼生产管柱顶端的第一套管封隔器是否密封有效；当第一套管封隔器密封有效时，进行第一带压回插作业；第一带压回插作业包括：向井内下入第一回插管柱，第一回插管柱包括依次连接于油管的油管挂、井下安全阀、伸缩管和插入密封；将第一回插管柱密封插接于裸眼生产管柱；当第一套管封隔器密封失效时；进行第二带压回插作业；在第一套管封隔器密封失效时，下入具有第二套管封隔器的第二回插管柱，第一套管封隔器和第二套管封隔器可以同时起到密封的作用，与只设置一个套管封隔器相比，降低了完井作业的风险。

Description

完井方法

技术领域

本发明涉及油气开采技术领域，尤其涉及一种完井方法。

背景技术

在油气的开采过程中，向地下钻出井管并下入套管后需进行完井操作，以最大限度的沟通地层间的通道，进而提高油气井的产率；因此采用何种完井方法以保证油气的产率成为研究的热点。

现有技术中，在进行完井操作时，先通过钻具将裸眼生产管柱送入到油气井内预设位置；之后坐封裸眼生产管柱与套管之间的套管封隔器；将回插管柱下入到井下，回插管柱包括由下向上依次连接的插入密封、伸缩管、安全阀、油管挂；向井下注入完井液以替换出油套环空中的钻井液；之后将回插管柱插接在裸眼生产管柱上；最后在套管的顶端安装采油树，以完成对油气井的完井操作。

然而，现有技术，在下入裸眼生产管柱作业的过程中，受油时间、温度、胶桶质量等因素影响，容易造成套管封隔器以及其他设备失效，导致完井作业风险高。

发明内容

有鉴于此，本发明提供一种完井方法，以解决现有技术，在下入裸眼生产管柱的过程中，受油气井内的泥沙等影响，容易造成套管封隔器失效以及其他设备失效，容易发生危险的技术问题。

本发明提供了一种完井方法，包括：向井内下入裸眼生产管柱至预设位置；

确定所述裸眼生产管柱顶端的第一套管封隔器是否密封有效；

当所述第一套管封隔器密封有效时，进行第一带压回插作业；

所述第一带压回插作业包括：向井内下入第一回插管柱，所述第一回插管柱包括依次连接于油管的油管挂、井下安全阀、伸缩管和插入密封；将所述第一回插管柱密封插接于所述裸眼生产管柱；

当所述第一套管封隔器密封失效时；

进行第二带压回插作业，所述第二带压回插作业包括：向井内下入第二回插管柱，所述第二回插管柱包括依次连接于油管的油管挂、井下安全阀、伸缩管、第二套管封隔器、球座和插入密封；关闭井口的防喷器；通过向所述第二回插管柱内注入完井液以将油套环空的钻井液替出，其中，油套环空的钻井液通过井口的节流管汇流出；将所述第二回插管柱密封插接于所述裸眼生产管柱；坐封所述第一套管封隔器和所述第二套管封隔器。

如上所述的完井方法，优选地，所述通过向所述第二回插管柱内注入完井液以将油套环空的钻井液替出，包括：

获取井下地层的压力系数；

当所述地层的压力系数大于预设值时，向所述第二回插管柱内注入添加有机盐压井液的完井液，以将油套环空的钻井液替出。

如上所述的完井方法，优选地，所述确定所述裸眼生产管柱顶端的第一套管封隔器是否密封有效之前还包括：

确定所述第一套管封隔器下部的所述裸眼生产管柱是否存在漏点；

当所述裸眼生产管柱存在漏点时，向所述裸眼生产管柱内投入密封球并打压，以坐封所述第一套管封隔器。

如上所述的完井方法，优选地，

当所述第一套管封隔器下部的所述裸眼生产管柱不存在漏点时，直接打压坐封所述第一套管封隔器。

如上所述的完井方法，优选地，所述确定所述第一套管封隔器下部的所述裸眼生产管柱是否存在漏点包括：

向所述裸眼生产管柱内投球；

向所述裸眼生产管柱内打压，同时获取所述裸眼生产管柱内的压力；

当所述裸眼生产管柱内压力稳定不降时，确定所述裸眼生产管柱不存在漏点；

当所述裸眼生产管柱内压力下降时，确定所述裸眼生产管柱存在漏点。

如上所述的完井方法，优选地，所述将所述第一回插管柱密封插接于所述裸眼生产管柱之前还包括：

关闭井口的防喷器；通过向所述裸眼生产管柱内注入完井液，以将所述裸眼生产管柱上的第一套管封隔器以下井段的钻井液替出。

如上所述的完井方法，优选地，所述通过向所述裸眼生产管柱内注入完井液，以将所述裸眼生产管柱上的第一套管封隔器以下井段的钻井液替出的过程中发生溢流时：

向所述第一回插管柱内注入钻井泥浆，以将油套环空的完井液替出；

打开井口的防喷器；

将所述第一回插管柱密封插接于所述裸眼生产管柱；

通过向油套环空内打压再次验证所述第一套管封隔器是否坐封合格；

当所述第一套管封隔器坐封不合格时，进行循环排后效操作；

起出所述第一回插管柱；

进行所述第二带压回插作业。

如上所述的完井方法，优选地，当下入所述第一回插管柱过程中发生溢流时，进行压井；

起出所述第一回插管柱；

向井内下入第三回插管柱，所述第三回插管柱包括钻杆和插入密封；

将所述第三回插管柱插接于所述裸眼生产管柱；

通过向油套环空内打压验证所述第一套管封隔器是否坐封合格；

当所述第一套管封隔器坐封不合格时，进行循环排后效操作；

起出所述第三回插管柱；

进行所述第二带压回插作业。

如上所述的完井方法，优选地，

当所述第一套管封隔器坐封合格时，向所述第三回插管柱内打压验证所述裸眼生产管柱是否有漏点；

当所述裸眼生产管柱有漏点时，调整所述第三回插管柱脱离所述裸眼生产管柱；

再次进行所述第一带压回插作业。

如上所述的完井方法，优选地，还包括：使油套环空内泄压；确定所述井下安全阀处于关闭状态；打开所述防喷器；进行井上换装采油树操作。

本发明提供的完井方法，通过在当第一套管封隔器密封有效时，进行第一带压回插作业；第一带压回插作业包括：向井内下入第一回插管柱，第一回插管柱包括依次连接于油管的油管挂、井下安全阀、伸缩管和插入密封；将第一回插管柱密封插接于所述裸眼生产管柱；当第一套管封隔器密封失效时；进行第二带压回插作业，第二带压回插作业包括：向井内下入第二回插管柱，第二回插管柱包括依次连接于油管的油管挂、井下安全阀、伸缩管、第二套管封隔器、球座和插入密封；坐封所述第一套管封隔器和所述第二套管封隔器；在第一套管封隔器密封失效时，下入具有第二套管封隔器的第二回插管柱，第一套管封隔器和第二套管封隔器可以同时起到密封的作用，与只设置一个套管封隔器相比，降低了完井作业的风险。

附图说明

为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图作一简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。

图1为本发明实施例提供的完井方法流程图；

图2为本发明实施例提供的完井方法中裸眼生产管柱上的第一套管封隔器以下井段的钻井液替出的过程中发生溢流时的流程图；

图3为本发明实施例提供的完井方法中确定裸眼生产管柱是否存在漏点的流程图；

图4为本发明实施例提供的完井方法中通过向第二回插管柱内注入完井液以将油套环空的钻井液替出的流程图；

图5为本发明实施例提供的完井方法中裸眼生产管柱的连接示意图。

附图标记说明：

10、裸眼生产管柱；

20、第一套管封隔器；

30、第二回插管柱；

40、第二套管封隔器。

具体实施方式

为使本发明实施例的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有作出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。

图1为本发明实施例提供的完井方法流程图；

图2为本发明实施例提供的完井方法中裸眼生产管柱上的第一套管封隔器以下井段的钻井液替出的过程中发生溢流时的流程图；

图3为本发明实施例提供的完井方法中确定裸眼生产管柱是否存在漏点的流程图；

图4为本发明实施例提供的完井方法中通过向第二回插管柱内注入完井液以将油套环空的钻井液替出的流程图；

图5为本发明实施例提供的完井方法中裸眼生产管柱的连接示意图。

请参照图1。本实施例提供一种完井方法，包括：S101：向井内下入裸眼生产管柱至预设位置。

S102：确定裸眼生产管柱顶端的第一套管封隔器是否密封有效。

当第一套管封隔器20密封有效时，S103：进行第一带压回插作业。

第一带压回插作业包括：向井内下入第一回插管柱，第一回插管柱包括依次连接于油管的油管挂、井下安全阀、伸缩管和插入密封；将第一回插管柱密封插接于裸眼生产管柱10；

当第一套管封隔器20密封失效时；S104：进行第二带压回插作业。

第二带压回插作业包括：向井内下入第二回插管柱30，第二回插管柱30包括依次连接于油管的油管挂、井下安全阀、伸缩管、第二套管封隔器40、球座和插入密封；关闭井口的防喷器；通过向第二回插管柱30内注入完井液以将油套环空的钻井液替出，其中，油套环空的钻井液通过井口的节流管汇流出；将第二回插管柱30密封插接于裸眼生产管柱10；坐封第一套管封隔器20和第二套管封隔器40。

具体地，可以通过钻杆向井内下入裸眼生产管柱10，裸眼生产管柱10包括：沿轴向依次设置的浮阀、投球式筛管、裸眼封隔器、压差式改造套以及第一套管封隔器20，浮阀位于裸眼生产管柱10的最低端；第一套管封隔器20位于裸眼生产管柱10的最顶端；投球式筛管，上设置有筛孔，筛孔可以阻止石块或者砂粒进入到投球式筛管内，以免投球式筛管发生堵塞。本实施例中的预设位置为预先在储油层上钻出的裸眼生产井段的位置。

在上述过程中，通过向第二回插管柱30内注入完井液以将油套环空的钻井液替出，包括：获取井下地层的压力系数；当地层的压力系数大于预设值时，向第二回插管柱30内注入添加有机盐压井液的完井液，以将油套环空的钻井液替出。以避免完井液的密度过小，而发生事故。

请参照图4。本实施例中通过向第二回插管柱30内注入完井液以将油套环空的钻井液替出的步骤为：S1041：获取井下地层的压力系数。S1042：确定地层的压力系数是否大于预设值。若地层的压力系数大于预设值，则S1043：向第二回插管柱内注入添加有机盐压井液的完井液，以将油套环空的钻井液替出。若地层的压力系数小于预设值，则S1044：向第二回插管柱内注入不具有有机盐压井液的正常完井液。

具体地，预设值为确保能够正常替液的井下底层的最小压力系数。

请参照图1。本实施例中，确定裸眼生产管柱10顶端的第一套管封隔器20是否密封有效之前还包括：S105：确定第一套管封隔器下部的裸眼生产管柱是否存在漏点。当裸眼生产管柱10存在漏点时，S106：向裸眼生产管柱内投入密封球并打压，以坐封第一套管封隔器。

当第一套管封隔器20下部的裸眼生产管柱10不存在漏点时，S107：直接打压坐封第一套管封隔器。

根据第一套管封隔器20下部的裸眼生产管柱10的密封情况来选择坐封第一套管封隔器20的方法，可以保证第一套管封隔器20坐封合格。

请参照图3。进一步地，确定所述第一套管封隔器20下部的所述裸眼生产管柱10是否存在漏点包括：向裸眼生产管柱10内投球；向裸眼生产管柱10内打压，同时获取裸眼生产管柱10内的压力；当裸眼生产管柱10内压力稳定不降时，确定裸眼生产管柱10不存在漏点；当裸眼生产管柱10内压力下降时，确定裸眼生产管柱10存在漏点。

具体步骤为：S1051：向裸眼生产管柱内投球。之后，S1052：向裸眼生产管柱内打压。S1053：确定裸眼生产管柱内的压力是否降低。若裸眼生产管柱10内的压力降低，则S1054：确定裸眼生产管柱存在漏点。若裸眼生产管柱10内的压力不降低，则S1055：确定裸眼生产管柱不存在漏点。

本实施例提供的完井方法还包括：在第二带压回插作业之后，使油套环空内泄压；确定井下安全阀处于关闭状态；打开防喷器；进行井上换装采油树操作。

本实施例中的完井方法的具体操作过程为：

S101：向井内下入裸眼生产管柱至预设位置。

S105：确定第一套管封隔器下部的裸眼生产管柱是否存在漏点。当裸眼生产管柱10存在漏点时，S106：向裸眼生产管柱内投入密封球并打压，以坐封第一套管封隔器。当第一套管封隔器20下部的裸眼生产管柱10不存在漏点时，S107：直接打压坐封第一套管封隔器。

S102：确定裸眼生产管柱顶端的第一套管封隔器是否密封有效。

S1051：向裸眼生产管柱内投球。之后，S1052：向裸眼生产管柱内打压。S1053：确定裸眼生产管柱内的压力是否降低。若裸眼生产管柱10内的压力降低，则S1054：确定裸眼生产管柱存在漏点。若裸眼生产管柱10内的压力不降低，则S1055：确定裸眼生产管柱不存在漏点。

当第一套管封隔器20密封有效时，S103：进行第一带压回插作业。

第一带压回插作业包括：向井内下入第一回插管柱，第一回插管柱包括依次连接于油管的油管挂、井下安全阀、伸缩管和插入密封；将第一回插管柱密封插接于裸眼生产管柱10；

当第一套管封隔器20密封失效时；S104：进行第二带压回插作业。

第二带压回插作业包括：向井内下入第二回插管柱30，第二回插管柱30包括依次连接于油管的油管挂、井下安全阀、伸缩管、第二套管封隔器40、球座和插入密封；关闭井口的防喷器；通过向第二回插管柱30内注入完井液以将油套环空的钻井液替出，其中，油套环空的钻井液通过井口的节流管汇流出；将第二回插管柱30密封插接于裸眼生产管柱10；坐封第一套管封隔器20和第二套管封隔器40。

本实施例提供的完井方法，通过在当第一套管封隔器20密封有效时，进行第一带压回插作业；第一带压回插作业包括：向井内下入第一回插管柱，第一回插管柱包括依次连接于油管的油管挂、井下安全阀、伸缩管和插入密封；将第一回插管柱密封插接于所述裸眼生产管柱10；当第一套管封隔器20密封失效时；进行第二带压回插作业，第二带压回插作业包括：向井内下入第二回插管柱30，第二回插管柱30包括依次连接于油管的油管挂、井下安全阀、伸缩管、第二套管封隔器40、球座和插入密封；坐封所述第一套管封隔器20和所述第二套管封隔器40；在第一套管封隔器20密封失效时，下入具有第二套管封隔器40的第二回插管柱30，第一套管封隔器20和第二套管封隔器40可以同时起到密封的作用，与只设置一个套管封隔器相比，降低了完井作业的风险。

具体地，将第一回插管柱密封插接于裸眼生产管柱10之前还包括：关闭井口的防喷器；通过向裸眼生产管柱10内注入完井液，以将裸眼生产管柱10上的第一套管封隔器20以下井段的钻井液替出。

通过向所述裸眼生产管柱10内注入完井液，以将裸眼生产管柱10上的第一套管封隔器20以下井段的钻井液替出的过程中发生溢流时：向第一回插管柱内注入钻井泥浆，以将油套环空的完井液替出；打开井口的防喷器；将第一回插管柱密封插接于裸眼生产管柱10；通过向油套环空内打压再次验证第一套管封隔器20是否坐封合格；当第一套管封隔器20坐封不合格时，进行循环排后效操作；起出第一回插管柱；进行第二带压回插作业。在通过向裸眼生产管柱10内注入完井液，以将裸眼生产管柱10上的第一套管封隔器20以下井段的钻井液替出的过程中，发生溢流时，再次检测第一套管封隔器20的坐封是否合格，以免在向向裸眼生产管柱10内注入完井液的过程中，第一套管封隔器20坐封失效，导致的作业风险高。

参照图2。当通过向裸眼生产管柱10内注入完井液，以将裸眼生产管柱10上的第一套管封隔器20以下井段的钻井液替出的过程中，发生溢流时的具体操作步骤为：S1031：向第一回插管柱内注入钻井泥浆，以将油套环空的完井液替出。S1032：打开井口的防喷器。S1033：将第一回插管柱密封插接于裸眼生产管柱。S1034：通过向油套环空内打压再次验证第一套管封隔器是否坐封合格。当第一套管封隔器20坐封不合格时，S1035：进行循环排后效操作。S1036：起出第一回插管柱。S104：进行第二带压回插作业。

具体地，当下入第一回插管柱过程中发生溢流时，进行压井；起出第一回插管柱；向井内下入第三回插管柱，第三回插管柱包括钻杆和插入密封；将第三回插管柱插接于裸眼生产管柱10；通过向油套环空内打压验证第一套管封隔器20是否坐封合格；当第一套管封隔器20坐封不合格时，进行循环排后效操作；起出第三回插管柱；进行第二带压回插作业。在下入第一回插管柱过程中发生溢流时，通过第三回插管柱再次检测第一套管封隔器20是否坐封合格，以免在下入第一回插管柱的过程中第一套管封隔器20坐封失效，导致的作业风险。

当第一套管封隔器20坐封合格时，向第三回插管柱内打压验证裸眼生产管柱10是否有漏点；当裸眼生产管柱10有漏点时，调整第三回插管柱脱离裸眼生产管柱10；再次进行第一带压回插作业。

需要说明的是，在进行第一带压回插作业和第二带压回插作业过程与上述过程一致，在此不再赘述。

在本发明中，除非另有明确的规定，术语“安装”、“相连”、“连接”、“固定”等术语应做广义理解，例如，可以是固定连接，也可以是可拆卸的连接，或一体成型，可以是机械连接，也可以是电连接或者彼此可通讯；可以是直接相连，也可以通过中间媒体间接连接，可以是两个元件内部的连通或者两个元件的互相作用关系，除非另有明确的限定。对于本领域的普通技术人员而言，可以根据具体情况理解上述术语在本发明中的具体含义。

最后应说明的是：以上各实施例仅用以说明本发明的技术方案，而非对其限制；尽管参照前述各实施例对本发明进行了详细的说明，本领域的普通技术人员应当理解：其依然可以对前述各实施例所记载的技术方案进行修改，或者对其中部分或者全部技术特征进行等同替换；而这些修改或者替换，并不使相应技术方案的本质脱离本发明各实施例技术方案的范围。

Claims (10)

1.一种完井方法，其特征在于，包括：

向井内下入裸眼生产管柱至预设位置；

确定所述裸眼生产管柱顶端的第一套管封隔器是否密封有效；

当所述第一套管封隔器密封有效时，进行第一带压回插作业；

所述第一带压回插作业包括：向井内下入第一回插管柱，所述第一回插管柱包括依次连接于油管的油管挂、井下安全阀、伸缩管和插入密封；将所述第一回插管柱密封插接于所述裸眼生产管柱；

当所述第一套管封隔器密封失效时；

进行第二带压回插作业，所述第二带压回插作业包括：向井内下入第二回插管柱，所述第二回插管柱包括依次连接于油管的油管挂、井下安全阀、伸缩管、第二套管封隔器、球座和插入密封；关闭井口的防喷器；通过向所述第二回插管柱内注入完井液以将油套环空的钻井液替出，其中，油套环空的钻井液通过井口的节流管汇流出；将所述第二回插管柱密封插接于所述裸眼生产管柱；坐封所述第一套管封隔器和所述第二套管封隔器。

2.根据权利要求1所述的完井方法，其特征在于，所述通过向所述第二回插管柱内注入完井液以将油套环空的钻井液替出，包括：

获取井下地层的压力系数；

当所述地层的压力系数大于预设值时，向所述第二回插管柱内注入添加有机盐压井液的完井液，以将油套环空的钻井液替出。

3.根据权利要求1所述的完井方法，其特征在于，所述确定所述裸眼生产管柱顶端的第一套管封隔器是否密封有效之前还包括：

确定所述第一套管封隔器下部的所述裸眼生产管柱是否存在漏点；

当所述裸眼生产管柱存在漏点时，向所述裸眼生产管柱内投入密封球并打压，以坐封所述第一套管封隔器。

4.根据权利要求3所述的完井方法，其特征在于，

当所述第一套管封隔器下部的所述裸眼生产管柱不存在漏点时，直接打压坐封所述第一套管封隔器。

5.根据权利要求3所述的完井方法，其特征在于，所述确定所述第一套管封隔器下部的所述裸眼生产管柱是否存在漏点包括：

向所述裸眼生产管柱内投球；

向所述裸眼生产管柱内打压，同时获取所述裸眼生产管柱内的压力；

当所述裸眼生产管柱内压力稳定不降时，确定所述裸眼生产管柱不存在漏点；

当所述裸眼生产管柱内压力下降时，确定所述裸眼生产管柱存在漏点。

6.根据权利要求1所述的完井方法，其特征在于，所述将所述第一回插管柱密封插接于所述裸眼生产管柱之前还包括：

关闭井口的防喷器；通过向所述裸眼生产管柱内注入完井液，以将所述裸眼生产管柱上的第一套管封隔器以下井段的钻井液替出。

7.根据权利要求6所述的完井方法，其特征在于，所述通过向所述裸眼生产管柱内注入完井液，以将所述裸眼生产管柱上的第一套管封隔器以下井段的钻井液替出的过程中发生溢流时：

向所述第一回插管柱内注入钻井泥浆，以将油套环空的完井液替出；

打开井口的防喷器；

将所述第一回插管柱密封插接于所述裸眼生产管柱；

通过向油套环空内打压再次验证所述第一套管封隔器是否坐封合格；

当所述第一套管封隔器坐封不合格时，进行循环排后效操作；

起出所述第一回插管柱；

进行所述第二带压回插作业。

8.根据权利要求1所述的完井方法，其特征在于，当下入所述第一回插管柱过程中发生溢流时，进行压井；

起出所述第一回插管柱；

向井内下入第三回插管柱，所述第三回插管柱包括钻杆和插入密封；

将所述第三回插管柱插接于所述裸眼生产管柱；

通过向油套环空内打压验证所述第一套管封隔器是否坐封合格；

当所述第一套管封隔器坐封不合格时，进行循环排后效操作；

起出所述第三回插管柱；

进行所述第二带压回插作业。

9.根据权利要求8所述的完井方法，其特征在于，

当所述第一套管封隔器坐封合格时，向所述第三回插管柱内打压验证所述裸眼生产管柱是否有漏点；

当所述裸眼生产管柱有漏点时，调整所述第三回插管柱脱离所述裸眼生产管柱；

再次进行所述第一带压回插作业。

10.根据权利要求1所述的完井方法，其特征在于，还包括：使油套环空内泄压；确定所述井下安全阀处于关闭状态；打开所述防喷器；进行井上换装采油树操作。

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