CN112012667A - 结合精细控压技术的试油完井一体化管柱 - Google Patents

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Abstract

本发明提供了一种结合精细控压技术的试油完井一体化管柱。所述一体化管柱针对孔隙度为4％以上，渗透率为0.12～0.4K/mD，钻井期间漏失量超过3m3/h的缝洞型碳酸盐岩储层并包括暂堵和完井管柱，其中，暂堵管柱包括精细控压装置、钻杆、第一封隔器和暂堵球座，精细控压装置通过井口装置与钻杆上端相连；第一封隔器与钻杆下端部相连且能够丢手；暂堵球座与第一封隔器下端相连；完井管柱包括油管、井下安全阀、第二封隔器和回插接头，油管上端与井口装置连接，井下安全阀设置在油管上，第二封隔器与油管连接，回插接头与第二封隔器下端连接。本发明具有减少井筒压井堵漏次数和漏失量、保护油气储层、降低完井期间的井控风险等优点。

Description

结合精细控压技术的试油完井一体化管柱
技术领域
本发明涉及油气开采技术领域，具体来讲，涉及一种结合精细控压技术的试油完井一体化管柱。
背景技术
对于溶洞裂缝性地层，在钻完井阶段极易产生恶性井漏，对钻井液和完井液极为敏感，可谓多一分则漏，少一分则喷；精细控压钻井技术是当前钻井工程压力控制技术主流方向。主要用来解决深井钻井中由窄安全密度窗口、多压力系统、压力敏感性地层、不确定性压力系统引起的井漏、井涌等井下复杂情况。该技术结合相应关键装备进行动态管理与精确调整井眼环空压力剖面，确保其在安全窗口内。
该类储层的完井常规做法是拆除精细控压装置，利用吊灌法实现井内动态平衡，在此平衡状态下下入一趟测试或完井管柱实现试油完井目标，这种做法的弊端在于测试起下钻期间井控风险过大，必须随时监控井筒内液面，随时调整吊灌量，一旦发生险情，受制于井筒内测试与完井管柱，处理起来极为复杂，后期下入完井管柱对完井油管逐根进行气密封检测，导致作业周期较长，增加了井控风险控制难度，此外封隔器下到位后需要替入环空保护液，由于地层始终处于漏失状态，替入环空保护液液量不能精确计量，对替液压力难以把控，导致泵入的保护液漏入地层，起不到保护的作用，近而完全无法实施替液和座封工艺。
发明内容
本发明的目的在于解决现有技术存在的上述不足中的至少一项。例如，本发明的目的在于提供一种不用液体实现暂堵，而是通过下入暂堵管柱和完井管柱两趟管柱实现暂堵和完井开发的结合精细控压技术的试油完井一体化管柱。
为了实现上述目的，本发明提供了一种结合精细控压技术的试油完井一体化管柱。所述一体化管柱针对孔隙度为4％以上，渗透率为0.12～0.4K/mD，钻井期间漏失量超过3m3/h的缝洞型碳酸盐岩储层的试油完井作业，所述一体化管柱包括暂堵管柱和完井管柱，其中，所述暂堵管柱包括精细控压装置、钻杆、第一完井封隔器和暂堵球座，其中，所述精细控压装置通过井口装置与钻杆上端相连，精细控压装置能够自动监测井筒环空内液面高度和压力，实时调整灌浆量，维持井内压力平衡；所述第一完井封隔器上端部与钻杆下端部相连，所述第一完井封隔器上端部能够和钻杆下端部丢手分离；所述暂堵球座上端通过油管与第一完井封隔器下端相连，所述暂堵球座下端与井下空间连通；在加压使第一完井封隔器座封的情况下，暂堵管柱能够对地层空间进行暂堵并起出第一完井封隔器上部的钻杆；所述完井管柱包括油管、井下安全阀、第二完井封隔器和回插接头，其中，所述油管上端与井口装置连接，所述井下安全阀设置在油管上，所述第二完井封隔器与油管下端连接，所述回插接头通过管路与第二完井封隔器下端连接，所述回插接头能够与第一完井封隔器上端配合实现回插；在加压使第二完井封隔器座封的情况下，验封合格之后，继续加压打掉暂堵球座沟通地层。
在本发明的一个示例性实施例中，所述第一完井封隔器上端部可设置有锚定密封，所述钻杆正转倒开锚定密封从而与第一完井封隔器丢手。
在本发明的一个示例性实施例中，所述完井管柱可为下端设置回插接头的常规完井管柱。
在本发明的一个示例性实施例中，所述暂堵球座可采用销钉固定，销钉的剪切压力大于第一完井封隔器和第二完井封隔器的座封压力中较大的座封压力至少15Mpa，避免提前丢手。
在本发明的一个示例性实施例中，所述一体化管柱还可包括备用座封短节，所述备用座封短节设置在回插接头与第二完井封隔器之间，并能够在暂堵球座提前丢手的情况下进行封堵，提高第二完井封隔器的座封成功率。
在本发明的一个示例性实施例中，所述精细控压装置可包括自动节流控制系统和回压补偿系统，其中，所述自动节流控制系统用于下入完井管柱期间的井筒紧急安全控制，所述回压补偿系统能够根据漏失液面自动灌浆，维持井内平衡。
在本发明的一个示例性实施例中，所述暂堵球座可为盲板球座。
与现有技术相比，本发明的有益效果可包括以下内容中的至少一项：
(1)常规完井作业管柱在裂缝溶洞易漏或大漏地层完井中实施条件受到各种限制，尤其是对环空液面的监测和控制基本依靠人工，一旦发生井筒复杂，处理极不方便，整个下钻过程中井控风险高，结合精细控压技术的完井作业方法利用原有的精细控压装置大幅削减了该风险，通过钻杆送入第一趟暂堵管柱，既缩短了下钻时间，又提高了下钻期间环空液面的控制力度，保障了井控安全；
(2)结合精细控压技术的完井作业方法中第一趟管柱的下入座封丢手操作简单快速，短时间内建立的井筒暂堵屏障，为二次回插创造了良好条件，使二次回插完井管柱在井筒处于完全平稳可控状态下下入，为下入完井管柱时需要进行的气密封和替环空保护液提供的条件；
(3)利用精细控压装置将裂缝溶洞易漏地层完井的难点克服，减少了盲目灌入量，整个完井过程对于井筒情况的掌握都建立在科学的监测基础上，避免了提前丢手，替液漏失计量不准等难题。
附图说明
图1示出了根据本发明的一个示例性实施例的结合精细控压技术的试油完井一体化管柱中暂堵管柱的结构示意图；
图2示出了根据本发明的一个示例性实施例的结合精细控压技术的试油完井一体化管柱中完井管柱回插后的结构示意图。
附图标记说明如下：
1-井口装置、2-钻杆、3-套管、4-暂堵球座、5-第一完井封隔器、6-精细控压装置、7-井下安全阀、8-油管、9-第二完井封隔器、10-回插接头。
具体实施方式
在下文中，将结合附图和示例性实施例来详细说明本发明的结合精细控压技术的试油完井一体化管柱。
总体来讲，针对裂缝溶洞性地层实施精细控压技术后采用一趟管柱下入完井管柱存在：储层漏失量大、依靠液体实现屏蔽暂堵技术要求高、堵漏难度大、完井管柱需要逐根进行气密封检测，下入井下安全阀等导致周期较长，完井管柱井筒长时间吊灌，处于井控高风险状态、液面不能灌满井口，井筒内只能依靠吊灌法建立动态平衡，控制性差、无法精确掌握和控制液面等问题，发明人提出将精细控压技术延伸至完井工程中，通过原钻机上的精细控压装置，在安全的条件下下入一次暂堵管柱，快速建立井筒安全屏障，再利用二次完井管柱回插完井，通过前述两趟管柱实现完井目标，既减少井筒压井堵漏次数和漏失量，又保护了油气储层，同时降低了完井期间的井控风险，尤其适用于碳酸盐岩裂缝溶洞型地层等易漏高产储层。
图1示出了根据本发明的一个示例性实施例的结合精细控压技术的试油完井一体化管柱中暂堵管柱的结构示意图；图2示出了根据本发明的一个示例性实施例的结合精细控压技术的试油完井一体化管柱中完井管柱回插后的结构示意图。
在本发明的一个示例性实施例中，结合精细控压技术的试油完井一体化管柱针对孔隙度为4％以上，渗透率为0.12～0.4K/mD，钻井期间漏失量超过3m3/h的缝洞型碳酸盐岩储层的试油完井作业。具体来讲，裂缝-孔洞型储层是缝洞型碳酸盐岩储层的主要类型，该类储层裂缝、孔洞发育，非均质强，极易发生漏失。
所述一体化管柱包括暂堵管柱和完井管柱。其中，所述暂堵管柱包括精细控压装置、钻杆、第一完井封隔器和暂堵球座，其中，所述精细控压装置通过井口装置与钻杆上端相连，精细控压装置能够自动监测井筒环空内液面高度和压力，实时调整灌浆量，维持井内压力平衡；所述第一完井封隔器上端部与钻杆下端部相连，所述第一完井封隔器上端部能够和钻杆下端部丢手分离；所述暂堵球座上端通过油管与第一完井封隔器下端相连，所述暂堵球座下端与井下空间连通；在加压使第一完井封隔器座封的情况下，暂堵管柱能够对地层空间进行暂堵并起出第一完井封隔器上部的钻杆。具体来讲，如图1中所示，精细控压装置6为原钻机上的精细控压设备，钻井完成后先不拆除。例如，所述精细控压装置可包括自动节流控制系统和回压补偿系统，其中，自动节流控制系统(ACS)用于下入完井管柱期间的井筒紧急安全控制，回压补偿系统(BPCS)根据漏失液面自动灌浆，维持井内平衡。
精细控压装置6和井口装置1连接，井口装置1与钻杆2上端部固定连接。钻杆2的下端部与第一完井封隔器5可丢手连接。暂堵球座4上端部通过一段油管与第一完井封隔器5的下端固定连接。这里，所述暂堵球座4可为盲板球座。然而，本发明不限于此，其它具有相同功能的球座也可以。
钻杆2、第一完井封隔器5和暂堵球座4均被下入套管3中。试油测试时，通过钻杆2加压，使第一完井封隔器5座封与套管3固定，即可形成套管暂堵屏蔽，封堵地层空间。这里，第一完井封隔器5的上端部与钻杆2下端部为可丢手结构。例如，所述第一完井封隔器5上端部可设置有锚定密封，所述钻杆2正转倒开锚定密封从而与第一完井封隔器5丢手。
所述完井管柱包括油管、井下安全阀、第二完井封隔器和回插接头，其中，所述油管上端与井口装置连接，所述井下安全阀设置在油管上，所述第二完井封隔器与油管下端连接，所述回插接头通过管路与第二完井封隔器下端连接，所述回插接头能够与第一完井封隔器上端配合实现回插；在加压使第二完井封隔器座封的情况下，验封合格之后，继续加压打掉暂堵球座沟通地层。如图2中所示，完井管柱包括油管8、井下安全阀7、第二完井封隔器9和回插接头10组成。油管8的上端与井口装置连接，从而对完井管柱进行升降。油管8的下端与第二完井封隔器9上端固定连接，第二完井封隔器9下端部通过一段油管与回插接头10连接。这里，所述完井管柱可为下端设置回插接头10的常规完井管柱。进行座封时，通过油管8内逐级打压将第二完井封隔器9座封，验封合格后，继续加压打掉暂堵球座4沟通井底。这里，所述暂堵球座可采用销钉固定，销钉的剪切压力Pz大于第一完井封隔器和第二完井封隔器的座封压力中较大的座封压力至少15Mpa，避免提前丢手。
在本示例性实施例中，所述一体化管柱还可包括备用座封短节，所述备用座封短节设置在回插接头与第二完井封隔器之间，并能够在暂堵球座提前丢手的情况下进行封堵，提高第二完井封隔器的座封成功率。这里，备用座封短节相当于备用座封球座，能够在暂堵球座因意外等情况提前丢手时，提供备用座封功能提高第二完井封隔器的座封成功率。
本发明的结合精细控压技术的试油完井一体化管柱和原有的试油完井管柱的组成和作业流程区别如下：
原完井管柱：球座+液压完井封隔器+油管+井下安全阀+油管
作业流程：
(1)下入完井管柱包括球座和液压完井封隔器；
(2)下入期间间断从环空吊灌完井液；
(3)下井下安全阀；
(4)换装井口；
(5)环空反替入清水及环空保护液；
(6)投球，油管内加压逐级座封；
(7)打掉球座，沟通地层。
结合精细控压技术试油完井一体化管柱：暂堵管柱+完井管柱
作业流程：
(1)钻井完成后不拆除精细控压装置；
(2)采用钻杆+第一完井封隔器+盲板球座管柱结构下入暂堵管柱；
(3)到位后，利用精细控压装置监测系统掌握环空液面，计算压差，油管内逐级加压实现座封，最终实现油套暂堵；
(4)正转倒开封隔器上部锚定密封，起出钻杆；
(5)按照常规完井管柱结构下入二次完井管柱，管柱下部加上回插接头，下入期间逐根对油管做气密封；
(6)试回插，配长，下入井下安全阀，替入清水及环空保护液，回插到位；
(7)油管内逐级打压座封，验封，打掉盲板球座。
本发明的结合精细控压技术的试油完井一体化管柱与原有常规完井管柱相比具有以下优点：
1)下入第一趟快速暂堵管柱时充分利用了精细控压装置，可随时自动监测井液面高度，自动灌浆，相较于常规一次性下入完井管柱人工吊灌法控制更加精确，一旦出现井筒漏失情况也更有利于控制；因此采用钻杆按照立柱三根一柱的方式下入，提高了作业效率，下钻时间由3天缩短到1天。
2)第一趟快速暂堵管柱不需要替液座封，避免了溶洞裂缝性地层完井作业时面临的漏失问题，直接在泥浆中实现封隔器座封。
3)第一趟快速暂堵管柱下部带有盲板座封球座，采用销钉固定，销钉的剪切压力值Pz首先保证第一完井封隔器和第二完井封隔器完全座封，同时考虑实际地层漏失情况应大于两个完井封隔器座封压力中大的那个座封压力至少15MPa，同时，为避免钻柱提前丢手，还可以在管柱中考虑加入备用座封短节。
4)第二趟完井管柱带有回插接头与第一趟丢手后留在井底的封隔器相配合。
5)除了下部加上回插接头，相较于常规完井管柱，第二趟完井回插管柱结构没有变化，但第二趟下入回插完井管柱时，由于已经结合精细控压装置下入第一趟管柱建立了井筒屏障，整个井筒已经实现封堵，为二次回插完井管柱提供了从容的下入作业时间；可以按要求进行气密封检测等工序，而不用担心井控风险抢下管柱，从而大幅降低了下入管柱期间的井控风险。
6)对于溶洞裂缝性漏失地层的完井，常规完井作业方式完全无法进行替液，替入环空保护液的工序，座封时压差也不容易控制，而本发明的方法在二次回插完井管柱时已完全隔断了漏失地层，为完井作业创造了良好的条件。
7)第一趟快速暂堵管柱的下部的盲板球座可通过销钉调节，既可实现对漏失地层油管通道暂堵，又可利用该球座实现二次回插管柱的座封，并且在完成上述操作后可打掉丢手至井底，完全沟通地层通道。
下面结合具体示例对本发明的示例性实施例及其效果做进一步说明和阐述。
示例一：一号井
一号井为某地区潜伏构造震旦系顶界的一口开发井，，完钻井深6118.00m(垂深5050.71m)，完井方法为衬管完井。精细控压钻进期间累计漏失密度1.20～1.24g/cm3压井液2175.8m3。采用精细控压装置下一只7″完井封隔器暂闭储层段，替清水后再下完井封隔器+井下安全阀回插管柱，替环空保护液后，对试油井段进行酸化改造后排液、测试。
示例二：二号井
二号井为某地区潜伏构造震旦系顶界一号井井区南高点的一口开发井，完钻井深5822.00m(垂深5055.24m)，完井方法为衬管完井。精细控压钻进期间累计漏失密度1.07～2.20g/cm3压井液4761.80m3。采用精细控压装置配合，先对4-1/2″套管进行钻杆传输射孔，下完井管柱前先下一只7″完井封隔器暂闭，再下入7″完井封隔器投产管柱，先初测再酸压。
上述两口井均采用了本发明所述的完井作业管柱，作业一次性成功，测试后获得高产天然气流。
综上所述，本发明的有益效果包括以下内容中的至少一项：
(1)常规完井作业管柱在裂缝溶洞易漏或大漏地层完井中实施条件受到各种限制，尤其是对环空液面的监测和控制基本依靠人工，一旦发生井筒复杂，处理极不方便，整个下钻过程中井控风险高，结合精细控压技术的完井作业方法利用原有的精细控压装置大幅削减了该风险，通过钻杆送入第一趟暂堵管柱，既缩短了下钻时间，又提高了下钻期间环空液面的控制力度，保障了井控安全；
(2)结合精细控压技术的完井作业方法中第一趟管柱的下入座封丢手操作简单快速，短时间内建立的井筒暂堵屏障，为二次回插创造了良好条件，使二次回插完井管柱在井筒处于完全平稳可控状态下下入，为下入完井管柱时需要进行的气密封和替环空保护液提供的条件；
(3)利用精细控压装置将裂缝溶洞易漏地层完井的难点克服，减少了盲目灌入量，整个完井过程对于井筒情况的掌握都建立在科学的监测基础上，避免了提前丢手，替液漏失计量不准等难题。
尽管上面已经结合示例性实施例及附图描述了本发明，但是本领域普通技术人员应该清楚，在不脱离权利要求的精神和范围的情况下，可以对上述实施例进行各种修改。

Claims (7)

1.一种结合精细控压技术的试油完井一体化管柱，所述一体化管柱针对孔隙度为4％以上，渗透率为0.12～0.4K/mD，钻井期间漏失量超过3m3/h的缝洞型碳酸盐岩储层的试油完井作业，其特征在于，所述一体化管柱包括暂堵管柱和完井管柱，其中，
所述暂堵管柱包括精细控压装置、钻杆、第一完井封隔器和暂堵球座，其中，
所述精细控压装置通过井口装置与钻杆上端相连，精细控压装置能够自动监测井筒环空内液面高度和压力，实时调整灌浆量，维持井内压力平衡；
所述第一完井封隔器上端部与钻杆下端部相连，所述第一完井封隔器上端部能够和钻杆下端部丢手分离；
所述暂堵球座上端通过油管与第一完井封隔器下端相连，所述暂堵球座下端与井下空间连通；
在加压使第一完井封隔器座封的情况下，暂堵管柱能够对地层空间进行暂堵并起出第一完井封隔器上部的钻杆；
所述完井管柱包括油管、井下安全阀、第二完井封隔器和回插接头，其中，
所述油管上端与井口装置连接，所述井下安全阀设置在油管上，所述第二完井封隔器与油管下端连接，所述回插接头通过管路与第二完井封隔器下端连接，所述回插接头能够与第一完井封隔器上端配合实现回插；
在加压使第二完井封隔器座封的情况下，验封合格之后，继续加压打掉暂堵球座沟通地层。
2.根据权利要求1所述的结合精细控压技术的试油完井一体化管柱，其特征在于，所述第一完井封隔器上端部设置有锚定密封，所述钻杆正转倒开锚定密封从而与第一完井封隔器丢手。
3.根据权利要求1或2所述的结合精细控压技术的试油完井一体化管柱，其特征在于，所述完井管柱为下端设置回插接头的常规完井管柱。
4.根据权利要求1所述的结合精细控压技术的试油完井一体化管柱，其特征在于，所述暂堵球座采用销钉固定，销钉的剪切压力大于第一完井封隔器和第二完井封隔器的座封压力中较大的座封压力至少15Mpa，避免提前丢手。
5.根据权利要求1所述的结合精细控压技术的试油完井一体化管柱，其特征在于，所述一体化管柱还包括备用座封短节，所述备用座封短节设置在回插接头与第二完井封隔器之间，并能够在暂堵球座提前丢手的情况下进行封堵，提高第二完井封隔器的座封成功率。
6.根据权利要求1所述的结合精细控压技术的试油完井一体化管柱，其特征在于，所述精细控压装置包括自动节流控制系统和回压补偿系统，其中，
所述自动节流控制系统用于下入完井管柱期间的井筒紧急安全控制，所述回压补偿系统能够根据漏失液面自动灌浆，维持井内平衡。
7.根据权利要求1所述的结合精细控压技术的试油完井一体化管柱，其特征在于，所述暂堵球座为盲板球座。
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