见习监督总结
2019年8月29日-10月16日,我跟随周自华周工学习了果勒203H井和果勒201H井原钻机试油的现场监管工作。10月16日周工休假,果勒201H井也转为地面队独立支撑——酸压后连续油管+制氮车气举排液求产,我在现场独立组织和监管把控施工作业,目前现场工作安全顺利开展。
果勒203H是塔北隆起轮南低凸起西斜坡哈拉哈塘鼻状构造上的一口评价井, 完钻井深:7962.00/7566.52m(斜深/垂深),完钻层位:奥陶系一间房组(未穿),最大井斜87.30°/7962.00m。于2019 年 8 月 28日转试油作业。完井试油层位:奥陶系一间房组,完井试油井段7461.20~7962.00m,段长:500.8m。
该井井身结构:套管244.5mm*5244.45m+套管177.8mm*(5032.34m-7461.2m)+裸眼152.4mm*(7461.2-7962)m
施工过程:
1、8月28日-30日用钻具在密度1.62g/cm3钻井液中下入7″悬挂式封隔器+K341裸眼封隔器完井管柱,投28.58mm树脂球打压坐封封隔器。K341裸眼封隔器坐封位置:7244.95m,7″悬挂式封隔器坐封位置:6813.75m。环空打压15MPa不降,验封合格;下放管柱原悬重1630-1530KN,上提管柱悬重1630-1800KN,7″悬挂式封隔器无位移,验挂合格。(其它工具工程下深:浮鞋7573.43m,浮箍7536.61m,锁定球座7553.67m,压差滑套(1)7410.28m,压差滑套(2)7371.43m,压裂滑套(1)7285.23m,压裂滑套(2)7129.5m)。下管柱过程中途遇阻,反复活动仍下不到设计位置,请示领导后就地坐封,故裸眼封隔器坐在套管里,压差滑套、压裂滑套均在套管内,酸压改造时没有实现设计预期的分层改造的目的。
2、9月1日-2日安装油管头并试压40MPa,合格。
3、9月2日-6日在密度1.62g/cm3钻井液中下入回插管柱(88.9mm*6.45mm(7.34mm、9.52mm)C110EUE油管+全通径伸缩管3根。用密度1.55g/cm3的有机盐液反替出井内密度1.62g/cm3的泥浆。下放管柱原悬重1020-940KN,上提管柱悬重1020-1060KN,成功插入7″悬挂式封隔器,下放管柱加压140KN坐油管挂。
4、9月6日安装KQ78/65-105MPa(EE级)采油树,并试压105MPa,合格。
5、9月8日酸压施工,挤入地层总液量782m3(酸液478m3、压裂液120m3、黄原胶120m3、清水64m3),酸压体系:交联酸+自生酸+胶凝酸。施工泵压最高98.75MPa,排量最高4.19m3/min。停泵测压降20min,油压71.6降至70.43MPa。
6、排液求产,定产依据:2019年9月17日8:00~2019年9月18日8:00工作制度4mm油嘴,油压12.7MPa,套压0,井口温度26.5℃,日产油54.46m3(20℃0.8163,50℃0.7950,含油100%),日产气6611m3(气密度0.820),取样口最高硫化氢115ppm,定产结论:油层)2019年9月18日18:00原钻机试油结束。
果勒201H为塔北隆起轮南低凸起西斜坡哈拉哈塘鼻状构造上的一口评价井, 完钻井深 7635.00/7453.46(斜深/垂深)m,完钻层位:奥陶系一间房组(未钻穿),最大井斜84.80°/7512.6m。于2019 年 9月 28日转试油作业。完井试油层位:奥陶系一间房组;完井试油井段:7373.00~7635.00m,段长:262m。
该井井身结构:套管244.5mm*4964m+套管177.8mm*(4672.37-7373m)+裸眼152.4mm*(7373-7635)m
施工过程:
(1)9月28日-29日下7"PHP-3封隔器测试-改造-完井管柱,管柱结构:自上而下:油管挂+双公短节+3 1/2"×9.52mmC110斜坡油管206根+3 1/2"×7.34mmC110斜坡油管108根+3 1/2"×6.45mmC110斜坡油管428根+3 1/2"全通径伸缩管3根+3 1/2"×6.45mmC110斜坡油管3根+7"全通径水力锚+7"PHP-3液压封隔器+3 1/2"×6.45mmC110斜坡油管6根+3 1/2"E型球座+3 1/2"×6.45mmC110斜坡油管28根+3 1/2"×6.45mmC110斜坡打孔筛管6根+圆头引鞋,圆头引鞋下深7539.26m)
(2)9月30日拆旋转控制头及防喷器组,换装KQ78/65-105EE级采油树~4:00对采油树盖板法兰及各闸门试压105MPa,各稳压30min不降合格
(3)9月30日10:00-21:00用10m3坂土+10m3高粘清水(100s)+密度1.15g/cm3有机盐溶液185m3反替原井密度1.50g/cm3钻井液202m3,出口突然失返,泵压2-30MPa,排量280-300L/min~22:00环空反替密度1.15g/cm3有机盐溶液10m3,泵压14MPa,排量250L/min,停泵压力14MPa~23:00正挤清水0.5m3,泵压0↗20MPa,停泵压力不降,水眼不通~6:00逐级正打压20、25、30、35、40MPa,分别泄压至0,反复数次蹩通水眼~10月1日10:00正挤清水45m3,泵压14-32MPa,排量200L/min。
(4)10月1日10:00-14:00投60mm钢球,候球入座-21:00分级正打压18-23-28-33-41MPa,各稳压10min,7"PHP-3封隔器坐封,封位7153.12m,环空打压验封合格-23:00正打压68MPa突降至33MPa,钢球击落。
(5)10月2日2:00-5日0:00用5mm油嘴放喷排液,油压:0MPa,套压:0MPa,井口温度:22.6℃,折日产油:0.39m3/d,(ρ20℃:0.8669/ρ50℃:0.8471),累计产油:0.23m3,排液(密度:1.01、CL-:8759、PH:7),含水:100-80-81%,累计排液:9.05m3,无硫化氢。(放喷口点火可燃,焰高0.1-0.3m)
(6)10月10日酸压改造,酸液体系:交联酸+自生酸+胶凝酸,酸液浓度20%,比重1.10,酸液用量440m3,压裂液用量160m3,清水用量54m3,挤入地层总液量654m3,泵压23.95-94.48MPa,排量0.23-4.93m3/min。停泵测压降20min,泵压16.3-8.7MPa。
目前果勒201H井地面队独立支撑,连续油管+制氮车气举排液,已出液286m3,未见油,气微量,硫化氢最高200ppm。
通过这段时间的学习,做为一个现场试油监督,我有如下的认识:
1、试油作业期间,监督需要组织协调的施工单位多,在每一趟施工工序前要组织哪些施工单位?什么时间到位?心中一定要有数,不然,哪一个单位到不了位就可能造成整个项目的停待。
2、施工节奏紧,下完井管柱-换装井口-替液-封隔器坐验封-酸压-排液求产,一环扣一环,每个环节都得提前想到、组织到、衔接到、把控到,哪一个环节出问题都不行。
3、井深、井下温度高、地层压力高,泥浆性能要求也高,督促做好泥浆老化实验,防沉淀、防切力变化。防井下管柱、井下工具被堵、被埋、被卡事故的发生。
4、井深、井下温度高、地层压力高,入井的工具提前做好功能实验,压力参数计算,销钉安装准确,连接牢固,要确保入井的工具有效,工艺合格,达到设计的目的。
5、裸眼井试油作业是在地层打开状态下进行的,特别是下完井管柱、换装井口的时候,井控工作是重中之重,在采油树安装到位试压合格之前,井控风险都是很大的。要求井控装备、内防喷工具、泥浆储备、泥浆坐岗、硫化氢监测都得到位,都得有效。
6、放喷求产过程中要做好防油气泄漏、冒罐、硫化氢中毒、天然气放空等安全环保工作。
7、督促现场所有单位人员遵守塔里木油田公司安全禁令和“四条红线”的要求,确保安全生产。
8、督促施工单位做好高危作业提前报备,施工前签批好高危作业票,施工时做好安全监护,施工结束关闭高危作业票。
9、新疆是个多民族地区,维稳安保也是工作的重点,督促施工方,特别是临时来井作业的第三方到当地派出所备案。井场入口设立门岗,值班人员到位,做好入场人员和车辆的登记,安全警示、提示、教育。