[发明专利]结合精细控压技术的试油完井一体化管柱

说明书

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。

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。