XH1井窄压力窗口小间隙超深井尾管固井技术

XH1井完钻井深6365m,用尾管悬挂固井方式.针对生产尾管固井存在井深井温高、压力窗口窄、环空间隙小、钻井液与水泥浆污染严重等诸多难点,通过采用抗高温加重胶乳防腐防窜水泥浆体系、抗污染冲洗隔离液体系、平衡压力固井等配套技术措施,确保了固井质量优质.     

塔里木库车山前深井窄间隙小尾管固井技术

库车山前是塔里木油田增储上产的重点区域,井深通常在6000~7000 m左右,地质条件复杂,已钻遇井最高温度近180℃,最高气藏压力为150 MPa。钻井采用五开井身结构,目的层巴什基奇克组专打,厚度较薄,约为200 m,采用尾管固井工艺。井深、温度高（120~180℃）、窄间隙（11~18 mm）、小尾管约200 m,对水泥浆抗温性能、流变性能及力学性能均提出了挑战,同时部分井采用水基钻井液,滤饼厚、清除困难,保证固井施工安全及胶结质量困难。针对以上难点,优选抗高温高强度水泥浆体系、抗高温冲洗隔离液体系,同时配套固井工艺,形成适合库车山前固井的深井窄间隙小尾管固井技术,可大幅度提升环空的冲洗顶替效率,同时水泥浆强度发展快,有利于提高水泥石胶结质量,确保后期负压验窜顺利实施。该技术在大北1101井φ127 mm尾管固井中应用,固井合格率为97.2%,优质率为79.4%,负压差33 MPa验窜合格,创山前水基钻井液固井质量最高记录。      

小井眼窄间隙尾管固井工艺

小井眼具有可降低钻井成本,减小勘探风险,有利于环保倍受石油界广泛重视。小井眼窄间隙尾管固井,给尾管固井施工带来了风险。通过细化固井技术措施、优化水泥浆性能、加强各施工方间的配合、保证固井施工的连续性,才使得S1144井小井眼窄间隙尾管固井取得圆满成功。     

高压窄密度窗口油基钻井液固井技术

海上油田固井作业面临着高压窄密度窗口易发生漏失和气窜,油基钻井液环境下固井井壁滤饼清洗困难,大斜度定向井固井顶替效率低等诸多挑战。在分析相关固井技术难点的基础上,采用高密度冲洗液提高对油基钻井液套管壁及井壁滤饼的清洗质量;选用聚合物增强水泥浆体系,在固井压耗动态计算及压稳计算的基础上优化双凝水泥浆柱设计,实现防漏及压稳储层;采用旋转尾管固井技术实现固井过程中尾管旋转,提高冲洗液的洗井质量及水泥浆顶替效率。上述技术措施在涠洲油田压力系数高达1.61 g/cm3、高气油比达358 m3/m3、密度窗口仅0.12 g/cm3 的油基钻井液固井施工中成功应用,固井质量评价优良,表明该套海上油田固井技术能够满足高压窄密度窗口油基钻井液的固井需求。     

顺北一区超深井窄间隙小尾管固井技术研究

顺北一区超深井窄间隙小尾管固井面临水泥环薄弱、注替泵压高、顶替效率低、井下温度高和高压盐水层发育等一系列技术难题,固井质量难以保证。为解决该问题,在总结前期固井施工经验的基础上,完善了井眼准备技术,优化了抗高温防气窜弹韧性水泥浆体系,开展了水泥石密封完整性研究,进行了固井流变学设计及压稳防气窜工艺优化,形成了顺北一区超深井窄间隙小尾管固井技术。该固井技术在现场应用3井次,固井质量良好,后期施工未发生水侵,保证了窄间隙段的长效密封性。顺北一区超深井窄间隙小尾管固井技术,不但解决了该区块的固井难题,还保障了该区块的安全、高效开发。      

小井眼窄间隙尾管固井工艺

小井眼具有可降低钻井成本,减小勘探风险,有利于环保倍受石油界广泛重视.小井眼窄间隙尾管固井,给尾管固井施工带来了风险.通过细化固井技术措施、优化水泥浆性能、加强各施工方间的配合、保证固井施工的连续性,才使得S1144井小井眼窄间隙尾管固井取得圆满成功.     

塔里木油田深井小间隙尾管固井难点及对策

随着塔里木盆地石油勘探开发的进一步深入,深井超深井小间隙固井的数量越来越多,由于环空间隙过小,易井漏,环空易蹩堵,施工泵压高,水泥环薄且分布不均匀,固井质量难以保证。塔里木油田经过长年的研究及实践,提出采用扩眼工艺技术、强化井眼准备、优化水泥浆设计等配套技术,以达到提高小间隙固井质量、降低固井风险的目的。现场应用表明这技术是适用的。     

云安21井深井尾管固井技术

云安21井是红家湾潜伏构造上的一口开发井，该井的设计井深为5709m，但在实钻的过程中，由于钻遇断层，引起井深增加，裸眼段增长至1800m，属于低压漏失层、超长封固段小间隙井尾管固井范畴。介绍固井技术难点，固井技术措施、水泥浆体系的优选、现场应用及认识与体会。     

TH12513CH井长裸眼小间隙尾管固井技术

TH12513CH井是塔河油田12区的一口侧钻水平井,完钻井深为6807.2m,井温达139℃,裸眼段长为2488m,视水平位移约为1120m,最大井斜角为32.59°,最大狗腿度为19.55°/100m。该井在钻进过程中出现多次压差卡钻,且二叠系地层在5760～5895m井段承压能力低,易漏失。为了使尾管固井一次成功,从以下3方面采取了有效措施:为了保证固井液的高温稳定性及驱替效率,选用高温稳定性好的外加剂,并在水泥浆中加入防气窜剂及短纤维,使水泥石具有低渗透性及塑性。为保证套管顺利下到位,带扶正器模拟套管刚性通井,彻底畅通井眼,对钻井液进行降黏度、降切力、增强润滑性处理,使用摩阻系数小的刚性树脂螺旋扶正器。为降低二叠系漏失风险,钻穿二叠系地层20m后用水泥浆挤堵,提高地层承压能力;使用密度为1.50g/cm3的水泥浆,降低环空静液柱压力。通过采取以上配套措施,该井段固井质量良好,达到了工程作业的目的。     

窄密度窗口正注反挤低密度水泥浆固井技术

针对西南油气田分公司蓥北1井φ273.05 mm套管固井存在漏层多、分布广,油气显示活跃,低温低密度水泥浆强度低及发展慢等固井难题。开发出了密度为1.23 g/cm3的高强度韧性防窜低密度水泥浆体系,该体系稠化时间可调,静胶凝强度发展快,62℃下440 min即起强度、24 h强度高达14.5 MPa,弹性模量为5.8 GPa。通过采用低密度高强度韧性防窜水泥浆、抗污染冲洗隔离液技术、软件模拟、优化浆柱结构、结合低密度与常规密度正注和反挤等配套技术,确保了蓥北1井φ273.05 mm套管固井施工安全,固井质量合格率为85%、优质率为65%。为西南油气田窄密度窗口固井提供了技术参考。      

委内瑞拉低压高渗漏地层小间隙尾管固井技术

委内瑞拉P.D.M油气田,是20世纪80年代发现的轻质原油和伴生天然气油气田,油田地质条件复杂。钻井采用五层套管结构,五开φ165.1 mm井眼,使用油基钻井液,下入φ139.7 mm生产层尾管至井深5 200 m左右,封固渐新统Merecure组粗砂岩油气藏。该油气田经长期开发产能下降,当前日均单井产量不足60 m3/d,部分区块储层衰竭,压力亏空,形成低压高渗漏地层,给固井带来风险。固井作业时采用复合型多功能前置液体系,依据Merecure储层低压高渗漏和伴生天然气高含H₂S的地层特性,应用低密度水泥浆降低环空液柱压力,降低井漏风险,提高水泥石韧性,优选了具有低失水量和良好流动性、静胶凝强度过渡时间不大于25 min、能降低环空气窜几率的高性能水泥浆及相应工艺技术措施,完成该油田低压高渗漏地层小间隙尾管固井,封固质量优质。      

四川盆地窄密度窗口超深井控压固井工艺

四川盆地地质构造复杂,以川西地区为例,井深7000 m以上,安全密度窗口仅0.05~0.08 g/cm3,固井漏失风险高,通常被迫反挤水泥浆补救,固井质量段长合格率仅39.6%。基于此,开展控压固井工艺研究,以川西地区为例,分析了井筒工作液密度、钻井液流变性、顶替排量、环空控压值对固井防漏和顶替效率的影响。研究表明,控压固井前钻井液等井筒工作液密度下调范围宜在0.05~0.08 g/cm3;钻井液动切力宜低于6 Pa;固井顶替排量应不低于22 L/s,即环空返速为0.9m/s,同时顶替后期应根据薄弱层位压力当量密度,采取变排量顶替技术;采用控压下套管工艺和分段憋压候凝技术解决常规下套管工艺和候凝工艺的不足。控压固井技术在四川盆地窄密度窗口超深井应用26井次,创造了多项应用指标记录,最大井深7793 m,最小密度窗口0.05 g/cm3,一次上返率为100%,固井合格率为100%,复杂易漏失井固井质量段长优质率由21.45%提高到44.58%,较好地解决了固井漏失低返问题。     

窄密度窗口正注反挤低密度水泥浆固井技术

针对西南油气田分公司蓥北1井φ273.05 mm套管固井存在漏层多、分布广,油气显示活跃,低温低密度水泥浆强度低及发展慢等固井难题。开发出了密度为1.23 g/cm3的高强度韧性防窜低密度水泥浆体系,该体系稠化时间可调,静胶凝强度发展快,62℃下440 min即起强度、24 h强度高达14.5 MPa,弹性模量为5.8 GPa。通过采用低密度高强度韧性防窜水泥浆、抗污染冲洗隔离液技术、软件模拟、优化浆柱结构、结合低密度与常规密度正注和反挤等配套技术,确保了蓥北1井φ273.05 mm套管固井施工安全,固井质量合格率为85%、优质率为65%。为西南油气田窄密度窗口固井提供了技术参考。     

提高复杂井固井质量的钻固一体化技术应用研究

钻井时钻井液在井壁上形成的泥饼不管有多薄，固井时都会在井壁上形成一个不可固化层，尤其是漏失层段，易导致第二界面的胶结强度达不到预期的效果。钻固一体化工作液技术通过引入复合活性材料，形成可固化泥饼层，固井施工时可以使钻井液的性能转换、潜活性激活，从而提高易漏地层的承压能力，促使井壁附着的泥饼固结，提高地层-泥饼-水泥环的胶结亲和力，有效地解决了传统固井水泥浆与钻井液不相容的问题。该技术在两口井进行了现场试验并获得成功，油层井段固井质量达到了优质标准，有效地提高了第二界面胶结质量，减少和阻止了各种流体的层间窜通。     

窄安全密度窗口条件下钻井设计技术探讨

在深部地层及深水钻井过程中,钻遇窄安全密度窗口(即地层破裂压力与孔隙压力相关不大)的情况越来越普遍,导致井底压力控制难度加大,井底压力稍高就发生井漏,井底压力稍低就发生井涌。在窄安全密度窗口环境中,常规钻井设计由于采用各种设计系数经验值会引起钻井液密度设计不准确、套管下深设计不合理等问题。为此,在安全钻井井底压力分析的基础上,提出了用设计系数计算值代替经验值进行钻井设计的思路,并给出了考虑温度、压力影响的钻井液密度设计方法,有效提高了设计的准确性,有利于保证窄安全密度窗口环境中井下作业的安全。      

开窗侧钻井小井眼小间隙固井技术

油层套管开窗侧钻是老油田盘活报废井、提高采收率的重要手段。然而侧钻井固井时由于环空间隙小,固井过程中水泥浆上返摩阻大,环空当量密度大大增加,经常压漏地层,导致水泥浆漏失低返;另外受井眼尺寸的限制,套管居中度差,水泥浆易窜槽,其固井质量严重制约了侧钻井技术的应用前景。从水泥浆密度和性能上考虑,研制了低密度低摩阻水泥浆,通过降低水泥浆密度来减小固井时的液柱压力,同时配套采用综合技术措施,在现场多口井进行应用,固井质量显著提高。探索出一套适合华北油田特点的提高侧钻井固井质量技术,实践证明该技术是切实可行的。     

防漏防窜水泥浆在龙王3井尾管固井中的应用

龙王3井是龙王庙构造的1口三开三段制双靶点定向预探井.该井三开φ215.9 mm井段在钻进过程中井漏频繁、气侵严重,测井仪器多次遇卡.在φ177.8 mm小间隙尾管固井过程中,通过优化固井设计、优选水泥浆体系、强化井眼准备等措施,集成应用防漏防窜水泥浆固井技术,解决了窄安全密度窗口条件下的防漏防窜固井和提高顶替效率的瓶颈问题,测井结果表明二界面胶结质量优质.该技术对于提高窄安全密度窗口条件下提高深井小间隙尾管固井质量具有一定参考价值.     

青2-2井小井眼小间隙尾管固井技术

青2—2井是一口重点开发井，实际完钻井深4500m。原设计二层井身结构，中途改为三层井身结构。井身轨迹差，油气层显示活跃，环空间隙小，给尾管固井施工带来了难度。通过应用固井仿真与智能设计软件进行固井设计，强化井眼准备，优选水泥浆体系，严格细化施工技术措施，加强施工网络管理，保证了固井施工安全，获得了满意的固井质量。     

提高定向井第二界面胶结质量的钻固一体化技术

定向井由于其井眼轨迹复杂、套管不易居中,导致固井顶替效率低、泥饼清除困难。而顶替不干净的钻井液和未清除的井壁泥饼与水泥浆不相溶是固井第二界面胶结质量差的主要原因。钻固一体化技术的实质是在钻井液中引入一种可固化的潜活性胶凝材料,在井壁形成可固化的泥饼,固井时通过补充潜活性材料和加入激活剂可将其转换做为固井液,有效解决了钻井液与固井液不相溶的难题。该技术在两口定向井成功应用,有效提高了油层段的第二界面胶结质量,有效防止了各种流体层间窜流的可能性。