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。     

固井实时监测系统研究

固井是一项复杂的系统工程．合理控制固井施工参数是固井施工成功的关键。在固井施工过程中。对注水泥过程的动态参数进行实时监测有助于及时了解井内实际情况,完善施工技术措施,提高固井质量。建立了注水泥过程中环空动压力的计算模型,介绍了其求解过程;开发了具有数据存储、数据处理、数据显示与异常报警功能的固井实时监测系统。通过现场的实际应用,结果表明,整个系统所建立的模型是正确的,功能是有效的。误差较小。     

南海西部窄安全密度窗口超高温高压钻井技术

为解决南海西部窄安全密度窗口地层钻井中易发生井漏、井涌甚至井喷等井下故障的问题,通过研究超高温高压复杂地层压力预测监测技术、钻井液随钻堵漏技术、井下当量循环密度预测与监测技术、抗高温钻井液、超高温高压固井技术,形成了适用于南海西部的窄安全密度窗口超高温高压钻井技术。该技术在乐东区域的7口超高温高压探井进行了应用,钻井成功率达到100%,井下故障率显著降低,与应用前的同类型井相比,钻井生产时效平均提高了21%。这表明,窄安全密度窗口超高温高压钻井技术可以解决南海西部安全密度窗口窄导致的问题,可为深水高温高压领域的勘探开发提供技术支持。      

M-G区块高压气井尾管固井技术

针对M-G区块高压气井尾管固井面临高温高压、窄压力窗口、封固段长、油气显示活跃等带来的固井 难题。通过优化注替排量、使用半刚性扶正器及改善浆柱结构等措施提高了顶替效率,研制出了高密度大温差水 泥浆体系,解决了长封固超缓凝的难题,采用两（多）凝水泥浆技术、封隔式尾管悬挂器环空憋压等确保了固井后喇 叭口无气窜,实现了固井质量整体上升。     

精细控压压力平衡法固井技术的应用实践

精细控压钻井技术多用于解决同一裸眼油气井段存在多压力系统、窄安全密度窗口地层的安全钻进难题,其尾管固井作业若采用常规方法,在满足小间隙尾管固井顶替效率的前提下,施工过程中必然造成井漏;若采用"正注反打"工艺,固井质量又难以满足后期超深井试油工程的需要。为此,以四川盆地剑阁构造上所钻龙岗70井?114.3 mm尾管固井作业为例,探索精细控压压力平衡法固井技术在多储层、高低压互存、长裸眼段(859 m)中的固井应用。具体做法如下:①采取了确保水泥浆环空充填效率、固井施工全过程压力平衡等针对性的技术措施;②依靠精细控压钻井装置和中心管泵注加重钻井液的方式,精确控制环空压力平衡来降低钻井液密度,实现窄安全密度窗口地层的固井施工全过程井筒压力平稳。现场试验结果表明,该井?114.3 mm尾管固井质量良好,分阶段降密度期间喇叭口无窜流,试压合格。结论认为,该方法能够提高复杂超深气井尾管的固井质量,改善了后期高压气井试油安全作业的井筒条件。     

川渝地区窄安全密度窗口天然气深井固井新技术

川渝地区钻探作业中,长裸眼井段、多压力层系并存、安全密度窗口窄、井漏和溢流共存现象较为普遍,因而固井面临漏失低返、顶替效率低下以及固井后环空带压影响固井质量和井完整性等问题。通过应用精细控压固井新技术,准确掌握地层压力和漏失压力、精确计算固井下套管与泵注期间环空动当量密度,量化作业窗口区间值,使井筒静液柱压力与井口动态控压之和全程处于窄窗口区间内,达到压稳防漏之目的。精细控压固井技术在川渝地区已开展20余井次现场应用,施工过程中均未发生井漏和溢流现象,后期无窜气,固井质量合格率高于80%,较常规方法固井质量的优质率与合格率平均值,提高20%～30%。精细控压固井技术解决了技术难题,为川渝地区窄安全密度窗口天然气深井固井提供了新的技术途径。     

莺琼盆地高温高压窄安全密度窗口钻井关键技术

南海莺琼盆地高温高压井安全密度窗口极窄,部分井甚至无窗口,钻进过程中溢流、井漏、喷漏同层等复杂情况频发,多口井被迫提前完钻甚至报废。为解决窄安全密度窗口引起的钻井问题,经过多年的实践与摸索,通过优化套管下深拓宽安全密度窗口、薄弱地层挤水泥提高地层承压能力、使用小尺寸钻具显著降低循环压耗、优选抗高温弹性堵漏材料对诱导裂缝进行堵漏、使用纳米防漏隔离液及锰矿粉高密度水泥浆应对窄安全密度窗口固井漏失与压稳问题,形成一套针对高温高压窄安全密度窗口的钻井技术及配套工艺,详细探讨了各项技术原理及现场应用效果。南海西部莺琼盆地十几口高温高压探井的应用结果表明,该技术有效应对了井底温度高达212 ℃、地层压力系数超过2.30、窄安全密度窗口仅为0.04等恶劣井况,钻井复杂情况发生率得到显著降低,为类似窄安全密度窗口钻井提供借鉴。     

南海西部某高压气井溢流及压井分析

随着我国海上天然气勘探开发的不断深入,海上高温高压气井领域已经进入规模化勘探开发阶段.由于高温高压气井地层孔隙压力高,部分区块压力窗口窄,高压气井发生溢流导致较高的井口压力,增加压井作业难度,井控风险高.本文介绍了南海西部某高压气井发生溢流的原因以及压井过程分析,在井内钻具少,关井套压高的情况下,采用置换法、强行下钻分...     

高温高压小间隙固井摩擦阻力的分析计算

以南海西部油田一口高温高压井为例,研究了温度、压力对水泥浆流变参数及密度的影响,计算了环空摩阻、静液柱压力以及井底有效压力等参数,并与常规的固井计算进行比较。认为小间隙、高温高压井在注水泥过程中,环空摩阻大,注水泥时井底压力高,在不压裂地层的条件下,有可能导致顶替效率不高。为此,提出分段计算方法来解决该问题。     

固井注水泥时确定流体准确位置的方法研究

流体的位置直接影响着循环摩阻、静液柱压力等参数计算,因此准确的预测注入井筒内流体的位置是十分重要的。固井注水泥施工过程中,由于管串组合、井身结构以及施工排量等的变化都会影响流体在井内的位置,本文针对注水泥施工过程中流体流动特点和井内体积组成等对注水泥作业的影响进行系统研究,采用分段式体积计算方法较为精确的确定注入井筒内各段体积流体的种类、位置,能更好的预测井内动压力的变化情况,更加准确地计算注水泥施工动态参数,对提高固井质量,确保施工过程的安全具有重要的现实意义。     

肯基亚克盐下石炭系高压油气藏防气窜尾管回接固井技术

石炭系碳酸盐岩储层是肯基亚克盐下油田的主力开发层,由于该储层地层压力高,安全密度窗口窄,存在溢漏同层,钻井液和水泥浆之间的密度差小,封固段长,循环压耗高,水泥浆失重严重,环形间隙小,井眼不规则,套管居中度差,造成固井后水泥胶结质量差,易发生环空气窜。为提高水泥胶结质量,该油田采用了防气窜尾管回接固井技术,并采取了一系列配套技术措施。10口井的现场应用表明,防气窜尾管回接固井技术提高了固井质量,解决了环空气窜问题。介绍了该油田防气窜尾管回接固井技术方案、技术措施,并以两口井为例介绍了该油田直井和大斜度井防气窜尾管回接固井的施工程序。     

大庆油田深层气井固井技术

大庆油田深层气井平均井深4000～4500m，固井施工存在很多技术难点，例如地层裂缝发育、破裂压力低、地温梯度高、井径不规则、封固井段长等，施工过程中存在井口窜气、双级箍免通径成功率偏低等问题，为此，大庆油田采取了一系列相应的技术措施：优化井眼净化技术、研制或引进抗高温水泥浆体系、应用抗CO2腐蚀的TP—SUP13Cr套管和DCR防腐水泥浆、应用双级固井技术，从而有效地保证了固井施工的顺利进行和固井质量的提高。详细介绍了大庆油田特有的深层气井配套技术．指出了目前大庆油田深层气井固井存在的问题并提出了处理建议。     

莺歌海盆地超高温高压井挤水泥承压堵漏技术

南海西部莺歌海盆地X构造具有超高温高压地质特征,最高地层温度204 ℃,最大地层压力系数2.19,但地层承压能力低,安全密度窗口窄,钻井过程中极易发生井漏等复杂情况,严重影响钻井安全。为提高地层承压能力,保证超高温高压井段钻井安全,设计了“前置液+抗高温水泥浆”注挤水泥浆体系,通过优化堵漏水泥浆配方,提高了堵漏水泥浆的耐温性能,增强了其封固性能;采用“试挤清洗液+注挤水泥浆”间歇式注挤水泥浆工艺,并利用Drillbench软件模拟分析了井筒温度场,根据井筒温度场精准控制注挤水泥时的水泥浆用量及胶凝时间,提高了堵漏效果。现场应用结果表明,X构造应用挤水泥承压堵漏技术,提高了地层承压能力,扩大了安全密度窗口,为后续超高温高压井段安全顺利钻进提供了重要条件。超高温高压井挤水泥承压堵漏技术可以满足莺歌海盆地X构造安全钻井的需求,并可为类似超高温高压井钻井提供借鉴。      

窄密度窗口及小间隙超深井尾管固井技术

针对西南油气田超深井五探1井φ168.3 mm尾管悬挂固井存在钻井期间漏失严重,井深、井底温度高,大段盐膏层、油基钻井液与水泥浆污染严重、后期作业井筒温度压力变化影响水泥环密封完整性等难题。采用低密度高强度韧性微膨胀防窜水泥浆体系,通过优化浆柱结构,控制井底动态当量密度与钻进时井底动态当量密度相当的平衡压力固井等配套工艺技术,有效防止了固井施工漏失,解决了水泥浆与油基钻井液污染严重的问题,确保了固井施工顺利,固井质量合格率100%,优质率99.8%,为深井窄密度窗口、油基钻井液固井提供了技术支撑。      

深水固井低温水泥外加剂的开发及应用

针对深水固井面临的低温、海底松软地层、浅层流等技术难题,采用单体复配技术开发了新型深水固井低温早强剂PC-DA92S、PC-DA93L,采用悬浮聚合技术开发了低温降滤失剂PC-DG72S。根据南海海域钻探的实际井况,研制出了适合现场应用的2种低温水泥浆,对该水泥浆在深水环境下的性能进行了评价。在南海LH16-1-1井的现场应用结果表明,2种低温水泥浆体系低温早强效果良好,具有失水量小、防气窜能力良好、稠化时间易于调整、水泥浆性能稳定等优点,能够满足现场施工要求,可用于海洋深水表层套管固井。      

涠洲K油田复杂工况旋转尾管固井技术

南海西部的北部湾盆地涠洲K油田X1井是一口工况较为复杂的定向井,存在井斜大、裸眼段长、高温、储层压力衰竭带来的异常低压,同时具有较高的气油比等因素共同作用,给固井作业带来极大的挑战。由于φ177.8 mm尾管与φ215.9 mm井眼环空间隙较小,如果采用常规静态尾管固井技术固井顶替效率偏低,将会导致井下漏失和无法压稳地层,引起气窜,造成压力衰竭和高温目的层位的固井质量难以满足后期射孔开采的要求。为了保证复杂工况下油气水层间良好封隔,该井选择使用旋转尾管下入固井技术和抗高温早强防气窜水泥浆体系,同时优选新型油基钻井液冲洗液和隔离液,有效清洁滤饼,并且实现胶结面的润湿反转;使用软件对尾管旋转扭矩进行精确模拟和提高尾管下入居中度,完成了压力衰竭和高温目的层φ177.8 mm尾管固井作业。采用高清扇区水泥胶结测井仪器进行SBT扇区水泥胶结测井结果表明:油气水层实现了良好的层间封隔,全井段固井质量优,较邻近区块的K2井有了明显的改善,满足了后续射孔开采的要求。      

呼探1井?139.7 mm尾管精细动态控压固井技术

呼探1井?139.7 mm尾管固井时封固段长、井底温度高,导致存在漏失与溢流风险大、对水泥浆性能要求高及水泥浆稠化时间不易控制等技术难点。为解决上述技术难点,在该井?139.7 mm尾管固井段进行了精细动态控压固井技术试验。通过优化水泥浆配方、精细设计浆柱和优化设计套管扶正器安放位置,制定确保井筒动态压力介于地层孔隙压力与漏失压力之间等的技术措施,利用精细控压钻井装备,实现了控压下尾管、注水泥和水泥浆候凝,最终实现了全过程精细动态控压固井,该井?139.7 mm尾管固井质量合格。呼探1井?139.7 mm尾管精细控压固井成功,表明精细控压固井能够提高超深井长封固段窄安全密度窗口地层的固井质量,可为准噶尔盆地南缘深层油气勘探提供技术保障。      

胜利油田深探井固井技术难点与对策

针对胜利油田深探井固井面临地层压力层系多、井壁稳定性差、高温、高压等复杂地质条件,固井施工工艺复杂,压稳、防漏难度大,固井工具可靠性差,导致固井质量合格率偏低等问题,通过系统分析固井技术难点及其主要影响因素,研究了配套的深探井固井工艺技术。针对深探井高温、高压条件下进行固井施工时防窜、防漏等的需要,研制了高温水泥浆、晶格膨胀水泥浆、低密度高强度水泥浆、防窜抗渗水泥浆等4种水泥浆体系;通过压稳设计分析、钻井液性能调整、前置液优选、高压井防窜、固井工具优选等,研究了具有针对性的固井技术措施。2012年,该深探井固井工艺技术在胜利油田61口井进行了现场应用,结果表明,固井质量得到明显提高,其中第二界面固井质量合格率由之前的40%~50%提高到82%。实践证明,综合配套的深探井固井工艺技术能够满足该油田深探井固井施工需要。