胜科1井Φ139.7mm尾管及回接固井工艺技术

胜科1井是目前中国东部油区最深的一口重点科学探索井,钻井目的是进一步研究和评价东营凹陷孔2段烃源岩发育情况、盐下层构造含油气情况,并为下一步勘探部署提供依据。该井完钻井深7 026 m,井底温度达235℃,钻井液密度1.75 kg/L。针对该井四开井段井眼不规则、封固段长、存在多套压力层系、井底温度高、上下温差大和井下情况复杂等技术难点,采用了尾管悬挂及回接固井工艺,并研制开发了性能稳定的超高温水泥浆体系、抗高温尾管悬挂器及固井附件,确保了该井尾管固井及回接固井施工的顺利进行,固井质量优良。     

秋南1井φ206.4mm超深小间隙长封段尾管固井技术

秋南1井四开井段采用φ215.9 mm钻头钻至井深6 476 m,钻进中存在钻井液密度大、环空间隙小、盐膏层蠕变严重、井底温度高、井下压力大、压力窗口窄和封固段长等难点。在详细分析主要固井难点的基础上,采用了尾管固井的方式,选择了贝克休斯公司的HMC型液压悬挂器及其工具附件,优选了高密度抗盐双凝水泥浆体系,并使用固井设计软件对该井尾管固井进行了详细的设计,制定了主要的技术措施。现场施工顺利,固井质量合格,达到了封固盐膏层、保护套管的预期目的。     

秋南1井Ф206．4mm超深小间隙长封段尾管固井技术

秋南1井四开井段采用Ф215．9mm钻头钻至井深6476m，钻进中存在钻井液密度大、环空间隙小、盐膏层蠕变严重、井底温度高、井下压力大、压力窗口窄和封固段长等难点。在详细分析主要固井难点的基础上，采用了尾管固井的方式，选择了贝克休斯公司的HMC型液压悬挂器及其工具附件，优选了高密度抗盐双凝水泥浆体系，并使用固井设计软件对该井尾管固井进行了详细的设计，制定了主要的技术措施。现场施工顺利，固井质量合格，达到了封固盐膏层、保护套管的预期目的。     

塔里木山前区块超深井尾管塞流固井技术

克深905井是克深气田克深9井区中部的一口开发评价井,四开完钻需进行尾管固井,井深为7368.2m,井底静置温度为164℃,压力为180MPa,在钻进过程中易发生溢流、井漏等复杂情况,且环空间隙小,安全密度窗口窄,为保证固井质量,防止井漏发生,全程采用塞流注替。根据现场水泥浆情况进行了水泥浆流变学设计和塞流顶替计算;优选了抗高温、抗盐高密度水泥浆体系及与钻井液相容性好的冲洗型隔离液;设计了能够压稳地层密度为2.58g/cm3的抗高温水泥浆;对现场泵压与返出量进行了实施监控。现场固井过程中未发生漏失,施工顺利,所封固井段的固井质量合格率为99.2%,该井尾管塞流顶替为中国首次在井深7368.2m的井段使用。      

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.     

吉达4井7″尾管固井技术探讨

吉达4井是CNODC在卡拉吉达区块部署的一口重点探井,四开钻至6230m完钻,下入7"尾管,钻井液密度达2.37g/cm3,井涌和漏失风险并存。通过从井眼准备、下套管到固井施工全过程的控制,经过套管串、隔离液、水泥浆全方面的优化设计,结合平衡压稳技术和设备、工具配置等各方面的细节落实,成功进行该次尾管作业,固井质量优质。     

盐膏地层封固的平衡尾管固井技术探讨

塔河油田的三开盐膏层井段在水泥浆封固方面存在环空间隙小、因蠕变造成下套管困难、因盐膏层影响水泥浆性能造成固井质量差、封固井段较短使得轻尾管丢手判断困难等技术难点。本文提出了一种平衡尾管固井技术,通过优化尾管设计、水泥浆体系、平衡压力法固井等方式,解决了塔河油田盐膏层井段水泥浆封固的技术难点。近四年内,此方法应用八井次,取得了良好的应用效果,验证了平衡尾管固井技术在封固盐膏层方面的优越性,该技术为盐膏层井段的水泥浆封固提供了新的技术支持和工艺探索。     

塔河油田 T737超深井超低密度固井技术

T737井是塔河油田7区西北部构造上部署的一口评价井，该井的设计井深为6045m，实际完钻井深6077m，采用θ127无接箍尾管和1．20g/cm^3的高性能超低密度水泥浆固井技术，属于超深井、小间隙、超低密度、尾管固井范畴.介绍了该井的固井技术难点，固井技术措施、水泥浆体系的优选、现场应用及认识与体会。     

超深井抗盐高密度固井水泥浆技术

塔里木油田克深井区超深井固井存在井下盐膏层发育、窄间隙、高压、高温、大温差等固井技术难题,固井质量无法保证。为解决固井难题,完善了井眼准备通井技术,修正了刚度比计算公式,控制套管下放设计,通过室内实验开展加重材料的优选及合理配比、优选抗盐抗高温添加剂体系、采取针对性技术措施提高水泥石抗高温强度衰退性能,研究出了超高密度抗盐抗高温防气窜水泥浆体系,并对其进行性能评价。结果表明,该水泥浆体系流动度为18～22 cm,水泥浆上下密度差为0.03 g/cm3,其具有流动性能良好、稳定性较好、防窜性能良好、早期强度高、长期强度无衰退等优点,形成了克深井区超深井盐膏层尾管固井技术。该固井技术在现场应用5井次,测声幅固井质量良好。克深井区超深井窄间隙盐膏层尾管固井技术,不但可以解决该区块固井难题,还封固了高压盐水层,保障了该区块的安全、高效开发。      

南堡3-81 井高温尾管固井技术

南堡3-81 井位于黄骅坳陷南堡凹陷南堡3 号构造南堡3-81 断背斜高部位，该井斜深为5 939 m，井底静止温度达202 ℃。在四开钻井过程中发生溢流、井漏等复杂情况，下完尾管后环空间隙小，环空液柱流动阻力大。为了保证固井质量，对该井的难点进行分析，并针对固井难点，优选了抗高温恒低密度水泥浆体系、抗高温常规密度水泥浆体系。通过对现场井浆的优化，配制出了与水泥浆、钻井液相容性好的冲洗隔离液，完善该井的固井配套技术措施。并在南堡3-81 井现场应用，固井施工顺利，固井质量为优质。该固井技术为油田深井固井提供了技术支撑。      

却勒103井盐膏层尾管超高密度水泥浆固井技术研究

却勒103井是塔里木油田公司的一口重点评价井,四开中途完钻井深5 640m,盐层石膏发育,860m长裸眼尾管封固,采用Φ177.8mm+Φ182mm复合尾管固井工艺,为解决高压盐水层固井的实际困难,提出了抗盐高密度水泥浆固井施工工艺技术和抗盐高密度水泥浆的设计原则,依据紧密堆积理论原理,根据材料细度不同,合理级配浆体中的固相颗粒,向高密度水泥浆中加入一定比例的超细水泥、硅粉、微硅、超高密度加重剂GM等材料,应用高温、抗盐水泥浆体系,提高水泥浆稳定性,改善水泥浆性能,有利于水泥石的早期强度形成及耐高温抗衰减能力,使用高温抗盐加重隔离液和高强度套管等技术手段,较好地解决了高温、高压条件下的盐膏层固井技术难题。     

塔里木山前构造高密度油基钻井液固井技术

塔里木山前构造盐膏层及其以下层段大量使用高密度油基钻井液,给后续固井工作带来巨大挑战。为解决塔里木山前构造高密度油基钻井液固井技术难题,在分析相关固井难点的基础上,结合盐膏层固井和深井超深井固井技术,开展了冲洗型加重隔离液和水泥浆的优选、管串结构设计和固井工艺优化研究,提出了相关应对技术措施。通过引入粒径小、粒度分布集中的球形加重材料MicroMAX(主要成分为Mn3O4)和优选表面活性剂,得到了一套冲洗型加重隔离液;通过优选外加剂和引入超高密度加重剂GM,得到了一套综合性能良好的高密度水泥浆。KS2-5井的现场应用表明,该套技术能较好地满足山前地区油基钻井液固井需求。     

盐探2井固井水泥浆技术

盐探2井是为探明东营地区地下矿盐资源而投资部署的一口重点探采井.针对该井完钻钻井液密度高(1.87 g/cm<'3>)、平均环容小、水泥环薄、井底静止温度高(143 ℃)、固井封固段长、环空静压力高、钻遇盐水层等复杂情况,经过大量研究与室内实验,优选出了前置液,完善了水泥浆设计方案,开发出了高密度抗高温低失水缓凝增韧水泥浆体系.该水泥浆具有一定的抗压强度、良好的稳定性和较好的失水控制能力,稠化时间易调,其在盐探2#φ177.8mm尾管固井中进行了成功应用,现场注水泥225t,施工顺利,固井质量为优,实现了开发目的.     

深井小间隙尾管固井水泥浆体系研究与应用

针对塔河油田深井尾管固井由于环空间隙小，导致固井时漏失和顶替效率低、水泥环薄耐冲击能力弱且易破碎的问题，优选出了高强低密度度水泥浆和非渗透抗高温常规密度水泥浆，并优选出一种化学冲洗液和加重隔离液组成的复合前置液。塔河油田深井Ф177．8mm尾管固井采用高强低密度水泥浆和复合前置液、Ф127．0mm尾管固井采用非渗透抗高温常规密度水泥浆和复合前置液，固井合格率达到100％，重叠段封固质量优。这表明深井小间隙尾管固井采用高强低密度水泥浆、非渗透抗高温常规密度水泥浆和复合前置液能提高重叠段的固井质量。     

吉林油田昌37井固井工艺技术

针对吉林油田伊通地区昌37井三开使用油基钻井液钻井和基底存在花岗岩高压气层的特点,分析了该井的固井技术难点,研究了驱油加重前置液和高温微膨胀防窜水泥浆技术,介绍了关键完井工具的配置和使用情况。现场应用结果表明,YJC驱油冲洗液和DG180加重隔离液能够快速高效地清洗残留油基钻井液,提高顶替效率,改善水泥环胶结质量,且压稳了下部高压气层,保障了固井质量;抗高温微膨胀防窜水泥浆过渡时间短、稠化时间可调、高温稳定性好,水泥石致密、抗压强度高,具有良好的防窜和防腐蚀性;一级固井质量合格率为100％,优质率为97．29％;双级注水泥管串、前置液密度和7X凝水泥浆结构设计合理,固井施工作业正常,实现了压稳和防窜的目的,该井形成的配套固井工艺技术可在该地区同类井固井中推广应用。     

胜科1井Φ244.5mmΦ250.8mm复合尾管固井技术

胜科1井三开固井存在的盐膏层蠕变和软泥岩膨胀造成的井眼缩径、钻井液密度高(2.26 kg/L)、井径不规则、井底温度高(168 ℃)等问题及水泥封固段上下温差大(90 ℃)等技术难点,采取了优化钻井液性能、确定套管安全下入时间、选用高抗挤套管复合管柱和附件,采用抗高温抗盐抗污染高密度(2.30 kg/L)水泥浆和其他配套技术措施.在实际固井时,在下完套管发生井漏不返的情况下,采取先尾管注水泥后高压挤水泥的补救措施,固井质量合格,在四开钻穿孔1段下部及孔2段巨厚裂缝发育的泥岩地层、超长裸眼段、钻开多套压力共存地层和井下温度超高的情况下,没有出现Φ244.5 mmΦ250.8 mm复合尾管被挤扁现象,安全钻至井深7 026 m.     

KS204井盐膏层长封固段尾管固井技术

KS204井是塔里木盆地库车坳陷克拉苏冲断带上的1口评价井.四开中途完钻井深为6421m,盐层、石膏发育,且伴有高压盐间水层.1929.57m的长裸眼尾管封固,上下温差大,高密度水泥浆中活性材料含量少,浆体稳定性差,水泥石强度低,且发展不均匀,浆体体系及性能调节困难,浆体混配难度大.依据紧密堆积理论原理,依据材料细度不同,合理级配浆体中的固相颗粒,向高密度水泥浆中加入一定比例的超细水泥、微硅、硅粉、超高密度加重剂GM等材料,应用高温、抗盐水泥浆体系,提高水泥浆稳定性,改善水泥浆性能,有利于水泥石的早期强度形成及耐高温抗衰减能力;使用双配双注固井设备、批混罐二次混浆固井工艺,及高温抗盐加重隔离液和高强度、厚壁非标套管等技术措施,较好地解决了高温、高压条件下的盐膏层固井技术难题.     

LG37井φ177.8mm×φ193.7mm复合尾管悬挂固井技术

LG37井在四开钻进过程中钻遇漏失层、大段膏盐层、高压盐水层,井下条件十分复杂。现场决定四开钻至5900m中途完钻,下φ177.8mm×φ193.7mm复合尾管固井。采用一级三凝加砂、防窜、防漏、抗盐加重水泥浆体系,该体系具有良好的控制失水和防漏失、防窜性能;采用一次注水泥至设计返高,下入特殊厚壁高抗挤、抗硫的φ193.7mm套管至膏盐层段,在盐水层位下入管外封隔器等工艺,圆满完成了作业。该井复合尾管悬挂固井的成功经验可为同类复杂井固井施工提供借监。     

川渝地区首次在油基钻井液条件下Φ177.8mm尾管固井成功

<正>近日,川庆钻探工程有限公司顺利完成威202H1-1井Φ177.8 mm(7 in)尾管的固井作业,标志着川渝地区首次在油基钻井液条件下Φ177.8 mm(7 in)尾管固井成功。威202H1-1井是威远区块一口开发井,四开后地层漏失严重,多次采用钻井液和水泥浆堵漏均无效,不能满足下步龙马溪地层钻进的地层承压条件。为此,在该井下入Φ177.8 mm(7 in)尾管封固上部裸眼井段。由于在油基钻井液介质中下入Φ177.8 mm(7 in)尾管工艺在国内尚属首次,所以公司对水泥浆与油基钻井液的相容性、漏失点选择以及降低生     

英深1井钻井液技术

英深1井位于塔里木盆地西南坳陷齐姆根凸起英吉沙构造,是1口五开超深预探井直井,完钻井深为7258m。该井钻遇大段巨厚泥岩、膏泥岩、盐膏层,地层倾角大,裂缝发育,高压盐水层发育,钻井过程中遇到了很多困难。研究出了高密度抗盐膏钻井液配方及维护处理方案,并针对五开后钻井液密度高、压力高和温度高的问题,研制出了高密度磺化有机盐抗高温钻井液,同时,对四开固井中水泥浆发生闪凝,造成井漏、盐水溢流的问题,配出了密度为2.60和2.80g/cm3的压井液,成功地压住了盐水层。现场应用表明,高密度抗盐膏钻井液成功地克服了巨厚盐膏层、高压盐水层等难点;高密度磺化有机盐抗高温钻井液抑制性好,具有较低的粘度、切力和高温高压滤失量,在220℃,138MPa下仍有良好的流变性,满足了深井段钻井的需要;密度高达2.80g/cm3的压井液具有良好的流变性,成功地解决了高密度压井的技术难题。