DYX-CF型封隔尾管悬挂器在缅甸PSC-101井应用成功

德州石油钻井研究所大陆架油气高科技有限公司生产的φ177．8 mm×φ114．3 mmDYX-CF型封隔尾管悬挂器,具有在注水泥前坐挂尾管、注水泥后立即封隔尾管与套管环空的两种功能,坐挂性能好、倒扣简单、密封性好,适合于深井复杂井固井作业。PSC-101井是位于缅甸Pyay油田IOR-4区块的一口评价井,四开井段(完钻井深2828．00 m)具有小间隙裸眼、地层承压能力低、易漏、气层活跃等特点。该井固井作业应用了φ177．8 mm×φ114．3 mmDYX-CF型     

北黄海太阳盆地复杂深井小间隙尾管固井技术

北黄海太阳盆地小间隙尾管固井时，砾石层漏失严重，煤层掉块造成环空憋堵，导致顶替效率低，固井质量差。为此，从固井工具和水泥浆着手，优化井眼准备措施，应用封隔式内嵌卡瓦尾管悬挂器增大环空过流面积，采用基体抗侵纤维防漏水泥浆降低漏失风险，研究形成了一套适合北黄海太阳盆地复杂深井的防憋堵、防漏失小间隙尾管固井技术。该固井技术在4 口井进行了现场应用，均取得了良好的应用效果，固井施工未发生憋堵和漏失，固井质量合格。研究结果表明，该技术可以有效解决北黄海太阳盆地尾管固井质量差的问题，有利于该区域油气资源的进一步勘探开发，具有一定的推广应用价值。      

埕海油田大斜度井超短尾管固井技术

埕海油田大斜度井技术套管下不到底而漏封水层,采用尾管补救固井时存在超短尾管串在大斜度井段悬重轻、丢手和判断丢手是否成功困难、水层活跃易窜流、尾管串居中度差及顶替效率低等问题,为此进行了大斜度井超短尾管固井技术研究.在封隔式尾管悬挂器下部增加牵制短节,增大尾管串悬重;使用膨胀防窜水泥浆体系,以防止地层水窜流;应用PVI软...     

封隔尾管悬挂器的研究与应用

为解决一些油田尾管固井时重叠段封固井质量无法保证的问题,研究应用了封隔尾管悬挂器,它是一种顶部带有封隔器的新型尾管悬挂器,与常规尾管悬挂器相比,具有坐挂、坐封两种功能,并在固井重叠段环空形成高效永久密封,防止油气水窜。该技术操作简单,性能可靠,有效解决了吐哈区块悬挂筛管顶部固井的难题。     

机械封隔式尾管悬挂器在塔河油田TH12406井的应用

塔河油田艾丁、十二区块多存在二叠系地层,该地层承压能力低、易垮塌,在钻进、下套管、注水泥及候凝过程中易发生井漏。尽管针对含二叠系地层的井固井采用纤维堵漏水泥浆体系,但仍存在不同程度的漏失,致使多井环空水泥浆返高不足,造成尾管顶部环空不能有效封隔,这在一定程度上影响到油井生产寿命和塔河油田整体开发部署。机械封隔式尾管悬挂器由液压坐挂和机械涨封两套独立的系统组成,具有坐挂、封隔两种功能,可在环空形成有效密封,可有效防止因井下漏失引起尾管重叠段无水泥,确保完井作业顺利进行。该文介绍了机械封隔式尾管悬挂器在塔河油田超深井TH12406井中的首次应用情况。     

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。      

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。     

莺歌海盆地高温低压定向井旋转尾管固井技术

南海莺歌海盆地某气田A15井是一口典型的高温低压定向深井,井底温度高、地层压力低、尾管固井环空间隙小,若采用常规尾管固井技术固井顶替效率低,易发生气窜和漏失,高温低压气层井段的封固质量难以保证。为提高该井尾管固井的质量,该井采用了旋转尾管固井技术和高温胶乳防气窜水泥浆体系,与优选出的油基钻井液冲洗液和隔离液配合,通过预测旋转扭矩和尾管的居中度,完成了该井高温低压储层段Φ177.8 mm尾管固井作业。高清扇区水泥胶结测井结果证实,该井尾管固井井段气水隔层和射孔井段封固质量达到良好,高压水层封固质量合格,与采用常规固井技术的邻井A9井相比,尾管固井质量大幅提高。A15井旋转尾管固井的成功,为南海莺歌海盆地高温低压定向井尾管固井质量的提高提供了一条新途径。      

元坝气田大尺寸非标准尾管固井技术

为解决元坝气田开发井三开技术尾管安全下入和提高封固质量的技术难点,在分析总结元坝气田陆相地层固井技术难点的基础上,根据套管悬重与悬挂器坐挂后的过流面积选择合理的非标准尾管悬挂器,确定了尾管悬挂器的性能参数;根据固井防气窜与提高固井质量的要求,选择了合适的水泥浆与前置液体系;为保证套管安全下入和提高水泥环胶结质量,制定了针对性的通井、承压及循环洗井等井眼准备措施;为提高水泥浆顶替效率,设计了合理的入井管串结构与固井工艺措施,形成了可以提高陆相复杂地层固井质量的综合固井技术。该技术在元坝气田现场应用后,固井质量合格率达100%,优质率达54.5%。研究结果表明,大尺寸非标准尾管固井技术可以解决元坝气田陆相地层的固井技术难点。      

东海残雪油田水平井尾管固井工艺技术研究

CX-A10H是东海残雪油田为开发底水发育气藏、试验尾管固井、结合定向射孔完井工艺的首口开发调整井,良好的固井质量是实现水平井长期高效开发的基础保障。在分析水平井固井对水泥浆综合性能、工具附件技术要求以及顶替效率低、压稳防窜难度大等技术难点基础上,通过开发双凝非渗透防窜水泥浆、优化提高顶替效率和细化分时段压稳防窜等关键技术,完善旋转尾管悬挂器、钻井液性能调整、不留上塞以及重叠段无水泥和回压凡尔失灵补救预案等配套技术,形成了一套适用于东海残雪油田水平井尾管固井的工艺技术。经CX-A10H井现场应用试验,固井质量良好,为后续同类固井工程作业提供技术储备。