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英买2-16井位于塔里木盆地塔北隆起英买力低凸起英买2号背斜构造,二开完钻井深为5821m,177.8mm技术套管下深5819m,二开采用分级固井,分级箍位置为2996.4m。针对该区块地层承压能力低、易漏失、水泥封固段长、常规固井方法无法满足固井要求的问题,采用双凝双密度水泥浆体系固井。一级固井采用以DRF-120L降失水剂为主剂的1.45g/cm3和1.88g/cm3双密度大温差水泥浆,封固段3300~5821m;二级固井采用以DRF-300S为主剂的1.45g/cm3低密度水泥浆,封固段0~2996.4m。声幅测井结果显示,固井质量合格,现场应用表明,采用低密度水泥浆配合常规密度水泥浆固井技术,提高了低压易漏井、长封固井段的固井质量。 相似文献
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一次上返固井能缩短建井周期,提高套管的气密性及耐压性,但由于封固段长、施工压力高,容易因漏失而导致水泥返高不够。针对神木区块气层段跨度大、刘家沟组承压能力低等特点,选用轻珠水泥、降失水水泥、泡沫水泥三凝水泥浆体系,密度分别为1.35g/cm3、1.75g/cm3、1.90g/cm3,能够压稳气层同时不压漏地层。气层段采用泡沫水泥浆封固,效果优于膨胀水泥浆。通过对水泥浆流变性和井径数据计算,确定紊流顶替临界排量为1.57m3/min,同时在水泥浆返至200m左右时应采用塞流顶替。通过现场应用,正确控制施工参数,能够实现全井段封固,保证固井质量。 相似文献
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DP4井位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡东北部,是大牛地气田的一口开发水平井。目的是评价盒1段气层的自然产能,评价水平井开发大牛地气田盒1气藏的技术、经济可行性。该井地处有利沉积相带、储层较为发育的D28井区,目的层盒1段为辫状河道沉积,砂岩厚度较大,砂厚约大于20m,砂体分布较稳定。在技术套管固井施工替浆过程中出现压力异常,发生水泥浆漏失。根据井眼环容、替浆量计算和施工压力分析,推断低密度水泥浆在环空上返时,由于顶替泵速过快,造成漏失。针对DP4井技术套管固井漏失原因进行分析,对以后大牛地气田水平井固井具有重要的指导意义。 相似文献
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《西部探矿工程》2016,(9)
针对长庆油田吴起、定边区块一次上返固井过程中易发生漏失造成水泥返高不够或低密度水泥封固段固井质量差的问题,研究开发防漏低成本胶凝材料建筑水泥、减轻材料和低密度水泥浆体系,形成适合吴定区块一次上返固井施工要求的低密度防漏失水泥浆体系。通过大量室内试验研究,用建筑水泥与人造微珠、轻珠配制低密度水泥浆;密度1.15g/cm3的水泥石抗压强度大于6.0MPa/7d(40℃);同时研究完成改进型低温早强剂GQD-2配方;研究完成A级水泥配制低密度水泥浆配方;完成建筑水泥、A级、G级水泥配制低密度水泥浆抗压强度对比实验。实验结果表明,建筑水泥配制低密度低成本水泥石抗压强度7d大于6MPa,满足现场施工要求;改进后的低温水泥早强剂GQD-2水泥石抗压强度提高;A级油井水泥石满足低密度水泥石抗压强度的要求。 相似文献
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川南区块深层页岩气井技术套管井深在2600~2900 m,通过前期11井次的技术套管固井施工,发现该区块技术套管固井主要难题为发育多套气层,浅层气活跃,同时茅口组易漏失,固井过程中压稳与防漏矛盾突出。本文系统分析了川南区块页岩气技术套管固井面临的主要难题,通过开展易漏地层堵漏后承压能力研究,水泥浆及浆柱结构设计,注替排量设计,压稳辅助技术研究,形成了一套适合川南区块页岩气技术套管多套气层固井压稳防漏的工艺技术,现场应用效果显著。 相似文献
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大港油田潜山油藏温度约90℃~125℃,同时还面临地层压力系数低、恶性漏失频发、固井封固段气层活跃、油气上窜速度大等问题。对水泥浆的高温稳定性、抗压强度、防窜性能等提出了更高的挑战。因此通过水泥浆体系优选,优选出1.20g/cm~3低密度水泥浆体系2套、1.40g/cm~3低密度水泥浆体系3套、1.60g/cm~3低密度水泥浆体系1套,1.90g/cm~3常规密度水泥浆体系3套,高温稳定性良好、失水量低、稠化时间可调、稠化过渡时间短、SPN防气窜系数低等性能,为大港油田深潜山固井提供了技术保障。 相似文献
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在地热井漏失地层进行“戴帽”固井注水泥难度大,往往因挤入的水泥浆偏离设计位置而导致固井失败。本文提出了漏失层“戴帽”固井的技术思路,即利用井内液柱压力与地层裂隙压力保持平衡以有效控制固井水泥浆柱移动位置,通过控制挤注排量以防止水泥浆被稀释。在具体实施中,可以采用开放固井和封闭固井两种方式。前者在注替浆过程中,井筒与外界大气、上下井筒之间始终相通。当上下套管级差较大时,水泥浆柱在平衡过程中下移距离较长,位置不易控制,且易稀释,但是所需工具简单,适合应用于上下套管级差较小的条件,尤其是在同级套管内。对于后者而言,需采用特殊密封工具封闭下部套管,在注替浆过程中,上下井筒始终是不通的。可以避免水泥浆柱下移距离长、位置不易控制、易稀释等缺点,适合各种套管级配条件下固井注水泥作业,在套管级差较大时更显其精确封固优势。 相似文献
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汤祖明 《探矿工程(岩土钻掘工程)》2019,(6)
旬邑—宜君区块位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡南与渭北隆起结合部,目前处于开发初期阶段。由于三叠系延长组地层沉积环境及后期构造运动的原因,形成地层不整合接触裂缝和地层应力裂缝,造成在钻井与固井过程中易发生漏失,导致水泥浆上返不足,上部井段未得到有效封固。本文通过对工区地层情况、钻进方式和设备、水泥浆浆柱结构以及施工工艺方面进行研究,探究漏失发生的主要因素。为达到提高油气层封固质量的目的,在工程上针对性地提出防漏措施,优化水泥浆配方,使浆体具有一定堵漏性能,依据"压稳防漏"平衡固井理念,更改浆柱结构和施工工艺。通过采用新技术措施后,工区内油气井环空水泥浆返高及胶结质量满足后期压裂改造要求。 相似文献
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西湖1井位于准噶尔盆地南缘山前冲断带四棵树凹陷西湖背斜。该井φ244.5mm套管中完井深5400m,泥浆密度2.08g/cm~3,井底温度114℃,井底压力110MPa,水泥预返3000m,水泥封厚2400m。完钻井深6268m,完井泥浆密度2.03g/cm~3,井底温度140℃,井底压力125MPa。φ244.5mm套管中完固井和φ139.7mm套管尾管固井都属于高温、高压、超深井固井作业。固井施工存在水泥封固段长、上下温差大、压力安全窗口窄、顶替效率低等难点。针对上述固井难题,研究应用了提高地层承压能力试验、合理设计环空浆柱结构、采用双凝、双密度胶乳水泥浆体系、使用双过渡混配罐计量以及使用高强度固井工具等多项技术,确保固井施工安全顺利,固井质量达到设计要求。通过对中完和完井固井作业的成功实施,形成了一套高温、高压、超深井固井综合配套工艺技术,为国内外同类型井固井作业提供一定的参考和借鉴。 相似文献
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龙凤山气田易漏失井固井工艺技术研究与应用 总被引:1,自引:0,他引:1
马艳超 《探矿工程(岩土钻掘工程)》2017,44(6):58-61
龙凤山气田属于典型的裂缝性储层,钻井过程中漏失问题突出。该气田地层压力系数低、气层活跃、井壁稳定性差,固井难度较大。针对本区块特点,强化固井工艺措施,做好钻完井过程的防漏、承压堵漏工作,优选完井方法,采用变排量顶替工艺技术,开展低密度水泥浆体系优选研究,合理设计浆柱结构,有效地解决了固井过程中的漏失和候凝期间气窜等问题,保证了固井质量,实现了油层的有效封固,现场应用效果良好。 相似文献
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2019年,油田公司为了保护油层,保护套管的要求,调整了油、气井产建方案,油气井实行全封固,同时对低密度段封固质量及性能提出了更高的要求。低密度水泥石24h抗压强度达到7.0MPa以上。因此,为了解决承压能力低区块难以实施一次上返固井工艺的技术难题,研制出了一种复合减轻剂以及形成了三种低密高强水泥浆体系,使用密度范围为1.25~1.30g/cm^3,适用温度范围广泛,具有水泥浆稳定性好、抗压强度高、渗透率低、防气窜能力强、失水量易控制等特点,提高低密度段固井质量,满足甲方产建方案要求。混灰流程方便,现场施工工艺简单,取得了很好的经济效益。 相似文献
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小井眼开窗侧钻技术很好地解决了油水井无法继续进行生产的问题,起到"死井复活"、提高采收率、降低成本的目的。文75X1井是部署在文安斜坡史各庄构造带文75断块上位置的一口小井眼开窗侧钻井,完钻井深3376m,井斜34.64°,裸眼段长达1164 m,下入95.3 mm小尾管固井,存在环空间隙小、封固段长、套管居中度难以保证以及套管安全下入井底难度大等一系列难题,通过采取有效通井措施、扶正器安放提高套管居中度、弹性低密度高强度水泥浆体系技术等固井工艺技术,经质量检测,固井合格率100%,优质率高达92%,为类似的长裸眼长封固段小间隙井小尾管固井质量的技术措施提供参考。 相似文献
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MTC固井技术在西部新区技术套管中的应用 总被引:1,自引:0,他引:1
针对西部新区钻井泥浆的特性,通过大量的室内实验,优选出了性能良好的高炉矿渣,调配出性能稳定,利于现场施工的低密度矿渣MTC固井液体系.其配方的综合性能优异,API失水能控制在150mL以内;流型指数n在0.6~0.9之间,稠度系数K在0.04~0.1Pa·sn之间;析水为0mL;稠化时间可调,且过渡时间短,一般在5~15min之间.采用该矿渣MTC低密度单级固井工艺技术取代双级固井工艺,成功进行了3口井技术套管固井的应用,较好地解决了西部新区长封固段、高温差、易漏失等固井技术难题,解决了双级固井存在的循环孔打开泵压高、关闭不严的固井问题;其中永7井固井创造了MTC一次性封固段长达3840m,温差达80℃的两项国内纪录. 相似文献
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元坝10-侧1井是中石化部署的一口勘探开发一体化井,该井原设计井深7150.0m,实际钻至长兴组循环测后效时油气显示较好,气测最高全烃68.40%,油气上窜速度29.36m/h。根据此井的油气显示情况决定采用回填导眼段,采取侧钻定向井开发长兴组优质储层,侧钻后井深增加至7273.0m,裸眼段增长至2045.0m,造斜段长达883.0m,全井最大井斜达到79.14°,井底位移668.46m。本井属于易漏失、超长封固段、小间隙尾管固井范畴,通过对悬挂器及附件的选型、强化下套管和钻杆技术措施、使用高效前置液、优选水泥浆体系等一系列措施解决了该井套管顺利下到位和固井技术难点。 相似文献