中原油田?101.6mm尾管延迟固井技术

中原油田是一个复杂的断块油气田,油藏埋藏深,压力高,盐层厚,套管损坏非常严重,套损井占生产井总数的23.2%。为使损坏井重新发挥作用,实施了下?101.6mm尾管的固井完井方法。由于小套管国内尚无固井质量评价方法,为了正确评价固井质量,在中原油田全尺寸实验井中采用了完全模拟现场注水泥方法。通过地面模拟试验研究和现场施工对比验证,找出了小间隙双层套管固井质量的评价方法和控制质量的措施,认为检验套管和尾管回插、优选水泥浆配方、加焊扶正块等措施是提高固井一次成功率和固井合格率的根本保障。经过现场4口     

漏失井尾管固井

在尾管固井中常发生井漏,固井一次成功关键在于正确应用正反注水泥技术。本文对注水泥方式的选择、水泥量确定、水泥浆要求、注水泥作业过程以及施工中的注意事项进行了介绍。     

胜利油田埕北古斜18井尾管固井技术研究与应用

埕北古斜18井是胜利油田埕北区块重点预探井,三开尾管固井质量对下步油气开发至关主要,因此,重点分析了固井的各种难点[1],以及制定了相对应的技术措施,采用压力平衡式尾管悬挂器[2]解决了尾管送入过程中中途开泵循环的难点,优化了浮箍组合和水泥浆性能及时固井施工流程,保障了该井三开尾管施工的顺利完成,固井质量优。     

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。     

伊拉克米桑AGCS-41井φ168.275mm小间隙尾管固井技术

米桑油田Abu区块地层压力异常,钻井过程中常发生漏失,井径不规则;环空间隙小,尤其悬挂器座挂后最小间隙2.13 mm,环空流动阻力大;地层压力紊乱,水泥浆候凝期间难以压稳地层流体,影响固井质量;针对区块固井难点,为有效解决尾管固井前复杂井下情况难题,该井从优化环空流体结构、优化水泥浆体系、设计高性能隔离液体系、相容性实验、顶替流态、钻井液性能调整、相应技术措施等多方面入手,该井SBT显示95%以上井段为优质。经现场应用表明,该井采用的综合配套技术措施,有效解决了该区块固井质量差难题,对该油田固井质量提升具有重要意义和对于类似井况固井具有重要的借鉴意义。     

塔里木油田尾管固井技术

塔里木尾管固井特点近年来，塔里木油田勘探开发力度加大，为寻找更多的油气储量，深井及超深井增多，使本身复杂的尾管固井难度增大，该地区尾管固井有以下特点．１．井深、封固段长、尾管类型多塔参一井１９３．６７尾管鞋下深达６９６３．２４ｍ，塔中４９井１７７．８...     

准噶尔盆地南缘超深井天X井尾管精细控压固井技术

天X井是准噶尔盆地南缘冲断带霍玛吐背斜带安集海背斜的一口集团公司风险探井。该井六开Ф139.7 mm尾管固井地层高低压并存、裸眼段长、环空间隙小,同时目的层砂岩段孔隙发育地层油气活跃,钻进期间多次发生漏失,地层压力窗口仅有0.02 g/cm³,井筒压力无法动态平衡,容易出现下套管及固井期间溢流、井漏等复杂情况,固井质量无法保障。为了解决该井固井施工难题,尝试实践了精细控压固井技术,通过与精细控压装备配合,进行下套管、固井各阶段井口压力控制,保证漏点、溢点在安全密度窗口范围内,实现井筒内压力平衡的目的。该井固井采取精细控压一次上返的尾管固井工艺,制定针对性的固井技术措施,最终顺利完成了天X井固井施工,经IBC测井解释,封固段合格率为100%,降密度后喇叭口正常不窜气。该技术为南缘区块窄密度窗口井固井施工提供了宝贵的经验及借鉴意义。     

冀东油田潜山小间隙水平井尾管固井技术

近年来,为了滚动开发南堡区块2号构造潜山油藏,冀东油田在南堡区块先后部署了多口重点开发水平井该地区地质条件复杂,主要表现为油、气、水层活跃,上部地层疏松、薄弱,小井眼、地温梯度高,这些因素部给固井施工带来了很大的困难与风险,使固井质量难以保证针对固井难点,探讨了优化的固井工艺和水泥浆方案,认为井眼准备和套管的居中度是提高水平井固井质量的关键技术措施。     

西20-1X井尾管固井工艺技术

西20-1X井是西20断块上的1口三开定向开发井,目的层为寒武系府君山组。该井潜山盖层复杂,技术套管未能坐入潜山,三开后发生严重漏失,无法建立循环,用常规固井工艺技术无法固井,采用尾管悬挂器、管外封隔器及配套工具等新工艺技术达到了优质固井的目的。     

胶乳水泥浆体系在剑门1井尾管悬挂固井中的应用

剑门1 井是四川石油管理局承钻的一口重点预探井,该井井底压力高达120 MPa,多次发生气侵、井漏。鉴于此种情况,现场决定四开钻至5004 m 中途完钻,下?177.8 mm 尾管固井。为解决深层高压井尾管固井问题,选用了胶乳水泥浆体系,对该体系的失水控制和防漏失性能、防窜性能、水泥石性能,水泥浆流变性,水泥浆的稳定性、水泥浆稠化时间进行了室内试验。工艺方面采用正注反挤、间歇式低压挤水泥的固井工艺,以减少一次注替静液柱压力过大造成的漏失,易于建立挤水泥压力。经优选水泥浆体系和采用适合该井井况的固井工艺,成功地封隔了 4584~4930 m 4 个严重漏失层,取得了较好的作业效果。剑门1 井?177.8 mm 尾管悬挂固井的成功经验可供此类复杂井固井参考。     

长庆胡尖山油田固井工艺技术

胡尖山区块A8井区是长庆油田原油增产的主要区块.该区块主力油层长6层属欠压实易漏地层,地层复杂,而且裸眼段长,油层多、油层段长,水层活跃、油水同层,井眼质量差、井径扩大率大,因此开发井、预探井在钻井、固井中多次发生严重漏失,影响了钻井速度及固井质量.通过综合分析固井中存在的问题及难点,对固井工具、水泥浆体系、现场施工进行一系列研究及改进,通过3口井施工,固井质量达到了要求,基本解决了长6层固井中存在的难点,形成了一套切实可行的解决易漏长裸眼、低压多油层固井工艺技术.现场应用表明:根据平衡压力固井原则,优选前置液、水泥浆体系,优化现场施工参数,精细现场施工措施,确保了注水泥、候凝过程不发生漏失;采用三凝水泥浆体系封固长裸眼、多油层、易漏失、水层活跃地层,行之有效,固井质量好;粘滞性前置液(CND)性能优越,完全满足塞流顶替的要求,提高了长裸眼顶替效率;通过加入复合早强稳定剂GQD,优化改进了漂珠低密度、超低密度水泥浆性能;触变性、快凝水泥浆性能优越,完全满足了并达到固井要求,确保了固井质量.     

长封固段低密度水泥浆固井技术

晋古13井是一口井深为4988.56 m的奥陶系潜山预探井,三开完钻后,要求在2780～4987.5 m井段下入φ 177.8 mm尾管进行固井,重点封固好3886～4366 m的油层井段.由于本井存在盐膏层、煤层及溶孔和裂缝型地层,钻井过程中曾发生垮塌和漏失,且裸眼段地层井径大而不规则,套管重叠段环空间隙小,水泥封固段顶底温差大等客观因素,需一次封固水泥2200多米,存在许多困难和风险.通过研制低密度水泥浆体系,优选G309、G301、GH-9和ZW-1控制水泥浆性能,采用适当的固井技术措施,保证了施工的顺利,固井质量达到了优质,为长封固段、高温井、复杂井的尾管固井施工积累了成功的经验.     

一种改进的尾管固井方法

针对传统的尾管固井工艺存在的问题,在悬挂器卡瓦初始楔紧力分析的基础上,通过悬挂器性能改进,提出了尾管固井工艺新方法.推广应用表明:尾管固井工艺新方法操作方便、可靠.2007年1月以来,累计推广应用100多口井,施工成功率达到100%,尾管固井工艺新方法促进了国内钻完井技术水平的提高.     

井楼稠油浅井固井技术

井楼稠油特殊区块地质情况复杂,完钻井深一般在400 m左右,在上部的90～120 m井段蕴藏着丰厚的天然气资源,设计封固层位压力相对较高,钻进中经常发生溢流、井涌,受上部地层破裂压力低的影响,该区块压井、固井过程中又经常发生井漏.针对该区块的地质情况,通过优选新型低温降失水剂以及对稠油浅井防涌、防漏措施的研究,确保了该区块固井质量一次合格率达到97%.     

水平井和侧钻水平井筛管顶部注水泥完井技术

提出了水平井和侧钻水平井筛管顶部注水泥技术,改变了常规的水平井筛管完井工艺中筛管顶部套管(尾管)不注水泥、外部环空彼此窜通的状况,为射孔开发筛管顶部过渡段油层、可靠密封过渡段水层提供了条件;研究了筛管-管外封隔器-盲板-分级箍和管外封隔器-盲板-分级箍悬挂器两套工艺,分别实现了水平井和侧钻水平井的筛管顶部注水泥固井,对20口井进行了现场试验,取得了较好的效果.     

赵68井钻井液技术

赵68井是为了解冀中的坳陷晋县凹陷中南部赵县潜山的含油气情况设计的一口重点预探井,完钻井深4771．4m,该井在井深2120m和4084m有两个断层,并有235m厚的膏质泥冻岩层段,易发生井漏,井壁坍塌等复杂情况,针对这种情况,上部井段采用聚合物粘井注液,控制滤失量小于3mL,pH值大于10,顺利钻穿膏泥岩层,现场应用表明,聚磺钻井液体系具有较好的抑制和较强的防塌,防漏,防卡能力,满足了赵68井各自段钻井施工的要求。     

DUKHAN油田水平井钻井液技术

DUKHAN油田是江苏油田钻井处在卡塔尔承钻的区块，该区块井多为水平井，井深为3000～3200m，水平段长1000～1500m。针对该区块地层易漏、垮塌和造浆性强等特点，在不同的井段采用了不同的钻井液体系。即一开井段用清水／高粘度胶液；二开井段用高密度聚合物膨润土钻井液；三开用低固相聚合物钻井液；四开井段采用无损害无固相聚合物钻井液。现场应用结果表明，该套钻井液体系具有较强的抑制性，能保持较高的动塑比，提高钻井液的携砂和润滑能力，解决了上部地层井漏、垮塌和地层造浆，以及增斜段、水平段的携砂、润滑性问题，保证了DUKHAN油田钻井施工的顺利进行。     

川深1井超深小间隙尾管防窜固井胶乳水泥浆技术

川深1井是一口超深预探井,五开完钻井深8 420 m,尾管固井面临超高温、超高压、环空间隙小、气窜风险大等苛刻条件。同时,后期开采对水泥环的长期完整性和封隔性要求高。通过研究硅粉加量和粒径与水泥石强度衰退的关系,功能材料对水泥石力学性能的影响,设计出了一套胶乳弹韧性防窜水泥浆体系。该水泥浆体系性能稳定,API失水48 mL,SPN防窜系数0.89,弹性模量4.8 GPa,渗透率0.40×10~(-3)μm~2,高温沉降稳定性0.01 g/cm~3,24 h抗压强度16.3 MPa。结合其他工艺措施,该水泥浆体系成功应用于川深1井超深小间隙尾管固井,固井质量优良。     

吐哈油田葡北3-12井超长封固段固井技术

葡北3-12注气井位于吐哈盆地葡北构造带中断葡北1号构造．井深为3610m。针对该区块地层承压能力低，易漏失，油气水窜严重，常规固井方法无法满足固井要求的问题，该井采用三段三凝制、常规水泥浆和泡沫水泥浆体系固井，并采用重钻井液顶替技术．降低施工压力。该技术能保证固井候凝过程中井底压力平衡，施工安全。现场应用表明，采用常规水泥浆和泡沫水泥浆固井技术．提高了低压易漏井、长封固井段的固井质量，解决了水泥返高不足的问题；并通过一次常规固井工艺实现了全井封固，简化了施工工艺，节约了成本，经济效益和社会效益十分显著。该井封固优质段累计达2600m，优质率达85％，固井结果良好。