大庆油田南二区防漏堵漏水泥浆技术

在固井过程中发生井漏将导致水泥浆返高不够、漏封目的层,导致固井作业失败.因此,为提高水泥浆防漏堵漏性能,研究了防漏堵漏水泥浆,并分析了其作用机理.利用API失水仪及DL型堵漏材料实验装置,进行了防漏堵漏水泥浆封堵渗透型漏失和裂缝型漏失的评价实验.实验结果表明,由多种材料复合而成的防漏堵漏水泥浆能够成功封堵渗透型漏失和裂缝型漏失.此外,防漏堵漏水泥浆进行了4口井现场试验,固井时无漏失情况发生,固井优质率为75％,合格率为100％.     

阿31—102井防漏堵漏低密度水泥浆固井技术

二连油田阿南老区阿31—102井由于周围生产井开发政策不同，各套目的层压力系数差别较大，高低压储层共存，压力系数为0．8-1．4。钻井过程中在1459—1670m井段累计发生7次漏失，共漏失钻井液150m^3，井漏时钻井液密度1．31g／cm^3。井漏同时也存在较严重的油水浸现象。为解决此问题，在井温低、水泥用量小的情况下，采用低密度防漏堵漏水泥浆体系固井。该水泥浆体系在降低水泥浆密度的同时，在水泥中加入弹性防漏堵漏材料，以达到防止漏失及油水浸的双重目的。现场应用施工顺利，未发生漏失情况，36h后测井，固井质量优质，满足二连油田老区复杂储层的低温防漏固井要求。     

阿31-102井防漏堵漏低密度水泥浆固井技术

二连油田阿南老区阿31-102井由于周围生产井开发政策不同,各套目的层压力系数差别较大,高低压储层共存,压力系数为0.8～1.4.钻井过程中在1459～1670 m井段累计发生7次漏失,共漏失钻井液150 m3,井漏时钻井液密度1.31g/cm3.井漏同时也存在较严重的油水浸现象.为解决此问题,在井温低、水泥用量小的情况下,采用低密度防漏堵漏水泥浆体系固井.该水泥浆体系在降低水泥浆密度的同时,在水泥中加入弹性防漏堵漏材料,以达到防止漏失及油水浸的双重目的.现场应用施工顺利,未发生漏失情况,36 h后测井,固井质量优质,满足二连油田老区复杂储层的低温防漏固井要求.     

巴48-31井防漏堵漏水泥浆固井技术

巴48-31井是二连油田低压区块上的一口开发井,目的层段压力系数在0.3～0.4之间,钻井过程中在油层段的1225～1227 m及井深1305 m处发生2次漏失,发生井漏时钻井液密度仅为1.13 g/cm3;同时存在着油水外侵.在井温低、水泥用量小的情况下,决定采用防漏堵漏低密度水泥浆体系固井.该水泥浆体系在降低水泥浆密度的同时,通过在水泥浆中加入弹性防漏堵漏材料,以达到防止漏失的目的.现场应用表明,该防漏堵漏低密度水泥浆能够满足二连油田产层压力系数在0.3～0.4之间的低温易漏井固井的要求;施工顺利,未发现漏失情况;24 h后声幅测井,固井质量为优质.     

中原油田濮城区块综合堵漏技术

针对中原油田濮城油区普遍存在着渗透性漏失、裂缝性漏失、断层漏失、开采注水造成压力异常引起的漏失以及钻进过程中因操作不当而造成的人为井漏等各种形式的井漏问题，提出了如下堵漏工艺技术：对于漏速小于3m^3／h的轻微渗漏，采用随钻堵漏法；对于漏速在3～5m^3／h之间的漏失，采用高浓度的随钻堵漏剂与静止堵漏剂相结合办法；对于漏速大于5m^3／h或只进不出的严重漏失，采用复合堵漏技术；对于地层压力系数比较低、地层疏松胶结性差地层可在安全下完套管、循环钻井液准备固井时在钻井液中加入3％～5%随钻参加循环2～3周的方法堵漏。现场对濮5-159井的应用表明，综合堵漏技术在该井获得了成功。     

川南页岩气钻井井漏特征及堵漏技术研究与应用

川南页岩气井区地质地貌复杂,缝洞发育明显,各层段恶性漏失频发,堵漏工作难度大,复杂处理周期长,钻井提速受到严重制约。针对上述工程地质难题,开展了川南地区页岩气钻井井漏特征分析和井漏防治技术现状评价,系统阐述了桥塞堵漏、水泥堵漏、多相混输堵漏、遇水快速凝固堵漏、油基钻井液堵漏等技术工艺的封堵效果。川南页岩气井区以裂缝性漏失为主,纵向上呈明显的“三段式”特征。表层地层井漏治理难度大,尚未得到很好解决;中部地层采用随钻、桥堵、水泥堵漏和清水强钻工艺,井漏防治效果较好;下部地层存在承压堵漏无效、龙马溪组溢漏同存的难题。研究形成了复合桥塞堵漏、桥塞+高滤失堵漏、桥塞+水泥浆堵漏、凝胶+水泥浆堵漏等综合堵漏工艺技术,通过集成应用,整体堵漏成功率提高至56%,治漏成效显著。针对当前仍存在的表层漏失处理工艺受限、井漏治理时间长、缺乏精确的漏层诊断技术等问题,建议开展漏失层诊断等技术攻关,研发漏失通道适应能力强的堵漏新材料、新工具及配套工艺。     

仙西2井漏失性质分析及堵漏方式探讨

青海油田仙西2井,三开井漏严重,堵漏困难,累计发生18次井漏复杂及2次与堵漏作业有关的卡钻事故,漏失钻井液5182.45 m3,严重制约钻井速度。由于继续施工风险大,经综合评估后决定封井缓打。通过对本井地层漏失性质、应用的桥接堵漏、固结堵漏、平衡穿漏、封固水层等堵漏施工情况分析,总结堵漏经验教训和施工经验,为以后该区块及类似地区安全、快速钻井施工提供可行的技术思路。     

桥接-水泥复和堵漏技术在苏51井的应用

苏51井是华北油田的一口重点预探井,井漏非常严重,该井完钻井深为4470 m,钻井周期为188.6 d,其中处理井漏的时间为42 d。2935～4287 m井段地层岩性主要为大套砂岩、泥岩、灰岩和煤层,多次发生井漏,累计漏失钻井液902m3。二叠系地层出现垮塌现象。选用了桥接堵漏、桥接-水泥浆复合堵漏工艺,成功堵住了漏层。     

裂缝性恶性井漏地层堵漏技术研究进展与展望

通过系统论述裂缝性地层钻井液漏失和堵漏机理,对不同类型堵漏材料及其在裂缝性恶性漏失地层中的适用性及作用机理进行了分类归纳,同时基于所用堵漏材料分析了不同类型堵漏工艺的优缺点及应用效果,明确了目前国内外恶性漏失地层堵漏技术存在的关键问题,进而提出未来恶性井漏堵漏技术发展方向.未来应综合地质、工程、材料等学科,实现恶性井漏...     

伊拉克米桑油田AGCS27井裂缝性严重漏失堵漏新方法

伊拉克米桑油田位于伊拉克东南部的米桑省,地质情况复杂,存在严重的盐膏层蠕变缩径、垮塌、高压盐水层、井漏等复杂情况,特别是目的层裂缝性漏失十分严重,采用常规堵漏技术收效甚微,在目的层中堵漏既要保证堵漏效果,还要保证完井后的采油作业能建立有效的通道。AGCS27井四开钻进至井深2 932 m发生漏失,先后应用各种堵漏剂进行了20多次的堵漏作业,效果均不理想,最后采用套管传输堵漏工艺,将大颗粒、长纤维堵漏材料,装入套管筒直接送至漏层,对漏层进行封堵,取得了良好的效果,为该井的顺利完钻提供了井眼保证,是一种创新的堵漏工艺,对深井裂缝性漏失的堵漏作业,具有经济性和实用性。     

低密度膨胀型堵漏浆在湘页1井的应用

湘页1井在二开钻井过程中发生了裂缝性和溶洞型漏失,为提高漏失层承压能力,保证固井质量,采用低密度膨胀型堵漏浆技术对漏失层段进行了承压堵漏施工。由于该井具有漏失井段长、漏点多的特点,针对不同漏失类型,采用不同性能的低密度膨胀型堵漏浆分段进行了3次承压堵漏施工,将地层承压能力提高到1 MPa以上,后续钻进和下套管、固井作业时未发生漏失。湘页1井的应用表明,低密度膨胀型堵漏浆具有良好的流动性能及很强的封堵承压能力,在大型堵漏施工过程中,易于配制、调整,不需要特殊设备,施工工艺先进成熟,安全系数高,承压堵漏效果显著,为湘中坳陷石炭系地层承压堵漏提供了新的技术支撑。      

建35-3井空井固井技术

建35-3井是建南南高点低压易漏地质构造上的一口开发井,该井在φ311.2 mm井眼采用空气钻井技术钻至井深2 690 m,然后下入φ244.5 mm技术套管.为了解决空气钻井达到设计井深后,替入钻井液再下套管、注水泥固井面临井壁水化失稳和井漏等问题,决定在该井直接进行空井固井作业.通过分析固井技术难点,并采取非插入武正注反灌注水泥固井作业,选用双凝双密度水泥浆体系,用增韧防漏水泥浆作尾浆,该井实现了低压易漏地层全井封固,而且施工顺利,固井质量合格,值得借鉴和推广.     

四川盆地窄密度窗口超深井控压固井工艺

四川盆地地质构造复杂,以川西地区为例,井深7000 m以上,安全密度窗口仅0.05~0.08 g/cm3,固井漏失风险高,通常被迫反挤水泥浆补救,固井质量段长合格率仅39.6%。基于此,开展控压固井工艺研究,以川西地区为例,分析了井筒工作液密度、钻井液流变性、顶替排量、环空控压值对固井防漏和顶替效率的影响。研究表明,控压固井前钻井液等井筒工作液密度下调范围宜在0.05~0.08 g/cm3;钻井液动切力宜低于6 Pa;固井顶替排量应不低于22 L/s,即环空返速为0.9m/s,同时顶替后期应根据薄弱层位压力当量密度,采取变排量顶替技术;采用控压下套管工艺和分段憋压候凝技术解决常规下套管工艺和候凝工艺的不足。控压固井技术在四川盆地窄密度窗口超深井应用26井次,创造了多项应用指标记录,最大井深7793 m,最小密度窗口0.05 g/cm3,一次上返率为100%,固井合格率为100%,复杂易漏失井固井质量段长优质率由21.45%提高到44.58%,较好地解决了固井漏失低返问题。     

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。     

四川盆地窄密度窗口超深井控压固井工艺

四川盆地地质构造复杂,以川西地区为例,井深7000 m以上,安全密度窗口仅0.05～0.08 g/cm³,固井漏失风险高,通常被迫反挤水泥浆补救,固井质量段长合格率仅39.6%。基于此,开展控压固井工艺研究,以川西地区为例,分析了井筒工作液密度、钻井液流变性、顶替排量、环空控压值对固井防漏和顶替效率的影响。研究表明,控压固井前钻井液等井筒工作液密度下调范围宜在0.05～0.08 g/cm³;钻井液动切力宜低于6 Pa;固井顶替排量应不低于22 L/s,即环空返速为0.9m/s,同时顶替后期应根据薄弱层位压力当量密度,采取变排量顶替技术;采用控压下套管工艺和分段憋压候凝技术解决常规下套管工艺和候凝工艺的不足。控压固井技术在四川盆地窄密度窗口超深井应用26井次,创造了多项应用指标记录,最大井深7793 m,最小密度窗口0.05 g/cm³,一次上返率为100%,固井合格率为100%,复杂易漏失井固井质量段长优质率由21.45%提高到44.58%,较好地解决了固井漏失低返问题。     

深井固井的若干问题

讨论了深井固井的几个问题，包括长封固段顶部水泥抗压强度的最新ISO标准方法、注水泥温度、窄环空固井带来的问题、深井钻井液、固井液的流变性及流变性试验方法、水泥环的收缩及工程设计问题、深井钻井液与完井液对水泥环及套管的腐蚀研究、深井堵漏问题、特高温固井的低密度水泥浆体系。     

BX水泥浆体系在LN油田的应用

为了实现钻井"提速、降本、增效",塔里木油田优化了LN油田的开发/评价井的井身结构,减少套管层数,形成了较多的长裸眼固井。而长封固段固井中的高温高压、大温差、长裸眼段、多套压力层系并存等复杂情况极大地增加了固井难度,对水泥浆的各项性能要求更为严格。从LN油田低压易漏长裸眼段固井的难点出发,结合该区域目前广泛采用的工艺技术现状,水泥浆的应用情况,进行了BX水泥浆体系应用适应性评价。结果表明,BX水泥浆体系具有高初始稠度、强触变性、防窜性能好等特点,更能够适用于LN油田的地质特征,在水泥浆候凝期间起到一定的防漏堵漏作用。双密双凝水泥浆设计,能有效降低液柱压力,降低施工过程中压漏地层的风险,提高整体固井质量,能够满足低压裸眼长封固段固井需求。      

阿塞拜疆Bz-1R井超高压固井技术

Bz-1R井是阿塞拜疆Karabagil油田的一口重点探井，其地层压力系数异常，钻井过程中钻井液密度最高达2．28kg／L，且钻井液安全密度窗口窄，易发生溢流或钻井液漏失，固井施工时压稳与防漏的矛盾突出，水泥浆密度的确定、水泥浆浆柱结构设计、平衡注水泥困难。该井井下地层流体活跃，容易在水泥浆候凝过程中侵入环空，影响第二界面的胶结质量而引发环空窜流，压稳防窜候凝困难，加上环空间隙小、水泥浆密度高等的影响，导致该地区固井施工难度极大。为此，研制应用了密度2．3～2．6kg／L性能稳定的超高密度水泥浆体系，采用旁通式自动灌浆浮箍解决了大尺寸套管在高压易漏井的下入问题，配合使用剪销式注水泥前隔离塞及水泥塞定位器，并采取了一系列有针对性的固井技术措施，保证了固井施工的顺利进行，使该井成为该油田第一口固井成功的超高压复杂井。     

鄯科1井二级三段固井工艺

鄯科1井是1口科学探索井,实际二次中完井深4646m。该井三开钻井过程中,井下出现了坍塌、掉块、井漏、油气活跃等复杂情况,尤其是套管下完后的环空失返,给固井施工带来了很大的困难。通过制定解漏方案,采用了二级三段固井工艺技术,并优选了3种水泥浆配方,优化了水泥浆性能,使井建立了循环。施工中,下部井段第1级固井正注水泥,上部井段第2级固井先正注、后反注水泥。测试表明,固井质量达到了设计要求,为四开安全钻进奠定了基础。