莺歌海盆地东方13-1气田高温高压尾管固井技术

为解决莺歌海盆地东方13-1气田小井眼尾管固井时存在的气窜和CO2腐蚀问题,研发了高密度高效清洗液和新型抗高温高密度水泥浆,并采用旋转尾管固井工艺,形成了高温高压气井尾管固井技术。抗高温高密度水泥浆配方中引入了胶乳颗粒、非渗透剂、超细填充颗粒及膨胀剂,有效改善了水泥浆的非渗透性和抗CO2腐蚀性,并采用颗粒级配技术提高了其稳定性。室内试验表明,密度2.20 g/cm3的水泥浆可抗160℃高温,24 h抗压强度为15.1 MPa,防气窜系数为0.59。该固井技术在南海东方13-1气田6口开发井固井中进行了现场应用,水泥胶结测井结果表明,高压气层及重叠段固井质量优良率100%,生产期间气井井口无异常带压情况,应用效果良好。研究与应用表明,高温高压气井尾管固井技术能够满足莺歌海盆地东方13-1气田高温高压开发井尾管固井的需求。      

抗腐防窜水泥浆在乌国气井固井中的研究与应用

乌兹别克斯坦布哈拉-卡尔西地区油气资源丰富,开发有多个气田,由于该地区产层气体活跃,且含有H2S和CO2等有害气体,固井有效封固难度很大,尤其在投产后会逐渐出现环空带压现象。通过研究抗腐防窜水泥浆体系,并结合气井防气窜固井工艺技术,该地区的环空气窜现象得到有效缓解,成功保障各气田安全快速开发。     

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。      

百色油田调整井固井技术研究与应用

百色油田由于注采不平衡,纵向上形成多压力层系,给调整井固井带来很大的困难,通过分析百色油田调整井固井封固后环空油气水窜槽的原因,认为提高调整井固井质量必须改善水泥浆在井下的胶结环境和提高水泥浆的防窜性能。百色油田调整井采取的主要固井技术措施施为,使用双纠套管扶正器,使套管居中不偏心,采用快体冲洗液,并加以大量的低密度水泥浆前置液,尽量消除泥饼对水泥胶结的影响,提高界面胶结强度和质量,采用具有直角稠化,短侯凝,超短过滤,低失水,高早强,微膨胀性能的防窜双凝水泥浆体系和环空憋压候凝措施,达到压稳,防窜的目的,在水泥浆中引入膨胀剂和套管内敞压候凝技术,消除因内部压力和水泥浆固有的膨胀－收缩特性而造成的微缝－微孔隙,实现环空密封。经6口井现场应用表明,该固井工艺技术措施解决了百色油田薄油层,薄隔层的封固难题,提高了百色油田的固井质量。     

大庆深层气井防窜固井新技术

大庆深层气井具有地温梯度高、封固段长、固井后环空易气窜、套管及水泥石腐蚀等技术难点,在近年成功开发高效冲洗隔离液、 DHL丁苯胶乳抗高温防窜水泥浆体系、套管及水泥石防腐技术的基础上,针对环空气窜开展了"庆深气田防气窜固井技术研究"等重大新技术科研攻关,开发了抗高温微膨、增韧防气窜水泥浆体系和环空气窜阻断工具,并优化了固井施工工艺,发展了大庆油田深层气井固井技术,取得了良好效果.     

肯基亚克盐下石炭系高压油气藏防气窜尾管回接固井技术

石炭系碳酸盐岩储层是肯基亚克盐下油田的主力开发层,由于该储层地层压力高,安全密度窗口窄,存在溢漏同层,钻井液和水泥浆之间的密度差小,封固段长,循环压耗高,水泥浆失重严重,环形间隙小,井眼不规则,套管居中度差,造成固井后水泥胶结质量差,易发生环空气窜。为提高水泥胶结质量,该油田采用了防气窜尾管回接固井技术,并采取了一系列配套技术措施。10口井的现场应用表明,防气窜尾管回接固井技术提高了固井质量,解决了环空气窜问题。介绍了该油田防气窜尾管回接固井技术方案、技术措施,并以两口井为例介绍了该油田直井和大斜度井防气窜尾管回接固井的施工程序。     

固井后环空气窜预测新方法

为了准确地预测固井后环空气窜的危险程度，有针对性地采取相应的防气窜水泥浆体系和工艺技术措施，利用7150型防气窜模拟实验装置研究了固井后环空气窜的影响因素。认为固井后环空气窜的主要原因是由于水泥浆失重引起的。分析了水泥浆静胶凝强度、失水等对水泥浆失重的影响规律，提出了新的固井后环空气窜预测新方法。给出了压稳系数GELFL的计算公式及评价标准：如果GELFL小于1，说明环空水泥浆液柱净压力在静胶凝强度达到240Pa时已不能压住地层压力，极易发生气窜，GELFL越小，发生气窜的可能性越大；如果GELFL大于1，说明环空水泥浆液柱净压力在静胶凝强度达到240Pa时可以压住地层压力．气窜危险程度较小，GELFL越大，发生气窜的可能性越小。现场应用该方法并配制相应的防窜水泥浆体系，有效地防止了环空气窜，主要油气层段水泥封固质量优良。     

阿姆河右岸气田油层套管防气窜固井技术

阿姆河右岸气田是土库曼斯坦每年向中国供应300×10⁸ m³天然气的重要气源地。该气田2008年之前投产的天然气井固井质量均较差,环空带压井比率高达40%。为此,针对气井带压形成的不同原因,根据不同的压力系统分别应用了微硅水泥浆体系,常规G级水泥浆体系和加重水泥浆体系。在6口井开展了适合该气田特点的固井前的井筒准备、水泥浆性能控制和注水泥工艺的配套技术应用试验,通过采用多凝水泥浆柱结构、多级注水泥工艺、先悬挂后回接固井工艺及提高套管内外压差,补偿环空水泥浆失重所导致的液柱压力损失,保证固井候凝期间的压力平衡。在总结试验成果的基础上,开展了39口井的推广应用,CBL测井质量优质率达到45.27%,合格率达到77.31%,大幅度提高了该气田的固井质量,环空带压情况由2008年之前的40%下降到目前的6%,并形成了一套能有效预防该气田固井作业气窜发生的综合固井技术措施。     

歧深1井高温深层小间隙尾管固井技术

歧深1井尾管裸眼封固段油气活跃、温度高、环空间隙小,在固井过程中易出现层间互窜、顶部水泥石超缓凝等复杂情况。针对以上难题开展了技术攻关,提出综合采用套管居中、井眼清洁及界面清洗、隔离液、防窜水泥浆及动态压力平衡固井技术。该套技术的运用,确保了该井Φ177.8 mm和Φ127 mm尾管固井环空水泥环分布均匀,且现场施工作业安全顺利,有效地解决了歧深1井尾管固井过程中易出现层间互窜、施工泵压过高（易压漏地层）、顶替效率差、水泥环薄且分布不均匀、顶部水泥石易超缓凝等问题。施工结束后候凝24 h测井固井质量合格。     

防气窜固井分段设计方法

为指导防气窜固井压稳设计,避免过压稳或欠压稳,研究了防气窜固井分段设计方法。基于环空水泥浆液柱中不同深度的水泥浆因温度不同导致静胶凝强度增长速度不同,以及不同深度的压力损失也不同的实际情况,对环空水泥浆的液柱压力损失进行分段计算。设定水泥浆液柱静胶凝强度的增长自上而下是线性增长,通过调整水泥浆性能控制分段水泥浆静胶凝强度的发展,使尾浆静胶凝强度达到240 Pa时,领浆平均静胶凝强度小于48 Pa,建立了水泥浆液柱压力损失精确计算模型,提出了分段设计方法和压稳判定方法。在川东北地区100多口气井固井施工设计中应用该方法,固井防气窜成功率达到100%。该方法为防气窜固井环空设计提供了理论计算模型。      

东方1-1 气田高温高压下封隔液抗CO2 腐蚀研究

东方1-1 气田中深层属于高温高压气藏且天然气中CO2 含量较高,在完井作业过程中需要加入封隔液以保持油管与套管间的液柱静压力,同时还要防止CO2 气体窜漏而进入环空,加剧对油管、套管的腐蚀。为了确保井筒的长期安全,开展了在模拟东方1-1 气田腐蚀环境下,不同盐水封隔液体系对13Cr 和13CrS 两种油管材质的腐蚀程度研究。结果表明:高温高CO2 分压下,密度为1.46 g/cm3 甲酸盐封隔液对13Cr 材质的腐蚀严重,极易发生腐蚀穿孔;由HLTC 复合盐配制的封隔液对13Cr 的腐蚀程度明显小于甲酸盐封隔液,对13CrS 腐蚀更小,其腐蚀速率均小于0.076 mm/a,可以满足井筒的长期安全要求, 具有进一步推广价值。     

超高压防气窜尾管固井回接装置关键技术

高压油气井尾管固井易发生环空气窜,采用常规回接技术不能解决环空气窜问题,为此,进行了超高压防气窜尾管固井回接装置关键技术研究.通过分析回接插头密封组件、封隔器类型、封隔器防退及防提前胀封等关键设计技术,设计了一种回接插头与封隔器一体、使用安全、密封能力达70 MPa的超高压防气窜尾管固井回接装置.根据该回接装置的结构特点和现场施工关键环节,制定了合理的施工工艺和技术措施,提出了扫上水泥塞、磨铣回接筒、试插等易出问题关键环节的工艺要求,并给出了更精确的浮力变化计算方法.该回接装置在四川地区8口高压油气井尾管固井回接或短回接进行了应用,均未发生气窜.现场应用结果表明,该回接装置操作简便、安全可靠、封隔效果好,能够有效解决高压油气井尾管固井环空气窜的难题.      

新型封隔式尾管悬挂器的研制及应用

为适应元坝地区高温高、高压、高含硫等,以及高固相井况条件,解决环空气窜问题,研发了新型封隔式尾管悬挂器。封隔器单元采用单胶筒结构,保证了工具的安全可靠性。防退卡瓦结合内部防退卡簧结构设计,有效减小了胶筒胀封后的回弹间隙,保证了封隔器的封隔能力。现场4口井的应用效果分析表明,该工具使用安全性及使用效果,总体上达到了设计要求,初步解决了元坝气田环空气窜难题。     

南堡油田封隔式尾管回接工艺的应用与认识

针对南堡油田潜山油藏埋藏较深,储层温度高,且地层压力系数在0.99~1.01之间,钻井液密度稍有波动就会发生溢流或井漏的特殊井况,提出了一种特殊封隔式尾管回接工艺,其回接装置选用带顶部封隔器的回接插头、盲板短节、旋流短节和浮箍,使用防退卡瓦在封隔器坐封的同时实现坐挂,防止固井过程由于水泥浆和钻井液密度差引起的套管回缩上移。该工艺采用先回接、坐封,再进行注水泥固井的施工流程,能够避免施工过程中井漏的发生。现场实践表明,封隔式尾管回接工艺管串结构合理、操作简便、回接装置密封可靠、耐高温,有针对性地解决了南堡油田溢漏同存井的尾管回接难题,现场应用效果良好。     

分段压裂用尾管悬挂器与回接装置关键技术

为进一步解决致密油气和页岩气储层压裂需求、井眼条件与管柱成本之间的矛盾,研究了分段压裂用尾管悬挂器与回接装置关键技术。通过分析固井漏失及储层高破裂压力需求之间的矛盾,提出尾管固井后快速进行全通径压裂施工;通过研究固井完井技术优化组合方式,提出了水平井尾管固井后实施定点射孔寻找甜点的分段压裂储层改造工艺;通过优化设计尾管固井及回接压裂工具,实现了固井完井工具一体化密封锚定。对分段压裂用尾管悬挂器与回接装置进行了室内地面整机试验,悬挂器及插头整机密封能力达到90 MPa,锚定回接插头与悬挂器之间的抗拉强度达到1 800 kN,插头丢手顺利。该技术在大牛地气田、东胜气田及长庆油田陇东区块的27口水平井进行了应用,施工压力总体较高,但都完成了压裂作业,且总体效果良好。研究表明,分段压裂用尾管悬挂器与回接装置关键技术可以解决压裂施工现场所需的高压及上顶力难题,为回接固井后分段压裂工艺提供高承压、大通径和锚定可回收的井筒,从而保障储层改造效果。      

东方气田浅部储层大位移水平井钻井关键技术

南海西部东方气田浅部储层大位移水平井钻进过程中存在浅层泥岩段易出泥球、目的层疏松易发生井漏导致储层伤害、技术套管下入摩阻大和固井压力安全窗口窄导致漏失与气窜双重风险等难题。结合前期区域钻井作业经验,通过优化钻井液技术方案并复配具有针对性的处理剂,解决了浅层泥岩段岩屑成球的难题,提高了储层保护效果;使用漂浮接箍技术,确保技术套管顺利下入;通过优化浆柱结构及水泥浆配方,并采取提高套管居中度等技术措施,提高了固井质量,最终形成了东方气田浅部储层大位移水平井钻井关键技术。该技术在东方气田浅部储层大位移水平井钻井施工过程中应用效果较好,DF-AH井钻井过程中浅层泥岩段无泥球生成,目的层无井漏发生,技术套管下入顺利,完井清喷产能较设计提高约50%。东方气田浅部储层大位移水平井钻井关键技术为该气田的高效开发提供了技术支持。      

窄密度窗口及小间隙超深井尾管固井技术

针对西南油气田超深井五探1井φ168.3 mm尾管悬挂固井存在钻井期间漏失严重,井深、井底温度高,大段盐膏层、油基钻井液与水泥浆污染严重、后期作业井筒温度压力变化影响水泥环密封完整性等难题。采用低密度高强度韧性微膨胀防窜水泥浆体系,通过优化浆柱结构,控制井底动态当量密度与钻进时井底动态当量密度相当的平衡压力固井等配套工艺技术,有效防止了固井施工漏失,解决了水泥浆与油基钻井液污染严重的问题,确保了固井施工顺利,固井质量合格率100%,优质率99.8%,为深井窄密度窗口、油基钻井液固井提供了技术支撑。      

雁翎潜山注气重力驱钻完井难点与对策

雁翎潜山雾迷山地层非均质性强,可钻性差,裂缝孔洞发育,承压能力低,并存在次生气顶,钻井过程中易出现井漏、溢流、卡钻等复杂情况,尾管小间隙固井易导致储层污染、水泥浆低返、环空气窜,给钻完井带来一系列技术难题。针对钻完井过程中的技术难点,提出了相应的技术对策:防漏为主、承压堵漏为辅,优选低密度钻井液配合控压钻井工艺,有效保证裂缝性地层安全钻进;优选个性化高效能钻头,提高机械钻速;优化设计井眼轨道,准确控制水平段位置;优选凝胶堵漏技术、低密度防窜漏水泥浆体系,有效克服固井过程中的水泥浆漏失及预防气窜;优选固井射孔及管外封隔器选择性分段完井方式,满足避水避气开采需求。文中提出的一系列技术对策,为雁翎油田注气驱钻完井提供了技术参考。