新型海水水泥浆体系的研究与应用

通过室内试验研究的新型海水水泥浆在渤海油田油层套管固井中得到成功应用。应用结果表明,新型海水水泥浆能够满足中深部地层(2000m左右)固井作业的要求,作业安全可靠,固井质量优良,对储层的伤害低于淡水水泥浆。新型海水水泥浆的成功应用,打破了以往海上技术套管和油层套管固井作业只能依赖淡水的限制。在海上钻井作业中广泛应用新型海水水泥浆,能够取得良好的社会效益和经济效益。     

五探1井超深井下套管固井技术实践应用

五探1井?333.4 mm钻头井眼下?273.05 mm套管固井,套管下深长、悬重大,裸眼地层压力性敏感,气层活跃、易漏,固井水泥施工量大,固井存在较大难度。通过从通井组合选择、井眼承压准备、下套管固井方式、固井施工参数、水泥浆体系等方面提出该井?273.05 mm套管固井技术措施,在实际固井施工后,固井质量合格,为今后类似超深井、大尺寸套管固井作业提供了宝贵的经验。     

哈德油田水平井固井工艺技术

哈德油田油层具有埋藏深(5100 m左右)、油层薄的特点.针对该油田地质构造复杂、井深、井身结构简单、裸眼长达5000 m左右、井斜、方位变化大,垮塌掉块、井漏严重、水平位移大、井底温度高、井下复杂、地层压力系数变化大等情况,为保护套管,提高油井寿命,油层套管为全封双级固井,一级固井为典型的大斜度水平井作业;二级固井为长裸眼、小间隙固井作业.对固井水泥浆进行了优选,确定一级固井水泥浆采用由嘉华G级水泥 硅粉(100∶36)和LANDY806L系列水泥外加剂组成的水泥浆,二级固井水泥浆采用嘉华G级水泥、漂珠、微硅为基本成分,加入LANDY806L系列水泥外加剂,密度为1.35～1.46 g/cm3 的低密度水泥浆.配合使用引导浆和隔离液以及其他固井技术措施,该套固井水泥浆在哈德油田得到了很好的应用,固井质量为优质.     

LXC-005井胶质复合堵漏材料水泥浆堵漏技术

LXC-005井在钻井、固井过程中陆续发生井漏,主要漏层为处于断裂带的煤层和漏失压力很低的砂层,先后用复合堵漏材料配成的复合堵漏钻井液和水泥堵漏11次无效。针对砂层、煤层裂缝的严重漏失情况采用了混合法堵漏技术,先用复合堵漏钻井液堵漏架桥,然后应用复合堵漏钻井液与水泥混配而成的水泥浆即胶质复合堵漏材料水泥浆堵漏。该井应用胶质复合堵漏材料水泥浆堵漏技术堵漏2次,取得了堵漏作业成功,为下套管、固井提供了一个稳定的井眼。下套管固井过程中未发生任何复杂情况,固井质量全优。实践证明,胶质复合堵漏材料(大颗粒)水泥浆适合于孔隙大的砂层和裂缝性煤层的堵漏作业。     

深水水合物层固井低水化热水泥浆体系研究及应用北大核心CSCD

深水表层水合物层固井常规水泥浆体系水化放热量大,导致水合物层吸热分解而影响固井质量,存在井喷风险。通过分析深水表层水合物层特点,基于水泥浆密度低、水化放热量低、低温强度发展满足封固地层与支撑套管需求及对作业时效影响小等要求,构建了深水水合物层固井低水化热水泥浆体系。性能评价结果表明,所构建的低水化热水泥浆体系具有低温条件下放热量低、抗压强度满足施工要求等优良特性,可避免水合物层发生分解。目前深水水合物层固井低水化热水泥浆体系已在南海某深水井固井作业中取得成功应用,未发生水合物分解引发的气窜问题,可满足深水天然气水合物层固井作业要求,具有较好的推广应用价值。     

深水水合物层固井低水化热水泥浆体系研究及应用

深水表层水合物层固井常规水泥浆体系水化放热量大,导致水合物层吸热分解而影响固井质量,存在井喷风险。通过分析深水表层水合物层特点,基于水泥浆密度低、水化放热量低、低温强度发展满足封固地层与支撑套管需求及对作业时效影响小等要求,构建了深水水合物层固井低水化热水泥浆体系。性能评价结果表明,所构建的低水化热水泥浆体系具有低温条件下放热量低、抗压强度满足施工要求等优良特性,可避免水合物层发生分解。目前深水水合物层固井低水化热水泥浆体系已在南海某深水井固井作业中取得成功应用,未发生水合物分解引发的气窜问题,可满足深水天然气水合物层固井作业要求,具有较好的推广应用价值。     

塔深1井固井技术

塔深1井是一口特深科学探索井,因井深引发的各种问题极大地增加了固井的风险。为提高固井质量,保证各开套管安全下送到位,采用内插法固井解决了超大套管固井的窜槽问题;采用单级双封固井工艺解决了超长易漏封固段固井质量、水泥浆密度与漏失的矛盾;采用先悬挂后回接的固井工艺实现超长管柱固井作业;采用塑性防窜超低密度水泥浆体系解决了恶性漏失地层的固井漏失问题;采用防塌、防气窜、抗高温水泥浆体系,解决了超深井段所固有的超高压、超高温引发的固井难题。塔深1井各开固井的优质的完成,为后继测试作业提供了较好的完井条件,也为其他超深井固井作业提供了宝贵的经验。     

预应力固井技术研究及现场应用

随着油气勘探开发转向深部地层,固井面临井下地质情况复杂、温度高、温差大、压力高、多压力系统、高含硫和膏盐层等固井难题。固井中除了应用新型水泥浆体系、固井工具等技术措施外,还可从水泥石和套管金属的材料力学性质出发,利用水泥浆候凝期间静压与强度的关系和不同套管内压下与水泥石微间隙之间的关系,运用预应力固井技术,即采用大压差和环空憋压候凝增加水泥石早期强度、降低孔隙度,降低或减弱套管的伸缩扩张带来的微间隙,提高一、二界面固井胶结质量。试验表明,所采取的预应力固井技术措施行之有效,能够显著提高固井质量,能够满足后续增产作业的要求。     

迪那1-1井127mm尾管悬挂固井实践

迪那1-1井在第5次开钻(Φ)149.2 mm井眼段钻进过程中,发生井漏,实际完钻井深5 732m.针对地层压力窗口窄、套管下入难度大、对高密度水泥浆性能要求高、工程风险大等固井技术难点,固井作业采取两凝、防窜、防漏、抗盐加重水泥浆体,优化尾管悬挂施工工艺等措施,圆满地完成了固井作业施工,SBT电测裸眼段固井质量优良,为下一步试油创造了有利条件.     

简易插入式固井装置在濮深8井中的应用

濮深8井位于东濮凹陷孟岗集洼陷方里集构造带,是中原油田1997年度部署的1口具有科探性质的区域探井;设计井深6000m。在施工过程中,针对?508mm表层套管和?339.7mm中间套管固井时套管内容积大,水泥浆在套管内易发生窜槽以及替钻井液时量大、时间长,对固井施工和固井质量都极为不利的具体问题,研制并使用了简易插入式固井装置,通过在套管内下入钻具进行固井作业,成功地解决了上述问题,保证了固井施工顺利进行,为下部深井段施工提供了可靠的质量、安全保障。     

大港储气库井固井与完井技术探索与实践

储气库注采井与常规天然气井相比,储气库井的井身寿命要求长,运行工况条件苛刻,保护储气层要求高.大港储气库井固井完井存在着地层压力系数低,封固段长,套管不举重,水泥浆易发生窜槽,水泥浆设计困难,灰量大、施工时间长, 生产套管要求棋迷行好, 完井工具准备难等特点.因此进行了室内研究和相应的施工准备.优选出了双密双凝水泥浆体系,并制定出了相应的技术措施.以大港储气库库3-11井φ 177.8 mm套管双级固井施工情况为例,介绍了该水泥浆体系和相应技术措施的应用.10口井施工作业表明,固井优质率达到90%.     

煤田超大口径套管固井技术

煤田开采过程中为了保证安全,改善地下工作面环境,近年来不断进行钻大口径井用以抽排瓦斯、向地下送风降温。然而钻井使用的是小钻机,完井作业时由于钻机提升能力有限,大口径套管按照石油工程方法下入困难。套管内、外环空容积大,注水泥过程中易发生浆体混窜,作业时间长,固井质量难以保证。通过采用浮力塞减重、管柱充空气、优化水泥浆体系及浆柱结构设计和内插管固井工艺等技术,成功地解决了小钻机下大口径套管超负荷、大口径套管抗挤强度低、易被挤毁等一系列技术难题。现场进行了9口井应用,固井成功率100%,固井质量合格,为今后超大口径套管固井提供了可借鉴的经验。     

渤海大位移水平井固井关键技术研究及其应用

渤海地区的6口大位移水平井是在歧口17-2、秦皇岛32-6油田完成的,是国家863-820-09海底大位移井钻井技术研究项目的依托工程.该项目最大完钻井深度为4 690 m,最大水平位移为3 697 m,最大水垂比为21,最大方位扭转为68°.通过大位移水平井固井作业实践,摸索并总结出一套适用于渤海地区的大位移水平井固井作业的10项关键技术,即通井清洁井眼、调整泥浆性能、管柱合理居中、套管弯曲校核、倒装送入尾管、优化水泥浆配方、优化前置液的性能及注入量、提高泥浆顶替效率、注替动态套管漂浮、固井仿真软件的设计和模拟.实践表明,这10项关键技术,即通井清洁井眼、调整泥浆性能、管柱合理居中、套管弯曲校核、倒装送入尾管、优化水泥浆配方、优化前置液的性能及注入量、提高泥浆顶替效率、注替动态套管漂浮、固井仿真软件的设计和模拟.实践表明,这10项关键技术对保证大位移水平井固井作业质量起了重要的作用.该项目的成功为今后大位移水平井固井作业提供了经验.     

滩海多目标大位移延伸井的完井方法及固井工艺技术措施

在滩海多目标六位移延伸开的完井及固井过程中,通过合理安放套管扶正器,化进水泥及其外加剂,加之足管小钻杆的称重、测扭矩、延长水泥浆们化时间、控制注替水泥浆返途等工艺技术措施,保证了固并质量。详细分析了仙鹤8井φ3397mm表层团并、φ273mm技套固井、φ177.8mm技会固并和φ127mm尾管碰压团开的工艺过程,并对套管柱设计、套管扶正器设计、G601降失水利、G602胶联剂和H88缓凝剂配伍性试验等进行了探讨。通过综合运用各项团开工艺技术措施,初步取得大套管技套、常规套管深井技套、深井尾管碰压固井等在多目标大位移、大附加拉力情况下的注水泥作业经验。     

后续作业对固井声波测井的影响及对策

针对固井质量优良的井因后续作业后出现套管环空带压的问题,提出采用固井质量综合评价、改进现有水泥浆体系、固井施工工艺和后续作业等方法来解决问题的技术思路。具体包括：运用预应力固井技术,克服水泥浆（石）的体积收缩;使用适当的旋转管柱和增大前置液的使用量来提高顶替效率;利用膨胀剂、纤维,稠化时间可调的柔性水泥浆体系来满足后续作业对固井质量的要求。试验表明,所采取的固井技术措施行之有效,能够保证固井质量,满足后续作业的需要。     

塔里木油田大尺寸深井干法固井技术研究

空气钻井后常将空气转换为钻井液,但这容易出现井壁不稳定、垮塌、漏失等现象,井壁易形成巨厚虚滤饼致下套管困难和固井质量差,此外,大尺寸套管常规固井还存在顶替效率较差的情况,以上因素最终导致固井准备时间长和固井质量难以保证。为配合空气钻井技术,进一步节约钻井周期和钻井成本,解决大尺寸套管固井存在顶替效率较差的情况,空气钻井后采用了干法固井工艺,并根据塔里木油田干法固井尺寸大、井深的技术难点与井下状态,研究建立了干法固井水泥浆实验评价方法,对干法固井下水泥浆性能进行评价和优选,最终干法固井取得了成功,套管重量达568 t,固井深度达3 602 m,分别刷新了干法固井的深度及下套管重量。     

双级箍分级注水泥固井技术在塔中6-306井盐膏层中的应用

塔中6-306井是中石化集团西部新区部署在塔里木盆地的一口重点井,该井是西部油田的一口超深井,地层较为复杂,固井施工难度较大。影响固井施工和质量的主要因素:该井含膏盐层段较长造成下套管困难;含膏盐层段井径较大,在固井施工中水泥浆的流态、流速频繁变化,严重影响水泥浆顶替效率;该井封固段长,水泥量大,作业时间长,施工难度较大,对固井工具及附件的性能提出了较高的要求。通过对该井存在的难点分析,进行了固井套管串结构、双级箍选型,应用性能优良的盐水水泥浆体系,提高了盐膏层段固井质量,该井采用双级箍分级注水泥固井技术的成功为今后类似井固井提供了宝贵的经验。     

三凝水泥浆体系在深井、超深井固井中的应用

川东北地区Φ177.8 mm尾管固井存在裸眼井段地层承压能力低、高低压力系统同存、气显示层段多、温差大、喇叭口附近水泥浆易发生超缓凝、强度不够的固井技术难题。针对固井技术难题，提出采用三凝水泥浆体系分别封固油气层、非油气层的技术思路；套管重合段采用常规密度水泥浆封固，能有效地防止高温水泥浆超缓凝现象。该体系在七北103井固井中的应用，取得了固井质量优为30.98%，中为39.54%，差为29.48%的良好效果。对比同一构造同一套管层次固井作业，尤其是套管重合段，该体系保证了悬挂器处封固质量，注水泥后井口没有出现喇叭口附近窜气冒气现象，有效地防止了气窜的发生。声波测井结果表明，复杂井段的封固质量达到了防气窜的目的。     

井楼油田超浅层大位移水平井固井技术

为了满足井楼油田超浅层大位移水平井开发技术要求,对超浅层大位移水平井固井技术进行了科研攻关,对影响固井施工安全和固井质量的因素进行了详细分析和室内试验。现场应用表明,该技术较好地解决了套管入井困难、低温水泥浆体系筛选困难、套管在水平井段不易居中、水泥浆顶替效率低等难题,确保了固井施工安全和固井质量,该超浅层大位移水平井固井技术满足了井楼油田一、二区开发的需要。     

四川盆地八角场构造沙溪庙组致密油气防气窜固井技术

四川盆地八角场构造常采用大斜度定向井、水平井开发沙溪庙组致密油气藏。通过对油层套管固井存在下套管困难、上部地层易漏失、水泥浆与油基钻井液相容性差、套管居中度低等难点研究,制定了井眼清洁、漂浮接箍、旋转下套管、微膨胀防漏防窜水泥浆、高效冲洗性隔离液、调整钻井液性能、活动套管、预应力固井等提高固井质量的针对性技术措施,应用12口井油层套管固井。实践结果表明:①四川盆地八角场构造致密油气防气窜的井眼清洁、漂浮接箍、旋转下套管、微膨胀防漏防窜水泥浆、高效冲洗性隔离液、调整钻井液性能、活动套管、预应力固井等提高固井质量的技术措施,大幅度提高油层套管固井质量,为八角场构造沙溪庙组致密气开发提供了技术支撑。②套管居中度差的条件下,固井前循环时活动套管、降低钻井液静切力能提高固井时隔离液和水泥浆的顶替效率。③漂浮接箍可靠性高,能减少下套管摩阻,有利于套管顺利下入到位,建议在长水平段的水平井中推广使用。