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。     

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。     

川渝地区窄安全密度窗口天然气深井固井新技术

川渝地区钻探作业中,长裸眼井段、多压力层系并存、安全密度窗口窄、井漏和溢流共存现象较为普遍,因而固井面临漏失低返、顶替效率低下以及固井后环空带压影响固井质量和井完整性等问题.通过应用精细控压固井新技术,准确掌握地层压力和漏失压力、精确计算固井下套管与泵注期间环空动当量密度,量化作业窗口区间值,使井筒静液柱压力与井口动态...     

超深井多压力系统一次性上返固井技术

针对西南油气田风险探井双探6井采用?177.8 mm+?184.15 mm尾管固井存在井深达7 833 m、封固段长达4 585 m、安全密度窗口窄(0.05 g/cm3)、漏失层分布广、气层显示活跃、温差大(74℃)、油基钻井液与水泥浆相容性差等固井难题,通过采用精细控压平衡法固井工艺设计、固井前降低钻井液密度、设计...     

如何提高深井超深井尾管固井质量

深井、超深井尾管固井是固井施工中难度最高,风险最大的工程,固井质量难以保证。文中分析影响深井、超深井固井质量的主要因素,剖析其固井施工难点,全面阐述保证深井、超深井尾管固井质量的方法和技术措施,对保证固井质量和减少施工风险具有很好的作用。     

XH1井窄压力窗口小间隙超深井尾管固井技术

XH1井完钻井深6365m,用尾管悬挂固井方式.针对生产尾管固井存在井深井温高、压力窗口窄、环空间隙小、钻井液与水泥浆污染严重等诸多难点,通过采用抗高温加重胶乳防腐防窜水泥浆体系、抗污染冲洗隔离液体系、平衡压力固井等配套技术措施,确保了固井质量优质.     

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。      

窄密度窗口正注反挤低密度水泥浆固井技术

针对西南油气田分公司蓥北1井φ273.05 mm套管固井存在漏层多、分布广,油气显示活跃,低温低密度水泥浆强度低及发展慢等固井难题。开发出了密度为1.23 g/cm3的高强度韧性防窜低密度水泥浆体系,该体系稠化时间可调,静胶凝强度发展快,62℃下440 min即起强度、24 h强度高达14.5 MPa,弹性模量为5.8 GPa。通过采用低密度高强度韧性防窜水泥浆、抗污染冲洗隔离液技术、软件模拟、优化浆柱结构、结合低密度与常规密度正注和反挤等配套技术,确保了蓥北1井φ273.05 mm套管固井施工安全,固井质量合格率为85%、优质率为65%。为西南油气田窄密度窗口固井提供了技术参考。      

窄密度窗口正注反挤低密度水泥浆固井技术

针对西南油气田分公司蓥北1井φ273.05 mm套管固井存在漏层多、分布广,油气显示活跃,低温低密度水泥浆强度低及发展慢等固井难题。开发出了密度为1.23 g/cm3的高强度韧性防窜低密度水泥浆体系,该体系稠化时间可调,静胶凝强度发展快,62℃下440 min即起强度、24 h强度高达14.5 MPa,弹性模量为5.8 GPa。通过采用低密度高强度韧性防窜水泥浆、抗污染冲洗隔离液技术、软件模拟、优化浆柱结构、结合低密度与常规密度正注和反挤等配套技术,确保了蓥北1井φ273.05 mm套管固井施工安全,固井质量合格率为85%、优质率为65%。为西南油气田窄密度窗口固井提供了技术参考。     

精细控压固井技术在川渝及塔里木盆地的应用

深井、超深井及复杂井固井时经常面临封固段长且同一裸眼段存在钻井液安全密度窗口窄及环空间隙小、套管居中度低等,使用常规固井工艺易出现恶性井漏,甚至井口失返,水泥浆上返不到预定位置,固井质量差、井控风险大。文章针对四川磨溪-高石梯构造、龙岗构造、双鱼石-河湾场构造及塔里木山前构造等地区的窄密度窗口固井,提出采用精细控压固井技术,在固井施工过程中借助精细控压设备和软件控制井底压力,实现井筒压力实时动态计算,降低人工计算的误差值,实现在喷漏同存的窄密度窗口下精准控制井下压力,保障井筒始终处于不喷不溢的压稳防漏状态,从而显著提高固井质量。目前该技术已在川渝及塔里木地区推广应用,成为解决此类复杂地层高质量固井的关键技术,并为国内外其它地区类似的深井、超深井及复杂地层提高固井质量做参考。     

精细动态控压固井技术在顺南区块的应用研究

塔中顺南区块存在油气活跃、后效严重、压力窗口窄、井深、井底温度高、地层承压能力低等固井技术难点。为了解决顺南区块固井作业存在的问题,开展了精细动态控压固井技术现场实践,顺利完成了该区固井作业。该技术通过有效控制井口、井底压力,防止井漏、溢流的发生,在保证施工安全的同时提高了固井质量。目前已在顺南6井、顺南7井成功应用,效果显著。该技术对压力敏感性地层固井有推广应用前景。      

库车山前井防漏固井方法技术研究

由于塔里木油田库车山前地区目的层深、地质条件复杂,导致该地区的井在固井过程中时常发生漏失事故,严重影响固井质量。基于此问题,对整个固井期间产生激动压力的原因进行分析。通过研究钻井液性能、环空间隙、钻具和套管下放速度、排量以及井浆流变性能对激动压力的影响,得出环空间隙越小激动压力越大,建议不得小于20mm;降低钻井液屈服值能减小破坏胶凝结构产生的激动压力;提出了更为合理的套管下放速度计算模型以及提升循环排量频率的概念和控制方法 ;调整井浆的流变性能可以有效降低施工中产生的摩阻,并依此提出了注替排量的计算模型。现场应用表明,该套防漏固井方法对库车山前地区井的防漏设计有指导意义。     

靖南区块漏失井固井工艺研究

为了提高苏里格气田靖南区块漏失井填充段固井质量,考察了不同堵漏剂对水泥浆性能的影响,研制了一套适合该区块的轻珠堵漏水泥浆体系。首先优选出植物颗粒（A）、纤维混合物QD-2和复合纤维DF-NIN堵漏剂,并通过正交实验可知,3种堵漏剂的质量分数分别按照2%、2%和3%复配堵漏效果最好,水泥石的抗压强度为7.6 MPa。通过堵漏性能评价可知,水泥浆的漏失量大幅度降低,且基本性能均满足固井质量要求。通过对该区块地质特征进行调研,制定出一套新的固井工艺技术,该工艺技术在靖南区块试验8井次,其一界面固井质量合格率均在95%以上,二界面固井质量合格率均在99%以上。这说明轻珠堵漏水泥浆体系及漏失井固井工艺能大幅提升填充段固井质量,最大程度地满足漏失井全井段封固质量的要求。      

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章分析了川东地区与固井相关的地质地貌特征及井眼地质条件，介绍了常用的固井工艺技术，提出了川东地区固井所需要重点考虑的防气窜，防漏失，防硫化氢腐蚀及提高固井技术的几个重要难点问题，论述了解决这些问题的基本办法，通过固井实例，证明了这些办法的可行性和可靠性，因而对进一步提高该地区固井质量具有较广泛的实际指导意义。     

抗窜防漏增韧水泥浆体系提高涩北气井固井质量研究

涩北气田在钻井和固井过程中经常发生井漏和水泥浆低返事故。采用漂珠低密度水泥浆体系固井减少了漏失，但未能彻底地解决水泥浆的低返问题（双层套管内测井无水泥）。40口井的现场应用结果表明：以F17A油井水泥膨胀剂和F27A防漏增韧剂为主的防漏增韧水泥浆体系有效地解决了该区块固井作业中的漏失低返难题，同时，该体系还具有膨胀防窜和抗冲击性能优良等特点，有利于气井的长期开发和防止套损。     

乌龙1井低密度MTC钻井泵双级固井工艺

乌龙 1井是在南方海相碳酸盐岩新区楚雄盆地乌龙口背斜高点的一口区域探井 ,全井均有渗透性漏失 ,从而严重增加了固井难度。介绍了该井低密度 MTC双级固井的设计施工情况 ,声幅测井表明 ,固井质量优良     

阳探1井循环高泵压条件下的固井技术

固井前循环高泵压一直是固井施工的难点。阳探1井下完尾管,循环51 h后,在循环排量仅为0.9 m3/min的情况下,泵压高达21 MPa,因此不得不在循环高泵压条件下固井,对施工安全和固井质量带来了严峻挑战。分析了阳探1井循环泵压高产生的原因,采取了一系列措施,包括:提高地面管汇耐压级别,改善钻井液和固井液流变性能,减少水泥浆附加量,适当延长水泥浆稠化时间,小泵速顶替等。候凝48 h后经CBL-VDL测井解释,固井优质封固井段占7%,合格封固井段占52.5%,较差封固井段占40.5%,水泥返高和固井质量满足后续施工要求。