高压气井套管回接固井预应力技术

针对套管回接固井质量不好,未能将尾管重叠段已经存在或潜在的窜流通道堵死,致使气井生产时井口带压的问题,回接固井作业时采取了很多技术措施,但都没有从根本上解决回接固井质量问题。为此,通过增加回接管柱管内外静液柱压差、井口憋回压方式,在固井施工过程中通过液柱压强转换为作用在回接套管本体上的预应力,在水泥浆凝固时该应力就迫使套管贴紧水泥石,防止水泥浆凝固时管柱和水泥环微环隙的形成,提高固井质量。几口试验井的测井结果表明：所采取的固井技术措施行之有效,能够保证套管回接的固井质量。     

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。     

大邑401井修井套管回接工艺技术

深井、超深井在钻井过程中由于井身结构、水泥浆密度和套管柱抗拉强度的限制,多采取将油层套管悬挂于技术套管上,后将油层套管回接至井口的固井技术.文章介绍了套管回接原理、回接工具以及从修井到固井工艺过程中涉及的固井问题,着重介绍了磨铣回接筒、下插回接插头及套管回接固井的难点、技术及现场的实际应用,对类似修井套管回接固井提供了一定指导意义.     

“分段逐级憋压”固井工艺技术研究与应用

固井水泥浆凝结成水泥石过程中的体积收缩会导致水泥石与套管和井壁之间耦合力降低，甚至产生微间隙从而影响固井质量，严重时会导致环空带压。憋压候凝不仅能提高固井质量，而且解决了水泥浆失重引起的压稳问题。在地层承压能力不能满足一次性憋压的情况下，可根据水泥浆在凝结过程中具有塑性体的特征，分时段逐渐提高憋压值以实现环空憋压。分段逐级憋压通过井口把压力分时段传递到正处于凝结区域的水泥浆，正处于凝结区域上部的浆体的凝结时间、高度、密度对传压能力影响较大。上部浆柱凝结时间越长，压力传递能力越低；上部浆柱高度越大，压力传递能力减小；相同的凝结时间和浆柱高度，压力传递能力随上部浆柱密度增加而降低。PX2井?177.8 mm+?193.68 mm尾管固井作业中采用了分段逐级憋压技术，固井质量合格率达到98.1%,环空无气窜现象，该技术不增加成本，具有较大的推广价值。     

高温高压气井自由套管对水泥环应力和完整性的影响

水泥环的密封完整性对降低环空带压、提高井筒安全性、延长气井开采寿命至关重要。为防止环空气窜,高温高压气井油层套管水泥一般返至井口,这给深井固井带来了巨大挑战。考虑井身结构和作业载荷的复杂性,运用Ansys软件建立了存在自由套管时水泥环受力有限元模型,研究了自由套管长度和井口套压对水泥环应力的影响,结果表明,井口套压作用下自由套管的鼓胀效应在水泥环中产生的径向拉应力和轴向应力是水泥环密封失效的主要原因。自由套管段长度对水泥环受力很不敏感,油层套管水泥可考虑不返至井口,但为保持水泥环长期完整性应避免过高井口套压,同时优选水泥浆体系以提高套管与水泥环胶结强度。     

双级防气窜固井技术在也门Judayaah-1井中的应用

Judayaah-1井是也门71区块的一口探井,该井三开?244.5 mm套管固井存在着相对高压气层、封固段长、气窜风险大等固井难点。为确保该井固井质量,对固井难点进行了分析,针对该井的实际情况,优选了Schlumberger公司的ISO BLOCK防气窜水泥浆体系、MUDPUSH加重隔离液以及Halliburton公司的H-ES双级固井工具。利用水泥浆“失重”压力计算式,推导出气层以上尾浆最大封固段长度计算式并进行了环空液柱结构设计。一级固井采用了循环摩阻憋压、二级固井采用了井口憋压等综合固井技术措施,确保了施工安全和固井质量。该井固井施工的成功,为该区块的后续固井作业提供了参考,同时也验证了所推导气层以上尾浆最大封固段长度计算公式的可行性。     

窄压力窗口井段精细控压压力平衡法固井设计方法与应用

四川盆地复杂深井、超深井钻进受套管层序的限制,同一裸眼井段通常钻遇多个压力系统,纵向地层出现窄安全密度窗口,虽然钻井常采用控压钻井(MPD)技术保证了安全有效钻进,但也给下部小间隙尾管固井带来了巨大的挑战,因而开展既能满足四川盆地小间隙尾管固井质量又能保证窄度安全密度窗口地层固井安全的固井工艺技术研究具有重要的现实意义。为此,在借鉴控压钻井成功应用的基础上,提出了精细控压平衡压力法固井技术:在注水泥设计时将环空流体静液柱压力设计为欠平衡(略低于地层孔隙压力),然后利用精细控压钻井装置MPD在井口节流产生回压或施加井口补偿压力,使注水泥过程通过井口压力和流体在环空的流动摩阻达到平衡孔隙压力,注水泥结束后环空继续施加一定的补偿压力,防止静压不足与水泥浆失重造成候凝期间环空窜流。四川盆地某探井(超深井)应用该技术后,全井段固井水泥胶结合格率为97%,胶结质量优的井段为76%。结论认为,该技术无需增加其他设备,仅借助控压钻井的设备就能实现高顶替效率下的固井施工安全和固井质量提升。     

温差作用下回接套管柱井口抬升影响分析

井口抬升会导致油气井井筒完整性破坏,影响油井的后续生产作业安全。为了研究回接套管柱在固井-生产作业中的井口应力分布及抬升高度变化规律,采用有限元方法,根据顺北区块某井现场工况,利用ABAQUS软件建立了不同工况下多层套管-水泥环-地层多体系统热-固耦合分析有限元模型,分析了回接套管从固井阶段开始到生产时的应力和位移变化,得到了井口应力、抬升高度变化过程及其相关参数的影响规律。分析结果表明:随着水泥浆返高的增加,井口抬升高度单调增加,这表明随着水泥环缺失的严重性增加,套管自由段数越长,在温差作用下可伸长抬升的高度也就越大;随着水泥浆返高的增加,井口固定时回接套管的Mises应力先增大、后减小,并不呈现单调递增或递减的趋势。所得结果可为现场回接套管柱井口抬升现象分析提供一定的参考。     

天然气井水泥环封隔能力的测井评价

水泥环气层层间封隔和气井井口带压评价是勘探开发中亟待解决的问题.综合分析了气井固井质量测井资料、验窜资料、钻井历史和气井井口带压的有关资料.通过CBL、SBT和USI测井资料的验证实例,讨论了天然气井水泥环层问封隔能力的分析方法.提出用良好胶结累计长度法、混浆带长度法评价及2种方法交会法评价气井井口带压状况的方法.研究表明,利用测井资料评价气层之间的水泥环封隔能力与常规固井质量评价方法相似;利用固井质量测井资料显示的良好水泥胶结长度和混浆带长度,可以评价井口带压.该方法在中国海上和陆地一些气田应用,取得初步成功.     

东海X7开发井长裸眼油气层井段全封固井技术

根据行业标准规范要求,为防止油套管生产环空带压或高产井生产时井口抬升剧烈,开发井生产套管固井宜采用单级全封方式。东海西湖花港组下段、平湖组油气藏埋深较深,X7井长裸眼井段固井全封固作业技术难度较大,工具材料组织、现场施工程序繁琐,且还受以下因素影响:油基钻井液油膜、泥饼难以彻底清除,对冲洗液、前置液性能要求高;裸眼井段压力体系复杂,对水泥浆体系和水泥浆柱压稳防窜要求高,候凝期间水泥胶凝失重导致浆柱静液压力下降更易发生气窜;防漏要求高,上部龙井组或平湖组煤层等薄弱层位易发生井漏复杂情况。受井身结构、套管偏心等诸多因素影响,固井顶替效率难以提高。因此,该井采取水泥浆体系优选、冲洗设计、环空静态及动态压力计算、顶替流变参数模拟及套管居中度模拟六项施工控制核心技术。生产运行方面精心组织筹备、制定标准化固井作业程序及应急管控措施,最终取得优良的固井质量。     

轻质水泥浆固井质量测井评价标准构建

为了给测井评价轻质水泥浆固井质量提供理论依据与标准,基于高温声特性试验及数值模拟结果,分析了水泥浆密度、水泥环厚度、第一界面胶结质量等因素对常规固井质量测井的影响,分析得到:受套管外径和壁厚的影响,随水泥浆密度降低,套管波相对幅度的差异越来越明显;在套管与水泥环之间存在微环隙时,随着水泥环厚度增大,套管波幅度单调增大,...     

低滤失双膨胀水泥浆体系的室内研究与应用

油井水泥浆体固有的体积收缩和高滤失量是造成固井窜槽事故的根本原因。针对江苏油田老区调整井地层压力系统紊乱、固井质量无法保证的技术难题，研制开发出了油井水泥低滤失双膨胀材料(F17C)，对其在不同条件下的膨胀量、滤失量、胶结强度和工程性能进行了评价。结果表明：F17C可使油井水泥浆产生足够的塑性膨胀和硬化膨胀，还能有效控制水泥浆的滤失量。掺入该材料后水泥浆的其它性能也满足现场施工的技术要求。低滤失双膨胀材料的双膨胀性能来自于多膨胀源的综合作用，其膨胀驱动力源于膨胀性成分反应产物的结晶生长压；其优异的降滤失效果得益于对滤饼渗透能力的控制。江苏油田138口调整井的固井实践证明：低滤失双膨胀水泥浆具有显著的抗窜作用，能够大幅度提高固井优质率。     

提高油层部位取换套井固井质量的新工艺

51/2″套管取换套作业造成的井径较大,井壁与套管间的间隙在90nm左右,导致固井顶替效率低,固井质量无法保证。针对这一状况,从顶替流态、顶替压力、临界排量及流体特性等几方面进行了研究,最终确定用低密度水泥浆作为紊流隔离液,并确定了现场施工方案。同时,为提高水泥环凝固速度、增大膨胀率,对水泥外加剂及其用量进行测试、筛选,研制出固井水泥浆体系配方。现场施工结果证明：该工艺的应用使平均水泥胶结指数提高了32％,有效保证固井质量。     

普光气田固井质量评价难点与对策

普光气田高含硫化氢,气井固井水泥浆体系多样化。当水泥浆凝固时间较短时,采用声波变密度测井（CBL/VDL）的方法来检验固井的胶结质量时,由于水泥浆尚未完全胶结,水泥环与套管、地层的声耦合很差,使得套管波幅度大大升高,造成第一、第二界面的胶结质量很差的误判,水泥浆凝固时间过长同样会造成胶结质量差的错误判断。为此,提出在应用声波变密度测井资料进行固井质量评价时,应充分考虑测井时间、地层岩性、水泥环隙、气侵等因素的影响,同时结合川东北地区固井质量评价规范,作出正确的质量评价,使声波变密度测井真正成为检验固井质量的有效手段。     

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。     

一种适用于油基钻井液的表面活性剂隔离液

页岩气钻井过程中采用的油基钻井液极易残留在井壁和套管壁表面,与固井水泥浆产生接触污染。套管壁及井壁长期处在油基钻井液环境中,两界面亲油憎水,给固井作业带来油基钻井液顶替和清洗困难、混浆流变性能变差、混浆强度严重下降、界面胶结质量不良等问题。针对以上问题,对表面活性剂及隔离液进行了如下研究:①调研油基钻井液对水泥浆的接触污染机理;②测定溶液表面张力,验证表面活性剂对清洗效果的影响;③配制表面活性剂水溶液和隔离液,利用模拟套管冲洗法测定清洗效率。实验结果表明,表面活性剂的加入能显著降低水油界面张力,提高清洗效率;配制出了一种清洗效率高达92.86%的三元复配表面活性剂隔离液体系,表面活性剂组成为LAS+JFC-6+AOS （1:1:1）;该隔离液对油基钻井液有良好的清洗效果,可提高界面胶结质量,有助于提升页岩气井的固井质量。      

鄂尔多斯盆地伊陕构造单通道井完井固井技术

为提高鄂尔多斯盆地伊陕斜坡构造单通道井完井固井水泥环的封固质量及界面胶结强度,选用剪切稀释性良好的隔离液体系,有效隔离钻井液与水泥浆;采用微珠低密度水泥浆封固非产层,降低薄弱地层发生漏失的风险;采用胶乳水泥浆封固产层,保证产层水泥环具有良好的抗高温、防气窜性能;通过选择合适的固井工具,设计合理的完井管串,制定固井技术措施,有效解决了管内水泥塞长、替空、顶替效率差等问题,形成了单通道井完井固井技术。伊陕斜坡构造15口单通道井应用了该技术,固井质量优良率100%,优质率达到66.7%。这表明,单通道井完井固井技术能有效提高伊陕斜坡构造单通道井的固井质量。      

水泥环径向膨胀收缩实验研究

固井水泥环径向膨胀收缩特性是影响固井界面胶结质量的关键因素之一。围绕水泥环在实际工况下膨胀收缩特性测试的技术难题，通过对测试仪釜体的升级改造，使测试仪不仅具备了传统方法测试水泥石轴向膨胀收缩的能力，而且具备了水泥环径向膨胀收缩的测试能力。应用固井水泥环径向膨胀收缩评价装置和评价方法，对川渝地区在用的韧性防窜水泥浆体系和柔性自应力水泥浆体系的膨胀收缩特性进行评价，找出了水泥浆体系的体积变化特性。同时，在不同温度压力下，对水泥浆的膨胀收缩临界点测试，为不同井段的水泥浆设计时的体系选用提供了重要的实验依据，为保障川渝油气田固井质量提供参考。      

页岩气长水平井段防气窜固井技术

页岩气开发的核心技术为水平井配合大型水力压裂,而固井质量不佳已成为页岩气完井和实施储层改造的主要瓶颈问题。为此,以四川盆地页岩气开发区块为例,探索了水力压裂作用下保持水泥环力学完整性的方法及其配套工艺技术措施。研究结果表明:(1)采用模拟套管刚度的近钻头三扶正器通井钻具组合,可以降低长水平段页岩气井套管下放难度,提高下套管时效和安全度;(2)研制的高效洗油冲洗隔离液体系在常温至120℃下的冲洗效率均大于90%,能够保证水泥浆对油基钻井液的顶替效率和井壁的有效胶结;(3)确定了该区长水平段固井韧性防窜水泥浆凝固后的性能——水泥石弹性模量应小于7 GPa、三轴强度最好大于40 MPa,以减轻和避免压裂时的水泥环破坏;(4)形成的钻井液调整、预应力固井、地面高压泵注工艺等配套技术提高了页岩气井固井质量。2015—2016年期间运用上述系列固井技术在四川盆地开展了85口井固井作业,平均井深4 832 m,平均水平段长1 560 m,固井质量优质率达89.58%;水平井固井后候凝期间无环空带压,钻完井及试油期间环空气窜得到明显改善。结论认为,该配套技术可以保证并提高长水平段页岩气井的固井质量。