关于固井循环温度的一点探讨

井下循环温度对固井作业非常重要。在前人的井下循环温度模型的基础上,探讨不同井型和环空间隙大小对固井循环温度影响。固井循环温度系数均随水平井或大斜度井的井深增加和环空间隙减小而增加。建议在水平井固井循环温度系数取值考虑水平井段增加和环空间隙减小而适当增加,为现场固井循环温度的取值提供参考。     

又喷又漏井的固井技术

又喷又漏井的固井技术包含两个方面,一是裸眼客观存在又喷又漏的情况,其固井方法是采用全井下套管固井、尾管固井、分级固井;二是在下套管过程中,或下完套管循环时,或在注替水泥浆的过程中发生井漏诱发的溢流或井喷时,其固井方法是以正注为主的井口反补挤水泥工艺,以正注水泥为辅的一次或二次反注水泥工艺技术。具体应采取什么样的固井技术,应根据漏失速度的大小、井内钻井液密度与水泥浆密度的差值大小等来确定。     

商56-斜209井固井工艺技术

胜利油田临盘地区商56-斜209井钻井过程中,钻遇多段火成岩,并有多层发生漏失。该井井眼不规则,井斜大,流体循环阻力大,给固井施工增加了难度。为此,制定相应的固井工艺技术措施:采用低密度复合外加剂低失水缓凝水泥浆体系与速凝MTC固井工艺配套技术,长封固段固井,平衡压力固井,防水泥浆污染。结果表明,该井固井施工顺利,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。     

尾管固井循环温度预测模型研究

循环温度的准确预测是保证尾管固井施工安全、提高固井质量的基本前提。目前预测方法中实测井温成本高，经验法和API RP 10B反映的是一个区域的平均循环温度，现有的循环预测模型没有针对尾管固井复杂的工艺流程。为科学预测循环温度，根据尾管固井施工流程及井下传热特点建立二维温度模型，通过实测井温验证了模型具备较高的精确度，平均误差仅有1.6 ℃。数值模拟结果表明:对深井而言，冷浆的降温效果很小；钻井液循环阶段与尾管注水泥时刻温度变化规律不同；?177.8 mm尾管固井和?127 mm尾管固井最高循环温度系数分别为0.79和0.84，经验系数法高估循环温度。     

中原油田完井井漏的处理技术

中原油田区块构造断层多，层间压力系数差别大，加上多年开采造成产层亏空，钻进和完井过程中．极易发生严重井漏。采用“外引内接”堵漏新技术，再配合相应的固井措施，使下套管完发生井漏的井．在建立循环、固井施工和水泥封固质量上均获得成功。该技术措施为：在易漏区块钻井和完井作业前应进行预堵漏，提高地层的抗破能力．避免在完井作业井段发生漏失；下完油层套管后，必须坚持小排量将井眼内的老浆全部循环出．待原浆的分子结构力经过循环和地面搅拌破坏后．逐渐增大循环排量，避免产生过大的循环压力；在固井作业中，采取环空减压、优化配方等措施．预防井漏。应用表明，“外引内接”堵漏新技术，有效的控制了完井过程中的井漏。     

新型"钻井"固井液工艺和技术(Ⅰ)

新型“钻井”固井液是兼顾钻井,固井两大功能的油田工作液,它采用第一组分－－潜胶凝组分,和膨润土、水及其它处理剂配制成适于长期循环的钻井液体,潜胶凝成分在此时是惰性的;钻井完成后,在钻井液中加入第二组分－－激活剂或聚合物,把钻井液转化为胶凝浆,将胶凝浆泵入环空,上返于设计高度,候凝使之固化,既完成一次注水泥作业,在现场固井时,可以采用泥饼和井眼环空间时固化胶结或先将泥饼预固化,然后后用胶凝浆固井的施工方式。新型“钻井”固井液体系可归纳为：高炉水淬矿渣,激活剂体;金属化合物,聚合物组成的离子型聚合物体系渣,激活剂体系;金属化合物,聚合组成的离子型聚合物体系;金属化合物、磷酸组成的磷酸盐体系,新型“钻井”固井液技术摒弃了传统的固井工艺和固井材料,有效地解决了在占井,固井过程中出现的循环漏失,液柱回落问题,有助于泥饼及井壁的稳定;有效地解决了传统固井水泥浆与钻井液的不相容问题,有效地提高了固井质量,特别是第二界面的胶结质量;淡化了顶替要机理和顶替技术,解决了废弃钻井液排放造成的环境保护问题,它的实现将带来钻井,固井一体化的技术革命,介绍了新型“钻井”固井液的工艺路线及其配方设计。     

尾管固井中的“小循环”现象及预防

尾管固井中水泥浆“小循环”现象，是由于固井后水泥浆从环形空间经尾管头的喇叭口流套管内，而套管内的钻井液经套管鞋被推到环环形空间。要防止“小循环”现象必须克服液体在井下的流动或阻碍其液动。     

整体固井控制系统

泡沫固井工艺要求安装混合、泵送、液体添加和充氧等设备 ,需要 4～ 8人操作。美国Ｈａｌｌｉｂｕｒｔｏｎ公司将上述所用设备装在一起 ,组成计算机化的整体固井控制系统 ,只需 1人操作。系统能对远程监测实行遥控 ,极大地增加近海固井作业的安全和效率。系统所用主要设备如下。☆固井设备　该设备装在橇座上 ,配有循环水泥搅拌机和自动密度控制系统 ,前者可快速搅拌高密度或触变性的水泥浆。此外 ,还配有连续计量系统 ,可在搅拌和泵送过程中通过添加剂罐极为准确地将添加剂加入水泥浆 ,尤其适用于泡沫固井作业。注入设备可连续计量不同数量…     

用于漏失井固井的自灌浆循环盲管

裸眼顶部注水泥和筛管顶部注水泥固井工艺中,为了避免下套管过程中发生井漏,研制了自灌浆循环盲管。自灌浆循环盲管主要由本体、阻流板、内套和关闭套组成,在关闭套工作以前,有流道允许流体通过,经过投球憋压将关闭套关闭,实现管内封闭,起到普通盲管的功效。使用证明,该工具可以避免下套管作业和注水泥过程中发生井漏,固井质量优良。     

可循环盲板在漏失井固井中的应用

详细介绍了一种新型固井用井下工具——可循环盲板的结构、工作原理及其在漏失井筛管固井中的成功应用。应用效果表明，漏失井固井时，把普通盲板换成可循环式盲板，能实现下套管过程中自动灌浆，让部分钻井液流入到套管内，减小了环空流体上返速度，从而降低了流体对地层的流动压力，达到了降低井漏发生几率、提高固井质量的目的。     

胜利油田埕北古斜18井尾管固井技术研究与应用

埕北古斜18井是胜利油田埕北区块重点预探井,三开尾管固井质量对下步油气开发至关主要,因此,重点分析了固井的各种难点[1],以及制定了相对应的技术措施,采用压力平衡式尾管悬挂器[2]解决了尾管送入过程中中途开泵循环的难点,优化了浮箍组合和水泥浆性能及时固井施工流程,保障了该井三开尾管施工的顺利完成,固井质量优。     

监测井下循环情况的迟到时间法在固井中的应用

迟到时间是综合录井的基本参数之一,现广泛应用于录井工程中,但很少应用于钻完井其他环节.通过研究结合现场实践,总结出一套判断井下循环情况的迟到时间法.该方法充分利用迟到时间分析井下循环情况,对比分析参与流动的钻井液体积理论值以及实际计量值,可用于判断井下是否存在循环短路及短路位置,同时可用于分析井眼环空的窜流情况及其严重程度,从而为钻完井过程井下情况监测提供了一套简单、有效的手段.以缅甸某区块P-3井固井短路复杂情况处理为例,详细介绍了迟到时间法在该井补救固井施工过程中的成功应用,以期为该方法在固井等钻完井作业过程中的进一步推广应用提供参考借鉴.     

深水油藏窄密度窗口气井固井动态仿真模拟研究与应用

针对中国南海西部油田固井施工过程中存在的井筒内温差大、密度窗口窄等复杂问题,考虑温度、压力对固井流体密度及流变性的影响,建立了固井动态注替模型,并依据瞬态加速度法得到了井内实际流量计算方法,基于测井数据、井身结构参数、固井泥浆性能参数及固井施工参数等,计算了固井过程中各地层薄弱点的当量循环密度及各阶段的井内动态参数。通过对南海西部油田LD1-X井的固井实例,提出了提高深水油藏窄密度窗口气井安全高效固井的技术措施:合理的浆柱结构设计、变排量顶替技术、注水泥全阶段的仿真模拟等。现场应用结果表明,以上技术措施可有效解决大温差窄密度窗口气井的安全固井问题。该研究对南海西部油田的固井施工具有重要指导意义。     

固井施工全过程监测预警系统研制与应用

固井施工监测预警对于保障施工作业安全及提高固井质量十分重要,为了解决目前固井监测手段匮乏、监测过程不完整、缺乏分析预警功能等问题,研制了一套固井施工全过程监测预警系统,系统运用低功耗单片微型处理器采集传感器数据,通过LoRa无线模块将数据远程传输至上位机,可对固井施工全过程的水泥浆密度、井口注入压力和注入流量进行实时监测,并对固井施工过程中的憋堵、井漏、溢流等井下风险进行预警。现场测试表明,该系统可对固井注浆、压塞、替浆全过程的施工参数进行监测,并实时计算固井全过程中的井内实际流量、真空段长度、井底和薄弱点当量循环密度、关注点流态等参数,针对憋堵、井漏、溢流等井下风险预警,具有数据采集准确、信号传输稳定、分析预警可靠、现场使用方便等特点,为实时保障固井作业安全与提高固井质量提供了技术手段。     

浮箍井下工作环境与失效分析

在整个固井过程中，固井工具及附件的工作情况是影响固井质量的重要因素，有的固井工具甚至是固井成败的关键。固井工具在井下是否正常工作，不仅要受地面操作的影响，而且井下环境也会对固井工具的工作情况产生重要影响。井下环境包括井眼、地层、套管、钻井液性能、井下温度、井下压力、循环排量及时间等综合因素，这些因素都会对固井工具的正常工作产生影响，甚至使工具失效。浮箍是一个单向阀，其功能是在注水泥后阻止水泥浆进入套管内，从而控制水泥塞高度。如果浮箍失效，就会造成水泥塞过高，外部环空不能完全封隔，有时需要补救挤水泥，固井质量低。对影响浮箍的温度、钻井液和水泥浆、循环、压差等井下环境作了详细的分析，提出了保证浮箍使用效果的一些建议。     

一种新型固井碰压系统

针对常规固井碰压系统不能满足复杂结构井完井需要的问题,研制了一种新型固井碰压系统。系统在实施内管选择性注水泥完井过程中,不仅能够实现钻柱的自由上提和下放,满足钻柱对井下工具的操作要求,而且有明显的碰压显示,碰压后,还能继续循环,将多余的水泥浆替出。该系统在富台区块油田的车古204-3井成功应用,实现特定井段选择性注水泥固井,既保证了固井质量,又避免了水泥浆污染油层,达到注水泥固井与油层保护的统一。     

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。     

王侧14-15井套管开窗侧钻小井眼尾管固井技术

王侧14-15井是安塞油田部署的首口套管开窗侧钻井,原油层套管(?139. 7 mm)内开窗,悬挂?88. 9mm油管固井完井。该井在钻井过程中打开产层后,气侵严重,完井钻井液密度从1. 15 g/cm~3加重到1. 58 g/cm~3,循环排后效又出现漏失现象,给固井作业带来极大困难。通过应用热固树脂水泥浆体系,封隔式尾管悬挂器,粘结式油管扶正器以及配套的侧钻小井眼尾管固井工艺技术,固井施工顺利,固井质量良好。该井的成功经验为安塞油田后期套管开窗侧钻小井眼尾管固井提供了有利的技术支撑。     

潜山尾管固井技术探索与实践

潜山油藏已进入开发中后期,地层压力系数降低到了0.90以下,采用尾管固井完井是实现分层开采的有效措施之一.多数井在潜山油层钻进过程中发生了井漏,因此要使固井质量达到要求,首先必须解决漏失问题,然后使用具有低失水、低析水、双凝性能的低密度防漏水泥浆固井.对于非开放性裂缝型漏失井,采用6%～8%复合堵漏剂进行堵漏,能建立循环后再用6%～8%超低渗处理剂和2%～4%弹性堵漏剂进行挤堵,当地层承压能力达到要求后即可采用常规方法固井.对于开放性裂缝型漏失井,可直接用7%水化膨胀复合堵漏剂加4%超低渗处理剂进行挤堵,且挤注压力不易太高,只要能建立循环即可用低密度双凝防漏水泥浆进行固井作业.对于溶洞型漏失井,可先采用特殊工艺封堵溶洞,再用桥堵方法堵漏,然后再进行固井作业.该套潜山尾管固井工艺技术应用了4口井,均达到了分层开采的目的.