伊朗Arvand-1井异常高压地层溢流压井技术

Arvand-1井是一口重点天然气探井,由于钻遇异常高压地层、钻井液密度偏低、不能平衡地层压力,起钻过程中发生了严重的天然气溢流,关井套压高达52.5 MPa,关井立压31.7 MPa。若对其实施常规压井作业,则存在井内憋压过高极易造成井喷和井漏、钻具不在井底难以进行正常循环压井、人员必须在高空作业而操作不便,以及境外施工井队后勤支持困难等难题,也存在井喷与井喷着火、硫化氢中毒等风险。因此,采取了工程师法、强行下钻法配合置换法的溢流压井配套技术,即先用高密度压井钻井液（最高密度达2.48 kg/L）置换压井以降低井内套压,再采用工程师法压井进一步降低套压,然后强行下钻再利用工程师法压井,共历时18 d,取得圆满成功。Arvand-1井的压井成功,对于异常高压地层的天然气溢流压井及境外项目的井控工作具有一定的借鉴作用。      

清溪1井溢流压井分析

介绍了清溪1井钻井基本情况、溢流发生过程和压井施工情况,分析了压井施工过程与压井失败的主要原因,指出了对喷、漏关系没有正确的认识、采取的措施不恰当是压井失败的主要原因,而对压井后期套压突然升高缺乏正确认识、控制不当是造成压井失败的直接原因.提出了正确认识套压曲线"尖峰"、合理控制井口套压、"压井与堵漏并重"等建议,为以后类似问题的处理提供了依据.     

河坝1井高压含硫气层井控技术

河坝1井是川东北部通南巴构造带上的一口重点探井。全井预计产层9个，地层压力相差较大。而且海相地层裂缝、溶洞发育，很容易出现“喷漏同存”的复杂情况，不利于井控。加上碳酸盐岩地层压力预测不准。天然气中舍有硫化氢以及井场自然条件的限制。该井井控难度极大。为此，该井不但应用了高压抗硫井控装备、配备了气体监测仪器、做好了各种应急预案，而且在钻井过程中也采取了地层承压堵漏、简化下部钻具组合、近平衡压力打开产层等预防井喷、井涌的工程技术措施。该井共发生井涌2次。但均压井成功。顺利钻至设计井深。     

从伊朗Arvand-1井溢流压井再谈置换法压井方法

为指导现场技术人员正确使用置换法压井,以伊朗Arvand-1井置换法压井为例,探讨了该井置换法压井作业中的问题,分析了该井采用置换法压井失败的原因。认为该井在关井套压52.5 MPa情况下始终保持注入压力61.6 MPa停泵,降至57.4 MPa后再次开泵,套压保持在42.0 MPa以上平衡地层压力的做法和采取的排气方法都存在一定问题,以致注入了2.55倍井眼容积的压井液却成效不大。指出若将井眼容积、注入量和施工压力结合起来进行分析,采取逐次降低注入套压和排气压力的方法,仅用置换法就可以压井成功。根据压井过程中始终保持井内压力平衡的原则和置换法压井原理,给出了正确的压井方法。      

搞好边加重边循环压井工艺和控制浅层气溢流

在井控工艺中,用好边加重边循环压井法,能缩短关井时间,对井下和地面设备都比较安全;文中介绍国外一种新型的膨胀式防喷器,可在钻进和起下钻中控制压差在10MPa以内的浅层气溢流。文中分别将边加重边循环压井的工艺和控制浅气层溢流工具、方法作了介绍。     

“两路法”压井设计与施工

介绍了特殊压井方法——“两路法”的压井原理、适用条件、计算公式及其在赤水地区的应用情况。分析认为，该压井方法可以使用较低密度的泥浆平衡地层压力，避免了强行下钻作业所带来的风险，因而其效果优于“压回法”     

又喷又漏地层的反挤堵漏压井新工艺

盐九井首次钻遇裂隙、溶洞发育的特殊地层并出现罕见的又喷又漏的复杂情况。通过实施“正注平衡压力，反挤堵漏压井”工艺，使堵漏压井一举获得成功。本文结合盐九井的施工情况介绍了有关工艺原理和施工技术。     

坪北复杂井固井

坪北地区经过多年勘探开发，在近期钻探过程中，经常发生溢流甚至井涌等问题，部分井出水量大，地层孔隙压力高且泄压缓慢。固井时采用两凝两密度水泥浆，大排量连续施工，加大水泥量，并结合环空加压等技术措施，保证了坪北复杂井的固井质量。     

河坝1井堵漏技术

河坝1井陆相地层以砂岩和泥岩为主，夹杂少量的煤层，海相地层以灰岩、白云岩、盐膏岩为主，夹杂少量的泥页岩，地层压力系数差别较大，在钻井过程中发生了24次井漏，漏失钻井液达1855．76m^3。分析了该井的井漏特征及堵漏难点，介绍了井漏预防措施及现场应用的几种堵漏技术，同时也提出了该地区堵漏作业需解决的技术难题。     

非常规井控技术在双602井的应用

辽河油田双６０２井在钻井过程中发生严重井涌，分析了其主要原因，并通过理论计算与分析，确定了侵入流体类型和压井泥浆密度，决定采用置换法压井，介绍了其施工方法及步骤。该井压井的成功，为今后空井压井积累了一定的经验。     

高含硫气井计算机优化压井闭环控制系统

目前压井节流控制箱作为节流管汇上的重要控制装置,在压井过程中被普遍采用。根据节流控制箱的控制原理,利用计算机技术、通信技术和控制技术研制了压井参数监测和节流控制硬件系统,根据高含硫气井的特点编制了高含硫气井压力监测软件系统。高含硫气井压力监测软件系统能实时监测采集压井参数,计算机对采集到的压井参数进行处理,并根据处理结果控制液动节流阀的开度。高含硫气井压力监测软件系统为实施自动压井提供了数据支持,使计算机优化压井闭环控制操作在安全、及时、科学的基础上进行。      

彭页HF-1页岩气井水平段固井技术

为了提高页岩气水平井固井质量,满足分段压裂需求,对彭水地区海相页岩气水平井固井技术进行了研究。针对彭页HF-1井固井技术难点,开展了以通井数据为基础的水平井套管下入数值模拟分析,优选了扶正器类型和扶正器安放间距, 针对该井部分井段地层漏失特性,采用"应力笼"理论开展承压堵漏作业,并优选合适的高效驱油冲洗液和隔离液及水泥浆,满足界面润湿反转和驱油要求。通过数值模拟分析,设计的弹性水泥浆弹性模量6.5~8.5 GPa,扶正器端面居中度达到67%,水平段固井质量能够满足压裂的需求。CBL测井结果表明,彭页HF-1井水平段固井优良率78.4%,质量合格,压裂过程未发现层间窜现象。该技术对海相页岩气井固井有一定的借鉴意义,但需要进一步研究其适应性。      

锦州16高压气井的技术特点及其认识

渤海公司在锦州16井的钻探工作中开创了渤海自营勘探的三项新记录,其一是该井压力系数为1.89,地层压力为74.9MPa,最大泥浆密度为1.97g/cm~3,创造了自锦州20—2气田开发以来,最高压力记录;其二是井深4200m,创渤海自营勘探最深井记录;其三是全井安全顺利,创高压井钻井安全记录。     

岗钾1井高压卤水层井控技术

岗钾1井是一口地质勘探井,施工时提前钻遇了高压卤水层并发生溢流。关井后先后采用了自环空注加重钻井液的"平推法"和自钻具水眼注加重钻井液的"正注法"平衡地层压力,但由于过饱和卤水在上返过程中结晶速度较快以至于形成环空堵塞,给建立循环带来了很大的困难,在试图建立循环过程中,发现裸眼井段存在易漏失的薄弱层,较难建立液柱平衡压力。针对这些问题,采用精确监测压井过程中的压力变化、合理使用压井液密度、合理调节泵注排量等手段,并以正注、反注相结合的技术措施,最终疏通环空建立了循环,顺利完成了压井作业。     

沙101井井下复杂情况钻井完井对策

沙101井φ149.2mm井段在钻进中发生了上喷下漏的复杂情况,在成功进行压井、堵漏作业的基础上,采用强行钻进技术钻至井深5820.00m提前完钻,并顺利完成了φ127.0mm尾管固井作业,有效封隔了上部气层.该井的成功对西部新区塔中、孔雀河地区钻井完井,具有一定的借鉴作用.     

低密度膨胀型堵漏技术在塔深1井中的应用

介绍了低密度膨胀型堵漏技术的堵漏机理、技术特点及在塔深1井中的应用情况。低密度膨胀型堵漏技术利用堵漏剂在漏失通道中先堆积、架桥、连接、填充加固，快速形成封堵率高、填充加固能力强的封堵带，从而达到承压堵漏的目的。该堵漏浆具有高塑性，低动切，密度范围宽，膨胀率高，封堵加固能力强，酸化率高（达到75．0％以上），凝固时间、凝固强度可调的特点。塔深1井6130～6633m井段和6130～6317m井段采用该技术进行承压堵漏将地层承压能力提高到7．4MPa以上，下套管固井及完井作业期间未发生漏失。在塔深1井的应用表明，该堵漏技术具有独特的润滑流动性能及很强的封堵承压能力，在大型堵漏施工过程中，易于配制、调整，不需要特殊设备，施工工艺先进成熟，安全系数高，承压堵漏效果显著，为超深井奥陶系承压堵漏提供了新的技术支撑。