平落006-5井空井固井初探

平落006-5井是平落坝低压易漏地质构造上的一口排水井。设计311.2mm井眼采用空气钻井技术钻至井深1650m下入244.5mm技术套管。为了解决空气钻井达到设计井深后,替入水基钻井液再下套管、注水泥固井面临井壁水化失稳和井漏等问题,第一次实施了空井正注水钻井液固井作业。分析了空井固井的7项技术难点。空井通井采用了模拟钻具配合划眼、加大排气量清扫技术,下套管采用了加长铝质引鞋配合平稳控制下放速度技术,注水泥采用内插管配合施工参数动态监测技术。介绍了现场施工过程中井眼准备及管柱下入、注水泥等工序,值得借鉴和推广。施工顺利,固井质量合格,创造了该地区244.5mm套管空井固井最深纪录,丰富了空气钻井技术。     

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。     

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。     

免钻免捞筛管顶部固井工艺研究与现场试验

常规筛管顶部固井工艺兼有筛管和尾管固井工艺的优点,但是固井后需要钻除管内附件。为提高筛管顶部固井工艺效率,优化了内、外管柱的结构,使用皮碗封隔器和滑套式分级箍代替常规筛管顶部固井工艺中的盲板和压差式分级箍,通过移动内管柱位置实现坐挂、注水泥、循环等操作,固井后提出内管柱时将残留附件一次带出,套管内不会残留盲板和分级箍内套,通径满足后续作业需要,实现了固井后免钻免捞,并可通过调整皮碗封隔器尺寸实现不同复合尺寸套管筛管完井。该工艺在渤海湾海上合作区块的X井进行了现场试验,完成了φ177.8 mm尾管+φ139.7 mm筛管复合管柱的筛管顶部尾管注水泥固井作业,固井候凝后直接投产,无需钻塞,节约了钻机时间。      

Φ139.7mm筛管顶部注水泥免钻塞固井完井技术

为解决常规Φ139.7mm筛管顶部注水泥固井时钻塞时间长、易卡钻、易损坏套管和筛管、影响后期作业管柱下入等问题,依据筛管顶部注水泥固井完井技术要求,在现有Φ177.8mm免钻塞固井工具的基础上,通过设计增加球座、上封隔胶筒和可移动密封机构,优化剪钉压力级差,研制了Φ139.7mm免钻塞固井工具,形成了Φ139.7mm免钻塞固井完井配套技术。该技术在3口井进行了现场试验,结果表明,Φ139.7mm免钻塞固井工具可实现下套管钻井液循环、上封隔胶筒辅助固井、碰压后解除打捞时的活塞效应,打捞力减小200kN以上,且作业时间可缩短约30%。研究结果表明,Φ139.7mm免钻塞固井完井技术减少了钻水泥塞等程序,避免了作业风险,可满足各类油藏及中深井、深井、大直径井眼筛管顶部注水泥完井技术需求。     

内关闭式双级注水泥器在现场的应用

简要介绍了双级固井作业的优点。详细介绍了内关闭式双级注水泥器的结构特点及工作原理。青海油田仙７井应用表明，采用这种注水泥器对技术套管段进行双级固井可以避免压漏地层和提高固井质量。     

漏失井尾管固井

在尾管固井中常发生井漏,固井一次成功关键在于正确应用正反注水泥技术。本文对注水泥方式的选择、水泥量确定、水泥浆要求、注水泥作业过程以及施工中的注意事项进行了介绍。     

建35-3井空井固井技术

建35-3井是建南南高点低压易漏地质构造上的一口开发井,该井在φ311.2 mm井眼采用空气钻井技术钻至井深2 690 m,然后下入φ244.5 mm技术套管.为了解决空气钻井达到设计井深后,替入钻井液再下套管、注水泥固井面临井壁水化失稳和井漏等问题,决定在该井直接进行空井固井作业.通过分析固井技术难点,并采取非插入武正注反灌注水泥固井作业,选用双凝双密度水泥浆体系,用增韧防漏水泥浆作尾浆,该井实现了低压易漏地层全井封固,而且施工顺利,固井质量合格,值得借鉴和推广.     

页岩气水平井套管偏心条件下注水泥全过程压力动态预测

某油田二叠系山西组页岩气水平井注水泥过程中易出现漏失和溢流等复杂问题,严重影响固井质量,现有套管居中条件下井筒压力计算方法难以满足井筒压力精确计算要求。亟需建立一套考虑实际井下工况的注水泥全过程井筒压力计算模型来准确预测、实时评价井筒压力分布特征,以确保固井安全与提高固井质量。考虑套管偏心工况下注水泥过程中多种流体注入对井筒静压和循环摩阻的影响,引入偏心环空摩阻压降修正系数,建立了考虑套管偏心条件下注水泥环空流动计算模型,结合计算A井套管偏心数据,分析了套管偏心对环空压力的影响。结果表明,套管偏心条件下环空摩阻压降比同心环空降低了22.7%～33.42%,套管偏心条件下压力计算模型的预测值与实际泵压吻合度高,计算误差在1.37%以内,采用该计算方法确保了注水泥施工过程中的压稳不漏原则。验证了建立的注水泥全过程压力预测模型与计算方法的准确性,成果对低压易漏地层固井施工具有重要指导意义,避免了井下复杂情况发生,确保固井施工安全。     

阿塞拜疆Bz-1R井超高压固井技术

Bz-1R井是阿塞拜疆Karabagil油田的一口重点探井，其地层压力系数异常，钻井过程中钻井液密度最高达2．28kg／L，且钻井液安全密度窗口窄，易发生溢流或钻井液漏失，固井施工时压稳与防漏的矛盾突出，水泥浆密度的确定、水泥浆浆柱结构设计、平衡注水泥困难。该井井下地层流体活跃，容易在水泥浆候凝过程中侵入环空，影响第二界面的胶结质量而引发环空窜流，压稳防窜候凝困难，加上环空间隙小、水泥浆密度高等的影响，导致该地区固井施工难度极大。为此，研制应用了密度2．3～2．6kg／L性能稳定的超高密度水泥浆体系，采用旁通式自动灌浆浮箍解决了大尺寸套管在高压易漏井的下入问题，配合使用剪销式注水泥前隔离塞及水泥塞定位器，并采取了一系列有针对性的固井技术措施，保证了固井施工的顺利进行，使该井成为该油田第一口固井成功的超高压复杂井。     

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。     

RPN-0085复杂地层高压气井固井技术

RPN-0085井是委内瑞拉ANACO油气田EL ROBLE区块的一口气井。三开?311.2 mm井眼,油基钻井液密度1.48 g/cm3,自上而下钻遇多套高压气层和漏失层,钻井液安全密度窗口窄,多次发生严重井漏和气侵,边堵漏、边压井完成三开进尺,下入?244.5 mm技术套管3 127.13 m。套管到底开泵循环发生严重气侵,出现溢流,低排量压井,节流循环13周,钻井液密度逐渐调整到1.51 g/cm3,建立脆弱平衡,但井下开始出现漏失迹象。针对又溢又漏的井下复杂情况,固井采用防漏、堵漏、改善水泥界面胶结强度的硅酸钠固井前置液,双凝双密度机体抗侵防气窜水泥浆体系及低排量施工和关闭井口环空候凝等系列措施,完成固井施工作业。固井检测水泥浆返至设计高度,封固质量优质,满足气井封固要求。     

顺北鹰1井?444.5 mm长裸眼固井技术

顺北鹰1井二开采用?444.5 mm钻头钻至井深5 395.00 m中完,需下入?339.7 mm技术套管固井。固井施工存在套管悬重大、裸眼段长、二叠系火成岩易漏失层发育和超深大尺寸分级注水泥器下入难度大等技术难题,造成下套管过程中易发生阻卡和注水泥时易发生返性漏失等井下故障。因此,针对顺北鹰1井的特殊工况,通过校核载荷配套下套管工具、优化通井措施、设计套管下放速度和调整钻井液性能,确保套管顺利下入;通过设计适用于超深井的大尺寸分级注水泥器和固井施工流体排量、采用非连续式分级注水泥工艺和复合低密度防漏水泥浆,防止注水泥过程发生漏失,保证固井质量。顺北鹰1井二开固井采取上述技术措施,?339.7 mm套管顺利下至设计井深,注水泥过程中只出现轻微漏失,易漏失层位固井质量中等,实现了有效封固。顺北鹰1井?444.5 mm长裸眼段顺利封固,为顺北油气田大尺寸长裸眼固井积累了成功经验,其固井技术措施可为国内深井超深井大尺寸长裸眼固井提供借鉴。      

胜火1井防漏固井综合技术

预探井胜火１井是一口超低压易漏失井,在钻井过程中,齐古组,七克台,三间房均发生严重裂缝性漏失,漏失泥浆３４８０ｍ＾３,套管鞋处的破裂压力当量钻井液密度公文国０．４９ｇ／ｃｍ＾３,若采用普通注水泥固井技术会导致井漏造成固井失败。为此,采用双级汪水泥固井工艺和漂珠低密度水泥综合技术成功地解决了固井漏失,提高了固井质量,为固好吐哈超低压易漏失井提供了一条有效的途径。     

水平井和侧钻水平井筛管顶部注水泥完井技术

提出了水平井和侧钻水平井筛管顶部注水泥技术,改变了常规的水平井筛管完井工艺中筛管顶部套管(尾管)不注水泥、外部环空彼此窜通的状况,为射孔开发筛管顶部过渡段油层、可靠密封过渡段水层提供了条件;研究了筛管-管外封隔器-盲板-分级箍和管外封隔器-盲板-分级箍悬挂器两套工艺,分别实现了水平井和侧钻水平井的筛管顶部注水泥固井,对20口井进行了现场试验,取得了较好的效果.     

巴基斯坦DAKHNI-11井钻井复杂事故处理技术

巴基斯坦北部地区DAKHNI区块地层复杂,安全密度窗口小,井控安全工作压力大,针对该区块钻井、固井过程中经常发生溢流、井漏、卡钻和地下井喷等复杂情况和事故,提出了下套管期间产生井口高压时的压井处理及井漏后的井控处理对策,并首次应用了自动灌钻井液浮箍。此技术可以避免由于下套管引起的压力激动而诱发的井漏,且省去了灌钻井液时间以降低出现卡套管的风险,认为在下套管过程中应注意控制下套管的速度且分段循环钻井液,防止憋漏地层。     

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。     

热采井半预热固井技术

在热力采油井中,注入蒸汽加热油层套管,油层套管受热产生压应力,当压应力达到套管钢材的屈服极限后,套管开始变形。计算表明,如果用常规方法固井,在通常的注汽温度下,套管都因热应力而产生屈服变形。目前现场采用的防止热破坏方法在理论上没有得到论证。热采井半预热固井技术是在注水泥完毕后,通过井口向油层套管内下入加热器,加热油层套管到预定的温度,使水泥在加热条件下凝固,水泥终凝后取出加热器。该技术可使套管在整个开采过程中一直处于弹性状态,不发生塑性变形,从而解决了套管热破坏问题。     

气体介质条件下的固井技术

近年来,四川油气田大力推广应用了气体钻井技术,对于大幅度提高机械钻速和避免井漏等钻井复杂情况起到了十分重要的作用。为了避免气体钻井结束后替入钻井液可能引发的井漏、井眼不稳定等复杂情况,缩短钻井周期、降低钻井成本,进一步提高固井质量,在川渝地区探索实践了气体介质条件下339.7 mm表层套管和244.5 mm技术套管共18井次的干井筒固井作业,基本形成了一套气体钻井后干井筒（井眼内为纯气体时的井筒简称为干井筒）固井工艺技术方案与措施。在干井筒固井施工过程中,主要作业环节的工艺技术包括：气体介质条件下井眼准备及下套管技术、非连续液相注水泥技术等,并介绍了防井漏、防井壁失稳、防环空堵塞等技术。实践表明：干井筒固井施工的固井质量明显高于常规固井的质量;注水泥浆施工工程风险小;可消除气体钻井结束后替入钻井液再固井作业可能带来的井下复杂情况。     

新型双合叶浮球式自灌浆浮箍设计及应用

双合叶浮球式自灌浆浮箍能够在注水泥时用来控制胶塞的下行位置,以确保管内水泥塞长度,防止水泥浆倒流。通过投球蹩压的方式蹩掉塑料挡管,实现自灌浆和逆向密封的变换,可连续作业,既能增加密封效果,又能节省套管下入的时间。该浮箍可用于直井、水平井、定向井、套管开窗侧钻井等多种钻井的固井作业。减轻了钻井液对套管的浮力,减少了套管下入过程中井眼环空泥浆上返速度,及套管在下放时卡钻的几率,实现了下套管的连续施工,利于井壁稳定;能很好地配合其他固井工具的使用,易安装易钻取,使用安全可靠,值得推广应用。