地层封隔式分级箍在漏失、溢流井固井作业中的应用

分级箍或封隔器是两种固井中常用的工具,分别用来解决固井中不同的问题。利用地层封隔式分级箍特点及原理,针对DK581-2井在钻井过程中遇到又涌又漏的复杂情况和施工难点,摒弃常规分级箍,将分级箍和封隔器两种功能有机地结合起来,选用美国Davis-Lynch公司生产的T778-100型封隔式分级箍,通过制定详尽的技术措施和现场应用,解决了又涌又漏的复杂固井问题。对其他类似井有很好的借鉴作用。     

新型固井工具研制

介绍自行研制的新型固井工具－液压自动脱挂尾管悬挂器、自通径液压分级注水泥器和自灌自锁套管浮箍的结构、 工作原理、技术参数及现场应用情况。现场应用证明三种工具设计合理、性能可靠，经济效益显著，能满足深井、斜井和水平井等特殊井固井的需要。     

一种新型免钻塞分级注水泥接箍的研制与应用

分级固井常用于气井等需要长井段注水泥封固的生产套管固井。免钻塞分级注水泥接箍是一种近年来开始应用的新型工具,实现分级注水泥并在作业完成后分级箍胶塞座、胶塞等附件自动落井,实现固井后免钻塞。应用免钻分级箍技术能简化作业程序、缩短建井周期、降低钻井成本,具有取代传统分级箍的发展趋势。但目前免钻成功率还有待进一步提高,尤其是复杂井况下的应用。文章介绍了一种新型免钻塞分级注水泥接箍的研制与应用,相比于传统分级箍,该工具采取了创新结构设计,具有高免钻成功率、施工作业安全和密封可靠特点。系统测试和现场应用表明,其能适应复杂固井工况,是一种适应性良好、具有推广应用前景的新型免钻分级箍。     

草古1潜山油藏漏失井固井技术

胜利油田草古１潜山稠油油藏缝洞十分发育,导致固井过程中水泥浆严重漏失。本文在分析该油藏地质特征、油藏类型的基础上,改进了固井技术,采用封隔器—分级箍和水泥伞—分级箍的固井工艺很好地解决了该油藏漏失井固井问题,在４５口井的应用中,固井合格率１００％,优质率８９％。     

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。      

页岩气水平井固井工具配套技术

为满足页岩气水平井固井作业特殊需要,针对页岩气水平井套管下入困难、水平井眼套管居中度差以及高压固井套管浮箍浮鞋关闭不严等问题,研制了专用的套管安全下入引导工具、水平井专用套管扶正器以及井底关闭专用工具。详细描述了这些固井工具的结构原理和性能特点,给出了其技术参数和适用范围。结合涪陵页岩气水平井实际情况进行了固井工具配套技术研究,介绍了专用固井工具的现场应用情况。现场应用结果表明,所开发的专用固井工具能够满足涪陵页岩气水平井固井施工的需要,建议根据不同井况推广使用。页岩气水平井固井工具的研制成功对于确保固井质量和满足页岩气开发的需要具有积极的意义。     

双级箍分级注水泥固井技术在塔中6-306井盐膏层中的应用

塔中6-306井是中石化集团西部新区部署在塔里木盆地的一口重点井,该井是西部油田的一口超深井,地层较为复杂,固井施工难度较大。影响固井施工和质量的主要因素:该井含膏盐层段较长造成下套管困难;含膏盐层段井径较大,在固井施工中水泥浆的流态、流速频繁变化,严重影响水泥浆顶替效率;该井封固段长,水泥量大,作业时间长,施工难度较大,对固井工具及附件的性能提出了较高的要求。通过对该井存在的难点分析,进行了固井套管串结构、双级箍选型,应用性能优良的盐水水泥浆体系,提高了盐膏层段固井质量,该井采用双级箍分级注水泥固井技术的成功为今后类似井固井提供了宝贵的经验。     

顺北油气田防漏固井用封隔式分级箍研制与应用

顺北油气田二叠系固井极易发生漏失,环空水泥缺失长度超过2 000 m,导致生产期间套损严重。针对该问题,研制了封隔式分级箍,并进行了室内性能评价试验和现场应用。室内性能评价试验发现,该分级箍不仅具有常规分级箍的功能,还可以在一级固井后胀封封隔器,封隔漏层,防止二级固井时发生漏失,提高环空水泥环完整性;封隔器胀封后,环空封隔能力可达20 MPa;循环孔关闭后,管内密封能力不低于套管抗内压强度。顺北油气田9口井应用了封隔式分级箍,二级固井平均漏失量由105.1 m3降至3.5 m3,环空水泥缺失长度由2 048 m缩短至350 m,节约固井成本约1 100万元。封隔式分级箍解决了长裸眼易漏失井段固井时的漏失问题,为顺北油气田的高效开发提供了技术支撑。      

固井分级箍失效的解决方法

针对水平井裸眼防砂筛管完井施工时分级箍提前打开和无法打开等问题,研制开发了固井分级箍失效应急装置。该装置主要由上接头、本体、循环孔、密封胶圈和下接头等组成,结构简单、设计合理、操作方便,施工成功率100%。2008年在胜利油田1口水平井的裸眼防砂完井施工过程中一次性应用成功,解决了水平井裸眼防砂完井施工时,液压分级箍在液压动作失效的情况下进行胀封和打开分级箍的疑难问题,使复杂结构井完井工艺得到了进一步完善。     

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。     

水平井固井质量影响因素分析与提升对策探讨

随着井下大型压裂工艺技术的不断应用,对水平井固井质量的要求越来越高。水平井固井质量的好坏直接影响着水平井的产油寿命。本文对影响水平井固井质量的因素进行了分析,从研制专用通井工具进行模拟通井作业、应用漂浮接箍进行管串结构优化、优化水泥浆体系性能和强化固井工艺等方面进行了论述,对提高水平井固井质量具有积极作用。     

塔河油田长裸眼φ177.8套管双级固井技术分析

塔河油田Φ177.8套管双级固井裸眼封固段长,固井存在漏失,下部井段井径极不规则、顶替效率低,造成第一级固井质量不理想。通过合理安放分级箍位置、强化下套管技术措施、使用复合前置液、优选水泥浆体系等一系列措施,在一定程度上解决了塔河油田Φ177.8套管双级固井存在的问题,对延长油气井寿命起到良好的作用。     

一次上返固井技术在天然气井中的应用

一次上返固井技术是解决天然气井长裸眼段固井的一项技术，优点在于缩短了钻井周期，降低钻井成本，消除了因使用分级箍而造成套管串承压能力降低等问题，气层段固井质量也得到了有效保证。一次上返固井技术主要难点是固井现场施工注灰量大，水泥浆性能要求高，固井过程中易发生泵压过大、蹩泵，留水泥塞等复杂情况。通过地质分析和现场调研，进行了大量试验，在搞清地层岩性及地层压力的情况下，成功研制出了GSJ低失水、稳定性好的漂珠低密度水泥浆体系和目的层使用的GSJ防气侵水泥浆体系及相配套的现场施工固井工艺技术，在大牛地气田成功应用于11口井的现场施工，目的层段固井质量优质率达100%，低密度段封固质量达到设计要求。由此在大牛地气田形成了一次上返固井相配套的井口压力控制及防漏控制工艺技术，获得了大牛地气田最低地层漏失压力、气层压力数据资料，为大牛地气田全面推广一次上返固井提供了技术支撑。     

水平井有限级次套管滑套固井工具研制与应用

为了实现高效分层压裂、提高工具可靠性,需开发水平井有限级次套管滑套压裂工具。与常规固井相比,存在现有胶塞无法满足超大变径条件下水泥封隔、水平段难以有效碰压及单流阀断流等难题。经过室内评价试验及工具结构改进,研制了适合水平井工况的固井胶塞、碰压短节、浮箍浮鞋等装置。结果表明:顺利完成了SP42H套管滑套固井试验,碰压正常,通井发现人工井底符合设计要求,后期压裂施工顺利,可以满足水平井套管滑套固井要求。     

深井固井工艺技术研究与应用

分析了深井超深井固井存在的技术难点、影响固井质量的主要因素以及必须解决的关键技术环节,提出了提高深井固井质量的技术措施。结合设计井深7000 m的中国石化重点深探井——胜科1井,讨论了超深井固井的技术难点、固井方案和现场施工时应注意的问题。目前,胜科1井已完成φ339．7 mm技术套管和φ244．5 mm×φ250．8 mm复合尾管的固井施工,工具附件和水泥外加剂全部采用国内产品。第一只国产φ339．7 mm大尺寸分级箍的成功和四套水泥浆体系的应用保证了固井质量,为继续安全钻进提供了保障。     

5(1/2)″小通径无接箍套管二次固井工艺技术

随着油田开发的深入,部分油井套损程度严重,原有的小套管二次固井工艺技术已不能全部适应套损井修复需要,为此开发配套了无接箍套管二次固井及采油工艺技术。文章介绍了小通径无接箍套管二次固井工艺的小通径无接箍套管选型、井下工具配套、注采管柱配套及现场应用情况,采用该技术有效提高了套损井修复成功率。     

小尺寸尾管固井技术为塔河油田开发保驾护航

<正>日前,西北油田深井193.7 mm套管开窗侧钻井TH12368CH井顺利完钻,该井139.7 mm小接箍非标套管下入井深6 047 m,段长384 m,固井施工顺利,固井质量优秀。为满足地质避水要求,塔河油田部分193.7 mm套管开窗侧钻井钻遇巴楚组和桑塔木易塌泥岩,最有效的解决办法就是以管材对复杂泥岩实施"机械"封隔。因此,西北油田工程技术研究院通过研究与配套,形成了以139.7 mm小接箍非标套管研发、非标套管固井工具配套和深井小井眼窄间隙固井工艺为核心的小尺寸尾管固井技术。截至目前,139.7 mm     

筛管顶部尾管注水泥技术在埕北326A-支平1井中的应用

埕北326A-支平1井利用水平井控制泄油面积较大的优势,高效开发东营组埕北326块含油砂体.为减少油层污染、探明油藏储量,地质部门对本井的固井完井方案提出了一些特殊要求.主井眼采用筛管配合盲板,上部加管外封隔器串接分级箍、自封式悬挂器配套的筛管顶部注水泥固井工艺,分支井眼采用裸眼完井.施工工艺上需先坐挂悬挂器,然后涨开封隔器,再憋开分级箍建立循环,然后悬挂器倒扣丢手甩掉尾管再进行固井作业,固井结束后需先关闭分级箍,然后再胀封悬挂器自带的封隔器,然后起出悬挂器中心管循环出多余水泥浆.该井管串复杂,入井工具、附件多,各工具之间的工作压力梯度匹配较难,给固井施工带来极大挑战.埕北326A-支平1井顺利完成固井作业为类似井的完井探索出一条新路子.     

松辽盆地八屋、十屋地区浅探井固井技术

针对松辽盆地八屋、十屋地区浅探井井眼不规则、封固段长、固井质量难以保证等问题,通过优化通井钻具结构、合理设计扶正器和分级箍的安放、选用高效冲洗液和加重隔离液、优选固井水泥浆体系等固井技术措施,有效解决了该区块浅探井固井漏失及气窜问题。     

裂缝性灰岩地层的固井实践

本文通过霸检二井灰岩漏失层的固井实践,扼要介绍套管外分隔器分级注水泥接箍及水力式尾管悬挂系统组合结构的施工经验,这给恶性漏失层如何完井提供了一个新途径。