深层复杂井固井技术在南堡3-20井的应用

冀东南堡3-20井是冀东油田南堡3号构造的一口重点预探井,在油层固井过程中存在井眼质量差、井底温度高、油气显示活跃、水泥封固段长、井漏等问题,固井面临挑战。通过分析影响固井质量的主要因素,采用强化井眼准备、优选水泥浆体系、科学计算环空液柱分布和提高顶替效率等措施,较好地解决了该井的固井难题,形成了一套深层复杂井的固井关键技术。南堡3-20井固井技术的成功应用,对同区块同类型的深层复杂井固井具有借鉴意义。     

南堡3-81 井高温尾管固井技术

南堡3-81 井位于黄骅坳陷南堡凹陷南堡3 号构造南堡3-81 断背斜高部位,该井斜深为5 939 m,井底静止温度达202 ℃。在四开钻井过程中发生溢流、井漏等复杂情况,下完尾管后环空间隙小,环空液柱流动阻力大。为了保证固井质量,对该井的难点进行分析,并针对固井难点,优选了抗高温恒低密度水泥浆体系、抗高温常规密度水泥浆体系。通过对现场井浆的优化,配制出了与水泥浆、钻井液相容性好的冲洗隔离液,完善该井的固井配套技术措施。并在南堡3-81 井现场应用,固井施工顺利,固井质量为优质。该固井技术为油田深井固井提供了技术支撑。      

桥口油田深探井固井技术研究

桥口油田是目前中原油田深层气开发的重点区块之一，该地区由于油气层埋藏深，分布广，井底温度高，在固井过程中易发生油气窜槽，在高温条件下水泥石强度也会急聚衰退。针对桥口油田固井的特点，着重分析研究了高温高压条件下的防气窜水泥体系，提出了一些有针对性的技术措施，通过1999年以来10口井的固井实际应用，达到了固井一次合格率100％，优质率70％的良好效果，固井技术在该地区日臻完善。     

佛耳5井超高密度尾管固井技术

佛耳5井是佛耳崖构造上的一口定向井,设计井深3076m,Φ127.0尾管悬挂固井难度大,裸眼段钻井液密度高达2.41g/cm^3,最大井斜超过40°,下套管、固井的施工风险和难度大,通过精细井眼准备、固井设计和固井施工,尾管顺利下至设计井深,固井施工安全,固井质量合格。     

吉林油田长深5井抗高温胶乳水泥浆固井技术

长深5井是吉林油田最深的一口天然气预探井,完钻井深5321 m,静止温度180℃,生产套管固井存在着井深、温度高、全封温差大和酸性气体腐蚀等技术难点,固井需要采取防漏、防窜和防腐技术措施。为了确保该井固井质量,进行了技术难点分析,研究开发了抗高温前置液和胶乳水泥浆体系。通过热稳定性、稠化时间、强度发展、高温失水、中停模拟等一系列室内实验研究和固井工艺参数优化设计,全部采用国产油井水泥、外掺料和外加剂成功完成了长深5井生产套管固井施工作业。外加剂成本仅相当于进口产品的三分之一,固井质量合格段100%,优质段96.46%,为松辽盆地深层高温天然气井固井技术国产化提供了可靠途径。     

泽74-1X井尾管固井技术

泽74-1X井是利用原上部井眼进行侧钻的1口重点评价井,井身剖面为"直增稳降直"五段制定向井。完钻井深3860m,进入潜山5m,最大井斜41.46°,最大井眼曲率11.03(°)/30m,水平位移574.21m。在?215.9mm井眼内下?177.8mm尾管先期完井,尾管实际下深3859.8m,尾管全长1852.49m,属于超长封固段小间隙井下尾管固井范畴。介绍了下套管固井存在的技术难点,针对该技术难点,优选了水泥浆体系,采取了合理的下套管固井措施。该井固井的成功为今后同类井的固井提供了有益的经验。     

吉达4井7″尾管固井技术探讨

吉达4井是CNODC在卡拉吉达区块部署的一口重点探井,四开钻至6230m完钻,下入7"尾管,钻井液密度达2.37g/cm3,井涌和漏失风险并存。通过从井眼准备、下套管到固井施工全过程的控制,经过套管串、隔离液、水泥浆全方面的优化设计,结合平衡压稳技术和设备、工具配置等各方面的细节落实,成功进行该次尾管作业,固井质量优质。     

委内瑞拉低压高渗漏地层小间隙尾管固井技术

委内瑞拉P.D.M油气田,是20世纪80年代发现的轻质原油和伴生天然气油气田,油田地质条件复杂。钻井采用五层套管结构,五开φ165.1 mm井眼,使用油基钻井液,下入φ139.7 mm生产层尾管至井深5 200 m左右,封固渐新统Merecure组粗砂岩油气藏。该油气田经长期开发产能下降,当前日均单井产量不足60 m3/d,部分区块储层衰竭,压力亏空,形成低压高渗漏地层,给固井带来风险。固井作业时采用复合型多功能前置液体系,依据Merecure储层低压高渗漏和伴生天然气高含H₂S的地层特性,应用低密度水泥浆降低环空液柱压力,降低井漏风险,提高水泥石韧性,优选了具有低失水量和良好流动性、静胶凝强度过渡时间不大于25 min、能降低环空气窜几率的高性能水泥浆及相应工艺技术措施,完成该油田低压高渗漏地层小间隙尾管固井,封固质量优质。      

川深1井超高温高压尾管固井技术

针对川深1井四开井段超高温高压地层尾管固井长效密封的需求,通过增大硅粉加量和合理匹配硅粉粒径抑制水泥石强度衰退,优选高温苯丙胶乳、纳米液硅等改善水泥浆的防气窜能力、力学性能、稳定性等,设计了适用于超高温高压地层的高密度防气窜水泥浆。其性能为:密度2.05 kg/L,防气窜系数SPN值小于0.43,气窜模拟未见气窜现象发生;水泥石在180 ℃下养护14 d抗压强度达到了41 MPa,未见强度衰退现象;水泥石气测渗透率0.008 1 mD,单轴弹性模量为7.54 GPa。川深1井四开井段采用高密度防气窜水泥浆,并采取“替净”、“压稳”和“封严”等固井技术措施,有效封隔了高压气层,为后期作业提供了良好的井筒环境。这表明,超高温高压地层通过优选合适的水泥浆,并采取相应的技术措施,可以解决超高温高压地层的固井技术难点,提高固井质量。      

云安21井深井尾管固井技术

云安21井是红家湾潜伏构造上的一口开发井，该井的设计井深为5709m，但在实钻的过程中，由于钻遇断层，引起井深增加，裸眼段增长至1800m，属于低压漏失层、超长封固段小间隙井尾管固井范畴。介绍固井技术难点，固井技术措施、水泥浆体系的优选、现场应用及认识与体会。     

深井、大斜度井尾管悬挂固井工艺

针对深井、大斜度井尾管固井风险高、技术复杂、施工难度大、质量要求高等特点,研制了一种液压-机械联作式自动脱挂尾管悬挂器以及固井工艺,介绍了该悬挂器的结构、工作原理、性能特点。该悬挂器采用液压剪销坐挂、自动脱挂,双胶塞碰压顶替的工作方式,可实现坐封、脱挂、碰压、冲洗连续施工,允许大幅度上提、下放、旋转套管及中途循环钻井液,能够有效解决深井、大斜度井尾管固井坐挂难、倒扣难、留水泥塞等技术难题。通过15口井的现场应用,表明该工艺可提高尾管固井质量、缩短钻完井时间、降低成本、减少井下钻具事故,有进一步推广的价值。     

塔里木山前区块超深井尾管塞流固井技术

克深905井是克深气田克深9井区中部的一口开发评价井,四开完钻需进行尾管固井,井深为7368.2m,井底静置温度为164℃,压力为180MPa,在钻进过程中易发生溢流、井漏等复杂情况,且环空间隙小,安全密度窗口窄,为保证固井质量,防止井漏发生,全程采用塞流注替。根据现场水泥浆情况进行了水泥浆流变学设计和塞流顶替计算;优选了抗高温、抗盐高密度水泥浆体系及与钻井液相容性好的冲洗型隔离液;设计了能够压稳地层密度为2.58g/cm3的抗高温水泥浆;对现场泵压与返出量进行了实施监控。现场固井过程中未发生漏失,施工顺利,所封固井段的固井质量合格率为99.2%,该井尾管塞流顶替为中国首次在井深7368.2m的井段使用。      

西20-1X井尾管固井工艺技术

西20-1X井是西20断块上的1口三开定向开发井,目的层为寒武系府君山组。该井潜山盖层复杂,技术套管未能坐入潜山,三开后发生严重漏失,无法建立循环,用常规固井工艺技术无法固井,采用尾管悬挂器、管外封隔器及配套工具等新工艺技术达到了优质固井的目的。     

冀东油田南堡2-11井钻井技术

南堡2-11井位于河北省唐海县南堡开发区南堡村东约5km处,属渤海湾盆地南堡凹陷2号构造,钻探的主要目的是落实该构造东一段油气显示情况,为“海油陆采”做准备,该井设计井深4168m(垂深3200m),最大井斜52.02°,井底水平位移2338m,是一口四开五段制三靶定向预探井。该井在施工中采用井身结构优化、轨迹控制、井[净化、摩阻控制等多方面先进的钻井及钻井液技术,成功完成了钻井、地质施工任务。全井施工安全无事故,并取得了可喜的经济效益。文章对该地区大位移定向井安全施工具有借鉴作用。     

青2-2井小井眼小间隙尾管固井技术

青2—2井是一口重点开发井，实际完钻井深4500m。原设计二层井身结构，中途改为三层井身结构。井身轨迹差，油气层显示活跃，环空间隙小，给尾管固井施工带来了难度。通过应用固井仿真与智能设计软件进行固井设计，强化井眼准备，优选水泥浆体系，严格细化施工技术措施，加强施工网络管理，保证了固井施工安全，获得了满意的固井质量。     

天东90井修井尾管固井实践

修井尾管固井技术是使老井复活、重新开采,以获得新的井口产能.文章介绍了从修井到固井工艺过程中涉及的固井问题,着重介绍了扩眼、刮管及尾管小井眼固井的难点、技术及现场的实际应用,对类似老井修井尾管固井具有一定的指导意义.     

中原油田深探井钻井技术

本文针对中原深探井钻井情况进行了具体分析，对深探井钻速低、盐膏层和深层盐岩相变、深部易斜井段井斜控制、井漏封堵等，理论和现场施工上提出了一些新的处理措施和建议。