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准确评价地层漏失压力是低漏失压力井固井防漏施工设计的前提,但目前对漏失压力评价仍缺乏有效的理论计算和现场试验方法,导致固井防漏设计与施工缺乏定量依据。基于宾汉流体在套管与环空内流动的流变学原理,提出通过逐步提高循环排量,增加作用于目标层的动液柱压力实现地层漏失压力测试的方法。该方法根据实时循环立压,结合环空和套管的几何特征关系,可定量计算目标层动液柱压力;结合实时监控进出口钻井液排量,在发生微漏时停止测试,此时对应的动液柱压力即为地层漏失压力,或测试至满足固井防漏需要时停止。现场应用结果表明,该方法便于现场快速测定地层承压能力,为防漏固井设计优化与施工方案调整提供了数据支撑。 相似文献
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SHB区块储层埋藏较深,二开中完裸眼地层封固段长超过5500 m,φ250.8mm+φ244.5mm复合技术套管固井易发生井漏,漏失是制约该井区固井质量的瓶颈。结合地层压力数据,控制套管下放速度、环空浆柱压力优化设计、分级箍安放优化方法,降低了井下漏失的风险;双速替浆方法既满足了固井防漏需要又提高了顶替效率。该工艺技术应用于SHXX3H水平井的技术套管固井,有效解决了固井漏失问题,提高了固井质量。 相似文献
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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。 相似文献
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盐192区块主要部署的是大斜度井和定向井,目的层承压能力低,漏失层位多。2020年采用一次上返和顶部补救的固井措施,固井施工中仍然普遍存在漏失,导致固井封固率偏低。通过优选低密度水泥浆体系,降低低密度水泥浆摩阻、优化固井施工排量、优化水泥浆浆柱结构等措施,有效降低了环空液注压力。2021年对盐192区块8口井的固井施工实践表明,漏失井口数和漏失量大幅降低,水泥浆全部返到表层套管脚以上216 m,大斜度井裸眼段封固率从2020年的81.27%提高到100%,实现该区块大斜度井固井一次上返。 相似文献
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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。 相似文献
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乌兹别克复杂水平井固井工艺技术 总被引:2,自引:0,他引:2
1-G井、350井是乌兹别克斯坦的第一批水平井,表层套管尺寸大,技术套管裸眼段长,地层异常高温,盐膏层段长,油气层"上喷下漏"导致固井难度极大.经过研究摸索,(4)508 mm表层套管、(4)339.7 mm技术套管采用了插入法固井,采取两凝水泥、稀释钻井液、大排量注替等措施较好地解决了长裸眼大环空内的水泥浆窜槽问题.(4)244.5 mm尾管固井,选用厚壁套管、悬挂简单可靠的外台阶式尾管悬挂器,使用欠饱和盐水水泥浆,采取稀释钻井液、增加水泥浆的接触时间、大排量紊流顶替等措施,达到了封隔地层防止长段膏岩层蠕动之目的.(4)139.7mm完井套管固井,采用管外封隔器带分级箍加盲板的复合结构,使用不渗透水泥浆体系,较好地解决了高渗透油气层的封固问题.350井完井固井工具出现问题后,成功地实施了反向注水泥固井技术. 相似文献
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复杂井固井低密度水泥浆体系性能研究 总被引:3,自引:0,他引:3
针对低压易漏地层固井中易漏失、流体窜槽和高浓度盐水对水泥环柱的腐蚀问题,提出以保持低密度水泥浆密度的稳定性为基础,突出水泥浆的触变性和使水泥石体积有一定微膨胀性能为依据的观点。通过改善水泥石的自身防腐蚀性能,研究出一种独特的密度为1.30~1.45 g/cm3的粉煤灰复合低密度水泥浆体系,以此来满足复杂井低密度固井的需要。室内评价了该粉煤灰复合低密度水泥浆体系的密度稳定性、触变性、界面胶结强度、防腐蚀性能。结果表明,该水泥浆体系不仅具有非常好的密度稳定性和良好的触变性,而且水泥石的体积有一定量的膨胀能提高界面胶结强度和水泥石较强的耐一定浓度盐水的腐蚀的性能,从而可将腐蚀介质对套管的腐蚀转化为对水泥石的腐蚀,延长套管和油气井的使用寿命。 相似文献
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随着塔河油田油井长期注水、注气三采开发,油井套损现象日趋严重,特别是一些老井,由于受套管使用年限较长,固井质量较差,套管抗挤强度低等因素影响,套管薄弱段、套管悬挂器部位易造成破损,地层水侵入井筒导致油井高含水。前期套损井治理的主要工艺是卡封堵漏和挤水泥,这两种工艺的缺点是适用性有限,有限期短。目前塔河油田针对性地应用套管短回接固井工艺,一次性、永久性解决了油井套损问题。通过上述3类套损治理工艺的分析,重点突出套管短回接固井的优点,为后期该工艺的推广提供了重要依据。 相似文献
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深井、大斜度井尾管悬挂固井工艺 总被引:5,自引:0,他引:5
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。 相似文献
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复杂深井尾管固井及回接技术实践 总被引:1,自引:0,他引:1
尾管悬挂固井是一种工程经济效益较高、注水泥环空阻力较低且有利于改善套管柱轴向设计和再钻进水力条件的固井方法,常常应用于深井超深井的固井作业。鄯科1井是一口科学探索井,完井尾管具有井径极不规则(实测井径扩大率最大为139.82%,最小为-6.02%)、施工压力高(15~20 MPa)、封固段长(考虑水泥余量的情况下封固段可长达1500 m)和尾管回接固井要求封固两头且不使用分级注水泥等难点。文章针对固井难点,总结出一套适用于复杂深井尾管及其回接固井的优化设计关键技术,它主要包括管串选择、套管扶正器加法、水泥浆体系优选、施工压力校核和配套工艺措施。实践证明,这些技术对类似井的固井作业具有实际的参考价值。 相似文献
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草古100潜山水平井固井油气层保护技术 总被引:1,自引:0,他引:1
草古 100区块是草桥油田的 1个潜山稠油藏区块,计划钻 10口水平井以提高产量,采用筛管完井。在?2 44.5mm技术套管固井时,潜山油层已打开,水泥对油层污染严重,前 2口井固技术套管时未采取油气层保护措施,产量较直井提高不明显。为解决此问题,研究使用了?2 44.5mm技术套管固井油气层保护技术,使平均单井原油产量提高 142%,取得了较好的效果。文中介绍了潜山油藏特点及采用二级注水泥方法,采用连续打开式分级箍、水泥伞。一级固水泥,先固水泥伞以上 30m,凝固后再用打开式分级箍进行二级固水泥到井口。水泥伞的优点是,防止水泥浆直接冲击油层,达到防止压漏地层,起到保护油层的效果,在固的 8口井当中均取得较好的效果。 相似文献
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针对水平井长水平段尾管固井存在的尾管下入困难、尾管居中度不易保证、环空间隙小、高边自由水窜槽和低边泥浆窜槽等技术难题,在试验研究的基础上,总结出提高水平井尾管固井质量的实用技术:①选用沉降稳定性好、低失水、零析水、防气窜的水泥浆体系;②选用黏滞性前置液,使环空浆柱结构的密度成梯度(ρ钻井液<ρ前置液<ρ水泥浆)分布,确定环空前置液流态达到紊流状态的合理施工排量,可以更好地清洁井眼,提高顶替效率;③模拟尾管刚度通井,采用单铣柱、双铣柱和三铣柱3种钻具组合分别进行3次通井,破坏井眼低边“死泥饼”,消除井眼不规则带来的阻卡,确保尾管顺利下入到位;④合理选用及安放扶正器,保证套管居中度达到67%。在苏里格气田苏5区块进行了2口水平井尾管固井实践,结果表明:固井合格率分别达93.78%和99.83%,优质率为70.93%和81.88%,为该区增产改造提供了技术保障。 相似文献
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