小井眼固井工艺技术研究及现场应用

结合克拉玛依低效油田乌5井区区块小井眼固井实践,阐述了小井眼固井施工存在的技术难点及 相应解决方案,其中包括小井眼水泥浆体系研究;探讨了小井眼固井压力控制、小井眼固井提高顶替效 率的措施,及固井施工注意事项。     

小井眼固井工艺技术研究及现场应用

2004年在克拉玛依低效油田乌5井区成功完成了3口平均井深1570m的小井眼井，文章结合该区块小井眼固井实践，阐述了小井眼固井施工存在的技术难点及相应解决方案，其中包括小井眼水泥浆体系研究，小井眼固井压力控制，小井眼固井提高顶替效率的措施，及固井施工注意事项。     

国内外小井眼固井技术研究现状

由于小井眼井可显著降低钻井成本,因此在国内外应用较广。但小井眼井具有井眼尺寸小、环空间隙小的特点,所以小井眼井固井难度较大,这限制了小井眼井的推广应用。为促进小井眼井固井技术的发展,在总结小井眼井钻井与固井特点的基础上,分析指出其固井技术难点主要集中在套管居中度不高、环空摩阻大、顶替效率低、水泥环力学性能要求高、施工工艺设计困难和工具简单等。对国内外在小井眼井固井的研究现状进行了综述,在分析水泥浆体系、套管居中技术、环空间隙问题、扩眼工具和施工工艺的研究现状的基础上,指出现有技术的不足在于水泥浆技术不成熟、固井工具缺乏现场应用,施工工艺自动化程度低等。为此提出了提高小井眼固井质量技术建议,包括提高套管居中度技术、套管安全下入技术、水泥浆性能技术、随钻扩眼技术和施工工艺技术等。     

复合钻杆胶塞解决超深井尾管固井碰压问题

为了解决塔河油田尾管固井由于不能确保碰压而采用平衡法固井留水泥塞过长的问题，设计了一种分体式复合钻杆胶塞。该胶塞由上胶塞(Ф127mm、空心)、下胶塞(Ф89mm)、密封圈、销钉、导向头及卡簧组成，上胶塞与下胶塞通过销钉连接在一起。上胶塞针对Ф127mm钻杆内钻井液的顶替，下胶塞针对Ф89mm钻杆内钻井液的顶替。替浆时，复合胶塞在Ф127mm和Ф89mm钻杆连接处分离，下胶塞继续在Ф89mm钻杆内运行，直至与尾管挂处的套管胶塞复合。现场试验表明，采用复合胶塞固井能够确保碰压，缩短水泥塞，从而减少了扫水泥塞时间(由过去的平均50h缩短到现在的不到10h)，而且改善了固井质量。     

国内外小井眼井钻采技术的发展现状

采用小井眼井大幅度地降低低渗透、特低渗透气田的开发成本,来提高我国该类气田的开发经济效益显得十分紧迫和非常必要。为此,在调研国内外相关小井眼井钻采技术的基础上,介绍了国内外小井眼井钻采技术的发展现状：包括国外小井眼井钻完井技术和井下工具的配套,小井眼井排水采气及增产改造等技术的现场应用效果;国内小井眼井钻井技术,小井眼井增产改造和配套工艺研究及现场应用效果;国外小井眼井的井下工具已基本配套,而国内井下工具仍需进一步配套完善。进一步提出了结合国内小井眼井钻采技术现状,尽快开展后续工艺和井下工具的配套研究,建议中国石油天然气集团公司在长庆苏里格等气区划出试验区块,开展小井眼井系列技术的现场试验,以促进小井眼井技术的整体配套和完善。     

高温条件下小井眼水泥塞固井技术

本文以渤海中部井6〞裸眼水泥塞作业,抗高温、防腐蚀体系为例,从深井复杂地层小井眼水泥塞、水泥浆体系、固井工艺技术难点等三个方面,总结出一套适合渤海高温条件下小井眼水泥塞作业技术工艺。     

苏里格小井眼一次上返固井技术研究

苏里格气田小井眼开发试验井152.4mm井眼下88.9mm油管完井,固井采用一次上返,水泥浆返至地面。固井施工时管内外静液柱压差大、套管内间隙小流动磨阻大导致施工压力高影响顶替效率,并且刘家沟地层承压能力低,顶替过程中易发生漏失,影响水泥浆返高。为解决该问题,研发了高强微珠低密高强水泥浆体系,该体系密度低、强度高、性能稳定,在解决漏失问题的同时还能对地层进行有效封固,满足长期注采需要;并通过前置液后置液技术,提高顶替效率,解决了高泵压低环空返速情况下的顶替效率问题。目前已在苏里格气田使用该工艺完成现场实验3口井,固井质量一次合格率100%,井底未留水泥塞,水泥浆成功返出地面,实现了全井段封固。     

泾河油田水平井固井难点与对策研究

泾河油田地层承压能力低,固井过程中易发生水泥浆漏失,导致水平井固井质量较差。在分析固井技术难点的基础上,通过室内和现场试验优化了GSJ水泥浆体系,基于地层压力与破裂压力确定了环空浆体结构,优选了扶正器类型并优化了其加放位置,采用了加长胶塞、树脂滚轮刚性旋流扶正器和关井阀等工具,并采用"紊流+塞流"复合顶替工艺,以降低漏失风险、提高固井质量。室内试验表明,GSJ水泥浆体系具有良好的性能,尾浆API滤失量小于20 mL,过渡时间15 min,水泥石12 h抗压强度达19.0 MPa,模拟套管居中度大于72.5%。该固井技术在泾河油田18口水平井进行了现场应用,水泥浆全部返至地面,固井优良率达100%。现场应用表明,该固井技术解决了泾河油田水平井固井难题,提高了固井质量,为后期分段压裂提供了良好的井筒条件。      

苏里格气田φ88.9mm油管固井工艺技术

苏里格南部气田φ215.9 mm井眼下φ88.9 mm油管完井顶替效率低,后期钻探难度大,固井施工压力高。为解决该问题,根据平衡压力固井工艺原理,通过外加剂优选及固井工具优选,配制出优质固井前置液体系、防渗漏水泥浆体系、固井压塞液体系,完成了适合小尺寸套管固井的配套施工工艺。使用该工艺现场施工6口井,固井工具附件性能可靠,既满足返高要求也未发生漏失,未留水泥塞,满足后期储层改造需要,为苏里格气田低成本有效开发提供了技术保障,具有较大推广价值。     

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如何提高小井眼固井质量是困扰钻井行业多年的老问题。中原油田针对小井眼井段易漏失、井深、井下温度高、钻井液密度高、地层存在多套压力层系等特点，从小井眼钻进阶段，通过使用双心ＢＤＣ钻头、调整钻井液性能、水泥浆设计、先期堵漏等各种工艺措施，为小井眼固井提供了良好的先期条件。同时，在注水泥施工中，采取优选注替排量、选择合适的隔离液、加旋流扶正器使套管串居中等手段，以提高水泥浆顶替效率，并进一步推广应用压稳高压油气层的四大技术及Ｇ１０１高强度低密度水泥浆体系，小井眼固井技术满足了固井质量要求，并取得良好的效果。     

川西地区超深井注水泥塞技术实践

近年来中石油西南油气田在川西地区部署的井井深大多超过7 000ｍ。进入深部地层后,井漏、垮塌等钻井复杂情况越来越多,实践发现对复杂井段进行注水泥塞作业,通过堵漏、补壁、承压等作业,效果良好。但在深部复杂井段进行注水泥塞作业存在较大的技术难点和较高的施工风险。文章从深井复杂井段注水泥塞作业技术难点及风险、关键配套技术、组织管理等方面进行了研究,形成了一套应对高温高压超深井中的小井眼复杂井段的注水泥塞施工作业的技术工艺。该套技术工艺在中石油川西地区双鱼石构造ST6井进行了现场试验,获得成功,为同类型的井处理类似复杂提供技术参考。     

超深井注水泥塞技术

近几年,超深井逐年增多,由于井下落物、井斜超标、封隔高压层等原因,超深井注水泥塞也在增加。文章分析了超深井注水泥塞存在井下高温对水泥浆性能要求高;井下高压气层使水泥塞质量不好保证;井眼小、注灰量少,易混浆;井深替浆量大,准确计量困难等技术难点。针对以上问题进行研究,并根据川东北和塔里木注超深井水泥塞的现场实践经验,从做好水泥塞设计、水泥浆化验与损害试验、现场施工控制等方面介绍了注超深井水泥塞的技术对策,以川东北超深井YB3井(井深7450m)和塔里木超深井YQ6井(井深7510m)为例介绍了注超深水泥塞施工的技术措施与实施效果,并提出了注超深井水泥塞的建议,为今后超深井注水泥塞施工提供重要的借鉴作用。     

海上高温高压天然气水平井临时隔离储层悬空水泥塞技术

南海西部高温高压水平井采取悬空水泥塞临时隔离高温高压储层。水泥塞质量要求高,处于大井斜高温高压井段,水泥塞底部距小井眼储层水平段斜深仅150 m、垂深仅40 m左右。注水泥塞作业对井底的波动压力大,水泥浆防窜和防漏矛盾突出。在高密度油基钻井液环境下注水泥塞,泥饼清洗困难,影响胶结质量。水泥浆用量少,易混浆和被钻井液污染。因此,通过提前转化钻井液、优化注水泥塞管柱结构、提高水泥塞支撑能力、优化前置液、水泥浆和水泥浆附加量、提高顶替效率工艺、优化替浆量精确设计及计量工艺、创新水泥塞管柱内壁清洁新工艺等方面的研究,形成海上高温高压天然气水平井储层临时封井悬空水泥塞技术。该技术在中国南海西部海域莺琼盆地7口高温高压水平开发井中应用,一次注水泥塞成功率为100%,为高温高压大斜度井段、高密度油基钻井液环境以及小井眼复杂工况下悬空水泥塞质量的提升提供了技术参考。     

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。     

塔里木盆地超深天然气井全过程塞流防漏注水泥技术

塔里木盆地库车坳陷山前构造带是典型的超深超高压高温复杂天然气藏,盐膏层段和储层钻井均为多压力层段,如何保障尾管固井既要压稳产层又要防止水泥浆漏失,成为该区块确保气井水泥环完整性的关键。为此,提出了全过程塞流注替水泥浆解决方案,以控制注水泥当量循环密度(ECD)和水泥浆雷诺数为核心,建立了裸眼地层承压能力获取、塞流注替排量和下套管速度计算方法 ;结合盐膏层和储层井段小间隙、偏心、高温以及塞流注替时间长的特点,完成了固井工作液外加剂、外掺料优选以及工作液用量设计。该区4井次现场应用试验结果表明,以控制ECD、水泥浆雷诺数为核心的塞流注替方法能有效防止漏失,隔离液、水泥浆体系能满足全过程塞流注替要求。结论认为,该项固井技术能降低漏失风险,提高顶替效率,提高尾管固井质量,为解决库车山前构造带"三超"气井固井难题提供了新的技术途径。     

远程控制旋转水泥头技术现状及分析

远程控制旋转水泥头技术是利用远程控制系统,施工人员在远离钻台的控制室中,通过操作控制面板来实现旋转、替浆、释放胶塞和投球等固井作业。在介绍国外远程控制水泥头技术现状的基础上,分析了远程控制水泥头的关键技术,主要包括工作原理、旋转机构、胶塞控制机构、气动控制系统及控制机构的发展趋势。最后指出,随着石油勘探开发向着更深地层的方向发展,现场施工的压力等级不断提高,安全操作越来越受关注,远程控制水泥头也朝着自动、安全和可靠的方向发展。     

变径自锁复合固井胶塞的研制与应用

针对常规固井胶塞不能满足套管滑套工具串内径多次变化的特殊需求,研制了适应114.3 mm(4in)套管滑套固井配套工具的变径自锁复合胶塞。胶塞大、小胶碗采用分体式结构设计,按"大-小-小-小-小-大"顺序排列,采用同轴不同径的胶碗结构实现对套管刮削,同时设计了卡钉装置,具有自锁功能。室内试验结果表明,胶塞可以顺利通过模拟滑套短节,且无明显磨损,大、小胶碗未发生重叠与干涉。套管滑套固井胶塞现场试验13井次,试验成功率100%,说明该胶塞能满足套管滑套固井、完井现场施工需求。     

小井眼固井质量差的原因及解决办法

由于小井眼环空间隙小,固井水泥浆不能均匀分布,容易出现固井质量差、套管抗外挤能力低等问题。通过有限元模拟计算和物理模型仿真试验研究分析了小井眼固井质量差的原因,并针对性地开发应用了套管扶正器、延迟固井水泥浆技术、回插式液压尾管悬挂器固井工艺,与同等条件下常规固井技术相比,固井质量优良率提高29个百分点。新技术的研究和应用,有效地提高了小井眼的固井质量,延长了套管的寿命。     

海上高温高压天然气水平井临时隔离储层悬空水泥塞技术

南海西部高温高压水平井采取悬空水泥塞临时隔离高温高压储层。水泥塞质量要求高,处于大井斜高温高压井段,水泥塞底部距小井眼储层水平段斜深仅150 m、垂深仅40 m左右。注水泥塞作业对井底的波动压力大,水泥浆防窜和防漏矛盾突出。在高密度油基钻井液环境下注水泥塞,泥饼清洗困难,影响胶结质量。水泥浆用量少,易混浆和被钻井液污染。因此,通过提前转化钻井液、优化注水泥塞管柱结构、提高水泥塞支撑能力、优化前置液、水泥浆和水泥浆附加量、提高顶替效率工艺、优化替浆量精确设计及计量工艺、创新水泥塞管柱内壁清洁新工艺等方面的研究,形成海上高温高压天然气水平井储层临时封井悬空水泥塞技术。该技术在中国南海西部海域莺琼盆地7口高温高压水平开发井中应用,一次注水泥塞成功率为100%,为高温高压大斜度井段、高密度油基钻井液环境以及小井眼复杂工况下悬空水泥塞质量的提升提供了技术参考。