开窗侧钻小井眼、小间隙井固井应用技术

套管开窗侧钻是有效开发低生产井、重新利用报废井、提升产能增收创益的有效手段。由于受小井眼尺寸、环空间隙等因素的影响,在固井过程中通常导致水泥浆上返摩阻增加,环空当量密度变大,地层易被压漏,水泥浆漏失低返现象严重;此外还造成套管居中效果差,水泥浆窜槽现象频发,大幅增大了固井难度。从优选水泥浆体系与提高顶替效率着手,并采用紊流+塞流顶替技术、不留水泥塞技术、平衡压力固井技术,对环空压力进行控制计算,并对不同区块多口井进行现场应用,固井水平与质量得到明显改善。通过创新与实践应用旨在探索出一套提高侧钻小井眼固井质量的应用技术。     

白56H井127mm尾管固井技术探讨

井下套管摩阻大,大斜度井段易形成岩屑床,加之要求127mm套管下至大斜度井段,井段有两处缩颈,将尾管下到位的难度大;蹩压坐挂、碰压困难。大斜度井段井径不规则,套管在大斜度井段的居中度低,顶替效率差;水泥浆自由水极易聚集在井壁上侧形成连续的水槽或水带或低边水泥颗粒的沉降窜槽,不能有效封固;钻井液中混气的比例高,影响水泥浆的胶结质量。通过白56H井的尾管封固大斜度井段的固井施工难点分析,从井眼准备、管串结构、水泥浆体系设计等方面提出该井尾管固井技术措施。在实际固井施工后,测固井质量一般,通过总结分析后,提出了该井尾管固井技术需要改进的地方。     

马26-侧4井Φ139.7mm套管深部开窗侧钻井固井技术

中原油田已进入勘探开发中后期,老井套管损坏情况日益增多,开窗侧钻是完善井网、节约开发成本的一项重要措施。马26-侧4井是在Φ139.7mm套管内开窗侧钻,下入Φ101.6mm套管进行尾管固井的一口定向井。通过下套管前调整好泥浆性能,优化送入钻具组合,确保了套管的顺利到位;通过优选尾管悬挂器,优化抗高温水泥浆配方,采用紊流、塞流复合顶替,循环加回压等固井工艺技术,圆满完成了该井的固井施工,固井质量达到优质。该井的成功经验,为今后深层开窗侧钻固井提供了技术支持。     

开窗侧钻井固井技术研究与应用

开窗侧钻井的固井施工技术难度高,风险大。本文针对青海油田油砂山地区开窗侧钻井固井中遇到的各种问题进行了分析研究。从现场实践出发,对侧钻井固井施工要点及解决措施等几方面进行了研究,找出了降低泵压,提高顶替效率,改善固井质量的有效途径。完善了开窗侧钻井固井优化设计。     

中原油田水平井固井技术

中原油田断块小,部分水平井水平段存在多层系,而且井网复杂,注采不平衡,固井存在套管下入困难,水泥浆体系适应性不强,顶替效率低等难题。针对上述难题,研制了铸铝式刚性螺旋扶正器,优选了固井冲洗液和隔离液,研发了超低密度高强水泥浆体系和非渗透水泥浆体系并应用提高顶替效率和压稳等技术措施,有效的提高了中原油田水平井固井质量,满足了水平井的勘探开发的目的,为同类井固井提供一定的参考。     

固井用多功能套管鞋的研制

固井的成败对油井后期生产产生较大影响,本文阐述了针对不规则的"糖葫芦"井眼,研制了能使套管串顺利下入的多功能套管鞋,在顺利引导套管串下入后,提高注水泥的环空顶替效率,在碰压时实现硬关井并保证环空水泥不倒反。通过现场试验数据表明,此种多功能套管鞋的应用,后期固井质量得到很大的提高。     

密度差与水泥浆流变参数耦合的水平井固井顶替规律研究

为了研究水平井套管居中差条件下的固井顶替过程,通过对水泥浆-钻井液组合的密度差、水泥浆流变参数进行数值实验,使用界面长度、顶替效率以及顶替合格井段占比3个指标对顶替过程进行优选.结果表明:在套管居中度低的条件下,增大密度差能够减小界面长度,增加顶替效率,提高顶替合格井段占比,但当套管居中度降低到某一个值时,提高密度差也不能有效改善窄边钻井液滞留的现象,结合调整密度差与水泥浆流变参数,能够获得较好的顶替效果.研究结果对于提高水平井套管居中度低条件下的固井顶替效率,优化水平井固井施工方案提供了理论依据.     

顺北区块“漏、溢”同存小尾管控压固井技术研究

顺北区块储层以奥陶系碳酸盐岩缝洞型为主,地层稳定性差易漏失,储层深,井底压力大,油气上窜严重,存在溢流风险,属于典型“漏、溢”同存工况,这使得固井施工变得极为困难。为解决以上固井技术难题,探索采用全流程控压固井技术措施,经过精准模拟施工动态当量密度,获得控压参数,有效控制井底、井口压力保持动态平衡;优化套管居中度,模拟施工排量,提高顶替效率;采用双凝双密度防漏水泥浆体系,进一步防止水泥浆漏失。目前该技术已在顺北5-X井成功应用,该井固井质量良好。该技术为顺北区块窄密度窗口井段固井施工积累了经验,对该区块复杂井固井施工具有借鉴意义。     

小井眼开窗侧钻井固井工艺技术分析

目前鄂尔多斯地区油田普遍进入开发后期,有大量老井进入改造阶段,需要寻找新的开发方式,小井眼侧钻开窗是老井改造的方式之一。本文对小井眼开窗侧钻井固井中的难点和局限性进行分析,小井眼开窗侧钻井固井工艺中主要难点是套管居中难、顶替效率低、固井质量差。文章以鄂尔多斯盆地为例,针对小井眼开窗侧钻井固井工艺提出一些合理建议。     

页岩气固井技术在威X井Φ139.7mm+145.6mm套管井的应用

页岩气在我国储量和产能潜力巨大,近年来在四川加大了开发力度。威X井是中石油在威远区块部署的水平井,采用Φ139.7mm+145.6mm套管完井,本开井深5820m,裸眼水平段长达2500m,为目前该区域之最。因该井套管在大斜度井段、水平段居中度低,可能出现岩屑和流体因自重下沉,给下套管造成困难;此外因钻井液密度高、粘切高,与水泥浆相容性差加之长水平段、胶塞易单边等因素,固井质量很难保证;此外采用清水顶替,固井作业泵压高达55MPa,给地面施工带来困难。通过强化地面设备配套、细化通井措施、严格滚轮扶正器安放、采用高温大温差水泥浆体系、精确计量,结合大压差固井工艺等措施,圆满完成固井作业。本次固井作业,为其他区域页岩气固井起到很好借鉴作业。     

KES206井超长封固回接固井技术应用

KES206井是克深1-克深2号构造的一口评价井,201.7mm尾管固井时发生了井漏,造成盐膏层漏封。采用回接固井技术增强外部技术套管的抗外挤能力,满足超高压外挤力对技术套管的要求,防止套管挤毁,延长井眼寿命。但由于复合套管回接宽窄间隙处流速差异大,顶替效率差;水泥浆一次上返段长,施工压力高,上下温差大,水泥石强度发展不均匀等难点,通过优化各项技术措施,解决了该井的固井技术难题。     

大牛地气田大斜度井水平井固井技术

本文分析了大斜度井、水平井固井普遍存在的技术难点,并详细介绍了大牛地气田大斜度井、水平井的固井中采取的一些针对性工艺技术措施及其效果,如为确保套管的顺利下入,强化井眼准备、在斜井段及水平段内加塑料微珠、调整钻井液性能加强润滑性,为提高顶替效率、确保套管居中,选用螺旋刚性扶正器及采用套管漂浮技术、优选了水泥浆体系,为现场顺利施工取得了保证。     

靖南区块41/2小套管固井工艺技术

靖南区块开发层位为上古的石盒子组和下古的马家沟组,天然气储层埋深一般为3300000m。应用小井眼井能够有效节约勘探开发成本30%以上[1],在目前低成本开发的形势下,使用41/2套管小井眼开发在该区块得到大力推广和应用。针对小井眼环空间隙小、封固段长、静液柱压差大、流动磨阻大等因素严重影响顶替效率及固井质量等固井技术难题,着手从选择合适的固井工艺、水泥浆的性能、提高顶替效率及制定现场施工方法等各个方面进行研究,总结出了一套靖南区块41/2小套管固井工艺技术,为该区块顺利开发提供了技术保障。目前已在靖南区块使用该工艺完成现场施工56口井,固井质量一次合格率100%。     

裂缝性储层小间隙尾管固井技术研究与实践

青西油田裂缝性储层压力系数由原始的1.39降至0.62~1.17。设计应用三层井身结构,三开采用φ171.4 mm钻头,下入φ139.7 mm套管完井,油层固井施工存在漏失风险大、环空间隙小、水泥浆顶替过程中易产生窜槽等固井难点。根据这些固井难点,在井眼准备、下套管及固井施工工艺等方面制定针对性措施,Q 2-7 9井的成功应用证实了措施的有效性,为低压裂缝性储层固井提供了宝贵经验。     

小井眼单通道固井在边际油田的应用

为“边际油田”的开发,降低成本获得出色的经济效益,研究出满足小井眼固井的固井工艺技术是当务之急,TWT-A9S是中海油第一口单通道先导性试验井,面临了诸多难题,钻井形成的小井眼使套管与井壁之间存在窄间隙,必将面临水泥环薄、注替水泥浆流动阻力大,施工压力高、易压漏地层、顶替效率低等。经过大量努力,采用了诸多小井眼固井工艺和技术,最终保证了TWT-A9S单通道固井的顺利完成,固井质量合格,满足后续作业要求,为以后其他井的类似作业提供经验。     

小井眼窄间隙固井技术

小井眼钻井具有节约材料,降低钻井成本,提高速度,特殊要求,提高经济效益等优势。因此,小井眼钻井有一定的生产占有率和发展前景。而小井眼钻井造成固井作业套管与井壁之间的间隙小,水泥环薄,注水泥浆流动阻力大,施工压力高,顶替效率低,固井测试困难等诸多问题,因此,满足小井眼固井施工的特殊要求成为急需研究的课题,开发适合小井眼固井材料及相应的配套固井工艺技术势在必行。     

小井眼窄间隙固井技术

小井眼钻井具有节约材料,降低钻井成本,提高速度,特殊要求,提高经济效益等优势。因此,小井眼钻井有一定的生产占有率和发展前景。而小井眼钻井造成固井作业套管与井壁之间的间隙小,水泥环薄,注水泥浆流动阻力大,施工压力高,顶替效率低,固井测试困难等诸多问题,因此,满足小井眼固井施工的特殊要求成为急需研究的课题,开发适合小井眼固井材料及相应的配套固井工艺技术势在必行。     

长深气田复杂地层含CO2气井固井技术

针对吉林长深41井窜漏压稳密度窗口窄、顶替效率差及高温大温差和富含酸性伴生气对水泥浆的特殊要求等施工难点,研制出低密高强及胶乳增韧防腐防窜水泥浆。通过采取地层承压堵漏,提高套管居中度,配合三级冲洗隔离体系的前置液及三密四凝水泥浆体系的平衡压力固井设计等施工措施,顺利完成该井施工。     

水平井完井技术在文92-平2井的应用

文92-平2井是部署在东濮凹陷中央隆起带中部文留构造东翼文110块东部的一口重点水平井。该井设计井深3616米,完钻井深3584米,水平段长308米。在固井施工中,克服斜井段注水泥顶替效率差、尾管悬挂工具及附件要求高、水泥浆析水控制难度大、套管不易居中等一系列困难,通过采取尾管悬挂、套管回接、优化水泥浆体系等多种技术措施,确保了顺利固井。     

扎哈泉地区固井工艺技术探讨

扎哈泉是青海油田2013年重点勘探区块,该区块油层埋藏深、油气层活跃,三开钻井过程中钻井液油侵严重,该区块井深结构均为三层套管。表层套管:φ339.7mm×450m,技术套管:φ244.5mm×2250m,油层套管:φ139.7mm×3500m左右。为了从固井方面保障该区块的顺利勘探,我们对每层套管固井,根据地层和钻井实际情况,制定了详细的技术措施。表层套管针对大尺寸套管和流砂层,采用了内插法固井技术;技术套管针对地层情况采用了低失水水泥浆体系;油层套管针对钻井液含油量大,采用驱油型冲洗隔离液、双凝水泥浆技术、提高顶替效率措施和环空补压等技术措施,保障了各层套管固井质量达到勘探开发的要求。