胡古2井139.7mm尾管固井技术

胡古2井是中原油田部署在东濮凹陷西部斜坡构造上的一口重点预探井,上层177.8mm套管下入深度4352.52m,四开采用152.4mm钻头钻至井深5245m完钻,井底温度176℃,准备下入139.7mm套管,悬挂器位置在3600m,井底温度高,与上部温差大;四开钻进过程中漏失严重,一系列复杂情况给固井施工带来很大困难,固井质量难以保证。通过对水泥浆体系反复筛选,优选出了适合于该井的宽温带水泥浆体系和固井工艺技术,固井质量良好,为今后同类固井提供了技术支持。     

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。     

膏盐层超长封固段小间隙井尾管固井技术研究及应用

沙105井是中石化新星西北分公司部署在沙雅隆起塔里木乡7号构造西侧石炭系盐体覆盖区的一口重点探井,实钻井深5380m,裸眼段长,该井存在封固段长、环空静液柱压力大、盐上地层破裂压力低、盐岩段长、盐岩地层蠕动速率快、上下温差大、环空间隙小,完井和固井作业难度大等难题,属于低压漏失层、超长封固段小间隙井尾管固井范畴.针对固井难点,该井优选了水泥浆配方,解决了下套管摩阻高易发生阻卡、套管到位后开泵困难等问题.本文介绍该井主要固井技术难点,固井技术措施、水泥浆体系的优选及认识与体会.     

泸203区块页岩气水平井固井液体系与施工技术

页岩气作为推动能源供给革命,增加清洁能源供应,优化调整能源结构,满足经济社会快速发展和绿色低碳环境建设的重要举措,页岩气井钻井数量逐年迅速增加.页岩气建井垂深超过3500 m、水平段长超过1500 m的井占比也越来越多,固井施工难度越来越大,固井质量还不能完全满足页岩气井开发的要求.对泸203区块固井液体系进行了研究,研制出了高效洗油隔离液和弹韧性水泥浆体系,吸收和完善各项施工技术,在该区块12口井中应用,效果显著.其中泸203 H56-2井Φ139.7 mm套管固井优质井段封固率达到了96.1％,创泸203区块固井质量优质率最高纪录,为今后页岩气井固井施工提供了借鉴.     

NP4-68井长封固段固井技术

NP4-68井是冀东油田部署在南堡4号构造的一口预探井,完钻井深4762m。该井钻遇良好的油气显示,且后期还要进行压裂作业,要求水泥浆一次封固段长达2062m,给固井提出了更高的要求。通过分析该井存在的工程难点,优化通井措施、优选胶乳水泥浆体系、采用低密度水泥浆降低环空静液注压力,辅以配套的固井技术措施,保证了水泥返高和固井质量。该井固井质量优质,达到了工程作业目的。     

晋西地区煤层气水平井固井工艺技术

鄂尔多斯盆地东部晋西区块煤层气经勘探发现有较大开发潜力,目前采用水平井完井,全井下套管固井后开采,其性价比高,增产效果明显,应用越来越广泛。该区块井垂深一般在600~900m,水平段长1000~1400m,地层特点为低温、低压、低渗,导致水泥石强度发展慢、易井漏、套管居中度低、对固井工具附件质量和水泥浆性能要求高等难题,通过优选水泥浆体系和隔离液体系,优化施工工艺等措施,应用强浮式浮箍浮鞋、确保了固井质量的提高,为给类型煤层气水平井固井提供了一定的借鉴作用。     

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。     

储气库苏203-6-9H井?244.5mm套管固井技术

本文介绍了位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡中部的苏203井区储气库的第一口完钻的试采试验井苏203-6-9H井的基本情况,分析了其盖层井段?244.5mm套管固井技术难点。针对该井的固井难点,提出了优化固井工艺、选用旋流套管扶正器、优选驱油去污前置液及三凝DRE膨胀韧性水泥浆体系水泥浆体系、使用前导低密度低黏切抗钙污染钻井液等技术对策,保证了?244.5mm套管的固井质量,盖层井段固井质量优质,优质率82%。对今后长庆地区储气库井的盖层固井施工具有一定的指导意义。     

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。     

北特鲁瓦油田水平井长水平段固井技术及应用

哈萨克斯坦共和国滨里海盆地北特鲁瓦油田水平井的水平段长达1 000～1 200m,水平段Ф215.9mm井眼设计为Ф139.7mm尾管固井完井。针对目前水平井长水平段油层尾管固井的技术难点，从套管安全下入与居中度、顶替效率、固井施工防漏、水泥浆性能等方面制定了系列的固井技术对策，并在2021-2022年共完成三口水平井的固井实践，大幅度提升了水平段的固井质量，且固井质量满足多级分段压裂的需求，对今后水平井长水平段固井施工具有重要的指导意义。     

浅谈大位移井固井技术

定向井、水平井固井即为斜井固井,注水泥工艺基本与直井相同,同直井和定向井相比,大位移井固井难度增大.本文从下套管工艺技术、套管工具附件、水泥浆体系、钻井液和水泥浆性能、固井工艺要求等方面进行了研究,提出了保证大位移井固井质量的技术措施,其中下套管工艺技术是大位移井固井的前提和关键.     

阳探1井Φ177.8mm尾管水泥浆固井技术

阳探1井是部署在渤海湾盆地冀中坳陷饶阳凹陷河间洼槽阳探1潜山构造上的一口风险预探井,属于一字号重点井。该井三开完钻井深5468m,采用Φ177.8mm尾管固井,封固段长达1650m。该井是华北油田在河间地区最深的一口井,静止温度高达182℃,顶部静止温度120℃,属于典型的高温大温差小间隙固井。针对该井的特殊井况,设计出符合满足施工要求的水泥浆体系,顺利完成本开次固井施工,为下一开钻井奠定了基础。     

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。     

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。     

水平井固井工艺技术标准研究

受水平井客观条件的影响,水平井的水泥浆体系设计问题,水平段的套管居中问题,都是水平井固井的最大难点,也是影响水平井固井最关键的因素。针对上述问题,进行了水泥浆性能评价,确保了水泥浆体系性能满足水平井固井要求;并与相应的固井工具及工艺结合起来,保证套管居中,降低了大位移水平井套管下入时的摩擦阻力,使水平井固井质量有所提高。     

新港1井深井高温小间隙尾管固井技术综述

新港1井是2011年大港油田部署的一口三段制五开重点风险探井,设计井深5985m,152．4mm钻头实际完钻井深6716m,127．0mm尾管下深6714m。由于该井井深、井底温度高、环空间隙小、施工压力高,所以在固井过程中易出现层间互窜、顶部水泥石超缓凝、顶替效率差、水泥环薄且分布不均匀等固井技术难题。通过采取井眼净化技术、套管居中设计、优选高温防窜水泥浆体系、防污染、防回流固井技术及平衡固井技术,确保了该井#177．8mm和φ127mm尾管固井质量。     

宜黄区块固井技术的研究

宜黄区块天然气井井深在2300～3000m,气层跨度400～600m,因刘家沟、石千峰、石盒子地层承压能力低易发生漏失,漏失后造成静液注压力下降气层段固井质量及固井封固率难以得到保证,历年来在该区块部署气井钻进、固井过程中发生漏失率居高不下,近三年漏失率达到94.6%。随着近几年油田公司对固井质量、水泥浆体系提出更高的要求,2020年使用轻珠水泥浆体系固井漏失率高达67.2%,一次上返难度大。该区块从2020年至今经历3次重要水泥浆柱、施工工艺调整,目前现场施工水泥浆均返出地面,固井质量保持稳定,声幅测井质量合格,为以后该区块固井提供有力支撑。     

复杂井况条件下YY2侧钻水平井固井技术

YY1侧钻水平井完钻井深5609.00 m,垂深3825.50 m,水平位移1514.00 m。该井3640.00-4160.00 m井段狗腿度大,起钻全程倒划眼,卡钻频繁,下套管更是耗时227 h,井下情况极其复杂。该井还存在油基钻井液固相含量高、井壁和套管壁清洗困难、封固段长(5069.00 m)、顶底部温差大(85℃)、顶替效率难以保证等诸多固井难点。通过优化固井方案,采用了油基泥饼固化剂,制定了配套的固井技术措施。现场应用结果表明,该井固井质量优质率86.63%,为后续大型分段体积压裂奠定了较好的井筒基础。     

页岩气水平井固井技术难点分析

针对页岩气水平井固井常见问题,如水平段下套管困难、顶替效率难以有效提升、射孔与压裂对水泥环造成损坏、水泥浆性能要求较高,在阐述技术难点机理的基础上,提出相应的处理对策,旨在为有效提升固井质量提供可靠依据。     

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。