超深井大尺寸分级箍固井技术研究

针对超深井大尺寸分级箍固井技术问题,分析了双级固井施工工艺,对分级箍提前关孔理论进行探讨,研究了超深井大尺寸分级箍固井关键技术。结果表明,分级箍固井关键技术主要包括封隔器胀封、封隔器位置优选、套管扶正器优选、套管坐卡工艺优化。研究结果为保障超深井大尺寸分级箍固井作业的顺利开展奠定基础。     

4″套管延迟固井技术的现场试验与应用

针对中原油田油水井套管损坏严重 ,常规大修修套工艺难以修复套管长距离多处损坏的油水井 ,开展了中深井全井下 4″套管延迟固井技术的研究与应用。该工艺应用了 4″无接箍套管、套管扶正器 ,较好地解决了 4″套管的居中问题 ,确保了 5 1 / 2 ″～ 4″套管间的固井质量。该工艺作为替代开发调整井和大修技术的完善 ,具有重要的意义和良好的经济效益。     

胜利油田海上深井中旋转套管固井的应用

为解决深井套管固井的技术难题和提高深井固井质量,深井套管固井可以采用旋转套管固井工艺,本文分析了旋转套管固井工艺提高顶替效率的原理,介绍了旋转套管固井的优点,提出了旋转套管固井所需条件和注意事项。以CB306井为例介绍了旋转套管固井工艺在深井中的应用情况,该井的固井实践表明,采用旋转套管固井工艺既能解决套管固井环空间隙小的技术难题,又能提高固井质量。     

关于套漏井下套管技术的研究与分析

辽河油田由于长期的开发,已经处于开发中后期,油层套管破损的矛盾日益突出,为了延长油井使用寿命,以小修装备条件为前提,在套管破漏井中,下入中101．6mm的无接箍套管,再配套固井的技术,恢复生产。通过对部分井进行应用,有效解决了技术难题。     

小直径套管延迟固井工艺在长井段套损井中的应用

针对文中油田油水井套管损坏严重,常规工艺技术难以解决套管长距离多处损坏的问题,开展了在φ139．7mm套管内下φ101．6mm套管延迟固井技术的研究与应用。该工艺采用φ101.6mm无接箍套管及套管扶正器,并应用延迟固井工艺,确保了φ139．7mm和φ101．6mm套管间的固井质量。该工艺作为钻开发调整井的替代技术,具有良好的经济效益。     

大庆油田采气井固井工艺开发与应用

本文针对新井完钻井应用尾管回接固井工艺技术,不仅杜绝了采用分级箍双级固井时分级箍失效的风险,而且发生井液外漏后可采取相应的补救措施。技术套管将机械式分级箍优化为液压式分级箍,保证了固井的连续性,可靠性。针对水泥石需要承受相应的交变应力,对水泥环的胶结质量及长期密封性要求相对高的问题,采气井上部采用油层套管固井,下部采用导锥完井,并选用上部固封下部悬空的固井工艺,以保证固井后密封性良好。     

冀中凹陷留463加深井超小间隙尾管固井技术

冀中凹陷留463加深井是华北油田公司为完善井网、增加产能,在经多年开采后的原留463井底部加深的一口重点井。该井地层坚硬,环空最小间隙仅4mm,属于超小间隙。井底泥沙极易在小间隙处堆积形成环空憋堵,从而造成固井时顶替水泥浆困难,甚至会酿成"罐香肠"恶性工程事故;下完套管后循环泵压以及固井施工时泵压很高,给固井施工带来相对难度和较大风险。通过从井眼准备、优选前置液与水泥浆体系、严细固井工艺技术措施,保证固井施工安全顺利。经检测,固井质量优质。     

胜利油田大43区块固井实践

本文通过大43区块215.9mm钻头下177.8mm套管固井施工实践,总结了该区块小间隙、低压易漏层固井的技术措施,解决了小间隙、低压易漏层固井的难题。结果表明:选择合理的固井施工方案、优选合适的水泥浆体系,是保证小间隙、低压易漏层固井质量的关键。     

自攻式高压地下储气井专利技术

介绍了一种自攻式高压地下储气井专利技术,该技术的井底封头具有自攻功能。自攻式高压地下储气井由自攻式井底封头、井筒、接箍和井口装置组成。在固井施工时,首先按计算所需的用量将水泥浆搅拌好,并将它全部注入基井内,随后连续将自攻式高压地下储气井逐节组装、旋转压入已注有水泥浆的基井,从而避免了由于基井与井筒间隙过小而导致部分井筒不能被水泥浆包裹的严重缺陷,达到延长高压地下储气井使用寿命的目的。     

永13-2漏失复杂井免钻分级固井技术

永13-2井是江苏油田一口定向采油井,在钻井过程中发生多次严重井漏。针对该井油管固井存在漏失风险大、封固段长、井眼不规则和井壁虚泥饼等固井难点。根据江苏区块19口井分级箍固井实际应用情况,选择分级固井工艺,降低环空液柱压力;优选免钻分级箍工具;合理选择分级箍安放位置和水泥浆体系,结合通井措施,确保了井眼清洁,套管安全顺利下入、固井安全施工和良好的固井质量。同时,也对固井施工中存在的问题进行了简要分析。本井免钻分级固井技术的成功实施为漏失复杂井固井作业提供了参考。     

干井筒固井技术在某区的应用分析

探索实践了气体钻井完钻后不替泥浆直接下套管注水泥的固井作业。根据干井筒固井井筒条件、井眼准备、下套管技术及非连续液相注水泥等技术进行现场实践表明：干井筒固井施工的固井质量明显高于常规钻井液介质下固井的质量,注水泥浆施工工程风险小,可消除气体钻井结束后替入钻井液再固井作业可能带来的井下复杂情况。     

深井超深井固井技术研究现状分析

深井超深井已成为石油天然气勘探开发的趋势,通过分析国内外深井、超深井固井技术难点,总结出了深井、超深井固井水泥浆体系、固井工艺方法及套管柱设计。认为根据具体实际地层及工程情况,制定合理的固井工艺方法及套管柱设计,是实现深井超深井固井成功的关键。     

塔里木超深井开窗侧钻小间隙小尾管固井技术

塔里木油田为控本增效,增加产能,对深井进行开窗侧钻,开窗位置在志留系或泥盆系,开窗点一般在6000m左右,完钻位置奥陶系桑塔木组或良里塔格组,下入127mm尾管悬挂固井。存在井深、温度高、压力高、井斜大、位移大、裸眼段长、环空间隙小、套管下至井底困难大、套管在井眼中居中困难、地层承压能力低易漏、油气显示活跃难压稳、顶替效率低、施工泵压高等难题。提出了针对性的固井措施,保证了套管顺利下入,解决了井漏、顶替效率低、油气窜槽等问题。     

页岩气固井技术应用及分析

对页岩气水平井固井面临的套管下入与居中度、油基钻井液有效驱替和大型压裂对固井胶结质量的影响等技术难题进行深入分析,从有效通井、套管居中、套管漂浮固井技术、高效清油冲洗液,固井水泥浆优化等几个方面提高固井质量,从而满足后期开采需要。     

浅谈塔里木盆地X井套管变形成因及认识

塔里木盆地超深井射孔-改造-测试联作管柱易出现被卡现象，针对该现象开展了管柱被卡原因分析。针对位于塔里木盆地的一口典型定向井，基于射孔爆轰影响、固井质量分析和油嘴流量分析，开展了套管变形机理研究。研究得出：射孔爆轰会造成射孔段井筒压力剧烈波动，易导致射孔段以及附近套管强度降低，从而产生变形；固井质量不佳会降低套管的抗内压能力；油嘴超过5 mm,会存在抽汲作用导致套管变形。基于此，提出了选用小炸药量射孔弹、降低孔密、使用小尺寸油嘴、采用壁厚较厚与钢级较高的套管等预防措施，可为射孔测试联作下套管变形安全控制提供一定指导作用，保障管柱安全。     

浮箍的改进

浮箍是套管串及固井过程的一个关键工具,浮箍结构性能的稳定,是保证固井工作质量的重要环节。早期使用的浮箍结构和加工工艺比较复杂,成本高,密封性却不太好。针对这些情况,我们对浮箍的结构和工艺进行了改进。改进后的浮箍结构和加工工艺简单,密封性有了很大的提高,现场使用证明改进后的浮箍在固井质量上具有更高的可靠性。     

全井段封固技术在玉门酒东区块的应用

玉门油田酒东区块二开需要钻穿下沟组K1g2层完钻,固井要求全井段封固,存在高密度、裸眼段长、安全压力窗口窄、套管下入困难等固井难题,为了保障固井质量,针对性地对套管的安全顺利下入、水泥浆体系和固井工艺技术进行了评价和研究,通过现场应用效果良好。     

Тортай区块46井固井技术

本论文以Тортай区块的46井固井技术难点入手,针对46井实钻情况制定了分级注水泥固井工艺施工,采用平衡压力固井技术解决了高压油气层固井问题,采用抗高温抗盐水泥浆体系解决了高温高压条件下盐水钻井液污染水泥浆的固井问题,配合流动度好的前置液解决了深井小间隙固井难题,使用晶格膨胀剂水泥浆体系保障了主力油层的固井质量。该井的安全施工和良好的固井质量为下部高压复杂井固井提供一条新的思路。     

深井开窗侧钻水平井钻完井技术研究

随着油田开发进入中后期,大多数油井将进入高含水和低产低效期。利用长期停产无潜力井、低产低效井进行侧钻,可以实现与周边储集体的定向沟通,提高储量的动用程度,是实现该类型油藏高效开发的一种有效的工程技术手段。目前深井小井眼全程扩孔工艺风险大、不成熟,易出现折、断钻具事故,处理极为复杂;下小尺寸套管难以保证固井环空间隙和后续作业,致使采用裸眼完井的方式面临着较大技术难题。开展深井侧钻水平井钻完井技术先导试验研究将解决上述难题,实现地质有特殊要求且在不稳定地层钻进中的钻完井技术,使大批干井、枯井或停产井恢复产能,为油田深井的勘探开发、增储上产和可持续发展提供有力的技术支撑。     

江苏油田双级固井技术探讨

随着江苏油田油气勘探开发进度的加快和老区开采程度的加深,深井、长裸眼井、低压易漏失井越来越多。2014年以来,为封隔污水回注层,有效保护上层套管,真武、花庄、黄珏等地区要求水泥浆返高至1000m左右,而这些井的完井作业,采用常规固井方法注水泥时,环空液注压力会导致地层漏失,影响固井质量,这需要采用新工艺双级固井技术。在分析两口分级固井应用失败原因的基础之上,提出分级箍合理选用以及承托环合理安放两项原则,在固井施工中结合控制泵压和排量,后续17口分级固井16口应用取得成功。