苏北油区复杂井固井技术

苏北油区由于目的层埋藏深,地质条件复杂,特别是对于普遍存在的异常高(低)压水、气层,钻井施工经常遇到漏、塌、卡等复杂技术难题,加之钻井速度慢,钻井周期长,频繁地质取芯和冲孔造成井身质量差,井眼轨迹不规则,井下条件复杂。分析了苏北油区复杂井固井施工难点,提出了下套管以前必须带扶正器通井等有针对性的固井技术措施,经过吉2-41井等多口复杂井固井应用,封固质量良好,满足后续井下作业及油气采收作业要求,解决了苏北油区复杂井固井技术难题。     

提高浙江油田吉1601H1水平井固井质量技术研究与应用

吉1601H1井是浙江油田苏北盆地一口预探水平井。该区块地质条件复杂,地层倾角大,钻井作业中复杂情况不断发生,该井一次上返封固段长、水平段长,施工配套工艺要求高、套管下入困难等难点,针对该地区固井特点,优选配套附件工具;水泥浆中加入微硅、增强减轻剂、降失水剂、膨胀剂、分散剂等,形成高低密度、双凝、微膨胀油井水泥浆体系,防止油气水侵,提高水泥浆的封固质量,现场应用成功,创造了浙江油田水平井段最长、封固段最长等纪录。     

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。     

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。     

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.     

一次上返全封固固井技术在延长气田中的应用

一次上返全封固固井技术是解决天然气井长裸眼段固井的一项技术,优点在于缩短了钻井周期,消除了因使用分级箍而造成套管串承压能力降低及引发固井事故等问题。针对一次上返全封固注灰量大,水泥浆性能要求高,施工泵压大等难点。通过分析研究和大量试验,在搞清地层岩性及地层压力情况下,成功研制了低失水、稳定性好的低密度密度水泥浆体系和目的层使用的微膨胀防气侵水泥浆体系及相配套的现场施工固井工艺技术,在延长气田成功应用了11口井的现场施工,目的层段固井质量优质率100%,低密度段封固质量达到设计要求。由此在延长气田形成了一次上返全封固固井相配套的井口压力控制及防漏控制工艺技术,为延长气田全面推广一次上返全封固固井提供了有力的技术支撑。     

中高温缓凝剂BCR-260L在海上高温深井的应用

PT3井是冀东油田布置在渤海湾的一口重点风险探井。该井完钻井深4 310 m,实测井底温度1 2 9℃,属于高温深井长封固段固井,使用中低温缓凝剂调配的水泥浆体系缓凝剂加量大且封固段顶部水泥浆有超缓凝现象。BCR-260L是渤星公司研发的一种中高温缓凝剂,其适用温度更广,搭配其他固井添加剂调配出的抗高温水泥浆体系,在PT3井得到应用,成功解决了高温、长封固段顶部水泥浆超缓凝等固井难题,固井质量优质。     

裸眼长封固段固井技术研究及应用

针对胜利海上油田在固井作业中遇到的裸眼长封固段、循环压耗高、地层薄弱的难点,文章主要作了如下几方面的工作:搜集胜利海上油区地质资料,并分析地质资料,清楚埕岛油田、青东区块和垦东区块的地层特点,并考虑从地质和储层物理特性的角度分析影响固井质量的因素。最后,综合上述分析结果,从钻井和固井的角度考虑采取综合性的措施,埕岛油田固井时主要在封固层段的上部采用坂土低密度水泥浆体系,垦东和青东区块的固井主要采用复合纤维增韧水泥浆体系。这些措施均可以有效地解决长封固段、循环压耗高、地层薄弱的固井难题,电测结果表明,所采取的固井措施也可以提高固井二界面的固井质量,保护油气层。     

非常规小尾管固井技术在南海东部的应用

南海东部地区陆丰油田A井是一口水平井,该井下?177.8 mm尾管至2 840 m时发生卡钻,无法下至设计井深,就地固井,造成?215.9 mm井眼2 840～3 330 m着陆井段的油水层未能进行水泥封隔,油水互窜导致井眼报废风险极大。为救活该井,决定钻完?152.4 mm水平井段后,采用非常规?127 mm尾管管柱结构的固井方式,对着陆井段油水层进行有效封固。在海上油田创新性的采用特制盲堵尾管、打孔尾管、水泥伞等组成的非常规尾管柱结构进行固井施工,总结出了一套非常规尾管固井工艺技术,对于其他类似复杂油气井固井具有借鉴意义。     

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。     

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。     

一种新型固井方法在东海油气田的成功应用

东海油气田地质情况复杂,部分区块深部地层破裂压力偏小,井身结构为满足开发要求,12-1/4〞井段设计较深,裸眼长度一般为2 000~2 500 m,若采用常规的单级全封固井方式,则井底当量比重较大,易发生漏失;若采用单级双封固井方式,因环空附加量无法精准确定,水泥返高可能不够,加之裸眼段过长,首浆在固井过程中混浆严重,达不到封固要求。为保证井的安全和固井质量,同时兼备高效、经济、环保等因素,在东海某气田多口井的12-1/4〞井段作业中,采用了一种新型的固井方式。首先单级固井,水泥浆封固至油气层顶以上至少200 m,在固井结束侯凝至少24小时后,再对13-3/8〞套管和9-5/8〞套管环空进行挤注水泥,并精确顶替到位,保证了1 3-3/8〞管鞋处的水泥封固质量,后期C B L显示1 3-3/8〞套管鞋处固井质量优秀,完全满足安全和井的后期开发要求。     

影响实心低密度水泥浆体系配方合成因素探究

为了满足长封固段的固井要求,一般采用低密度+常规密度的水泥浆实施固井,从而较好的保证了深井的一次性封固。常用的低密度水泥浆体系有泡沫体系和漂珠体系。各有一定的应用局限。拟研制一种稠化时间可调,流动性好,强度高的新型实心低密度水泥浆体系,本文通过对该体系配方合成的影响因素进行分析与探究,为下一步实心低密度水泥浆体系的研发工作提供理论基础。     

苏里格南区块小井眼井固井工艺研究

为了提高苏里格南区块小井眼井封固质量,研制了一套适合该区块的纤维防漏水泥浆体系,并设计了一套合理的浆柱结构及固井工艺措施。通过现场实验表明,在SNX平台水泥平均返高由940 m提升至470 m,第一界面固井质量平均合格率为97.5%,第二界面固井质量平均合格率为98.8%。这说明该水泥浆体系及该固井工艺能大幅度提升该区块固井质量,最大程度地满足了该区块全井段封固质量的要求。     

玉东1井Φ177.8mm尾管“正注反打”固井工艺技术

玉东1井是塔里木油田英买力气田群的一口预探井,该井在Φ177.8mm尾管下到位憋通时再次发生恶性漏失-井口失返。为尽快封固裸眼井段,防止发生其它井下复杂情况和保护储层,采用"正注反打"固井工艺技术,在正注时使用快干水泥浆,喇叭口挤水泥时使用两凝水泥浆,同时综合运用"同步法"挤水泥及"间歇挤水泥"工艺技术,成功地完成了该复杂井的施工,为此井后来的勘探打下了良好的基础,并为以后类似井提供了参考。     

泥浆性能对固井质量的影响

随着复杂地层的开发,中低压地层钻井数量增加,对固井需要的低水泥泥浆性能要求越来越高。为了保证油层段的封固质量,首先要在注水泥浆时始终保持并筒内的液柱压力等于或略大于地层流体压力。采用适合本地工区的水泥浆结构,钻井封固应遵循科学性、可行的性。大大减少了水泥浆的失重和窜槽,实现了压稳和防窜的目的,使固井质量得到有效提高。     

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。     

长封固段大温差固井水泥浆技术研究进展

深井超深井常会遇到长封固段大温差固井水泥浆施工困难,固井质量难以保证等问题。本文在总结国内外研究现状的基础上,分析了长封固段大温差固井水泥浆技术研究不足主要在于：(1)缓凝剂的跨温区使用易造成水泥浆超缓凝,目前研究没有从本质上解决该问题,且缓凝剂加量大抗盐性有待提高;(2)聚合物类外加剂在高温下的粘度急剧降低易造成水泥浆稳定性变差;(3)低密度水泥浆环空封隔性能较差;(4)高密度水泥浆在高温高压条件下稳定性较差等。针对上述难点,提出了长封固段大温差固井水泥浆技术对策,包括：(1)合理设计缓凝剂分子结构,研发加量少、抗盐性强的低温敏感缓凝剂;(2)探索AMPS类共聚物引起“鼓包”现象的本质;(3)选择并修正适用于固井水泥浆的紧密堆积模型,以提高高密度、低密度水泥浆应用性能;(4)积极开展高温悬浮稳定剂的合成与生产。     

膨胀悬挂器固井技术在庄13井的应用

目前,卡瓦式等常规悬挂器对重叠段长度要求至少约150m,因重叠段固井质量难以保证,易造成密封不严互窜等问题。由胜利油田勘探开发管理中心投产的预探井庄13井二开Φ177.8mm技术套管底部存在可开采层,要求重叠段不超过50m并保证重叠段的封固质量。为了解决上述难题,提出Φ177.8mm膨胀悬挂器悬挂Φ114.3mm尾管固井的技术方案;同时为保证钻杆胶塞在钻杆内的通过稳定性,采用了钻杆胶塞可通过性测试接头,通过该技术的现场试验,对准噶尔盆地中央坳陷盆1井西凹陷庄1构造梁区域的完井方案进行评价,为该区域完井提供了更有效、有针对性的技术积累。