漏失量较大地层“戴帽”固井技术

对漏失量较大的岩溶地层进行"戴帽"固井时,由于打完水泥浆后注入替浆水的过程中及后期稳定液面变化很容易造成水泥浆被稀释,前者直接导致固井失败,后者又受很多因素的影响导致重叠管环空内没有水泥浆或者被稀释而形不成水泥塞。本文主要从钻杆下入位置以及注入替浆水的过程中和后期稳定液面变化这几个方面总结"戴帽"固井的关键,并结合工程实例提出了一些人为控制方法来提高固井的成功率。     

川南区块页岩气井压稳防漏固井技术研究

川南区块深层页岩气井技术套管井深在2600~2900 m,通过前期11井次的技术套管固井施工,发现该区块技术套管固井主要难题为发育多套气层,浅层气活跃,同时茅口组易漏失,固井过程中压稳与防漏矛盾突出。本文系统分析了川南区块页岩气技术套管固井面临的主要难题,通过开展易漏地层堵漏后承压能力研究,水泥浆及浆柱结构设计,注替排量设计,压稳辅助技术研究,形成了一套适合川南区块页岩气技术套管多套气层固井压稳防漏的工艺技术,现场应用效果显著。     

DP4井技术套管固井漏失的原因分析

DP4井位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡东北部,是大牛地气田的一口开发水平井。目的是评价盒1段气层的自然产能,评价水平井开发大牛地气田盒1气藏的技术、经济可行性。该井地处有利沉积相带、储层较为发育的D28井区,目的层盒1段为辫状河道沉积,砂岩厚度较大,砂厚约大于20m,砂体分布较稳定。在技术套管固井施工替浆过程中出现压力异常,发生水泥浆漏失。根据井眼环容、替浆量计算和施工压力分析,推断低密度水泥浆在环空上返时,由于顶替泵速过快,造成漏失。针对DP4井技术套管固井漏失原因进行分析,对以后大牛地气田水平井固井具有重要的指导意义。     

水泥浆失重对高压油气井固井质量的影响分析及工艺对策

高压油气井由于存在高压地层,在整个钻井工程中都引起了高度重视。有些高压油气井可能还存在低压易漏层。在固井候凝过程中,水泥浆会产生失重,进而降低了井筒内的液柱压力,如果液柱压力低于失重井段的地层压力,地层流体将会向环空侵入,造成窜槽,甚至会引发井控事故;如果液柱压力高于地层(破裂)压力将引起地层漏失,进而污染油气层,造成水泥浆低返。因此,处理好固井过程中井筒内动态压力和地层压力的关系以及制定相关的应急措施是高压油气井固井成败的关键。分析了水泥浆失重对高压油气井固井质量的影响因素,提出了高压油气井油气水侵的预防措施和固井中相关风险的应急措施和机制。     

哈萨克斯坦Sazankurak油田SKE区块固井技术研究

SKE区块是中石化在哈萨克斯坦国阿特劳州的Sazankurak油田内的一个勘探开发区块,该区块已完钻的3口井在钻井过程中均出现严重井漏,地层承压试验,地层破裂压力为2～3MPa。由于水泥浆密度远远高于泥浆密度（即使采用低密度水泥浆体系）,固井时仍会发生井漏,造成低返事故。同时,因漏层为油层,井漏将严重污染油层,为后期开采带来非常大的困难。为确保SKE区块固井质量,针对国外施工客观实际,根据该区块地层特点,钻井漏失情况,分别采用了双级注水泥工艺、漏层顶部注水泥工艺和漏层注水泥塞工艺进行固井施工,实践证明,采用漏层顶部注水泥工艺能很好地解决哈萨克斯坦国阿特劳州的Sazankurak油田固井井漏问题,而双级注水泥工艺在工具配套完善的基础上也是一个很好的固井方案。     

金跃101井7000m一次上返固井技术

金跃101井位于塔里木盆地塔北隆起轮南低凸起西斜坡,二开完钻井深7161m,垂深7153.28m,造斜点6942m,ф200.03mm+ф177.8mm技术套管下深7159m。针对该区块地层承压能力低、易漏失、水泥浆一次上返至井口、常规固井方法无法满足固井要求等问题,采用三凝双密度大温差水泥浆体系,同时制定对应技术措施防止下套管及固井过程中发生漏失。先导浆及领浆采用1.35g/cm3低密度大温差水泥浆,封固段0~5449m,尾浆采用1.88g/cm3常规密度水泥浆,封固段5449~7161m。声幅测井结果显示,固井质量合格,现场应用表明,采用低密度大温差水泥浆技术,提高了低压易漏井、长封固井段的固井质量,为该区块超深井一次上返固井提供了借鉴。     

S113井盐层固井技术

针对塔河油田超深井、巨厚盐层且埋藏深，盐层上下漏失层并存等复杂地质条件，尾管使用复合套管柱，采用抗盐抗高温低密度水泥浆固井技术，在S113井成功应用，提高了塔河油田深井盐层固井质量，成功解决了塔河油田盐层超深井固井难题。对油井水泥外加剂、外掺料的科学筛选，采用G级水泥，渌珠、微硅（S113和S107井）或特殊水泥体系，增强水泥石塑性和抗腐蚀流体能力。应用颗粒级配原理，优化水泥和外掺料的颗粒直径分布（DPS），选用粘滞性低的外加剂体系，辅以纤维为主的防窜剂，得到高强度、韧性好，浆体综合性能好的高性能（RPC）低密度固井水泥浆。该技术的水泥浆具有干物体积堆积分数高（≥0．7）、孔隙度低（约40％）、渗透率低、收缩小、强度发展快、强度高、层间封隔能力强、耐久性强等优点。     

英买2-16井深井长封固段固井技术实践

英买2-16井位于塔里木盆地塔北隆起英买力低凸起英买2号背斜构造,二开完钻井深为5821m,177.8mm技术套管下深5819m,二开采用分级固井,分级箍位置为2996.4m。针对该区块地层承压能力低、易漏失、水泥封固段长、常规固井方法无法满足固井要求的问题,采用双凝双密度水泥浆体系固井。一级固井采用以DRF-120L降失水剂为主剂的1.45g/cm3和1.88g/cm3双密度大温差水泥浆,封固段3300～5821m;二级固井采用以DRF-300S为主剂的1.45g/cm3低密度水泥浆,封固段0～2996.4m。声幅测井结果显示,固井质量合格,现场应用表明,采用低密度水泥浆配合常规密度水泥浆固井技术,提高了低压易漏井、长封固井段的固井质量。     

梨深1井Φ244.5 mm套管固井前的井漏处理

在地层承压能力较低的地区进行套管固井作业,由于水泥浆密度较大,极易发生井内漏失,影响封固质量、影响钻井设计目的与要求,因此做好固井前地层承压堵漏是一个很重要的工作环节.通过对漏层进行分析,采用合理的堵漏方法进行承压堵漏,确保了固井的顺利作业.     

镇泾油田固井漏失问题对策研究

镇泾油田2009年下油层套管完井113口,其中58%的井在钻至水层及目的层段附近出现漏失,83%的井在固井注浆、替浆和候凝期间发生了不同程度的漏失,漏失问题给油井造成了水层漏封、套管易被腐蚀甚至目的层被污染等严重后果,对油田的长远开发非常不利。通过大量详实的基础数据,对钻井和固井数据进行分析对比,确定了以罗汉洞组、洛河组、直罗组为主的漏失层位,对产生漏失的原因进行分析,提出了优化泥浆性能、加强堵漏效果、做地层承压试验等钻井对策,同时针对性地提出"即时稠化"、"有效层流注浆"、"压力节点控制"等实用区块固井技术,并应用"壁面剪切应力"理论对顶替效率进行分析。通过实施这些对策使得水泥浆返高合格率由78%提高到86%,固井优质率由81.3%提高到93.8%。     

影响新疆油田滴西油气田尾管固井质量的原因分析及解决方法探讨

新疆油田滴西油气田目前新钻井大部分采用裸眼段尾管固井工艺,由于在尾管固井过程上下环空间隙大小不同,固井水泥浆不能均匀分布,水泥浆候凝过程中失水,容易出现尾管固井水泥浆小循环现象,造成悬挂器及尾管与上层套管重叠段无水泥,并且由于套管与水泥浆胶结不好,导致固井质量差、环空气串和套管抗外挤能力降低等问题。通过对影响尾管固井质量的原因进行分析,针对性地提出了几个解决办法,并对几个解决办法可行性及实施效果进行了探讨。为以后在该区块及其他区块的尾管固井完井施工类似问题的处理提供了参考。     

长庆油田小套管二次固井工艺技术研究与应用

针对长庆油田Ø139.7 mm生产套管中下Ø88.9 mm小套管二次固井环空间隙小、固井施工压力高,水泥环薄、密封完整性难以满足后期措施需求,固井前井筒界面环境差、二界面水泥胶结不佳等技术难点,通过技术创新及改进,研制出适用于小套管二次固井的低摩阻耐压防漏水泥浆体系、热固性树脂水泥浆体系,结合自主研发的界面增强型冲洗液和固井压塞液体系,形成一套长庆油田小套管固井工作液体系。优选性能可靠的固井配套工具,优化小套管固井管串结构,按照平衡压力固井原理,采用一次上返固井工艺,总结出了一套小套管二次固井工艺技术。现场应用10口井,固井质量优良率95%,增产效果显著,为长庆油田老井增潜挖效及套损井治理提供了有力的技术支撑。     

双凝水泥浆固井技术在玉门青西油田的应用

针对玉门青西油田的油气层压力高、多套油气水层共存、长封固段的气窜、井与井之间井温差别大的固井难点，从水泥浆体系、外加剂和水泥浆性能等方面进行了系统研究，提出了下部采用加砂高密度速凝浆封固，上部采用低密度缓凝浆封固的水泥浆固井技术。在窿110井Ф244．5技术套管固井和青2-23井Ф177．8～Ф139．5mm复合油层套管固井中的应用获得成功，两口井固井质量全为优质。     

带压投球器的研制

水泥面控制工具在固井时使水泥浆不进入标准层,不在该位置形成强度,可以延缓由于标准层的蠕动滑移所造成的套管损坏.由于应用在新的地层,造成水泥面控制工具使用出现了提前关闭工具的需求,要求提前投球.由于提前投球需要在带压条件下进行,因此现有技术无法完成指定操作.针对这种情况,设计出一种带压投球器,与水泥面控制工具配套使用,安...     

海上窄压力窗口控压固井浆柱结构设计方法

针对海上油气井窄压力窗口固井顶替效率低下的技术难题,通过轻钻井液的施加以优化浆柱结构以及施加环空回压的方法实现安全高效固井的目标。考虑停泵压胶塞环空回压值≯5 MPa、冲洗液环空紊流接触时间>10min以及注替结束井筒自压稳3个关键技术要求,合理优化固井浆柱结构,计算控压固井全过程井筒当量循环密度(ECD),使井筒ECD在安全密度窗口内,形成了海上窄压力窗口控压固井浆柱结构设计方法。以乐东10-1气田某高温高压井为例,优化设计了该井的浆柱结构,并模拟计算了控压固井全过程井筒ECD及紊流接触时间。结果表明：轻钻井液用量为14～50 m³且密度在1.822～2.142 g/cm³之间、冲洗液用量>13 m³且密度在2.36～2.45 g/cm³之间、水泥浆密度在2.4～2.51 g/cm³之间,可实现冲洗液紊流接触时间>10 min且满足压稳不漏的固井要求。该设计方法可实现海上窄压力窗口井安全施工和提高固井顶替效率的要求。     

汶川地震断裂带科学钻探项目WFSD-2孔防漏固井技术研究与应用

汶川地震断裂带科学钻探项目二号孔(WFSD-2)钻探施工过程中,地层破碎,坍塌、掉块严重,钻进过程中发生多次井漏。为防止固井过程中发生漏失影响固井质量,采用低密度防漏水泥浆常规单级固井工艺。经过多次水泥浆性能试验,调配出了既具有良好流动性、又具有触变性的低密度纤维防漏水泥浆配方。该低密度纤维防漏水泥浆体系在WFSD-2孔168.3 mm套管固井中施工顺利,应用效果良好。     

HS-1井尾管正反注水泥固井施工分析

井漏是川渝油气田钻井和固井面临普遍的问题,正反注水泥固井是解决漏失井固井的一个方法。通过一口井尾管正反注水泥施工实例的分析总结得出该井尾管正反注水泥固井质量差的原因是漏失情况判断和反注水泥方式有误,提出易漏井进行施工模拟与实际施工对比和深入进行尾管正反注水泥的研究建议。     

文96地下储气库注采井钻井技术

储气库注采井须承受强注强采的工况,对套管柱的密封和层间封隔提出了更高的要求;枯竭气藏储气库储层压力系数低,钻井施工过程易发生漏失、储层保护难度大。针对文96区块地质特征及注采井特殊要求,从井身结构、固井设计、完井设计、储层保护技术等方面开展了详细研究,优化井身结构设计;室内实验优选水泥浆体系,针对储层特点优化固井工艺;设计射孔完井一体化管柱,研究射孔完井一体化投产施工技术,形成了适合文96地下储气库的注采井钻井配套技术。现场钻井实践显示,注采井钻井周期明显缩短、井身质量合格、固井优良率高、完井及储层保护效果好,达到了工程设计要求,充分证明了所研究钻井技术的科学性和实用性,从而保障了文96地下储气库工程按期投产。     

塔河油田石炭系盐层固井工艺技术

塔里木河周围地区石炭系盐层纯度高，水溶性比较强，蠕动能力强，前期多口井发生套管变形和挤毁现象，盐层井段的固井具有很强的挑战性。研究优化了盐层套管选型，针对石炭系地层特点优化盐层段尾管固井水泥浆液柱结构，优选了AMPS／AM／AA三元共聚物抗盐降失水剂、膨胀剂，使水泥浆体系具有低失水量、高早期强度和微膨胀特性。优选了具有良好抗盐、冲洗和加重能力的前置液体系，通过T914井现场试验，盐层段固井质量为优质，避免了套管挤毁的危险。     

龙凤山气田易漏失井固井工艺技术研究与应用

龙凤山气田属于典型的裂缝性储层,钻井过程中漏失问题突出。该气田地层压力系数低、气层活跃、井壁稳定性差,固井难度较大。针对本区块特点,强化固井工艺措施,做好钻完井过程的防漏、承压堵漏工作,优选完井方法,采用变排量顶替工艺技术,开展低密度水泥浆体系优选研究,合理设计浆柱结构,有效地解决了固井过程中的漏失和候凝期间气窜等问题,保证了固井质量,实现了油层的有效封固,现场应用效果良好。