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。     

中原油田固井技术现状及应用

中原油田经过三十多年的开发,地面、地下条件日趋复杂,老区调整井越来越多,特殊工艺井如大斜度井、定向井在钻井中的比例逐步增大,深井、超深井及地质状况比较复杂的井也逐步增多,对固井质量要求越来越高,固井工作难度越来越大。为保证和提高固井质量,中原油田从工艺技术引进,水泥浆体系优选和固井技术研究等方面做了大量、细致的工作,固井质量逐步提高。     

U型煤层气水平井固井技术

U型煤层气水平井具有井浅、温度低、地层孔隙压力和破裂压力低、井斜大等特点,完钻斜深1000-1200m,垂深600-700m。U型井钻采工艺特殊,根据U型煤层气水平井的地层特点,开展了一系列的固井课题研究:水平井已与直井贯通,为保证固井时水泥浆不窜入直井中,建立了一套较完善的隔离水泥浆窜入贯通直井工艺;针对煤层水平井的井眼情况,设计了U型井水平井下套管技术措施;在水泥浆配方方面,优选了微硅、TW200s降失水剂与M53S早强剂配伍的水泥浆体系,很好的解决了低温、低压条件下水泥浆水化速度慢,强度发展慢等难题,为以后进一步研究U型井水平井固井积累了经验。     

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。     

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。     

浅部气层大斜度定向井固井技术难点及对策

针对浅部气层大斜度定向井固井技术问题,本次研究首先对浅部气层大斜度定向井固井技术难点进行分析,在此基础上,开展浅部气层大斜度定向井固井技术对策研究,为保障浅部气层大斜度定向井固井作业的顺利开展奠定基础。研究表明：尽管我国在定向井固井作业领域已经取得了较大的发展,但是对于浅部气层大斜度定向井固井作业而言,仍然存在井壁稳定性差、固井质量难以保障、井控风险较高、固井材料选择难度高等问题。因此,需要从优化水泥浆体系、引入套管外封隔器固井技术、引入固井配套技术、强化地质勘探质量、优选固井材料以及强化质量监测等角度入手,采取多项有效措施,全面提高浅部气层大斜度定向井固井作业质量。     

优选大牛地技术套管防漏固井工艺技术

截止2015年9月底,大牛地固井过程中发生漏失井数目增加,固井返高和质量受到影响。通过统计分析,研究固井过程漏失原因、漏失特性,不断调整固井水泥浆体系和优化防漏固井工艺对于大牛地技术套管固井质量的提高有十分重要的意义。文章基于鄂北大牛地原有成熟的固井工艺方案,通过室内研究和现场实践成果不断调整,在目前面临漏失严重的形势下,最终优选出较有效提高技术套管质量的防漏固井工艺技术。     

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。     

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.     

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。     

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。     

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。     

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。     

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。     

水平井固井技术环江油田的应用

环江油田是长庆油田第七采油厂增储上产的重点产建区域,2010年以来,为提高单井产量和油田采收率,不断探索水平井开发技术,水平井的固井质量是制约水平井体积压裂和对应丛式井有效注水的主要原因.为此,第七采油厂产建项目组与油气工艺研究院、川庆固井公司、渤海钻探固井公司等单位进行水平井固井技术攻关,通过对影响水平井固井的质量原因分析,开发出适合环江油田固井的水泥浆体系配方和下套管作业操作规程,通过室内评价和现场试验改善了水泥浆的性能,满足了固井施工的要求,保证了固井质量,取得了较好的效果.     

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。     

防漏堵漏固井工艺技术及新型设备概述

通过对一些油田的固井前准备工作以及固井用水泥浆、固井设备、固井工艺进行筛选,介绍了目前应用效果较好的固井工艺技术及设备,并介绍了几种主要的漏失井应用的防漏堵漏工艺技术,为了提高井壁的稳定性介绍了几种井壁稳定技术;MTC矿渣体系是一种新型的胶结剂,其不但具有水泥浆的特性,而且具有一些特殊性质（浆体稳定、失水小、易与水泥浆相容等）;对于固井设备我国的海上油田与陆上油田相比,空间相对狭小,因此,针对这种情况开发出了GJQ系列双机双泵模块化新型多功能棍装固井设备,其体积小巧、拆装方便、功能齐全、工作效率高。在油田对固井工艺的不断研究中,探索出内插管正循环固井工艺技术,这种技术完全可以避免日前上窜（飞出来）、下沉、埋地部分泄漏等储气井安全隐患。这些技术设备对油田的固井技术具有指导和借鉴意义。     

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。     

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%。     

水平井固井质量的相关探讨

本文主要分析了水平井固井质量的五个方面影响因素:井眼质量、套管下入及居中情况、混油钻井液、岩屑床和水泥浆析水,针对这些影响因素,从井眼准备、钻井液性能、前置液设计、水泥浆性能设计、管串附件和套管漂浮技术等几个方面来讨论提高固井质量的途径和措施。