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。     

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。     

龙凤山气田易漏地层低密度固井技术

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。气田地层压力系数低、气层活跃,井壁稳定性差,造成固井过程中水泥浆时常发生漏失失返,导致固井质量较差。为此,在分析该地区固井技术难点的基础上,通过强化固井工艺措施,优化承压堵漏技术,优选复合中空微珠低密度水泥浆、堵漏前置液配方和套管扶正器类型,优化套管扶正器安放位置,保证套管居中度,初步形成了适用龙凤山气田易漏地层低密度固井技术。经过十余口井的现场应用,该技术基本解决龙凤山气田固井中存在的漏失问题,达到提高固井质量的目的。     

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。     

长封固段固井技术在苏北盆地吉2-41井的应用

苏北油区吉2-41井是苏北盆地东台坳陷海安凹陷曲塘次凹云树庄断块构造高部位的一口定向开发井。该井使用?215.9mm钻头钻至井深3455m,下入?139.7mm套管下深3450m,要求水泥浆返高2500m,是目前苏北油区常规生产井要求水泥封固段最长的一口井。分析了固井技术难点,采用三凝水泥浆体系进行封固等固井施工技术思路,现场应用效果良好,经电测,固井优质率高达93.1%,解决了苏北油区常规生产井长封固段固井技术难题。     

冀东南堡油田开窗侧钻完井难点及技术对策

套管开窗侧钻定向井技术可望获得较好的经济效益和社会效益,侧钻完井方式的优化选择和成功直接影响整个侧钻效果。冀东油田储层埋藏深、地质条件复杂、出砂情况严重,严重影响到侧钻完井的成功。针对冀东油田储层情况对套管固井射孔完井、筛管+封隔器完井、筛管+封隔器上部固井完井技术及难点进行了研究,提出了解决对策。并成功应用14次,取得了良好的经济效益与社会效益。     

裸眼分段压裂技术在大庆深层火山岩储层的初步探索

大庆油田深层火山岩储层具有非均质性强、孔缝结构复杂、温度高等特点,要保证II、III类火山岩储层水平井高效开采,须进行分段压裂改造。裸眼分段压裂完井技术实现深层气藏水平井的完井及压裂改造。与套管固井、压裂完井相比,裸眼压裂完井具有一定优势。适合当前深层火山岩水平井压裂的需求。文章阐述了该技术的原理,结合大庆油田深层气压裂的难点以及现有的深层气井压裂工艺配套技术,介绍了该技术在深层火山岩储层中所采取的技术措施及应用情况,评价了该技术在II、III类火山岩储层中的适应性。     

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。     

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。     

大庆深层致密气固井质量对完井套管受力变形规律的影响

为了进一步明确大庆深层气致密储层大规模压裂过程固井质量对完井套管受力变形影响程度,采用有限元数值模拟分析方法,建立了套管、水泥环、地层三维分析模型,模拟不同水泥环缺失工况条件下压裂参数对套管受力变形状态。研究表明,固井水泥环缺失会导致套管受到应力急剧升高,套管存在变形风险。当偏心距离为4mm、8mm、12mm时,随着水泥环厚度的增加,套管受到的最大等效压力呈现不断变大的趋势;当水泥环周向上缺失90°时,固井套管所受等效应力最大,相对于完整水泥环套管承受的最大等效应力增加了66.9%。研究成果可为大庆深层致密气大规模压裂套管变形防治提供依据。     

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。     

致密气水平井固井质量提升技术研究

致密气储层一般具有高水敏性、高应力敏感性、高毛细管压力、高含水饱和度和低孔、低渗的特点,开采难度大,其开发方式一般采用水平井,后期还需要经过多次产层压裂改造,这对固井技术提出了极高的要求.本文以临兴-神府区块致密气水平井为例,分析了致密气水平井固井作业难点,并研究相应的致密气水平井固井质量提升技术,从井眼净化,下套管、...     

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。     

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。     

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.     

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。     

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。     

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.     

渤海A油田井口抬升问题解决方案的研究与应用

渤海A油田在开发井作业初期三口井发生了井口抬升现象，严重影响了井筒和井口的完整性及安全性，危及油水井的生产寿命。在实际井身结构、固井数据、地层流体温度及产量等参数的基础上，通过对井口抬升井的数据计算分析，判断井口抬升的主要原因为油水井生产过程中自由套管在热应力作用下伸长，进而产生上顶力导致井口抬升。针对本油田的井口抬升问题，制订了两种应对措施，即采用低密水泥浆体系对φ244.475mm套管全封固井和增大抵消井口抬升所需井口预应力，在实际应用阶段未出现过油水井井口抬升现象，为渤海油田防止现场发生井口抬升提供了借鉴与参考。     

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。