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。     

超短回接尾管固井技术在埕北6FB-7井固井中的成功应用

埕北6FB-7井先后经历了漂浮固井施工技术、7×41/2″尾管补救性固井施工和挤水泥作业施工,完井后套管仍然试不住压,不能满足现场试采要求。针对该问题,经海洋采油厂领导研究决定采用短回接尾管固井技术,即固井时将套管回接插头插入下部尾管回接筒内,进行套管回接固井,套管不回接至井口的一种固井工艺技术[1-3]。该技术在埕北6FB-7井进行了应用,取得了良好的固井效果,这也是胜利海上油田首次成功应用的短回接尾管固井技术。该固井技术的成功应用,满足了现场套管试压和后期注采的要求,取得了良好的固井效果,而且短回接尾管固井技术比套管回接到井口成本要低的多,经济效益非常明显。     

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。     

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。     

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。     

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。     

大斜度井油基钻井液尾管固井技术

对于使用油基钻井液钻进的大斜度井,尾管固井质量难以保证。本文通过调整泥浆性能、优选能力良好的冲洗液和水泥浆体系、提高套管居中度、采用可旋转尾管挂、合理设计顶替措施等技术措施,取得了良好的固井质量,完全满足射孔开发要求,为后续大斜度井尾管固井提供了经验。     

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。     

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。     

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。     

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.     

TP191H井206.4mm尾管固井异常与分析

2017年3月4日,TP191H井使用9-5/8"×8-1/8"牵制式尾管悬挂器采取平衡法固井,由于尾管悬挂器丢手判断失误,固井施工结束起钻过程中套管串随送入工具带出,在起钻至第42柱时尾管串落入井内,造成尾管上移68.93m,盐层漏封事故,导致该井本开次报废、需重新侧钻补救。     

非常规套管固井技术

由于桩606区块地下情况复杂,桩606和桩606-斜1两口井技术套管下深1400m和2200m分别封过明化镇组地层和封过馆陶组地层.两口井在钻井过程中依然出现井漏、井涌等复杂情况.该区块部署的其他井为有效解决钻井中可能出现的复杂情况,加快钻井速度、节约钻井投资,经研究讨论确定技术套管封过3400m左右的断层.技术套管采用193.7mm套管,常规固井工艺,三开采用127mm套管,尾管固井工艺.     

裂缝性储层小间隙尾管固井技术研究与实践

青西油田裂缝性储层压力系数由原始的1.39降至0.62~1.17。设计应用三层井身结构,三开采用φ171.4 mm钻头,下入φ139.7 mm套管完井,油层固井施工存在漏失风险大、环空间隙小、水泥浆顶替过程中易产生窜槽等固井难点。根据这些固井难点,在井眼准备、下套管及固井施工工艺等方面制定针对性措施,Q 2-7 9井的成功应用证实了措施的有效性,为低压裂缝性储层固井提供了宝贵经验。     

SH-1x井完井钻塞技术难点与对策

SH-1x井是中国石油集团公司部署在我国东部某油田的一口井深> 5500m的风险探井。五开完井使用Ф127mm尾管悬挂,尾管固井后使用Ф139.7mm+Ф127mm复合套管回接。完井钻塞采用Ф73mm+Ф60mm复合钻杆进行小井眼钻塞。本文主要针对SH-1x井井斜大(50°)、位移大(2500m)可能造成钻塞施工中摩阻扭矩大问题,使用Landmark软件进行了施工可行性模拟分析;针对环空间隙小,井温高,钻具柔性大等问题,提出相对应优化对策。     

旋转尾管固井工艺在BT9井的应用及认识

2009年至今,随着中石化在巴麦地区勘探步伐的加快,油气储集情况日渐明朗。由于受深部井眼套管环空小间隙、高地温因素的限制,深部尾管固井质量不能很好地满足后续采油、采气的需要。因此,固井质量的优劣就显得尤为重要。旋转尾管固井新工艺就能很好地解决深部尾管固井质量欠佳的问题。BT9井旋转尾管固井的成功实施,给固井质量要求苛刻的井提供了很好的借鉴。     

小井眼老井开窗侧钻尾管固井工艺研究与应用

二连油田老井因套变等原因无法继续开采，需要重新处理井筒，打通新的生产通道，且其老井多采用φ139.7mm套管完井。针对老井小井眼侧钻采用尾管悬挂固完井工艺中存在的尾管段间隙小导致固井作业蹩堵等复杂情况，从锥体流通结构设计、整体式复合钻杆胶塞结构优化，改进悬挂器关键结构设计，研究出座挂可靠性高、承载能力大、环空过流面积大、循环压耗低的带顶部封隔的尾管悬挂器，为小井眼老井侧钻安全高效施工提供了有力支撑，有效提高了固井效果和使用寿命，满足了侧钻需求，提高了尾管封固质量。     

伊拉克M油田套管质量检验

针对伊拉克M油田高压盐膏层地层压力高、盐层蠕变的特性,在钻井作业中,严格按照石油套管现场检验的行业标准对?339.73 mm套管进行检验;由于?244.5 mm套管下深对应的高压盐膏层井段固井难度大,且在后期完、修井及生产期间,在RTTS封隔器失效或油管泄漏的情况下,?244.5 mm套管、?168.3 mm尾管均需承受一定的油层压力,制定了更严格的?244.5 mm套管和?168.3 mm尾管检验标准。实践证明:套管检验措施保证了钻井作业安全,保障了油井生产寿命。     

侧钻尾管固井技术在锦州油田的应用

目前国内各油气田套管开窗侧钻井的应用越来越普遍,但对其尾管固井技术的总结还较少。笔者在研究锦州油田常用侧钻尾管固井工艺原理的基础上,着重探讨了其质量控制的关键点,并通过一个实例总结了侧钻尾管固井技术的注意事项和技术优势。     

华北苏桥潜山储气库苏4-10X尾管固井技术

苏4-10X井,是华北油田在霸州苏桥区块部署的一口储气库井,储气库井井身结构复杂,施工工序多,施工工艺难度大,特别是储气库井身设计使用寿命要求较长,储气库运行工况条件苛刻,要求盖层以上500-800米水泥封固段固井质量必须到达优质,三开中完井深4608米,进入潜山5米,在三开1200余米裸眼的裸眼内共钻穿12层累计44米厚的煤层,井壁不稳定,承压能力不好,为了顺利下入套管,提高顶替效率,保证固井质量,通过强化井眼准备,校核套管刚度,优选前置液和水泥浆体系及压力校核计算等有效措施,严格施工,最终保证了苏4-10X井尾管固井质量,解决了苏桥潜山储气库井尾管固井中存在的问题,为华北储气库以后类似固井方式积累了宝贵经验。