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。     

试论小套管二次固井技术在套损井治理中的应用

小套管二次固井技术在石油工业套损井治理中发挥着重要作用,油水井套管的损坏严重影响着石油开采的正常运行,必须进行有效解决。本文分析了小套管二次固井技术的运作基本原理、优点,对于套损井的判断方法,运用小套管二次固井技术进行套损井找漏技术、石油工业中小套管悬挂的具体类型分析以及运用小套管二次固井技术的具体施工流程,并对目前小套管二次固井技术运用在套损井治理中存在的问题进行了有效分析。     

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.     

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.     

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。     

干井筒固井技术关键技术研究

气体钻井技术的发展给固井带来更多的挑战,为了避免气体钻井结束后替入钻井液可能引发的井漏、井眼不稳定等复杂情况,缩短钻井周期、降低钻井成本,进一步提高固井质量,探索实践了气体钻井完钻后不替泥浆直接下套管注水泥的固井作业（即干井筒固井作业）。为确保干井筒固井质量,在分析干井筒固井主要技术难点的基础上,研究形成了干井筒固井井筒条件、井眼准备、下套管技术及非连续液相注水泥等技术,提出了防井漏、防井壁失稳、防环空堵塞等技术方法。     

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。     

浅述弹性堵漏剂在腰平7井的应用

根据腰平7井工程设计,下95/8〞技术套管前,提高井眼的承压能力,确保固井安全及固井质量。在二开121/4〞井眼运用弹性堵漏剂和随钻堵漏剂复配实现对易漏地层的成功封堵,确保了下套管的顺利,固井质量达到了优秀。     

永13-2漏失复杂井免钻分级固井技术

永13-2井是江苏油田一口定向采油井,在钻井过程中发生多次严重井漏。针对该井油管固井存在漏失风险大、封固段长、井眼不规则和井壁虚泥饼等固井难点。根据江苏区块19口井分级箍固井实际应用情况,选择分级固井工艺,降低环空液柱压力;优选免钻分级箍工具;合理选择分级箍安放位置和水泥浆体系,结合通井措施,确保了井眼清洁,套管安全顺利下入、固井安全施工和良好的固井质量。同时,也对固井施工中存在的问题进行了简要分析。本井免钻分级固井技术的成功实施为漏失复杂井固井作业提供了参考。     

新型固井胶塞的研制

为了克服现有固井胶塞的一些不足之处,研制了一种新型固井胶塞。胶塞本体与骨架材料使固井胶塞在套管内能够承受来自水泥与顶替液的双向压力。运行时,胶塞顶部皮碗紧箍在套管壁上,起到良好的密封作用,有效防止液体窜漏,保证了胶塞有效坐底。该固井胶塞不仅耐热、耐磨、耐压,而且能完全将套管中的水泥泥浆刮削干净,在工程中使用效果良好。     

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。     

侧钻井膨胀套管固井技术应用研究

膨胀套管完井技术作为一种新兴技术逐步广泛应用于石油工程各领域,用于侧钻井中可增大完井井径,利于后续采油及修井工程作业;用于钻井复杂地层封堵完井能有效封隔易漏等复杂层,保障后续钻进安全。本文针对侧钻井膨胀套管固井作业难点,进行配套工具附件研究和超缓凝水泥浆优化,讲述了膨胀套管固技术在侧钻井中的应用情况和效果。     

精准稠化技术在高温高压井负压力窗口套管固井的应用

中国南海莺歌海盆地东方17-2-1高温高压井钻遇了异常高压水层,地层孔隙压力达到2.02 g/cm³,距离高压水层上部仅160m处存在漏失压力仅为1.97 g/cm³的薄弱层,钻井液无法平衡地层压力,造成下溢上漏,井下建立动态平衡。经多次钻井液堵漏失败后,计划采取下入套管,强行进行固井。在负压力窗口和无法堵漏的情况下,固井采用“1.92 g/cm³低密度水泥浆+2.50 g/cm³高密度水泥浆”动态防漏水泥浆技术和挤注工艺,成功实现水泥浆返至上层管鞋以上400m,高压水层有效挤堵的作业目的。本技术对负压力窗口的固井具有借鉴意义。     

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。     

晋西地区煤层气水平井固井工艺技术

鄂尔多斯盆地东部晋西区块煤层气经勘探发现有较大开发潜力,目前采用水平井完井,全井下套管固井后开采,其性价比高,增产效果明显,应用越来越广泛。该区块井垂深一般在600~900m,水平段长1000~1400m,地层特点为低温、低压、低渗,导致水泥石强度发展慢、易井漏、套管居中度低、对固井工具附件质量和水泥浆性能要求高等难题,通过优选水泥浆体系和隔离液体系,优化施工工艺等措施,应用强浮式浮箍浮鞋、确保了固井质量的提高,为给类型煤层气水平井固井提供了一定的借鉴作用。     

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。     

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。     

开窗侧钻小井眼、小间隙井固井应用技术

套管开窗侧钻是有效开发低生产井、重新利用报废井、提升产能增收创益的有效手段。由于受小井眼尺寸、环空间隙等因素的影响,在固井过程中通常导致水泥浆上返摩阻增加,环空当量密度变大,地层易被压漏,水泥浆漏失低返现象严重;此外还造成套管居中效果差,水泥浆窜槽现象频发,大幅增大了固井难度。从优选水泥浆体系与提高顶替效率着手,并采用紊流+塞流顶替技术、不留水泥塞技术、平衡压力固井技术,对环空压力进行控制计算,并对不同区块多口井进行现场应用,固井水平与质量得到明显改善。通过创新与实践应用旨在探索出一套提高侧钻小井眼固井质量的应用技术。     

塔里木超深井开窗侧钻小间隙小尾管固井技术

塔里木油田为控本增效,增加产能,对深井进行开窗侧钻,开窗位置在志留系或泥盆系,开窗点一般在6000m左右,完钻位置奥陶系桑塔木组或良里塔格组,下入127mm尾管悬挂固井。存在井深、温度高、压力高、井斜大、位移大、裸眼段长、环空间隙小、套管下至井底困难大、套管在井眼中居中困难、地层承压能力低易漏、油气显示活跃难压稳、顶替效率低、施工泵压高等难题。提出了针对性的固井措施,保证了套管顺利下入,解决了井漏、顶替效率低、油气窜槽等问题。     

顺北区块“漏、溢”同存小尾管控压固井技术研究

顺北区块储层以奥陶系碳酸盐岩缝洞型为主,地层稳定性差易漏失,储层深,井底压力大,油气上窜严重,存在溢流风险,属于典型“漏、溢”同存工况,这使得固井施工变得极为困难。为解决以上固井技术难题,探索采用全流程控压固井技术措施,经过精准模拟施工动态当量密度,获得控压参数,有效控制井底、井口压力保持动态平衡;优化套管居中度,模拟施工排量,提高顶替效率;采用双凝双密度防漏水泥浆体系,进一步防止水泥浆漏失。目前该技术已在顺北5-X井成功应用,该井固井质量良好。该技术为顺北区块窄密度窗口井段固井施工积累了经验,对该区块复杂井固井施工具有借鉴意义。