超深大斜度井Ф177.8mm/Ф193.7mm尾管悬挂固井技术

元坝10-侧1井是中石化部署的一口勘探开发一体化井,该井原设计井深7150.0m,实际钻至长兴组循环测后效时油气显示较好,气测最高全烃68.40%,油气上窜速度29.36m/h。根据此井的油气显示情况决定采用回填导眼段,采取侧钻定向井开发长兴组优质储层,侧钻后井深增加至7273.0m,裸眼段增长至2045.0m,造斜段长达883.0m,全井最大井斜达到79.14°,井底位移668.46m。本井属于易漏失、超长封固段、小间隙尾管固井范畴,通过对悬挂器及附件的选型、强化下套管和钻杆技术措施、使用高效前置液、优选水泥浆体系等一系列措施解决了该井套管顺利下到位和固井技术难点。     

超深大斜度井(/O)177.8mm/(/O)193.7mm尾管悬挂固井技术

元坝10-侧1井是中石化部署的一口勘探开发一体化井,该井原设计井深7150.0m,实际钻至长兴组循环测后效时油气显示较好,气测最高全烃68.40％,油气上窜速度29.36m/h.根据此井的油气显示情况决定采用回填导眼段,采取侧钻定向井开发长兴组优质储层,侧钻后井深增加至7273.0m,裸眼段增长至2045.0m,造斜段长选883.0m,全井最大井斜达到79.14°,井底位移668.46m.本井属于易漏失、超长封固段、小间隙尾管固井范畴,通过对悬挂器及附件的选型、强化下套管和钻杆技术措施、使用高效前置液、优选水泥浆体系等一系列措施解决了该井套管顺利下到位和固井技术难点.     

酒东高密度长封固固井技术

为满足勘探开发及后期酸化压裂改造需求,玉门油田在酒东区块布设了定向井,技套要求水泥返至井口,完井采用尾管悬挂,悬挂点选在直井段,悬挂井段超过1000m,该区块完井钻井液密度高,矿化度高、井底温度高、封固井段长,地层安全压力窗口小、井下条件复杂、井眼不规则,固井质量难以保证。为了保证施工安全及固井质量,针对性地对套管顺利下入、管串居中度、水泥浆的稳定性开展室内研究、评价,从提高套管居中、改进注替参数、优化水泥浆性能等方面开展工作。最终形成玉门油田酒东高密度长封固固井配套技术。     

大牛地气田下古生界水平井小井眼尾管固井技术

为满足大牛地气田下古生界全通径压裂改造工艺的要求,解决后期压裂改造酸液滤失的难题,开展了Φ152.4mm井眼下Φ114.3mm尾管固井试验。长水平段小井眼尾管固井存在环空间隙小、套管居中度低等一系列难题,结合第一口试验井PG11方案设计及施工情况,介绍了水平井Φ114.3mm尾管悬挂固井工艺及其应用,为下一步大牛地气田下古生界水平井小井眼尾管固井的规模化应用提供技术支持和参考。     

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。     

鸭K长裸眼全封固油层固井技术

玉门鸭K区块油层段固井裸眼长3000m,固井施工过程中具有油层段长、多套压力系统共存、静压差大等特点,固井质量不理想。通过全面分析固井技术难点、制定对策,开展水泥浆体系、施工工艺研究,形成了成熟的长裸眼全封固固井技术。该技术应用19井次,固井质量全部合格。长裸眼全封固油层固井技术解决了固井质量合格率低难题,推广应用前景广阔。     

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。     

塔河油田小井眼小尾管固井技术

塔河油田奥陶系小尾管固井存在高温、易漏、套管居中困难等一系列难题.本文结合TK1080井及AD24井的施工,详细介绍了该类型复杂井的固井工艺及其应用效果,为进一步开发提高和确保塔河深井小尾管固井质量的技术措施提供参考.     

准噶尔盆地深井长封固段固井技术研究

通过在准噶尔盆地的长封固段固井技术研究，总结了长封固段固井的固井技术措施，解决了长封固段固井的技术难题。结果表明：漂珠水泥浆体系可以有效地解决准噶尔盆地的长封固段技术难题，也为长封固段固井技术提供了新的思路。     

窄间隙水平井套管安全下入技术研究与应用

新疆油田玛131井区和玛18井区钻进采用小三开井身结构,针对窄间隙长水平井套管下入困难的问题,对下套管时管柱进行受力分析,确定了影响下套管困难的主要因素为水平井井眼方位角变化大、下入套管刚度与通井钻具刚度比值小、环空间隙小、钻井液性能、裸眼段长等;通过提高通井钻具组合刚度、改良下入刚性滚轮扶正器结构,优化泥浆性能和下套管中途洗井措施,采用"抬头居中"下部结构,从而缩短套管的下入时间,玛131井区平均下套管时间节约用时5h/口,玛18井区平均下套管时间节约用时14.5h/口,保障了套管的安全下入、为固井及后期分段体积压裂提供有效保障。     

汶川地震断裂带科学钻探一号孔（WFSD-1）小间隙固井工艺的研究与实践

介绍了汶川地震断裂带科学钻探WFSD-1孔在破碎和严重缩径的断层泥地层采用的小间隙固井工艺,以及利用试下套管测定的泥浆循环压力降,结合泥浆泵最高承受压力确定固井工艺参数的方法。     

HP复合型尾矿胶结剂的研究

采用HWM和PC 2种胶凝材料配合使用的方法,研究了一种HP复合型尾矿胶结剂。对不同浓度、不同种类、不同粒度的尾矿进行胶结试验,测得灰砂比为12%的胶结模块的3 d、7 d、28 d、56 d的单轴抗压强度。通过对胶结模块的强度和胶结剂材料成本的综合分析来确定新型复合型胶结剂的最佳配比和使用方法。试验表明,料浆含水量对胶结剂的配比无影响;骨料种类对胶结剂的配比的影响实际上为骨料粒度对胶结剂的配比的影响。     

劈裂灌浆加固黄土地基的探讨

对黄土地基中劈裂灌浆的机理和各灌浆参数的确定进行了有益的探讨，划分了黄土地基劈裂灌浆的三个阶段，指出在黄土地基中，浆液首先沿固有裂隙或软弱面劈裂，且在没有附加荷载的半无限体地基中，发生水平劈裂和纵向劈裂的起裂压力基本相等，并通过工程实例，提出了几个值得商榷的问题。     

低压易漏裸眼井段技术套管固井技术

龙岗构造是四川盆地北部深层天然气勘探开发的重要区域,针对该区域Φ244.5 mm技术套管固井井段长裸眼、含油气层多套、油气显示频繁强烈、钻井过程中涌漏同存问题,将井眼准备、套管选择、优选水泥浆体系与配方、地面施工工艺等提高固井质量的主要技术措施集成优化,并采用空井固井、预应力固井等特色技术,保证了龙岗构造技术套管的固井质量,应用效果良好.     

高温高压小井眼尾管固井技术应用

高温、高压、深井、小井眼尾管固井是固井技术的一个难点,龙16井在各项配套工程技术措施综合应用的情况下施工成功,为高温、高压、深井固井作业积累了经验。龙16井是川北低平褶皱带九龙山构造上的一口预探井,原设计Φ215.9 mm井眼钻至下二叠系完钻。由于地质条件复杂,纵向上分布多套产层并具有超高压特点,地层裂缝发育,多次出现涌漏同存复杂情况,被迫提前下入Φ177.8 mm套管固井以封隔上部复杂井段。采用Φ149.2 mm钻头钻至5988.00 m完钻并进行了尾管固井作业。固井作业前钻井液密度2.34 g/cm3时油气显示强烈,井温139.6℃。     

套管扶正器在固井中的应用

通过介绍套管扶正器的应用情况，证实了由于井斜使套管不居中，影响套管下入和顶替效率；阐明了加扶正器有利于斜井套管顺利下入、防止套管静置粘卡、提高固井质量的观点。     

深井固井工艺技术研究与应用

深井下温度相当高,压强也十分大,再加上有盐膏层等,因此固井的难度很大。文章首先说明了深井复杂地层固井一般存在的困难,接着分析了深井固井的关键因素,最后针对提高深井固井质量提出了若干技术措施。     

高原严寒地区小断面长隧洞施工技术

介绍在海拔3400m以上,开挖断面不足10m^2,长度8866m的冷龙岭引水隧洞施工中研发应用的涵盖机械化配套、通风、增氧、供电、供水、劳动卫生与劳动保护等内容的成套施工技术,对高原严寒地区小断面长隧洞施工具有指导意义。     

探讨内管注水泥的几个计算问题

内管注水泥装置是提高大尺寸套管固井质量的有效工具。本文探讨了内管注水泥的几个计算问题，还给出了现场应用实例。