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JHW00421井是吉木萨尔油田第1口超长水平段页岩油水平井,设计水平段长度3 027 m,面临钻进摩阻及扭矩大、井壁易失稳、井眼轨迹控制难度大、井眼清洁难度大、油层套管下入困难等诸多钻井难题。为攻克以上技术难题,开展了以下技术研究和现场实践:优化井身结构并将?244.5 mm技术套管下至A靶点以实现水平段专打;采用旋转导向工具对水平段轨迹进行精准控制并减小井眼曲折度;采用油水比85∶15的油基钻井液,降低长水平段井壁失稳风险、钻井管柱与井壁摩阻系数;基于水平井井筒清洁“传输带”理论,制定详细的井筒清洁技术方案以确保井筒“干净”;优选套管柱摩阻计算模型并合理选取摩阻系数,准确预测套管柱下入能力并优选下套管方案;采用多扶正器通井钻具组合、优化套管扶正器类型及安放位置以降低下套管阻力;采用油基冲洗型隔离液并优选注水泥参数来提高水平段固井质量。该井完钻井深5 830 m,实际完成水平段长度达3 100 m,水平段固井质量测井解释为优质,对今后同类超长水平段水平井设计和施工有借鉴和指导作用。 相似文献
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准噶尔盆地玛湖斜坡百口泉组致密油为新疆油田公司新发现的大油区,在探索长水平段水平井开发过程中,面临砂砾岩地层可钻性差,地层井壁失稳垮塌严重,漏失复杂情况多,平均单井漏失173 m3,水平段机械钻速仅2.06 m/h,固井难度大等问题。针对以上难点,重点开展了井身结构及井眼轨迹优化、EVOLUTION?类油基钻井液、长水平段小间隙固井技术、砂砾岩难钻地层的钻头选型等钻井提速配套技术研究和实践。在玛131区块成功完钻了2口2 000 m长水平段水平井,钻井周期减少27.7%,下套管顺利,固井质量满足大型分段压裂要求,形成了一套适合玛湖地区致密油经济有效开发的钻完井技术。 相似文献
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《天然气勘探与开发》2020,(1)
四川盆地八角场构造常采用大斜度定向井、水平井开发沙溪庙组致密油气藏。通过对油层套管固井存在下套管困难、上部地层易漏失、水泥浆与油基钻井液相容性差、套管居中度低等难点研究,制定了井眼清洁、漂浮接箍、旋转下套管、微膨胀防漏防窜水泥浆、高效冲洗性隔离液、调整钻井液性能、活动套管、预应力固井等提高固井质量的针对性技术措施,应用12口井油层套管固井。实践结果表明:①四川盆地八角场构造致密油气防气窜的井眼清洁、漂浮接箍、旋转下套管、微膨胀防漏防窜水泥浆、高效冲洗性隔离液、调整钻井液性能、活动套管、预应力固井等提高固井质量的技术措施,大幅度提高油层套管固井质量,为八角场构造沙溪庙组致密气开发提供了技术支撑。②套管居中度差的条件下,固井前循环时活动套管、降低钻井液静切力能提高固井时隔离液和水泥浆的顶替效率。③漂浮接箍可靠性高,能减少下套管摩阻,有利于套管顺利下入到位,建议在长水平段的水平井中推广使用。 相似文献
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通过从完井管柱下入、水平井固井水泥浆及配套固井技术等几方面开展软件模拟分析,配方优化研究,配套固井技术优选等致力于解决吉木萨尔致密油区水平井固井的主要技术难题,经现场应用验证,形成适用于该区块的水平井固井技术。下套管前充分循环洗井并最终采用三扶正器通井保证井眼稳定、顺畅、平滑;造斜段、水平段套管串合理安放刚性扶正器特别是滚轮扶正器有利于有效提高套管居中度及降低套管下入摩阻;通过优化固井施工参数,采用变排量注水泥及替浆,改善注替流态,辅助采用除油前置液及套管漂浮技术有利于提高顶替效率;弹性颗粒加入水泥浆配方进一步增加水泥石弹性韧性,有利于在保证强度要求下降低水泥石弹性模量,适应大型压裂对水泥石强度及韧性要求。 相似文献
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正2018年6月7日,在新疆油田公司开发公司周密组织、工程技术研究院精心设计下,西部钻探负责施工的吉木萨尔致密油JHW035井顺利完成28级82簇压裂施工,创下吉木萨尔致密油水平井单井加砂量和液量新高。为加快落实《准噶尔盆地勘探技术研讨会》会议精神,紧密结合现场实施节奏,工程技术处紧密协调开发公 相似文献
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在对井筒内管柱受力状态进行科学分析的基础上,建立了长水平段和造斜段套管居中度分析模型,对扶正器的选择和安放间距进行了设计。采用有限元法对FYHFl井及MYHFl井扶正器选择方案和下入方案现场应用效果进行分析,分析结果表明,在井况许可的条件下,水平段应采用API标准扶正器,且每根套管加装1只扶正器,以保证套管的居中度和固井质量;选择合适的扶正器、设置合理的间距能有效减小套管下入阻力,同时明显增强套管串刚度;套管居中度对采用油基钻井液的页岩气水平井固井质量影响明显,套管居中度应该控制在67%以上,并严格控制套管贴边,以免影响水泥环均匀性和压裂效果。 相似文献
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由于塔河油田开发需要,要求对三叠系水平井的水平井段进行封固。水平井下套管摩阻大,大斜度井段易形成岩屑床,加之要求D177.8mm套管下至A点附近和井眼轨迹复杂,将尾管下到位的难度大;水平井段蹩压坐桂、碰压困难。大斜度井段井径不规则,套管在水平井段和大斜度井段的居中度低,顶替效率差;水泥浆在水平井段,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;钻井液中混油的比例高,影响水泥浆的胶结质量。通过TK122H井的复合尾管封固水平井段的固井施工术难点分析,从井眼准备、管串结构、固井液设计等方面提出该井复合尾管固井技术措施。现场实践取得了较好效果,为复合尾管水平井段封固提供有益的参考。 相似文献
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建页HF-2井井深为2888m,水平段长1000m,大斜度段长380.5m,垂深1753.74m,页岩发育,使用油基泥浆,裸眼段伴有漏层。针对现场情况,制定了相应的固井技术措施确保固井质量,具体措施包括:模拟套管串强度通井,优化扶正器安放设计,使用高效油基泥浆清洗液VERSACLEAR冲刷井壁,采用双凝双密度韧性胶乳水泥浆进行防漏防窜双控制,使用双配双注固井设备以及漂浮顶替技术。较好地解决了页岩气长水平段油基泥浆条件下的固井技术难题,建页HF-2井水平段全段固井质量良好。 相似文献
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《钻采工艺》2019,(5)
昭通国家级页岩气示范区地处四川盆地边缘,为有效动用地质储量和提高单井产量,页岩气水平井水平段长度不断增加,最长水平段已达2 810 m,随着水平段长度不断加长,对套管安全下入及固井质量的保障面临严重挑战。文章研究实践表明,良好的井身质量及科学的套管附件组合能确保套管顺利下入;高强度低弹模韧性水泥浆体系能保障大型压裂条件下水泥环完整性;高效洗油冲洗液能提高界面胶结质量;特色下套管技术能减轻套管曲屈;平衡压力固井、预应力固井等工艺技术能防止气窜和提高固井质量。以上固井技术在昭通页岩气示范区应用103口井,水平段平均固井质量合格率92%,优质率82%,为后期大型体积压裂提供了良好的井筒条件。 相似文献
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自203井是威远构造上龙马溪组页岩气开发井,为验证井筒完整性和提高完井时效,采用延时压差固井滑套和投球固井滑套的新工艺。针对套管串刚性增加、延时压差固井滑套压力限制、飞镖胶塞水平段启动排量大的特点,采取了3个扶正器的通井组合、施工压力控制、连续顶替施工措施,套管串顺利下到位,固井成功碰压。完井时套管串进行试压,延时压差固井滑套和投球固井滑套顺利开启,解决了验证井筒完整性与提高完井时效的问题,为高效开发页岩气提供了有益参考。 相似文献
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为实现“稀井高产、效益开发”的目的,实现有效动用地质储量和提高页岩气单井产量,在重庆南川东胜区先导试验超长水平段水平井,探索形成适合于非常规油气开发工程新模式。超长水平段水平井固井面临套管下入难度大、顶替效率差、水泥浆性能差异化等技术挑战。通过开展超长水平段水平井套管下入技术、长效密封水泥浆体系及配套工艺研究,形成以“套管安全高效下入及居中度控制+防漏防窜长效封固水泥浆+固井施工参数精细化设计与控制”为核心的超长水平段水平井固井关键技术系列。该技术系列在该区第一口超长水平段水平井SY9-2HF(水平段长3 583 m)成功完成应用,固井质量合格率100%,优质率95%,为该井后期压裂施工、高效开发奠定了良好工程基础。 相似文献
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长庆油田早期完钻的油水井,固井时水泥上返未封住洛河水层,致使套管严重腐蚀穿孔。近期完成的油水井虽然上返封固了洛河水层,但是,由于固井水泥被稀释或漏失,使洛河段水泥固井质量不高,也造成套管外壁被腐蚀。 相似文献
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页岩气长水平井段防气窜固井技术 总被引:3,自引:0,他引:3
页岩气开发的核心技术为水平井配合大型水力压裂,而固井质量不佳已成为页岩气完井和实施储层改造的主要瓶颈问题。为此,以四川盆地页岩气开发区块为例,探索了水力压裂作用下保持水泥环力学完整性的方法及其配套工艺技术措施。研究结果表明:(1)采用模拟套管刚度的近钻头三扶正器通井钻具组合,可以降低长水平段页岩气井套管下放难度,提高下套管时效和安全度;(2)研制的高效洗油冲洗隔离液体系在常温至120℃下的冲洗效率均大于90%,能够保证水泥浆对油基钻井液的顶替效率和井壁的有效胶结;(3)确定了该区长水平段固井韧性防窜水泥浆凝固后的性能——水泥石弹性模量应小于7 GPa、三轴强度最好大于40 MPa,以减轻和避免压裂时的水泥环破坏;(4)形成的钻井液调整、预应力固井、地面高压泵注工艺等配套技术提高了页岩气井固井质量。2015—2016年期间运用上述系列固井技术在四川盆地开展了85口井固井作业,平均井深4 832 m,平均水平段长1 560 m,固井质量优质率达89.58%;水平井固井后候凝期间无环空带压,钻完井及试油期间环空气窜得到明显改善。结论认为,该配套技术可以保证并提高长水平段页岩气井的固井质量。 相似文献