小井眼窄间隙尾管固井工艺

小井眼具有可降低钻井成本,减小勘探风险,有利于环保倍受石油界广泛重视.小井眼窄间隙尾管固井,给尾管固井施工带来了风险.通过细化固井技术措施、优化水泥浆性能、加强各施工方间的配合、保证固井施工的连续性,才使得S1144井小井眼窄间隙尾管固井取得圆满成功.     

深井小间隙尾管固井作业风险评价方法

深井小间隙尾管固井作业面临井深、窄间隙、高温、高压、窄安全密度窗口、油气活跃等难题,导致固井作业风险越来越大,因此必须提前有效识别施工过程中存在的风险并采取必要的控制措施。针对深井小间隙尾管固井作业中存在的风险,基于层次分析方法与模糊综合评价方法建立了三级风险评价体系架构,进而构建了深井小间隙尾管固井风险评价方法。在此基础上,运用计算机技术编制了一套深井小间隙尾管固井作业风险评价软件,从而实现了深井小间隙尾管固井作业风险大小的有效量化以及可能发生风险结果的预测分析。实例分析表明,本文所建立的评价方法可以分析深井小间隙尾管固井作业中存在的相关风险,进而采取相应的控制措施确保固井作业的安全,具有一定的推广应用价值。     

小井眼微间隙井完井技术

采用φ139．7mm小井眼礅间隙钻井施工可以降本增效，但其完井作业具有特殊的技术要求，间隙小，施工压力高成了制约这类井固质量的因素。作者在分析小井眼微间隙完井技术难点基础上，从井眼轨迹控制及完钻后的扩眼，钻井液性能的控制、使用低失水微膨胀抚气窜性能好约水泥浆体系、尾管的下人及悬挂拨术等方面，阐述小井眼微间隙完井的关键技术及现场实施的经验总结。     

小井眼固井技术

近年来，小井眼开窗侧钻技术在各油田广泛应用，然而小井眼固井质量一直是困扰小井眼钻井技术发展的一个瓶颈。小井眼固井是指在Ф120．7（或Ф118）钻头所钻井眼中下入Ф101．1无接箍套管或Ф89油管，采用尾管固井技术。尾管借助悬挂器悬挂在上层套管上，重合段为50--100m，水泥密度为1．85--1．90g／cm^3。文中总结了小井眼固井关键技术，并且经过7口井的固井实践，套管的下入、悬挂器坐挂、注水泥施工均正常。声幅测井检验固井质量合格。实践证明该技术是保证固井质量的可靠技术。     

塔河油田碳酸盐岩侧钻小井眼钻完井技术

塔河油田碳酸盐岩储层缝洞发育、非均质性强,受老井井身结构限制,?177.80与?193.70 mm套管开窗后侧钻井眼尺寸小,小尾管固井难度大,二开钻具难以配套。为此,油田进行了深井侧钻小井眼二开次钻完井技术研究,优化钻完井方案,包括?177.80 mm套管开窗侧钻钻完井和?193.70 mm套管开窗侧钻钻完井方案,同时配套小尾管窄间隙固井工艺和小井眼定向钻井技术,研发了封隔地层的牵制式尾管悬挂器和非标套管,确保重叠段的密封性和套管段封隔水层的可靠性。现场应用结果表明:该技术固井整体优良率达85%,经济效益可观,?177.80 mm套管开窗侧钻约为3级结构新井成本的55%~69%,?193.70 mm套管开窗侧钻约为新井成本的61%~68%,推广应用前景广阔。深井侧钻小井眼二开次钻完井技术可为塔河油田碳酸盐岩储层的多次开发提供技术支撑。     

彭州海相含硫超深井尾管固井难点及技术对策

川西彭州海相超深井井深5 800～6 600 m,通常四开采取165.1 mm钻头完钻,悬挂139.7 mm尾管至193.7 mm套管内200 m左右,其目的层气层活跃、地层构造复杂、井眼不规则,漏失严重且具有高温、高压、高含硫的特点,因此尾管固井施工难度高、风险大。通过分析防窜防漏、含硫高温高压、小井眼等影响固井质量的主要因素,从优化固井工艺、水泥浆体系、提高地层承压能力、套管居中度和改进固井工具与附件等方面,针对性的阐述了提高固井质量的可行性和建议,并结合现场尾管固井情况进行了验证,结果表明旋转尾管固井可以有效提高该地区的尾管固井质量,为该区提高固井质量和减少施工风险具有重要的现场指导意义。     

液压自动脱开式尾管悬挂器

随着钻井技术的发展, 深井、超深井、大斜度井、水平井、分支井、小井眼小间隙井等钻井技术的不断兴起, 以及老井侧钻技术的高速发展, 尾管固井技术的应用越来越广泛, 对这些特殊井进行尾管固井作业使用现有悬挂器很难满足生产需要, 有时甚至造成重大井下事故。     

TAMBOCOCHA43区块尾管固井难点及对策

厄瓜多尔TAMBOCOCHA区块单井日产量300~1100 t。因开采需求导致井身结构特殊,φ244.5 mm技术套管下深距产层小于30 m,随钻井径数据失真严重,水泥浆用量难以确定,φ177.8 mm尾管固井施工风险高。下尾管前不通井、窄间隙顶替效率低、产层油水活跃等问题导致固井质量难以保证。通过对复合前置液体系设计,微膨胀胶乳水泥浆体系研究及窄间隙旋转尾管固井施工工艺研究,形成了TAMBOCOCHA区块底水油藏旋转尾管固井技术,该技术有助于尾管下入到位,准确估算裸眼段环空容积,有效提高套管居中度;前置液冲洗效率为93%,水泥浆12 h抗压强度为36.4MPa。现场应用15口井,固井质量优质率达95%,为强底水油藏大斜度小间隙井固井提供技术支撑,解决了厄瓜多尔TAMBOCOCHA区块特殊井身结构的固井难题。      

顺北一区超深井窄间隙小尾管固井技术研究

顺北一区超深井窄间隙小尾管固井面临水泥环薄弱、注替泵压高、顶替效率低、井下温度高和高压盐水层发育等一系列技术难题,固井质量难以保证。为解决该问题,在总结前期固井施工经验的基础上,完善了井眼准备技术,优化了抗高温防气窜弹韧性水泥浆体系,开展了水泥石密封完整性研究,进行了固井流变学设计及压稳防气窜工艺优化,形成了顺北一区超深井窄间隙小尾管固井技术。该固井技术在现场应用3井次,固井质量良好,后期施工未发生水侵,保证了窄间隙段的长效密封性。顺北一区超深井窄间隙小尾管固井技术,不但解决了该区块的固井难题,还保障了该区块的安全、高效开发。      

川渝地区复杂深井固井技术

川渝地区蕴藏着丰富的天然气资源,但同时该地区地质条件复杂,表现为油、气、水层多且活跃,地层压力系统复杂,裂缝、溶洞、断层发育等,这些因素都给固井带来很大的困难与风险.这些难题大致可分为以下几点:压稳与防漏矛盾突出;小井眼,窄间隙;存在盐膏层;存在酸性气体腐蚀;井底高温高压,油气水窜风险大.要解决这些问题必须要有针对性的固井工艺,包括大环空固井技术,完钻地层漏失压力单井评估技术,尾管、旋转尾管固井技术,间歇式反挤水泥技术,环空加压候凝技术.还要优选水泥浆体系,使用防窜、防漏水泥浆.这些措施相结合取得了理想的固井质量,为后续钻井和油气开采提供了保障.     

天东90井修井尾管固井实践

修井尾管固井技术是使老井复活、重新开采,以获得新的井口产能.文章介绍了从修井到固井工艺过程中涉及的固井问题,着重介绍了扩眼、刮管及尾管小井眼固井的难点、技术及现场的实际应用,对类似老井修井尾管固井具有一定的指导意义.     

小井眼固井工艺技术研究及现场应用

结合克拉玛依低效油田乌5井区区块小井眼固井实践,阐述了小井眼固井施工存在的技术难点及 相应解决方案,其中包括小井眼水泥浆体系研究;探讨了小井眼固井压力控制、小井眼固井提高顶替效 率的措施,及固井施工注意事项。     

小尺寸尾管固井技术为塔河油田开发保驾护航

<正>日前,西北油田深井193.7 mm套管开窗侧钻井TH12368CH井顺利完钻,该井139.7 mm小接箍非标套管下入井深6 047 m,段长384 m,固井施工顺利,固井质量优秀。为满足地质避水要求,塔河油田部分193.7 mm套管开窗侧钻井钻遇巴楚组和桑塔木易塌泥岩,最有效的解决办法就是以管材对复杂泥岩实施"机械"封隔。因此,西北油田工程技术研究院通过研究与配套,形成了以139.7 mm小接箍非标套管研发、非标套管固井工具配套和深井小井眼窄间隙固井工艺为核心的小尺寸尾管固井技术。截至目前,139.7 mm     

膨胀悬挂直连型尾管小井眼二开次钻完井技术

φ177.8 mm套管内的小井眼窄间隙井钻遇高压层、易坍塌地层及漏失地层时,若采用常规技术手段和井身结构则难以下入技术套管封隔漏失层实施二开次钻井及完井作业,若采用膨胀套管充当技术套管,构建"临时井壁"封隔复杂层将面临成本高、周期长等问题。为此,提出了悬挂直连型尾管代替膨胀套管的封隔方案,利用膨胀悬挂器悬挂大直径尾管和提供尾管头密封的优势封堵复杂层,然后下入随钻扩眼钻头钻至目的层,实现二开次完井。对随钻扩眼钻头和大通径膨胀悬挂器进行了设计,对尾管尺寸进行了优选,对固井附件和固井工艺进行了设计和优化。3口井的试验结果表明,该技术实现了二开次套管完井作业,能成功封隔漏失层,满足钻井及完井要求。     

小井眼固井技术(Ⅰ)

发展中国的小井眼钻井技术及其配套技术已成为当务之急,固井技术是小井眼钻井成功的关键。对小井眼固井施工中存在的问题,施工要点及措施,水泥浆体系研究;小间隙固井模拟研究;反循环注水泥在小间隙及漏失井中的应用;延迟凝固注水泥;多功能钻井液、UF和钻井液转化为水泥浆(MTC)全方位结合的钻固一体化技术;剪切速率对油井水泥稠化时间的影响;水泥浆游离水的控制和沉降稳定性问题等几方面的技术进行了综述。     

五科一井尾固井难点和工艺措施

五科一井是集团公司在四川的重点科探井，其φ127尾管下深６０６２．７４５m，是近十年来四川局最深的一口井。由于井下情况复杂，杂空间隙小，温度高，给固井施工带来了难度。为了固好该井采取了以在井技术措施，应用计算机软件进行固井设计，采用塑性水泥浆体系提高水泥强度，用小井眼流变学理论指导施工等。该井的固井成功为今后的井小井眼固井提供了有益的经验。     

国内尾管固井完井技术现状

介绍了小井眼固井、尾管先期防砂完井、尾管回接固井、旋转尾管固井、膨胀套管完井和尾管钻井等6种新兴的尾管技术.分析了特殊卡瓦式悬挂器、尾管回接装置和膨胀式悬挂器等3大类尾管完井工具研究现状.建议在尾管完井中采用特殊尾管和新兴的完井方式,并采用多手段提高尾管固井质量.指出尾管悬挂器应向多功能化、简单化和可靠性方向发展.     

小井眼固井质量差的原因及解决办法

由于小井眼环空间隙小,固井水泥浆不能均匀分布,容易出现固井质量差、套管抗外挤能力低等问题。通过有限元模拟计算和物理模型仿真试验研究分析了小井眼固井质量差的原因,并针对性地开发应用了套管扶正器、延迟固井水泥浆技术、回插式液压尾管悬挂器固井工艺,与同等条件下常规固井技术相比,固井质量优良率提高29个百分点。新技术的研究和应用,有效地提高了小井眼的固井质量,延长了套管的寿命。     

五科一井尾管固井难点和工艺措施

五科一井是集团公司在四川的重点科探井,其φ127尾管下深6062.745m,是近十年来四川局最深的一口井.由于井下情况复杂,环空间隙小,温度高,给固井施工带来了难度.为了固好该井采取了以下固井技术措施:应用计算机软件进行固井设计,采用塑性水泥浆体系提高水泥石强度,用小井眼流变学理论指导施工等.该井的固井成功为今后的深井小井跟固井提供了有益的经验.     

小井眼固井工艺技术研究及现场应用

2004年在克拉玛依低效油田乌5井区成功完成了3口平均井深1570m的小井眼井，文章结合该区块小井眼固井实践，阐述了小井眼固井施工存在的技术难点及相应解决方案，其中包括小井眼水泥浆体系研究，小井眼固井压力控制，小井眼固井提高顶替效率的措施，及固井施工注意事项。