吐哈油田葡北3-12井超长封固段固井技术

葡北3-12注气井位于吐哈盆地葡北构造带中断葡北1号构造．井深为3610m。针对该区块地层承压能力低，易漏失，油气水窜严重，常规固井方法无法满足固井要求的问题，该井采用三段三凝制、常规水泥浆和泡沫水泥浆体系固井，并采用重钻井液顶替技术．降低施工压力。该技术能保证固井候凝过程中井底压力平衡，施工安全。现场应用表明，采用常规水泥浆和泡沫水泥浆固井技术．提高了低压易漏井、长封固井段的固井质量，解决了水泥返高不足的问题；并通过一次常规固井工艺实现了全井封固，简化了施工工艺，节约了成本，经济效益和社会效益十分显著。该井封固优质段累计达2600m，优质率达85％，固井结果良好。     

四川超深井长封固水泥浆性能研究与应用

针对深井一次性注水泥实现长段封固时高温水泥浆在中低温条件下长时间不凝固的难题,研究出了能抗70～160℃(井底静止温度)大温差的水泥浆,并对其性能进行了研究.结果证明,该水泥浆能保证水泥浆柱顶部水泥石在24 h内具有一定的抗压强度,且浆体稳定,流动性、稠化性能与防气窜性能良好,具有失水量低、不收缩、纤维增韧等特性.现场试验3井次,固井质量良好,该水泥浆能满足高温复杂深井长封固段注水泥的要求.     

低密高强度水泥浆在下二门油田的应用

下二门油田深层系地下情况复杂 ,气层发育、断层多 ,该区块上的井设计封固段一般在 1 3 0 0～ 2 1 0 0m。由于封固段长、水泥浆液柱压力高 ,而断层处地层胶结力又较低 ,固井施工中经常发生水泥浆漏失 ,严重影响了该区块的固井质量。通过采用低密度高强度水泥浆体系不仅有限地解决了下二门油田长封固段井水泥浆易漏失、易发生油气窜的难点问题 ,同时也实现了保护油气层的目的。     

长封固段低密度水泥浆固井技术

晋古13井是一口井深为4988.56 m的奥陶系潜山预探井,三开完钻后,要求在2780～4987.5 m井段下入φ 177.8 mm尾管进行固井,重点封固好3886～4366 m的油层井段.由于本井存在盐膏层、煤层及溶孔和裂缝型地层,钻井过程中曾发生垮塌和漏失,且裸眼段地层井径大而不规则,套管重叠段环空间隙小,水泥封固段顶底温差大等客观因素,需一次封固水泥2200多米,存在许多困难和风险.通过研制低密度水泥浆体系,优选G309、G301、GH-9和ZW-1控制水泥浆性能,采用适当的固井技术措施,保证了施工的顺利,固井质量达到了优质,为长封固段、高温井、复杂井的尾管固井施工积累了成功的经验.     

莫深1井中完固井水泥浆技术

莫深1井中完井深4436m，低密度水泥浆一次封固3000m，超长封固段温差约为65℃，为保证足够的注水泥时间，其封固段项部的水泥浆可能会过度缓凝，不利于水泥石强度的发挥，针对这一固井难题，通过室内大量实验，对水泥浆体系进行研究、改进和优化，优选出了合适的水泥外加剂，设计了满足施工要求且领浆封固段项部48h强度达到8．5NPa的水泥浆体系，解决了长封固段返高面强度发挥问题。并结合固井施工技术，很好的解决了中完固井难题，顺利的完成了莫深1井φ339．7mm＋φ346．1mm的中完固井作业。     

莫深1井φ244.5 mm+φ250.8 mm中完固井水泥浆技术

莫深1井是中石油的重点探井,设计完钻井深7380m,三开使用Φ311.2mm钻头钻进至6406m,单级固井一次封固2906m,这将导致长封固段顶部水泥浆会过度缓凝,不利于强度发挥的问题.针对这一难题,通过室内大量实验,对水泥浆体系进行改进、研究,优选出了合适的水泥浆抗高温外加剂,设计了满足施工要求且封固段顸部96h强度达到13.8MPa的水泥浆体系,结合莫深1井固井施工设计,较好地解决了高温深井长封固段固井问题.     

G60S防窜剂在板深78-1井长封固段固井中的应用

大港油田板深78-1井是一口定向深探井,完钻井深4560m,套管下深4554.04m,井底静止温度为142℃,循环温度为115℃。固井水泥采用嘉华G级加35％硅粉,外加剂用G60S防窜剂和H88高温缓凝剂,固井采用双胶塞,固井时水泥浆平均密度为1.83g/cm~3。经CBL测井结果表明,水泥浆从井底返至井深2293m,封固段长2261m,全井封固优质段累计达1693m,优质率达74.9％。固井效果良好。     

低密高强水泥浆体系的研究与运用

长庆油田姬塬区块深层系地下情况复杂,油水层发育、断层多,该区块井设计全井封固,封固段长平均2700左右,由于封固段长、水泥浆液柱压力高,固井施工中经常发生水泥浆漏失,严重影响了该区块的固井质量。使用免钻分级箍固井技术显然能解决固井过程中发生井漏的问题,但由于使用了分级箍,常存在脱落套不能下行至井底的问题,需进行二次施工作业。通过采用低密度高强度水泥浆体系不仅有限地解决姬塬油田长封固段井水泥浆易漏失、易发生油气窜的难点问题,同时也能实现了保护油气层的目的。低密高强水泥浆的流变性、失水性能、稠化时间、水泥石的力学性能等一些列特殊性能的分析,经过多次的室内试验,形成了流动性能和稠化时间满足施工要求,早期强度高的特性。     

易漏长封固调整井前置低密度钻井液固井法

中原油田为解决固长封固段调整井时易满和固井质量不高的问题,根据平衡压力固井原理,采用了前正低密度钻井液固井的新方法,使施工中环空压力明显低于双密度水泥固井法,防止了井漏;施工中采用标准密度水泥浆固井,保证了长封固段的封固质量。目前该方法已推广应用。     

哈10-1X超深井固井技术实践

哈10-1X井位于塔里木盆地塔北隆起轮南低凸起西斜坡构造,一级及二级固井前均出现井下复杂情况.为解决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,采用了双凝双密度水泥浆固井,并采用了高密度钻井液顶替技术,以降低施工压力.一级固井采用1.45和1.88g/cm3双密度水泥浆,封固段为3800～6758 m;二级固井采用1.45g/cm3的低密度水泥浆,封固段为0～3001.64m.声幅测井结果显示,技术套管固井质量合格.现场应用结果表明,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.     

浮箍井下工作环境与失效分析

在整个固井过程中，固井工具及附件的工作情况是影响固井质量的重要因素，有的固井工具甚至是固井成败的关键。固井工具在井下是否正常工作，不仅要受地面操作的影响，而且井下环境也会对固井工具的工作情况产生重要影响。井下环境包括井眼、地层、套管、钻井液性能、井下温度、井下压力、循环排量及时间等综合因素，这些因素都会对固井工具的正常工作产生影响，甚至使工具失效。浮箍是一个单向阀，其功能是在注水泥后阻止水泥浆进入套管内，从而控制水泥塞高度。如果浮箍失效，就会造成水泥塞过高，外部环空不能完全封隔，有时需要补救挤水泥，固井质量低。对影响浮箍的温度、钻井液和水泥浆、循环、压差等井下环境作了详细的分析，提出了保证浮箍使用效果的一些建议。     

泡沫水泥浆固井工艺技术

花土沟油田是青海石油管理局1个开发多年的主力油田,井深为1300m左右,现在所钻的井多为调整井,地层压力系数很低,仅为0.6~0.8,油层分布特点是薄、散、多,且上部80~150m还有浅气层,油层固井要求全井封固,水泥返至地面。该区块原来油层固井合格率为92%,优质率仅为48%,固井质量严重影响了该油田的产能建设和合理开发。为了解决这一固井难题,对泡沫水泥浆固井技术进行了研究,并对5口井进行了油层封固,固井施工顺利,未发现漏失现象,经声幅测井证实,5口井水泥均返至地面,油层固井优质率高达100%。实践证明:这种新型的低密度化学泡沫水泥解决了低压易漏井、长封固段井和稠油热采井的固井难题,提高了固井质量,缩短了建井周期,节约了成本,经济效益十分显著。     

深井水泥石低温下强度增长剂的应用

针对中原油田油气层埋藏深、油气分散、地温梯度高、深井井底温度高、封固段长、水泥浆低温下不易凝固、水泥石强度发展慢等问题,研制出了一种水泥石增强剂G606.这种外加剂加入水泥浆后对流动度影响不大,降低了水泥浆失水量,对稠化时间有一定的影响,特别是低温下稠化时间大大缩短.现场应用表明,采用增强剂G606配制的水泥浆性能稳定,可调性强;稠化曲线呈直角,有利于阻止油气水窜槽,低温下水泥石强度发展快,克服了低温下水泥浆长期不凝固的难题,完全可以满足正常测井和井下作业需求.加入增强剂G606的水泥浆在36口深井中固井,固井施工顺利,固井合格率为100%,优良率为89%.     

漂珠低密度水泥浆在安棚碱井的应用

安棚区块地层破裂压力低，地层易漏失；碱井矿化度高，矿石易溶蚀，导致井壁存在不同程度的“葫芦串”，井径不规则，固井施工顶替效果差。上部井段采用漂珠低密度水泥浆进行固井施工，下部目的层（碱层段）仍使用常规密度水泥浆。漂珠低密度水泥浆配方为：夹江G级水泥 37.5%漂珠 1.8%KJS-1 1.5%KJS-2 0.2%S501。漂珠水泥浆在高温条件下具有足够的稠化时间和良好的流动性，保证了固井施工安全，顺利，现场应用表明，漂珠低密度水泥浆有效地解决了安棚碱井易漏地层长封固段固井难题，确保了安棚碱井的固井质量。2000年固井4井次，上部漂珠段固井1次合格率为100%，碱层段固井优质率达到100%。     

克深243井盐膏层大尺寸套管固井技术

克深243井是部署在新疆拜城县的一口评价井,三开钻进至库姆格列木群盐岩段中途完钻,井深5532 m,井底静止温度127.6℃,钻井液密度2.43 g/cm3,地层压力为132 MPa,下入φ273.05 mm+φ293.45 mm复合大尺寸套管进行双级固井。固井存在地层承压能力低井段易漏、盐膏层蠕变、水泥浆压稳防窜性能要求高、长封固段顶部强度发展缓慢等难题,通过选用微锰与GM-1加重剂共同干混保证水泥浆密度,选用2种防窜剂提高水泥浆防窜性能,将高温降失水剂和低温降失水剂复配使用,降低缓凝剂的加量,避免大温差下顶部水泥浆出现超缓凝,加以配套的固井工艺措施,该井段固井施工顺利,固井质量合格。      

综合固井技术在胜利油田探井中的应用

随着胜利油田勘探开发的不断深入,原有的地层压力层系已破坏;另一方面由于勘探开发的需要,井越来越深。高压探井、长封固段探井及高难度探井不断增加,地下情况越来越复杂,影响探井固井质量的因素越来越多,但对探井固井质量的要求却日趋严格。针对胜利油田探井作业的实际情况,从井径扩大率、油气上窜速度、探井比例、封固段长度和扶正器数量等方面分析了影响探井固井质量的主要因素,兼顾固井工艺及水泥浆技术研究出一套适应胜利油田实际情况的固井工艺,并在实践中得到了应用。     

固井早期气窜预测新方法及其应用

水泥浆静胶凝强度过渡时间是固井早期气窜的主要时期,但若初凝前发生较显著的塑性体积收缩,造成孔隙压力大幅度下降,井内压力出现较大程度欠平衡,引发气窜的可能性仍然很高。为此,基于初凝前套管、地层在井下的实际受力工况,建立了水泥浆凝固过程中的"套管—水泥浆—地层"物理模型,并求解得到了初凝前水泥浆塑性体积收缩与孔隙压力下降之间的解析关系。立足于该关系,在综合考虑水泥浆性能、井底温度、压力及套管力学性能等特定工况的前提下,建立了针对初凝前整个塑性态的固井早期气窜问题的气窜预测新方法,即把固井环空水泥浆初凝前的"有效液柱压力与启动压力之和大于地层孔隙压力"作为判别条件。最后,利用X区块2口井的资料进行了气窜风险预测分析,分析结果与施工结果一致。该方法可有效预测固井早期环空气窜风险,为针对性地调整水泥浆体系和措施,避免固井后井口环空带压,保障油气井固井质量和安全提供了分析依据。     

西部地区复杂深井固井技术

西部地区深井固井难题主要包括盐膏层固井、高压防气窜固井，长封固段固井和小间隙固井，在详细分析上述主要固井问题的基础上，提出了针对性的固井工艺措施，并指出应针对不同地质条件选用不同的综合性能良好的水泥浆及隔离液体系：对于盐膏层固井，应选用高早强抗盐水泥浆体系；对于高压气层固井，应选用防气窜水泥体系；对于长封固段固井，应选用优质高强低密度水泥体系；对于小间隙固井，应选用抗高温MS-R前置液体系。以T914井盐膏层固井、DLK3井高压气层固井以及永1井小间隙固井为例，介绍了深井固井配套技术在西部地区的应用情况。     

塔河油田桥古区块防气窜固井技术

桥古区块卡普沙良群、库姆格列木群地层稳定性差,易发生井壁垮塌掉块、缩径、卡钻等井下复杂情况,尾管封固段气层活跃,防气窜难度大。分析总结前期固井情况,考虑地层岩性特征,优选出微膨胀防气窜盐水水泥浆体系,具有API失水小于50 mL、SPN值小于3、24 h水泥石强度大于14 MPa的特点;结合应用新型分段气窜预测模型,考虑领、尾浆胶凝失重、水泥浆失水、井口加压等因素对气层压稳的影响,较真实地预测气层压稳状况,并对固井施工工艺和参数进行了优化和改进。现场应用2口井均取得了良好效果,封固段综合评定优质,满足了桥古区块固井作业要求。     

涠洲K油田复杂工况旋转尾管固井技术

南海西部的北部湾盆地涠洲K油田X1井是一口工况较为复杂的定向井,存在井斜大、裸眼段长、高温、储层压力衰竭带来的异常低压,同时具有较高的气油比等因素共同作用,给固井作业带来极大的挑战。由于φ177.8 mm尾管与φ215.9 mm井眼环空间隙较小,如果采用常规静态尾管固井技术固井顶替效率偏低,将会导致井下漏失和无法压稳地层,引起气窜,造成压力衰竭和高温目的层位的固井质量难以满足后期射孔开采的要求。为了保证复杂工况下油气水层间良好封隔,该井选择使用旋转尾管下入固井技术和抗高温早强防气窜水泥浆体系,同时优选新型油基钻井液冲洗液和隔离液,有效清洁滤饼,并且实现胶结面的润湿反转;使用软件对尾管旋转扭矩进行精确模拟和提高尾管下入居中度,完成了压力衰竭和高温目的层φ177.8 mm尾管固井作业。采用高清扇区水泥胶结测井仪器进行SBT扇区水泥胶结测井结果表明:油气水层实现了良好的层间封隔,全井段固井质量优,较邻近区块的K2井有了明显的改善,满足了后续射孔开采的要求。