水泥浆滤液对油气层的损害分析及保护技术

固井过程中,若不对水泥浆性能进行调整和控制,水泥浆滤液与水泥细小颗粒会大量进入油气层,堵塞油气通道,影响油气开采效果。分析了水泥浆滤液对岩石渗透率的影响,对失水量不同的水泥浆体系分别在相同条件下对同类岩心进行了岩石渗透率损害实验,找出了水泥浆滤失量的最佳控制范围,现场应用表明,对于高压低渗油气藏,固井过程中水泥浆失水量宜控制在 70mL范围以内。该项研究对固井过程中较好地保护油气层、提高油井产能具有很好的指导意义。

钻井企业技术创新评价模型研究

随着中国钻井企业改革的深化和市场经济的不断发展完善,在中国钻井企业中将会出现技术创新的热潮。以当前钻井企业所面临的问题与挑战为背景,根据近年来国内外技术创新与评价理论的最新研究成果,结合当前钻井企业技术创新的实际,构建了钻井企业技术创新评价指标体系,运用层次分析法和模糊综合评价法构建了钻井企业的技术创新评价模型,并进行了实例分析。

孤东油田高压调整井固井技术

通过对孤东油田的固井技术研究 ,总结了高压调整井的固井技术措施 ,解决了高压调整井固井的技术难题。研究与应用结果表明 ,套管外封隔器可有效地防止注水泥过程中及封固后油气上窜或层间窜扰 ;早强水泥浆体系可有效地提高水泥石的早期强度 ;管外封隔器和早强水泥浆体系配合使用能够明显提高高压调整井的固井质量 。

可循环盲板在漏失井固井中的应用

详细介绍了一种新型固井用井下工具——可循环盲板的结构、工作原理及其在漏失井筛管固井中的成功应用。应用效果表明,漏失井固井时,把普通盲板换成可循环式盲板,能实现下套管过程中自动灌浆,让部分钻井液流入到套管内,减小了环空流体上返速度,从而降低了流体对地层的流动压力,达到了降低井漏发生几率、提高固井质量的目的。

CRT悬空内插座在欠平衡钻井固井中的应用

为确保在渤深6-13井四开阶段进行全过程欠平衡钻井试验,防止水泥浆污染三开φ177.8mm技术套管在650m左右处下入的套管阀,设计在φ177.8mm技术套管850m左右下入内插座,实施插入式固井作业。设计采用CRT悬空内插座,该插座由插头、插入座、钻杆胶塞(φ88.9mm)等组成。现场应用表明,CRT悬空内插座能有效保证全过程欠平衡钻井中的套管阀在正常使用前不受水泥浆污染,确保四开全过程欠平衡钻井的顺利完成。

水泥浆充填管外封隔器技术及其应用

简要介绍了车古 2 0 1区块油藏特点 ,详细介绍了水泥浆充填管外封隔器技术在车古 2 0 1块的应用情况及现场施工要点。该技术有效避免了注水泥作业对产层造成的污染 ,达到了高温下长期开采的目的 ,提高了油井的寿命及产能 。

胜利油田埕北21-平1大位移井固井技术

胜利油田埕北 2 1-平 1井是 1口重点科研试验井 ,也是国内陆上油田第 1口水平位移突破 30 0 0 m的大位移水平井。实际完钻井深 4837.4m,垂深 2 6 33.91m,水平位移 316 7.33m,造斜点位置 10 0 0 m,最大井斜 93.6°,水平段长 10 0 m,最大狗腿度 41.6°。介绍了固井中存在的技术难点 ,以及固井设计和施工过程中所采取的措施 ,包括套管摩阻分析计算 ,全钢旋流扶正器和单向回压阀等工具的研制 ,水泥浆体系的优选和现场固井工艺过程 ,为今后同类型井提供了借鉴经验。

自通径分级注水泥器研究及应用

自通径分级注水泥技术克服了常规分级注水泥技术作业后 ,必须下小钻杆钻水泥塞的技术难题 ,并提高了固井质量。介绍了自通径分级注水泥器的基本结构、性能参数及其工作原理 ,室内研究和 3口井的现场应用表明 ,该工具结构新颖 ,性能可靠 ,使用方便 ,缩短了建井周期 ,降低了钻井成本 。

提高固井界面强度的钻井液研究与应用

在钻井液中加入超细活性矿物和稳定井壁的材料能使固化体水化产物结构致密,固化体本体强度和界面胶结强度得到强化。在钻井液中加入特制活性矿物微晶,能使胶体中存在大量具有较高能量的自由表面,为泥饼水化反应提供有利的场所,降低水化成核反应的势垒,使水化反应充分均匀,固化体结构更加牢固,也就从根本上强化了界面胶结强度。通过室内研究,固化体第一界面的胶结强度提高30%以上,第二界面提高50%以上;现场4口井的应用表明,固井质量全为优质,平均井径扩大率小于4%。

自通径液压分级注水泥器

在 177 8mm、 139 7mm或 12 7mm油层套管使用普通分级注水泥器进行作业时 ,需换小钻具钻掉分级注水泥器内部结构 ,这不仅延长建井周期 ,而且影响固井质量。根据现场实际情况 ,研制了自通径液压分级注水泥器。室内及现场试验表明 ,这种注水泥器的试验数据与设计理论计算值基本吻合 ,清水密封试压 30MPa ,30min不渗不漏。在 3口井的试验中 ,最大下入深度 2 86 4 32m ,最大井斜 2 8° ,均电测顺利到底。每口井节约钻井成本 2

免钻免捞筛管顶部固井工艺研究与现场试验

常规筛管顶部固井工艺兼有筛管和尾管固井工艺的优点,但是固井后需要钻除管内附件。为提高筛管顶部固井工艺效率,优化了内、外管柱的结构,使用皮碗封隔器和滑套式分级箍代替常规筛管顶部固井工艺中的盲板和压差式分级箍,通过移动内管柱位置实现坐挂、注水泥、循环等操作,固井后提出内管柱时将残留附件一次带出,套管内不会残留盲板和分级箍内套,通径满足后续作业需要,实现了固井后免钻免捞,并可通过调整皮碗封隔器尺寸实现不同复合尺寸套管筛管完井。该工艺在渤海湾海上合作区块的X井进行了现场试验,完成了Φ177.8mm尾管+Φ139.7mm筛管复合管柱的筛管顶部尾管注水泥固井作业,固井候凝后直接投产,无需钻塞,节约了钻机时间。

委内瑞拉Faja区块固井用耐高温增韧防窜水泥浆体系

分析了委内瑞拉Faja区块影响固井质量及后续稠油开发的地质因素:地层以砂岩为主,胶结疏松,井壁易垮塌;存在油田伴生气;地层非均质性强,不利于后续稠油开采;开发周期长,对水泥环的力学完整性要求很高。针对以上固井难题,形成了一套耐高温增韧防窜水泥浆体系。通过室内实验评价,该水泥浆在稠化时间、失水量、沉降稳定性等常规性能方面表现良好,UCA过渡时间在20 min以内,防窜能力强;水泥石弹性模量能够大幅降低至2.6 GPa,抗拉强度大于1MPa,热传导系数分别为0.65和1.13,水泥石的整体热力学性能良好;形成的水泥石在315℃条件下养护5 d强度不衰退,性能满足蒸汽驱开发要求,具有推广应用前景。

海域天然气水合物低温抑制性钻井液体系

针对海域天然气水合物钻探所面临的深水低温、浅层窄安全密度窗口、水合物生成与分解抑制、海洋作业环保要求等工程和技术难题,开发了低温抑制性钻井液体系。研发了热力学抑制剂KCl复配动力学抑制剂A2的水合物抑制技术,优选了低温流变稳定性能良好的高分子处理剂,开发的钻井液体系流变性能良好,膨润土含量为2%,API滤失量为4 mL,密度为1.07 g/cm^(3);低温流变稳定性优良,4℃较25℃时钻井液当量循环密度最大增量为0.004 g/cm^(3),优良的流变学性能有利于深水浅部地层窄安全密度窗口井段的井壁稳定和井眼清洁。该体系还具有优异的水合物生成抑制性能,4℃、20 MPa、20 h内完全抑制水合物生成,陈化10 d及被钻屑污染后抑制性能保持良好,同时具备明显的水合物分解抑制性能。各处理剂重金属含量达标,钻井液体系生物毒性半有效浓度EC_(50)值及半致死浓度LC_(50)值均大于30000 mg/L,满足我国一级海区环保要求。该钻井液的综合技术性能满足海域天然气水合物钻探技术要求。

DP4井技术套管固井漏失的原因分析

DP4井位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡东北部,是大牛地气田的一口开发水平井。目的是评价盒1段气层的自然产能,评价水平井开发大牛地气田盒1气藏的技术、经济可行性。该井地处有利沉积相带、储层较为发育的D28井区,目的层盒1段为辫状河道沉积,砂岩厚度较大,砂厚约大于20m,砂体分布较稳定。在技术套管固井施工替浆过程中出现压力异常,发生水泥浆漏失。根据井眼环容、替浆量计算和施工压力分析,推断低密度水泥浆在环空上返时,由于顶替泵速过快,造成漏失。针对DP4井技术套管固井漏失原因进行分析,对以后大牛地气田水平井固井具有重要的指导意义。

塔北YK5井超深井尾管固井水泥浆技术

YK5井位于塔里木盆地塔北隆起轮南低凸起东翼,是一口井深为7 044. 5 m的超深探井。三开尾管固井封固4 500~7 044. 5 m,井底高温高压、封固段长、多套压力层系、封固段复合井眼及水泥浆受钻井液污染严重等复杂情况,对三开小间隙尾管固井施工提出挑战。通过试验优选形成BCE型抗高温高耐压大温差水泥浆体系和BCS型高抗污染隔离液;应用壁面剪应力理论优化入井流体流变参数提高顶替效率,解决了技术难题,固井质量良好。形成了一套针对该地区复杂条件下的超深井小间隙尾管固井技术,有助于提高塔北地区超深井的固井质量。