长封固段低密度水泥浆固井技术

晋古13井是一口井深为4988.56m的奥陶系潜山预探井,三开完钻后,要求在2780-4987,5m井段下入(?)177.8mm尾管进行固井,重点封固好3886-4366m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。

大张坨地下储气库注采井固井实践

大张坨储气库是我国的第 1个地下储气库 ,用于调整京津两地的用气量。在储气库区块上的库 8井是 1口定向井 ,固井有以下难点 :1.地层破裂压力低 ,易发生漏失 ;2 .地层压力系数低 ,产层易伤害 ;3.水泥封固段长 ,地温梯度高达 3.4℃ / 10 0 m,且使得上部水泥浆凝固时间长 ,影响水泥浆胶结质量。针对以上情况 ,采取了以下措施 :1.采用屏蔽暂堵技术 ,提高地层承压能力 ;2 .采用双级注水泥工艺 ,一级固井用常规水泥浆密度 ,二级固井采用低密度水泥浆 ,主要是漂珠和微硅共同配制的水泥浆体系 ;3.控制水泥浆失水量和自由水 ;4.增加套管扶正器用量 ,保证套管有较高的居中度 ,提高顶替效率。通过采取以上措施 ,经 SBT测井表明一级固井质量优质 ,二级固井质量合格。

丘东27井长封固段固井实践

现场固井施工中 ,一般水泥封固段长 80 0～ 12 0 0m ,而丘东 2 7井由于构造断层多 ,地下情况复杂 ,要求一次水泥封固段长达 3 12 5m ,这在以往的固井施工中极为罕见。由于长封固段固井时 ,井底流动温度与水泥浆返回处的静止温度差异较大 ,会造成水泥面处的水泥浆凝固不好 ,甚至长期不凝固 ,严重影响固井质量 ;长封固段固井将会大幅度地增加井底液柱压力 ,固井时极有可能发生漏失。通过大量室内试验 ,采用 2种水泥浆体系进行固井 ,上部井段采用适用温度范围宽的低密度矿渣浆体系 ,下部井段采用常规密度水泥浆体系 ,并辅以适当的固井施工措施 ,克服气候极冷等诸多困难 ,固井一次成功 ,固井质量优质 。

泽74-1X井尾管固井技术

泽 74 - 1X井是利用原上部井眼进行侧钻的 1口重点评价井 ,井身剖面为“直增稳降直”五段制定向井。完钻井深 386 0m ,进入潜山 5m ,最大井斜 4 1.4 6° ,最大井眼曲率 11.0 3(°) / 30m ,水平位移 5 74 .2 1m。在 2 15 .9mm井眼内下 177.8mm尾管先期完井 ,尾管实际下深 385 9.8m ,尾管全长 185 2 .4 9m ,属于超长封固段小间隙井下尾管固井范畴。介绍了下套管固井存在的技术难点 ,针对该技术难点 ,优选了水泥浆体系 ,采取了合理的下套管固井措施。

水泥浆加重剂Micromax在缅甸Pyay油田的应用

为优选出一种既便于现场使用又有利于提高固井质量的高密度水泥浆加重剂,对常用的几种水泥浆加重剂性能进行了分析,选择了挪威E lkem公司生产的M icrom ax作为水泥浆密度加重剂,介绍了其物理性能和优点,与钛铁矿粉进行了性能对比试验,基于室内水泥浆性能数据,用现场水泥浆、现场水进行了配伍性试验以及加量对流变性、稳定性和强度的影响试验研究。研究表明:M icrom ax配制的高密度水泥浆综合性能明显优于重晶石和铁矿粉;M icrom ax自身稳定性好,水泥浆密度易于调节,具有直角稠化效果,水泥石强度高,与其他外掺料和外加剂有良好的配伍性,在不具备干混装置的情况下可以加入水中使用。在缅甸PSC-101、PSC-2井两口井中采用该加重剂进行打塞和固井作业5次,应用效果良好,具有很好的推广应用前景。

楚28平1井固井技术

楚28平1井原设计为水平井,由于地层原因提前完钻,成为大斜度定向井。完钻井深为2990 m,最大井斜角为85.01°,井底水平位移为390.33 m。针对大斜度定向井固井的难点,优选了G级水泥加入10%微硅作为基础材料,再加入适量的降失水剂、减阻剂、早强剂和膨胀剂等组成水泥浆体系。该水泥浆体系失水量小于50mL,游离液为0,水泥浆的密度差甚微,稳定性能好,且稠化过渡时间短,防窜性能优良。同时,在施工过程中,优化了钻井液性能,提高了套管居中度,采用驱油型冲洗液和套管漂浮等技术,提高了水泥浆的顶替效率和水泥环的封隔效果,保证了大斜度井的固井质量。

苏69X井低密度增强水泥浆近平衡固井技术

苏69X井是霸县凹陷文安斜坡苏桥南鼻状构造高点的双靶预探井,设计井深为3924 m。该井目的层漏失严重,在沙一段至沙三段多次发生钻井液只进不出现象;馆陶组至沙三段地层有多套储盖系统,封固段长,不同储盖系统地层压力差异大;工程上要求少下扶正器,使得在斜井段套管偏心难以避免;为减轻压漏地层的风险, 水泥浆上返速度受到限制;对水泥浆的触变性要求较高。该井选用低密度多凝水泥浆体系,使水泥浆液柱压力略大于地层漏失压力,以做到“压而不漏、活而不喷”,实施近平衡固井;并在低密度水泥浆中加入增强材料(PZW),用 PZW自身的几何尺寸特点调整水泥浆固相的颗粒级配,减少固相颗粒之间空隙,以提高水泥浆的稳定性,进而达到提高水泥石强度的目的;根据施工时间的需要,使用缓凝剂H88L、BXR-200L调整各段浆体凝结时间,使封固段内水泥浆柱在凝结时间上形成梯度,避免失重,确保压稳地层。该井通过选用优质处理剂调整低密度增强水泥浆性能和配合相应的施工措施,成功地完成了漏失量大、地层复杂的苏69X井的固井作业。

对应用SY/T5322—2000标准进行套管柱强度设计的几点讨论

通过对套管强度设计最新标准SY／T5322-2000的几个相关问题的分析,着重讨论了标准中三轴抗 拉强度计算公式和套管有效外挤载荷计算方法,改正了标准中的几个计算公式;同时还对新旧标准套管内 压载荷计算方法进行了对比分析。

苏桥深潜山枯竭油气藏储气库固井技术

位于河北省霸州市和永清县境内的苏桥储气库群,储层埋深最深达5 500 m,具有地层温度高、气藏亏空严重、孔隙压力系数低、易漏失、易垮塌、大井眼、长封固段等特点。通过技术攻关,研制的弹韧性水泥浆体系满足了储气库井水泥石力学性能要求;采用前导低密度、低黏度、低切力抗钙污染钻井液和低密度前置液抵消了地层承压能力不足的问题,防止了地层漏失,提高了顶替效率;研制的菱角形颗粒加重隔离液增强了对井壁的冲刷能力,保证了界面胶结质量;研究制定的一系列固井技术措施对提高苏桥深潜山枯竭油气藏储气库井的固井质量收到了明显效果。

开窗侧钻井小井眼小间隙固井技术

油层套管开窗侧钻是老油田盘活报废井、提高采收率的重要手段。然而侧钻井固井时由于环空间隙小,固井过程中水泥浆上返摩阻大,环空当量密度大大增加,经常压漏地层,导致水泥浆漏失低返;另外受井眼尺寸的限制,套管居中度差,水泥浆易窜槽,其固井质量严重制约了侧钻井技术的应用前景。从水泥浆密度和性能上考虑,研制了低密度低摩阻水泥浆,通过降低水泥浆密度来减小固井时的液柱压力,同时配套采用综合技术措施,在现场多口井进行应用,固井质量显著提高。探索出一套适合华北油田特点的提高侧钻井固井质量技术,实践证明该技术是切实可行的。

缅甸D区块窄密度窗口防漏防窜固井技术探讨

缅甸D区块产层以天然气为主,地层情况非常复杂,地层垮塌、缩径、漏失、井涌等井下复杂情况共存,安全密度窗口窄,提高固井质量的措施受到了很大限制,顶替效率很难保证,防漏、防气窜难度大。分析了固井技术的主要难点,提出了相应的固井方案和技术措施,包括采用多种堵漏方法提高地层承压能力、正注反注固井工艺、低黏度和低切力前导钻井液、大量冲洗液或隔离液、多凝梯度密度非渗透水泥浆柱结构、复合流态顶替技术、使用顶部封隔尾管悬挂器等。该套窄密度窗口防漏防窜固井技术在YAGYI-1、PATOLON-2和YAGYI-1X井进行了实践,提高了固井质量,对该区块的固井施工具有一定指导意义。

苏桥深潜山储气库固井难点及对策

华北油田苏桥储气库埋藏深,地层温度高,钻完井难度极大。针对苏桥储气库固井难点,提出了优化井身结构和技术套管下入深度、优化堵漏方式、优化固井工艺、采用旋流扶正器和旋流发生器、使用前导低密度低黏切抗钙污染泥浆等技术对策。目前部分研究成果已在苏4K-3X井中应用,取得了初步效果,对下一步苏桥储气库井固井施工具有一定的指导意义。

中古514井超长封固段固井技术

塔里木油田中古514井是部署在塔中北斜坡奥陶系下统的一口气井,产层含有H2S,其浓度大于50 g/m3,为预防分级箍的长期密封失效问题,进行水泥浆一次上返单级固井,水泥封固段长度达到了5 765 m。通过分析超长封固段固井难点,研制并应用了大温差水泥浆和相适应的隔离液,辅以配套的固井技术措施,保证了水泥返高和固井质量,为简化井身结构、实现钻井"提速、降本、增效"提供了成功范例。

高密度防窜水泥浆在红北1井的应用

红北1井是青海油田一级井控风险井,也是该油田地层压力最高的一口井。为解决该井的防窜固井难题,研制了密度为2.40 g/cm^3的高密度防窜水泥浆体系,该体系选用需水量相对较少的赤铁矿粉作为加重剂;为提高稳定性加入一种超细非晶态微粒CEA-1作填充剂,其能吸附大量自由水,并具有较高反应活性;选用一种以乳胶纤维为主料,以氯化钙、氧化钾为辅料,经混合研磨而成的防窜剂FLOK-2;优选了在高固相含量水泥浆中减阻效果良好,以羧酸为主料以亚硫酸钠为辅料聚合而成的减阻剂FS-13L。实验表明,水泥浆防窜性能SPN小于3;温度变化±5℃时,体系稠化时间变动值不超过44 min,密度变化±0.05 g/cm^3时,流性指数在0.71~0.59之间变化,稠度系数在1.06~3.14 Pa·sn之间变化,体系稳定性好,满足现场施工要求。同时研制了与钻井液相容性好的冲洗隔离液:水+320%赤铁矿粉+35%冲洗剂OCW-1L+10%CEA-1+4%隔离剂O-SP。应用效果表明,在提高浆体防窜能力的前提下,结合采取其他配套技术措施,保证了该井固井质量和施工安全。

兴9-12X井“凸”形井眼固井实践

兴9-12X井二开钻至井深4 312 m处下入φ177.8 mm套管,至井深3 769.93 m时套管被卡死,被迫在套管未下到设计井深的情况下固井,下部留有φ241.3 mm井眼542 m,决定三开用φ152.4 mm钻头钻至井深4 405 m后,下入φ127 mm尾管对φ241.3 mm井眼进行补救固井,形成了上部井眼小、下部井眼大的"凸"形井眼,给保证固井质量带来了极大难度。通过采用高黏度钻井液携砂,特制φ127 mm×φ210 mm异型全焊接弹性套管扶正器,使用大量前导低黏度、低切力钻井液稀释、冲洗大井眼内"死"钻井液,用黏性隔离液顶替大井眼内钻井液,实现"黏性推移"的塞流顶替及"稠浆慢替"等技术措施,使水泥浆返到了喇叭口,固井质量合格,其中3 996～4 322 m井段固井质量优质。

阳探1井循环高泵压条件下的固井技术

固井前循环高泵压一直是固井施工的难点。阳探1井下完尾管,循环51 h后,在循环排量仅为0.9 m3/min的情况下,泵压高达21 MPa,因此不得不在循环高泵压条件下固井,对施工安全和固井质量带来了严峻挑战。分析了阳探1井循环泵压高产生的原因,采取了一系列措施,包括:提高地面管汇耐压级别,改善钻井液和固井液流变性能,减少水泥浆附加量,适当延长水泥浆稠化时间,小泵速顶替等。候凝48 h后经CBL-VDL测井解释,固井优质封固井段占7%,合格封固井段占52.5%,较差封固井段占40.5%,水泥返高和固井质量满足后续施工要求。

高温悬浮稳定剂DRY-S2的研究及应用

水泥浆在高温条件下的稳定性差,尤其低密度水泥浆的稳定性很难得到保证,这使水泥浆性能难以满足固井要求,并直接关系到固井施工安全和固井质量。为解决这一难题,研制出了高温悬浮稳定剂DRY-S2,其由有机高分子(悬浮剂A)、无机矿物(稳定剂B)及表面活性剂(助剂C)组成。加入DRY-S2的低密度水泥浆在温度低于100℃时,DRY-S2的有机高分子起稳定作用,且不会提高浆体的初始稠度;当温度超过100℃时,由于温度的激发,其迅速形成立体网架结构,具有"二级"悬浮稳定作用。通过与不加DRY-S2的水泥浆进行对比,加入DRY-S2的水泥浆可以更好地维持浆体稳定性。现场应用加入该悬浮稳定剂的水泥浆固井,固井质量优良。

特殊注水泥作业“插旗杆”事故案例分析与思考

随着深井、复杂井等特殊注水泥施工作业的增多,"插旗杆"事故时有发生,虽然作业类型不同,事故原因各异,但后果严重,损失惊人。例举了注水泥塞、挤水泥和尾管固井3种不同作业类型的部分卡钻事故案例,分析了事故原因和影响施工安全的因素。对汲取教训、警示未来,具有一定的借鉴和参考价值。

Thingadong-1复杂高压气井大尺寸套管固井技术

Thingadong-1井是缅甸D区块上的一口预探井,在钻至井深1 712.32 m处时发生了气侵溢流,用密度为1.48 g/cm3的钻井液建立了井下压力平衡。电测解释有水层14套、含气水层19套、气水同层1套、二开井底气层1套(裸眼测试)。下套管结束后循环钻井液时发生了失返性漏失,低排量间断性地泵入堵漏浆264 m3后静止堵漏46 h,堵漏成功(未验证井下承压能力)。施工后的水泥浆在失重状态下,气侵、水窜等因素易影响固井质量。应用低黏度、低切力先导钻井液,加重隔离液,微膨胀、非渗透、多凝阶梯密度防漏防气窜水泥浆体系等技术措施,完成固井施工作业。在施工中漏失5 m3水泥浆,随着水泥浆的漏失,浆体中的橡胶堵漏剂和纤维堵漏剂发挥了防漏堵漏效果。产层段封隔优质,满足了测试要求。

KS204井盐膏层长封固段尾管固井技术

KS204井是塔里木盆地库车坳陷克拉苏冲断带上的1口评价井。四开中途完钻井深为6 421 m,盐层、石膏发育,且伴有高压盐间水层。1 929.57 m的长裸眼尾管封固,上下温差大,高密度水泥浆中活性材料含量少,浆体稳定性差,水泥石强度低,且发展不均匀,浆体体系及性能调节困难,浆体混配难度大。依据紧密堆积理论原理,依据材料细度不同,合理级配浆体中的固相颗粒,向高密度水泥浆中加入一定比例的超细水泥、微硅、硅粉、超高密度加重剂GM等材料,应用高温、抗盐水泥浆体系,提高水泥浆稳定性,改善水泥浆性能,有利于水泥石的早期强度形成及耐高温抗衰减能力;使用双配双注固井设备、批混罐二次混浆固井工艺,及高温抗盐加重隔离液和高强度、厚壁非标套管等技术措施,较好地解决了高温、高压条件下的盐膏层固井技术难题。