一次上返固井技术在天然气井中的应用

一次上返固井技术是解决天然气井长裸眼段固井的一项技术,优点在于缩短了钻井周期,降低钻井成本,消除了因使用分级箍而造成套管串承压能力降低等问题,气层段固井质量也得到了有效保证。一次上返固井技术主要难点是固井现场施工注灰量大,水泥浆性能要求高,固井过程中易发生泵压过大、蹩泵,留水泥塞等复杂情况。通过地质分析和现场调研,进行了大量试验,在搞清地层岩性及地层压力的情况下,成功研制出了GSJ低失水、稳定性好的漂珠低密度水泥浆体系和目的层使用的GSJ防气侵水泥浆体系及相配套的现场施工固井工艺技术,在大牛地气田成功应用于11口井的现场施工,目的层段固井质量优质率达100%,低密度段封固质量达到设计要求。由此在大牛地气田形成了一次上返固井相配套的井口压力控制及防漏控制工艺技术,获得了大牛地气田最低地层漏失压力、气层压力数据资料,为大牛地气田全面推广一次上返固井提供了技术支撑。

神木区块天然气探井一次上返固井技术

一次上返固井能缩短建井周期,提高套管的气密性及耐压性,但容易因漏失而导致水泥返高不够。针对神木区块气层段特点,选用轻珠水泥、降失水水泥、泡沫水泥三凝水泥浆体系,能够压稳气层同时不压漏地层。通过对水泥浆流变性和井径数据计算,确定紊流顶替临界排量,同时在水泥浆返至200m左右时应采用塞流顶替。通过现场应用,能够实现全井段封固,保证固井质量。

金跃101井7000m一次上返固井技术

金跃101井位于塔里木盆地塔北隆起轮南低凸起西斜坡,二开完钻井深7161m,垂深7153.28m,造斜点6942m,ф200.03mm＋ф177.8mm技术套管下深7159m。针对该区块地层承压能力低、易漏失、水泥浆一次上返至井口、常规固井方法无法满足固井要求等问题,采用三凝双密度大温差水泥浆体系,同时制定对应技术措施防止下套管及固井过程中发生漏失。先导浆及领浆采用1.35g/cm3低密度大温差水泥浆,封固段0~5449m,尾浆采用1.88g/cm3常规密度水泥浆,封固段5449~7161m。声幅测井结果显示,固井质量合格,现场应用表明,采用低密度大温差水泥浆技术,提高了低压易漏井、长封固井段的固井质量,为该区块超深井一次上返固井提供了借鉴。

兴9砾岩体储气库一次上返固井技术

针对兴9砾岩体储气库固井过程中存在的井深封固段长、地层承压能力低、砾岩体上部气层活跃、全井水泥浆性能要求高等难点,开展了复合堵漏工艺研究,对水泥浆体系、冲洗隔离一体化体系和浆柱结构进行了优化,并进行了现场应用。研究结果表明:高温承压堵漏体系能显著提高低压地层承压能力;防窜韧性水泥浆体系具有良好的防气窜性能、较高的抗压强度以及较低的弹性模量;低密高强水泥浆体系失水量小、稠化时间可调、早期强度高,能够满足120℃温差下施工需求。大排量注替工艺等配套措施的应用,提高了顶替效率,确保了长封固段一次上返和盖层有效封隔。现场应用效果良好,该技术为兴9储气库后续建设提供了技术支撑。

陇东天然气井一次上返固井技术

陇东气井目的层埋藏深度为4 300～5 000 m,裸眼段长3 000～3 600 m,温差大、上部易漏薄弱层段的防漏问题成为一次上返固井技术的主要难点.通过引入超细活性材料代替部分油井水泥,开发GZQ复合减轻材料,以自主研发的GFL高温降失水剂、GHN高温缓凝剂和GQD高温增强剂为外加剂,研制出了低成本的GZQ抗高温防漏低密高强水泥浆体系,该体系具有良好的耐高温性能,且在45℃、120 h的抗压强度大于10MPa,很好地解决了高温水泥浆体系的低温早强问题.在现场施工设计中,应用压稳及防漏压力计算,通过控制顶替排量和井口压力,做到现场施工不漏失、候凝中不气窜,保证了固井质量.已完成现场施工30多口井,一次合格率为100％.

苏54区块一次上返固井技术研究与应用

苏里格气田苏54区块地质特征较复杂,上部直罗组底部、延安组、延长组都存在出水的风险,刘家沟组承压能力低,下部含气层跨度大、气层活跃,且下古生界奥陶系马家沟组地层承压能力低。该区块完钻井深一般在3600m-4100m(垂深3500m~3900m),一次上返封固段长,固井难度大。为此进行水泥浆防漏压稳优化设计,开发防渗漏低密高强水泥浆体系和早强微膨胀降失水防窜水泥浆体系。室内实验研究表明防渗漏低密高强水泥浆体系性能优良,具有一定的防漏堵漏功能,且有一定的抗水侵能力;早强微膨胀降失水防窜水泥浆体系能够有效防止气窜发生。现场应用结果表明,该套体系能够有效解决苏54区块一次上返固井技术难题,提高该区块固井质量。

一次上返固井工艺技术在镇泾工区的应用

针对镇泾工区地层承压能力低,地层结构比较复杂,尤其是洛河层段在1100-1300m左右,由大段砂岩组成,地层孔隙度大,渗透率高,含水量丰富,部分目的层存在裂隙油藏,易发生井底漏失的现状,目前我们采用一次上返固井工艺技术取得了良好的效果,施工过程以紊流注浆和即时稠化固井技术,有效的降低了该工区钻井的漏失率,大大提高了固井质量。

钻井先期技术研究与应用

目前采气三厂范围内完井套管串采用的特殊扣型“95S+80S特殊扣”以及“卡瓦式套管头”,然而这种组合方式存在一定弊端。特殊扣套管组合串无法满足机械定位技术的要求,再加上卡瓦式套管头安全性能低,进一步加剧限制了套管体积类压裂新工艺的使用。为确保可满足现有的机械分层、连续油管拖动、可溶桥塞等所有压裂方法,为后期上产、增产提供更多可能性,特将套管串组合优化为长圆扣+特殊扣的组合,优选出安全性能更高的芯轴式套管头。 本文对一次上返固井工艺开展的研究应用工作,对保障油气开发产量有一定的指导意义,对同类企业的油气勘探开发工作具有一定的借鉴作用。

低密度水泥浆在吉林油田低压易漏地层固井中应用

吉林油田部分地区钻遇地层由于天然裂缝比较发育、长期开采地层压力较低,在固井过程中易出现水泥浆漏失,造成环空水泥浆无法返至设计井深,对固井质量产生很大影响,制约了后续正常生产。针对吉林油田低压易漏地区,开展浆柱结构和顶替效率影响分析,提出保证环空一次上返的技术要求,根据现场实际井工况,开展注替过程水泥浆密度对井底当量密度影响分析、套管居中度和施工排量对环空顶替效率影响分析。结果表明:合理设计环空水泥浆浆柱结构能够保证环空水泥浆不漏失,提升环空一次上返成功率,为环空有效封固提供保障;在保证环空不漏的条件下,增加注替排量能够显著提升环空顶替效率,提高套管居中度能够在一定程度上提升环空顶替效率。通过现场固井施工注替过程模拟,对水泥浆密度、施工参数进行优化设计,保证了环空一次上返成功,为吉林油田低压易漏层的有效封固提供了技术保障。

新型增强材料在陇东区块天然气填充段的应用

陇东区块天然气井采用一次上返工艺实现全井封固,刘家沟组承压能力低,封固段长,温差大,给固井施工带来挑战,前期使用的高温低密防漏水泥浆体系,低温强度低导致封固质量存在一定问题,通过对陇东对区块地质特性、水泥石强度等方面分析,引入新型增强材料,对水泥浆体系进行优化调整,确保体系性能稳定,提高水泥浆顶部强度,确保固井质量,在陇东天然气井固井应用效果良好,为陇东天然气井规模开发提供技术支撑。

苏南ф88.9mm小套管井固井技术应用分析

苏南区块位于苏里格气田南部,该区块主要为大位移定向井的井组。该区块井为二开井身结构,套管采用ф88.9 mm油管完井,固井采用一次上返工艺。针对小套管固井施工难点,对该区块井固井施工进行分析;根据施工前地质资料、气层数据设计流体结构,进行压稳和防漏分析,做好水泥浆性能评价,对水泥浆顶替效率进行研究,计算水泥浆流变参数,施工时注意施工排量及压力、严格控制施工过程、保证施工连续,确保了固井质量。

靖南区块4(1/2)小套管固井工艺技术

靖南区块开发层位为上古的石盒子组和下古的马家沟组,天然气储层埋深一般为3300~4000m。应用小井眼井能够有效节约勘探开发成本30%以上[1],在目前低成本开发的形势下,使用4(1/2)套管小井眼开发在该区块得到大力推广和应用。针对小井眼环空间隙小、封固段长、静液柱压差大、流动磨阻大等因素严重影响顶替效率及固井质量等固井技术难题,着手从选择合适的固井工艺、水泥浆的性能、提高顶替效率及制定现场施工方法等各个方面进行研究,总结出了一套靖南区块4(1/2)小套管固井工艺技术,为该区块顺利开发提供了技术保障。目前已在靖南区块使用该工艺完成现场施工56口井,固井质量一次合格率100%。

LD油气田深井全封固固井技术

LD气田预探井具有一次封固段长、温差大、易漏失等难点。现场应用高强低密度水泥浆体系,控制不同阶段的施工排量等方法,解决了低压油气层长封固段防漏、防窜问题,固井质量满足了开发和油气层保护的要求。

宜黄区块固井技术的研究

宜黄区块天然气井井深在2300~3000m,气层跨度400~600m,因刘家沟、石千峰、石盒子地层承压能力低易发生漏失,漏失后造成静液注压力下降气层段固井质量及固井封固率难以得到保证,历年来在该区块部署气井钻进、固井过程中发生漏失率居高不下,近三年漏失率达到94.6%。随着近几年油田公司对固井质量、水泥浆体系提出更高的要求,2020年使用轻珠水泥浆体系固井漏失率高达67.2%,一次上返难度大。该区块从2020年至今经历3次重要水泥浆柱、施工工艺调整,目前现场施工水泥浆均返出地面,固井质量保持稳定,声幅测井质量合格,为以后该区块固井提供有力支撑。