控压固井注入阶段流体密度和流变性分段预测方法

为解决控压固井注入阶段入井流体密度及流变性预测难的问题,设计了流体密度和流变性测量试验,基于试验结果优选了流变模式,建立了考虑不同流体性能差异的温压耦合模型,提出了流体密度和流变参数的分段预测方法。以川北地区X井为例进行了模拟计算,模拟结果表明:采用分段方法可将赫巴模式、四参数模式等多种流变模式作为优选对象,能更精确地描述流体的流变性;控压固井注入阶段采用常规计算方法,井口回压值偏低,大大增加了地层气侵风险,且不同方法预测的环空温度场相差不大;温度和压力的耦合作用对于流体密度和流变性及其变化规律的影响较大,也会对环空浆柱结构的设计及固井施工效果产生重要影响。研究结果为控压固井设计施工提供了理论依据。

控压固井注入阶段井筒压力预测模型

控压固井技术在应对窄密度窗口地层固井难题时具有显著优势,但目前对注入阶段井筒压力的预测模型研究较少。结合控压固井的工艺流程,将注入阶段分为4个环节。基于流变学理论、井筒传热学理论和压力场理论,考虑注入阶段多流体间流变性能的差异,建立了温度-压力-流体性能参数耦合模型,并采用四循环迭代方法进行求解。以X井的控压固井参数为例进行了模拟计算,预测结果误差较小。对控压期间井筒的温度场、压力场和环空ECD进行了分析,研究结果表明,温度场在不同时间段对井口回压的影响规律不同,当环空流体结构为多液柱结构时,井口回压对温度的敏感性较小;井筒压力变化规律受流体位置的分布影响较大;在其他条件不变的情况下,提高注入排量会增加作业密度窗口,但环空最大ECD基本不变。根据研究结果提出了对应的改进思路,以便对控压参数进行更好地设计。

海上窄压力窗口控压固井浆柱结构设计方法

针对海上油气井窄压力窗口固井顶替效率低下的技术难题,通过轻钻井液的施加以优化浆柱结构以及施加环空回压的方法实现安全高效固井的目标。考虑停泵压胶塞环空回压值≯5 MPa、冲洗液环空紊流接触时间>10min以及注替结束井筒自压稳3个关键技术要求,合理优化固井浆柱结构,计算控压固井全过程井筒当量循环密度(ECD),使井筒ECD在安全密度窗口内,形成了海上窄压力窗口控压固井浆柱结构设计方法。以乐东10-1气田某高温高压井为例,优化设计了该井的浆柱结构,并模拟计算了控压固井全过程井筒ECD及紊流接触时间。结果表明:轻钻井液用量为14~50 m^(3)且密度在1.822~2.142 g/cm^(3)之间、冲洗液用量>13 m^(3)且密度在2.36~2.45 g/cm^(3)之间、水泥浆密度在2.4~2.51 g/cm^(3)之间,可实现冲洗液紊流接触时间>10 min且满足压稳不漏的固井要求。该设计方法可实现海上窄压力窗口井安全施工和提高固井顶替效率的要求。

超深井控压固井技术要点及发展趋势分析

超深井控压固井技术是石油勘探开发领域的重要技术之一。此次分析了超深井传统固井方式面临的技术难题,主要面临着高温高压环境、复杂地质条件、窄间歇固井难题以及水泥浆应用效率等方面的挑战。在此基础上对超深井控压固井技术要点进行了分析,着重论述了环空浆柱结构以及固井施工参数两大方面的优化设计。未来超深井控压固井技术将朝着更高效、更安全、更环保、更智能的方向发展,以满足石油勘探开发领域对固井技术的不断提高的要求。

准噶尔盆地南缘超深井天X井尾管精细控压固井技术

天X井是准噶尔盆地南缘冲断带霍玛吐背斜带安集海背斜的一口集团公司风险探井。该井六开Ф139.7 mm尾管固井地层高低压并存、裸眼段长、环空间隙小,同时目的层砂岩段孔隙发育地层油气活跃,钻进期间多次发生漏失,地层压力窗口仅有0.02 g/cm^(3),井筒压力无法动态平衡,容易出现下套管及固井期间溢流、井漏等复杂情况,固井质量无法保障。为了解决该井固井施工难题,尝试实践了精细控压固井技术,通过与精细控压装备配合,进行下套管、固井各阶段井口压力控制,保证漏点、溢点在安全密度窗口范围内,实现井筒内压力平衡的目的。该井固井采取精细控压一次上返的尾管固井工艺,制定针对性的固井技术措施,最终顺利完成了天X井固井施工,经IBC测井解释,封固段合格率为100%,降密度后喇叭口正常不窜气。该技术为南缘区块窄密度窗口井固井施工提供了宝贵的经验及借鉴意义。

控压固井候凝阶段井口回压控制方法研究与应用

控压固井可以降低窄安全压力窗口井固井漏失的风险,同时还能在一定程度上提高顶替效率。但是目前控压固井在候凝期间还是基于经验来施加井口回压,井口回压控制不够精确,容易导致井漏或气窜。为此,根据水泥水化、失水以及胶凝作用建立了井口回压计算模型,并形成了候凝压力控制方法,用于指导井口回压控制。通过与目前的控制方法相比表明该方法能够精确指导井口回压控制,保证井筒安全。

控压固井启停泵过程井口回压传递规律研究

控压固井启停泵作业中,由井口向井底施加的回压值在井筒内的衰减是准确设计回压补偿值的重要依据。基于一维瞬态流动模型,考虑环空流体的流变模式及环空流体种类,建立了控压固井启停泵过程井口回压压力波瞬态传递模型,并利用有限差分思想对其进行求解,通过实验对模型结果进行验证,揭示了流变模式、流体稠度系数以及环空流体种类对环空压力波衰减的影响规律。结果表明:①同一井况中,回压压力波在环空流体流变模式的衰减能力为幂律模式大于赫巴模式大于宾汉模式;②相同流变模式下,回压压力波的衰减随着流体稠度系数的增大而增大;③回压压力波在多种流体中的压力衰减能力大于在单种流体中的衰减能力,且流体种类越多,压力衰减能力越大。

塔里木盆地富满油田超深井尾管简易控压固井技术

富满油田在三开钻进时钻遇志留系以及桑塔木组后,地层当量密度窗口较窄,套管到位循环,固井施工过程中易发生漏失、出盐水等复杂情况。因此固井全程施工排量受限,顶替效率差,严重影响了固井封固质量。为解决上述难题,富满区块三开尾管采用了简易尾管控压固井技术,简化了精细控压固井中需要的精细控压设备,现场施工操作简单便捷。该技术在富满区块成功实践应用,平均固井质量合格高达90%以上。结果表明,低密度简易控压固井能够有效降低固井期间发生的漏失,提高固井封固质量,为长裸眼、长封固段、环空间隙小复杂地层提供一套新思路,有效解决了低压易漏地层的固井技术问题。

控压固井井口回压设计分析与建议

伴随着勘探开发的不断深入,油气藏地质条件越来越复杂,窄安全密度窗口等难题导致固井过程中漏失、井涌、气窜现象频发,破坏井筒的完整性。传统的油气井固井工程一直遵循"居中、替净、压稳、封严"的原则,作业过程中使用的钻井液和水泥浆密度通常高于地层压力系数,过高的当量循环密度容易使井下压力接近或超过地层破裂压力极限,导致漏失等事故复杂。控压固井技术在控压钻井技术基础上发展而来,通过水泥浆体系及作业流程优化设计、参数实时监控及模拟计算,配合专用的控压固井装备实时调节井口回压,能够使井底压力在安全密度窗口范围内保持恒定,可有效解决窄安全密度窗口条件下的压稳防漏矛盾,显著提高固井质量,目前已成为解决此类复杂地层固井难题的关键技术。本文通过调研国内外控压固井技术发展情况,阐述了控压固井基本原理及国内外应用现状,针对具体技术案例进行分析,总结了控压固井井口回压设计的基本流程,重点分析了井口回压的迭代计算模型;在此基础上,提出了关于控压固井井口回压设计与控制技术研发的建议。

呼探1井ϕ139.7 mm尾管精细动态控压固井技术

呼探1井ϕ139.7 mm尾管固井时封固段长、井底温度高,导致存在漏失与溢流风险大、对水泥浆性能要求高及水泥浆稠化时间不易控制等技术难点。为解决上述技术难点,在该井ϕ139.7 mm尾管固井段进行了精细动态控压固井技术试验。通过优化水泥浆配方、精细设计浆柱和优化设计套管扶正器安放位置,制定确保井筒动态压力介于地层孔隙压力与漏失压力之间等的技术措施,利用精细控压钻井装备,实现了控压下尾管、注水泥和水泥浆候凝,最终实现了全过程精细动态控压固井,该井ϕ139.7 mm尾管固井质量合格。呼探1井ϕ139.7 mm尾管精细控压固井成功,表明精细控压固井能够提高超深井长封固段窄安全密度窗口地层的固井质量,可为准噶尔盆地南缘深层油气勘探提供技术保障。

控压固井技术简介

介绍控压固井的国内外应用现状,哈里伯顿、斯伦贝谢和挪威Enhanced Drilling公司的控压固井的系统组成及工作原理,以及各自的优缺点。控压固井技术可以解决常规固井无法解决的难题,具有广阔的应用前景。

库车山前超高压盐水层控压固井实践与认识

塔里木油田库车山前构造蕴含丰富天然气资源,是我国西气东输的重要源头及最主要气源地,但地质条件复杂存在巨厚盐膏层,普遍发育超高压盐水层且层间夹杂薄泥岩层,安全密度窗口窄,尤其是固井过程中易发生漏失、窜槽等复杂因此导致固井排量低、顶替效率差,严重影响了固井质量和井筒完整性。为解决上述固井难题,开展了高压盐水层控压固井技术应用可行性分析,评估了在此条件下技术与装备的要求,研究了高压盐水层及窄窗口井筒压力控制方法,并对控压装备进行了一系列的升级和改造,初步形成了高压盐水层控压固井技术。该技术在克深A井和B井进行了现场试验,结果表明,高压盐水层控压固井技术能够有效降低固井漏失,提高固井质量,保证固井过程的井眼稳定和施工安全,为复杂地层固井施工作业提供了一种全新的技术手段,同时现场作业过程中出现的相关问题也对该技术的进一步发展提出了新的挑战。

精细控压固井技术国内进展及下步发展方向

精细控压固井技术能够有效解决安全密度窗口窄、喷漏同存、溢漏矛盾冲突等较为复杂地层条件下水泥浆一次性上返固井技术难题,可有效防止井漏、气窜和井控风险等复杂情况的发生,同时也有利于提高顶替效率,提升固井质量。在介绍精细控压固井技术产生的背景、原理基础上,分析了几个关键技术节点和目前国内精细控压固井技术进展、装备发展情况,并探讨了精细控压固井技术存在的技术瓶颈与下步发展方向,以期为后续精细控压固井技术深度融合发展提供指导和帮助。

控压固井技术的应用现状及发展趋势

在日常固井工作中,压力控制是一项十分重要的技术,所以我们必须切实加强对控压固井技术应用现状的分析,并结合实际发展需求,对未来的发展趋势进行展望,才能更好地强化控压固井技术的优化和完善。因此,文章主要就控压固井技术的应用现状及发展趋势展开分析。

精细控压固井技术在川渝及塔里木盆地的应用

深井、超深井及复杂井固井时经常面临封固段长且同一裸眼段存在钻井液安全密度窗口窄及环空间隙小、套管居中度低等,使用常规固井工艺易出现恶性井漏,甚至井口失返,水泥浆上返不到预定位置,固井质量差、井控风险大。文章针对四川磨溪-高石梯构造、龙岗构造、双鱼石-河湾场构造及塔里木山前构造等地区的窄密度窗口固井,提出采用精细控压固井技术,在固井施工过程中借助精细控压设备和软件控制井底压力,实现井筒压力实时动态计算,降低人工计算的误差值,实现在喷漏同存的窄密度窗口下精准控制井下压力,保障井筒始终处于不喷不溢的压稳防漏状态,从而显著提高固井质量。目前该技术已在川渝及塔里木地区推广应用,成为解决此类复杂地层高质量固井的关键技术,并为国内外其它地区类似的深井、超深井及复杂地层提高固井质量做参考。

动态控压固井工艺关键技术与应用

随着四川盆地常规气勘探开发目标向盆地深层、超深层发展,复杂深井、超深井受套管层序的限制,同一裸眼井段通常钻遇多个压力系统,纵向地层呈现窄安全密度窗口特征。尽管采用控压钻井(MPD,Managed Pressure Drilling)技术保证了安全有效钻进,但给后续小间隙平衡压力固井带来了巨大的挑战。初期的平衡压力固井工艺技术主要针对浆柱结构调整、注替参数优化等方面开展研究,但仍存在一些技术难题,2015—2020年在川庆钻探公司的固井作业中,常规固井技术作业井次漏失率23.8%,压力失衡导致12井次的异常套压事件,安全作业密度窗口小于等于0.10 g/cm^(3)的井况下几乎无法实施常规平衡压力固井作业。为此,针对上述瓶颈问题开展技术攻关,形成了动态控压固井工艺,研究结果表明:①以井筒安全作业密度窗口值为基础,所建立的下套管分段激动压力控制方法与“微吐—微漏”环空动态近平衡压力控制技术,小间隙尾管激动压力值降低50%,近平衡固井作业窗口阈值可达0.05 g/cm^(3),实现窄密度窗口条件下固井不同作业阶段的压力精细控制。②所开发的全参数在线监控系统和高精度伺服电驱动模式的固井专用节流控制装备,实现0.05 g/cm^(3)阈值窗口条件下固井环空压力始终处于有序可控的状态。③动态控压固井工艺关键技术在川渝地区及塔里木油气田推广应用92井次,固井成功率100%,质量平均合格率较常规固井工艺提升近20个百分点,基本解决了困扰四川盆地、塔里木山前构造等高压气区多年的窄密度窗口固井难题,为类似的复杂区块窄密度窗口井况下实施近平衡压力固井提供了技术借鉴。

控压固井技术的现状与发展趋势分析

控压固井技术指的是采用一种相对密度偏低的水泥浆系统,在泵入时通过封闭装置,采用节流阀门来调节回流容积,并对环形空间进行一定的反压,从而保证井下的压力一直处于相对稳定的状态。该技术可以有效克服高应力油藏的固井难点,防止井漏、溢流。在水泥生产中,压实技术是非常关键的一门技术。因此,要认真研究目前的技术状况,并根据发展需要,提出今后的发展方向,以便进一步优化和改进控压固井工艺。为此,本文着重对目前控压和固井技术的发展方向进行了论述。

精细控压固井在ST7井的应用实践

油气显示活跃、压力窗口窄的地层钻进中,采用精细控压钻井技术实现井筒压力的动态平衡。精细控压钻进结束后,采用常规"正注反挤"固井方法注水泥浆施工,井筒压力不能达到动态平衡,固井质量无法保障。精细控压固井通过控压技术结合重浆盖帽方式,在通井、称重、注水泥等固井施工过程对井筒压力进行控制,实现窄密度窗口固井井筒压力平衡,ST7井通过在Φ184.15 mm尾管固井中采用精细控压技术,实现了3610 m裸眼固井质量优质率56.2%、合格率97.3%,保障了施工的井控安全。

精细控压固井技术国内进展及下步发展方向

社会进步迅速,随着深部矿床勘探开发速度的加快而增加,随着地质构造和地质条件的日益复杂,在地压作用下,油气垂直轴线的上升时间越来越长,注水给常规水泥生产带来了许多技术问题,如气相水污染、溢流井等,这些问题不仅增加了井下作业的风险,而且影响了水泥厂的质量,破坏了井筒的完整性。传统的平衡压力水泥技术已不能满足这些复杂地层的要求。为了解决这个问题,在这个窗口内精确控制内外压力,水泥通过优化固井参数为压力固结提供了新的思路,实时模拟井口压力控制设备的井口参数,良好的井口压力实时控制井底压力在安全密度范围内,防止井下出现红点渗漏。气体和泥浆等复杂问题的一次性回流,进一步提高了固井的效率和质量,为更换提供了依据。

控压固井技术在J102井的应用实践

驾102井三开钻进过程采用控压钻井,钻进至4600 m后持续渗漏,油气显示层位多且活跃、后效严重、压力窗口极窄,井深、地温梯度高、井底温度较高,一次性封固段长、井眼扩大率大等固井技术难点。为了解决该井固井施工存在的问题,开展了动态控压尾管固井技术研究与现场应用,顺利完成了该井的完井固井作业。通过探明压力窗口,合理设计浆柱结构,拟合测压结果,模拟固井全过程的动态ECD,精准控制井底压力,防止井漏、气窜等复杂情况的发生。优化抗高温韧性防窜水泥浆体系,优选耐高温悬挂器及相关附件。J102井通过在Φ139.7 mm尾管固井中采用控压固井技术,实现了1959 m裸眼固井质量优质率63%、合格率93%,保障了施工的井控安全。