玉东1井Φ177.8mm尾管“正注反打”固井工艺技术

玉东1井是塔里木油田英买力气田群的一口预探井,该井在Φ177.8mm尾管下到位憋通时再次发生恶性漏失-井口失返。为尽快封固裸眼井段,防止发生其它井下复杂情况和保护储层,采用"正注反打"固井工艺技术,在正注时使用快干水泥浆,喇叭口挤水泥时使用两凝水泥浆,同时综合运用"同步法"挤水泥及"间歇挤水泥"工艺技术,成功地完成了该复杂井的施工,为此井后来的勘探打下了良好的基础,并为以后类似井提供了参考。

杭锦旗地区正注反挤固井技术研究

正注反挤是实现低压易漏失井固井全井封固的主要技术,在鄂尔多斯盆地的杭锦旗地区具有广泛应用。但由于正注反挤的固井设计和过程控制缺乏理论依据,造成反挤固井质量不稳定,影响正注与反挤有效衔接及井筒完整性。为此,建立环空模型和顶替模型,采用数值模拟方法开展反挤顶替机理研究,探讨偏心度、流体性能等对顶替效率影响规律,明确关键影响因素;借鉴水驱油指进机理,基于施工井统计分析,明确反挤井口压力变化规律,为反挤施工过程控制提供依据。基于反挤顶替机理和井口压力变化规律分析,通过优化固井设计、水泥浆体系、井眼准备和过程控制措施,形成了适用于杭锦旗地区的正注反挤固井技术,实现了规范化设计和精细化控制。正注反挤技术在杭锦旗地区累计应用145口井,优质率提高38.2%、优良率提高45%,全井封固率由15.2%提高至62.5%,对国内外同类型固井施工具有参考意义。

正注反挤固井工艺在延安气田延113-延133井区的应用研究

延安气田延113-延133天然气井在钻井过程中发现刘家沟及石千峰顶部地层承压能力弱、漏失严重等问题,采取常规的固井方式固井质量差,全井段合格率低。经过8年的探究及现场应用,采用正注反挤固井工艺有效解决了这一问题,并且在该井区得到了成功的应用。

窄密度窗口正注反挤低密度水泥浆固井技术

针对西南油气田分公司蓥北1井φ273.05 mm套管固井存在漏层多、分布广,油气显示活跃,低温低密度水泥浆强度低及发展慢等固井难题。开发出了密度为1.23 g/cm^3的高强度韧性防窜低密度水泥浆体系,该体系稠化时间可调,静胶凝强度发展快,62℃下440 min即起强度、24 h强度高达14.5 MPa,弹性模量为5.8 GPa。通过采用低密度高强度韧性防窜水泥浆、抗污染冲洗隔离液技术、软件模拟、优化浆柱结构、结合低密度与常规密度正注和反挤等配套技术,确保了蓥北1井φ273.05 mm套管固井施工安全,固井质量合格率为85%、优质率为65%。为西南油气田窄密度窗口固井提供了技术参考。

N-2井深井超高密度复杂井“正注反打”固井技术

安全固井以及固井质量的好坏对后续钻井施工至关重要。尤其是土库曼斯坦阿姆河区块三开311.2m m井段固井的可靠性显得尤为重要。三开长裸眼盐膏层井段存在异常高压及井漏风险,若钻井或下套管期间发生井漏,极易对固井施工造成极大风险。固井质量不合格可能造成油气上串,致使套管环间带压等井控危险。N-2井在三开钻井及下套管过程中均发生井漏,尤其在下套管到位后即发生溢流,采用常规固井技术无法满足井下安全,本井采取"正注反打"固井工艺技术,达到了安全封固漏层及预期固井效果。对该井非常规固井工艺技术的全面总结分析,对今后处理此类风险井固井措施及手段具有一定的参考价值。

正注反挤固井工艺技术研究与应用

正注反挤固井工艺可有效解决陆相地层承压问题,显著提高固井质量,值得进一步推广应用。

下套管失返性漏失正注反挤置换法工艺技术

柳杨堡气田水平井二开下套管基本上都会出现失返性漏失,主要表现在下套管过程中虽然采取分段循环措施,仍然会在下至2800~3100 m井段出现不返浆。现场采取套管直接下入井底,然后应用正注反挤置换法沟通建立正常循环,保证正常固井,有效解决了套管固井井漏施工难题,同时为在其他区块解决类似情况探索了一套工艺技术。

溢漏同存井尾管正注反挤固井技术在GS138井的应用

溢漏同存的高压气井尾管固井中如遇严重井漏,一般采用正注反挤的施工工艺,但施工中易出现正注反挤水泥对接失败的情况,形成局部自由套管段,固井质量难以保障。针对GS138井Ф215.9 mm井眼下入Ф177.8 mm尾管到位后发生井漏并引发井筒流体持续侵入的问题,现场采用正注反挤固井工艺,通过采取正注测漏速、环空试反挤求取施工参数,及时完成反挤水泥浆稠化时间实验,控制正注水泥浆返高,保持反推通道畅通,重浆平衡压力和控压起钻等技术措施,确保固井施工顺利完成。CBL和VDL测井解释结果表明:该井Ф177.8 mm尾管固井正注反挤水泥成功对接,无自由套管段,油气显示层及漏层一二界面水泥胶结质量均较好,整体评价固井质量良好。

HA802-2井超深,超高温技术套管正注反挤固井技术的应用与研究

本文通过对HA802-2井电测情况分析,优化隔离液,水泥浆设计。根据现场井下情况判断,制定固井施工措施,确保固井质量良好。

正注反挤工艺在塔河油田油层固井中的应用

漏失井固井一直是个固井难题,对于漏失井要想取得较好的固井质量存在着很多不确定的因素,而塔河工区对于油层固井的固井质量要求严格,须全井段封固,该区块井一旦漏失,常规固井方式很难保证固井质量,本文根据塔河工区施工井的特点进行分析,进而研究正注反挤固井工艺在该区块应用的条件和技术措施,以及通过该工区某漏失井采用正注反挤固井工艺的固井施工进行探讨,以期通过分析论证,提高塔河工区漏失井的固井质量,为后期的采油采气提供坚实的基础。

克深508井尾管正注反挤固井技术的应用与研究

克深508井是部署在库车坳陷克拉苏冲断带克深区带克深5 号构造高点的一口开发评价井。本井四开采用Ф241.3mm钻头钻至井深6345m中完,准备下入196.85mm+201.7mm+206.38mm套管进行尾管悬挂固井。本次固井属于超长尾管悬挂固井,且钻井期间裸眼多处存在漏失点,所以施工方案为尾管正注反挤固井,提高了风险及难度。本井存在环空间隙小,下套管磨阻大,固井施工压力高,水泥浆密度高及地层吃入后反吐等难点。通过对固井工具附件的优选,固井隔离液的设计,高温高密度水泥浆体系的设计,固井施工措施的优化设计,现场施工顺利完成,固井质量良好,满足了下一开钻进的要求。

“自制水泥伞”及反挤成塞技术在SY-1井的应用

失返性漏失往往会导致漏层上部环空固井质量难以保证,对于生产井,要求相对较低,只要保证“穿鞋戴帽”合格即可;但对于探井,由于下部地层存在许多未知风险,尽管发生了失返性漏失,仍要求水泥必须返出地面,且固井质量要好。在SY-1井的二开施工过程中,就遭遇了失返性漏失,一直持续至二开中完,最终通过“自制水泥伞”及反挤成塞技术的应用,成功实现了水泥返出地面且除漏层外的其他井段固井质量优质的目标,为今后解决类似难题积累了成功经验。

相国寺储气库低压易漏失井固井技术

相国寺构造地质情况复杂,上部须家河组—嘉陵江组地层极易发生恶性井漏,下部石炭系等主力气藏的地层压力系数极低,下套管及固井施工中也极易发生漏失,严重影响环空水泥环的密封完整性。通过开展地层承压试验、钻井液性能调整技术、前置低密度先导浆固井技术、正注反打固井工艺的研究,以及优选具有防漏、堵漏效果的水泥浆体系,基本形成了一套适用于相国寺储气库注采井固井的防漏、堵漏技术,成功解决了低压易漏失的固井难题,实现了环空有效完全充填。

顺北油气田一区超深井三开长封固段固井技术

针对顺北油气田一区三开钻遇的志留系地层承压能力低、井漏严重,固井一次性封固段长、漏失率高的问题,研究了长封固段防漏固井技术。从地质因素和工程因素2方面进行了原因分析,明确了技术需求。优选高抗挤空心玻璃微珠作为减轻剂,利用颗粒级配原理研制了低密度水泥浆。采用在隔离液中加入不同尺寸纤维的方式,提高地层承压能力;基于对极易漏层的准确判断,开发了适合超深井长封固段尾管固井的“正注反挤”防漏固井工艺。室内试验结果显示:在100 MPa液柱压力下低密度水泥浆的密度增幅小于0.03 kg/L,水泥石抗压强度高于15 MPa,具有良好的承压能力和较高的抗压强度;堵漏型隔离液可将地层承压能力提高1.5 MPa。“正注反挤”固井工艺与低密度水泥浆、堵漏型隔离液结合形成的顺北油气田一区超深井三开长封固段固井技术,在该区10多口井ϕ177.8 mm尾管固井中进行了应用,全部实现了水泥浆完全封固环空,没有漏封井段,较好地解决了固井漏失问题。研究与应用结果表明,顺北油气田一区超深井三开长封固段固井技术效果显著,可解决该区存在的固井难题。

非常规条件下超深漏失井尾管固井作业——以云安002-7井为例

四川盆地东部云安厂构造云安002-7井φ177.8mm尾管固井集超深井、大斜度井、高压气井和窄安全密度窗口于一身。φ215.9mm井眼段经长时间、多次堵漏,消耗了大量钻井液(1 418.1m3),仍未达到常规固井作业的不溢不漏、通井畅通、井眼清洁等要求,已难提高井筒承压能力。井眼状况表现出漏层多且位置不确定、液面不在井口、气层多、钻井液密度高(1.80g/cm3)、裸眼段长(2 538.28m)且井眼轨迹复杂等特点。为此,针对下套管过程中的出口不返、不具备分段循环条件、无法排后效、尾管悬挂器可能提前坐挂等技术难点,采取了针对性的下套管作业防阻卡、保水眼畅通以及正注反挤工艺保环空水泥浆对接等三大技术措施,确保了尾管安全顺利下至设计井深。测井解释结论表明:φ215.9mm井眼段的高压气层得到了有效封固,固井质量可满足下一步安全钻井作业需要。该井φ177.8mm尾管固井的成功为今后类似复杂气井固井作业提供了有力的技术支持。

苏里格气田提高井筒封固完整性固井工艺研究与实践

苏里格气田区块储层以岩屑砂岩为主,结构、成分成熟度较低,属典型的低孔低渗储层。区块内多口井二开钻进时在延长组发生井漏等复杂情况,且固井过程中发生的井漏带来地层漏封,对井筒封固完整性带来巨大挑战。为了提高井筒封固完整性,在固井施工过程中尝试了以下技术措施:(1)优化水泥浆柱结构:采用粉煤灰低密度和常规水泥浆两凝体系;(2)正注反挤工艺;(3)尝试一次性上返工艺;(4)全程严格控制施工参数。通过现场应用结果表明,这几项措施能有效的提高产层固井质量优质率,保证井筒封固完整性。可以在苏里格地区易漏井,长封固段井推广使用。

顶部注水泥工艺在东胜气田多层开发中的首次应用

为了充分认识顶部注水泥工艺在垂向不同类型气藏开发应用的可行性,以具有代表性的鄂尔多斯盆地东胜气田上古生界含水气藏和元古界裂缝性气藏为研究对象,分析了固井难点、双封隔器管串结构及正注反挤固井工艺设计,首次在东胜气田定向井开展了Φ139.7 mm顶部固井试验评价。研究结果表明:①锦142井顶部注水泥工艺保障了元古界裂缝性气藏筛管完井无水泥污染及上古生界含水气藏的固井有效封固;②顶部注水泥工艺是在同一井径条件下建立分层多样完井方式的重要手段,可以实现垂向多层精细化动用;③采用双封隔器管串结构设计,优选井径规则且井壁稳定性地层作为安放位置,有效防止了水泥浆下落;④正注反挤固井工艺有利于提升垂向多层恶性漏失井的固井质量。结论认为,顶部注水泥工艺简化了井身结构,节约了成本,避免了水泥浆污染气层,为国内垂向不同类型致密气藏高效开发提供了借鉴。

复杂深井固井技术综合应用研究

综合分析了西部地区深井、超深井固井难题,提出了相应的水泥浆体系与固井工艺技术。针对川东北海相酸性气藏固井难题,优选了性能优良的高温防腐防气窜胶乳水泥浆体系,并利用分段气窜模型预测地层压稳状态,指导防气窜固井设计;利用紧密堆积理论,优选综合性能良好、可满足超高压地层固井施工要求的超高密度水泥浆体系,并在官深1井成功应用,最高密度达2.82 g/cm3,创国内水泥浆入井最高记录;研制筛选了性能优良的低密度水泥浆体系,解决了深井漏失的难题,针对普光气田二开一次封固段长、地层承压能力低难题,采用正注反挤固井工艺取得了良好效果。

鄂尔多斯杭锦旗区块低漏失压力井固井工艺技术

鄂尔多斯杭锦旗区块地层承压能力低,大斜度段或水平段封固段长,钻井液粘度与切力高,造成顶替效率低,导致该区块固井质量难以保证。根据低成本运作要求,兼顾固井防漏与提高顶替效率需要,针对井眼不同状况,制定了提高杭锦旗区块固井质量的整体技术方案。从固井前钻井液性能调整、水泥浆性能优化、注替浆排量控制和"正注反挤"固井技术完善等方面进行了研究,确定了一套适合杭锦旗区块的固井技术体系。经现场应用,取得良好的效果,固井质量有显著提高。

浅析漏失井固井技术措施及应用

漏失问题将严重影响固井质量,造成水泥石胶结质量差,返高不够,缩短油气井寿命。通过分析漏失类型,总结漏失井固井难点,从加强井眼准备和固井工艺技术措施两方面出发,深入分析一次上返注水泥技术、正注反挤固井和双级固井等固井措施的技术特点和应用条件,并分析了各种固井措施的现场实际应用效果。本课题的研究对提高漏失井固井质量具有指导意义,可为提高作业效率和油气田开发提供保障。