吐哈第一口水平井红南210井固井技术实践

红南210井是吐哈油田在西部红南构造上钻成的第一口水平井,固井施工中成功地应用了固井实施监测技术软件和套管柱设计软件,并使用了压差式分级箍、管外封隔器、割缝筛管等固井附件及內管注水泥工具,自行设计了水泥浆配方。本文介绍了该井的设计思路及施工情况,并总结了吐哈油田水平井的固井经验。

冀东油田水平井固井技术

提高水平井固井质量以适应油田进一步勘探开发的要求是钻井工程研究的一项重要课题,分析了水平井固井存在的套管安全下入、替净、自由水、泥浆混油、套管居中、井眼条件等技术难点,对水泥浆和前置液体系、套管的安全下入、套管居中等技术进行了研究,通过优选水泥浆和前置液体系解决了替净、自由水、泥浆混油问题;对套管下入的理论校核和现场模拟解决了套管的安全下入问题;对扶正器的合理选型和科学加入解决了套管居中问题,通过采用合理的技术措施提高了冀东油田水平井的固井质量,在现场实践中取得了显著效果,形成了系统、成熟的水平井固井技术,对冀东油田水平井固井质量的提高具有重要的指导作用。

气体介质条件下的固井技术

近年来,四川油气田大力推广应用了气体钻井技术,对于大幅度提高机械钻速和避免井漏等钻井复杂情况起到了十分重要的作用。为了避免气体钻井结束后替入钻井液可能引发的井漏、井眼不稳定等复杂情况,缩短钻井周期、降低钻井成本,进一步提高固井质量,在川渝地区探索实践了气体介质条件下339.7mm表层套管和244.5mm技术套管共18井次的干井筒固井作业,基本形成了一套气体钻井后干井筒(井眼内为纯气体时的井筒简称为干井筒)固井工艺技术方案与措施。在干井筒固井施工过程中,主要作业环节的工艺技术包括:气体介质条件下井眼准备及下套管技术、非连续液相注水泥技术等,并介绍了防井漏、防井壁失稳、防环空堵塞等技术。实践表明:干井筒固井施工的固井质量明显高于常规固井的质量;注水泥浆施工工程风险小;可消除气体钻井结束后替入钻井液再固井作业可能带来的井下复杂情况。

塔河油田深水平井固井技术

根据塔河油田深水平井井身结构及完井要求 ,提出了尾管 +筛管结合套管外封隔器、双级箍的管串结构及套管设计方法。针对塔河油田 1、2号构造深水平井固井特点 ,优选出了具有低滤失、零析水、沉降稳定性好的水泥浆体系 ,提出了提高水平井固井质量的综合技术措施 ,在该地区

国内水平井固井技术及发展

受水平井客观条件的影响,水平段的套管扶正问题,水平井的水泥浆体系设计问题,都是水平井固井的最大难点,也是影响水平井固井最关键的因素。国内水平井固井技术在“八五”研究成果的基础上,理论研究和施工技术方面又有一些拓展和完善,形成了一套较为成熟的水平井固井综合配套技术。对国内外水平井固井工艺技术进行了全面、细致的调研,介绍了国外水平井和大斜度井固井工艺、水平井和大斜度井水泥浆参数设计、井眼清洁、套管扶正、固井新技术、新工具等,以及现场应用和效果,可供现场工程技术人员借鉴,以提高国内水平井固井工艺技术和整体效益。

渝东地区常压页岩气水平井充氮泡沫水泥浆固井技术

为了解决渝东地区常压页岩气水平井用生产套管固井时易漏及分段压裂后环空带压的技术难点,研究了机械充氮泡沫水泥浆固井技术。通过优选发泡剂、稳泡剂,设计了泡沫低密度水泥浆;基于高压气体状态方程,进行了泡沫水泥浆全过程平衡压力及浆柱结构设计,建立了井筒压力条件下的泡沫水泥浆密度计算模型,形成了机械充氮泡沫水泥浆固井技术。泡沫低密度水泥浆的密度调整范围为0.80~1.55 kg/L,水泥浆中泡沫的半衰周期为33.8 h,泡沫水泥石的弹性模量为4.6 GPa。泡沫水泥石在循环载荷测试条件下的残余应变为0.21%,具有良好的力学性能;采用全过程平衡压力固井技术和分段注气泡沫低密度水泥浆注结构设计方法,能满足固井防漏要求。渝东地区20口常压页岩气水平井应用了机械充氮泡沫水泥浆固井技术,固井过程中未发生漏失,固井质量优良率100%,且压裂后未出现环空带压现象。研究和现场应用表明,采用机械充氮泡沫水泥浆固井技术可以解决渝东地区常压页岩气水平井生产套管固井时的漏失问题,且泡沫水泥石具有良好的弹性变形性能,能够防止压裂后环空带压。

煤层气U型井水平井固井技术研究

U型井是煤层气资源开采的一种新型模式,在水平井固井施工时易出现水泥浆冲刷洞穴,部分水泥浆进入洞穴直井,破坏直井,另外,斜井段顶替效率低,容易造成泥浆窜槽,影响固井质量。为了解决这一问题,提出了分流水泥浆套管串结构和采用低密度水泥浆+速凝早强水泥浆体系固井技术。该工艺技术不仅保证了水泥浆能顺利返至地面,也避免了水泥浆对直井洞穴的冲刷,确保固井质量,因而在类似煤层气U型井固井作业时具有良好的应用前景,可逐步推广。

伊朗特低压、高含硫老油气田的钻完井技术

伊朗M特低压老油气田是高含硫化氢裂缝性碳酸盐岩油气田,经过半个多世纪的开采,油气层压力梯度下降至0.35MPa/100m,已成为废弃老油气田。为实现该老油气田的二次开发,针对其所面临的特低压、高含硫钻完井技术难点,研究并形成了适合于该区的钻完井及试油配套技术,主要包括井身结构优化、井眼轨迹优化设计与控制、可循环微泡沫钻井液体系、超低密度高强度水泥浆体系、含硫化氢井的安全钻井、电潜泵试油等技术。应用这些技术成功地完成3口直井和7口水平井的钻井任务,试油并获得高产,取得了显著的经济效益。

太阳构造页岩气水平井固井技术研究与应用

太阳-大寨区块浅层页岩气水平井埋深浅、水垂比大、上部浅层气活跃,固井施工存在套管安全下入难度大、固井后早期气窜、固井质量差、对水泥浆性能要求高等难点。通过技术攻关与集成应用形成了以井眼清洁、漂浮下套管技术、高效冲洗液、早强抗盐防气窜韧性水泥浆体系、短候凝浆柱结构、调整钻井液性能等提高此区块水平井固井质量的关键性技术措施,现场应用9口井。现场应用表明:(1)浅层页岩气区块采用清洁井眼、漂浮下套管,优化管串结构,实现了套管安全顺利下到位。(2)配套的早强抗盐防气窜韧性水泥浆体系、优化浆柱结构,大压差预应力固井技术,解决了浅层气窜问题,大幅度提高了油层固井质量。(3)固井前调整钻井液性能,应用高效冲洗液,提高了固井时水泥浆的顶替效率。后期9口井固井质量合格,水平段优质率99%,现场效果明显,为浅层页岩气安全高效开发提供技术支撑。

中原油田水平井固井技术

根据中原油田地质特征 ,结合国内外水平井固井技术发展状况 ,从优化钻井设计、井眼清洗、套管扶正居中、液体流态、冲洗隔离液及水泥浆性能方面提出了提高水平井顶替效率和固井质量的技术措施。通过 4口井的实际应用 ,取得了较好的固井质量。

哈德油田水平井固井工艺技术

哈德油田油层具有埋藏深(5100m左右)、油层薄的特点。针对该油田地质构造复杂、井深、井身结构简单、裸眼长达5000m左右、井斜、方位变化大,垮塌掉块、井漏严重、水平位移大、井底温度高、井下复杂、地层压力系数变化大等情况,为保护套管,提高油井寿命,油层套管为全封双级固井,一级固井为典型的大斜度水平井作业;二级固井为长裸眼、小间隙固井作业。对固井水泥浆进行了优选,确定一级固井水泥浆采用由嘉华G级水泥+硅粉(100∶36)和LANDY806L系列水泥外加剂组成的水泥浆,二级固井水泥浆采用嘉华G级水泥、漂珠、微硅为基本成分,加入LANDY806L系列水泥外加剂,密度为1.35～1.46g/cm3的低密度水泥浆。配合使用引导浆和隔离液以及其他固井技术措施,该套固井水泥浆在哈德油田得到了很好的应用,固井质量为优质。

页岩气长水平井段防气窜固井技术

页岩气开发的核心技术为水平井配合大型水力压裂,而固井质量不佳已成为页岩气完井和实施储层改造的主要瓶颈问题。为此,以四川盆地页岩气开发区块为例,探索了水力压裂作用下保持水泥环力学完整性的方法及其配套工艺技术措施。研究结果表明:(1)采用模拟套管刚度的近钻头三扶正器通井钻具组合,可以降低长水平段页岩气井套管下放难度,提高下套管时效和安全度;(2)研制的高效洗油冲洗隔离液体系在常温至120℃下的冲洗效率均大于90%,能够保证水泥浆对油基钻井液的顶替效率和井壁的有效胶结;(3)确定了该区长水平段固井韧性防窜水泥浆凝固后的性能——水泥石弹性模量应小于7 GPa、三轴强度最好大于40 MPa,以减轻和避免压裂时的水泥环破坏;(4)形成的钻井液调整、预应力固井、地面高压泵注工艺等配套技术提高了页岩气井固井质量。2015—2016年期间运用上述系列固井技术在四川盆地开展了85口井固井作业,平均井深4 832 m,平均水平段长1 560 m,固井质量优质率达89.58%;水平井固井后候凝期间无环空带压,钻完井及试油期间环空气窜得到明显改善。结论认为,该配套技术可以保证并提高长水平段页岩气井的固井质量。

HW6001超浅水平井技术套管固井技术

新疆油田HW6001稠油水平井是当时国内使用直井钻机所钻垂深最浅的一口水平井。通过配套固井技术研究和应用,在垂深277m的超浅水平井上成功实现了Φ244.5技术套管的安全下入,通过优化管柱和水泥浆配方取得了水泥胶结质量优质的效果,为今后超浅水平井甚至更浅的水平井固井提供了非常有意义的案例和依据。

塔里木东河油田超深水平井固井技术

塔里木东河油田的水平井平均井深为6350 m,目的层位为石炭系。该地区地质构造复杂、裂缝发育、井底温度高、地层压力系数低、井壁易垮塌掉块。这些水平井井斜、方位变化大,水平位移长,油层固井采用水平井复合套管双级注水泥工艺,封固段长,且间隙小。针对该地区特点,选用了兰德LANDY806L系列外加剂。油层一级固井水泥浆采用具有低失水、零析水、防气窜、早强等特性的加有硅粉和微硅的抗高温水泥浆;二级固井水泥浆采用添加微硅和漂珠的防漏低密度水泥浆,同时使用配套的水平段套管漂浮技术、套管扶正措施以及先导浆、冲洗液和加重隔离液多级前置液体系等综合固井技术措施。该套固井技术在DH1-H9等多口井中的应用效果良好、固井质量优质,成功地解决了东河油田超深水平井固井技术难题。

塔河油田西达里亚水平井固井技术

塔河油田三叠系阿克库勒组为凝析油气藏,并含有底水。水平段套管居中低、泥浆含原油、水泥浆顶替效率低等问题影响了固井质量。通过技术研究和攻关,采用旋流刚性扶正器、表面活性冲洗液和高粘加重隔离液等一系列措施提高了水泥浆顶替效率;优选出三凝水泥浆体系,严格控制失水、稳定性、析水、稠化时间等性能,2011年水平井固井质量优良率达到92.59%。

长水平段水平井固井技术探讨

长水平段水平井固井作业技术要求高,作业风险大。保障长水平段水平井固井质量,必须全面考虑实施作业中各种技术困难,从井眼轨迹校验、模拟通井、套管安全下入、入井套管居中保障、固井前的井壁清洗、泥浆优选等方面充分做好准备工作,保障固井质量。

大宁—吉县地区煤层气水平井固井技术研究与应用

大宁—吉县地区煤层气资源丰富,但该地区煤层裂缝和割理发育,煤质软、机械强度低,井壁稳定性差,地层承压能力低,为保证水平井固井套管安全下入,保证煤层段固井质量及施工安全,开展了水平井固井配套技术研究。采用紧密堆积和颗粒级配技术,优选了增强材料DRB-1S及适合的减轻剂,根据该地区煤层气井固井特点,提出了水泥浆性能要求,优选了适合低温固井的降失水剂DRF-300S及与之配套的早强剂,开发了失水量小于50m L、低温下早期发展快的低密度和常规密度水泥浆配方;从提高钻井液润滑性、通井、扶正器选择及安放等方面提出了保证长水平煤层段套管安全下入的措施;通过在"V"形井造穴处注入沉砂,防止了"U"形管效应的出现。水平井固井的成功应用表明,措施选择合理,优选的水泥浆配方可以有效保证对软煤层段的良好胶结。形成的配套技术为该地区及类似地区煤层气水平井固井提供了借鉴作用,可推广应用。

致密气水平井固井技术——以延安气田东部上古生界气藏开发实践为例

鄂尔多斯盆地延安气田东部蕴藏着丰富的致密气资源,采用水平井多级缝网压裂技术进行开发试验,对固井工程提出了一系列新的挑战。以地层和钻井特点为基础,分析了区域内水平井固井难点,针对性地开展了漂浮套管优化、粉煤灰低密水泥浆、增弹水泥浆等一系列关键技术研究,认为:(1)漂浮下套管存在最优化漂浮长度,摩擦系数的确定是关键;(2)采用低成本的粉煤灰可配置出性能优越的1.40g/cm^3水泥浆;(3)增弹水泥浆可以满足该区域致密气水平井分段压裂施工的需求。现场应用证明采用的一系列关键技术效果良好,固井质量提高及压后密封性成效显著。应用结果认为:(1)研发的较低成本的粉煤灰低密水泥浆和增弹水泥浆性能优越,能够满足该区域致密气水平井的固井需求;(2)研制的相关固井工具附件及设计的漂浮优化方法,通过应用表明可以解决相对应的固井技术难点,具有一定的现场适用性;(3)为进一步提高延安气田东部致密气水平井固井质量,应在设计更低密度的低成本水泥浆、加强套管居中的低磨阻扶正器技术和优化浆柱结构及注替参数等方面加强研究。