Challenges and Methods to Improve Well Cementing Quality for 177.8 mm Liner in Gaoshiti-Moxi Area

Gaoshiti-Moxi structure belt of An-Yue Sinian gas reservoir, which was China’s largest monomer Marine carbonate gas reservoir up to now, located in vying-dragon female temple structure group that belong to the ancient uplift slope of the middle of Sichuan. With the exploration and development of high temperature and high pressure carbonate reservoir, a large number of challenges and problems, such as long isolation section, active oil-gas show, large temperature difference, prone to super retarding cement slurry and gas channeling at flare position, have been encountered in the cementing of 177.8 mm hang-liner. In order to solve these problems, numerous measures and methods have been put into use for reducing the safety risk of cementing and improving cementing quality. The large temperature difference channeling cement slurry system, effective anti-pollution spacer and high-pressure packer type liner hanger were developed and applied for field tests in the early stage of development. In addition, equilibrium pressure cementing technology, optimizing of centralizer placement and plasma column structure, improvement of pump displacement and hold pressure while waiting on cement were used to ensure nice displacement efficiency and cementing quality. As Moxi X well for example, the cementing quality factor of merit was 40.29% and the qualification rate was up to 78.87% after adopting the cementing measures and methods above. The cementing quality was much higher than previous level and provided technical support for Gaoshiti-Moxi area.

顶驱型机械旋转水泥头的研制

为配合旋转尾管固井,水泥头不仅要具备旋转功能,而且要承受拉伸及扭转载荷,使其结构发生了根本变化。威德福、贝克休斯、斯伦贝谢、哈里伯顿等国外公司均研制了成熟的顶驱型旋转水泥头产品,国内中海油服与宝石机械联合进行了顶驱型机械旋转水泥头的国产化研制。文中介绍了国产顶驱型机械旋转水泥头的结构、工作原理和关键技术。现场应用情况表明,该产品主要技术指标及性能均满足设计要求,技术先进,工作性能稳定,满足了现场使用需求。该顶驱型机械旋转水泥头的研制为当前深水固井作业提供了装备保障。

长庆油田侧钻井∅95.25 mm套管固井完井技术应用

长庆油田油井侧钻井完井方式采用悬挂∅88.9 mm尾管固井完井,固井后油管内径仅76 mm,限制了后期修井作业及压裂增产作业的能力和规模,且现有完井管柱无法进行全通径压裂施工,不能满足致密油气储层压裂技术需求。通过应用∅95.25 mm套管扩大管柱内径(∅82.25 mm)以及分段压裂用尾管悬挂器与回接装置,尾管固井后利用水力泵送桥塞+分段压裂施工工艺,改造效果和施工效率得到了极大提升。侧钻井∅95.25 mm套管固井完井技术在长庆油田完成了5口井现场应用,固井质量合格率100%,较∅88.9 mm油管固井完井平均初期日产油量提高了46.5%,施工时间缩短了80%,对区域内侧钻井钻完井具有较好的借鉴作用。

抗高温低密度水泥浆体系研究与应用

为解决低密度水泥浆高温强度低、减轻材料承压能力不高、低密度水泥浆配浆困难等难题,研制了低密度增强材料DRA-2S、优选了耐压105 MPa的高性能空心玻璃微珠、聚羧酸分散剂DRS-2S及其他配套抗高温水泥外加剂,开发了抗高温低密度固井水泥浆体系。研究结果表明,该水泥浆能够满足循环温度150℃、井底静止温度180℃、耐压105 MPa的固井要求,顶部127℃静胶凝13.3 h起强度,24 h抗压强度12.4 MPa。开发的抗高温低密度水泥浆在西南油气田高温探井ZJ2井Ф127 mm尾管固井成功应用,固井质量合格率96.7%,为西南油气田高温易漏失复杂深井勘探开发提供了固井技术支撑。

平湖油田高温大位移井尾管固井技术实践

平湖油气田已经进入开发阶段的中后期,深部高温高压及边际油气资源开发是后续能源交替的重要手段,进行深部地层大位移及水平井的开发是保产稳产的必由之路。前期平湖区块大位移井尾管固井因井漏试压不合格及高温高压井下尾管固井失败而造成了损失。为了确保井眼安全,降低作业成本,有必要对高温高压井及大位移井固井工艺进行优化研究,以满足后续能源开发、产量接替的要求。本文从PH-X高温大位移井固井难题入手,系统阐述区块内高温高压大位移水平井固井的难点及对策,旨在探寻一种满足平湖区块高温高压大位移井固井技术,同时也为同类型的大位移井固井提供借鉴与参考。

水灰比对薄喷衬层材料抗拉性能影响的宏微观试验研究

薄喷衬层材料TSL865作为一种新型高分子喷涂支护材料,可快速有效地抑制地下工程围岩变形、破坏。抗拉性能是TSL865材料的优势特征,但其受水灰比的影响规律与作用机制目前尚不清晰。为此,本研究开展两方面的工作:(1)通过开展宏观拉伸试验,分析水灰比对TSL865试样应力-应变曲线特征、抗拉强度和抗拉韧性等力学性质的影响规律;(2)通过开展微观孔隙结构试验,分析水灰比对TSL865试样微观孔径分布、比表面积等几何性质的影响规律;计算不同水灰比下TSL865试样的孔径分形维数,从试样微观孔径结构分布特征角度,解译水灰比对TSL865试样抗拉性能的影响机制,并获取最佳水灰比。研究结果表明:TSL865试样的应力-应变曲线可以分为弹-塑-延-脆四个阶段,且柔性特征显著;TSL865试样抗拉性能较好的原因是其2~10 nm的无害孔占比较大;水灰比与试样的抗拉强度、孔径分形维数呈负相关关系,通过调节水灰比来改变TSL试样的微观孔隙结构,从而影响TSL试样的抗拉性能,其最优的水灰比为1∶2。研究成果有助于全面了解TSL865材料的抗拉性能与宏细观破断机制。

随钻套管清洁工具的研制与试验研究

为解决深井、超深井套管内壁清洁成本高、作业周期长的问题,研制了一种新型随钻套管清洁工具,实现了对Φ244.5 mm套管内壁的连续清洁作业。该工具可随钻井管柱下入,钻井结束后,通过投球打压的方式将刮片打开,实现对上层技术套管内壁的清洁作业,利于尾管固井作业时悬挂器的有效坐挂,节省了固井成本,提高了钻井效率。设计了刮片限位机构,防止误打开机构以及球座回收机构,并利用ANSYS工程模拟的方法,验证了机构的可靠性。室内实验和现场应用结果表明:随钻套管清洁工具关键机构性能可靠,满足随钻作业要求,作业效率提高了40%,节约成本50%。

北黄海太阳盆地复杂深井小间隙尾管固井技术

北黄海太阳盆地小间隙尾管固井时,砾石层漏失严重,煤层掉块造成环空憋堵,导致顶替效率低,固井质量差。为此,从固井工具和水泥浆着手,优化井眼准备措施,应用封隔式内嵌卡瓦尾管悬挂器增大环空过流面积,采用基体抗侵纤维防漏水泥浆降低漏失风险,研究形成了一套适合北黄海太阳盆地复杂深井的防憋堵、防漏失小间隙尾管固井技术。该固井技术在4口井进行了现场应用,均取得了良好的应用效果,固井施工未发生憋堵和漏失,固井质量合格。研究结果表明,该技术可以有效解决北黄海太阳盆地尾管固井质量差的问题,有利于该区域油气资源的进一步勘探开发,具有一定的推广应用价值。

中国石化深层超深层油气井固井技术新进展与发展建议

我国深层超深层油气井固井面临高温、高压、复杂介质和复杂工况等的挑战,水泥环长效密封完整性难以保证,常规固井技术与装置不能满足需求,亟需理论创新和研究井筒完整性固井新技术。近年来,中国石化通过科研攻关,完善了固井水泥环密封完整性理论体系,建立了复杂工况条件下的水泥环密封失效控制方法,研发了“防窜、防腐、防漏、防损伤”高性能水泥浆,研制了适用于深层复杂工况环境的固井尾管悬挂器、分级注水泥器及配套附件,提出了固井优化设计新方法,形成了深层复杂油气藏固井新技术。建议今后进一步完善特色水泥浆技术体系,研发绿色、智能环保材料,攻关固井技术信息化与智能化,持续推进基础理论研究,提高深层超深层复杂油气井固井质量。

海上超深复杂井固井技术在东海的应用

东海随着海洋油气勘探开发规模的不断扩大,依托海洋钻井平台和人工岛钻大位移井数量越来越多,难度也越来越大,最深为7506 m,海上长裸眼段井斜大,煤层和破碎带较多,易坍塌,打钻过程经常遇阻憋压憋扭,下套管困难,有多口井套管或者筛管下不到位情况发生。另外由于煤层和断层较多,打钻期间经常发生漏失,严重时常有失返情况发生,固井压力窗口窄,极易发生漏失,给固井提出了很大挑战。为了保证东海固井质量支持东海地质勘探开发,引入了海上超深复杂井下套管技术,如:平衡液压缸+一次性马达配合软件模拟下套管技术,利用无极限尾管挂与一次性马达配套旋转划眼下套管技术;精细控压固井技术,精准控制ECD防漏,保证了PH12、PH15、KQT-B6S1等8口海上超深复杂井套管顺利到位,固井施工顺利,并保证了固井质量合格,为今后东海同类大位移深井固井提供了依据。

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。

垫底材料对深龋近髓磨牙充填后疼痛及术后敏感的影响

目的比较玻璃离子水门汀与流动树脂垫底对深龋近髓磨牙充填后的疼痛及术后敏感性。方法120颗深龋近髓磨牙,随机分为对照组,玻璃离子水门汀组和流动树脂组,每组40颗患牙。对照组采用dycal护髓,玻璃离子水门汀组采用dycal护髓和玻璃离子水门汀垫底,流动树脂组采用dycal护髓和流动树脂垫底,酸蚀粘接后,3组上层均加压充填3M ESPE Filtek^(TM)P60复合树脂。分别于修复后1天,1周,1个月,3个月采用疼痛程度标尺(Visual Analog scales,VAS)记录自觉疼痛程度,采用Ryge评价标准记录对压缩空气刺激的敏感性。结果术后1天、1周、1个月和3个月,对照组与两个实验组之间自觉疼痛程度上差异有统计学意义(P<0.05),各观察期两实验组之间自觉疼痛程度差异无统计学意义(P>0.05)。术后1天和1周,3组之间的术后敏感发生率差异无统计学意义(P>0.05),术后1个月和3个月,玻璃离子水门汀组和流动树脂组与对照组之间差异有统计学意义(P<0.05),而玻璃离子组与流动树脂组之间差异没有统计学意义(P>0.05)。结论在深龋近髓磨牙充填中,双垫底治疗可以降低术后疼痛以及敏感的发生,玻璃离子水门汀和流动树脂之间没有本质区别。

回接筒顶部修复工具的研制与应用

随着油气勘探开发向深层、超深层进军,尾管回接固井技术应用愈发广泛。回接筒是保证回接井筒完整性的核心装置,然而尾管固井后,回接筒顶部残留水泥、过度钻塞致回接筒喇叭口受损等现象时有发生,极易导致回接密封失效,从而严重影响固井质量。针对上述难题,研制了回接筒顶部修复工具,设计了磨铣回接筒的管柱组合,形成了配套修复工艺,开展了大规模地面性能测试与现场试验。研究结果表明:顶部修复工具对于清除回接筒残留水泥、修复回接筒喇叭口破损具有良好的效果,现场应用3井次,试验成功率100%,显著提高了尾管回接作业的可靠性,具有良好的应用推广前景。

国内特殊尾管悬挂器研制现状与发展趋势

为适应水平井、分支井、大位移井、小井眼井以及复杂井眼条件下的尾管固井要求 ,近几年不断有新型尾管悬挂器被研制应用。这些新型尾管悬挂器包括 :可有效解决尾管重叠段封固质量差和油气水窜的集尾管悬挂器、封隔器于一体的尾管封隔悬挂器及其回接装置 ;具有液压、机械 2种坐挂功能的双作用尾管悬挂器 ;用于深井钻井中的超大尺寸、重负荷尾管悬挂器 ;适用于老井和套管开窗侧钻井的小尺寸尾管悬挂器 ;防止CO2 、H2 S气体腐蚀的特殊尾管悬挂器以及水平井尾管悬挂完井系统等。这些特殊尾管悬挂器在国内陆上和海上油田的应用中 ,均取得良好效果。介绍了其研制及应用概况 ,并就其发展方向提出了建议。

旋转尾管悬挂器的研制与应用

旋转尾管悬挂固井技术能解决尾管入井过程中的遇阻等复杂情况,并可提高水泥浆顶替效率和尾管固井质量,但该技术的核心旋转尾管悬挂器及其配套工具制造技术被国外公司垄断。为打破技术垄断,研制了具有自主知识产权的旋转尾管悬挂器。介绍了旋转尾管悬挂器的设计要点、结构和工作原理,并通过地面性能试验、液压丢手试验及模拟入井试验考察了旋转尾管悬挂器的各项性能。地面性能试验表明,旋转尾管悬挂器的坐挂压力、整体密封压力及承载能力均满足设计要求;液压丢手试验表明,液压丢手工具的抗拉和抗压能力均能满足设计要求,能实现液压、机械两种丢手功能;模拟入井试验表明,旋转尾管悬挂器能实现坐挂、丢手、旋转功能,各项技术参数与设计相符,达到了设计要求。现场应用表明,所研制的尾管悬挂器不但顺利实现了坐挂、丢手、旋转功能,还通过旋转提高了尾管固井质量。

新型封隔式尾管悬挂器的开发与应用

针对常规尾管固井重叠段固井质量差的问题,研制了新型封隔式尾管悬挂器。该悬挂器具有悬挂、封隔两种功能,能够有效地密封重叠段,防止油、气、水窜的发生。地面试验和现场应用表明,封隔式尾管悬挂器结构合理,密封可靠,操作简便,有效地解决了尾管固井过程中重叠段固井质量差的难题,具有极大的推广应用价值。

尾管固井用牵制短节的研制与应用

深井、超深井和大斜度井起下管柱摩阻大,短尾管固井时因尾管短、重量轻易导致丢手不易判断及丢手困难等问题,为此研制了尾管固井用牵制短节。牵制短节设计有锁定机构和解锁机构,在尾管悬挂器坐挂后,采用液压方式实现牵制短节的锁定功能,将尾管串锁定在上层套管上,给尾管串施加一个向下的牵制力,可以通过指重表明确判断丢手是否成功。利用有限元分析校核了牵制短节的强度,结果表明,其强度满足设计要求。地面试验和现场应用表明,牵制短节的锁定功能和解锁功能均能顺利实现,各项技术指标均达到设计要求,能够解决短尾管固井丢手不易判断及大斜度井固井丢手困难的问题。

川西长裸眼水平井下尾管循环解阻关键技术

为解决川西长裸眼水平井中尾管下入遇阻和不易下到设计位置的问题,从提高尾管固井工具可靠性和尾管固井管串组合通过性等方面入手,优化了尾管固井管串组合,并选用压力平衡式尾管悬挂器、整体式弹性扶正器和弹浮式浮箍等关键工具,制定了降低尾管下入遇阻概率和提高解阻成功率的技术措施,形成了适用于长裸眼水平井的下尾管中途大排量循环解阻技术。压力平衡式尾管悬挂器能消除循环憋堵或异常高压导致尾管悬挂器提前坐挂的风险;整体式弹性扶正器最小复位力约为常规单弓弹性扶正器的2倍,可提高套管居中度;弹浮式浮箍能解决常规弹簧式浮箍大排量长时间循环弹簧疲劳失效和回压阀冲蚀密封失效的问题。长裸眼水平井下尾管中途大排量循环解阻用技术在川西50口中浅层水平井进行了应用,解决了尾管下入遇阻和下不到设计位置的问题,尾管到位率达到了98%。研究结果表明,长裸眼水平井下尾管中途循环解阻技术可以解决川西长裸眼水平井尾管下入存在的问题。

膨胀式尾管悬挂器在高压气井固井中的应用

固井作业中的环空漏失是高压气井及异常高压气井固井作业中所面临的难题,常规边漏失边固井的现场固井技术无法使固井质量得到有效保障,给后期开采作业带来安全隐患,甚至导致部分井的报废。鉴于膨胀管技术的进展及其优势,介绍了膨胀式尾管悬挂器的结构组成、工作原理与技术特点,并结合塔里木油田迪那2-8井的固井实例,分析了膨胀式尾管悬挂器在异常高压气井固井中的应用效果。结果表明,在异常高压气井应用膨胀式尾管悬挂器固井不仅质量良好,而且可以彻底解决卡瓦式尾管悬挂器在固井中的环空泄漏问题,施工工艺简单,安全性更高。该技术的应用为异常高压气井固井提供了新的途径。

塔深1井非常规系列尾管悬挂器的设计与应用

塔深1井井深8 408 m,是亚洲第一垂直深井。该井井下条件复杂,φ273．1 mm、φ206．4 mm、φ139.7 mm三层套管固井都存在封固段长、环空静液柱压力大、施工泵压高、上下温差大、环空间隙小等难题,加之该井采用了非常规系列井身结构,需要应用特殊扣形的非常规系列尾管悬挂器,且要求适应小间隙条件、悬挂负荷大、抗温能力强。为此,研发了新型非常规系列尾管悬挂器,并改进固井工艺、优化固井设计、细化固井操作,保证了该井三层尾管固井施工的顺利完成,且固井质量合格,初步形成了适合塔河油田长封固段小间隙超深井的尾管固井技术,同时把我国特殊固井工具的研制和应用水平提升到了一个新的高度。