复杂盐膏层定向井固井工艺探讨

伊拉克某油田盐膏层定向井的9-5/8″套管固井面临诸多技术难题:定向井段复合盐膏层段长且蠕变压力高,漏失压力当量密度和钻井液密度仅相差0.1 g/cm3左右,极易发生井漏;该井段下部压力系数高达2.25的高压盐水固井期间外窜导致固井质量差、溢流频发及技术套管环空带压;高密度水泥浆配置难度高,可泵性差;固井前循环排量受限,清洗效果差;盐膏层在定向段暴露面积增大,加大了清洗难度;高密度饱和盐水钻井液和高压盐水氯根含量高,与水泥浆接触后,水泥浆存在超缓凝现象。现场通过选用合适的水泥浆体系及加重材料,并采用了双压稳固井技术和其他一系列技术措施,保障了固井作业的安全顺利完工,且固井质量良好。本井的固井作业经验可以为M油田复合盐膏层地层定向井固井及其他类似井的作业提供参考。

云安21井深井尾管固井技术

云安 2 1井是红家湾潜伏构造上的一口开发井 ,该井的设计井深为 5 70 9m ,但在实钻的过程中 ,由于钻遇断层 ,引起井深增加 ,裸眼段增长至 180 0m ,属于低压漏失层、超长封固段小间隙井尾管固井范畴。介绍固井技术难点 ,固井技术措施、水泥浆体系的优选。

超低密度水泥浆固井技术的应用——以百泉1井为例

在对压力系数低、易漏地层,特别是裂缝型地层的固井作业中,采用常规密度的水泥浆进行固井极易引起井漏,造成固井失败或质量不合格。为此,根据准噶尔盆地西部隆起克百断裂带百口泉鼻隆构造上的百泉1井钻井复杂情况和地层情况,采用了2种超低密度水泥浆柱结构,以确保固井时上部防漏下部压稳,该井固井过程中无漏失,测井结果表明,低密度水泥浆固井质量合格。结论认为:①在压力系数低和有易漏地层存在的情况下,从固井设计到施工都应采用以"高效顶替、整体压力平衡"为核心的平衡压力固井工艺技术,控制环空形成的动液柱压力约大于地层压力和小于地层破裂压力;②正确选用和合理搭配固井施工压力、水泥浆密度和施工排量这3个参数,分析前期技术难点并制订合理的应对措施是保证固井成功的关键;③由于采用了超低密度水泥浆,降低了环空液柱压力与地层压力之间的正压差,减小了水泥浆的失水量,有利于保护油气层。

西峰油田固井技术研究与应用

对西峰油田固井技术现状及存在的问题进行了分析,针对西峰油田地质特点及先注后采引起的压力异常、油气水窜复杂情况,从理论上分析了发生气窜的机理、影响固井质量的主要因素,并在施工工艺、技术措施和水泥浆体系等方面进行了深入研究。研制了GSJ1多功能低失水水泥浆体系及相应的固井工艺技术,在西峰油田进行了现场试验及推广。该固井技术较好地解决了长封固段固井的漏失难题,并有效地控制了地层油气水窜,提高了该地区的固井质量。

长封固段大温差固井水泥浆技术研究进展

深井超深井常会遇到长封固段大温差固井水泥浆施工困难,固井质量难以保证等问题。本文在总结国内外研究现状的基础上,分析了长封固段大温差固井水泥浆技术研究不足主要在于:(1)缓凝剂的跨温区使用易造成水泥浆超缓凝,目前研究没有从本质上解决该问题,且缓凝剂加量大抗盐性有待提高;(2)聚合物类外加剂在高温下的粘度急剧降低易造成水泥浆稳定性变差;(3)低密度水泥浆环空封隔性能较差;(4)高密度水泥浆在高温高压条件下稳定性较差等。针对上述难点,提出了长封固段大温差固井水泥浆技术对策,包括:(1)合理设计缓凝剂分子结构,研发加量少、抗盐性强的低温敏感缓凝剂;(2)探索AMPS类共聚物引起"鼓包"现象的本质;(3)选择并修正适用于固井水泥浆的紧密堆积模型,以提高高密度、低密度水泥浆应用性能;(4)积极开展高温悬浮稳定剂的合成与生产。

泽74-1X井尾管固井技术

泽 74 - 1X井是利用原上部井眼进行侧钻的 1口重点评价井 ,井身剖面为“直增稳降直”五段制定向井。完钻井深 386 0m ,进入潜山 5m ,最大井斜 4 1.4 6° ,最大井眼曲率 11.0 3(°) / 30m ,水平位移 5 74 .2 1m。在 2 15 .9mm井眼内下 177.8mm尾管先期完井 ,尾管实际下深 385 9.8m ,尾管全长 185 2 .4 9m ,属于超长封固段小间隙井下尾管固井范畴。介绍了下套管固井存在的技术难点 ,针对该技术难点 ,优选了水泥浆体系 ,采取了合理的下套管固井措施。

固井自修复水泥浆技术难点分析与对策

固井水泥环的力学性能决定其层间封隔能力,进而影响油气开采。自修复水泥浆是解决水泥环在井下易脆性破坏问题的一项新技术,自修复水泥浆可在水泥环出现微裂缝、微环隙时自愈合微裂缝,修复水泥环密封完整性,对保证气井和储气库井井筒完整性有重要意义。但现有自修复水泥浆技术水平还有待提高,为促进其发展,在总结国内外研究现状基础上,分析自修复水泥浆技术的难点主要有:自修复水泥浆的应用时间较短,自修复材料在井下工况的耐久性还有待观察;缺乏业界公认的自修复能力评价方法;随着油气勘探向深层-超深层的拓展,自修复材料需适应高温、高压、高含硫工况要求;固井自修复作用机理及自修复模型的研究还需深入。提出以下技术对策:建立一套科学合理的水泥浆自修复性能评价方法;借鉴混凝土及其他材料领域的自修复技术,结合井下工况,研发适应高温、高压、高含硫要求的自修复材料;立项开展固井自修复作用机理及自修复模型研究。

盐膏层固井技术在塔河油田的应用——以TK1127井为例

盐膏层的塑性蠕动容易导致缩径、井壁坍塌,盐膏层的溶解会污染水泥浆,从而导致套管下入困难、水泥环质量下降和套管挤毁等固井问题。在分析盐膏层特点和固井难点的基础上,以塔河油田TK1127井为例,阐述了盐膏层固井工艺技术。现场应用表明,利用该技术能够对盐膏层井段进行有效封固。

小井眼窄间隙尾管固井工艺

小井眼具有可降低钻井成本,减小勘探风险,有利于环保倍受石油界广泛重视。小井眼窄间隙尾管固井,给尾管固井施工带来了风险。通过细化固井技术措施、优化水泥浆性能、加强各施工方间的配合、保证固井施工的连续性,才使得S1144井小井眼窄间隙尾管固井取得圆满成功。

浅谈环空窜流的问题

在固井及油气开采过程中,环空窜流是一种常见的质量问题,对油气生产和油井寿命构成非常严重的威胁。要想实现高质量的层间封隔,保证油井正常生产和油井寿命,就必须尽量避免产生环空窜流。本文详细的介绍了固井后环空窜流的类型、机理及其危害性,并阐述了近几年来国内外防窜工艺技术以及防窜水泥浆体系。

塔河油田小井眼小尾管固井技术

塔河油田奥陶系小尾管固井存在高温、易漏、套管居中困难等一系列难题。本文结合TK1080井及AD24井的施工,详细介绍了该类型复杂井的固井工艺及其应用效果,为进一步开发提高和确保塔河深井小尾管固井质量的技术措施提供参考。

旋喷桩加固地基施工技术措施

结合具体的工程实践,着重介绍了旋喷桩加固地基的施工主要技术措施,阐述了旋喷桩施工质量检验和标准,为同类工程提供了借鉴。

桥口油田深探井固井技术研究

桥口油田是目前中原油田深层气开发的重点区块之一 ,该地区由于油气层埋藏深 ,分布广 ,井底温度高 ,在固井过程中易发生油气窜槽 ,在高温条件下水泥石强度也会急聚衰退。针对桥口油田固井的特点 ,着重分析研究了高温高压条件下的防气窜水泥体系 ,提出了一些有针对性的技术措施 ,通过 1 999年以来 1 0口井的固井实际应用 ,达到了固井一次合格率1 0 0 % ,优质率 70 %的良好效果 ,固井技术在该地区日臻完善。

改善水泥浆与CO_2污染钻井液的相容性技术措施

水泥浆与钻井液之间的接触污染对固井顶替效率和施工安全影响巨大,其原因之一是来自于地层的CO2对钻井液的污染导致水泥浆与钻井液相容性恶化。为此,选择了四川盆地川东地区3口井的水泥浆与CO2污染的钻井液进行相容性实验,结果表明,水泥浆与CO2污染的钻井液混合后,浆体的流动性变差,稠化时间快速下降,仅靠简单的对钻井液降黏度切力、调整pH值技术措施已不能满足固井施工作业的要求。按改善水泥浆与CO2污染钻井液相容性的技术路线,研究总结出了固井前处理受CO2污染钻井液的4个技术对策,包括部分或全部置换井筒受污染钻井液、对污染的钻井液进行过饱和Ca2+处理、加入钻井液抗污染处理剂和合理设计前置液用量,满足了钻井液与水泥浆的相容性实验及生产要求,可有效地指导固井注水泥的安全施工。在目前国内外缺乏统一规范的相容性实验方法情况下,川东地区固井前所采用的处理CO2污染钻井液的技术做法对于进一步完善天然气井固井准备的技术措施具有参考价值。

AT21X井177.8mm尾管固井技术研究

塔河油田阿探区块的AT21X井采用177.8 mm尾管固井,由于含盐、井深、井底温度高,氯根离子含量高,井身结构特殊等原因,固井作业困难。在井段采用两凝体系固井液,在水泥浆中加入2.0%微硅和0.2%TAS153,很好地解决了盐膏层固井遇到的高温、高盐、易窜槽和易失水的问题,改善了水泥浆的性能,提高了固井质量。经检测固井合格率100%,其中优良率达到90%,固井质量综合为优秀。

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。

迪那1-1井127mm尾管悬挂固井实践

迪那1-1井在第5次开钻Ф149.2mm井眼段钻进过程中,发生井漏,实际完钻井深5732m。针对地层压力窗口窄、套管下入难度大、对高密度水泥浆性能要求高、工程风险大等固井技术难点,固井作业采取两凝、防窜、防漏、抗盐加重水泥浆体,优化尾管悬挂施工工艺等措施,圆满地完成了固井作业施工,SBT电测裸眼段固井质量优良,为下一步试油创造了有利条件。

托甫台区块超深气井φ177.8mm尾管固井技术

新疆塔河油田托甫台区块井多为6000~6500 m超深井,单井日产气量可达7000 m3,尾管封固段长达1600 m以上,固井作业面临井漏、固井质量差等一系列问题,为此,通过前期典型井固井质量分析,应用具备恒密度的低密度抗高温防气窜水泥浆体系,开展了水泥浆密度、温度波动实验,实施了大段膨润土钻井液作为保护浆等固井技术,4口井应用表明固井质量优,基本解决了该区块超深气井固井技术难题。

固井水泥浆体系的优化措施研究

文章探讨了固井水泥浆体系的优化措施。首先介绍固井工艺技术,并从常规固井水泥浆体系和高抗盐固井水泥浆体系的优化方面,针对不同的钻井施工过程以及油田不同勘探开发时期所提出的固井需求对其进行优化,以供参考。

罗家13H井Φ177.8×Φ139.7复合尾管水平井固井工艺技术

罗家13H井是罗家寨潜伏构造高点的一口水平开发井,该井水平位移长达1368m,裸[1303.09m,垂深3838m,水平段630m。该井如何顺利下套管到预计井深,如何提高水泥浆顶替效率及固井质量是该井固井成功的关健。文中介绍了该井的复合固井技术难点,固井技术措施、水泥浆体系的优选、现场应用及认识体会。