长水平段水泥环应力动态变化及失效评价

页岩油气水平井压裂过程中井筒密封完整性失效问题频发,但当前较少研究可对于温度压力耦合条件下长水平段水泥环密封完整性进行评价。针对此,建立了压裂过程中全井筒瞬态温度场计算模型,以及长水平段瞬态温度-压力耦合作用下水泥环径向应力和周向应力计算有限元分析模型,基于Mohr-Coulomb准则对于水平段不同位置处水泥环完整性的失效进行了分析,评价了水泥环弹性模量、套管内压以及压裂排量对于长水平段不同位置处水泥环密封完整失效的影响规律。研究结果表明:压裂过程中温度场模型计算结果与Landwark软件误差率低于10%,确保了模型的正确性;同等条件下水平段从井筒趾端向跟端,水泥环承受的径向应力和切向应力增加,井筒跟段是水泥环密封完整性失效的“风险段”;水泥环弹性模量从趾端到跟段呈降序排列,有利于井筒密封完整性的保持;水力压裂过程中降低井口压力或者在井口压力不变的条件下增大压裂排量,可以有效降低水泥环的径向应力和切向应力。研究结果可为固井工艺的优化以及页岩油气井屏障的建立提供参考。

大温差固井技术在冀东油田的应用

冀东油田部分构造油藏埋藏深、气油比高,油层固井要求按气井考核,且随着压裂工艺的改进,部分构造开始使用体积压裂改造目的层,压裂时井筒压力高,需要水泥一次上返至井口。固井施工经常面临长封固段甚至超长封固段,上下温差可高达70℃以上。大温差固井技术解决了水泥浆体系同时满足在高温的安全泵送和候凝过程中顶部低温强度发展缓慢的问题,缩短了钻井周期,固井质量也得到了有效的保证。在冀东南堡3号构造顺利实施了大温差固井相配套的大温差水泥浆体系、井口压力控制及防漏控制工艺技术,为长封固段固井提供了技术支撑。

长距离上向瓦斯压力测试钻孔逐级注浆封孔技术

为了解决穿层长距离上向瓦斯测压钻孔在封孔过程中,封孔材料在重力作用下,传统的封孔工艺孔口堵头易被挤出钻孔,难以形成测压室,而无法真实准确测定煤层瓦斯压力的难题。结合平煤六矿实际煤层赋存条件,提出采用穿层长距离上向测压钻孔逐级注浆封孔技术,并在戊8-22310工作面进行应用,结果表明:采用传统封孔工艺的1—3号测压孔均封孔失败,且造成钻孔的报废。采用逐级注浆封孔技术,不仅解决了传统注浆封孔工艺无法在长距离上向测压钻孔上应用等难题,而且封孔测压成功率高,测定的最大瓦斯压力分别为4号测压孔0.73 MPa、5号测压孔0.96 MPa、6号测压孔0.89 MPa,比较接近实际瓦斯压力1.03 MPa;由于测压室距采面的距离不同,测压孔反映的卸压效果及各时期维持的时间也不相同。

费尔甘纳盆地长封固段大温差固井技术研究与应用

吉达3井、吉达4井是中石油海外项目在乌兹别克斯坦内的费尔甘纳盆地上所钻的2口探井,这2口探井φ244.5mm技术套管固井面临长封固段、大温差等技术问题,针对这些固井难点,通过室内研究与现场试验,解决了φ244.5mm套管固井施工风险大、固井质量难以保证的问题,并且形成了费尔甘纳盆地长封固段、大温差技术套管固井的配套技术,为该地区的油气勘探提供工程技术保障。

低密高强水泥浆体系室内研究

针对长封固段、低压易漏井固井质量较差的问题,通过对漂珠和微硅的优选,确定一套适合不同井底压力的微硅漂珠复合水泥浆体系。室内研究表明,该体系具有密度低、抗压强度高、失水量小、流变性好,稠化时间可调的特点,能有效提高长封固段、低压易漏井的固井质量。

全可溶变径球座体积压裂工具研制与应用

长庆油田致密油气藏水平井主要采用快钻桥塞和可溶桥塞进行改造,随着水平段长度的增加,施工中出现以下问题:快钻桥塞在长水平段钻磨时钻压难以施加;可溶桥塞橡胶件溶解时间较长易形成残留物堵塞井筒。针对这一问题,开展了全可溶变径球座的研制,设计了带导轨的四瓣式结构,入井时分瓣相互错开,球座处于缩径状态,下到预定位置后,分瓣闭合形成球座,处于扩径状态,实现段间封隔,并调整了可溶材料配方,使球座可产生微塑性形变增加了金属密封可靠性,压后全部溶解实现免钻磨。室内评价结果表明,球座丢手顺利、坐封可靠、承压达到70 MPa、在50℃返排液条件下120 h可全部溶解。现场开展了6口井的试验,封隔可靠、压后免钻、全通径、综合成本低,能够满足致密油气藏长水平段水平井密切割体积压裂要求。

东胜页岩气超长水平段水平井固井关键技术

为实现“稀井高产、效益开发”的目的,实现有效动用地质储量和提高页岩气单井产量,在重庆南川东胜区先导试验超长水平段水平井,探索形成适合于非常规油气开发工程新模式。超长水平段水平井固井面临套管下入难度大、顶替效率差、水泥浆性能差异化等技术挑战。通过开展超长水平段水平井套管下入技术、长效密封水泥浆体系及配套工艺研究,形成以“套管安全高效下入及居中度控制+防漏防窜长效封固水泥浆+固井施工参数精细化设计与控制”为核心的超长水平段水平井固井关键技术系列。该技术系列在该区第一口超长水平段水平井SY9-2HF(水平段长3 583 m)成功完成应用,固井质量合格率100%,优质率95%,为该井后期压裂施工、高效开发奠定了良好工程基础。

召51区块小井眼固井技术研究与应用

2018年西部钻探首次在苏里格气田项目经理部的召51区块进行小井眼的开发试验。总共完成9口小井眼的固井施工,固井质量合格率100%。苏里格召51区块属于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡,该区块属于低压、低渗、致密气田,分析固井存在的难点以及风险,进而从固井工艺以及水泥浆体系等方面着手,形成小井眼的固井技术与措施,提高该区块小井眼气井的固井质量。

LD油气田深井全封固固井技术

LD气田预探井具有一次封固段长、温差大、易漏失等难点。现场应用高强低密度水泥浆体系,控制不同阶段的施工排量等方法,解决了低压油气层长封固段防漏、防窜问题,固井质量满足了开发和油气层保护的要求。

塔河油田超深井盐水低密度水泥浆尾管固井技术

针对塔河油田超深井 (设计井深 6 2 0 0～ 6 6 0 0m)、盐层巨厚 (厚度为 80～ 4 0 0m ,且埋藏深 ,盐膏层井深5 2 0 0～ 5 6 0 0m)、盐层上下漏失层并存等复杂地质条件 ,对油井水泥外加剂、外掺料的科学筛选 ,增强水泥石塑性和抗腐蚀流体能力 ,尾管使用复合套管柱 ,采用平衡压力固井 ,研究和应用抗盐抗高温低密度水泥浆固井技术 ,提高了塔河油田深井盐层固井质量和成功率 。

多凝水泥浆体系在LD气田的应用

采用多凝水泥固井技术,在一定程度上可以代替双级固井,具有极大的优势。根据不同的井下条件采用针对性的水泥浆配方,可以防气窜、防漏失、防套管腐蚀、防施工高压、降低固井成本,并能高效地保护油气层,提高固井质量。

高性能实心低密度水泥浆体系的研发及现场应用

了降低胜利油区近海平台钻井综合成本,保证长封固段技术套管固井质量,通过优选外掺料及外加剂,研发性能优越的复合减轻剂,形成高性能低密度水泥浆体系。实现长封固段井一次上返,从而替代分级注水泥,节约周期,降低成本。研发的实心低密度水泥浆体系密度为1.40g/cm^(3),50℃情况下养护48h强度达到9.6MPa,现场应用表明,高性能实心低密度水泥浆体系封固段固井质量合格率78%,技术套管固井质量合格,能够满足长封固段技术套管对低密度水泥浆的技术要求。

陇东区块长封固段气井水泥浆体系的室内研究与应用

2013年陇东区块天然气井储层改造采用体积压裂工艺,要求固井采用一次上返技术,水泥浆返至地面。这对固井水泥浆体系提出了新的要求和挑战:水泥浆既要耐高温、形成的水泥石能够在一定时间内产生足够的强度,同时要保证水泥浆返至地面不发生漏失。本文主要介绍了GFL-GHN耐高温降失水缓凝体系在室内试验的过程、性能评价,优选出的水泥浆体系在现场应用情况。

火力发电厂高位布置封闭母线垂直段导体温升的研究

火电厂汽轮发电机组高位布置,发电机出口离相封闭母线布置为长垂直段型式;在高位布置下大电流、高垂直布置方式的基础上,对离相封闭母线导体的温升、散热、烟囱效应等进行了数据分析及计算研究,通过计算结果和数据比较,提出了离相封闭母线的导体及外壳选型建议。