中原油田文96储气库固井技术

文96储气库是中石化在中原油田投资建设的第一座储气库,类型为枯竭砂岩气藏储气库,气层压力系数已降至0.20～0.35,注采井全部为新井,多为定向井。针对地质特点及储气库特殊要求,研制出了非渗透高强低密度及非渗透无氯弹性水泥浆体系,采用尾管悬挂+套管回接固井工艺,盖层双水泥环密封,提高井筒的完整性,用于储气库固井,合格率为100%,优良率为92.9%。

中原油田水平井固井技术

中原油田断块小,部分水平井水平段存在多层系,而且井网复杂,注采不平衡,固井存在套管下入困难,水泥浆体系适应性不强,顶替效率低等难题。针对上述难题,研制了铸铝式刚性螺旋扶正器,优选了固井冲洗液和隔离液,研发了超低密度高强水泥浆体系和非渗透水泥浆体系并应用提高顶替效率和压稳等技术措施,有效的提高了中原油田水平井固井质量,满足了水平井的勘探开发的目的,为同类井固井提供一定的参考。

浅谈“寒冬时期”油田工程公司“三基”工作

随着石油行业寒冬期的到来,油田工程公司应当细化基层“三基”工作,做好3至5年过“寒冬”准备。从加强职工思想教育、技能培训、科学管理、降本增效等方面着手做好“三基”工作。保证队伍的凝聚力、创造性和稳定性,苦练内功。

中原油田固井技术现状及应用

中原油田经过三十多年的开发，地面、地下条件日趋复杂，老区调整井越来越多，特殊工艺井如大斜度井、定向井在钻井中的比例逐步增大，深井、超深井及地质状况比较复杂的井也逐步增多，对固井质量要求越来越高，固井工作难度越来越大。为保证和提高固井质量，中原油田从工艺技术引进，水泥浆体系优选和固井技术研究等方面做了大量、细致的工作，固井质量逐步提高。

淡水水泥浆体系在中原油田东濮凹陷盐岩层固井中的应用

中原油田根据目部目前使用盐水水泥浆进行固井情况分析,发现在实际固井过程中盐水水泥浆体系因含盐量过高存在浆体偏稠不易混拌均匀、泵送困难、稠化时间不好调,早期强度发展慢等问题,最终固井质量不理想;淡水水泥浆体系相对盐水水泥浆体系成本较低,因此通过优选淡水水泥浆体系和施工方案,使其遇盐岩层的性能变化能够满足施工要求,并确保固井质量,将会大大降低固井成本。

焦石坝工区页岩气整体固井技术

焦石坝工区海相页岩气井现已成为中石化勘探开发的重点,该工区上部地层溶洞裂缝发育,并伴随有浅层气,下部为微裂缝渗透性漏失且气层活跃,井漏和压稳矛盾突出,油基钻井液条件下长水平段固井质量不易保证以及大型压裂对水泥石破坏严重易造成井口带压。通过优化导管下入深度,研发高强低密度水泥浆体系和韧性水泥浆体系,使用可控胶凝堵漏技术,应用防漏、压稳、提高顶替效率等固井工艺,形成了焦石坝工区整体固井技术,提高了固井质量,满足了焦石坝工区开发的需要,为同类井固井提供了一定的借鉴作用。

水平井固井一界面泥膜分布规律及其特性

套管外表面泥膜厚度及其分布规律是影响固井一界面胶结质量的一个重要因素,而对于不同井斜角下套管外表面的泥膜厚度分布规律及其对界面胶结强度的影响,则迄今尚未见到相关文献报道。为此,通过自主设计的实验装置测定了井斜角分别为0°、30°、60°、86°条件下模拟套管(钢管)外表面不同部位的泥膜厚度,进而分析总结了泥膜厚度在管外的分布规律及其对界面胶结强度的影响情况。研究结果表明:①当井斜角从0°增大到86°时,泥膜厚度从均匀分布递变为薄厚相间分布,泥膜偏薄区域和泥膜偏厚区域面积占比均变大,尤其是在井斜角为86°时,上表面泥膜厚度很大,并且钢管左、右表面有大片裸露区;②裸套管组的一界面胶结强度远大于带泥膜组界面胶结强度,并且随着井斜角的增大,带泥膜组界面胶结强度趋于增大;③随着井斜角的增大,界面胶结强度依次增大与钢管裸露区在其外表面实泥膜中的面积占比密切相关。结论认为,模拟套管外表面裸露区域面积的大小是影响其界面胶结强度的关键因素。

油基钻井液水平井固井技术在川渝地区的应用

根据川渝地区油基钻井液水平井井眼情况和固井难点,优选了适合该地区的冲洗型前置液体系,摸索出环空返速与冲洗效果之间的关系,对水平井各种安装扶正器加法的居中度进行了评价。该技术在现场应用中取得了较为优良的固井质量。

超低密度水泥浆体系在鹤煤3井固井中的应用

鹤煤3井在360-1030m井段共发生8次漏失。其计漏失钻井液100m^3。通过优选水泥浆体系,采用舍有特种纤维防漏增韧和助防漏材料的低密度和超低密度两种水泥浆体系相搭配进行固井，有效地防止了井漏，固井质量良好。超低密度水泥浆体系在该井的成功应用，为该区块大面积开发煤层气提供了强有力的技术保障。

松辽盆地八屋、十屋地区浅探井固井技术

针对松辽盆地八屋、十屋地区浅探井井眼不规则、封固段长、固井质量难以保证等问题,通过优化通井钻具结构、合理设计扶正器和分级箍的安放、选用高效冲洗液和加重隔离液、优选固井水泥浆体系等固井技术措施,有效解决了该区块浅探井固井漏失及气窜问题。

陆相页岩气水平井固井技术——以延长石油延安国家级陆相页岩气示范区为例

鄂尔多斯盆地伊陕斜坡的上三叠统延长组及下二叠统山西组具有良好的页岩气成藏条件,陕西延长石油(集团)有限责任公司采用水平井分段压裂技术对该区页岩气进行开发。针对水平井固井过程中存在的油基钻井液清洗困难、长水平段套管难以居中、固井过程中易发生漏失、水平井及分段压裂对水泥环要求高、长封固段固井附件易失效等技术难题,开展了相关技术研究,获得了解决上述问题的技术措施:1在该示范区通过采用清油型前置液多级冲洗工艺,有效地冲洗界面残留油膜,提高油基钻井液冲洗效率;2新研制的水平井专用扶正器能有效降低管柱下入摩擦阻力,保证套管的居中度;3通过提高地层承压能力、优化浆柱结构实现平衡压力固井;4优选韧性材料提高水泥环的耐冲击能力,较好地满足了页岩气水平井分段压裂工艺对水泥石性能的要求;5研制的高性能固井附件,保证了长封固段水平井施工安全。所获成果已在该示范区的4口页岩气水平井中进行了应用,固井一次成功率达100%,固井质量优良率达100%,取得了良好的固井效果。

页岩气水平井固井碰压关井阀的研制及应用

针对目前页岩气水平井固井中套管浮箍浮鞋可靠性低、关井不严、磨塞困难等问题,研制了固井碰压关井阀。其工作原理是,利用固井胶塞作为驱动部件,固井碰压时的压力作为驱动力,移动滑套永久关闭井底液流通道。室内试验及现场应用结果表明:碰压阀关闭压力为14 MPa,并可根据销钉直径来调节关闭压力;正向和反向均可承压25 MPa以上。该工具操作简便,易于安装,可靠性高,可与浮箍浮鞋配合使用,能够有效提高水平井固井作业后的井下关井成功率,降低水平井磨塞风险,防止因水泥浆倒流造成的水平段窜槽和微环隙的产生,对提高页岩气水平井固井质量具有积极的意义。

MTA固井方法提高煤层气井压裂成功率的研究

针对煤层气直井水力压裂时常发生窜流导致压裂改造失败这一工程难题,引入泥饼仿地成凝饼(MTA)固井方法。通过室内模拟试验,研究了MTA固井方法应用于煤层气井的实用性和有效性,分析了该方法对提高煤层气井压裂成功率的意义。试验结果表明,MTA固井方法与煤层气井钻井液的配伍性好,能够满足煤层气井安全钻井对钻井液的要求;与原有固井方法相比,MTA固井方法可使煤层气井隔层界面抗剪切强度提高400%以上。原有固井方法的隔层界面窜流系数均大于1,窜流风险高,压裂成功率低;而MTA固井方法的隔层界面窜流系数均小于1,窜流风险低,压裂成功率高。该研究为提高煤层气井压裂成功率提供了一条新途径。

延长油田延页平1井固井技术

为了确保延长油田延页平1井固井施工顺利及固井质量,通过静态地层承压试验、优化通并钻具结构、选用四级清油型冲洗隔离液技术,并采用特制的冲洗效果评价装置进行评价,优选固井水泥浆体系等固井技术措施,有效解决了该井固井漏失、套管安全下入及居中困难、井壁油膜清除困难和水平段固井质量难以保证等难题,最终使该井固井顺利,固井质量达到优质。该井页岩气固井技术方案的成功实施,为今后在该油田页岩气井固井提供了很好的借鉴作用。

非常规高密度水泥浆体系在中原油田地热井中的研究与应用

随着地热作为一种新型的洁净能源被广泛应用于供暖、洗浴、医疗保健、发电和种植等领域。地热井开采越来越突显重要,经勘探表明中原油田地热资源较为丰富,2015年中石化新星公司在中原油田部署了5口地热井,由于中原油田地处东濮凹陷断裂带上,裂缝性漏失较为严重,针对漏失严重、上部水层较多;能否有效封固水层防止固井施工过程中发生漏失而造成水泥浆低返、悬挂器漏封等问题,通过选用非常规高密度水泥浆体系,有效防止了井漏,固井质量达到优良。

贵州煤层气固井技术

贵州煤层气勘探开发主要集中在六盘水区块、大方区块、金沙区块,目前已部署完井10口井,井深一般在700-1100m左右,由于贵州地质特点属于典型的喀斯特地质,在钻井过程中常常发生裂缝性漏失及溶洞性漏失,给钻井和固井带来巨大困难。针对漏失问题,通过采取前期堵漏、实施地层抗破试验、优选水泥浆体系、优选注替排量等方案成功解决了这一难题,固井质量全井优良。为贵州大面积开发煤层气提供了强有力的技术保障。

松科2井超高温固井工艺技术

针对松辽盆地松科2井钻探过程中发现高温干热岩体,井底温度高达241℃,存在油井水泥外加剂配伍困难、水泥石强度易衰退、环空间隙较小、施工工艺复杂、固井质量难以保障等难题,通过水泥浆性能试验及固井工艺技术研究,研选了抗高温水泥浆降失水剂、缓凝剂,同时分析了水泥石抗高温衰退机理及防治措施,优选了适应超高温条件下的添加剂、外掺料,形成了超高温水泥浆体系。研究结果表明:(1)该水泥浆体系达到了超高温条件下固井的各项性能要求,在241℃、102MPa条件下性能稳定,稠化时间易调、流变性好、滤失量低、防窜能力强;(2)水泥石最高试验温度达到260℃、能够防高温衰退,抗压强度高、渗透率低、韧性强、弹性模量比普通水泥石大幅降低。施工工艺技术应用结果表明:耐高温冲洗隔离液、抗高温固井工具附件、扶正器的应用提高了施工浆体的顶替效率、保障了施工安全,确保了水泥环胶结质量;超高温固井工艺技术成功应用于松科2井直径127mm尾管固井作业,固井质量合格率达100%,优质率高达83%,为类似超高温深井条件下的固井作业积累了经验、提供了技术指导。

基于油基钻井液下固井前置液的研究及应用

随着勘探开发的需要,油基钻井液钻井逐步增多,但钻井后井壁存在含油泥饼、套管壁上黏附有油基钻井液,影响固井质量.开发了适合油基钻井液的清油冲洗剂QY-1和清油隔离液GLY-1.QY-1可有效清洗油膜,冲洗率达95％以上.清油隔离液GLY-1密度在1.00～2.20 g/cm3之间可调,悬浮稳定性好,具有良好的抑制能力,与油基钻井液、水泥浆配伍性良好.形成了高密度前置液的多级配制工艺,保证了现场前置液性能与室内实验一致.同时建立了四级冲洗顶替工艺技术,提高了顶替效率,进一步提高固井胶结质量.现场应用5口井,固井质量优良.

精细动态控压固井技术在顺南区块的应用

塔中顺南区块存在油气活跃、后效严重、压力窗口窄、井深、井底温度高、地层承压能力低等固井技术难点。为了解决顺南区块固井作业存在的问题,开展了精细动态控压固井技术现场实践,顺利完成了该区固井作业。该技术通过有效控制井口、井底压力,防止井漏、溢流的发生,在保证施工安全的同时提高了固井质量。目前已在顺南6井、顺南7井成功应用,效果显著。该技术对压力敏感性地层固井有推广应用前景。

松科2井超高温水泥浆固井技术

针对中国大陆科学钻探松科2井超高温固井难点,采用四元共聚型抗高温降失水剂和三元共聚复合膦酸盐类缓凝剂,提高了水泥浆的耐温稳定性,避免了"热稀释"现象带来的风险,通过调整这2种耐高温外加剂的加量,满足了超高温下控制水泥浆失水量和调整稠化时间的要求。同时,根据颗粒级配及紧密堆积原理,对硅砂的粒径和加量进行优化,使硅钙比接近于1,防止超高温下水泥石后期强度的衰退,另外,优选了由颗粒和纤维共同组成的弹韧性材料,提高水泥石的弹韧性。通过合理配比设计出了抗260℃超高温的水泥浆体系,浆体稳定性好,水泥浆上、下密度差不大于0.03g/cm3,稠化时间为200~420 min,失水量小于100 m L,48 h抗压强度大于20 MPa,后期强度不衰退,7 d抗压强度大于38 MPa。优化尾管悬挂固井工艺,严格控制水泥浆密度,确保不压漏地层,采用耐高温高效冲洗隔离液,提高顶替效率,保证施工安全和固井质量。该体系在井底静止温度为260℃,循环温度为210℃的松科2井四开尾管固井中应用,现场施工顺利,保证了固井质量。