基于LoRa的固井井口关键参数无线监测模块

在深水、深井和超深井油气勘探领域,固井作业面临着多重挑战,如施工压力高、作业危险高、劳动强度高、设备老化严重等。为了解决这些问题,提出了一种将精确度高的新型固井流量与压力监测仪与LoRa技术相结合的方案。通过无线组网,在现场采集和存储固井流量和压力数据,并利用4G网络进行远程传输。这使得技术员可以根据实时数据分析和调整固井过程。实际应用表明,现场施工的安全性以及流量和压力数据的稳定性有了明显改善。此外,数据可视化、曲线分析和数据存储等功能的引入对施工数据的可追溯性具有重要价值。

GY5-1-4H页岩油水平井提高固井质量关键技术研究与实践

针对页岩油水平井水平段长、井眼条件复杂、套管居中难度大、顶替效率低、水泥体系性能要求高等制约固井质量提高的难题,开展钻井参数与钻具组合协同优化技术研究,优化钻具组合,满足提高固井质量对井眼清洁的要求,通过顶替效率模拟研究设计了理想套管居中度,并以此优选了整体冲压螺旋半刚性扶正器和清水顶替预应力固井技术,基于韧性化改造技术提高水泥石强度,降低杨氏模量,改性水泥石可以满足页岩油井水力压裂要求。使用上述页岩油水平井固井工艺配套技术,确保了GY5-1-4H井固井质量合格,为长水平段水平井固井提供了一套可借鉴的固井关键技术。

适合海上低渗气田水平井固井的柔性水泥浆体系研究

海上低渗气田利用常规手段难以有效开发,一般需采用水平井、分支井固井后射孔加大型压裂技术进行完井,其固井质量直接影响后期增产的效果和气田产量。为保证海上低渗气田水平井段良好的固井质量,设计了柔性水泥浆体系。室内对该水泥浆体系进行了试验评价研究,结果表明:柔性水泥浆体系较普通聚合物低密度水泥浆体系具有失水低、流变性好、体系稳定、强度发展迅速、防窜性能强、韧性高的优点,能够有效满足水平井、分支井固井作业,保证海上低渗气藏后期开发对固井质量的需要。

新型油气井固井水泥浆触变剂的优选实验研究

在前期调研的基础上,将聚丙烯酰胺无机铬冻胶、有机铬冻胶、酚醛树脂冻胶与AM冻胶等几种调剖堵水用的冻胶型堵剂引入水泥浆作为触变剂,考察矿化度与高pH值对其成胶性能的影响,优选出更适合作为水泥浆触变剂的成胶体系,并采用滞后环法对四种成胶体系加入水泥浆后的触变性能进行了评价。实验中发现,与其他3种成胶体系相比,AM成胶体系在高矿化度、高pH值下成胶性能较优,适用于水泥浆,被优选为水泥浆触变剂;4种成胶体系的加入均能使水泥浆体现出一定的触变性能,其中AM成胶体系能够使水泥浆具有较好的触变性能,更适合作为水泥浆触变剂进行研究。

风化店油田二次开发固井技术

风化店油田采出程度高、综合含水高、油层间隔小、层间矛盾突出,给老油田二次开发工程中的固井质量提出了更高的要求。针对固井难点问题,从压稳、承压、防窜、膨胀等方面入手,摸索出了加重隔离液、变排量顶替等调整环空浆柱结构的设计方法,形成了以固体降失水、组合膨胀水泥浆体系为核心的固井配套工艺技术。现场应用表明,该技术有效解决了层间固井封隔质量差的难题,现场实施5口井,固井质量优质率较以往提高了37.2个百分点,满足了油田二次开发对固井质量的要求。

提高大港油田调整井固井质量研究与应用

大港油田由于长期高压注水开发主力油层,地层越来越复杂,断块破碎、非均质特性、断层遮挡和局部注采不平衡,原有的地层压力系统已遭到严重的破坏,给钻井和固井都带来了巨大的困难,使得调整井固井质量难以保证。为了建设单位后续油气层的开采的需要,将二界面固井质量作为考核固井质量的重要指标,使得固井面临的形势越来越严峻。因此,开展了以提高界面胶结质量为目的的配套固井技术研究。通过应用纤维清洁井眼技术、钻井液性能调整技术、冲洗型加重隔离液技术和中浅井冬季固井配浆水保温技术等;同时应用了防漏防窜水泥浆技术,使得一、二界面胶结质量大幅度提升,为油田开发提供了技术支撑。

皮山北区块超深井高密度固井技术

皮山北区块古近系埋藏6 900 m,发育膏岩层和多套高压盐水层,地层压力系数2. 25,井底温度160℃,下开次储层与古近系高压盐水层距离短,前期部署井均因高压盐层难题造成未能准确评价储层,故对高压盐水层有效封隔要求高。通过三级颗粒级配,选用微锰、铁矿粉、还原铁粉组合加重,优化出抗温160℃～180℃,密度2. 55 g/cm^3高密度盐水水泥浆体系。该水泥浆体系具有良好流动性、API失水量小于50 mL,直角稠化、SPN值小于1. 1,水泥石高温强度稳定性好,抗压强度大于20 MPa,沉降稳定性小于0. 02 g/cm^3。同时选用高钢级套管封隔盐水层和膏岩层,采用高密度钻井液大循环实施动态承压,优化隔离液流变性和注替参数,实现隔离液紊流+水泥浆塞流复合顶替,保障了顶替效率,昆仑101井技术应用固井质量达到优秀。

钻井液用包被剂对固井水泥浆体系的影响

针对钻井液与固井水泥浆相互接触时会使混浆流动性能变差的问题,实验研究了包被剂对固井水泥浆稠化时间、流变性能和抗压强度的影响。采用红外光谱、X射线衍射仪以及扫描电镜探究了包被剂对固井水泥浆的污染机理。同时利用电导率评价方法,比较了掺入包被剂前后固井水泥浆电导率的变化。研究结果表明,包被剂的掺入会降低水泥浆的流动度,当加量为0.6%时,水泥浆的流动度与纯水泥相比降低了52%;电导率实验分析表明,掺入包被剂后的水泥浆水化进行到12 h时,才进入加速期;包被剂的掺入降低了固井水泥浆水化的反应速率,延缓了其水化进程,从而导致固井水泥浆的抗压强度发展缓慢,在90℃养护条件下,掺量为0.2%时,其3 d强度与纯水泥相比降低了12.8%。包被剂中—OH、—CONH_(2)、—COO-等具有吸附性能的官能团会吸附于水泥颗粒上,且包被剂中的亲水基团与固井水泥浆中的Si—O形成氢键,在水泥颗粒表面形成一层溶剂膜,阻碍了水与水泥颗粒的接触。

苏南项目SNX井88.9,mm生产套管固井水泥浆技术

SNX井本层生产套管固井封固段长,且含有低压易漏层,存在漏失风险。由于本井为气井,目的层内的流体为致密砂岩气,故存在气窜的风险。为解决上述固井难题,选用了高强度低密度水泥浆与胶乳水泥浆双凝体系。高强度低密度水泥浆可以减少静液柱压力,降低了漏失的风险,且具有较高的强度;胶乳水泥浆可以有效防止气窜,改善了水泥石的性能,为后期开采提供了强有力的保障。双凝体系优化了固井工艺方案,保证压稳和防漏,现场施工顺利,取得了良好的固井效果。

埕海油田固井质量影响因素分析及对策

埕海油田地处滩涂及海上敏感地区,开发层系多,油藏埋藏深,原油性质复杂,主要以大斜度井、水平井开发为主,固井施工难度大,固井质量难以保证。通过对埕海地区影响固井质量的因素进行分析,形成针对性的措施,有效的解决了制约固井质量提高的技术难点,进一步保证埕海地区固井质量。

大掺量胶乳水泥固井技术在港深15-18井的应用

港深15-18井是大港油田马东区块的重点开发井,完钻井深为4 405 m。该井φ139.7 mm生产套管固井存在目的层高温、高压油气活跃、易发生油气水窜、封固段长、易漏失等难点,对固井水泥浆的防气窜及综合性能要求较高,固井质量难以保证。针对油气水窜的固井难点,在大港油田首次应用大掺量耐高温胶乳水泥固井技术,胶乳掺量达到了水泥量的8%。大掺量胶乳水泥浆体系的实验和应用结果表明:该体系流变性好、失水量小、防气窜性能优越、顶部强度发展快,综合性能良好;其结合加重隔离液体系和配套固井工艺技术措施,解决了港深15-18井φ139.7 mm生产套管油气水窜等固井质量问题。

新型固井触变水泥浆体系

目前油气井固井缺乏成熟的触变水泥浆体系,已有体系常存在触变性不够强、对温度敏感以及综合性能欠佳等问题,限制了其应用。针对以上问题,通过合成两性聚合物与无机纳米材料相结合的方式开发了一种触变剂N-1,合成的聚合物分子量较大(6.0×106左右)且分布较宽,在常温下高分子量组分会溶解很慢,随着温度升高溶解会逐渐加快,为材料较高温度发挥触变作用提供了保障。选用的无机纳米材料为纤维状物质,在水中可以通过吸附和缠结形成网络结构从而体现出触变性。对其微观结构进行了表征,并以其为主剂制备出了一套新型触变水泥浆体系。室内评价实验表明,该水泥浆触变性强,并具有一定的堵漏作用,不加压时几乎不发生漏失,在50℃、2.1 MPa下加量从1.0%升到1.5%时,漏失量从380 m L降为0,其触变性随温度升高不但没变弱反而有所增强,且其失水量低(40 m L)、强度高(62℃下的24 h强度为31.6 MPa)。该体系克服了常见触变水泥浆体系存在的不足,综合性能良好,可满足施工要求。

一种新型固井水泥车的结构改进设计

对一种新型固井水泥车的结构进行了改进设计。阐述了新型固井水泥车的整车结构设计要点,从柱塞泵总成、密度计、混浆装置、计量罐结构等4个方面对新型固井水泥车的主要结构设计要点进行了分析研究。新型固井水泥车柱塞泵总成由减速箱、动力端及液力端等部件组成;仪表箱侧面设置有DS300/T150型密度计显示密度和流量参数;混浆装置由混浆槽、高能混合器、偏心式下灰阀、3×4离心泵(喷射泵)、3×4离心泵(供水泵)、5×6离心泵(循环灌注泵)、搅拌系统及管汇组成;计量罐的容积配置为4m3,分为两室(每室2m3),两室可以单独计量,也可以两室互通后计量。该新型固井水泥车现场应用情况良好,能满足固井作业要求。

固井用冲洗液BH-Q812L的研制与应用

为了解决井壁和套管上残留的钻井液导致固井水泥环界面的胶结质量差的问题,采用非离子表面活性剂、阴离子表面活性剂和无机盐助剂复配,通过考察复配冲洗液的冲洗效率和适用温度等指标,确定了基本配方为6.4%壬基酚聚氧乙烯醚(15)(TX-15)+6.4%椰子油脂肪酸二乙醇酰胺(6501)+6.4%十二烷基苯磺酸钠(SDBS)+0.64%三聚磷酸钠(STPP)+0.16%防腐剂卡松+80%去离子水的冲洗液BH-Q812。考察了冲洗液BH-Q812L的抗温性能、冲洗效率以及相容性能等。研究结果表明,该冲洗液抗温达150℃。BH-Q812L加量5%时的冲洗液在冲洗4 min后对聚合物钻井液和盐水钻井液的冲洗效率高达95%;BH-Q812L加量10%的冲洗液在冲洗5 min后对硅基防塌钻井液的冲洗效率高达95%以上。该冲洗液与钻井液、水泥浆均具有良好的相容性。该冲洗液已被现场应用于3种不同类型的钻井液体系的井中,取得了良好的固井质量。

BH-HDS隔离液在小井眼固井的应用研究

长庆油田苏南道达尔区块小井眼气层固井为152.4 mm井眼下88.9 mm套管,属于小环空非常规固井,套管内容积小,顶替排量受限且施工压力高,固井顶替效率难以保证,影响固井质量。为平衡压力,提高顶替效率,更好的隔离钻井液与水泥浆,采用BH-HDS加重隔离液体系。BH-HDS加重隔离液体系具有抗温性能高、密度可调、与水泥浆、钻井液的相容性能良好,且加重剂可酸化,不会对目的层造成污染。该隔离液体系在苏南道达尔区块应用10井次,固井质量目的层优质率达到95%以上。

大港油田段六拨区块调整井固井技术研究与应用

大港南部油区段六拨区块地质构造复杂,属于典型的高压低渗区块,其完钻斜深在3500~4200m之间,含油层位为沙三段,孔一段的枣0、枣Ⅱ、枣Ⅲ油组,油藏埋深2880~4100m,地质储量1038.51×104t,含油面积6.5km2。另外段六拨区块钻至孔一段时容易发生气侵、溢流、井涌并伴随井漏卡钻发生,泥浆安全密度窗口窄,因此固井施工风险大,质量难以保证。为实现勘探开发和地层评价的目的,针对以上难点开展了技术攻关,提出了采用高pH值泥浆裹砂,加重隔离冲洗液工艺。用纤维防窜高密度水泥浆体系,通过平衡压力固井技术和工艺措施,使得该区块固井质量明显提高,为今后该区块的固井积累了有益的经验。

大港油田大斜度大位移井固井技术难点及对策

针对大港油田大斜度大位移井固井存在的地层压力系统复杂、储层密集且油水间距小、界面冲洗效率低和后期储层改造易破坏水泥环完整性等技术难题,通过强化井眼准备与提高顶替效率技术、高效冲洗隔离液技术、高强度韧性水泥浆技术和配套固井技术措施等技术集成,形成了适用于大港油田大斜度大位移井固井的成套技术,保证了固井施工安全,改善了界面胶结质量,为大港油田大斜度大位移井固井质量的提高提供了技术支撑。

固井模块在人工岛中的应用

随着国内模块钻机的应用,与之配套的固井模块也得到了开发。本文以冀东油田1号人工岛固井模块为例,首先介绍了人工岛的布局和钻井设计思路,然后详细阐述了固井模块的主要部件及其工作原理,并总结了该模块设计的优缺点,最后在人工岛固井中的前景进行了展望。

紧密堆积在HFY油田盐膏层固井水泥浆中的应用

针对伊拉克哈法亚油田盐膏层高密度固井水泥浆稳定性差,早期强度发展慢的问题,基于紧密堆积理论,应用可压缩堆积模型(CPM),计算了不同配比下水泥、钛铁矿和BCW-500S的堆积密实度,优选出了堆积密实度最高的配比,并通过水泥浆稳定性、强度、流变等试验进行了验证,最终确定了水泥、钛铁矿和BCW-500S的最佳配比,形成了2.30g/cm3高性能高密度水泥浆体系。该水泥浆体系在HFY现场进行了应用,取得了良好的效果。

固井冲洗液冲洗效率评价装置的研制与应用

针对目前固井冲洗效率评价方法在实验重复性、测试准确性等方面存在的不足,研制了一种新的冲洗效率评价的装置。该装置通过模拟井壁的粗糙度、井下温度参量的变化,定量评价冲洗液对井壁泥饼的冲洗效率。通过对4种冲洗液的评价,结果表明,该套装置能够较好的反映井下的工况,且结果的误差可控制在5%以内,具有较高的重复性,可以作为冲洗效率对比评价的一种方法。