双级固井工艺在彰武断陷的应用

彰武断陷是中石化东北油气分公司的新勘探区块。该区块由于地层压力系统比较复杂、油层跨度大、单层薄等特点,采用常规方式固井存在漏失严重、驱替效率低等一系列的问题。针对此进行研究,提出了低压易漏失井双级固井工艺及相应的技术措施。现场应用效果表明,双级固井技术能有效降低低压易漏失井注水泥浆过程中的环空压力,减少固井过程中发生漏失的可能性,使固井质量得到明显提高。     

超高密度水泥浆固井技术

新疆准噶尔盆地南缘地质情况复杂,钻井过程中事故频繁、钻井速度慢、钻井周期长、井眼质量差,给固井作业造成了系列技术难题。为此,我院从1996年即开始对超高密度水泥浆固井技术进行了深入、系统的研究,包括超高密度水泥浆设计及混配技术、高压井套管的强度设计及安全下入技术、窄安全压力窗口平衡注水泥技术、超高密度水泥浆顶替超高密度泥浆提高顶替效率技术和超高压地层流体压稳候凝技术,并通过单项技术的有机合成,形成了配套的超高密度水泥浆固井技术。该技术在安4井φ177.8mm技套固井首次应用并取得成功以后,又先后在安4井、霍10等多口井的油层套管固井中获得成功,取得了良好的应用效果。     

MTC固井技术在中原油田的现成应用

泥浆转化为泥浆（Mud-To-Cement,简称MTC）技术是利用钻井液的降失水性和悬浮性,通过加入廉价的高炉水淬矿渣（BFS)和激活剂（BAS）,将钻井液转化为完全可以与油井水泥浆相媲美的固井液。固井作业中,因常规水泥与钻井液难以相容,造成固井水泥污染,严重影响固井质量。设计密度为1．50－1．60g/cm^2泥浆固井液体系,该体系以矿渣为水化材料,再加入激活剂,通过室内和现场应用,结果表明,该技术能提高固井质量,降低固井成本。在中原油田MTC固井技术首先在钻井三公司桥57井等10口井的中完固井中获得了成功现场应用,取得良好的经济效益和社会效益,并推广应用。     

充气水泥浆防止失重的实验研究

本文对充气水泥浆防止失重的机理进行了分析,并作了一般水泥浆及充气水泥浆在摸拟井筒中的对比实验。结果表明充气水泥浆的性能符合固井施工和固井质量的要求。     

页岩气井防窜柔性水泥浆体系研究及应用

页岩气井关键技术是“长水平段＋分段压裂技术”,固井质量要求高。根据对水泥浆的性能要求,经过页岩气井防窜柔性水泥浆体系的室内研究,优选了水泥浆配方,现场应用较好满足了生产要求。     

提高水平井固井质量工艺技术

水平井固井涉及到的技术问题较广 ,本文通过研究解决水平井固井时套管居中 ,水泥浆析水、失水及清除岩屑床等关键技术 ,并在江汉油田几口水平井固井施工中全面使用 ,保证了水平井固井质量     

涪陵地区页岩气水平井低承压配套固井技术

受焦石断背斜两侧的大断裂带影响,涪陵南区及边界井目的层裂缝发育,钻井漏失复杂情况逐渐增多,而在油基钻井液条件下堵漏提承压材料相对较少,固井时存在较大的漏失风险,极易导致水泥浆返高不够而形成漏封,严重影响全井封固质量。通过对现场情况的摸索和总结,对前置液、水泥浆体系和固井施工工艺进行防漏堵漏优化研究,在有效提高固井质量的同时增强封堵能力,形成了一套成熟的页岩气水平井低承压配套固井技术,并在涪陵工区漏失复杂井进行了广泛应用。应用效果表明,固井优良率由初期的64.28%提高到了80%,固井质量明显回升,这套固井技术能够满足涪陵地区固井施工易漏失井的固井技术要求。     

延长气田西部地区中深井固井技术研究

针对延长气田西部地区地层特点及中深井固井主要技术难题,研究中深井固件关键技术措施。有以下认识:保证良好的钻井液和水泥浆性能是中深井固井不可或缺的前提条件;采用低密高强水泥浆体系和多凝高密度水泥浆体系,并结合双级固井工艺,能有效解决长封固段固井易压漏地层、易气窜等技术难题;采用"双防"水泥浆体系,能有力解决盐(膏)层遇水易改变水泥浆性能的固井技术难题;采用优质高效悬浮隔离液体系SQG-1,降低注替排量,可提高顶替效率,保证固井质量。     

大跨度易窜井固井技术及现场应用

商河油田商25区块的地质因素和开发因素共同导致普通水泥浆体系及工艺无法满足商25区块调整井固井质量要求,严重制约商河油田勘探开发和经济效益提升。针对商25区块调整井固井面临难题展开深入研究,结合梯度多凝水泥浆技术、前置液防污染技术、提高顶替效率技术和浆量设计等工艺措施共同构成商25区块调整井防窜固井技术,并进行了多次现场试验。结果表明,新型低密度水泥浆体系和防窜固井技术效果明显,解决了商25区块调整井固井防窜的问题,初步形成了一套具有较强理论基础和实践指导意义的调整井防窜固井工艺技术与配套措施,为临盘地区固井作业奠定了较好理论和实践基础,有效提高了临盘地区油田采收率和开发水平。     

低密度水泥浆固井技术在哈拉哈塘区块的应用

在塔北哈拉哈塘区块固井作业中,由于二开裸眼段长,揭开产层后地层压力系数低,存在裂缝型、溶洞型碳酸盐岩地层,采取常规密度水泥浆固井,极易诱发井漏,导致固井失败。通过分析该区块地质特点,根据水泥浆体的颗粒级配理论,优化工艺,采用低密度高强度水泥浆封固了长裸眼段。18口探井二开长裸眼段水泥浆返高全部合格,缩短了钻井周期,提高...     

河南油田高含水调整井固井技术应用研究

分析了河南油田高含水调整井固井影响封固质量的主要因素,提出了保证其封固质量实用综合工艺技术措施。现场72口井的固井实践表明,该套综合工艺技术措施的应用,可明显提高河南油田高含水调整井固井的封固质量。     

油井注水泥紊动扩散研究

本文利用流体力学中的紊动扩散基本方程式,研究了油井注水泥作业中,水泥浆与泥浆在隔离液中的紊动扩散模式,并求出了水泥浆与泥浆在隔离液中的紊动扩散规律。最后利用这一扩散规律,导出了注水泥最小隔离液体积计算公式及紊流接触时间计算公式。这些公式可以作为现场油井注水泥隔离液设计的参考。     

小套管固井工艺优化及应用

小套管固井工艺的实施为张天渠油田套损井治理探索出了一条新的治理手段。为解决实际生产、施工中遇到的问题,在加强理论研究及对已施工井资料分析的基础上,结合张天渠油田套损井特点,通过调整施工工序、小套管下深、二次固井水泥返高位置等手段对小套管固井工艺进行优化,并在现场油水井试验成功,取得了很好的经济效益。     

提高注水泥质量的综合因素

分析现场固井实例说明,提高固井质量是一项系统工程,围绕水泥浆特性,浆体压力平衡,流态,井身质量,套管居中及水泥浆与泥浆流变性能等方面,拟定固井工艺措施,是提高水泥浆顶替效率,防止水泥浆窜槽,保证水泥石密封质量的较好方法,文中还对水泥石的声幅测井及变密度测井进行了对比和分析,初步得出声幅值的变化幅度与两个交界面的质量并不完全吻合。     

浅析油水井管套损坏的原因与对策

油页岩和页岩的水侵是套管发生破损的重要原因,此外,油层出砂、热采、超高压压裂、套管质量问题及套管腐蚀也会导致套管破损。要预防套管破损应采取以下措施:1)提高油水井的水泥返高;2)提高套管设计强度;3)提高固井质量;4)使用套管扶正器;5)提高套管的密封效果;6)优化井眼轨迹;7)减少断层运移对套管的损坏;8)优化注水。     

洼38块出水原因分析及对策

洼38块具有多套油水关系的复式油藏特征,经过多年的吞吐开采,在注入蒸汽冷凝水、边水、底水、层间水、断层水的综合作用下,油藏和油井出水原因越来越复杂,＂水患＂成为制约改善开发效果的主要因素之一。2007年在生产过程中综合采取挤灰封串、化学堵水、控制采液强度、边部排水采油、提高固井质量、避免过断层钻井等配套治水措施,达到了理想效果,年累计增油8 456 t,创经济效益445.63万元,为该类油藏开发提供了借鉴。     

浅层气防治技术在渤海A油田的应用

在勘探开发过程中,浅层气对于钻井作业危害极大,目前如何有效封固浅层气井段,防止次生灾害是国内外石油界的一个技术难题。渤海油田有较多的区块都存在浅层气,渤中区域最为典型。前期采用常规固井工艺封固浅层气难以满足封固要求,由此引起浅层气的泄漏带来经济损失和钻井工程风险。针对浅层气防治问题,从钻井工艺、固井方式和水泥类型优选、辅助措施等方面进行改进,创新引入树脂水泥浆体系,形成一套适合渤海湾浅层气的封固技术,在渤中A油田成功应用,保证钻井作业安全同时取得较大经济效益。     

固井质量检测影响因素分析

固井质量评价的准确与否对油田的开发与生产具有重要意义。影响固井质量评价的因素很多,导致固井质量评价结果存在多解性。对新疆测井公司的四口刻度井的实验数据进行对比分析,总结了串槽角度、水泥密度以及地层岩性等不同情况下接收声波波列的幅度、频率的变化趋势,得到了相关校正方法。     

影响河南油区调整井固井质量的因素及对策

调整井固井质量差对油田细分层开采有严重影响。在河南油区影响调整井固井质量的主要因素有注水井高压,层间压差大以及泥浆的性能等。有针对性地提高固井质量的工艺技术,可以解决调整井固井质量差的难题。现场实际施工表明:控制地层因素动态干扰、使用屏蔽暂堵技术、调整泥浆性能、优化固井设计等可以明显提高调整井固井质量。     

Microstructure Formation and Degradation Mechanism of Cementitious Plugging Agent Slurries

The hydration products and microstructure of class G oil well cement and a newly developed plugging agent (YLD) slurries cured in the simulated temperature and pressure environment, which was of similar temperature and pressure with those at the bottom of oil well in a normal depth, were investigated using XRD, TG and SEM. Severe leakage is confirmed at the interface between hardened slurries and steel tube during the dynamically curing process, which induces the quick loss of cementing property of slurries. This should be the dominating cause of degradation of class G oil well cement slurry. A secondary hydration process can take place at the eroded interface of hardened YLD plugging agent slurry. Newly formed C-S-H gel has a self-healing effect to repair the damaged interface, which unceasingly maintains the cementing property of the YLD plugging agent slurry. Therefore, the effective using period of YLD plugging agent can be prolonged.