塔北 YK5井超深井尾管固井水泥浆技术

YK5井位于塔里木盆地塔北隆起轮南低凸起东翼,是一口井深为 7044.5 m 的超深探井。三开尾管
固井封固 4500~7044.5 m,井底高温高压、封固段长、多套压力层系、封固段复合井眼及水泥浆受钻井液污染严重
等复杂情况,对三开小间隙尾管固井施工提出挑战。通过试验优选形成 BCE型抗高温高耐压大温差水泥浆体系和
BCS型高抗污染隔离液;应用壁面剪应力理论优化入井流体流变参数提高顶替效率,解决了技术难题,固井质量良
好。形成了一套针对该地区复杂条件下的超深井小间隙尾管固井技术,有助于提高塔北地区超深井的固井质量。     

如何提高深井超深井尾管固井质量

深井、超深井尾管固井是固井施工中难度最高,风险最大的工程,固井质量难以保证。文中分析影响深井、超深井固井质量的主要因素,剖析其固井施工难点,全面阐述保证深井、超深井尾管固井质量的方法和技术措施,对保证固井质量和减少施工风险具有很好的作用。     

塔河油田超深井库1井固井评析

随着塔河油田勘探开发力度的增加,下奥陶、山前高陡构造勘探井不断增多,这些井都是6000m以上的超深井,目前在钻的就有10余口。为提高超深探井的固井质量,扩大勘探成果,对已完钻的最具代表性的库1井的固井作业进行了总结与评析,通过介绍每层套管固井作业前的井况难点、施工过程,分析了固井施工的成功与不足之处,指明了塔河油田超深井各种固井工艺的特点和难点,分析结果表明,目前的施工工艺与施工水平可满足塔河油田超深井固井的需要,并提出改进的内容、方法与措施,对今后的超深井固井作业起借鉴作用。     

深井固井工艺技术研究与应用

分析了深井超深井固井存在的技术难点、影响固井质量的主要因素以及必须解决的关键技术环节,提出了提高深井固井质量的技术措施。结合设计井深7000 m的中国石化重点深探井——胜科1井,讨论了超深井固井的技术难点、固井方案和现场施工时应注意的问题。目前,胜科1井已完成φ339．7 mm技术套管和φ244．5 mm×φ250．8 mm复合尾管的固井施工,工具附件和水泥外加剂全部采用国内产品。第一只国产φ339．7 mm大尺寸分级箍的成功和四套水泥浆体系的应用保证了固井质量,为继续安全钻进提供了保障。     

超深井注水泥塞技术

近几年,超深井逐年增多,由于井下落物、井斜超标、封隔高压层等原因,超深井注水泥塞也在增加。文章分析了超深井注水泥塞存在井下高温对水泥浆性能要求高;井下高压气层使水泥塞质量不好保证;井眼小、注灰量少,易混浆;井深替浆量大,准确计量困难等技术难点。针对以上问题进行研究,并根据川东北和塔里木注超深井水泥塞的现场实践经验,从做好水泥塞设计、水泥浆化验与损害试验、现场施工控制等方面介绍了注超深井水泥塞的技术对策,以川东北超深井YB3井(井深7450m)和塔里木超深井YQ6井(井深7510m)为例介绍了注超深水泥塞施工的技术措施与实施效果,并提出了注超深井水泥塞的建议,为今后超深井注水泥塞施工提供重要的借鉴作用。     

西部深井超深井钻井技术

西部特殊的地质条件给深井超深井钻井带来了诸多困难,文章将西部地区的主要钻井难点概括为六个方面,并介绍了中原钻井近年来针对这些钻井难点而进行攻关研究所逐步形成的西部深井超深井提速技术、高陡构造防斜打快技术、盐膏层钻井技术、控压钻井技术、深井钻井液技术、深井固井工艺技术等钻井配套技术,为西部深井超深井钻井技术的发展做出了贡献。     

中国石油西部钻探工程公司超深井固井技术世界领先

<正>2019年7月26日,中国石油集团西部钻探工程有限公司(以下简称西部钻探固井公司)完成亚洲陆上最深井轮探1井8 882 m套管固井施工,创造直径177.8 mm套管下深、固井作业亚洲纪录,标志着该公司超深井固井技术达到世界领先水平。塔里木盆地地面环境恶劣,地下条件复杂。轮探1井处于该盆地塔北隆起轮南低凸起寒武系盐下台缘丘滩带,对中国石油塔里木油田公司建设3 000万吨大油气田、寻找战略接替层系具有重要的意义。     

川西深井固井工艺现状及存在问题分析

川西深井井下条件复杂,深部地层CO2含量较高,储层压力高、气显示活跃且气层多,固井防气窜难度大,固井难点较多。而包括尾管悬挂、双级固井技术、长封固段双胶塞固井技术及低密度水泥浆固井的几种特殊固井工艺技术对工具工艺要求较高。文中分析了这几种固井工艺的优缺点及应用情况,并在此基础上,分析和总结了深井固井中存在的问题,提出了一些解决深井固井的方法,对今后提高川西地区深井固井质量具有现实意义。     

乌兹别克斯坦深井超深井钻完井技术

为探索费尔甘纳盆地中央隆起带的含油气特征,针对该地区油气储层埋藏深（6 000～6 800 m）、井底温度高、压力高、酸性气体含量高、含盐量高等地质条件给钻井、固井和井控安全带来的系列问题,结合该地区以往钻井中无一钻达目的层工程报废遇到的困难,开展了钻井提速综合配套技术、复杂地层钻井液技术、深井超深井固井技术、“四高一超”井井身结构优化、井控技术等专题研究及现场应用,攻破了高温（140 ℃）、高压（144 MPa）、高密度钻井液（2.42 g/cm3）条件下的钻进、测井、下套管及固井等技术难题,成功地钻成了吉达3井、吉达4井2口井,其中吉达4井完钻井深6 596 m。形成了系列的钻完井配套技术,为以后费尔甘纳盆地深井超深井安全顺利钻进提供了工程技术保障。     

川东北地区深井固井技术综述

深井、超深井固井,尤其是气井,难度非常大,有的问题可以说是世界级的难题。川东北是我国陆上油气田开发最复杂的地区之一,不仅井深,而且井下高温、高压、高含硫化氢气体,在同一裸眼井段往往有不同的压力系统,井漏、井涌现象严重,钻井难度大,固井难度更大。中原油田固井工程技术人员通过科技攻关,优选了固井工艺技术,开发了特种水泥浆体系,成功地解决了这一复杂地区的固井技术难题,使固井质量得到了保证。     

深井、超深井短尾管安全丢手关键技术研究

为提高深井、超深井短尾管固井施工的可靠性,针对深井、超深井摩阻大、短尾管固井悬挂尾管短和质量轻等原因造成的丢手不易判断的问题以及摩阻大造成的丢手困难的问题,通过采用尾管牵制技术及尾管悬挂器卡瓦内嵌技术,使尾管具有反向锚定锁紧及解锁功能,为短尾管提供附加载荷,便于现场施工安全丢手;制定了现场施工工艺流程,通过合理设计各级动作启动压力值,最终形成了适合于深井、超深井的短尾管安全丢手关键技术。该项技术已在塔河油田、青海油田及冀东油田等地区累计应用了72井次,成功率100%,应用最深井深为7271 m,最小规格为177.8 mm×Ф101.6 mm,尾管质量最轻仅为4.4 t。应用结果表明,该项技术有助于实现尾管悬挂器坐挂、丢手操作一次性成功,提高了短尾管固井施工的可靠性,为深井、超深井短尾管固井提供了有力的技术支持和施工保障。     

元坝1井超深井钻井技术研究与应用

针对元坝1井超深井钻井技术难点,开展了空气钻井技术、复合钻井技术、深井钻井液技术、深井固井技术研究,并在元坝1井超漾井上进行了应用,实钻井深7170.71m,钻井周期279.17d,提前完成钻探任务,井身质量和固井质量优,取得了多项重要技术突破和区域钻探高指标.元坝1井的顺利完成,对于加快超深井钻井速度、提高质勘探成功率、推动超深井钻井技术的发展,将起到重要的指导和借鉴作用.     

川东北超深井开窗侧钻难点及技术措施

川东北地区地层复杂,导致钻井周期长、费用高、事故率高、事故处理难度大,侧钻施工已成为事故处理的重要技术手段.多方面分析了川东北地区超深井开窗侧钻的技术难点,以元坝1-侧1井为例,提出了应从开窗工具、耐高温钻井液、高效PDC钻头、钻井操作以及修井工具方面着手的技术措施,为深井、超深井侧钻提供了借鉴.     

超深井新港1井钻井技术实践与认识.

新港1井是一口定向超深探井,设计井深6 700 m,由于井深且存在多套压力系统,井身结构设计难度大;该井主要目的层埋藏深、地层岩性坚硬,机械钻速低;东营组、沙河街组存在大套玄武岩,易垮易漏;三开裸眼段长达2 380 m,上下温差大,固井质量难以保障;井底温度高,对钻井液性能要求高;造斜、稳斜段岩性复杂,井眼轨迹控制难度大。针对这些钻井难点,从井身结构优化设计、抗高温钻井液体系优选、超深井井眼轨迹控制、超深井固井、提高钻井速度、安全优质施工等方面做了大量工作,高质量完成了钻探任务,为大港油田超深井钻探技术积累了成功经验。     

克拉苏构造带博孜1区块复杂超深井钻井完井关键技术

克拉苏构造带博孜1区块复杂超深井钻井完井存在上部巨厚砾岩层钻速低、钻井周期长、固井质量差、钻井安全风险高等技术难点.为解决这些技术难点,结合区域地质特征,通过理论分析优化了井身结构,优选了系列钻井提速技术、提出了组合式盐底卡层技术,制定了一系列防漏堵漏技术措施和固井技术措施,形成了克拉苏构造博孜1区块超深井钻井完井关键...     

深井超深井钻井技术现状和发展趋势

介绍了国内外深井超深井钻井的发展历程及主要技术难点，从钻井地质环境因素描述与评价技术、防斜打快技术、提高钻井速度技术、钻井液技术、固井技术、钻井信息技术及钻井装备7个方面详细分析了国内外深井超深井钻井技术现状，并简单探讨了我国深井超深井钻井技术存在的主要问题及与国外先进水平的差距，指出深井超深井钻井技术会朝着集成化、智能化、信息化和自动化方向、有利于提高钻井效率的方向及有利于提高油气采收率的方向发展，并对我国深井超深井钻井技术的发展提出了建议。     

深井超深井固井技术研究现状探讨

为了提升石油、天然气等资源的开采效率与规模,深井超深井的开采成为国际油气田开采的必然趋势。同其它开采技术相比,深井超深井固井技术不仅技术应用难度大,而且需要实际油气田的具体情况,有针对性的选择合适的深井超深井固井技术进行开采作业,对开采单位的技术实力有严格要求。因此,本文将对深井超深井固井技术研究的现状与未来发展趋势进行探讨。     

顺北一区超深井窄间隙小尾管固井技术研究

顺北一区超深井窄间隙小尾管固井面临水泥环薄弱、注替泵压高、顶替效率低、井下温度高和高压盐水层发育等一系列技术难题,固井质量难以保证。为解决该问题,在总结前期固井施工经验的基础上,完善了井眼准备技术,优化了抗高温防气窜弹韧性水泥浆体系,开展了水泥石密封完整性研究,进行了固井流变学设计及压稳防气窜工艺优化,形成了顺北一区超深井窄间隙小尾管固井技术。该固井技术在现场应用3井次,固井质量良好,后期施工未发生水侵,保证了窄间隙段的长效密封性。顺北一区超深井窄间隙小尾管固井技术,不但解决了该区块的固井难题,还保障了该区块的安全、高效开发。      

川渝地区深井超深井固井水泥浆防污染试验

为解决深井、超深井固井水泥浆与钻井液的相容性问题,在分析钻井液对水泥浆稠化时间的影响以及深井常用钻井液处理剂与深井常用高温水泥浆进行混合流体的流变性能、高温、高压稠化时间试验的基础上,提出将深井常用的聚磺、钾聚磺两种中高温钻井液体系与深井常用的高温水泥浆体系进行体系间混合流体相容性试验的方法。由此筛选出对水泥浆有促凝作用的钻井液处理剂,来指导钻井液处理剂的选择;并对现有水泥浆相容性试验标准和防污染工艺技术措施进行了评价,总结出适合深井井下实际情况的水泥浆相容性试验方法和固井前钻井液性能调整技术、偏心环空隔离液技术、提高套管居中度技术、水泥浆防污染等措施。现场实践结果表明,固井水泥浆防污染技术能确保深井、超深井固井作业的安全。最后建议根据不同地区特点建立一套较为全面的水泥浆防污染体系,以此来提高固井质量。     

马深1 井超深井钻井液技术

马深1 井是中石化部署在川东北地区的一口重点预探直井,完钻井深8 418 m。本井四开、五开井段6 225.4~8 418.0 m,井底温度高达175 ℃,存在高温污染、泥页岩井壁失稳、酸根污染以及携砂问题,常规钻井液性能已无法满足正常施工要求。鉴于以上技术难点,通过材料优选、配方优化,成功研制了KCl 聚胺磺化钻井液体系和抗高温聚磺钻井液体系。经过体系验证: KCl 聚胺磺化钻井液具有良好的抑制能力;抗高温聚磺钻井液体系抗温达200 ℃。同时,在应用过程中形成了成熟的超深井钻井液处理技术。现场应用表明,四开平均井径扩大率3.1%,五开平均井径扩大率5.1%,有效地解决了该区块超深井钻井液技术难题,具有一定的推广价值。