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伊拉克鲁迈拉油田优化固井技术 总被引:2,自引:0,他引:2
戴小毛 《探矿工程(岩土钻掘工程)》2016,43(11):45-47
伊拉克鲁迈拉油田地层破裂压力低,技术套管固井易发生漏失,生产层页岩层发育导致井眼不规则,存在"大肚子"和井眼缩径、固井顶替效率低、固井质量难以保证的情况。为此在后期固井施工中,通过分析地层特性,从影响固井质量的几个关键因素出发,优化堵漏技术措施。利用固井设计软件,优化扶正器下放数量,通过室内试验优选抑制性加重钻井液,控制调节不稳定页岩层钻井液性能参数,将钻井液API失水量控制在4mL、密度1.35g/cm3,优化固井工艺措施,形成了一套适合该地区的综合固井技术。现场试验中,固井质量合格井段达到了80%以上,优于同区块其他队伍施工井段。 相似文献
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金跃101井位于塔里木盆地塔北隆起轮南低凸起西斜坡,二开完钻井深7161m,垂深7153.28m,造斜点6942m,ф200.03mm+ф177.8mm技术套管下深7159m。针对该区块地层承压能力低、易漏失、水泥浆一次上返至井口、常规固井方法无法满足固井要求等问题,采用三凝双密度大温差水泥浆体系,同时制定对应技术措施防止下套管及固井过程中发生漏失。先导浆及领浆采用1.35g/cm3低密度大温差水泥浆,封固段0~5449m,尾浆采用1.88g/cm3常规密度水泥浆,封固段5449~7161m。声幅测井结果显示,固井质量合格,现场应用表明,采用低密度大温差水泥浆技术,提高了低压易漏井、长封固井段的固井质量,为该区块超深井一次上返固井提供了借鉴。 相似文献
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浅层气井由于井深较浅,地层疏松、承压能力有限,固井过程中通常采用低密度水泥浆体系,水泥浆固结时间长。同时由于需要控制排量不能过大,水泥浆顶替效率低,井眼净化效果差,水泥石与井壁及套管胶结界面质量差,导致浅层气井固井过程中容易出现气窜,为了有效防止气窜的发生,分析了浅层气井固井技术难点,对固井水泥浆性能要求、稳定性及防窜水泥浆体系进行了探讨,提出了优化固井隔离液、前置液,提升水泥浆顶替效率,优选井下作业工具及井口装置,采用正注结合反注的固井技术措施,提升浅层气井固井质量。 相似文献
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DP4井位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡东北部,是大牛地气田的一口开发水平井。目的是评价盒1段气层的自然产能,评价水平井开发大牛地气田盒1气藏的技术、经济可行性。该井地处有利沉积相带、储层较为发育的D28井区,目的层盒1段为辫状河道沉积,砂岩厚度较大,砂厚约大于20m,砂体分布较稳定。在技术套管固井施工替浆过程中出现压力异常,发生水泥浆漏失。根据井眼环容、替浆量计算和施工压力分析,推断低密度水泥浆在环空上返时,由于顶替泵速过快,造成漏失。针对DP4井技术套管固井漏失原因进行分析,对以后大牛地气田水平井固井具有重要的指导意义。 相似文献
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红河油田低压易漏地层水平段固井技术 总被引:1,自引:0,他引:1
闫吉曾 《探矿工程(岩土钻掘工程)》2018,(5)
为提高红河油田水平井固井质量,满足后期分段压裂需求,对红河油田水平井固井技术进行了研究。针对红河油田水平段固井技术难点,通过室内和现场试验,优选出了GSJ水泥浆体系,基于实测地层压力与地层破裂压力,进行平衡压力固井设计确定了环空浆体结构,为提高顶替效率,优化了扶正器类型与加放位置,专业软件模拟表明套管居中度73%,良好的井眼准备和套管漂浮措施确保了管柱的顺利下入;加长胶塞、树脂滚轮刚性旋流扶正器和关井阀等附件的使用,保证了固井质量。现场应用53口水平井,水泥浆全部返至地面,CBL测井结果表明,固井优良率达81.13%。该固井技术成功应用于红河油田水平井中,保证了固井质量,满足了后期分段压裂的需要。 相似文献
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介绍了大位移井固井中存在的技术难点,以及固井设计和施工过程中所采取的工艺技术措施,包括套管摩阻计算分析,提高顶替效率技术,水泥浆体系的优选和现场固井工艺过程,在江苏油田墩塘大位移定向井实施中取得了较好的效果,为今后同类型井固井提供了借鉴经验。 相似文献
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古XX水平井是历年来水平井中垂深最深、封固井段最长、井眼轨迹变化大、施工难度最大的一口水平井,完井管串的下入和固井质量的保证难度较大。针对这些问题,在井眼准备、套管附件选取、水泥浆方案及双密度顶替等方面精心制定了一套合理的技术措施。有效地保证了施工安全和固井质量,为今后水平井完井施工积累了宝贵的经验。 相似文献
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针对定北8井尾管固井的难点,采取防窜性能好的水泥浆体系、优化流体结构、带封隔器的悬挂器、合理的施工压力控制等综合的防窜漏工艺.由于在施工过程中发生了井漏和其它复杂情况,减小了压稳领浆段长度、增大了地层压力和液柱压力的压差,为气窜创造了通道导致气窜的发生,同时由于井漏的影响,导致水泥浆的顶替效率低从而影响水泥浆的胶结强度和固井质量.为以后深井尾管固井提供借鉴和指导意义. 相似文献
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针对长庆油田Ø139.7 mm生产套管中下Ø88.9 mm小套管二次固井环空间隙小、固井施工压力高,水泥环薄、密封完整性难以满足后期措施需求,固井前井筒界面环境差、二界面水泥胶结不佳等技术难点,通过技术创新及改进,研制出适用于小套管二次固井的低摩阻耐压防漏水泥浆体系、热固性树脂水泥浆体系,结合自主研发的界面增强型冲洗液和固井压塞液体系,形成一套长庆油田小套管固井工作液体系。优选性能可靠的固井配套工具,优化小套管固井管串结构,按照平衡压力固井原理,采用一次上返固井工艺,总结出了一套小套管二次固井工艺技术。现场应用10口井,固井质量优良率95%,增产效果显著,为长庆油田老井增潜挖效及套损井治理提供了有力的技术支撑。 相似文献
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在大位移井固井作业中,由于在增斜、稳斜和降斜井段井眼不规则,方位角变化及狗腿度较大,套管的安全下入风险大;又由于套管的自重在套管和井眼之间形成了偏心环空,水泥浆驱顶效率低,易形成窜槽,从而严重影响水泥环固井质量。通过对比目前几种常见刚性扶正器的性能参数及理论计算模拟,并结合现场实际应用,在大位移井中优选了树脂螺旋减阻扶正器,较好地解决了套管安全下入、套管居中对固井质量影响的问题,对今后大位移井固井有较好的借鉴意义。 相似文献
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塔里木油田库车山前井上部地层14-3/8″技术套管固井具有环空间隙大、地层压力系数低、固井易漏等问题,导致固井质量较差,给后期钻进及建井生产埋下隐患。在分析目前库车山前构造上部地层固井难点及技术现状的基础上,针对性地提出了近平衡地层压力固井设计方法,以地层漏失压力为基准,采用优化后的三凝三密度浆柱设计,控制施工过程中的ECD,遵循了近平衡压力固井的压稳和防漏的原则。现场应用4口井后的实践表明:特殊浆柱结构设计下的环空当量密度控制固井,浆体顶替效率较高,且水泥浆间混窜对浆体性能影响不大,为以后该区域类似的固井施工提供了新思路和成功的实践。 相似文献
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在地热井漏失地层进行“戴帽”固井注水泥难度大,往往因挤入的水泥浆偏离设计位置而导致固井失败。本文提出了漏失层“戴帽”固井的技术思路,即利用井内液柱压力与地层裂隙压力保持平衡以有效控制固井水泥浆柱移动位置,通过控制挤注排量以防止水泥浆被稀释。在具体实施中,可以采用开放固井和封闭固井两种方式。前者在注替浆过程中,井筒与外界大气、上下井筒之间始终相通。当上下套管级差较大时,水泥浆柱在平衡过程中下移距离较长,位置不易控制,且易稀释,但是所需工具简单,适合应用于上下套管级差较小的条件,尤其是在同级套管内。对于后者而言,需采用特殊密封工具封闭下部套管,在注替浆过程中,上下井筒始终是不通的。可以避免水泥浆柱下移距离长、位置不易控制、易稀释等缺点,适合各种套管级配条件下固井注水泥作业,在套管级差较大时更显其精确封固优势。 相似文献
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低压易漏裸眼井段技术套管固井技术 总被引:7,自引:2,他引:5
龙岗构造是四川盆地北部深层天然气勘探开发的重要区域,针对该区域Φ244.5 mm技术套管固井井段长裸眼、含油气层多套、油气显示频繁强烈、钻井过程中涌漏同存问题,将井眼准备、套管选择、优选水泥浆体系与配方、地面施工工艺等提高固井质量的主要技术措施集成优化,并采用空井固井、预应力固井等特色技术,保证了龙岗构造技术套管的固井质量,应用效果良好. 相似文献