秋南1井φ206.4mm超深小间隙长封段尾管固井技术

秋南1井四开井段采用φ215.9 mm钻头钻至井深6 476 m,钻进中存在钻井液密度大、环空间隙小、盐膏层蠕变严重、井底温度高、井下压力大、压力窗口窄和封固段长等难点。在详细分析主要固井难点的基础上,采用了尾管固井的方式,选择了贝克休斯公司的HMC型液压悬挂器及其工具附件,优选了高密度抗盐双凝水泥浆体系,并使用固井设计软件对该井尾管固井进行了详细的设计,制定了主要的技术措施。现场施工顺利,固井质量合格,达到了封固盐膏层、保护套管的预期目的。     

秋南1井Ф206．4mm超深小间隙长封段尾管固井技术

秋南1井四开井段采用Ф215．9mm钻头钻至井深6476m，钻进中存在钻井液密度大、环空间隙小、盐膏层蠕变严重、井底温度高、井下压力大、压力窗口窄和封固段长等难点。在详细分析主要固井难点的基础上，采用了尾管固井的方式，选择了贝克休斯公司的HMC型液压悬挂器及其工具附件，优选了高密度抗盐双凝水泥浆体系，并使用固井设计软件对该井尾管固井进行了详细的设计，制定了主要的技术措施。现场施工顺利，固井质量合格，达到了封固盐膏层、保护套管的预期目的。     

超深井抗盐高密度固井水泥浆技术

塔里木油田克深井区超深井固井存在井下盐膏层发育、窄间隙、高压、高温、大温差等固井技术难题,固井质量无法保证。为解决固井难题,完善了井眼准备通井技术,修正了刚度比计算公式,控制套管下放设计,通过室内实验开展加重材料的优选及合理配比、优选抗盐抗高温添加剂体系、采取针对性技术措施提高水泥石抗高温强度衰退性能,研究出了超高密度抗盐抗高温防气窜水泥浆体系,并对其进行性能评价。结果表明,该水泥浆体系流动度为18～22 cm,水泥浆上下密度差为0.03 g/cm3,其具有流动性能良好、稳定性较好、防窜性能良好、早期强度高、长期强度无衰退等优点,形成了克深井区超深井盐膏层尾管固井技术。该固井技术在现场应用5井次,测声幅固井质量良好。克深井区超深井窄间隙盐膏层尾管固井技术,不但可以解决该区块固井难题,还封固了高压盐水层,保障了该区块的安全、高效开发。      

元坝地区复杂尾管固井难点与对策

川东北气田元坝地区尾管固井具有超深、高温、高压以及封固段超长、压力窗口狭窄、压稳与防漏矛盾突出等特点,固井后易出现气窜、顶部超缓凝,部分井封固段上部还有盐膏层,使用厚壁套管会使固井难度更大。经过多井次的探索和应用,在井眼准备、水泥外加剂以及现场施工工艺3个方面初步形成了深层天然气井固井配套技术,如采用新型的分段气窜预测模型,优选防气窜能力强的水泥浆体系等措施,在元坝1-1侧1井固井应用中取得了良好的效果,满足了气田开发对固井质量高标准的要求。     

河坝1井复杂条件下固井工艺技术

河坝1井在钻进过程中，先后遇到了大段的盐膏层、低压漏失层、高压天然气层等复杂地层．地层压力层系复杂，而且井眼深、封固段长．固井作业难度大。该井综合应用了多种固井工艺技术，根据全井固井施工的突出特点，从长封固段固井、高压气层固井和防止水泥浆污染的技术措施3个方面．总结分析了固井施工的难点以及采取的固井工艺技术措施，包括双级固井、应用防窜高密度水泥浆体系、膨胀管封隔高压气层、平衡压力固井等．并对固井质量进行了评价分析。该井固井施工顺利．固井质量合格，对复杂条件下的深井和高压气井的固井施工具有一定的借鉴意义。     

塔里木盆地克依构造带固研究与实践

塔里木盆地克依构造带的高压油气层、高压水层、盐水层、盐膏层、盐岩层以及复合盐层等给固井施工造成很大的困难。通过地高密度水泥浆、高密度隔离液及固井工艺的研究,选出了适合于含盐地层和不含盐地层的2个温度范围下2种密度的水泥浆配方,高密度隔离液的加重方法,现场施工中的平衡压力固井工艺、配浆工艺、替浆工艺、候凝及井控措施、防卡措施。经现场20多口井应用表明,这2种高密度水泥浆体系及固井工艺技术解决了地层压力高、地层蠕变性强、封固井段温差大、地层岩性多变、同时封固油气水及盐膏层等问题。固井合格率为100％,其中在克拉苏区块的井,完井测试均获高产天然气,气水层封隔效果良好。     

呼探1井?139.7 mm尾管精细动态控压固井技术

呼探1井?139.7 mm尾管固井时封固段长、井底温度高,导致存在漏失与溢流风险大、对水泥浆性能要求高及水泥浆稠化时间不易控制等技术难点。为解决上述技术难点,在该井?139.7 mm尾管固井段进行了精细动态控压固井技术试验。通过优化水泥浆配方、精细设计浆柱和优化设计套管扶正器安放位置,制定确保井筒动态压力介于地层孔隙压力与漏失压力之间等的技术措施,利用精细控压钻井装备,实现了控压下尾管、注水泥和水泥浆候凝,最终实现了全过程精细动态控压固井,该井?139.7 mm尾管固井质量合格。呼探1井?139.7 mm尾管精细控压固井成功,表明精细控压固井能够提高超深井长封固段窄安全密度窗口地层的固井质量,可为准噶尔盆地南缘深层油气勘探提供技术保障。      

TK122H井复合尾管固井技术

由于塔河油田开发需要,要求对三叠系水平井的水平井段进行封固。水平井下套管摩阻大,大斜度井段易形成岩屑床,加之要求D177．8mm套管下至A点附近和井眼轨迹复杂,将尾管下到位的难度大;水平井段蹩压坐桂、碰压困难。大斜度井段井径不规则,套管在水平井段和大斜度井段的居中度低,顶替效率差;水泥浆在水平井段,自由水极易聚集在井壁上侧形成连续的水槽或水带或低边水泥颗粒的沉降窜槽,不能有效封固;钻井液中混油的比例高,影响水泥浆的胶结质量。通过TK122H井的复合尾管封固水平井段的固井施工术难点分析,从井眼准备、管串结构、固井液设计等方面提出该井复合尾管固井技术措施。现场实践取得了较好效果,为复合尾管水平井段封固提供有益的参考。     

长封固段低密度水泥浆固井技术

晋古13井是一口井深为4988.56 m的奥陶系潜山预探井,三开完钻后,要求在2780～4987.5 m井段下入φ 177.8 mm尾管进行固井,重点封固好3886～4366 m的油层井段.由于本井存在盐膏层、煤层及溶孔和裂缝型地层,钻井过程中曾发生垮塌和漏失,且裸眼段地层井径大而不规则,套管重叠段环空间隙小,水泥封固段顶底温差大等客观因素,需一次封固水泥2200多米,存在许多困难和风险.通过研制低密度水泥浆体系,优选G309、G301、GH-9和ZW-1控制水泥浆性能,采用适当的固井技术措施,保证了施工的顺利,固井质量达到了优质,为长封固段、高温井、复杂井的尾管固井施工积累了成功的经验.     

沙88井四开井段钻井完井技术及复杂情况的处理

沙88井在奥陶系下统鹰山组地层钻遇5．70m的大溶洞，钻井液有进无出，堵漏13次均无效，漏失钻井液及堵漏浆2748m^3。后采用欠平衡压力强行钻进技术钻完四开井段，Ф177．8mm尾管固井采用“穿鞋戴帽”固井技术，有效封固了漏失层上下井段及漏失层井段。详细介绍了沙88井四开井段复杂井况下的堵漏、强行钻进、固井等技术措施及施工工艺。     

云安21井深井尾管固井技术

云安21井是红家湾潜伏构造上的一口开发井，该井的设计井深为5709m，但在实钻的过程中，由于钻遇断层，引起井深增加，裸眼段增长至1800m，属于低压漏失层、超长封固段小间隙井尾管固井范畴。介绍固井技术难点，固井技术措施、水泥浆体系的优选、现场应用及认识与体会。     

塔河油田超深井盐水低密度水泥浆尾管固井技术

针对塔河油田超深井(设计井深6200～6600m)、盐层巨厚(厚度为80～400m，且埋藏深，盐膏层井深5200～5600m)、盐层上下漏失层并存等复杂地质条件，对油井水泥外加剂、外掺料的科学筛选，增强水泥石塑性和抗腐蚀流体能力，尾管使用复合套管柱，采用平衡压力固井，研究和应用抗盐抗高温低密度水泥浆固井技术，提高了塔河油田深井盐层固井质量和成功率，成功解决了困绕多年的塔河油田盐层超深井固井难题。     

胜利油田埕北古斜18井尾管固井技术研究与应用

埕北古斜18井是胜利油田埕北区块重点预探井,三开尾管固井质量对下步油气开发至关主要,因此,重点分析了固井的各种难点[1],以及制定了相对应的技术措施,采用压力平衡式尾管悬挂器[2]解决了尾管送入过程中中途开泵循环的难点,优化了浮箍组合和水泥浆性能及时固井施工流程,保障了该井三开尾管施工的顺利完成,固井质量优。     

哈萨克斯坦滨里海盆地巨厚盐膏层固井技术

哈萨克斯坦滨里海盆地Sagiski区块在盐间和盐下都有重大油气发现。但是,该区块巨厚盐膏层分布广泛,盐膏层井段容易产生溶蚀、蠕变,导致井眼不规则,从而在固井过程中固井顶替效率低,水泥浆不能完全充满环空,不能形成整体高强度的水泥环,使套管受到非均匀的外挤载荷(点载荷),致使套管发生变形甚至挤毁。此外,盐层的溶解会对水泥浆性能产生影响,使水泥浆稠化时间延长,影响水泥石强度的发展,严重影响固井成功率和固井质量。通过室内试验,优选出了FSAM-J优质抗盐降失水剂及配套的抗盐外加剂,配制了半饱和盐水水泥浆体系,其性能评价试验结果表明,该水泥浆体系具有流动性好、早期强度发展快、稠化过渡时间短等优点。应用该水泥浆体系,成功封固了Tasw-1井超过1 800 m的巨厚盐膏层,固井质量良好,为揭开盐下油气层提供了保障。     

元坝气田大尺寸非标准尾管固井技术

为解决元坝气田开发井三开技术尾管安全下入和提高封固质量的技术难点,在分析总结元坝气田陆相地层固井技术难点的基础上,根据套管悬重与悬挂器坐挂后的过流面积选择合理的非标准尾管悬挂器,确定了尾管悬挂器的性能参数;根据固井防气窜与提高固井质量的要求,选择了合适的水泥浆与前置液体系;为保证套管安全下入和提高水泥环胶结质量,制定了针对性的通井、承压及循环洗井等井眼准备措施;为提高水泥浆顶替效率,设计了合理的入井管串结构与固井工艺措施,形成了可以提高陆相复杂地层固井质量的综合固井技术。该技术在元坝气田现场应用后,固井质量合格率达100%,优质率达54.5%。研究结果表明,大尺寸非标准尾管固井技术可以解决元坝气田陆相地层的固井技术难点。      

复杂超深井KS1井四开尾管固井技术

为解决高温高压超深井KS1井存在的溢漏同存、岩盐层缩径、盐水层高压、顶替效率低、固井窜槽等固井难题,该井四开固井采用了特殊的固井工艺流程,先采用底部尾管悬挂固井工艺,再进行五开钻进、五开尾管固井、五开中完作业(钻塞、刮壁、电测等工序)后再下铣锥对四开铣喇叭口及回接筒进行修整,最后进行四开回接套管固井工艺。为了确保四开尾管固井作业顺利,根据钻井复杂情况,充分分析了固井作业存在的难点,从通井技术、下套管技术、水泥浆体系、固井排量、固井施工工艺等方面制定了详细的技术措施。固井质量测井解释表明,高压盐水层、漏失层、敏感地层均得到了有效封固,实现了“穿鞋戴帽”的目标,为后续油气开发、井筒完整性等创造了有利条件。该井的固井成功为今后类似复杂岩盐层固井作业提供了经验。     

胶乳水泥固井技术在LG地区X井的应用

LG地区X井是一口开发井,属于大斜度定向深井,最大井斜为64.78°,完钻井深为6 990 m。该井127.0 mm尾管固井具有井底温度高、封固井段长、井斜大、间隙小、油气活跃、易漏失等难点,对固井水泥浆性能要求高,固井质量难以保证。针对上述固井难点,采用耐高温防气窜胶乳并结合新型聚合物缓凝剂,研发了一套适合高温长封固井段固井的胶乳防气窜水泥浆体系。实验和应用结果表明,该水泥浆流动性好、浆体稳定、滤失小、稠化时间易调、过渡时间短、顶部水泥强度发展快,综合性能良好。该套胶乳水泥浆体系结合相应的固井工艺措施,有效地解决了LG地区X井127.0 mm尾管固井过程中易出现的层间互窜、压漏地层、顶替效率差、顶部水泥浆超缓凝等固井难题。     

肯基亚克盐下石炭系高压油气藏防气窜尾管回接固井技术

石炭系碳酸盐岩储层是肯基亚克盐下油田的主力开发层,由于该储层地层压力高,安全密度窗口窄,存在溢漏同层,钻井液和水泥浆之间的密度差小,封固段长,循环压耗高,水泥浆失重严重,环形间隙小,井眼不规则,套管居中度差,造成固井后水泥胶结质量差,易发生环空气窜。为提高水泥胶结质量,该油田采用了防气窜尾管回接固井技术,并采取了一系列配套技术措施。10口井的现场应用表明,防气窜尾管回接固井技术提高了固井质量,解决了环空气窜问题。介绍了该油田防气窜尾管回接固井技术方案、技术措施,并以两口井为例介绍了该油田直井和大斜度井防气窜尾管回接固井的施工程序。     

歧深1井高温深层小间隙尾管固井技术

歧深1井尾管裸眼封固段油气活跃、温度高、环空间隙小，在固井过程中易出现层间互窜、顶部水泥石超缓凝等复杂情况。针对以上难题开展了技术攻关，提出综合采用套管居中、井眼清洁及界面清洗、隔离液、防窜水泥浆及动态压力平衡固井技术。该套技术的运用，确保了该井Φ177.8 mm和Φ127 mm尾管固井环空水泥环分布均匀，且现场施工作业安全顺利，有效地解决了歧深1井尾管固井过程中易出现层间互窜、施工泵压过高（易压漏地层）、顶替效率差、水泥环薄且分布不均匀、顶部水泥石易超缓凝等问题。施工结束后候凝24 h测井固井质量合格。     

泽74-1X井尾管固井技术

泽74-1X井是利用原上部井眼进行侧钻的1口重点评价井,井身剖面为"直增稳降直"五段制定向井。完钻井深3860m,进入潜山5m,最大井斜41.46°,最大井眼曲率11.03(°)/30m,水平位移574.21m。在?215.9mm井眼内下?177.8mm尾管先期完井,尾管实际下深3859.8m,尾管全长1852.49m,属于超长封固段小间隙井下尾管固井范畴。介绍了下套管固井存在的技术难点,针对该技术难点,优选了水泥浆体系,采取了合理的下套管固井措施。该井固井的成功为今后同类井的固井提供了有益的经验。