碰压自锁固井水泥塞控制器的研制

现场浮箍失效在近期常有发生,使水泥浆倒流、封固段缩短、水泥塞增高,严重影响了固井质量,增加了钻井成本。为改变当前浮箍失效的状况,对浮箍失效的原因进行了深入分析,在保证密封体与密封座吻合的前提下,设计上尽可能扩展浆体的过流间隙,适当提高密封体的自由度,增强浮箍对阻卡物的释放能力。所研制出的“碰压自锁水泥塞控制器”解决了固井水泥塞控制技术的一大难题,能克服浮箍失效的后期隐患,可防止“水泥浆替空”和“水泥浆倒流”,达到了提高固井质量的目的。     

水平井套管固井关井工具研制与应用

长庆油田规模应用水平井固井+分段压裂工艺,实现了低渗透油气藏的高效开发。由于水平井套管固井的特殊性,固井施工完成后浮箍浮鞋单流阀功能易失效,不能实现有效断流,导致大量的井留水泥塞影响后期作业。针对以上问题,借鉴关闭滑套原理,研制了套管关井滑套及配套固井胶塞,在固井施工完毕实现碰压后可以实现硬关井,克服了传统单流阀断流易失效等问题。现场开展了200余口水平井固井试验,关井成功率100%,后期探人工井底表明,水泥塞满足压裂要求。     

新型双合叶浮球式自灌浆浮箍设计及应用

双合叶浮球式自灌浆浮箍能够在注水泥时用来控制胶塞的下行位置,以确保管内水泥塞长度,防止水泥浆倒流。通过投球蹩压的方式蹩掉塑料挡管,实现自灌浆和逆向密封的变换,可连续作业,既能增加密封效果,又能节省套管下入的时间。该浮箍可用于直井、水平井、定向井、套管开窗侧钻井等多种钻井的固井作业。减轻了钻井液对套管的浮力,减少了套管下入过程中井眼环空泥浆上返速度,及套管在下放时卡钻的几率,实现了下套管的连续施工,利于井壁稳定;能很好地配合其他固井工具的使用,易安装易钻取,使用安全可靠,值得推广应用。     

快速钻水泥塞及套管附件内部装置

以前钻?244.47mm(95/8in)套管内水泥塞及附件装置,大约需要15~30h。LN205井在固井时,用水泥浆固定承托环及胶塞,并改变了以往的钻井参数,结果仅用4.5h就钻完了50m水泥塞及套管附件内部装置,包括分级箍、承托环、浮箍和浮鞋。     

Φ139.7mm筛管顶部注水泥免钻塞固井完井技术

为解决常规Φ139.7mm筛管顶部注水泥固井时钻塞时间长、易卡钻、易损坏套管和筛管、影响后期作业管柱下入等问题,依据筛管顶部注水泥固井完井技术要求,在现有Φ177.8mm免钻塞固井工具的基础上,通过设计增加球座、上封隔胶筒和可移动密封机构,优化剪钉压力级差,研制了Φ139.7mm免钻塞固井工具,形成了Φ139.7mm免钻塞固井完井配套技术。该技术在3口井进行了现场试验,结果表明,Φ139.7mm免钻塞固井工具可实现下套管钻井液循环、上封隔胶筒辅助固井、碰压后解除打捞时的活塞效应,打捞力减小200kN以上,且作业时间可缩短约30%。研究结果表明,Φ139.7mm免钻塞固井完井技术减少了钻水泥塞等程序,避免了作业风险,可满足各类油藏及中深井、深井、大直径井眼筛管顶部注水泥完井技术需求。     

阿塞拜疆Bz-1R井超高压固井技术

Bz-1R井是阿塞拜疆Karabagil油田的一口重点探井，其地层压力系数异常，钻井过程中钻井液密度最高达2．28kg／L，且钻井液安全密度窗口窄，易发生溢流或钻井液漏失，固井施工时压稳与防漏的矛盾突出，水泥浆密度的确定、水泥浆浆柱结构设计、平衡注水泥困难。该井井下地层流体活跃，容易在水泥浆候凝过程中侵入环空，影响第二界面的胶结质量而引发环空窜流，压稳防窜候凝困难，加上环空间隙小、水泥浆密度高等的影响，导致该地区固井施工难度极大。为此，研制应用了密度2．3～2．6kg／L性能稳定的超高密度水泥浆体系，采用旁通式自动灌浆浮箍解决了大尺寸套管在高压易漏井的下入问题，配合使用剪销式注水泥前隔离塞及水泥塞定位器，并采取了一系列有针对性的固井技术措施，保证了固井施工的顺利进行，使该井成为该油田第一口固井成功的超高压复杂井。     

水平井有限级次套管滑套固井工具研制与应用

为了实现高效分层压裂、提高工具可靠性,需开发水平井有限级次套管滑套压裂工具。与常规固井相比,存在现有胶塞无法满足超大变径条件下水泥封隔、水平段难以有效碰压及单流阀断流等难题。经过室内评价试验及工具结构改进,研制了适合水平井工况的固井胶塞、碰压短节、浮箍浮鞋等装置。结果表明:顺利完成了SP42H套管滑套固井试验,碰压正常,通井发现人工井底符合设计要求,后期压裂施工顺利,可以满足水平井套管滑套固井要求。     

巴基斯坦DAKHNI-11井钻井复杂事故处理技术

巴基斯坦北部地区DAKHNI区块地层复杂,安全密度窗口小,井控安全工作压力大,针对该区块钻井、固井过程中经常发生溢流、井漏、卡钻和地下井喷等复杂情况和事故,提出了下套管期间产生井口高压时的压井处理及井漏后的井控处理对策,并首次应用了自动灌钻井液浮箍。此技术可以避免由于下套管引起的压力激动而诱发的井漏,且省去了灌钻井液时间以降低出现卡套管的风险,认为在下套管过程中应注意控制下套管的速度且分段循环钻井液,防止憋漏地层。     

高性能弹浮式套管浮箍的研制及在页岩气井的应用

在页岩气水平井固井中,现有套管浮箍可靠性低,常因浮箍失效对固井质量造成不良影响。为解决该问题,分析了浮箍失效的具体原因,确定了提高浮箍可靠性的结构改进技术方案,通过仿真模拟分析了该方案的可行性,并在室内模拟试验和分析其综合性能的基础上,研制了高性能弹浮式套管浮箍。室内试验表明,研制的浮箍可耐压60 MPa,耐温180℃,在2.0 m3/min排量下冲蚀72 h无损伤。该套管浮箍在涪陵页岩气田焦石坝区块的200多口页岩气水平井中进行了应用,应用结果表明,弹浮式浮箍耐高压、耐高温、耐冲蚀、可靠性高（一次坐封可靠率达100%）。研究认为,该浮箍可广泛应用于各类套管外大压差井、水平井、高温深井和复杂井的固井作业。      

页岩气水平井固井碰压关井阀的研制及应用

针对目前页岩气水平井固井中套管浮箍浮鞋可靠性低、关井不严、磨塞困难等问题,研制了固井碰压关井阀。其工作原理是,利用固井胶塞作为驱动部件,固井碰压时的压力作为驱动力,移动滑套永久关闭井底液流通道。室内试验及现场应用结果表明：碰压阀关闭压力为14 MPa,并可根据销钉直径来调节关闭压力;正向和反向均可承压25 MPa以上。该工具操作简便,易于安装,可靠性高,可与浮箍浮鞋配合使用,能够有效提高水平井固井作业后的井下关井成功率,降低水平井磨塞风险,防止因水泥浆倒流造成的水平段窜槽和微环隙的产生,对提高页岩气水平井固井质量具有积极的意义。     

高压低渗透气井欠平衡固井技术——以宝龙1井为例

宝龙1井是四川盆地川中龙女寺构造上的一口典型的压力窗口窄、漏喷共存的预探井。宝龙1井下177.8 mm尾管至井深2 250.05 m发生井漏失返,下至井深4 569.70 m井漏未返,反灌钻井液4.6 m₃见返,循环井漏,采用桥浆堵漏仍然井漏,不能建立循环。为此,提出采用正反注水泥法来固井施工的技术思路。正注水泥施工结束后出现溢流不能起钻,决定在喇叭口处直接反注水泥然后起钻,反注水泥完仍然出现高压低渗透溢流,被迫循环排除水泥浆。在管内注入密度为2.42 g/cm₃的加重钻井液,在环空有限溢流的前提下把钻具起至设计位置,进行反注水泥施工作业,固井成功,电测固井质量合格率为84.33%、优质率为76.79%。该技术为高压低渗透气井欠平衡固井提供了新的途径。     

乌兹别克复杂水平井固井工艺技术

1-G井、350井是乌兹别克斯坦的第一批水平井,表层套管尺寸大,技术套管裸眼段长,地层异常高温,盐膏层段长,油气层"上喷下漏"导致固井难度极大.经过研究摸索,(4)508 mm表层套管、(4)339.7 mm技术套管采用了插入法固井,采取两凝水泥、稀释钻井液、大排量注替等措施较好地解决了长裸眼大环空内的水泥浆窜槽问题.(4)244.5 mm尾管固井,选用厚壁套管、悬挂简单可靠的外台阶式尾管悬挂器,使用欠饱和盐水水泥浆,采取稀释钻井液、增加水泥浆的接触时间、大排量紊流顶替等措施,达到了封隔地层防止长段膏岩层蠕动之目的.(4)139.7mm完井套管固井,采用管外封隔器带分级箍加盲板的复合结构,使用不渗透水泥浆体系,较好地解决了高渗透油气层的封固问题.350井完井固井工具出现问题后,成功地实施了反向注水泥固井技术.     

南堡油田封隔式尾管回接工艺的应用与认识

针对南堡油田潜山油藏埋藏较深,储层温度高,且地层压力系数在0.99~1.01之间,钻井液密度稍有波动就会发生溢流或井漏的特殊井况,提出了一种特殊封隔式尾管回接工艺,其回接装置选用带顶部封隔器的回接插头、盲板短节、旋流短节和浮箍,使用防退卡瓦在封隔器坐封的同时实现坐挂,防止固井过程由于水泥浆和钻井液密度差引起的套管回缩上移。该工艺采用先回接、坐封,再进行注水泥固井的施工流程,能够避免施工过程中井漏的发生。现场实践表明,封隔式尾管回接工艺管串结构合理、操作简便、回接装置密封可靠、耐高温,有针对性地解决了南堡油田溢漏同存井的尾管回接难题,现场应用效果良好。     

濮4-侧24井101.6mm尾管固井技术

濮4-侧24井是在139.7mm套管内开窗侧钻,下入101.6mm套管进行尾管固井的一口定向井。针对本井固井存在较多困难,通过采用合理设计前置液,优化选纤维水泥浆体系,采用紊流加塞流复合顶替,循环加回压等固井工艺技术,保证了该井的固井质量。     

库车山前固井质量风险评价研究

塔里木山前构造油气资源丰富,但其气藏埋深在7 000 m左右,应用油基钻井液可有效地解决盐膏岩、泥页岩层段钻进过程中井下复杂问题,但在此环境下油基钻井液影响了水泥石与井壁/套管的胶结能力。为此,以已施工井的相关数据为参考依据,分别从液固界面润湿反转能力、防漏条件下提高顶替效率的施工排量、固井井筒浆体性能匹配以及套管扶正器安放情况为研究对象,系统分析影响固井质量的主要因素。研究结果表明,在用隔离液中表面活性剂/水大于30%可实现胶结界面处于亲水状态、在未发生漏失条件下排量达到塞流流量以上均有助于提高顶替效率,每2个套管安放一个扶正器能确保套管居中度大于67%;综合分析表明,影响部分井固井质量不理想的主要原因是套管居中度差与部分井段井筒内的浆体匹配性差。基于本论文理论与现场相结合的针对性研究,为提高区域固井质量提供了切实可行的方法与依据。      

提高高压气井套管回接固井质量的技术

为了解决套管回接固井常出现的质量不佳和井口带压的问题,在实验的基础上,提出套管回接固井作业时应先泵入低黏、抗钙钻井液和大量冲洗液彻底冲刷套管壁,水泥浆中应加入膨胀剂和纤维,改善水泥石力学性能,确保水泥环与套管胶结质量。采用高能混浆设备配浆和井口憋压候凝,确保水泥浆密度均匀,防止水泥浆体积收缩、管柱膨胀和水泥环微环隙的形成。几口试验井的声波测井结果表明：所采取的技术措施行之有效,能够保证套管回接固井质量。     

塔里木盆地超深天然气井全过程塞流防漏注水泥技术

塔里木盆地库车坳陷山前构造带是典型的超深超高压高温复杂天然气藏,盐膏层段和储层钻井均为多压力层段,如何保障尾管固井既要压稳产层又要防止水泥浆漏失,成为该区块确保气井水泥环完整性的关键。为此,提出了全过程塞流注替水泥浆解决方案,以控制注水泥当量循环密度(ECD)和水泥浆雷诺数为核心,建立了裸眼地层承压能力获取、塞流注替排量和下套管速度计算方法 ;结合盐膏层和储层井段小间隙、偏心、高温以及塞流注替时间长的特点,完成了固井工作液外加剂、外掺料优选以及工作液用量设计。该区4井次现场应用试验结果表明,以控制ECD、水泥浆雷诺数为核心的塞流注替方法能有效防止漏失,隔离液、水泥浆体系能满足全过程塞流注替要求。结论认为,该项固井技术能降低漏失风险,提高顶替效率,提高尾管固井质量,为解决库车山前构造带"三超"气井固井难题提供了新的技术途径。