旋转尾管固井技术在南海WZ12-2油田的应用

WZ12-2油田目的层段存在异常高压和裂缝性泥岩,钻井液密度高,断层交错,极易发生漏失,限制了固井时的泵压和排量,导致固井质量一直很难保证。而旋转尾管固井技术能够有效提高水泥浆顶替效率和固井质量。鉴于此,结合南海WZ12-2油田的实际情况,分析了旋转尾管固井施工的主要技术难点,阐述了尾管固井工具选择、工具参数设定、扶正器的选择和旋转尾管固井操作等关键技术措施,完成了A平台8口定向井的旋转尾管固井作业。与常规尾管固井作业对比结果表明,旋转尾管固井作业固井质量明显较高。本次现场应用实践对于旋转尾管固井工艺优化及其在大斜度井中的推广应用具有重要的意义,也为提高大斜度井和小间隙井固井质量提供了新的解决方法。     

特殊尾管固井工具及配套技术研究与应用

随着国内许多油田开采进入后期,勘探开发目标转向深层、特殊位置地层等油藏类型和位置,开发难度越来越大。针对塔里木山前构造带高压蠕变盐岩层特殊井身结构深层尾管固井工具配套要求进行设计研究,开发出适用于非常规井眼固井完井要求的配套固井工具,并成功现场应用4井次,解决了塔里木山前构造带却勒、羊塔克地区高压蠕变盐岩层深层特殊井身结构尾管固井施工技术难题,为实施特殊井身结构钻探开发奠定了坚实的技术基础,具有很强的应用推广价值。     

防井壁失稳及井漏钻井技术在北部湾盆地的应用

北部湾盆地地质油藏情况复杂,由于沉积及断层等方面的原因,造成该区域钻井工程作业难度大大增加,井壁失稳以及井漏风险尤为突出。南海西部石油管理局钻井技术人员在某油田开发钻井作业过程中,充分利用批钻模式,不断总结提高,形成了环保型防塌钻井液体系以及高压易垮地层生产尾管固井作业技术,辅以工程上的精细化操作,确保钻井作业安全、高效完成。该系列技术的成功应用,为北部湾盆地后续类似油田的钻探开发作业提供重要的参考价值。     

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。     

提高尾管固井质量的措施

以前由于尾管固井质量得不到保证,致使尾管使用受到限制。近几年,越来越多的人们认识到下尾管的优越性、在大量使用的同时,为提高尾管固井质量做了大量工作,并取得了很多成功经验,尾管固井质量的好坏,直接影响今后采油气作业效果及油气井寿命。所以如何提高尾管固井质量是固并作业的一个重要课题。国内外固井工作者做了许多成功的试验,使尾管固井工艺技术有了较大的发展,尾管固井质量也得到很大提高。笔者根据现场经验及参考国外资料,向大家推荐提高尾管固井质量的综合措施,即尾管固井作业注意事项;水泥浆设计应考虑的因素;泥浆和隔离液设计应考虑的因素以及它们的选择和设计;尾管扶正器等。本文还详细介绍了国内外越来越多地采用活动尾管的方法,内容包括上下活动尾管的幅度与速度;转动尾管的扭矩监测等。尾管固井质量的提高,将增加尾管使用量,节省钻井成本,延长油井开采寿命。     

莺歌海盆地高温低压定向井旋转尾管固井技术

南海莺歌海盆地某气田A15井是一口典型的高温低压定向深井,井底温度高、地层压力低、尾管固井环空间隙小,若采用常规尾管固井技术固井顶替效率低,易发生气窜和漏失,高温低压气层井段的封固质量难以保证。为提高该井尾管固井的质量,该井采用了旋转尾管固井技术和高温胶乳防气窜水泥浆体系,与优选出的油基钻井液冲洗液和隔离液配合,通过预测旋转扭矩和尾管的居中度,完成了该井高温低压储层段Φ177.8 mm尾管固井作业。高清扇区水泥胶结测井结果证实,该井尾管固井井段气水隔层和射孔井段封固质量达到良好,高压水层封固质量合格,与采用常规固井技术的邻井A9井相比,尾管固井质量大幅提高。A15井旋转尾管固井的成功,为南海莺歌海盆地高温低压定向井尾管固井质量的提高提供了一条新途径。      

旋转尾管固井技术于海上油气井的应用浅析

随着海洋资源不断的被开发,旋转尾管固井技术也逐渐被业内专业人士接受,这种技术专用于海上油田的开采,能够将尾管固井的质量明显的提高,所以这种技术也逐渐受到了国内外固井行业的重视,并且我国某油田在海上油田时也利用了这一技术,并且效果很成功,所以此技术被广泛的应用了起来。本文将针对海上油田旋转尾管固井技术展开阐述,主要分析该技术在定向井上的应用,为该技术的推广提出一些宝贵的经验。     

旋转尾管固井工艺在大斜度深井中的应用

TK8XXCH井是一口开窗侧钻生产井,固井施工作业存在环空间隙小,尾管居中度差、顶替效率低等技术难点。采用国产193.7mm×139.7mm旋转尾管固井工具,并配合抗高温塑性防气窜水泥浆固井技术,固井作业期间成功实现尾管旋转。现场应用结果表明,采用旋转尾管固井工艺能有效解决复杂深井尾管下入困难及固井质量不佳等瓶颈问题。     

膨胀式尾管悬挂器在高压气井固井中的应用

固井作业中的环空漏失是高压气井及异常高压气井固井作业中所面临的难题,常规边漏失边固井的现场固井技术无法使固井质量得到有效保障,给后期开采作业带来安全隐患,甚至导致部分井的报废。鉴于膨胀管技术的进展及其优势,介绍了膨胀式尾管悬挂器的结构组成、工作原理与技术特点,并结合塔里木油田迪那2 8井的固井实例,分析了膨胀式尾管悬挂器在异常高压气井固井中的应用效果。结果表明,在异常高压气井应用膨胀式尾管悬挂器固井不仅质量良好,而且可以彻底解决卡瓦式尾管悬挂器在固井中的环空泄漏问题,施工工艺简单,安全性更高。该技术的应用为异常高压气井固井提供了新的途径。     

东海残雪油田水平井尾管固井工艺技术研究

CX-A10H是东海残雪油田为开发底水发育气藏、试验尾管固井、结合定向射孔完井工艺的首口开发调整井,良好的固井质量是实现水平井长期高效开发的基础保障。在分析水平井固井对水泥浆综合性能、工具附件技术要求以及顶替效率低、压稳防窜难度大等技术难点基础上,通过开发双凝非渗透防窜水泥浆、优化提高顶替效率和细化分时段压稳防窜等关键技术,完善旋转尾管悬挂器、钻井液性能调整、不留上塞以及重叠段无水泥和回压凡尔失灵补救预案等配套技术,形成了一套适用于东海残雪油田水平井尾管固井的工艺技术。经CX-A10H井现场应用试验,固井质量良好,为后续同类固井工程作业提供技术储备。     

塔里木库车山前深井窄间隙小尾管固井技术

库车山前是塔里木油田增储上产的重点区域,井深通常在6000~7000 m左右,地质条件复杂,已钻遇井最高温度近180℃,最高气藏压力为150 MPa。钻井采用五开井身结构,目的层巴什基奇克组专打,厚度较薄,约为200 m,采用尾管固井工艺。井深、温度高（120~180℃）、窄间隙（11~18 mm）、小尾管约200 m,对水泥浆抗温性能、流变性能及力学性能均提出了挑战,同时部分井采用水基钻井液,滤饼厚、清除困难,保证固井施工安全及胶结质量困难。针对以上难点,优选抗高温高强度水泥浆体系、抗高温冲洗隔离液体系,同时配套固井工艺,形成适合库车山前固井的深井窄间隙小尾管固井技术,可大幅度提升环空的冲洗顶替效率,同时水泥浆强度发展快,有利于提高水泥石胶结质量,确保后期负压验窜顺利实施。该技术在大北1101井φ127 mm尾管固井中应用,固井合格率为97.2%,优质率为79.4%,负压差33 MPa验窜合格,创山前水基钻井液固井质量最高记录。      

TAMBOCOCHA43区块尾管固井难点及对策

厄瓜多尔TAMBOCOCHA区块单井日产量300~1100 t。因开采需求导致井身结构特殊,φ244.5 mm技术套管下深距产层小于30 m,随钻井径数据失真严重,水泥浆用量难以确定,φ177.8 mm尾管固井施工风险高。下尾管前不通井、窄间隙顶替效率低、产层油水活跃等问题导致固井质量难以保证。通过对复合前置液体系设计,微膨胀胶乳水泥浆体系研究及窄间隙旋转尾管固井施工工艺研究,形成了TAMBOCOCHA区块底水油藏旋转尾管固井技术,该技术有助于尾管下入到位,准确估算裸眼段环空容积,有效提高套管居中度;前置液冲洗效率为93%,水泥浆12 h抗压强度为36.4MPa。现场应用15口井,固井质量优质率达95%,为强底水油藏大斜度小间隙井固井提供技术支撑,解决了厄瓜多尔TAMBOCOCHA区块特殊井身结构的固井难题。      

尾管碰压工艺在深井尾管固井中的实践

尾管固井最大的缺点就是要钻水泥塞,为此,辽河石油勘探局钻井一公司和华北油田钻井研究院合作,进行碰压固尾管工艺的研究和深井现场试验,达到了固尾管后不留水泥塞的目的。文中介绍了尾管悬挂器的改进和碰压固尾管工艺,认为悬挂装置挂得住、倒得开、大小胶塞组合好、密封套密封好、能顺利提出,是碰压固尾管成败的关键;小钻杆通径、称重、测扭矩、计算收缩距等是成功的保证。     

涠洲K油田复杂工况旋转尾管固井技术

南海西部的北部湾盆地涠洲K油田X1井是一口工况较为复杂的定向井,存在井斜大、裸眼段长、高温、储层压力衰竭带来的异常低压,同时具有较高的气油比等因素共同作用,给固井作业带来极大的挑战。由于φ177.8 mm尾管与φ215.9 mm井眼环空间隙较小,如果采用常规静态尾管固井技术固井顶替效率偏低,将会导致井下漏失和无法压稳地层,引起气窜,造成压力衰竭和高温目的层位的固井质量难以满足后期射孔开采的要求。为了保证复杂工况下油气水层间良好封隔,该井选择使用旋转尾管下入固井技术和抗高温早强防气窜水泥浆体系,同时优选新型油基钻井液冲洗液和隔离液,有效清洁滤饼,并且实现胶结面的润湿反转;使用软件对尾管旋转扭矩进行精确模拟和提高尾管下入居中度,完成了压力衰竭和高温目的层φ177.8 mm尾管固井作业。采用高清扇区水泥胶结测井仪器进行SBT扇区水泥胶结测井结果表明:油气水层实现了良好的层间封隔,全井段固井质量优,较邻近区块的K2井有了明显的改善,满足了后续射孔开采的要求。      

利深101井完井固井工艺技术

利深101井是在胜利油区利津洼陷深层的勘探有重大发现的新利深1井之后,为了进一步探明济阳坳陷深层油藏含油气规模而设计钻探的一口评价探井。设计井深4400m,钻进过程中,克服了盐膏层、易坍塌等复杂地层、富含硫化氢气体等难题,在加深钻进65m之后,又有了重大发现。为保护新发现的油层和白云岩储气层,采用了尾管完井和筛管顶部注水泥固井工艺。通过优选悬挂器、分级箍、封隔器等特殊工具,优选加重抗高温水泥浆体 体系,精细组织施工,顺利完成了固井施工,达到了甲方的要求。该井的完井固井工艺及其措施,为胜利油田和中石化在新区、新带、新层领域的油气风险勘探提供了宝贵经验。
     

中原油田?101.6mm尾管延迟固井技术

中原油田是一个复杂的断块油气田,油藏埋藏深,压力高,盐层厚,套管损坏非常严重,套损井占生产井总数的23.2%。为使损坏井重新发挥作用,实施了下?101.6mm尾管的固井完井方法。由于小套管国内尚无固井质量评价方法,为了正确评价固井质量,在中原油田全尺寸实验井中采用了完全模拟现场注水泥方法。通过地面模拟试验研究和现场施工对比验证,找出了小间隙双层套管固井质量的评价方法和控制质量的措施,认为检验套管和尾管回插、优选水泥浆配方、加焊扶正块等措施是提高固井一次成功率和固井合格率的根本保障。经过现场4口     

触变早凝膨胀水泥浆体系在厄瓜多尔TAMBOCOCHA区块尾管固井中的应用

Tambococha区块位于厄瓜多尔亚马逊热带雨林腹地，是著名的“ITT”项目的重要组成部分，主力油层NAPOM1属于高孔高渗油气藏，油藏埋深在1500 m左右。针对前期尾管固井存在的油层封固质量差的问题，通过及时调整领浆密度、水泥浆稠度、减少降失水剂加量、减少胶乳的加量、引入早强触变剂等措施调整水泥浆配方，调整后的触变早凝膨胀水泥浆体系稠化时间、初终凝时间有所缩短，胶凝强度增大，胶凝强度发展速度加快。对调整后的水泥浆体系进行了8井次的现场应用，油层优质率为100%，尾管全井段优质率为95%以上，解决了该区块尾管固井存在的原始地层油水活跃、油层位置高的难题，为该项目后续尾管固井施工提供了技术支撑。     

厄瓜多尔Parahuacu油田固井技术

厄瓜多尔Parahuacu油田固井时,二界面易发生边底水窜,水泥浆滤液及固相易侵入储层孔喉,采用常规密度水泥浆易发生漏失。针对这些问题,通过模拟冲洗试验,研制了酸性冲洗液、暂堵型隔离液和界面胶结增强剂,配成了多效固井前置液;通过选用空心玻璃微珠、确定液固比设计窗口、控制滤失量和增强防水窜性能,研制出一种防水窜胶乳低密度水泥浆。室内试验结果表明,多效固井前置液能清除井壁95.0%的结构性滤饼,使储层渗透率恢复率超过90.0%,水泥界面胶结强度提高5倍以上;防水窜胶乳水泥浆密度1.74 kg/L,浆体性能稳定,API滤失量不大于20 mL,静胶凝强度过渡时间短于10 min。由上述前置液、水泥浆和相关配套技术措施（如扶正器加放措施、注替方案设计）形成的固井技术,在Parahuacu油田5口井进行了应用,套管居中度达到85.8%,水泥浆环空顶替效率超过95.0%,储层区域未发生水泥浆漏失和边底水窜,固井质量优良。研究结果表明,Parahuacu油田固井技术现场应用效果显著,能解决该油田油层固井中存在的问题。      

触变早凝膨胀水泥浆体系在厄瓜多尔TAMBOCOCHA区块尾管固井中的应用

Tambococha区块位于厄瓜多尔亚马逊热带雨林腹地，是著名的“ITT”项目的重要组成部分，主力油层NAPOM₁属于高孔高渗油气藏，油藏埋深在1500 m左右。针对前期尾管固井存在的油层封固质量差的问题，通过及时调整领浆密度、水泥浆稠度、减少降失水剂加量、减少胶乳的加量、引入早强触变剂等措施调整水泥浆配方，调整后的触变早凝膨胀水泥浆体系稠化时间、初终凝时间有所缩短，胶凝强度增大，胶凝强度发展速度加快。对调整后的水泥浆体系进行了8井次的现场应用，油层优质率为100%，尾管全井段优质率为95%以上，解决了该区块尾管固井存在的原始地层油水活跃、油层位置高的难题，为该项目后续尾管固井施工提供了技术支撑。