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。      

窄压力窗口井段精细控压压力平衡法固井设计方法与应用

四川盆地复杂深井、超深井钻进受套管层序的限制,同一裸眼井段通常钻遇多个压力系统,纵向地层出现窄安全密度窗口,虽然钻井常采用控压钻井(MPD)技术保证了安全有效钻进,但也给下部小间隙尾管固井带来了巨大的挑战,因而开展既能满足四川盆地小间隙尾管固井质量又能保证窄度安全密度窗口地层固井安全的固井工艺技术研究具有重要的现实意义。为此,在借鉴控压钻井成功应用的基础上,提出了精细控压平衡压力法固井技术:在注水泥设计时将环空流体静液柱压力设计为欠平衡(略低于地层孔隙压力),然后利用精细控压钻井装置MPD在井口节流产生回压或施加井口补偿压力,使注水泥过程通过井口压力和流体在环空的流动摩阻达到平衡孔隙压力,注水泥结束后环空继续施加一定的补偿压力,防止静压不足与水泥浆失重造成候凝期间环空窜流。四川盆地某探井(超深井)应用该技术后,全井段固井水泥胶结合格率为97%,胶结质量优的井段为76%。结论认为,该技术无需增加其他设备,仅借助控压钻井的设备就能实现高顶替效率下的固井施工安全和固井质量提升。     

塔里木油田深井小间隙尾管固井难点及对策

随着塔里木盆地石油勘探开发的进一步深入,深井超深井小间隙固井的数量越来越多,由于环空间隙过小,易井漏,环空易蹩堵,施工泵压高,水泥环薄且分布不均匀,固井质量难以保证。塔里木油田经过长年的研究及实践,提出采用扩眼工艺技术、强化井眼准备、优化水泥浆设计等配套技术,以达到提高小间隙固井质量、降低固井风险的目的。现场应用表明这技术是适用的。     

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。     

深井注水泥小间隙环空流动计算方法研究与应用——以塔河油田S井为例

与常规固井相比,小间隙环空固井作业的某些技术控制指标发生了变化,从而使得井内压力平衡及注水泥流变学设计指标受到不同程度的影响,而目前小间隙环空固井还是按照常规井来处理的,对固井质量和施工安全造成不利的影响。为此对小间隙环空流态的判别方法、小间隙环空注水泥流动计算方法进行了研究,并对常规的计算方法进行修正。用修正后的方法以S井为例进行计算,其结果与实测数据非常吻合。     

塔深1井非常规系列尾管悬挂器的设计与应用

塔深1井井深8408m，是亚洲第一垂直深井。该井井下条件复杂，Ф273．1mm、Ф206．4mm、Ф139．7mm三层套管固井都存在封固段长、环空静液柱压力大、施工泵压高、上下温差大、环空间隙小等难题，加之该井采用了非常规系列井身结构，需要应用特殊扣形的非常规系列尾管悬挂器，且要求适应小间隙条件、悬挂负荷大、抗温能力强。为此，研发了新型非常规系列尾管悬挂器，并改进固井工艺、优化固井设计、细化固井操作，保证了该井三层尾管固井施工的顺利完成，且固井质量合格，初步形成了适合塔河油田长封固段小间隙超深井的尾管固井技术，同时把我国特殊固井工具的研制和应用水平提升到了一个新的高度。     

顺北鹰1井?444.5 mm长裸眼固井技术

顺北鹰1井二开采用?444.5 mm钻头钻至井深5 395.00 m中完,需下入?339.7 mm技术套管固井。固井施工存在套管悬重大、裸眼段长、二叠系火成岩易漏失层发育和超深大尺寸分级注水泥器下入难度大等技术难题,造成下套管过程中易发生阻卡和注水泥时易发生返性漏失等井下故障。因此,针对顺北鹰1井的特殊工况,通过校核载荷配套下套管工具、优化通井措施、设计套管下放速度和调整钻井液性能,确保套管顺利下入;通过设计适用于超深井的大尺寸分级注水泥器和固井施工流体排量、采用非连续式分级注水泥工艺和复合低密度防漏水泥浆,防止注水泥过程发生漏失,保证固井质量。顺北鹰1井二开固井采取上述技术措施,?339.7 mm套管顺利下至设计井深,注水泥过程中只出现轻微漏失,易漏失层位固井质量中等,实现了有效封固。顺北鹰1井?444.5 mm长裸眼段顺利封固,为顺北油气田大尺寸长裸眼固井积累了成功经验,其固井技术措施可为国内深井超深井大尺寸长裸眼固井提供借鉴。      

深井固井抗污染紊流隔离液的研究与应用

川渝地区深井超深井固井水泥浆和钻井液存在严重的接触污染,混浆流变性恶化,稠化时间急剧缩短问题,严重影响了固井顶替效率和安全施工,对固井隔离液提出了严峻的挑战。从材料学角度出发,通过研制络活剂、抗高温悬浮稳定剂,并对重晶石进行加重,配制出1.40～2.40 g/cm3密度范围的抗高温紊流隔离液。研究表明,其抗温性能达到140 ℃,具有很好的悬浮稳定性和流变性,沉降实验上下密度差小于0.05 g/cm3,与钻井液和水泥浆有较好的流变相容性,延长混浆稠化时间,提高了顶替效率。该隔离液体系对保证固井施工安全和界面胶结质量具有重要的意义。通过在磨溪—高石梯区块深井固井现场应用,固井施工顺利,水泥环胶结良好,固井质量合格。     

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。     

小间隙井注水泥环空流动计算方法与应用

非常规井身结构中小间隙与小井眼段的注水泥环空流动与常规井眼有很大出入,采用常规流动计算方法来分析小间隙流动,则会造成很大的误差,影响到作业安全。为此,分析了小间隙对环空流态、流动阻力的影响,从理论上系统研究了小间隙注水泥流动的流态判别、偏心效应系数、摩阻系数等关键参数的计算方法,并提出了相应的修正方法:小间隙环空的水泥浆流变参数计算,应使用旋转黏度计600转和300转的读值进行流变参数计算,进而综合考虑流态、偏心、环空尺寸等影响因素,将环空进行分段,建立了深井固井环空流动摩阻计算模型。在中国西部地区应用了5口小间隙井,固井套管下入深度达到6 000m,小间隙井段长度达到2 000m,采用该修正方法计算的压力值和实际施工压力值的误差控制在1.5MPa以内,很好地满足了生产要求。     

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。      

可钻型低频自激震荡脉动固井装置的研制与应用

气井、小环空间隙等特殊井况下的固井质量缺陷在生产中常见,严重困扰了开发技术措施的实施。近年来,在提高气井固井质量的研究与应用上,能改善环空钻井液顶替效率和水泥浆性能的特殊固井装置备受关注。为此,基于流体自激震荡理论,结合模拟实验测试结果,优化设计并研制了一种井下大排量低频自激震荡方式的可钻型水力脉动发生装置：外径177.8 mm,工作压差0.5～1.5 MPa,工作排量25～30 L/s,压力脉动输出频率约10 Hz;连接结构采用圆螺纹套管接箍卡装方式;牙轮钻头、PDC钻头易钻。并在四川盆地安岳区块Φ177.8 mm尾管固井中得到成功试验与应用,结果表明,该装置工作稳定可靠,固井质量显著提高。该装置首次被应用于井眼待继续加深的中间套管固井,拓展了振动固井技术在提高油气井固井质量中的工程应用范围。     

动态平衡固井技术与实践

随着川西北地区勘探层位不断加深,川西勘探对象以深部下二叠统、寒武系地层为主。川西复杂超深井固井普遍面临纵向上多压力系统、窄安全密度窗口特点,常规尾管固井工艺已不能满足上述井况下环空有效封固。为解决该区块超深井尾管固井漏喷同存难题,针对压力敏感地层开展了动态平衡压力固井技术现场实践,形成以窄密度窗口固井环空压力控制和防窜水泥浆体系为核心的固井配套工艺,在LG70井φ114.3 mm控压尾管固井作业中进行了首次应用,确保了小间隙、井温高、漏喷同层复杂井况下的封固质量。该技术在后续超深井固井作业中推广应用也取得良好效果,为窄密度窗口井筒条件下防窜、防漏提供了一种切实可行的全新固井工艺。      

深部开窗侧钻井元坝1–侧1井固井技术

元坝1–侧1井是在元坝1井的基础上进行开窗侧钻的一口重点探井,目的是为了进一步揭示元坝地区礁滩相储层气藏情况。完钻斜深7427.23 m,?146.1 mm无接箍尾管下深7425.81 m,是目前川东北地区完钻和套管下深最深的一口井。具有井深、温度高、压力高、钻井液密度高、环空间隙小、井斜、位移大、裸眼段长、小间隙、无接箍套管不能加装扶正器、套管在井眼中居中困难、地层破裂压力梯度不详、面临井漏等技术难题。通过采取优选抗高温水泥浆体系、加重隔离液体系,合理设计入井管柱结构,采用平衡压力固井技术,改进配浆方式等一系列技术措施固井。保证了套管顺利下入,解决了井漏、顶替效率低、施工泵压高、气体窜槽等问题。固井施工顺利,测井解释固井质量优,为超深井、小间隙井固井提供了可借鉴的依据。     

?193.7mm×?139.7mm旋转尾管悬挂器的研制与应用

为解决深井和超深井?139.7 mm小间隙尾管固井质量难以保证的问题,开展了?193.7 mm×?139.7 mm旋转尾管悬挂器和旋转固井技术研究。针对该规格工具设计空间小的难题,研发了大过流高可靠的坐挂承载机构、高动载的旋转轴承和高抗扭的扭矩传递机构等关键机构,并制定了相应的现场应用措施。内嵌卡瓦坐挂机构的承载能力达900 kN,过流面积较常规机构提高近33%;新型交叉滚子轴承在300 kN动载下的寿命达到6 h以上,扭矩传递机构的抗扭能力达33 kN·m。最终形成了?193.7 mm×?139.7 mm旋转尾管悬挂器技术,并在羊深1井、鸭深1井和TK874CH井等3口井进行了现场应用。应用结果显示:固井替浆过程中该悬挂器实现了尾管旋转,提高了水泥浆的顶替效率,达到了提高固井质量的目的。?193.7 mm×?139.7 mm旋转尾管悬挂器的成功研制为提高小间隙井固井质量提供了有效手段。     

油基钻井液下水泥浆抗污剂的研究与应用

针对目前油基钻井液下水泥浆易被污染,固井质量难以保证的问题,运用实验方法结合理论分析,开展了抗污染水泥浆体系的研究。利用人工岩心法证实了油基钻井液对固井质量有较大影响,特别是对二界面胶结强度影响最大。通过实验分析了基础水泥浆被油基钻井液污染后性能的变化,研制出了一种主要成分为烷基酚聚氧乙烯醚的抗污染剂Anti-P。室内实验结果表明,将1%抗污剂Anti-P加入水泥浆中,在水泥浆被少量油基钻井液污染后（小于10%）,水泥浆性能不受影响,保证了固井质量。将其在多口井进行应用,效果良好。该成果填补了目前抗污染水泥浆体系的空白,值得进一步研究推广。      

华北油田杨税务潜山内固井技术

华北油田为开发冀中坳陷廊固凹陷杨税务潜山内油气藏,先期部署了3口重点探井。该区块潜山内地质条件复杂,地层压力系数为0.94~1.09,存在多套活跃油、气层且埋藏深,容易发生漏失;地温梯度高、小井眼小间隙、尾管封固段长、对水泥环完整性要求高。综合分析以上因素,杨税务潜山内ϕ127 mm尾管固井风险较大,固井施工安全和固井质量难以保证。针对以上固井难点,主要从以下几方面进行研究。①优化井眼清洁技术,采用旋流短节扶正器,保证了套管安全下入。②用软件模拟顶替效率和关键点压力变化,合理调整施工参数,保障固井施工实现"三压稳"。③采用韧性水泥浆及冲洗隔离液体系,合理设计施工参数,确保水泥浆性能稳定,水泥石韧性满足体积压裂要求。通过3口井的现场应用表明,使用该技术后,固井质量明显提高,为华北油田杨税务潜山内固井提供了技术保障。