Rabaa-1井Φ177.8mm尾管固井“插旗杆”事故处理

Rabaa-1井是也门71区块的一口重点探井,该井在四开Φ216mm井眼中完下Φ177.8mm尾管固井过程中发生了"插旗杆"事故。根据井下实际情况,SIPC也门分公司制定了切实可行的技术方案和措施,经过14d的套铣、倒扣处理,顺利起出了包括送入工具在内的193.4m落鱼。对事故原因进行了分析,提出了预防措施。"插旗杆"事故的成功处理,不仅挽救了一口海外高产油气井,而且也对今后也门地区尾管固井施工提供了重要借鉴。     

新型降失水剂在避免涠洲浅层“插旗杆”事故中的应用

针对南海西部油田涠洲某井浅层注水泥塞时水泥浆提前疑固而困住钻杆导致井眼报废的案例,分析现场施工情况和地层特征后认识到,水泥浆提前凝固的主要原因是侧钻地层高渗、疏松而导致水泥浆过快脱水.合理的颗粒级配可延缓水泥浆的脱水速度,但不能完全避免“插旗杆”事故 在试用几种降失水剂未解决问题后,为了避免同类事故再次发生,研究并合成了一种新型聚合物降失水剂HCB-FL3.将该产品以5％的加量应用于邻井的注水泥塞作业中,效果良好,在这些井浅层裸眼段注水泥塞时无憋扭矩现象,注水泥塞结束后起钻顺畅,无复杂情况发生,固井质量也达到了设计要求,为以后涠洲浅层乃至类似的高渗地层注水泥塞作业提供了技术参考.     

注水泥塞卡钻故障探讨与分析

本文介绍了王23B、明9斜-5井注水泥塞施工过程,并对王23B井Φ117.5mm微间隙井眼注水泥堵漏时卡钻与明9斜-5井注悬空水泥塞回填"插旗杆"事故进行了详细的对比分析。通过对这两种注水泥塞时不同性质卡钻事故的分析总结,规范今后此类作业操作规程、细化操作步骤,减少相关事故的发生几率。对今后同类型井注水泥施工,以及该类型事故处理具有一定借鉴意义。     

小井眼免钻塞注水泥装置的研制与应用

需要钻塞的分级箍固井工艺是注水泥完成后,要将留井工具钻掉,钻除过程中存在落物、钻偏、钻漏套管等风险,直接影响后期的施工和油气井的寿命。免钻塞固井工艺是固井完成后把装置内部的构件全部提出井筒外即可,省去了钻塞过程,缩短了完井时间,减少了井下事故发生的概率。但是这种免钻塞装置的尺寸较大,仅适用于7in或5 1/2in井眼中,在目前以经济效益为导向的经济开发方式下,老油田的挖潜增效,常常为减少投资成本利用废旧老井,如侧钻井,这种井的井眼尺寸小,已有的免钻塞注水泥装置在小井眼的井筒中无法排布。为此,研制了一种小井眼免钻塞注水泥装置。     

塔里木油气田注水泥塞施工技术

随着塔里木油气田开发力度的不断加大，注水泥塞施工的油气井不断增多，由于井深、老井地层出现井漏、井涌并存的情况，替入浆量难以把握，施工作业中容易出现 “插旗杆”或者“灌香肠”等事故，给固井施工造成较大困难。根据多年来在塔里木地区注水泥塞的施工经验，总结出一套实用性较强的注水泥塞施工技术。采用该施工技术在现场实践中能够减少施工风险，提高了施工成功率；水泥塞质量良好，强度高，不窜不漏，为以后油气井的侧钻作业提供了保证。     

不钻塞分级注水泥器简化固井作业工序

使用常规的分级注水泥器进行固井作业,在候凝结束后,需下小钻具将分级注水泥器部位的关闭塞、关闭座及重力打开塞等部件钻除。这样就存在有以下不足：必须上趟小钻具,不仅增加了施工工序,延长了完井周期,又增加了作业费用;钻除作业完成后容易在分级注水泥器内形成不规则的台阶,钻除作业减小了通径,井下作业工具通过时容易发生碰挂,损坏封隔器胶筒等;钻塞过程中,由于环空水泥没有完全凝固胶结,钻塞的碰撞会影响环空水泥的胶结质量。不钻塞分级注水泥器可避免上述因素的产生,简化施工工序,并保证井眼内通径和固井质量。研制开发性能稳定、可靠性高的不钻塞分级注水泥器能解决常规分级注水泥器固井中产生的一些弊端,有效地降低作业成本,为后续作业施工提供良好条件,为分级注水泥技术提供工具支持,产生可观经济效益。     

内管注水泥工具的研制与应用

采用可自动灌浆的内管注水泥工具进行表层套管固井,可减少９０％ 的替浆量和替浆时间;降低了泥浆对水泥浆的污染程度;保证了水泥浆返出地面,有利于提高固井质量。通过１０ 余井次的现场应用,取得了良好的社会效益和经济效益。     

一种新型免钻塞分级注水泥接箍的研制与应用

分级固井常用于气井等需要长井段注水泥封固的生产套管固井。免钻塞分级注水泥接箍是一种近年来开始应用的新型工具,实现分级注水泥并在作业完成后分级箍胶塞座、胶塞等附件自动落井,实现固井后免钻塞。应用免钻分级箍技术能简化作业程序、缩短建井周期、降低钻井成本,具有取代传统分级箍的发展趋势。但目前免钻成功率还有待进一步提高,尤其是复杂井况下的应用。文章介绍了一种新型免钻塞分级注水泥接箍的研制与应用,相比于传统分级箍,该工具采取了创新结构设计,具有高免钻成功率、施工作业安全和密封可靠特点。系统测试和现场应用表明,其能适应复杂固井工况,是一种适应性良好、具有推广应用前景的新型免钻分级箍。     

用CT挤注技术对长水平井筒进行注水泥作业

CT(挠性管)固井已得到广泛应用,并且多年来很成功地应用于补救挤注和回堵作业中。然而,应用此技术的绝大数井的井斜小于90°。阿拉斯加北斜坡Alpine油田的一口长水平井钻于开发初期阶段,并且该井开采长度超出了井网范围。此井需要回堵和侧钻以达到预期的开采策略。本井完钻井深11984ft,用长约2050ft、内径为4·5in的割缝衬管对深2210ft、内径为6·125in的井眼进行了完井。在水平井段中部附近,最大井斜达到96°。固井作业历来被认为是水平井的一大难题。搜索SPE在线图书馆只检索到5篇文章提及该问题,但很少有关于回堵和废弃(P&A)长水平井筒“最实用”方法方面的详细信息。根据在Alpine实施CT挤注方案的成功经验,由数名工程师和油田监督人员组成的工作队应用CT挤水泥技术对水平井筒侧向部分进行封堵,并为后续的侧钻作业留下水泥基础。     

一种不钻塞完井分级注水泥器的研制及应用

无内管免钻塞完井技术可以避免钻塞施工,注水泥结束后及时下入打捞管柱,将胶塞及管内装置捞出。但是盲板以上为死腔,不能解决关闭套下行困难的问题,另外盲板总成捞出后,会留下内径较小的内圆台阶,为后期施工带来诸多不便。为此,研制了新的不钻塞完井分级注水泥器。该注水泥器包括上接头、外筒和注入总成,在具备注入功能的同时能起到盲板的作用,注入总成底部装有泄压阀,避免形成死腔,有效地解决了关闭套关闭时下行困难的问题,注水泥器下部可直接与配套裸眼封隔器连接,简化了完井管柱。90余口水平井的现场应用结果表明,该装置平均完井周期比原来缩短1 d,打捞总成解封力100～150 kN,完全符合现场施工安全要求,施工成功率100%。     

防漏防窜水泥浆在龙王3井尾管固井中的应用

龙王3井是龙王庙构造的1口三开三段制双靶点定向预探井.该井三开φ215.9 mm井段在钻进过程中井漏频繁、气侵严重,测井仪器多次遇卡.在φ177.8 mm小间隙尾管固井过程中,通过优化固井设计、优选水泥浆体系、强化井眼准备等措施,集成应用防漏防窜水泥浆固井技术,解决了窄安全密度窗口条件下的防漏防窜固井和提高顶替效率的瓶颈问题,测井结果表明二界面胶结质量优质.该技术对于提高窄安全密度窗口条件下提高深井小间隙尾管固井质量具有一定参考价值.     

Tesco旋转套管固井工艺和应用评价

旋转套管固井是钻完井作业中提高套管固井质量最有效的手段之一。介绍了Tesco顶驱旋转套管固井工艺以及地面配套设备和井下套管固井附件; 描述了Tesco旋转套管固井工艺在现场的施工。对采取常规固井方式的井和采取Tesco旋转套管固井工艺的井进行了固井质量的评估和对比,与常规固井工艺相比,旋转套管固井工艺在定向井和水平井中具有提高固井质量的优势。建议我国加快技术研发,尽快掌握旋转套管固井技术,提高固井质量。     

胶乳水泥浆体系在酒东区块尾管固井中的应用

玉门油田酒东区块的井尾管固井质量一直不理想,已成为制约该油田发展的瓶颈。胶乳水泥浆因其具有良好的稳定性、流变性和防窜性等特点,在国内外得到了广泛应用。2010年通过分析酒东区块的地质资料和固井技术难点,决定在该区块应用该体系,优选了适合该区块的胶乳水泥浆配方,研究了其性能及配套的固井工艺措施。全年采用胶乳水泥浆进行尾管固井13次,得到的应用效果为固井合格率为100%,优质井为7口,声幅测井结果表明,优质段长所占比例为56.5%,固井质量较以往得到了大幅度提高。     

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。      

固井质量影响因素分析

影响固井质量的因素多且杂 ,如果不对其形成全面、系统、清晰的认识 ,将难以制定详细、周密的固井施工方案 ,使固井质量难以保证。为此 ,从不同的角度对固井质量的影响因素进行了比较全面、系统的分析 ,以供设计人员进行参考     

安岳气田磨溪009-4-X2井尾管固井技术

针对磨溪009-4-X2井φ177.8 mm尾管固井存在的井底温度高、封固段长、油气显示活跃且跨度长、钻井液密度高且污染严重、下开钻井液密度降低等难题,通过开展加重材料进行优选、对膨胀增韧机理、污染机理、优化工艺参数等研究,形成了高强高密度韧性防窜水泥浆体系、高效抗污染/冲洗隔离液体系及配套工艺技术等措施,解决了顶部水泥浆强度发展慢、高密度水泥石韧性改造难度大、水泥浆与钻井液污染严重、界面胶结质量差等问题,保证了固井施工安全,固井质量合格率为94.5%,优质率为74.8%,解决了固井质量差的难题,为该区块整体固井质量的提高提供技术支撑,为安岳气田高压深井的安全高效开发提供保障。      

旋转尾管固井工艺在深井中的应用

为解决深井尾管固井的技术难题和提高深井固井质量，深井尾管固井时可采用旋转尾管固井工艺。分析了旋转尾管固井工艺提高顸替效率的原理，介绍了尾管悬挂器的工作原理和旋转尾管固井的优点，提出了旋转尾管固井所需条件和注意事项。以YK8井为例介绍了旋转尾管固井工艺在深井中的应用情况，该井的固井实践表明，采用旋转尾管固井工艺既能解决尾管固井环空间隙小的技术难题，又能提高深井尾管固井质量。     

可循环盲板在漏失井固井中的应用

详细介绍了一种新型固井用井下工具——可循环盲板的结构、工作原理及其在漏失井筛管固井中的成功应用。应用效果表明，漏失井固井时，把普通盲板换成可循环式盲板，能实现下套管过程中自动灌浆，让部分钻井液流入到套管内，减小了环空流体上返速度，从而降低了流体对地层的流动压力，达到了降低井漏发生几率、提高固井质量的目的。     

功能性固井工作液研究进展

随着油气勘探开发工作的逐步深入以及向深层、复杂地层、非常规储层、海洋等领域的拓展,油气井固井难度显著增加,对固井后水泥环长期密封性能要求越来越高,固井工作液体系的研发及应用面临新的挑战。从长封固段大温差水泥浆体系、韧性水泥浆体系、防腐蚀水泥浆体系、稠油热采井固井水泥浆体系、自修复（自愈合）水泥浆体系、深水固井水泥浆体系及功能性前置液体系,总结了近年来固井工作液体系的技术进展。根据复杂井固井作业面临的挑战,从固井新材料及功能性水泥浆体系两方面提出了今后的攻关方向。      

塔里木山前区块超深井尾管塞流固井技术

克深905井是克深气田克深9井区中部的一口开发评价井,四开完钻需进行尾管固井,井深为7368.2m,井底静置温度为164℃,压力为180MPa,在钻进过程中易发生溢流、井漏等复杂情况,且环空间隙小,安全密度窗口窄,为保证固井质量,防止井漏发生,全程采用塞流注替。根据现场水泥浆情况进行了水泥浆流变学设计和塞流顶替计算;优选了抗高温、抗盐高密度水泥浆体系及与钻井液相容性好的冲洗型隔离液;设计了能够压稳地层密度为2.58g/cm3的抗高温水泥浆;对现场泵压与返出量进行了实施监控。现场固井过程中未发生漏失,施工顺利,所封固井段的固井质量合格率为99.2%,该井尾管塞流顶替为中国首次在井深7368.2m的井段使用。