元坝27井尾管悬挂固井技术实践与分析

本文结合元坝27井的固井实例,针对长兴组气层十分活跃、钻进中曾在飞仙关发生井漏、主力气层位置较深、水泥浆量少、三高地层且固井间隙小的具体情况,对其固井难点进行了分析,并进行了固井方案、施工工艺的设计以及施工过程的模拟计算。现场施工表明,采用尾管悬挂固井技术及短回接固井技术能够解决该井固井间隙小、易漏地层造成的易气窜的难题。同时结合现场施工,对该地区的固井施工提出了几点认识。     

KES206井超长封固回接固井技术应用

KES206井是克深1-克深2号构造的一口评价井,201.7mm尾管固井时发生了井漏,造成盐膏层漏封。采用回接固井技术增强外部技术套管的抗外挤能力,满足超高压外挤力对技术套管的要求,防止套管挤毁,延长井眼寿命。但由于复合套管回接宽窄间隙处流速差异大,顶替效率差;水泥浆一次上返段长,施工压力高,上下温差大,水泥石强度发展不均匀等难点,通过优化各项技术措施,解决了该井的固井技术难题。     

小直径套管延迟固井工艺在长井段套损井中的应用

针对文中油田油水井套管损坏严重,常规工艺技术难以解决套管长距离多处损坏的问题,开展了在φ139．7mm套管内下φ101．6mm套管延迟固井技术的研究与应用。该工艺采用φ101.6mm无接箍套管及套管扶正器,并应用延迟固井工艺,确保了φ139．7mm和φ101．6mm套管间的固井质量。该工艺作为钻开发调整井的替代技术,具有良好的经济效益。     

北特鲁瓦油田水平井长水平段固井技术及应用

哈萨克斯坦共和国滨里海盆地北特鲁瓦油田水平井的水平段长达1 000～1 200m,水平段Ф215.9mm井眼设计为Ф139.7mm尾管固井完井。针对目前水平井长水平段油层尾管固井的技术难点，从套管安全下入与居中度、顶替效率、固井施工防漏、水泥浆性能等方面制定了系列的固井技术对策，并在2021-2022年共完成三口水平井的固井实践，大幅度提升了水平段的固井质量，且固井质量满足多级分段压裂的需求，对今后水平井长水平段固井施工具有重要的指导意义。     

顺北区块“漏、溢”同存小尾管控压固井技术研究

顺北区块储层以奥陶系碳酸盐岩缝洞型为主,地层稳定性差易漏失,储层深,井底压力大,油气上窜严重,存在溢流风险,属于典型“漏、溢”同存工况,这使得固井施工变得极为困难。为解决以上固井技术难题,探索采用全流程控压固井技术措施,经过精准模拟施工动态当量密度,获得控压参数,有效控制井底、井口压力保持动态平衡;优化套管居中度,模拟施工排量,提高顶替效率;采用双凝双密度防漏水泥浆体系,进一步防止水泥浆漏失。目前该技术已在顺北5-X井成功应用,该井固井质量良好。该技术为顺北区块窄密度窗口井段固井施工积累了经验,对该区块复杂井固井施工具有借鉴意义。     

白56H井127mm尾管固井技术探讨

井下套管摩阻大,大斜度井段易形成岩屑床,加之要求127mm套管下至大斜度井段,井段有两处缩颈,将尾管下到位的难度大;蹩压坐挂、碰压困难。大斜度井段井径不规则,套管在大斜度井段的居中度低,顶替效率差;水泥浆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;钻井液中混气的比例高,影响水泥浆的胶结质量。通过白56H井的尾管封固大斜度井段的固井施工难点分析,从井眼准备、管串结构、水泥浆体系设计等方面提出该井尾管固井技术措施。在实际固井施工后,测固井质量一般,通过总结分析后,提出了该井尾管固井技术需要改进的地方。     

水平井完井技术在文92-平2井的应用

文92-平2井是部署在东濮凹陷中央隆起带中部文留构造东翼文110块东部的一口重点水平井。该井设计井深3616米,完钻井深3584米,水平段长308米。在固井施工中,克服斜井段注水泥顶替效率差、尾管悬挂工具及附件要求高、水泥浆析水控制难度大、套管不易居中等一系列困难,通过采取尾管悬挂、套管回接、优化水泥浆体系等多种技术措施,确保了顺利固井。     

大斜度井油基钻井液尾管固井技术

对于使用油基钻井液钻进的大斜度井,尾管固井质量难以保证。本文通过调整泥浆性能、优选能力良好的冲洗液和水泥浆体系、提高套管居中度、采用可旋转尾管挂、合理设计顶替措施等技术措施,取得了良好的固井质量,完全满足射孔开发要求,为后续大斜度井尾管固井提供了经验。     

水平井尾管固井技术在NP12平61井中的应用

本文阐述了水平井尾管固井的技术难点,结合了NP12平61井成功的固井经验,对水平井尾管固井应采取的主要技术措施和经验进行了介绍,同时该井也是海洋钻井公司在海上完成的第一口水平井尾管固井,对以后类似井的固井施工起到了借鉴的作用。     

埕岛油田水平井固井水泥浆体系及施工技术

针对胜利海上埕岛油田水平井钻井以及保护油气层的需要,优选了零自由水、低失水、高分散、短过渡、无缓凝、直角稠化固井水泥浆体系,选用了与该水泥浆体系以及海水钻井液体系相容性好的冲洗隔离液,应用了性能优良的固井工具及附件,采取了相应的固井技术措施,已在海上18口水平井的固井施工中取得了良好的效果。     

大庆油田采气井固井工艺开发与应用

本文针对新井完钻井应用尾管回接固井工艺技术,不仅杜绝了采用分级箍双级固井时分级箍失效的风险,而且发生井液外漏后可采取相应的补救措施。技术套管将机械式分级箍优化为液压式分级箍,保证了固井的连续性,可靠性。针对水泥石需要承受相应的交变应力,对水泥环的胶结质量及长期密封性要求相对高的问题,采气井上部采用油层套管固井,下部采用导锥完井,并选用上部固封下部悬空的固井工艺,以保证固井后密封性良好。     

不压井作业技术在气井维护中的应用

气井井口主控阀或表层套管发生漏气,将给气井安全生产带来隐患。文章介绍了采用不压井作业方式更换井口主控阀及封堵表层套管漏气的技术。该技术操作简单,无需压井,对气井产层不会造成污染,施工费用低。两年来,采气矿应用不压井技术更换井口主控阀及封堵表层套管漏点,取得了理想的效果。     

塔中一号气田尾管固井存在的问题及解决方案

塔里木油田塔中一号气田所辖井主要分布在塔中Ⅰ号、Ⅱ号沙漠公路两侧,大部分井井内温差大,使本属于常规固井作业尾管固井在塔中地区作业时面临很大的问题和挑战。相关技术人员充分汲取经验教训针对塔中地区直井尾管固井存在的各种问题从井眼准备、泥浆性能调整、到工具改造、固井设计优化等方面入手制定方案,从现场看取得良好的应用效果。本文将阐述该地区直井尾管固井主要存在的技术问题及解决方案。     

旋转尾管固井工艺在BT9井的应用及认识

2009年至今,随着中石化在巴麦地区勘探步伐的加快,油气储集情况日渐明朗。由于受深部井眼套管环空小间隙、高地温因素的限制,深部尾管固井质量不能很好地满足后续采油、采气的需要。因此,固井质量的优劣就显得尤为重要。旋转尾管固井新工艺就能很好地解决深部尾管固井质量欠佳的问题。BT9井旋转尾管固井的成功实施,给固井质量要求苛刻的井提供了很好的借鉴。     

埕北古701井综合施工技术

埕北古701构造位置位于埕北潜山带东南端,是一口评价井。该井施工时与邻井资料相差大,导致突遇高压油气层的复杂情况发生,二开后期卡界面、电测、下技套、固井施工的难度很大,公司技术部门迅速反应,汇同甲方、地质、固井、平台根据井上情况及时调整了该井的后期施工方案。通过该井的顺利施工,不仅提高了平台人员的业务水平,同时也为公司今后施工同类型的井积累了宝贵的经验。     

煤矿大口径工程井井口密封内插法固井技术

煤矿特殊用途的大口径工程井在国内逐渐增多,但是完井由于套管尺寸大,为减小浮力顺利下入管串,不下入插入浮箍,使得采用内插法固井存在很大难度和风险,固井施工中"替空"、"焊钻杆"等工程事故时有发生。2011年,中原固井首次承担淮南煤矿大口径工程井固井,采用非常规井口密封内插法固井技术、钻杆内外替浆法等技术措施,在淮南潘三矿1#井等4口降温井上进行了现场应用,取得了良好效果,为今后大口径井固井提供了宝贵经验。     

中亚异常高压产区固井问题井套管验漏与回接工艺技术

针对异常高压产区深层探井KW 2固井质量不合格及套管悬挂部位存在漏失隐患的问题,采取了逐级压降法承压验漏、套管回接等一系列工艺技术措施,落实了油层套管密封情况并成功进行了回接作业。该工艺技术和现场经验对同类型措施井施工具有一定的参考价值。     

TP191H井206.4mm尾管固井异常与分析

2017年3月4日,TP191H井使用9-5/8"×8-1/8"牵制式尾管悬挂器采取平衡法固井,由于尾管悬挂器丢手判断失误,固井施工结束起钻过程中套管串随送入工具带出,在起钻至第42柱时尾管串落入井内,造成尾管上移68.93m,盐层漏封事故,导致该井本开次报废、需重新侧钻补救。     

海上某油田套管固井事故分析及预防

海上某油田A井在?244.5 mm套管固井过程中,水泥浆意外返高至井口防喷器内,最终导致井口套管无法居中,无法安装井口装置的工程事故。本文通过对该井的固井方案、施工过程进行系统的原因分析和总结,对预防此类工程事故的发生具有借鉴和指导意义。     

新港1井深井高温小间隙尾管固井技术综述

新港1井是2011年大港油田部署的一口三段制五开重点风险探井,设计井深5985m,152．4mm钻头实际完钻井深6716m,127．0mm尾管下深6714m。由于该井井深、井底温度高、环空间隙小、施工压力高,所以在固井过程中易出现层间互窜、顶部水泥石超缓凝、顶替效率差、水泥环薄且分布不均匀等固井技术难题。通过采取井眼净化技术、套管居中设计、优选高温防窜水泥浆体系、防污染、防回流固井技术及平衡固井技术,确保了该井#177．8mm和φ127mm尾管固井质量。