金跃101井7000m一次上返固井技术

金跃101井位于塔里木盆地塔北隆起轮南低凸起西斜坡,二开完钻井深7161m,垂深7153.28m,造斜点6942m,ф200.03mm+ф177.8mm技术套管下深7159m。针对该区块地层承压能力低、易漏失、水泥浆一次上返至井口、常规固井方法无法满足固井要求等问题,采用三凝双密度大温差水泥浆体系,同时制定对应技术措施防止下套管及固井过程中发生漏失。先导浆及领浆采用1.35g/cm3低密度大温差水泥浆,封固段0~5449m,尾浆采用1.88g/cm3常规密度水泥浆,封固段5449~7161m。声幅测井结果显示,固井质量合格,现场应用表明,采用低密度大温差水泥浆技术,提高了低压易漏井、长封固井段的固井质量,为该区块超深井一次上返固井提供了借鉴。     

英买2-16井深井长封固段固井技术实践

英买2-16井位于塔里木盆地塔北隆起英买力低凸起英买2号背斜构造,二开完钻井深为5821m,177.8mm技术套管下深5819m,二开采用分级固井,分级箍位置为2996.4m。针对该区块地层承压能力低、易漏失、水泥封固段长、常规固井方法无法满足固井要求的问题,采用双凝双密度水泥浆体系固井。一级固井采用以DRF-120L降失水剂为主剂的1.45g/cm3和1.88g/cm3双密度大温差水泥浆,封固段3300～5821m;二级固井采用以DRF-300S为主剂的1.45g/cm3低密度水泥浆,封固段0～2996.4m。声幅测井结果显示,固井质量合格,现场应用表明,采用低密度水泥浆配合常规密度水泥浆固井技术,提高了低压易漏井、长封固井段的固井质量。     

实体膨胀管技术在塔河油田TK1051井的应用

TK1051井是位于新疆塔河油田十区阿克库勒凸起T738-TK1031井缝洞带的一口四级结构开发井.由于该井在三开井段下7″尾管时于井深5221.30m处出现严重遇阻现象,被迫就地进行固井作业.为有效地封固石炭系裸眼段地层,保证该井后续作业的安全进行,首次在塔河油田三开井段成功下入5-1/2″×7″×12.65mm实体膨胀管,同时创造了中国膨胀管施工最深(5794.05m)、膨胀管封固井段最长(630.45m)的记录.该技术的成功运用,为塔河油田今后石油勘探开发过程中,应用膨胀管技术提供了有力的技术支撑.     

HY-1井大间隙井眼固井工艺技术

HY-1井二开钻遇地层不符合钻井设计要求,甲方决定在311.1mm井眼内下入177.8mm套管固井,提前完井。该井身结构属于非常规井身结构,环空间隙大,顶替效率低,套管居中度差,地层压力系数低,安全压力窗口小,固井施工作业难度大。根据固井施工的突出特点,从大间隙井眼固井、低压易漏井固井和防止水泥浆污染的技术措施这3个方面出发,总结分析了固井施工的难点以及采取的固井工艺技术措施,应用低密度防气窜双凝水泥浆体系、防止水泥浆污染、平衡压力固井、紊流-塞流变排量复合顶替技术等。该井固井施工顺利,固井质量合格,对非常规井身结构下的大间隙井眼固井施工具有一定的借鉴意义。     

双凝水泥浆固井技术在玉门青西油田的应用

针对玉门青西油田的油气层压力高、多套油气水层共存、长封固段的气窜、井与井之间井温差别大的固井难点，从水泥浆体系、外加剂和水泥浆性能等方面进行了系统研究，提出了下部采用加砂高密度速凝浆封固，上部采用低密度缓凝浆封固的水泥浆固井技术。在窿110井Ф244．5技术套管固井和青2-23井Ф177．8～Ф139．5mm复合油层套管固井中的应用获得成功，两口井固井质量全为优质。     

汶川地震断裂带科学钻探项目尾管固井技术的应用

介绍了汶川地震断裂带科学钻探项目钻探施工过程中尾管固井技术的应用情况。针对该项目钻探施工的复杂地层条件,研发了适合于破碎地层和小套管间隙的无接箍尾管固井技术,关键技术包括尾管管柱设计、尾管下入及钻柱分离技术和施工工艺、适合于破碎地层和小套管间隙条件的尾管固井浆液设计和施工工艺。采用研发成功的尾管固井技术,在该项目的二号孔和三号孔中共进行了4次下尾管作业,均获得了成功。     

松科二井三开中期完工

2016年2月17日,“松科二井”三开超额完成年度钻探工作量,并完成测井、下套管、固井等完井作业,在井深4542.24m 中期完工。其中,311mm 口径深度4528.90m,Φ244.5mm套管下深4526.37m。     

煤层底板加固多分支水平注浆井套损探讨及预防措施研究

地面多分支水平井注浆技术作为煤矿区域水害治理关键技术之一,多分支水平注浆井采用三开井身结构。针对于二开套管损坏变形为研究对象,进行了钻进与注浆过程可能造成套管损环变形机理因素分析:套管磨损、注浆扰动、固井质量效果等方面。基于因素机理分析分别从套管磨损预防、套管剪切损坏预防、固井质量效果差预防等方面细化,深入研究了预防二开套管损坏变形措施。     

文75X1井长裸眼长封固段小间隙小尾管固井实践

小井眼开窗侧钻技术很好地解决了油水井无法继续进行生产的问题,起到"死井复活"、提高采收率、降低成本的目的。文75X1井是部署在文安斜坡史各庄构造带文75断块上位置的一口小井眼开窗侧钻井,完钻井深3376m,井斜34.64°,裸眼段长达1164 m,下入95.3 mm小尾管固井,存在环空间隙小、封固段长、套管居中度难以保证以及套管安全下入井底难度大等一系列难题,通过采取有效通井措施、扶正器安放提高套管居中度、弹性低密度高强度水泥浆体系技术等固井工艺技术,经质量检测,固井合格率100%,优质率高达92%,为类似的长裸眼长封固段小间隙井小尾管固井质量的技术措施提供参考。     

分级固井技术在地热井施工中的应用

关中盆地地热资源丰富,在开发利用中发现地热水中含有水溶气,WR2号地热井就是为了探明该地区新近系地热资源情况及热储层特征,同时研究该地区地热水溶气的赋存情况的探采结合井。该井在下入直径244.5 mm技术套管过程中发生气侵,井涌后技术套管卡住,导致技术套管不到位和无法进行固井作业,为地热井建成生产留下隐患。后期采用了石油天然气钻探领域成熟的分级注水泥固井技术,在套管串上安装双级箍对直径139.7 mm生产套管与井壁之间的环状间隙进行封固,起到了隔绝下部气层气体上窜及隔水保温的效果。该工艺技术在地热井固井中的成功应用,对井下情况复杂、固井难度大的超深地热井以及中深层地热源井的固井施工具有重大意义。     

基于压力平衡条件下“戴帽”固井注水泥技术探讨

在地热井漏失地层进行“戴帽”固井注水泥难度大,往往因挤入的水泥浆偏离设计位置而导致固井失败。本文提出了漏失层“戴帽”固井的技术思路,即利用井内液柱压力与地层裂隙压力保持平衡以有效控制固井水泥浆柱移动位置,通过控制挤注排量以防止水泥浆被稀释。在具体实施中,可以采用开放固井和封闭固井两种方式。前者在注替浆过程中,井筒与外界大气、上下井筒之间始终相通。当上下套管级差较大时,水泥浆柱在平衡过程中下移距离较长,位置不易控制,且易稀释,但是所需工具简单,适合应用于上下套管级差较小的条件,尤其是在同级套管内。对于后者而言,需采用特殊密封工具封闭下部套管,在注替浆过程中,上下井筒始终是不通的。可以避免水泥浆柱下移距离长、位置不易控制、易稀释等缺点,适合各种套管级配条件下固井注水泥作业,在套管级差较大时更显其精确封固优势。     

梨深1井Φ244.5 mm套管固井前的井漏处理

在地层承压能力较低的地区进行套管固井作业,由于水泥浆密度较大,极易发生井内漏失,影响封固质量、影响钻井设计目的与要求,因此做好固井前地层承压堵漏是一个很重要的工作环节.通过对漏层进行分析,采用合理的堵漏方法进行承压堵漏,确保了固井的顺利作业.     

塔河油田膏盐层固井技术浅析

合有膏盐层的井,在固井方面具有一定的难度.膏盐层一旦不能有效被封固,盐层蠕动将对套管产生不均衡负荷,造成套管变形、挤毁及错断等复杂情况,给后续工作带来额外的工作量及缩短油井寿命.目前塔河油田膏盐层固井存在下面几种难点:一是上部白垩系、侏罗系地层有700～800m的砂岩层,属于低压层,在泥浆密度1.65～1.66g/cm3的情况下套管易发生压差式粘卡;二是膏盐层埋深达到一定时具有塑性蠕动的特性,蠕动速率0.75～1.5mm/h;三是泥浆密度为1.65～1.66g/cm3,流变性能差,难被有效顶替;四是膏盐层中含有碱金属对水泥石的腐蚀严重,水泥浆必须具有抗盐性;五是上部为低压力系统,易发生井漏.就以上问题对塔河两岸膏盐层固井技术难点进行分析.     

从延86井表层套管下入位置谈油井施工问题

通过对延86井表层套管下入地层恰当位置以及第四系及第三系地层的地质及水文地质特征的叙述，指出了表层套管下入的恰当位置应该是穿过第四系或第三系地层后进入基岩3-5m，同时将表层套管头用GPAI级水泥封固方法。     

玉门鸭西14井小间隙固井技术应用

为达到提高钻进机速、降低钻井成本和满足后期酸化压裂施工的多重目的,近3年来玉门油田公司在青西、鸭西区块应用"小三层"井身结构,采用241mm/171.4mm钻头,下入200.03mm/139.7mm套管完井。由于环空间隙过小,增大了下套管和固井施工难度。如何解决施工中出现的相关问题,提高下套管、固井质量,就成了我们需要攻克的技术难关。     

沁水盆地南部煤层气问题井原因分析及技术探讨

随着沁水盆地南部煤层气的大规模开发,目前已完钻井和已进行煤储层改造的井中有多口井发生不同程度的套管损坏和固井质量等问题。针对不同问题提出了不同的处理思路,水泥浆返高在目的煤层顶界以上50m,采用挤水泥二次固井方式处理;水泥浆返高不足50m、目的煤层以下替空和水泥环胶结不连续,采用压裂新工艺进行储层改造;定向井中漏点在造斜点以上采用换套技术;漏点在直井封固段以上或定向井中封固段以上造斜点以下采用水泥封堵技术;漏点在封固段以下采用下4寸套管。     

插入法固井工艺在银额盆地蒙阿左地1井的应用

蒙阿左地1井一开表层套管固井施工采用插入法固井工艺,解决了长井段不稳定地层作业风险高、套管内外环空大、作业时间长等难题。根据插入法固井工艺的特点制定了相应的技术、管理措施,取得了较好的固井质量,施工效率提高了42%,施工成本降低了30%。在银额盆地完成大直径、长井段不稳定地层的表层套管固井施工,为该区固井施工提供了宝贵的经验。     

酒东高密度长封固固井技术

为满足勘探开发及后期酸化压裂改造需求,玉门油田在酒东区块布设了定向井,技套要求水泥返至井口,完井采用尾管悬挂,悬挂点选在直井段,悬挂井段超过1000m,该区块完井钻井液密度高,矿化度高、井底温度高、封固井段长,地层安全压力窗口小、井下条件复杂、井眼不规则,固井质量难以保证。为了保证施工安全及固井质量,针对性地对套管顺利下入、管串居中度、水泥浆的稳定性开展室内研究、评价,从提高套管居中、改进注替参数、优化水泥浆性能等方面开展工作。最终形成玉门油田酒东高密度长封固固井配套技术。     

长庆油田小套管二次固井工艺技术研究与应用

针对长庆油田Ø139.7 mm生产套管中下Ø88.9 mm小套管二次固井环空间隙小、固井施工压力高,水泥环薄、密封完整性难以满足后期措施需求,固井前井筒界面环境差、二界面水泥胶结不佳等技术难点,通过技术创新及改进,研制出适用于小套管二次固井的低摩阻耐压防漏水泥浆体系、热固性树脂水泥浆体系,结合自主研发的界面增强型冲洗液和固井压塞液体系,形成一套长庆油田小套管固井工作液体系。优选性能可靠的固井配套工具,优化小套管固井管串结构,按照平衡压力固井原理,采用一次上返固井工艺,总结出了一套小套管二次固井工艺技术。现场应用10口井,固井质量优良率95%,增产效果显著,为长庆油田老井增潜挖效及套损井治理提供了有力的技术支撑。     

高温高压小井眼尾管固井技术应用

高温、高压、深井、小井眼尾管固井是固井技术的一个难点,龙16井在各项配套工程技术措施综合应用的情况下施工成功,为高温、高压、深井固井作业积累了经验。龙16井是川北低平褶皱带九龙山构造上的一口预探井,原设计Φ215.9 mm井眼钻至下二叠系完钻。由于地质条件复杂,纵向上分布多套产层并具有超高压特点,地层裂缝发育,多次出现涌漏同存复杂情况,被迫提前下入Φ177.8 mm套管固井以封隔上部复杂井段。采用Φ149.2 mm钻头钻至5988.00 m完钻并进行了尾管固井作业。固井作业前钻井液密度2.34 g/cm3时油气显示强烈,井温139.6℃。