雅达油田高含硫小井眼尾管固井技术

针对伊朗雅达油田Fahliyan油层尾管固井技术难点,优选出防腐防窜胶乳水泥浆体系。室内测试分析表明:该体系防窜能力强,模拟实验过程中气窜量为0;在室内模拟的H2S强腐蚀条件下,仍能保持致密的微观结构,水泥石强度下降幅度为11.46%,水泥石渗透率增加程度为18.82%;同常规水泥浆体系相比,养护24 h的单位面积抗冲击功可提高74%,养护48 h的单位面积抗冲击功可提高79%。为提高洗井质量和水泥浆顶替效率,率先将旋转尾管固井技术应用于ф114.3 mm尾管固井中。同时,采用先导浆工艺和提高套管居中度技术,达到提高顶替效率的目的。上述措施的实施,为解决伊朗雅达油田高含硫小井眼尾管固井难题做出有益的尝试,取得了较好的现场应用效果。     

中美合作深井小尾管固井技术

针对超深高压井（川付８５井）含气、水层的特点,西南石油局与美国贝克休斯石油公司联合进行１１４．３尾管固井,制定带管外封隔器、盲板、筛管的特殊尾管串结构,采用过渡罐配注水泥浆、坐封封隔器获得成功。说明一口井不管有多复杂,只要采取有针对性的技术措施,精心施工,就能解决复杂问题。基本情况及施工难点川付８５井是中国新星石油公司西南石油局６０１４井队在川东北地区施工的一口超深井,完钻井深５２００ｍ,１５２．４裸眼段长１０５．００ｍ,拟下１１４．３尾管固并,井身结构见表１。本井钻至井深５１４８．００ｍ遇到一…     

侧钻小井眼尾管固井工具存在问题及改进意见

分析了侧钻小井眼尾管固井中尾管悬挂器及其附件存在的问题，并对存在的问题提出了改进意见，对生产厂家如何进一步完善尾管挂器性能和使用者检查、判断、处理现场复杂情况具有一定的指导作用。     

如何提高深井超深井尾管固井质量

深井、超深井尾管固井是固井施工中难度最高,风险最大的工程,固井质量难以保证。文中分析影响深井、超深井固井质量的主要因素,剖析其固井施工难点,全面阐述保证深井、超深井尾管固井质量的方法和技术措施,对保证固井质量和减少施工风险具有很好的作用。     

云安21井深井尾管固井技术

云安21井是红家湾潜伏构造上的一口开发井，该井的设计井深为5709m，但在实钻的过程中，由于钻遇断层，引起井深增加，裸眼段增长至1800m，属于低压漏失层、超长封固段小间隙井尾管固井范畴。介绍固井技术难点，固井技术措施、水泥浆体系的优选、现场应用及认识与体会。     

中原油田侧钻小井眼固井技术

分析了中原油田开窗侧钻小井眼固技术的难点,并针对性地提出了解决小井眼固井的技术措施。通过1999年以来17口井的固进实际应用,取得固井一次成功率、电测一次成功率和固井质量合格率100%的效果。为小井眼固井探索了一条新路。     

深井超深井尾管固井悬挂技术研究

综合分析了深井、超深井以及复杂井眼条件下尾管悬挂固井引发的各种问题和尾管固井失败的原因，研究了现有尾管悬挂器在施工时过流断面大小及悬挂可靠性等问题。提出悬挂接头尾管固井工艺。悬挂接头过流断面可增加30％～43．2％，悬挂能力明显提高，坐挂可靠性增强，可大大提高固井施工成功率。     

川西深井尾管固井技术探讨

随着川西地区勘探开发井的深度不断加深,将面对更加复杂条件下的固井,其中深井固井中的尾管固井是我们面对的突出难题。为了解决深井尾管固井的难题,主要从井眼准备、下套管作业、前置液设计、水泥浆设计、顶替设计、旋转尾管设计等方面进行了探讨以达到提高深井尾管固井质量的目的,在上述理论的指导下,现场施工的新501井、新206井等的尾管固井均达到优良。     

塔里木油田尾管固井技术

塔里木尾管固井特点近年来，塔里木油田勘探开发力度加大，为寻找更多的油气储量，深井及超深井增多，使本身复杂的尾管固井难度增大，该地区尾管固井有以下特点．１．井深、封固段长、尾管类型多塔参一井１９３．６７尾管鞋下深达６９６３．２４ｍ，塔中４９井１７７．８...     

琼002井尾管固井技术

介绍了新疆塔西南地区琼００２井使用引进的ＰＳ型液压—机械双作用尾管悬挂器进行深井固井的成功经验。探讨了液压坐挂失败的主要原因，并提出对策建议。     

深井、大斜度井尾管悬挂固井工艺

针对深井、大斜度井尾管固井风险高、技术复杂、施工难度大、质量要求高等特点,研制了一种液压-机械联作式自动脱挂尾管悬挂器以及固井工艺,介绍了该悬挂器的结构、工作原理、性能特点。该悬挂器采用液压剪销坐挂、自动脱挂,双胶塞碰压顶替的工作方式,可实现坐封、脱挂、碰压、冲洗连续施工,允许大幅度上提、下放、旋转套管及中途循环钻井液,能够有效解决深井、大斜度井尾管固井坐挂难、倒扣难、留水泥塞等技术难题。通过15口井的现场应用,表明该工艺可提高尾管固井质量、缩短钻完井时间、降低成本、减少井下钻具事故,有进一步推广的价值。     

板深32井小间隙长裸眼段尾管悬挂固井技术

在分析大港油田板深32井177.8mm与127.0mm尾管固井难点的基础上,详细介绍了所采用的技术措施及施工工艺。该井尾管固井质量合格,但未解决采用复合钻具下127.0mm尾管固井留有水泥塞的问题。     

西20-1X井尾管固井工艺技术

西20-1X井是西20断块上的1口三开定向开发井,目的层为寒武系府君山组。该井潜山盖层复杂,技术套管未能坐入潜山,三开后发生严重漏失,无法建立循环,用常规固井工艺技术无法固井,采用尾管悬挂器、管外封隔器及配套工具等新工艺技术达到了优质固井的目的。     

高温高压生产气井的连续管注水泥作业

Khuff天然气储层具有高温、高压和高储量等特点,并伴生有H2S及CO2气体,在Khuff储层采用传统的多层产量测试作业方法不仅耗时长,而且费用较高。鉴于此,利用高压连续管(HPCT)进行产量测试作业。介绍了高压连续管的作业要求、高压连续管作业机的选择方法及水泥浆的选择方法。在此基础上,用高压连续管作业机在Khuff气井进行了5次酸化作业、4次柴油驱替作业和3次注水泥作业。作业结果表明,用高压连续管在高温、高压气井进行注水泥作业安全可靠,并可将气井的每个地层成功地隔离,水泥顶部深度不会超过设计深度3 m,气井多层产量测试作业时间缩短了34 d,节省作业费用120万美元。     

泽74-1X井尾管固井技术

泽74-1X井是利用原上部井眼进行侧钻的1口重点评价井,井身剖面为"直增稳降直"五段制定向井。完钻井深3860m,进入潜山5m,最大井斜41.46°,最大井眼曲率11.03(°)/30m,水平位移574.21m。在?215.9mm井眼内下?177.8mm尾管先期完井,尾管实际下深3859.8m,尾管全长1852.49m,属于超长封固段小间隙井下尾管固井范畴。介绍了下套管固井存在的技术难点,针对该技术难点,优选了水泥浆体系,采取了合理的下套管固井措施。该井固井的成功为今后同类井的固井提供了有益的经验。     

胜科1井Φ139.7mm尾管及回接固井工艺技术

胜科1井是目前中国东部油区最深的一口重点科学探索井,钻井目的是进一步研究和评价东营凹陷孔2段烃源岩发育情况、盐下层构造含油气情况,并为下一步勘探部署提供依据。该井完钻井深7 026 m,井底温度达235℃,钻井液密度1.75 kg/L。针对该井四开井段井眼不规则、封固段长、存在多套压力层系、井底温度高、上下温差大和井下情况复杂等技术难点,采用了尾管悬挂及回接固井工艺,并研制开发了性能稳定的超高温水泥浆体系、抗高温尾管悬挂器及固井附件,确保了该井尾管固井及回接固井施工的顺利进行,固井质量优良。     

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     

秋南1井φ206.4mm超深小间隙长封段尾管固井技术

秋南1井四开井段采用φ215.9 mm钻头钻至井深6 476 m,钻进中存在钻井液密度大、环空间隙小、盐膏层蠕变严重、井底温度高、井下压力大、压力窗口窄和封固段长等难点。在详细分析主要固井难点的基础上,采用了尾管固井的方式,选择了贝克休斯公司的HMC型液压悬挂器及其工具附件,优选了高密度抗盐双凝水泥浆体系,并使用固井设计软件对该井尾管固井进行了详细的设计,制定了主要的技术措施。现场施工顺利,固井质量合格,达到了封固盐膏层、保护套管的预期目的。     

特殊情况下的Φ178尾管固井技术

介绍川东地区具有代表性的3种特殊情况下的Φ178尾管固井方法,该方法是大量实践经验的总结,对这多种井方法的特点,复杂性详细进行分析,对基本作法和施工要点进行总结,并列举实例。