大位移井固井技术分析

针对大位移井固井过程中存在的问题,分析了套管居中度、水泥浆体系、顶替效率对固井质量的影响,提出提高套管居中度、实施低密度高强度水泥浆作业、优化钻井液性能、调整前置液结构以及提高顶替技术等措施,从而提高大位移井的固井质量。     

防漏堵漏低密度水泥浆室内研究与应用

涪陵焦石坝区块地质结构复杂,漏失严重。韩家店、小河坝、龙马溪等层位的裂缝性漏失尤为突出,固井作业过程中水泥浆漏失严重,导致水泥浆返高无法满足设计要求。为解决固井过程中水泥浆漏失问题,开发研制了一种防漏堵漏低密度水泥浆体系。室内评价结果显示,该水泥浆具有稳定性好、强度高、承压能力高的特性;在压差存在下,水泥浆体系能够快速形成致密薄韧的滤饼,有效阻止水泥浆向地层漏失。现场采用防漏堵漏低密度水泥浆封固直井段,现场固井施工顺利,水泥浆成功返出地面,72h候凝测井结果显示固井质量为优质,说明水泥浆有明显的防漏堵漏功能,具有推广应用空间。     

漏失水平井固井技术在JY33HF井的应用

随着涪陵页岩气勘探开发的不断深入,复杂井况层出不穷,特别是水平段钻进过程中出现的恶性漏失情况。目前油基泥浆堵漏手段相对较少,固井时地层承压能力严重不足,给固井施工作业带来了巨大的挑战。通过对漏失井固井技术难点分析,有针对性地提出了相应的解决方法,通过使用新型固井工具、优化现场施工工艺和水泥浆配方,总结出一套适合漏失水平井的固井技术。该固井技术成功应用于水平段存在恶性漏失的JY33HF井,固井过程顺利,应用效果显著,具有进一步推广应用的空间。     

渤海油田井漏对策探讨

渤海油田地层完整性差,井漏发生频繁,漏失类型多,随着勘探开发的深入,漏失情况越来越复杂。结合工程实际,将渤海油田的井漏划分为9种类型,量化统计了每种类型井漏的发生情况,分析了各类井漏的特点和现场堵漏技术的不足。针对较难对付的断层破碎带漏失和潜山漏失提出了具体的防漏堵漏对策,并就海上钻井工程防漏堵漏技术的发展提出了建议。     

三胶塞固井水泥头在海上高温高压井中的应用

高温高压气井的固井是一个世界级难题,高温高压条件下固井存在水泥浆难以有效压稳地层、容易发生气窜等问题,造成高温高压井段固井质量差,进而影响井筒完整性,不利于气田的高效开发。其中一个原因系固井首尾浆不同体系之间相互接触易发生污染,从而导致水泥浆性能变差,对此通过设计采用了三胶塞固井水泥头装置,利用上、中、下3个胶塞有效地将前置液、首浆、尾浆及后置液相互隔开,减少接触时间和接触面积,有效地保障了水泥浆的性能,实际应用后固井质量明显提高,确保了海上高温高压井的井筒完整性,为后续高温高压井的勘探开发提供了技术基础。     

双凝双密度水泥浆体系在方正地区固井中的应用

方正地区地层流体分布状况不清，固井封固井段较长，固井质量难以保证。为解决方正地区易漏失及长封固段井的固井质量问题，在分析影响固井质量主要因素的基础上，通过室内试验，优选出双凝双密度水泥浆体系。研究结果表明，当该体系的首浆密度为1．60g／cm3（缓凝剂加量6ml）、尾浆密度1．90g／cm。（速凝剂加量为12％）时，可以降低长封固井段施工水泥浆的液柱压力，减少地层漏失，有效保护油、气层，从而显著提高了固井质量。     

超低密度水泥浆体系研究

针对低压易漏失井的固井漏失问题,研发出一种温度范围45～75℃、密度范围1.10～1.30g/cm3中低温超低密度水泥浆体系（该水泥浆体系由水泥、增强材料、减轻材料以及固井外加剂构成）.对水泥浆体系减轻材料进行了选择性研究,对增强材料及材料的整体粒度分布进行了优化配级研究,并对该水泥浆性能进行了综合测试.该超低度密度水泥浆在52℃下,24h抗压强度大于9MPa,上下密度差0.03g/cm3,流动度18cm,API失水量50ml以内,零游离液,综合性能良好,能够有效解决低压易漏井固井过程中的漏失问题,保证固井施工质量.     

气藏型储气库井安全风险及其应对措施

为了解决地质条件复杂性给储气库钻井工程带来的漏失、卡钻、固井质量差、周期长、成本高等问题,结合储气库实际地质情况,采取优化井身结构、气体钻井、分层承压堵漏、双级固井,改进固井水泥浆体系(双密度水泥浆固井、柔性自应力水泥浆体系),低压碳酸盐岩储层暂堵及压井技术、超细堵漏水泥浆体系、老井封堵配套技术等技术措施,有效降低了储气库钻完井事故风险、提高了固井质量,同时有效控制了投资成本。研究成果对后续储气库钻完井工程实施具有指导和借鉴意义。     

气藏型储气库井安全风险及其应对措施北大核心

为了解决地质条件复杂性给储气库钻井工程带来的漏失、卡钻、固井质量差、周期长、成本高等问题,结合储气库实际地质情况,采取优化井身结构、气体钻井、分层承压堵漏、双级固井,改进固井水泥浆体系(双密度水泥浆固井、柔性自应力水泥浆体系),低压碳酸盐岩储层暂堵及压井技术、超细堵漏水泥浆体系、老井封堵配套技术等技术措施,有效降低了储气库钻完井事故风险、提高了固井质量,同时有效控制了投资成本。研究成果对后续储气库钻完井工程实施具有指导和借鉴意义。     

纳米低密度水泥浆体系在页岩油水平井固井中的应用

江汉盆地盐间页岩油储量丰富,主要采用水平井和分段压裂方式进行开发.江汉油区盐间页岩油水平井固井存在地层承压能力低、极易压漏地层、水平段封固段长易漏失、气层活跃易发生油气水窜、水平段要进行分段压裂等难点,对固井水泥浆的综合性能要求较高.而常规漂珠低密度水泥浆流变性能差、候凝时间长、水泥石强度低,难以满足现场固井质量要求.针对上述问题,开发了一种新型纳米液体减轻剂CP-56,该材料悬浮稳定性好,通过增大水灰比降低水泥浆密度,可迅速与水泥反应产生交联结构,提高浆体稳定性.辅以适当外加剂,形成了密度在1.40～1.60g/cm3的纳米低密度水泥浆体系.室内试验结果表明,该体系浆体流变性好,失水量小,稠化时间可调,防气窜性能好,抗压强度发展快且强度高,防漏能力好;现场成功应用在江汉油田蚌页油1 HF井,固井质量优质,具有良好的推广应用前景.     

固井水泥浆胶乳的合成及性能评价

针对常用的胶乳水泥浆抗盐性能较差、其性能易因盐侵而大幅下降、不利于水泥浆的泵送作业等问题,以丙烯酸丁酯、苯乙烯、衣康酸和功能单体为原料,利用水溶液聚合法合成了一种适用于固井作业水泥浆的胶乳。对产物进行了红外光谱分析,综合评价了胶乳水泥浆体系的性能。研究结果表明,该胶乳沉降稳定性好,抗盐性能优良,加入到水泥浆中可有效降低胶乳水泥浆的游离液量和滤失量,并有效提升水泥石的力学性能。与丁苯胶乳和氯丁胶乳相比,合成的胶乳综合性能更为优良,可有效解决普通固井水泥浆体系稳定性差、脆性大等问题。     

致密油水平井固井技术探讨

分析了致密油水平井固井施工难点（包括下套管难度大、套管不易居中、替驱不干净、对水泥浆性能要求高等）,并提出了具有针对性的措施,即套管安全下入技术（包括井眼净化、模拟通井和漂浮固井技术）、套管居中技术（包括扶正器选型及加放、套管居中度校核）、变排量注替技术、采用低失水双凝韧性水泥浆体系和固井前置液体系。现场应用表明,采取上述措施可以提高固井质量,能够为致密油水平井固井施工提供参考。     

华北油田束探2X井139.7mm套管半程固井技术的研究与应用

针对束探2X井139.7mm套管固井存在的地层承压能力低、后效严重、水泥浆一次性上返到地面上下温差大,水泥浆易出现缓凝甚至超缓凝等难题,通过采用大温差多凝防窜韧性水泥浆技术、冲洗隔离液技术、平衡压力固井技术等措施,实现了固井"三压稳",提高了冲洗顶替效率,保证了水泥石的早期强度发展及韧性改造,确保了固井施工安全,固井质量合格率100%,优质率80%,为华北油田深井超深井的勘探与开发提供了技术支撑。     

华北油田束探2X井(9)139.7mm套管半程固井技术的研究与应用

针对束探2X井(o)139.7mm套管固井存在的地层承压能力低、后效严重、水泥浆一次性上返到地面上下温差大,水泥浆易出现缓凝甚至超缓凝等难题,通过采用大温差多凝防窜韧性水泥浆技术、冲洗隔离液技术、平衡压力固井技术等措施,实现了固井“三压稳”,提高了冲洗顶替效率,保证了水泥石的早期强度发展及韧性改造,确保了固井施工安全,固井质量合格率100％,优质率80％,为华北油田深井超深井的勘探与开发提供了技术支撑.     

“智能快干”堵漏水泥浆体系的室内研究与现场应用

针对涪陵页岩气开发过程中不断出现的浅表层恶性漏失,以及韩家店组漏失导致地层承压能力不足等技术难题,通过不断的现场摸索与室内研究,开发出了一种新型堵漏技术——"智能快干"堵漏技术。该堵漏技术的核心为智能快凝水泥浆体系,该水泥浆体系具有凝结快、早期强度高、微膨胀、抗硫酸盐侵蚀等特点。为使智能快凝水泥浆体系具有更好的现场使用性和安全性,研发了配套的添加剂产品——特种调凝剂RET-S和流性调节剂FIT-1。加入配套添加剂产品后,堵漏水泥浆具有起稠快、强度高、隔水封堵效果好、稠化时间任意可调等特性,能够很好地满足现场施工作业需要。该堵漏水泥浆体系在涪陵页岩气现场应用了4口井,封堵效果明显。现场应用成功说明该技术可以满足1500m以内的各种堵漏作业,并具有良好的安全可靠性。     

一种能改善盐岩层固井胶结质量的饱和盐水胶乳水泥浆体系的研制

固井水泥浆与盐岩地层间难以形成有效胶结,是造成盐岩层固井质量差的主要原因。为解决这个问题,提出用饱和盐水胶乳水泥浆体系来改善盐岩层固井胶结面的胶结质量。通过试验优选出抗盐胶乳GR1、降滤失剂CG88L等添加剂材料,构建了一套饱和盐水胶乳水泥浆体系,室内对水泥浆体系的抗温性能及其与地层的胶结性能进行了评价。评价结果显示,饱和盐水胶乳水泥浆体系具有广泛的温度适应性和较高的胶结强度。与常规聚合物抗盐水泥浆相比,该水泥浆体系可将水泥浆与模拟盐岩地层的胶结强度提高20%以上,能够有效改善盐岩层固井胶结质量。     

随钻堵漏剂含量对裂缝性灰岩承压能力的影响

漏失造成地层承压能力低是裂缝性灰岩钻井面临的主要问题,随钻堵漏是解决该问题的有效方式。随钻堵漏剂的含量与提高地层承压能力的数量关系是确定钻井液密度范围和固井液柱压力、保障井壁稳定和固井质量的关键。针对裂缝性灰岩开展了随钻堵漏剂对承压能力影响的试验研究。研究表明,随钻堵漏剂含量越高,地层承压能力增强;地层压力越高,随钻堵漏对提高地层承压能力的效果越强;孔隙度越大,随钻堵漏对提高地层承压能力的效果越弱。该技术应用在米桑油田灰岩钻井过程中,提高地层承压压力0.27~0.34g/cm3,有效解决了卡钻、卡仪器和固井质量不合格等问题,为同类井作业提供借鉴。     

泌页HF1井技术套管固井工艺技术

为提高页岩井固井质量采用了较有效的工艺技术，设计了用于冲洗和防止井垮的冲洗液应用防漏纤维水泥浆，从优化水泥浆体系／安全下套管／固井现场配套施工工艺等，采取有效的施工来保证页岩井固井质量施工证明措施能够满足固井质量的要求，现场效果明显。     

煤层气井超低密度水泥浆体系研究

煤层气固井具有井身浅、井底温度低、稠化时间长、流动性差、失水量大、易发生气窜等特点，常规水泥浆体系无法满足该类井的固井要求。依据颗粒级配原理，利用分形级配模型得出固相材料的理论配比，通过优选外加剂配制了超低密度水泥浆体系。性能评价试验表明，该体系的悬浮稳定性和流变性能较好，失水量和析水率很低，稠化时间可调范圈大，同时早期形成的水泥石也具有较高的抗压强度，由此说明该超低密度水泥浆体系在低温条件下具有较好的综合性能。     

塔河油田盐层井φ206.4mm尾管固井技术

塔河油田石炭系存在盐膏层,由于其具有蠕变特性,造成下套管固井作业安全时间少、形成水泥环质量差以及固井水泥浆性能被破坏等问题,这些难题严重影响了该油田勘探开发的进展。目前,塔河油田开发过程中遇到的最大问题是石炭系盐膏层所造成的固井质量难题。针对上述问题,提出一套适合于塔河油田盐层井的φ206.4mm尾管固井技术,即利用φ206.4mm尾管封隔盐层,下尾管前计算下套管固井的安全时间,对原有井眼进行扩眼施工来提高下套管固井的安全性,应用高抗盐水泥浆解决由盐层的溶解造成水泥浆性能不稳定的问题。通过现场应用表明,该固井技术可以消除盐膏层蠕动给固井作业带来的危害。