顶驱下套管技术在东海的运用效果研究

在海洋石油钻井作业过程中,固井是作业风险最高的环节之一,直接关系到钻进过程中的井下安全、完井过程中的储层开发以及后期增产措施的实施。下套管作为固井施工程序中至关重要的一环,套管的上扣质量、套管是否顺利下至设计井深,对后续钻井都有着较大的影响。随着石油钻井中作业井难度的不断增加,深井、超深井、大位移井的数量也在不断增加,这些高难度井的下套管作业成为一项很大挑战。顶驱下套管技术作为一项新兴技术,正是解决以上问题的重要手段之一。因此,文章详细介绍了顶驱下套管技术的工作原理、设备特征、操作方式以及实际应用中的优缺点,并提出改进建议,为后续现场采用顶驱下套管技术提供借鉴与参考。     

复杂超深井技术套管悬挂固井技术应用

克深XX井是一口复杂的超深井,钻遇多套盐膏层和地层压力系统,存在垮塌、高压水层、漏失层、溢流等复杂钻井,给固井作业带来了很大难度。通过多次扩眼通井等措施保障套管下到位,制定严密的下套管措施保证作业过程不发生垮塌、溢流等风险,优化了固井工艺,提高固井质量。该井的复杂处理措施和固井技术值得进一步钻研,可为石油作业人员提供经验借鉴。     

固井环空逐级憋压候凝方法研究与应用

固井后环空憋压能有效补偿水泥浆失重造成的压力损耗,是目前解决水泥浆失重的常用手段。高压气井裸眼段通常纵向上压力体系多,涌溢同存,常规固井后一次性憋压至较高设计值候凝可能导致井漏发生,而采用偏低的环空憋压值则无法有效补偿压力损耗,候凝期间存在地层失稳。因此,基于固井气窜主要发生的因素分析,采取理论与实践相结合,确定了一种在现场切实可行的环空憋压方法;基于水泥浆超声纵波的传输时间及孔隙压力变化确定水泥浆液-固态变化时间作为环空逐级憋压候凝时间节点;基于水泥浆静胶凝强度及水泥石强度发展时间确定憋压值;实现固井候凝期间全过程压稳,较好解决固井候凝期间发生气窜问题。     

大位移井关键技术研究进展

综合分析了国内外大住移井钻进过程中经常遇到的几项关键技术研究进展情况，包括降低摩阻和扭矩技术、井眼清洗技术、井身剖面和钻柱优化设计、井壁稳定技术、套管磨损预测与防治技术等，并对未来的大位移井总体技术发展方向作了展望。     

全漂浮旋转下套管技术在南海某油田的应用

大位移井在下套管时经常会因为摩阻大而无法下到位,且常规漂浮下套管技术又存在漂浮接箍易失效、漂浮接箍破裂盘击破压力大、遇阻时几乎没有处理手段、激动压力大易压漏地层、灌浆置换空气时间长等问题。南海某油田在国内应用全漂浮旋转下套管技术来解决大位移井下套管难题;应用情况分析表明:该项技术能够极大的降低大位移井下套管时的摩阻,处理复杂情况的手段更多,几乎可以保证大位移井套管下到位,降低作业风险。该技术相较于全漂浮下套管技术可以显著增加套管下入悬重,且悬重随转速的增加而增加;采用全漂浮旋转下套管相较于全漂浮不旋转下套管速度略慢。     

大位移井钻井井眼轨迹控制对策研究

对于大位移水平井而言,水平段较长,在钻遏岩性方面存在复杂多变的情况,同时,钻井与地层接触的时间较长,这些原因的存在,使得钻井在作业过程中存在较多的技术问题.通常导致这些问题的主要原因是水平段过长,固井中遇到的技术问题是由于套管、水泥浆与水平段的延伸方向呈垂直状态所引起的.本文结合作业实践,有针对性地对大位移井钻井井眼轨迹控制对策进行了深入地研究,以此实现对钻进效率和固井质量的提升.     

大位移井的修井技术探析

大位移井是指那些井的位移与井的垂深比不小于2,且测量深度大于3000m的定向井,或水平位移大于3000m的定向井称为大位移井。大位移井下故障的处理一直是海上石油生产平台维修运行中的一个难题,虽然在目前的科技发展日新月异,各种维修技术不断推陈出新,但我国的大位移井大修技术还是有待于进一步提高。文章总结了水平井的维修技术,特别是降低阻力和扭转的技术,可广泛应用于修井中,并且基于大位移井维修的技术问题,针对大位移井修井过程中管柱的摩擦和施工难点,从两个方面对减摩技术进行分析,旨在为提高我国大位移井的维修技术水平提供帮助。     

塔河油田侧钻井小尾管固井技术

塔河油田由于地层复杂,勘探和开发难度大,存在大量的套损井、低产井。应用开窗侧钻技术进行老井重钻,使老井复活并增加产能。这类老井侧钻一般以?193.7mm套管开窗,悬挂?139.7mm直连套管;也有少部分?177.8mm套管开窗,下入?139.7mm直连套管进行丢手。这样造成环空间隙较小,增加了固井施工难度。优选小尾管固井技术措施,设计最佳的固井施工措施,保证小尾管固井施工质量达到最佳的效果。     

套管居中度对固井质量的影响及改进措施

固井的目的在于油气井安全钻井或油气井开采，固井过程中有很多影响固井质量的因素，因此无法保证顺利完成建井。套管居中度是指套管在井眼中偏心的程度。套管居中度越好，固井质量也越好。套管扶正器的选择和安放是解决套管居中的重要途径。基于改善套管居中的需求，本文分析了套管居中度对固井的影响并给出了相关改进措施。     

胜利油区中深井全井封固固井技术研究

近年来,随着胜利油田生产开发的不断发展,出于后期开采及套管保护等原因,东辛、纯梁、现河等油区越来越多的中深井固井选择全井封固,近年来该类型井逐渐增加,在施工过程中出现了漏失、憋泵、后期压力过高,油气水窜等一系列问题,造成固井质量较差.采用合理的水泥浆体系、前置液及合理的固井工艺和保障措施,提高施工水平,提高固井质量是提高采收率的重要保证.根据井下实际情况优选工具附件,采取恰当的措施,合理安排人员设备,减少各类异常情况的发生,提高固井质量,确保后期开采和作业施工的顺利进行.     

免钻分级固井技术在大港油田西8-8-6井的应用

固井是钻完井过程中的重要作业，随着油田的逐步开发，地下地层情况越来越复杂，在高压下地层变得非常容易漏失，给固井作业带来了极大的困难和挑战。目前的常规分级固井工艺还存在很多不足，免钻分级固井是能解决该困难的比较前沿的一项固井工艺技术，该工艺免去了注水泥后的钻塞流程，缩短了工程周期，降低了施工成本。在固井质量方面，一级注水泥后涨封隔器，保证二级注水泥的封固质量。同时该技术延长了油井的开采寿命，对提高其综合开采价值效果显著。免钻分级固井技术首次在大港油田现场应用情况良好，为以后的现场应用提供参考，前景广阔。     

双胶塞固井工艺在丰探15井中的应用

丰探15井是某油田在苏北盆地东台坳陷白驹凹陷洋心次凹深凹带白2井东构造布置的一口定向预探井,属于苏北盆地东台坳陷白驹凹陷洋心次凹深凹带白2井东构造-岩性圈闭构造。针对固井技术难点,为进一步提升苏北油区深井、探井固井质量,探索使用新工艺新方法,在丰探15井首次尝试采用双胶塞固井工艺。其原理是注前置液前压入空心胶塞刮净内壁上的残留泥浆,注水泥浆后压入实心胶塞刮净管壁上残留的水泥浆,避免套管内套管外钻井液与水泥浆的混窜,有效地保证固井质量。通过应用双胶塞固井工艺,配套井眼钻进控制技术、通井技术、井眼清洁措施、固井液技术、替浆技术等,安全顺利地完成了丰探15井固井施工。丰探15井应用结果表明,应用双胶塞固井工艺固井质量优质,效果显著,达到了预期的效果。     

浅谈在海洋钻井中固井技术的重要性

海洋水域约占地球表面的3/4，而海洋中又富含着大量的油气资源，在当下国际油气资源供需矛盾加重之际，各国都在加速开采本国水域的油气资源，而固井技术又是油气资源是否能够顺利开采的关键。固井技术的目的是研究如何进一步提高固井质量及减少固井事故的。它本身便是一个系统的工程，影响因素很多，又具备一定的特殊性。经过不断地创新和科学技术的进步，固井技术有了很大的进步，已基本能够满足勘探开发的需要。     

小套管固井技术在吐哈油田套损井中的应用

吐哈油田分公司丘陵油田地层复杂,且普遍采用高压注水、压裂、酸化等增产措施,导致套管变形较严重,并且部分套损井变形点较多、变形段较长,严重影响了油田的开发。油田采用小套管悬挂固井技术成功解决了深井套管变形段长,多点变形而无法修复的难题,现场应用效果好,为油田套损井治理探索出一套新工艺。     

浅谈煤层气井固井存在的问题及技术措施

我国拥有大量的煤层气资源，但开发利用工作还处于起步阶段。一般情况下，比较煤层和汽油层时，煤层埋藏较浅，微孔隙与裂缝发育，煤层的孔隙度与机械轻度都较低，所以经常出现坍塌、污染等情况。本文通过分析煤层气的特点，简叙述煤层气井固井存在的问题，并针对所出现的问题提出了相应的技术措施。     

可控不压井作业技术研究与应用

在油田井下作业生产中,通常情况下,进行油水井的修井作业实施,需要先进行压井操作,再进行修井作业,以保证油田井下作业中井控的安全性。而在低压漏失油水井的修井实施中,应用先压井、后作业的修井方式,不仅容易造成压井液大量漏失,形成油田开采生产作业中成本与资源的浪费,并且压井液的流失不仅会造成一定的污染,还会导致油水井的维修恢复比较困难,甚至影响油井开采与生产产量,对于油井开采生产效益产生影响。针对这一情况,在进行低压漏失井修井作业中提出了可控不压井作业技术,本文将对于该技术方法以及作用意义进行分析论述。     

大位移井钻井技术在油田中的应用分析

继传统的定向井、水平井技术发展后,出现了一项特别的工艺井,即大位移井,其特别的工艺技术,能够帮助在滩海油田、海上油田以及地面条件极其复杂的边际油田进行石油勘探开发,这为海上钻井及陆上滩海边际油田钻井提供了一条新的路径。文章基于大位移井技术的应用现状,分析其在油田中的应用。     

浅析提升水平井固井质量工艺技术

在石油行业中，水平井固井质量可靠是确保各项相关作业顺利进行的前提和基础，由于水平井固井所包含的内容涉及到了多门学科，其技术的涵盖内容也较广，需要有丰富经验和技术知识的人员才能够确保水平井固井的质量。本文就主要分析了在水平井固井作业中的水泥浆析水、套管居中、水泥浆失水以及岩屑床等关键性技术问题，再以一个实例的方式来进一步分析提高水平井固井质量的工艺技术。     

二级固井中分级注水泥器受力分析及施工安全提升

石油勘探开发逐渐向深层、超深层领域发展,深井、超深井及各种复杂井大量使用双级固井技术,分级固井能够有效降低环空液柱压力,减少水泥一次性注替量,保证施工安全,提高固井质量。但在二级固井施工过程中,分级注水泥器受力超过承压极限时存在提前关孔的风险。通过对施工过程中分级注水泥器进行受力分析,借鉴“U”型管效应研究基础,建立了泵压、分级注水泥器位置压力、挡块机构受力、环空实际流量、真空段长度等动态参数的计算方程,用VB语言编写开发了模拟程序。该程序能够在固井施工前,模拟分级注水泥器施工各阶段受力状态,防止提前关孔情况发生。经过多轮次的现场验证,计算结果满足工程要求。该研究成果能够有效规避分级固井施工风险,同时也可以根据模拟结果判断环空实际顶替情况,根据各阶段受力情况优化施工参数,提高二级施工的安全性。     

无干预无限级压裂完井技术在大港页岩油的应用

水平井钻井技术、大型体积压裂技术促使页岩油气得到快速高效开发。大港油田沧东凹陷官东、官西孔二段是页岩油形成的有利地区，为提高该地区页岩油开发效果，探索应用了无干预无限级压裂完井技术。无干预无限级压裂完井系统中的压裂滑套需与完井管柱连接下入井内，压裂滑套尺寸大、下入数量多，增加了完井管柱刚性，套管安全下入难度大；压裂滑套与套管一同完成固井作业，无可借鉴的固井施工经验，固井作业风险高。通过细化下套管前井眼准备，优化完井管柱结构，开展下套管摩阻扭矩分析，应用旋转下套管技术，完成了无干预无限级压裂完井技术在大港页岩油长水平段水平井的先导试验，并创国内无限级压裂滑套管串下深最深、水平段最长、井斜最大、下入数量最多四项指标。