固井工艺

摘要： 叙永太阳构造浅层页岩气随着进入开发后期,地层的压力系数降低,按照常规的固井工艺和水泥浆体系不能满足现有固井五条红线的要求。室内研发了一套低密度抗盐水泥浆体系,其具备突出的低温早强性能、优异的稳定性和流变性,稠化时间可任意调节,与有机盐钻井液相容性好。该水泥浆体系及配套技术已成功应用5井次,有效地解决了浅气层页岩气油层套管固井返高达不到要求和固井质量差等问题。

摘要： 近年来,矿山开采对大口径钻探的需求日益增加,然而关于大口径钻孔的套管安置、固井技术与工艺尚未成熟。通过对已成功完钻的6个大口径钻孔经验总结,重点对大口径钻孔套管连接、套管下放及固井工艺进行探讨。实践证明,钻孔大口径套管连接采用光管对焊的连接方式,具有成本低、连接可靠的优势。已成功实施的6个大口径项目均采用提吊附加浮力法,单管浮力大于重力时,要准确计算管内注水量,并且在重浮平衡之前及时补注水,同时要在保证安全提吊前提下尽量减少空管段长度,合理选择提吊设备。常用的大口径固井工艺主要为压入式固井和内插法固井,但压入式固井无法避免混浆问题;内插法可以有效避免混浆问题,并且减少水泥浆损耗和替浆工作,现场可操作性强。

摘要： 介绍了大港油田驴驹河储气库新井固井过程中的典型做法。通过较高质量的井眼准备,应用弹性防气窜水泥浆体系,采取两级固井工艺和两凝水泥浆设计,并对水泥石韧性改造,防止了候凝过程中地层流体窜流,满足了储气库井周期性大吞吐注采气的运行要求。同时,通过采取配套的固井施工工艺、严格的过程管控、不断完善固井方案,为固井质量的提升提供了有效的技术保障和管理支撑。现场固井结果表明,驴驹河储气库井固井施工顺畅,固井质量优质,具备很好的推广应用价值。

摘要： 多年来,对固井一次成功率的研究仅局限于技术保障,证明标准化的固井配套工艺技术有利于提高固井成功率和固井质量,由于工程装备的标准得不到规范,导致工程装备对固井成功率的影响得不到应有重视;个性化施工措施越来越依赖于工程装备,利用现有装备应对勘探开发多样化的挑战需要深入研究.本文针对各类固井工艺制定对应的工装配备要求,通过严格执行标准并完成全年工作量,对作业量统计分析得出固井成功率99.9％,切实提高了固井一次成功率.

摘要： 在244.5mm套管内下入177.8mm套管固井,归属于小间隙固井工艺.小间隙固井环空狭窄直接引起套管下入困难、施工压力高等工程技术难题;为保证水泥环胶结质量,提高小间隙固井优质率,延长油井寿命,通过分析难点对井眼净化、套管居中以及固井施工工艺优选展开研究与探讨,在保证防漏与水泥浆候凝时压稳的前提下,该井技术套管一次封固成功.通过总结和完善形成了 一套小间隙固井技术,为大庆油田小间隙固井提供了强有力的技术保障.

摘要： 开窗侧钻是塔河油田老井开发的关键技术,为进一步提高这类侧钻井的固井质量,选取提高顶替效率、优选水泥浆应具备的性能和外加剂材料等措施,较好的克服了这类侧钻井存在的多项固井工艺难点,现场应用效果显著。

摘要： 为克服地层承压能力低、封固井段长、水泥浆性能要求高等难点,通过优选减轻剂材料,合理设计液固比,设计了1.25g/cm^(3)~1.50g/cm^(3)低密度高强度水泥浆体系,其API失水<50mL,流变性好,水泥浆沉降稳定,直角稠化,满足现场应用要求,并取得了较好的应用效果。

摘要： 煤矿大口径瓦斯抽放孔套管的下放,成为施工过程中最关键的工序。为了利用小型钻塔代替重型吊车的下管工艺,总结一套安全、经济、高效的煤矿大口径瓦斯抽放孔重型套管下放工艺。以河南省许昌新龙矿业梁北矿瓦斯直排井施工为例,基于“掏空浮力法”原理对下管过程中各个环节及数据分析研究。结果表明,“掏空浮力法”的使用在荷载90 t的钻塔下放246 t套管过程是可行的,且安全系数能够达到2.0。节约吊车租赁费42.5万元、工期7 d,从安全、工期、费用方面均优于重型吊车的下管工艺。

摘要： 针对大港枣园油田储层高含水这一特性以及现面临的固井技术难点,在完钻前循环洗井、提高井筒承压能力、钻井液性能调整、研发低温早强短候凝防窜水泥浆体系、倒浆柱结构设计等方面展开了技术研究:根据不同漏失岩性,选择不同堵漏措施;采用固井前钻井液调整技术,提高钻井液的pH,利用强碱性拆解井壁上钻井液化学结构;加入化学稀释剂,提高钻井液流变性(流型指数大于0.72),清除井壁虚泥饼;采用防窜性能好(静胶凝过渡时间12min)、失水量低(小于40mL)、候凝时间短(直角稠化)的低温早强短候凝防窜水泥浆体系;设计合理的浆柱结构,确保尾浆失重时井底当量密度高于钻井液密度0.05～0.1 g/cm3;优化扶正器下入方式、采用复合排量顶替等配套施工措施.该固井工艺技术应用于枣园油田7口油井中,固井质量均为优质.

摘要： 文章主要介绍了中国石化石油工程技术研究院的特色固井工艺技术，以及液氮泡沫水泥浆固井自动化装备的应用。

摘要： 长深D平40井是吉林油田部署在长岭气田的一口深层天然气井,完钻井深为3823m,油层套管下深为3804m,该井采用139.7mm尾管悬挂+回接方式固井,悬挂器位置在3000m.针对固井存在的井底温度高、地层承压能力低、气井对水泥浆的防腐、防窜要求高等技术难题,通过开展技术攻关,优选了性能良好的抗高温前置液体系和抗高温防腐防窜水泥浆体系,配合合适的固井工艺,保证了固井作业顺利完成,固井质量优良.该井固井技术的成功应用,为今后类似井况固井提供了可靠的技术保障.

摘要： 近年来,新疆油田调整井钻井数量一直呈增加趋势,伴之而来的调整井固井质量问题则日益突出,开发后期调整并固井作业中的水窜问题是尚未被很好解决的技术难题,因而严重地制约了油田开发战略的实施.本文针对新疆油田七中区调整井固井技术难点、影响因素等,通过对外加剂进行优选评价,研究开发了适用于调整井水泥浆体系及配套固井工艺技术,在七中区进行现场应用,固井质量合格率100％,固井质量优质率80％以上.结果表明,该水泥浆的性能参数满足各项固井施工要求,有效解决该区块固井技术难题,为新疆油田老区调整井、油气水活跃井固井做好了技术储备.

摘要： 针对山西石楼西区块煤层气井井壁稳定性差、地层承压能力低、井底温度低水泥浆候凝时易发生气侵的技术难题,通过提升膨胀珍珠岩水泥浆体系强度;开发适用于该区块的低温早强防窜水泥浆体系,使用高性能加重隔离液等技术措施较好地解决了石楼西区块煤层固井技术难题,形成了一套山西石楼西固井工艺技术.现场试用9口井,取得了较好效果,为该区块的持续开发积累了经验.

摘要： MDHW001井是新疆油田开发公司为提高油田产能建设、总结和探索新的开发模式,在玛东2井区部署的第一口水平井,该井四开完井采用小井眼、长水平段复合套管固井工艺,由于该种井型在该区块首次实施,无经验可借鉴,通过总结历年来水平井施工的固井特点和难点,采用合适的水平井固井套管居中措施、合理的浆柱结构设计及水泥浆性能、井眼清洁等技术,保证了套管下放顺利、一次到位,固井施工正常,固井质量优质,为今后玛东2井区的开发模式提供了技术借鉴.

摘要： 龙凤山气田属于典型的裂缝性储层,钻井过程中漏失问题突出.气田地层压力系数低、气层活跃,井壁稳定性差,造成固井过程中水泥浆时常发生漏失失返,导致固井质量较差.为此,在分析该地区固井技术难点的基础上,通过强化固井工艺措施,优化承压堵漏技术,优选复合中空微珠低密度水泥浆、堵漏前置液配方和套管扶正器类型,优化套管扶正器安放位置,制订提高顶替效率技术措施,形成了适用于龙凤山气田低压易漏地层固井技术.低密度水泥浆综合性能良好,API滤失量小于50mL,在低温条件下水泥石48h抗压强度达到12MPa以上,沉降稳定性好,上下密度差小于0.03kg/L.前置液加入复合纤维封堵材料能封堵易漏层,提高其承压能力.现场应用效果表明,低压易漏地层固井技术能解决龙凤山气田固井中存在的漏失问题,达到提高固井质量的目的.

摘要： 顺北某井在三开固井后的扫水泥塞作业过程中,钻头与Φ273.1*12.57mm P110套管柱发生磨损,导致套管破损.经试验研究分析,同批套管的材料性能和实物性能均满足产品订货标准,并满足现场作业时的工况环境;对Φ273.1*12.57mm套管柱的临界正弦屈曲载荷和临界螺旋屈曲载荷的理论计算结果表明,施工时的作业参数将导致套管柱发生螺旋屈曲;采用ABQUS有限元仿真软件,结合井眼尺寸和套管参数,建立了套管柱屈曲分析仿真模型,模拟分析结果表明,套管柱发生了二次弯曲,在弯曲点处发生了较大的横向偏移,弯曲点位置与实际的套管破损点位置相近;通过对试验研究、理论分析和仿真模拟结果,以及该井的井眼轨迹数据、现场施工作业参数的综合分析,井底段的井眼轨迹差和该处的套管柱受压导致套管柱在固井过程中发生二次弯曲是Φ273.1*12.57mm套管柱与钻头发生磨损的直接原因.该分析结果揭示了井眼轨迹和现场操作对套管柱磨损失效的影响,为预防管柱磨损失效提供了有效的解决方案和技术措施.

摘要： 顺北某井在三开固井后的扫水泥塞作业过程中,钻头与Φ273.1*12.57mm P110套管柱发生磨损,导致套管破损.经试验研究分析,同批套管的材料性能和实物性能均满足产品订货标准,并满足现场作业时的工况环境;对Φ273.1*12.57mm套管柱的临界正弦屈曲载荷和临界螺旋屈曲载荷的理论计算结果表明,施工时的作业参数将导致套管柱发生螺旋屈曲;采用ABQUS有限元仿真软件,结合井眼尺寸和套管参数,建立了套管柱屈曲分析仿真模型,模拟分析结果表明,套管柱发生了二次弯曲,在弯曲点处发生了较大的横向偏移,弯曲点位置与实际的套管破损点位置相近;通过对试验研究、理论分析和仿真模拟结果,以及该井的井眼轨迹数据、现场施工作业参数的综合分析,井底段的井眼轨迹差和该处的套管柱受压导致套管柱在固井过程中发生二次弯曲是Φ273.1*12.57mm套管柱与钻头发生磨损的直接原因.该分析结果揭示了井眼轨迹和现场操作对套管柱磨损失效的影响,为预防管柱磨损失效提供了有效的解决方案和技术措施.

摘要： 顺北某井在三开固井后的扫水泥塞作业过程中,钻头与Φ273.1*12.57mm P110套管柱发生磨损,导致套管破损.经试验研究分析,同批套管的材料性能和实物性能均满足产品订货标准,并满足现场作业时的工况环境;对Φ273.1*12.57mm套管柱的临界正弦屈曲载荷和临界螺旋屈曲载荷的理论计算结果表明,施工时的作业参数将导致套管柱发生螺旋屈曲;采用ABQUS有限元仿真软件,结合井眼尺寸和套管参数,建立了套管柱屈曲分析仿真模型,模拟分析结果表明,套管柱发生了二次弯曲,在弯曲点处发生了较大的横向偏移,弯曲点位置与实际的套管破损点位置相近;通过对试验研究、理论分析和仿真模拟结果,以及该井的井眼轨迹数据、现场施工作业参数的综合分析,井底段的井眼轨迹差和该处的套管柱受压导致套管柱在固井过程中发生二次弯曲是Φ273.1*12.57mm套管柱与钻头发生磨损的直接原因.该分析结果揭示了井眼轨迹和现场操作对套管柱磨损失效的影响,为预防管柱磨损失效提供了有效的解决方案和技术措施.

摘要： 顺北某井在三开固井后的扫水泥塞作业过程中,钻头与Φ273.1*12.57mm P110套管柱发生磨损,导致套管破损.经试验研究分析,同批套管的材料性能和实物性能均满足产品订货标准,并满足现场作业时的工况环境;对Φ273.1*12.57mm套管柱的临界正弦屈曲载荷和临界螺旋屈曲载荷的理论计算结果表明,施工时的作业参数将导致套管柱发生螺旋屈曲;采用ABQUS有限元仿真软件,结合井眼尺寸和套管参数,建立了套管柱屈曲分析仿真模型,模拟分析结果表明,套管柱发生了二次弯曲,在弯曲点处发生了较大的横向偏移,弯曲点位置与实际的套管破损点位置相近;通过对试验研究、理论分析和仿真模拟结果,以及该井的井眼轨迹数据、现场施工作业参数的综合分析,井底段的井眼轨迹差和该处的套管柱受压导致套管柱在固井过程中发生二次弯曲是Φ273.1*12.57mm套管柱与钻头发生磨损的直接原因.该分析结果揭示了井眼轨迹和现场操作对套管柱磨损失效的影响,为预防管柱磨损失效提供了有效的解决方案和技术措施.

摘要： 本发明涉及一种固井压裂工艺及固井压裂作业管柱，属油气井井下作业工具技术领域。本发明只需要下入一趟管柱，即可分别进行固井、钻塞及分段压裂作业；解决了现有固井、压裂作业又需要下两趟管柱来完成所造成的时间长、人工成本高和风险高问题的固井压裂工艺及固井压裂作业管柱。本发明与现有技术相比，减少了完井作业工序，节约人力成本，节省作业时间，缩短开发周期；减少完井作业的工具数量，以较少的工具完成指定目标，节约工具成本；减少管柱下入次数，降低了作业风险。

摘要： 本发明公开了一种固井压裂工艺管柱和固井压裂工艺流程。所述固井压裂工艺管柱，自下而上依次包括：浮鞋、浮箍、碰压座、固井压差滑套和固井投球滑套，所述浮鞋、浮箍、碰压座、固井压差滑套和固井投球滑套经套管连接；在所述固井压差滑套上设有定压阀。固井压裂工艺流程，包括以下步骤：固井过程：向井口内下入固井压裂工艺管柱，向所述固井压裂工艺管柱注入水泥浆，胶塞运行至碰压座，进行水泥候凝；压裂过程：在地面向所述固井压裂工艺管柱进行加压，从而打开设置在固井压差滑套上的定压阀，然后进行压裂过程。本发明所公开的固井压裂工艺管柱刚性小、下入地层十分的方便，且封隔效果较好。

摘要： 本发明涉及一种固井压裂工艺及固井压裂作业管柱，属油气井井下作业工具技术领域。本发明只需要下入一趟管柱，即可分别进行固井、钻塞及分段压裂作业；解决了现有固井、压裂作业又需要下两趟管柱来完成所造成的时间长、人工成本高和风险高问题的固井压裂工艺及固井压裂作业管柱。本发明与现有技术相比，减少了完井作业工序，节约人力成本，节省作业时间，缩短开发周期；减少完井作业的工具数量，以较少的工具完成指定目标，节约工具成本；减少管柱下入次数，降低了作业风险。

摘要： 本发明的课题是提供即使在150°C以上的高温环境下也可以抑制从水泥浆产生游离水的添加剂。解决手段是一种二氧化硅系添加剂、以及含有该二氧化硅系添加剂的固井用水泥浆，上述二氧化硅系添加剂是在油田和气田的固井用水泥浆中，在100°C以上、特别是150°C以上且300°C以下的高温/高压环境下抑制游离水的二氧化硅系添加剂，其包含水性二氧化硅溶胶，上述水性二氧化硅溶胶含有具有2.15g/cm3以上且小于2.30g/cm3的真密度的纳米二氧化硅粒子。

摘要： 本发明公开了一种耐高温固井水泥及井下耐高温固井水泥浆及固井工艺方法，耐高温固井水泥包括以下组份：铝酸一钙、硅酸二钙、柠檬酸，其中两种主要组份的重量份分别为：铝酸一钙65份－95份、硅酸二钙5份－35份。井下耐高温固井水泥浆中，耐高温固井水泥和清水所占的重量份分别为50－56份和44－50份，缓凝剂柠檬酸在耐高温固井水泥浆中所占的重量份为0.5－1.5份，该组分控制井下耐高温固井水泥浆的稠化时间在2-9小时。用这种井下耐高温固井水泥浆进行固井，耐温达到800°C、耐压大于60MPa、弹性模量低于10GPa，不仅可以应用在稠油注热井中，还可以应用在超深井、特深井、地热井中。

摘要： 本发明公开了一种水平井技术套管固井工艺，包括：A）建立一水平井，将技术套管下入井眼内直至水平井的水平段；B）在技术套管与井壁之间的环空注入油井水泥浆，油井水泥浆包括1份油井水泥、1.1‑1.35份的饱和盐水、0.018‑0.03份的油井水泥膨胀剂和0.002‑0.003份的促凝剂；接着进行第一次顶替作业，使得油井水泥浆进入盐层顶板及其下方的技术套管与井壁之间的环空，技术套管内剩余部分油井水泥浆；在水泥浆初凝前触变性增强时进行第二次顶替作业，在水泥浆初凝触变性最差时进行第三次顶替作业，每次将油井水泥浆再顶出一部分并剩余部分水泥浆；C)凝固；本发明能大幅减少水泥与井眼的缝隙，并完成保压促凝，可有效封隔淡盐水通道，固井质量好，防止盐层顶板透水，保证井组的出卤浓度和生产寿命。

摘要： 本发明公开了一种耐高温固井水泥及井下耐高温固井水泥浆及固井工艺方法，耐高温固井水泥包括以下组份：铝酸一钙、硅酸二钙、柠檬酸，其中两种主要组份的重量份分别为：铝酸一钙65份－95份、硅酸二钙5份－35份。井下耐高温固井水泥浆中，耐高温固井水泥和清水所占的重量份分别为50－56份和44－50份，缓凝剂柠檬酸在耐高温固井水泥浆中所占的重量份为0.5－1.5份，该组分控制井下耐高温固井水泥浆的稠化时间在2-9小时。用这种井下耐高温固井水泥浆进行固井，耐温达到800°C、耐压大于60MPa、弹性模量低于10GPa，不仅可以应用在稠油注热井中，还可以应用在超深井、特深井、地热井中。

摘要： 本发明公开了一种地热井内换热器，其包括外套管、内套管、上部固井段固井层及下部固井段固井层；内套管置于外套管内，并且内套管下端口高于外套管下端口；内套管外侧壁和外套管内侧壁之间形成环状空间；外套管上端口用于连通循环介质流入管路；内套管上端口用于连通循环介质流出管路；外套管上部管壁外包裹着上部固井段固井层；外套管下部管壁外及下端口包裹着下部固井段固井层；上部固井段固井层的导热系数小于下部固井段固井层的导热系数。本发明还公开了一种地热井固井工艺。本发明的地热井内换热器及地热井固井工艺能整体提高地热井的取热量。

摘要： 本发明公开了一种油井水泥浆，包括1份油井水泥、1.1‑1.35份的饱和盐水、0.018‑0.03份的油井水泥膨胀剂和0.002‑0.003份的促凝剂；本发明还公开了水平井技术套管固井工艺，包括：A）建立一水平井，将技术套管下入井眼内直至水平井的水平段；B）在技术套管与井壁之间的环空注入油井水泥浆，接着进行第一次顶替作业，使得油井水泥浆进入盐层顶板及其下方的技术套管与井壁之间的环空，技术套管内剩余部分油井水泥浆；在水泥浆初凝前触变性增强时进行第二次顶替作业，在水泥浆初凝触变性最差时进行第三次顶替作业，每次将技术套管内剩余的油井水泥浆再顶出一部分，技术套管内剩余部分水泥浆；C)凝固；本发明能大幅减少水泥与井眼的缝隙，并完成保压促凝，可有效封隔淡盐水通道，固井质量好，防止盐层顶板透水，保证井组的出卤浓度和生产寿命。

摘要： 本发明属于煤层气井固井技术领域，具体涉及一种双目标层煤层气井选择性分段固井工艺及井身结构。通过提供一种通过一次固井，封固两个目标煤层上下区间，目标煤层下入滑套不固井的井身结构及相应工艺，降低储层污染，提高渗透性。优点如下：（1）煤层段下入滑套不固井，降低固井水泥环对煤层污染，同时能避免煤层垮塌进入井筒；（2）一次固井实现非煤层段水泥固井，阻隔富水地层对后期排采对影响的同时，保持煤层段的原始渗透性；（3）二开井身结构，井身结构简单，井下材料一次性下入，作业效率高；（4）与CN104481468B技术方案相比，无需填砂和冲砂工作，不会造成储层激荡，降低近井地带渗透率；（5）煤层段预先下入滑套，后期压裂施工不用射孔。