尾管固井

摘要： 大牛地气田是典型的"三低"气藏,水平井尾管固井完井频次增加。为提高大牛地气田尾管固井质量,实现气井长效密封开发,针对大牛地气田尾管固井顶替效率低、易气窜、水泥环密封完整性要求高等难点,通过优选耐压70 MPa的尾管悬挂器及配套回接装置,优选微膨胀弹韧性防气窜水泥浆体系,优化前置液段长和性能,配套井筒准备措施、不留上塞技术和辅助加压等技术措施,提高固井质量和水泥环密封完整性。本项固井技术在大牛地气田现场应用14口井,其中优质13口,合格1口,固井质量良好,为后续施工提供了有利的保障。

摘要： 目前,卡瓦式等常规悬挂器对重叠段长度要求至少约150m,因重叠段固井质量难以保证,易造成密封不严互窜等问题。由胜利油田勘探开发管理中心投产的预探井庄13井二开Φ177.8mm技术套管底部存在可开采层,要求重叠段不超过50m并保证重叠段的封固质量。为了解决上述难题,提出Φ177.8mm膨胀悬挂器悬挂Φ114.3mm尾管固井的技术方案;同时为保证钻杆胶塞在钻杆内的通过稳定性,采用了钻杆胶塞可通过性测试接头,通过该技术的现场试验,对准噶尔盆地中央坳陷盆1井西凹陷庄1构造梁区域的完井方案进行评价,为该区域完井提供了更有效、有针对性的技术积累。

摘要： 针对狮70井三开钻遇高压盐水层和漏失层,钻井液不能压稳高压水层,同时井底存在内循环,环空压力系统紊乱,固井期间易发生漏失,高压盐水层不易封固,固井质量难以保证的难题,通过水泥浆性能实验及固井工艺研究,设计了抗高温高密度堵漏水泥浆体系,该体系密度1.88~2.40 g/cm~3,沉降稳定性小于0.03 g/cm~3,SPN值小于3,稠化时间可调,24 h抗压强度大于18 MPa。现场采用正注反挤固井施工工艺,根据施工参数预测出施工需要的水泥浆稠化时间,通过缩短尾浆稠化时间,并在替浆后期降低施工排量的方法,使水泥浆在小排量顶替过程中逐渐稠化凝固,从而达到快速封固高压水层的目的,再通过反挤施工封固漏层以上井段,顺利完成了该井?273.05 mm尾管固井施工,套管鞋及漏层处固井质量优质,盐水层处固井质量合格,为该区块尾管固井积累了成功经验。

摘要： 呼探1井ϕ139.7 mm尾管固井时封固段长、井底温度高,导致存在漏失与溢流风险大、对水泥浆性能要求高及水泥浆稠化时间不易控制等技术难点。为解决上述技术难点,在该井ϕ139.7 mm尾管固井段进行了精细动态控压固井技术试验。通过优化水泥浆配方、精细设计浆柱和优化设计套管扶正器安放位置,制定确保井筒动态压力介于地层孔隙压力与漏失压力之间等的技术措施,利用精细控压钻井装备,实现了控压下尾管、注水泥和水泥浆候凝,最终实现了全过程精细动态控压固井,该井ϕ139.7 mm尾管固井质量合格。呼探1井ϕ139.7 mm尾管精细控压固井成功,表明精细控压固井能够提高超深井长封固段窄安全密度窗口地层的固井质量,可为准噶尔盆地南缘深层油气勘探提供技术保障。

摘要： 为提高深井、超深井短尾管固井施工的可靠性,针对深井、超深井摩阻大、短尾管固井悬挂尾管短和质量轻等原因造成的丢手不易判断的问题以及摩阻大造成的丢手困难的问题,通过采用尾管牵制技术及尾管悬挂器卡瓦内嵌技术,使尾管具有反向锚定锁紧及解锁功能,为短尾管提供附加载荷,便于现场施工安全丢手;制定了现场施工工艺流程,通过合理设计各级动作启动压力值,最终形成了适合于深井、超深井的短尾管安全丢手关键技术.该项技术已在塔河油田、青海油田及冀东油田等地区累计应用了72井次,成功率100％,应用最深井深为7271 m,最小规格为?177.8 mm×?101.6 mm,尾管质量最轻仅为4.4 t.应用结果表明,该项技术有助于实现尾管悬挂器坐挂、丢手操作一次性成功,提高了短尾管固井施工的可靠性,为深井、超深井短尾管固井提供了有力的技术支持和施工保障.

摘要： XH1井完钻井深6365m,用尾管悬挂固井方式.针对生产尾管固井存在井深井温高、压力窗口窄、环空间隙小、钻井液与水泥浆污染严重等诸多难点,通过采用抗高温加重胶乳防腐防窜水泥浆体系、抗污染冲洗隔离液体系、平衡压力固井等配套技术措施,确保了固井质量优质.

摘要： 随着深海及非常规油气田的不断勘探开发,大位移井、长水平井尾管悬挂器固井时,经常发生尾管下放遇阻及不到位现象.文中通过将套管用漂浮减阻系统与尾管悬挂固井技术结合,优化结构,设计出一套适用于尾管固井的漂浮减阻系统.采用新型密封形式,并设计尾管漂浮下入专用双级胶塞,优化各级剪钉剪切压力,设计专用防转结构,保证尾管漂浮下入的安全可靠.对尾管漂浮减阻系统进行了室内地面性能测试,各单元动作顺利,浮箍处成功碰压.研究表明,尾管漂浮减阻系统可以有效解决大位移井及长水平井尾管下放困难等问题,能够保证尾管固井质量,为后期作业提供保障.

摘要： Parahuacu油田位于厄瓜多尔56、57油区,该油田已进入开发的中后期,主力油藏为NAPO组U、T层砂岩,属于低压高渗储层,部分地层油水活跃.针对尾管固井对油层封固质量和油层孔隙低伤害的双重要求,通过研究固井对储层伤害、水泥浆防水窜及前置液界面增强机理等,优选了低密度减轻材料HGS6000、低密度悬浮稳定剂BCJ-310S、界面增强剂SS-5L,形成了低伤害防窜水泥浆体系、复合酸性界面增强前置液体系及配套工艺技术,解决了低密度水泥浆强度低稳定性差、水泥浆污染储层、水泥环界面胶结强度低等问题.前期施工的两口井油层优质率100％,尾管全井段优质率90％,投产后日均增产原油10 m3/d,原油含水率下降3％,显示了良好的应用效果,为后续尾管固井施工提供了技术支撑,为该油田持续增产稳产创造了良好条件.

摘要： 川西气田在二开固井过程中存在环空憋堵、易发生井漏、顶替效率低下等情况,首轮开发井前期6口井二开固井质量不佳,直接影响着气井长期安全生产.结合近年来超深长裸眼大斜度井固井实践,通过开展强化井筒准备、优选固井工具、设计防漏失固井工艺、优化固井液设计等研究,成功解决了固井施工难题并在现场成功实践.固井质量优良率提高了50.29％,为川西气田二开固井质量的提升提供了有力保障.

摘要： 针对西南油气田风险探井双探6井采用?177.8 mm+?184.15 mm尾管固井存在井深达7 833 m、封固段长达4 585 m、安全密度窗口窄(0.05 g/cm3)、漏失层分布广、气层显示活跃、温差大(74°C)、油基钻井液与水泥浆相容性差等固井难题,通过采用精细控压平衡法固井工艺设计、固井前降低钻井液密度、设计防漏防窜的浆柱结构、优化三凝高强防窜大温差水泥浆体系等固井工艺技术措施,解决了窄密度窗口下长封固段水泥浆一次性上返难、封固段顶部水泥浆强度发展慢等技术难题.其中,领浆顶部静胶凝43 h起强度,中间浆顶部静胶凝29.9 h起强度,尾浆底部静胶凝5.8 h起强度,水泥浆综合性能满足固井施工要求.固井质量合格率90.4％,优质率47.9％,创造了川渝地区?241.3 mm井眼固井套管最长、井斜角最大、窗口密度最窄等多项新纪录,为西南油气田超深井窄密度窗口长封固段固井提供了技术支撑.

摘要： 针对西南油气田磨溪008-H22井生产尾管固井存在水平段长,环空间隙小,井深、井底温度高,气层显示活跃,钻井液与水泥浆污染严重等难题,通过高强防窜水泥浆体系、抗污染冲洗隔离体系、优化施工参数等配套技术措施,解决了水泥浆与钻井液污染严重的难题,确保了磨溪008-H22井Φ127mm尾管小间隙固井施工顺利,固井质量合格率达100％,优质率达99.3％,创高石梯—磨溪地区天然气深井Φ127mm尾管固井水平段最长记录,为水平井深井小间隙尾管固井提供了技术参考.

摘要： 狮56-1井是柴达木盆地英西地区狮子沟区块的一口开发评价井,三开钻至渐新统下干柴沟组上段,井深5295m,进行Φ127mm尾管固井,井底静止温度160°C,完钻钻井液密度2.30g/cm3.在钻进过程中发生溢流、井漏等复杂情况,为提高固井质量,减少井漏发生,设计了能够压稳地层密度为2.40g/cm3抗高温水泥浆,并备用反挤方案;对现场泵压与返出量进行了实施监控,现场固井过程中未发生漏失,施工顺利,固井质量满足青海油田的试油要求.

摘要： 英西—狮子沟是青海油田重点勘探评价区域和增储上产的主力区块,位于柴西南区英雄岭构造带西北部,狮子沟构造主要是针对盐下和盐间的深层裂缝油气藏勘探.由于地质复杂、工程难点突出以及水泥浆性能不匹配等综合原因,盐下深层尾管固井质量整体较差,投产后盐堵、水窜等问题严重,固井质量问题急需解决.针对上述难题,通过采用双凝双密度“重帽”水泥浆结构、流体黏度梯度设计,提高油层位置套管居中度,以及采用BCG-200L防窜降失水剂和BCY-200S自愈合剂等功能型外加剂,提高了顶替效率,解决了固井过程中的窜流问题,保证了后期水泥环完整性.现场应用狮38-X和狮55-X两口井,固井质量均为优质,后期试油及酸化压裂等储层改造后未出现水窜及井口带压情况.

摘要： 元坝7井是一口井深7366m的超深风险探井,五开在茅口组钻遇异常高压气层,钻井液密度达2.25g/cm3,井底压力高达165MPa,同时钻进中多次发生漏失.五开采用尾管悬挂固井,具有高温高压、防漏与压稳矛盾突出、环空间隙小、顶替效率无法保证等诸多难点,固井难度大.通过分析五开尾管固井难点,优化固井方案,优选黏性冲洗型加重隔离液和抗高温防气窜加重胶粒水泥浆体系,制订配套防气窜、防漏等固井技术措施,顺利完成五开尾管固井施工,有效封固了气层,为后期试气作业奠定了基础,同时为今后类似井固井提供了参考.

摘要： 针对南海莺歌海盆地乐东10-1区块存在高温、高压、窄压力窗口以及地质条件复杂主要固井技术难题,利用中国海油服新研发抗高温防气窜CoCEM水泥浆采用分段压稳设计模型,保证压稳气层;采用“小颗粒级配和纤维缠绕”水力尖劈堵漏水泥浆,提高水泥浆防漏、堵漏能力;采用高密度加重冲洗液新技术及旋转尾管固井技术,提高了高密度钻井液滤饼清洗效果和顶替效率.上述技术措施的实施,为解决南海莺歌海盆地乐东10-1区块高温、高压、窄压力窗口固井技术难题做出了尝试,取得了较好的应用效果.

摘要： 本文主要分析了尾管固井过程中,由于钻杆胶塞及套管胶塞自身问题引起复合异常的原因,同时提出了一种新型的套管胶塞装置及钻杆胶塞结构设计,并介绍了一种国外新材料胶塞,对解决尾管固井过程中因钻杆胶塞与套管胶塞不能正常复合引起的问题有一定的帮助.

摘要： 川中高压气井纵向上存在多产层、多压力系统,须家河之上浅层气及嘉陵江组、飞仙关组等高压气层显示活跃.区块整体固井质量较好,但钻完井期间有12口井B、C环空异常带压,Φ177.8mm尾管固井质量差,是常规水泥石高脆性易受损环空带压的重要原因.基于此,针对性地优化了韧性微膨胀水泥浆体系,形成了“以快治气”防窜固井工艺,推广应用封隔式尾管悬挂器.现场应用12口井,Φ177.8mm尾管固井质量声幅评价段平均合格率由52.98％提高至73.18％,较好地解决了钻完井期间环空带压问题.

摘要： 川深1井是中国石化部署在四川盆地川中隆起北部斜坡带柏垭鼻状构造的一口风险探井,四开中完井深8060m,井底实测静止温度为172°C.本开累计钻遇14个(含)气层,气层压力系数为1.77～1.89,后效严重,且上层套管鞋附近存在多个气层,防窜难度大.本次固井属于特深超高温高密度固井,主要应用“替净”“压稳”“快凝”和“封严”的工艺措施提高固井质量,预防气窜.水泥浆体系采用三级二氧化硅粒径搭配确保水泥石高温强度稳定,并采用苯丙胶乳液复配液硅提高水泥浆体系的高温防窜性能.测井结果表明7273m以下井段质量较好.第三次全井筒密度降到1.35g/cm3时,悬挂器喇叭口位置出现后效,主要原因为降压后套管收缩导致水泥环界面产生微环隙.

摘要： 针对墨西哥HOMOL-61井51/2in技术尾管作业中遇到高温,存在气窜,漏失等风险,进行了针对性的研究.通过两种不同类型降失水剂之间的协同作用,解决了H级水泥浆高温稳定性的问题;在水泥浆体系中引入高温膨胀剂及胶乳防气窜剂,阻断了地层高压气体的入侵通道,提高了体系的防气窜能力;在体系中加入高温玻璃纤维,有效提高了水泥浆对微裂缝性漏失地层和微孔隙性漏失地层的封堵能力.最终开发出满足作业需求的高温防窜堵漏水泥浆体系,并在墨西哥HOMOL-61井51/2in技术尾管作业中成功应用,固井测井质量优良率90％.

摘要： 针对墨西哥HOMOL-61井51/2in技术尾管作业中遇到高温,存在气窜,漏失等风险,进行了针对性的研究.通过两种不同类型降失水剂之间的协同作用,解决了H级水泥浆高温稳定性的问题;在水泥浆体系中引入高温膨胀剂及胶乳防气窜剂,阻断了地层高压气体的入侵通道,提高了体系的防气窜能力;在体系中加入高温玻璃纤维,有效提高了水泥浆对微裂缝性漏失地层和微孔隙性漏失地层的封堵能力.最终开发出满足作业需求的高温防窜堵漏水泥浆体系,并在墨西哥HOMOL-61井51/2in技术尾管作业中成功应用,固井测井质量优良率90％.

摘要： 本发明公开了一种尾管固井尾管座挂用投球器及其控制方法，属于石油、天然气开采技术领域。本发明包括装配套和容腔体；所述容腔体设于装配套内形成容纳腔；所述容腔体上设置的螺钉，从容纳腔内向外穿过容腔体并与往复推送机构连接；所述容腔体上设有位于容纳腔内的多个支架，所述支架上设有保持爪，所述螺钉的端部与保持爪共同配合抓住座挂球于容纳腔内。本发明主要用于解决现有技术中投球器存在远程控制临时失效的问题，无需重新将水泥头卸下手工投球，保证投球与固井作业的可靠性。

摘要： 本发明涉及油气井钻完井技术领域，具体涉及一种带封隔器的尾管固井工具及固井方法，通过本发明的尾管固井工具固完井后封隔器液压坐封，安全可靠，满足后期井下增产作业的需求，带封隔器的尾管固井工具随送入钻具入井过程中，全过程可以开泵循环，循环压力不受泵压限制，提高套管下入成功率，本发明的尾管固井工具对比常规液压尾管悬挂器，固井过程中与上层套管环空间隙更大，循环降低，减小漏失的风险，避免了常规悬挂器，球座憋脱产生激动压力引起漏失及井眼坍塌等问题，通过上述方法提高了整个尾管固井工具下入成功率及固井质量。

摘要： 本发明公开了一种适用于双级、尾管固井的防污染固井方法，通过向分级箍循环孔上下或悬挂器喇叭口处上下注入间隔液，当碰压胶塞座落在碰压环时，管柱内的液柱结构从下到上为后置液、泥浆、间隔液、泥浆、碰压液。本发明在传统工艺基础上，主要改变顶替水泥浆时管柱内部的液柱结构，在顶替水泥浆过程中，向分级箍循环孔位置上下或悬挂器喇叭口处上下注入抗污染的间隔液，能有效防止打开分级箍循环孔或起出悬挂器中心管循环时水泥浆被钻井液污染，能有效提高施工安全性和固井质量。

摘要： 本发明涉及尾管胶塞装置技术领域，是一种清除尾管固井阻流环下部套管内水泥浆的尾管胶塞装置，其包括胶塞芯轴、连接头、短接头、滑套、胶翼压帽、自锁环和锁环压帽；在胶塞芯轴的外壁上自上而下依次套装有至少两个的胶塞；每个胶塞均包括胶塞环和环形的胶塞翼，胶塞翼固定在胶塞环的外壁上；相邻两个胶塞环中：上方胶塞环的下部外壁与下方胶塞环的上部外壁上装有一个胶塞压环；连接头的下部内壁上设置有胶塞上内环槽。本发明结构合理而紧凑，使用方便，其可以有效的清除尾管固井作业中阻流环下端套管内的水泥浆，从而减少后期钻塞的工时，同时可以更好的保护阻流环下部套管，防止钻塞损坏套管内壁。

摘要： 本发明涉及胶塞总成技术领域，是一种尾管固井用尾管胶塞总成；其包括短接头、滑套、棘爪套和胶塞芯轴；在短接头的中部内侧一体固定有环台，在环台的上部内侧设有至少一个的弧形环槽，在棘爪套的上端均布固定有棘爪，在棘爪的上端外侧一体固定有凸缘，棘爪上的凸缘卡装在弧形环槽内，短接头的下部套装在棘爪套上，滑套的下部与棘爪套的中部通过至少一个的剪切销钉固定连接在一起。本发明结构合理而紧凑，使用方便，通过短接头、滑套、棘爪套和胶塞芯轴的配合使用，实现尾管固井施工的顺利进行，具有安全可靠的特点，方便了操作，防止了钻杆胶塞在下行过程中与本发明脱开而导致井内留有水泥塞、混浆和无法碰压等情况，保证了固井质量。

摘要： 本发明公开了一种尾管固井尾管座挂用投球器及其控制方法，属于石油、天然气开采技术领域。本发明包括装配套和容腔体；所述容腔体设于装配套内形成容纳腔；所述容腔体上设置的螺钉，从容纳腔内向外穿过容腔体并与往复推送机构连接；所述容腔体上设有位于容纳腔内的多个支架，所述支架上设有保持爪，所述螺钉的端部与保持爪共同配合抓住座挂球于容纳腔内。本发明主要用于解决现有技术中投球器存在远程控制临时失效的问题，无需重新将水泥头卸下手工投球，保证投球与固井作业的可靠性。

摘要： 本实用新型公开一种尾管插头组件，包括中心具有轴向注液孔的尾管本体；尾管本体具有若干沿径向与轴向注液孔相连通的径向注液孔；还包括固连于尾管本体与悬挂器之间的连接插头，连接插头设有供浆液仅能够由悬挂器单向流入尾管本体的单向控制阀。当浆液由轴向注液孔流向连接插头时，单向控制阀关闭，浆液仅能够从径向注液孔流入尾管本体与井壁之间的环形型腔中以实现固井，阻止浆液流入悬挂器内，操作简便；当浆液由连接插头流向轴向注液孔时，单向控制阀打开，轴向注液孔压力降低，轴向注液孔能够与钻具可靠连接；因此，本实用新型所提供的尾管插头组件有利于提升固井效率。本实用新型还公开一种包含上述尾管插头组件的尾管固井系统。

摘要： 本实用新型涉及尾管胶塞装置技术领域，是一种清除尾管固井阻流环下部套管内水泥浆的尾管胶塞装置，其包括胶塞芯轴、连接头、短接头、滑套、胶翼压帽、自锁环和锁环压帽；在胶塞芯轴的外壁上自上而下依次套装有至少两个的胶塞；每个胶塞均包括胶塞环和环形的胶塞翼，胶塞翼固定在胶塞环的外壁上；相邻两个胶塞环中：上方胶塞环的下部外壁与下方胶塞环的上部外壁上装有一个胶塞压环；连接头的下部内壁上设置有胶塞上内环槽。本实用新型结构合理而紧凑，使用方便，其可以有效的清除尾管固井作业中阻流环下端套管内的水泥浆，从而减少后期钻塞的工时，同时可以更好的保护阻流环下部套管，防止钻塞损坏套管内壁。

摘要： 本实用新型涉及胶塞总成技术领域，是一种尾管固井用尾管胶塞总成；其包括短接头、滑套、棘爪套和胶塞芯轴；在短接头的中部内侧一体固定有环台，在环台的上部内侧设有至少一个的弧形环槽，在棘爪套的上端均布固定有棘爪，在棘爪的上端外侧一体固定有凸缘，棘爪上的凸缘卡装在弧形环槽内，短接头的下部套装在棘爪套上，滑套的下部与棘爪套的中部通过至少一个的剪切销钉固定连接在一起。本实用新型结构合理而紧凑，使用方便，通过短接头、滑套、棘爪套和胶塞芯轴的配合使用，实现尾管固井施工的顺利进行，具有安全可靠的特点，方便了操作，防止了钻杆胶塞在下行过程中与本实用新型脱开而导致井内留有水泥塞、混浆和无法碰压等情况，保证了固井质量。

摘要： 本实用新型提供了一种尾管固井用一体分装式复合尾管胶塞，包括芯轴，以及依次设于所述芯轴上的导引头、小胶盘组件、大胶盘组件与钻塞座；导引头设于芯轴的一端；小胶盘组件包括若干顺序排列的小胶盘，以及串接固定两相邻小胶盘的短加强套，且小胶盘组件在远离导引头的一端通过锁紧套固接于芯轴上；大胶盘组件包括若干顺序排列的大胶盘，以及串接固定两相邻大胶盘的长加强套，且大胶盘组件在远离小胶盘组件的一端通过钻塞座固接于芯轴上。本实用新型将两种直径不等的胶盘胶塞分类组装并固定于同一芯轴上，且大小尾管胶塞的使用性能不受另一极胶塞的影响，性能稳定，固井质量易于得到保障。