下面是小编整理的哈萨克斯坦希望油田油层固井技术，本文共5篇，欢迎您阅读分享借鉴，希望对您有所帮助。
篇1：哈萨克斯坦希望油田油层固井技术
哈萨克斯坦希望油田油层固井技术
中石油阿克纠宾油气股份公司希望油田位于哈萨克斯坦共和国阿克纠宾州中部,是阿克纠宾州的.重要产油区,单井日产可达500?m3.截至8月,中方在希望油田共固井8口,其中有5口发生憋泵事故,留水泥塞最长达1 800 m,造成水泥浆低返,固井质量差.通过现场调研和室内化验,制定了该地区油层固井的施工方案,目前已固井12口,施工顺利,固井质量优良,有力地保证了该地区的产能建设.
作 者：周亚军 朱勇杰 胡念东 刘华俊 闫醒宇 作者单位：中原油田固井工程处技术研究所 刊 名：国外油田工程 英文刊名：FOREIGN OIL FIELD ENGINEERING 年，卷(期)： 25(6) 分类号：P634 关键词：阿克纠宾 希望油田 固井憋泵 水泥浆篇2：伊朗MIS地区漏失井固井技术工学论文
伊朗MIS地区漏失井固井技术工学论文
摘要:伊朗MIS油田位于伊朗西南部MIS城附近的山区,储层为第三系的Asmari灰岩、白云岩地层,埋深800～1000m左右。因裂缝发育、地层压力系数很低,完钻泥浆采用泡沫水泥浆体系,泥浆密度只有0.8～0.9 g/cm3,固井中如果发生漏失将会严重污染油气层,导致固井作业失败。本文通过对MIS地区的研究,主要从水泥浆体系和防漏失的配套固井技术作为突破口,有效的解决了该地区固井中的漏失问题,取得了较好的效果,保护了油气层,获得了较高的油气产量。
关键词:高强超低密度;漏失;固井技术;水泥浆体系
前言
伊朗MIS油田位于伊朗西南部MIS城附近的山区,储层为第三系的Asmari灰岩、白云岩地层,埋深800～1000m左右。因裂缝发育、地层压力系数很低,完钻泥浆采用泡沫水泥浆体系,泥浆密度只有0.8～0.9g/cm3,在钻井过程中经常发生漏失,常规密度的水泥浆体系(一般密度1.85～1.90g/cm3)极易造成固井低返、窜槽、蹩泵等事故,导致固井质量不合格或水泥胶结质量不能满足开采的需要。主要的固井技术措施是:1、优选低密度水泥浆体系的研制;2、合理的固井工艺技术及配套固井措施。
一、水泥浆体系的优选
由于地层承压压力较低,客观条件决定了必须采用超低密度水泥浆体系,采用接近钻井液密度且保证水泥浆形成的水泥石的强度满足井下油、气、水封隔的需要,解决类似区块浅井、低压易漏失井固井难题。
1、水泥浆性能要求
高强超低密度水泥浆体系的稳定性和早期强度是衡量超低密度水泥浆体系性能优劣的两个主要指标,超低密度水泥浆体系要求稳定性好、早期强度高。因此,针对该油区低温、低压的特点,主要解决以下几个问题:
(1)较好的稳定性:水泥浆在一定的条件下,浆体不发生分层离析,形成的水泥石纵向密度分布要基本一致,析水少、体积收缩小。
(2)合适的流变性和一定的触变性:选择减轻剂的类型和级别粒径,不能盲目增大用水量,用水量应严格控制在所选择减轻剂的最大允许范围内。
(3)较高的早期强度:不能盲目追求水泥浆的流变性能和滤失量控制,而损害水泥浆的抗压强度和稳定性。选择不同粒径的低密度材料紧密堆积辅以外加剂,主要选用增强剂及早强剂,以提高早期强度。
因此,我们选择了两种粒径、密度不同的漂珠:国产漂珠和3M漂珠作为减轻干混材料。在较低液固比下,就可获得较低密度的水泥浆,并在里面加入油井水泥增强剂(SWZQ-1)从而使得水泥石的强度较高。
2、室内试验
根据减轻材料(漂珠)的不同,制定实验方案:(1)采用国产漂珠与3M公司的3M漂珠结合的方法,配制1.20-1.10g/cm3的水泥浆体系,并调节其各项性能;(2)采用进口漂珠配制1.10-0.90g/cm3的水泥浆体系,并调节其各项性能。通过优选水泥浆体系配方,达到要求,以密度为1.20g/cm3为例,实验情况与水泥浆性能如下:
国产漂珠与3M漂珠相结合的密度为1.20g/cm3超低密度体系
配方:API-G水泥250g+自来水276g+国产漂珠60%+3M漂珠35% +SWZQ-1 40%+SWJ-3 3.0%+SWZ-1 2%+SWH-1 0.06%+SWJZ-1 0.5%+SWX-1 0.2%
性能:密度:1.20g/cm3,水泥浆无分层沉淀现象,上下密度无差异;流动度:21cm;游离水:0;
流变:112/79/43/31/8/5(0.1MPa*55℃*20min);API失水:48ml(6.9MPa*55℃*30min);稠化时间:188min(55℃*30MPa);抗压强度:17.4MPa/24h;18.5MPa/48h(0.1MPa*55℃)。
通过采用国产和进口的低密度材料和水泥外加剂,优选了超低密度水泥浆体系。实验表明:选择不同级别不同粒径的低密度材料,通过紧密堆积可以配制密度0.90～1.20 g/cm3的超低密度水泥浆,而且体系具有良好的性能:浆体稳定性好,流变性能好,抗压强度高。
二、防漏失固井工艺技术
MIS地区固井漏失主要发生在固7”尾管的过程中,为保证固井过程中不漏或减少漏失,针对该地区特点主要采取了以下几方面的技术措施:
1、固井前的准备工作
采用堵漏剂进行堵漏,由于该地区在钻进后期就已经发生漏失,必须用堵漏剂进行多次堵漏,保证低层有一定的'网状结构,有一定的承压能力。
a、循环彻底后,固井施工前降低顶替泥浆的比重,同过发泡剂可以再较短的时间内降低泥浆比重到0.7g/cm3左右,减少环空液柱的压力;
b、对地层做承压能力的实验,根据替浆结束后对地层的最大压力,承压能力要大于这一压力。
2、固井工具的选取:
尾管悬挂器的选取:采用带三套密封胶囊的尾管悬挂器,该悬挂器可以再固井结束后采用下压的方式张开胶囊,封死悬挂器与重叠段的通道,保证喇叭口的水泥浆,保证试压成功;
3、施工过程
a、固井过程中严格排量控制,过程监控完全达到技术要求;
b、水泥浆不能附加太多;
c、施工结束后多提几柱钻杆,冲洗干净管柱后直接提出钻杆,不循环,一方面保证喇叭口的封固质量;另一方面减少由于循环对环空产生的回压,防止漏失的发生。
d、采用留上塞的方法,保证喇叭口有水泥。
三、现场应用
实例介绍:MIS项目V3井7”尾管固井
1、基本数据:
三开完钻井深781米,钻头为81/2,下7”尾管,小间隙固井,完钻泥浆采用泡沫泥浆体系,密度为0.9g/cm3的,悬挂器位置在536米,要求水泥返至喇叭口,固井质量合格。该井在钻进过程中发生多次漏失,固井前堵漏后,只有少量漏失,固井施工中存在漏失的风险,固井施工难度加大。
2、技术措施:
a、水泥浆体系选取了国产漂珠与3M漂珠结合的密度为为1.20g/cm3的高强低密度水泥浆;
b、固井前用堵漏剂经过多次堵漏成功,低层承压实验做到了2.5Mpa;
c、替浆用泥浆密度从0.9g/cm3降低到0.73g/cm3,
d、悬挂器采用具有密封功能的悬挂器;
e、喇叭口以上留上塞50米水泥塞。
3、施工过程:
注水泥浆5方,密度为1.18-1.21g/cm3,压钻杆胶塞,顶替泥浆8.7方(0.73g/cm3),固井施工中未发生漏失,胀封隔器,上提管柱,冲洗钻杆,全部提出钻杆,固井一次成功,喇叭口有水泥,四开完钻后电测尾管固井质量为优质,声幅控制在8%左右。
四、结论
1、针对MIS地区的水泥浆体系和防止漏失的固井措施较好的解决了该地区的固井漏失难题;
2、该方法经过调整何以在其他漏失井中运用推广;
3、可以继续探索其他防止漏失的方法,如纤维水泥浆体系、可酸化的凝胶等等都可以有效防止漏失。
参考文献:
1、刘崇建 黄宗波等,《油气井注水泥及应用》石油工业出版社
2、黄柏宗,《紧密堆积理论优化的固井材料和工艺体系》钻井液与完井液
篇3：壁面剪应力在油田固井中的实践与应用论文
壁面剪应力在油田固井中的实践与应用论文
摘要：固井工程是一项应用工程，是建井过程中的重要环节，它直接影响钻井周期和建井成本，以及油田开发方案的实施。深井、超深井的井下地质条件非常复杂，对固井质量有许多不利的因素，在井下条件确定的情况下，决定性的因素是环空流动的壁面剪应力，它是影响顶替效率的主要因素。
关键词：壁面剪应力 固井质量 顶替效率 偏心环空
1 影响ⅹⅹ油田固井质量主要原因分析
顶替不完全，造成大段的混浆带；如果水泥浆的流变性能优于泥浆，顶替时又达不到紊流，就可能造成水泥浆在泥浆中窜槽；钻井液性能的优劣，除保证钻井中的快速安全外，在井壁形成的泥饼对固井质量有着致密重要的因素，特别是冲洗液或隔离液在没有足够的冲洗时间时，势必在井壁上留下大量的虚泥饼，后期与水泥浆接触后可能造成对水泥浆的污染，形成靠近井壁的水泥浆不凝结，或者是水泥浆侯凝时泥饼干缩而出现微环隙；井眼条件对固井质量的影响；油层漏失对固井质量的影响。
2 提高水泥浆顶替效率的研究与应用
为了保证环形空间的密封质量，首先需要可虑的是如何使环空充满水泥浆。充满的过程，实际上是水泥浆驱替或钻井液的过程。水泥浆与钻井液的顶替质量应满足以下基本要求：①注水泥浆井段的环空空间，钻井液应全部被水泥浆顶替干净，无窜槽现象存在；② 水泥浆返高和套管内水泥塞的高度应符合设计要求。有效地驱替钻井液，提高注水泥的顶替效率是清除钻井液窜槽、保证水泥胶结质量和水泥环密封效果的基本前提。通过国内外专家的研究发现影响注水泥顶替效率主要有如下六种因素：套管在井内的居中度；液体在环空间的流动状态；紊流时液体流过封隔层位所接触的时间；钻井液的触变性；钻井液与水泥浆的流变性能；水泥浆与钻井液的密度差。
3 确定合理顶替流速范围的原则
一个合理的顶替流速范围，应考虑该井如下几方面的情况：①井眼的稳定性，是否有易漏、易塌等薄弱地层，这些层位对环空返速的限制情况，这些数据可根据邻井或区块的资料获得；②正常钻井过程中的环空返速情况；③裸眼井径变化情况及对返速的限制，如当裸眼井径变化较大，存在所谓的“大肚子”时，一般要求返速不能太大，以免进一步冲蚀井壁。同时在“大肚子”段一般是很难达到紊流的；④套管居中度情况，当套管居中度不好时，环空返速不易太低；⑤井斜情况，当在大斜度或水平井套管注水泥时，环空返速不易太低；⑥泥浆泵与注水泥设备的工作能力。综合考虑上面这些因素，便可得出一个保证该井钻井正常的返速范围，由此再考虑进注入的前置液与水泥浆的性能与泥浆的差异，便可选定本次注水泥时，所应保持的环空返速范围的大小。
4 水泥浆流变性能设计
如前所述，影响注水泥顶替效率主要有六种因素，到底哪一个或哪一些因素对顶替效率产生决定性影响呢？尽管人们在顶替机理的研究上做了大量的工作，但至今仍未对注水泥顶替优化设计方法形成统一的认识。这是因为注水泥顶替机理是一个很复杂的问题，人们对它的研究和认识尚不十分深入。实验上主要表现在：不能满足动力学相似原理进行偏心环空内重力场研究，理论上还未能建立一套准确描述任意井斜条件下、偏心环空中、一种非牛顿液体顶替另一种非牛顿液体的动态模型，并进行定量分析。而实际应用方面的主要问题则是现场施工参数很难同实验室测量参数吻合。我们认为：在井下条件确定的情况下，决定性的因素是环空流动的壁面剪应力。
关于环空流动的壁面剪应力，可以使用以下公式计算：
w=0.00025（D-d）Δp/L (1)
其中，w——环空流动的壁面剪应力，pa
D——井眼直径，mm
d——套管直径，mm
Δp——水泥浆流动的摩擦阻力，pa
L——水泥浆封固段长度，m
理论上讲，当w大于钻井液的胶凝强度时，就可以有效清除胶凝钻井液。
从公式（1）中，也不难得出以下几点重要理论：Δp在井眼几何条件一定得情况下，是一个与流动速度和流变参数有关的量；降低钻井液粘切对于提高顶替效率非常重要；当w与钻井液胶凝强度接近时，接触时间对清除泥饼至关重要；用低粘切钻井液和前置液稀释井筒内原钻井液，对提高顶替效率非常有益。
把流动的壁面剪应力作为影响顶替效率的主要因素，是基于以下原因：①只有流动才能产生直接作用于井壁并清除胶凝钻井液的动力：流动的壁面剪应力。②紊流流动时，由于摩擦阻力近似与流动速度的平方成正比，所以，流动的壁面剪应力在一般情况下大于其它流态。但是，从流动计算的相关公式可以知道，同样大小的壁面剪应力也可以通过增加流体的塑性粘度和屈服值获得。对于塞流顶替，主要要求水泥浆要高粘切，以产生相对高的壁面剪应力。从以上分析也可以看出，紊流顶替的水泥浆粘度不能任意小，否则除了可能产生流体不稳定外，其摩擦也会小于层流或塞流流动状态。③在固井技术的发展过程中，产生了各种不同的顶替技术，例如塞流顶替和紊流顶替以及介于二者之间的低速顶替技术，每项技术都可以找到很多成功的实例。壁面剪应力设计的观点也与这些技术结论非常吻合。④从力学的角度来看，要清除附着在井壁上的胶凝钻井液，必须要有一定的力，从受力分析来看，这个力主要是壁面剪应力。
根据水泥浆流动的壁面剪应力大于15pa就可以基本保证顶替的原则，水泥浆塑性粘度一般设计为40-60mpa.s,屈服值一般设计为20-40pa，这样配置的水泥浆初始稠度在15-30Bc之间。
5 现场施工条件分析及措施
5.1 油气层固井井眼特点 ①所钻井集中在窟窿山已探明的油气富集带，进入油气层后，油气显示十分活跃；②完钻井中有3口开发井在钻井及完井作业中下沟组下段均有漏失现象，Q2-19井下套管前用水泥浆进行了2次堵漏作业并作了承压实验，但仍在套管入井后，循环时井口失返，经打堵漏浆等措施处理才建立循环。③在定向井中，在造斜段的井径均较大，其平均井径为527.98mm，井径扩大率144.55％。封固段平均井径317.78mm，井径扩大率47.19％。钻井周期较长是造斜段井径扩大的一个重要原因之一。目前所实施的定向井，设计及实际井斜在30度左右，套管居中较困难，从固井角度来讲对于实现良好的顶替效率有一定的困难。 5.2 管串结构及封固要求 ①油层套管（延长油田也称为技术套管）采用139.7mm套管，不采用复合套管，其特点是套管与井壁环空间隙下大上小，对于固井而言其优点是增加了水泥环的厚度，增强了水泥环的强度，而其缺点也比较明显，对原始井眼的质量和下完套管的环空净化要求更高，否则极易在替浆过程中环空堵塞，造成固井失败。②油层封固段较长，井身结构的井其长度在600-800米之间。延长组油田西浅东深，油气藏埋藏浅，延长组西区水泥浆返至地面，东部返深200米以上，延安组就不同了，属于深井，壁面剪应力较大，是一个不可忽视的环节。
5.3 施工设计要求及措施 针对专家提出的影响固井质量的因素，固井施工设计中明确了如下措施：①管柱居中必须进行校核，直井或直井段居中度必须合适，定向井段居中度不能达到时，每根套管加一根扶正器，并校核居中度，以备设计水泥浆性能作参考。②前置液设计，根据延长油田固井特点只涉及三段。第一段为固井前调整部分原井浆，密度低于原井浆0.4g/cm3左右，粘度调至低于50s，段长400-600米；第二段为10-20％的水玻璃钻井液溶液或清水溶液，段长200米左右；第三段为施工药水，段长100米左右。低粘切钻井液的使用，实际上改变了原井浆的触变性能，基本保证了前置液在环空中处于紊流状态，确保了油气层段的紊流接触时间，同时即使不能完全顶替原井浆，但也可以达到稀释作用，为提高水泥浆顶替创造条件。③延长油田水泥浆结构设计：加重钻井液前置液+漂注低密度+加砂水泥浆。④水泥浆设计性能设计：引入壁面剪应力以后，如何通过水泥浆性能设计来提高环空摩擦阻力是水泥浆设计所追求的，当井斜和井径较大井眼条件较差时，在施工安全的情况下，必须适当调整其性能，满足最大井径下的'顶替效率。漂珠低密度水泥浆性能为，密度1.35-1.50g/cm3之间任意可调，流变性能设计：n=0.3-0.5k=1.0-3.0；浆体稳定性：上中下密度小于0.01g/cm3；稠化时间：大于施工时间90—120分钟；失水：小于100ml；自由液：直井段控制在2.0ml以内，斜井段控制为零。流动的壁面剪应力大于20pa；加砂水泥浆性能为，密度1.85-1.90g/cm3；流变性能设计：n=0.3-0.5k=1.0-3.0；初始稠度：15-30Bc；稠化时间：大于施工时间30-60分钟；失水：小于50ml；自由液：直井段控制在2.0ml以内，斜井段控制为零。流动的壁面剪应力大于25pa。⑤施工参数：由于目前的井身结构和管串结构在固井施工过程中，内外压差较大，（U）型管效应非常突出，水泥浆在215.9mm与139.7mm环空内下段时，环空返出的排量不能有效控制，但其返出排量不得大于钻井过程的环空返速或下入套管后实际最大排量，否则要适当调整漂注水泥浆和加砂水泥浆的段长，同时顶替的施工排量必须满足最大井径和最小井径下壁面剪应力至少大于15pa。⑥固井设备要求：井眼较大时，注灰后期实际上已是顶替过程，因此必须考虑水泥车的注灰排量能力，要求注灰最大排量大于301/s。防止由于“U”型管效应造成前置液在同一井段驻留较长的时间而损坏井壁。⑦防水泥浆油气侵措施：钻井液的密度必须保证油气上窜速度小于30m/h。施工过程中，必须保证全过程环空的当量密度不得低于钻井液的密度。施工结束后的压力补偿：尾管悬挂采用循环压力补偿法，常规固井采用环空加回压来补偿。
6 结论及认识
通过该项技术的室内评价和现场试验，得到：①以固井水泥浆壁面剪应力设计水泥浆的流变性能比紊流顶替设计水泥浆流变性能更具有较大排量范围，更能适应更多的井径范围和井斜，实际上是降低了对井眼的要求。②提高顶替效率必须和防油气浸相结合，顶替效率的提高必然会降低水泥浆的防油气浸的能力，量化处理好二者的关系是提高油气层固井质量的重要因素。③固井施工工艺对于固井施工安全和保证固井质量至关重要，必须坚持使用平衡压力固井技术、降低油气浸的压力补偿技术和综合固井配套等工艺技术。④任何流态提高顶替效率套管居中是前提。⑤严格控制水泥浆的失水和自由液的量是防止水泥浆失重的一个主要因素，斜井的控制要更加严格。⑥拓展了非目的层的固井水泥浆配方，试验取得了良好的效果。
篇4：微量物质井间示踪技术在识别油层大孔道中的应用
微量物质井间示踪技术在识别油层大孔道中的应用
微量物质示踪是较先进的井间示踪技术,技术成熟度高,在大庆油田已经成功应用多个井组.通过对大庆油田一个测试井组的实测分析,对测试的结果进行了较详尽的解释和分析,得到了定量的解释结果,给出了对应井间连通的高渗条带的.参数,识别出大孔道的存在及发育状况,对结果的可靠性进行了分析.在示踪剂解释的基础上,对典型井组的开发调整方向提出了建议和意见.
作 者：史丽华 SHI Li-hua 作者单位：大庆油田有限责任公司,测试技术服务分公司,黑龙江,大庆,163412 刊 名：大庆石油地质与开发 ISTIC PKU英文刊名：PETROLEUM GEOLOGY & OILFIELD DEVELOPMENT IN DAQING 年，卷(期)： 26(4) 分类号：P631.8+11 关键词：微量物质示踪技术 大孔道 储层参数 解释应用篇5：长庆油田修井作业中的绿色修井技术运用研究论文
关于长庆油田修井作业中的绿色修井技术运用研究论文
摘要：众所周知，油田修井作业中的施工污染、排汽污染等都会给环境和人类造成巨大的危害，而绿色环保修井作业技术可以通过降低作业成本、提高作业效率、减少作业污染来实现油田的持续开采，对于油田开采领域具有非常重要的意义。本文立足于长庆油田，首先简述了油田修井作业污染的危害，然后通过介绍当前的绿色修井技术，就长庆油田修井作业的现状，针对如何在长庆油田修井作业中运用绿色修井技术提出了切实有效的措施和建议。
引言：随着经济的发展，油田开采力度越来越大，油田开采过程中的环境污染也越来越严重。修井作业时油田开采过程中必不可少的一个项目，也是非常容易造成污染的项目之一。根据笔者查询的资料显示，光长庆靖安油田分部在近5年中由于修井作业所造成的污染已经非常严重，其中包括有地质污染、水污染、植物污染等，不仅承担了高额的赔偿费用，而且也不利于国家的持续发展。近些年来，国家环保部门已经开始重视到油田修井作业对环境的`污染和危害，绿色修井技术也正在被广泛的应用和推广中，如何在长庆油田修井作业中推广绿色修井技术，提高长庆油田的修井作业效率，促进油田的持续开采，是我们必须要思考的问题。
一、修井作业的主要污染及其危害
根据资料调查研究发现，修井作业所造成的主要污染有两类，具体如表1所示，其中施工污染占70%，排气污染占30%。施工污染还包括有：修井液污染、废水污染、化学添加剂污染、残液污染、油渍污染等；排气污染包括有：天然气、二氧化碳、一氧化碳、二氧化硫等。下面笔者将详细介绍一下这些污染的类型及其造成的危害。
1.主要污染来源
（1）施工污染
（2）排气污染
二、绿色修井技术的分类
1.绿色刮油技术
（1）油管刮油技术
（2）抽油杆刮油技术
3.绿色冲砂技术
（1）连续冲砂工艺的分析
（2）多级连续冲砂工艺的分析
三、长庆油田修井作业的现状
1.对地层损害严重，污染严重
2.油田修井作业中工艺落后
3.修井施工技术成本高
四、如何在长庆油田修井作业中运用绿色修井技术
1.选择优质修井液
（1）谨慎使用化学添加剂
（2）控制滤失量
2.采用绿色环保的油田修井作业工艺
3.降低修井施工技术成本
4.对修井作业的排气进行过滤再投放
结论：随着我国的城市化水平日益加快，生产生活对石油、天然气等资源的需求也越来越大，但是石油和天然气均为不可再生资源，所以如何高效采油、制油，从根本上提高油田开采的效率，降低油田开采过程中的污染和浪费，就需要我们采用高科技的绿色环保修井技术，以促进石油和天然气的持续开采。长庆油田应该结合自己的实际情况，通过选择优质修井液；采用绿色环保的油田修井作业工艺；降低修井施工技术成本和对修井作业的排气进行过滤再投放来推广绿色修井技术，从而促进长庆油田的持续健康发展....
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