【摘 要】
：
红北1井是青海油田一级井控风险井,也是该油田地层压力最高的一口井,为解决防窜的固井难题,开发了高密度防窜水泥浆体系,用水泥浆性能系数对体系防窜性能进行了评价,室内试验
【机 构】
：
中国石油集团渤海钻探工程有限公司第一固井分公司
【出 处】
：
中国石油学会2016年固井技术研讨会
论文部分内容阅读
红北1井是青海油田一级井控风险井,也是该油田地层压力最高的一口井,为解决防窜的固井难题,开发了高密度防窜水泥浆体系,用水泥浆性能系数对体系防窜性能进行了评价,室内试验表明,密度、温度的轻微波动对水泥浆性能影响不大,稠化时间变化小,体系稳定性好,满足现场施工要求.同时研制了与钻井液相容性好的冲洗隔离液,能够实现对井壁虚厚滤饼的清洗、预防水泥浆与钻井液的相互接触污染.在提高浆体防窜能力,降低窜流发生可能性的前提下,结合采取其他配套技术措施,保证了固井质量和施工安全.
其他文献
有效提高固井施工过程中水泥浆的顶替效率仍是目前需要进一步研究的课题,也是持续提高固井质量(特别是第二界面固井质量)的重要技术措施.本文通过对国内外现有套管振动(振荡)
针对乾246致密油区块浅表套二开长水平段水平井固井过程中,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、固井易漏易窜等技术难点,提出了套管安全下入技术
页岩气工业的快速发展,极大地促进了水平井钻完井技术和储层改造技术的优化与创新.为了满足生产需要,进一步增加页岩气产能,页岩气井水平段设计长度在不断提升,压裂规模不断
针对西南油气田双探3井φ177.8mm和φ193.68mm复合尾管固井存在着井底静止温度高、封固段长、上下温差大、油气显示活跃、大段盐膏层、钻井期间漏失严重、钻井液与水泥浆污染
PH-ZG1井是东海首口超深大位移气井,完钻井深6866m,水平位移5350.49m.φ311.15mm井段裸眼长度3614m,井斜77°,稳斜段长度4969m,φ215.9mm井段裸眼长度1396m,存在多套煤层、易
为"边际油田"开发降低成本,研究出满足小井眼固井的固井工艺技术是当务之急.TWT-A9S是中海油第一口单通道先导性试验井,面临水泥环薄、注替水泥浆流动阻力大,施工压力高、易
KQT-A5井为东海孔雀亭开发项目中最深的一口大斜度定向井,油基钻井液作业环境下进行裸眼段长达3606m的φ244.475mm套管固井是该井突出的技术难题,也是东海固井首次面临的难题
南中国海某深水高压井钻遇了异常高压气层,地层孔隙压力大于上层管鞋的破裂压力,钻井液无法平衡地层压力,造成上漏下喷.经多次钻井液堵漏失败后,无法起钻,严重威胁井控安全.
伊拉克鲁迈拉区块技术套管固井一直是固井技术难点.本文联系现场实际施工,通过对Dammam层位和Hartha层位两个漏失层位分析,应用堵漏施工、下套管前通井、优化扶正器设计、管
南堡13-1706井是一口部署在南堡1号构造潜山的大位移井,该井尾管封固段长1892m,水平位移4522.45m.不仅刷新了冀东油田水平位移和尾管下深两项指标,而且创国内陆地钻井位移最