CN111058796B - 一种提高页岩气井油层套管固井质量的方法 - Google Patents
一种提高页岩气井油层套管固井质量的方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN111058796B CN111058796B CN201911166769.XA CN201911166769A CN111058796B CN 111058796 B CN111058796 B CN 111058796B CN 201911166769 A CN201911166769 A CN 201911166769A CN 111058796 B CN111058796 B CN 111058796B
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- casing
- well
- section
- drilling
- pressure
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Active
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 44
- 239000004568 cement Substances 0.000 claims abstract description 52
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 44
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 claims abstract description 16
- 238000007689 inspection Methods 0.000 claims abstract description 4
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 42
- 230000008569 process Effects 0.000 claims description 28
- 239000002002 slurry Substances 0.000 claims description 23
- 239000000835 fiber Substances 0.000 claims description 21
- 125000006850 spacer group Chemical group 0.000 claims description 17
- 238000010276 construction Methods 0.000 claims description 13
- 238000012360 testing method Methods 0.000 claims description 13
- 230000005484 gravity Effects 0.000 claims description 10
- 230000008859 change Effects 0.000 claims description 9
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 claims description 9
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 9
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 9
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 7
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 6
- 230000004048 modification Effects 0.000 claims description 5
- 238000012986 modification Methods 0.000 claims description 5
- 210000001015 abdomen Anatomy 0.000 claims description 4
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 4
- 239000004576 sand Substances 0.000 claims description 4
- 238000013461 design Methods 0.000 claims description 3
- 238000001125 extrusion Methods 0.000 claims description 3
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 claims description 3
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 3
- 238000007789 sealing Methods 0.000 claims description 3
- 230000000087 stabilizing effect Effects 0.000 claims description 3
- 238000003756 stirring Methods 0.000 claims description 3
- 239000011882 ultra-fine particle Substances 0.000 claims description 3
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 abstract 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 8
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 6
- 239000004575 stone Substances 0.000 description 4
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 3
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 3
- 238000011161 development Methods 0.000 description 3
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 3
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 3
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 3
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 2
- 230000009545 invasion Effects 0.000 description 2
- 229920000620 organic polymer Polymers 0.000 description 2
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 2
- 229920001410 Microfiber Polymers 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L barium sulfate Chemical compound [Ba+2].[O-]S([O-])(=O)=O TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 229910052601 baryte Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010428 baryte Substances 0.000 description 1
- 238000009933 burial Methods 0.000 description 1
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 1
- 230000007547 defect Effects 0.000 description 1
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000007599 discharging Methods 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 238000002637 fluid replacement therapy Methods 0.000 description 1
- 239000012634 fragment Substances 0.000 description 1
- 238000000227 grinding Methods 0.000 description 1
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 239000003658 microfiber Substances 0.000 description 1
- 238000005457 optimization Methods 0.000 description 1
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 230000009897 systematic effect Effects 0.000 description 1
- 230000009466 transformation Effects 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/13—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like
- E21B33/138—Plastering the borehole wall; Injecting into the formation
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
本发明公开了一种提高页岩气井油层套管固井质量的方法，它包括以下步骤：S1、井段反复划眼、消除台阶和拐点；下钻分段循环，下入井底充分循环；通井钻具组合由易到难，在裸眼井段遇阻时，先转动划眼消除井壁微台阶，再上下拉划通过；在造斜点、水平段井底划眼通过，并对划眼井段采取短起下钻检验，以确保套管下至设计井深；S2、在眼通畅情况下，将套管柱悬下入到井段内，且确保位于直井段内的套管平均居中度为73.0%，位于裸眼段内套管的平均居中度39.7%，然后利用刚性扶正器将位于直径段内的套管扶正；S3、防漏措施；S4、提高顶替效率。本发明的有益效果是：确保顺利下入油层管套、提高顶替效率、防止后期作业破坏水泥环完整性、方法步骤简单。
Description
技术领域
本发明涉及石油天然气开采的技术领域，特别是一种提高页岩气井油层套管固井质量的方法。
背景技术
在页岩气工业技术的不断推进下，勘探工作的重心已逐渐向更深层的页岩气储层迈进，同时也将对现有的钻完井技术提出更加系统全面的优化要求。
根据前期研究及邻区资料，大足区块页岩气目的层厚度较大、相关评价指标较好，邻区业已钻获多口工业气流井。通过估算，预测区块页岩气资源量可达2500亿立方米，具备良好的勘探开发潜力。但大足区块页岩气储层埋深普遍在4000米左右，井底温度高，水平井井深达6000米以上，后期储层改造难度打，这就对油层套管固井质量提出了更高的要求。
目前国外主要通过采取软件模拟优化下套管技术。国外斯伦贝谢固井工程软件CEMENTICS、哈里伯顿固井工程软件iCem、国内固井工程软件CementSmart软件等都可以在给定井径、轨迹、泥浆性能、扶正器安放下计算下套管的悬重变化，对下套管有一定指导意义。借助软件，可通过邻井的数据采集及分析，将实际操作数据与模拟计算数值比对、校正，确定适合实际井况的模拟参数，实现准确模拟套管下放。
Schlumberger、Halliburton等国际专业化大公司都有专业的固井设计软件，通过软件可以对整个固井程序进行模拟，包括扶正器不同加放条件下的套管居中度，不同浆体流速下的顶替效率，各个施工阶段下的井口压力与环空压力等。专业软件使得固井更加数字化。
页岩气水平井油层套管固井后，要进行试压、分段压裂等后续作业，易造成水泥环密封失效，对水泥石力学性能要求高，需要水泥石具备较低的弹性模量以防止破坏失效。弹塑性水泥具有较低的杨氏模量，既可以抵御压裂、射孔等作业中对附近水泥环的压力冲击，又可通过其膨胀特性规避完井、替液等作业中的微环空风险。目前页岩气井主要应用的国外弹性水泥浆体系有斯伦贝谢Flexstone弹性水泥浆和哈里伯顿弹性自愈合水泥浆。
页岩气的开发伴随着水平井大规模压裂，而压裂后套管变形往往会造成套管缩径，导致桥塞下入或桥塞钻磨遇阻。所有发生套管变形的水平井均有部分水平段不能进行压裂改造，影响水平段的压裂规模和压裂效果，进而影响页岩气的产量。而避免产生套管变形的主要手段就是通过改变水泥浆体系、提高油层套管的固井质量，因此提高深层页岩气井的固井质量，具有一定的参考和借鉴意义，但是提高油层套管固井存在以下难点：1、长水平段油层套管下入难：深层页岩气水平井水平段长达1500m以上，套管下入过程易出现贴边现象，大幅增加了套管下入阻力。在不考虑井壁稳定性及虚泥饼等前提下，套管下入过程最大摩阻达到260kN如图1所示，同时页岩储层井壁稳定性不易保证，易坍塌，沉积于井壁的掉块及未清洗净的岩屑都将增加套管下入摩阻如图2所示，并可能在下套管过程逐步堆积导致无法下入，因井壁沉积物未清洗尽、钻井液高温稳定性问题导致套管下入过程岩屑、重晶石等逐步堆积，最终导致套管无法下入，被迫起套管。2、水泥浆顶替效率低：在水平段由于重力作用，套管往往偏向下井壁，套管柱与井壁的间隙很小，居中度差如图3所示，导致宽窄间隙处流速分布极不均匀，顶替效率不高，影响固井质量。3、后期作业破坏水泥环完整性：固井作业结束后，环空中的水泥环需要经历、修井、压裂生产以及弃井等后续过程。这些过程中产生的较为剧烈的压力和温度变化，会由套管传递到其后的水泥石。当套管受压受热膨胀时，对水泥环产生的应力高于水泥石强度时，会造成水泥环内微裂缝的生成，甚至大范围的水泥环破碎如图4所示。
发明内容
本发明的目的在于克服现有技术的缺点，提供一种确保顺利下入油层管套、提高顶替效率、防止后期作业破坏水泥环完整性、方法步骤简单的提高页岩气井油层套管固井质量的方法。
本发明的目的通过以下技术方案来实现：一种提高页岩气井油层套管固井质量的方法，它包括以下步骤：
S1、井段反复划眼、消除台阶和拐点；下钻分段循环，下入井底充分循环；通井钻具组合由易到难，在裸眼井段遇阻时，先转动划眼消除井壁微台阶，再上下拉划通过；在造斜点、水平段井底划眼通过，并对划眼井段采取短起下钻检验，以确保套管下至设计井深；
S2、在眼通畅情况下，将套管柱悬下入到井段内，且确保位于直井段内的套管平均居中度为73.0%，位于裸眼井段内套管的平均居中度39.7%，然后利用刚性扶正器将位于直径段内的套管扶正，同时利用刚性扶正器将位于裸眼井段内的套管扶正，最终确保套管的居中度；
S3、防漏措施，具体步骤如下：
S31、完钻后做井口蹩压式承压试验：在泥浆密度2.1～2.12g/cm3条件下，井口压力逐渐增加为5.9～6Mpa，在承压过程中，每次加压0.9～1MPa，并控制泵入量不超过2m3，同时记录累计泵冲及井口压力，若承压过程中漏失严重，则停止做承压试验；若压力可维持在6MPa不出现较大漏失，稳压时间＞5min时，则承压试验成功；
S32、将泥浆密度降低到2.08g/cm3的试验：按照每循环周降低0.03g/cm3的速率降低泥浆比重，每循环周内密切关注井口压力变化及振动筛情况，监测后效气情况，实时检查录井和泥浆性能，若出现掉块和气侵则不能继续降泥浆密度；若泥浆比重降至2.08g/cm3没有问题则满足要求；
S33、使用CEMENTICS*固井软件优化施工排量，控制井底动态当量密度变化，降低漏失风险，钻井液中加入超细颗粒堵漏材料循环堵漏；若固井施工过程中发生漏失导致水泥浆返高不足，考虑正注反挤施工工艺；
S4、提高顶替效率，具体步骤如下：
S41、优选隔离液冲洗剂配方，使用CEMENTICS*优选施工参数，提高顶替效率；优化注替排量设计，按照1.0～1.2m/s环空返速设计注替排量；下完套管后调整钻井液性能，确保进出口泥浆密度一致，屈服值应小于7Pa，塑性粘度30m～50mPa•s
S42、优化隔离液清洗性能及流变性能，隔离液与泥浆流变梯度不低于20%，隔离液清洗效率不低于85%，隔离液环空长度不低于1000m，确保油基泥浆清洗干净；水泥浆中加入膨胀剂，膨胀率不低于1.0%，不大于2.0%。
所述步骤S2中在下放套管前，需采用钻井液来清洁井眼，在钻井液中加入纤维，纤维在压裂液中的携砂能力，将其扩展应用于钻井液中洗刷、挠动大肚子处的死泥浆和虚泥饼，达到清洁井眼的目的，进而确保顺利下入油层套管。
所述步骤S1中的裸眼井段采用弹性水泥浆体系封固，使用CemSTRESS*水泥环应力分析软件，优选杨氏模量来应对在压裂改造过程中由于温度压力变化导致套管发生形变产生的作用于水泥石的应力，保持水泥石的完整性。
本发明具有以下优点：
1、本发明的防漏措施，有效避免了在固井作业结束后，环空中的水泥环即使经历、修井、压裂生产以及弃井等后续过程，发生水泥环被破坏，确保了水泥环的完整性。
2、通过钻井液内的纤维能够将沉积于井壁的掉块及未清洗净的岩屑都冲刷掉，从而有效降低了套管下入的摩阻，确保套管能够顺利下入到井眼内。
3、优选杨氏模量来应对在压裂改造过程中由于温度压力变化导致套管发生形变产生的作用于水泥石的应力，保持水泥石的完整性，进一步的有效避免了在固井作业结束后，环空中的水泥环即使经历、修井、压裂生产以及弃井等后续过程，发生水泥环被破坏。
4、位于直井段内的套管平均居中度为73.0%，位于裸眼井段内套管的平均居中度39.7%，同时均被刚性扶正器扶正，从而避免了套管在重力下偏向下井壁，进而确保了套管柱与井壁之间具有足够的间隙，最终确保了居中度，间隙处流速分布均匀，顶替效率显著得到提高了，从而提高了固井质量。
附图说明
图1为套管下入阻力分析图;
图2为岩屑沉积阻碍套管的示意图；
图3为套管偏心示意图；
图4为完井压裂过程中微环空发育情况图；
图5为隔离液流变性能统计图；
图6为弹性水泥力学性能统计图；
图7为超级纤维悬浮能力实验数据图；
图中，1-井壁，2-套管，3-岩屑床，4-岩屑沉积层。
具体实施方式
下面结合附图对本发明做进一步的描述，本发明的保护范围不局限于以下所述：
一种提高页岩气井油层套管固井质量的方法，它包括以下步骤：
S1、井段反复划眼、消除台阶和拐点；下钻分段循环，下入井底充分循环；通井钻具组合由易到难，在裸眼井段遇阻时，先转动划眼消除井壁微台阶，再上下拉划通过；在造斜点、水平段井底划眼通过，并对划眼井段采取短起下钻检验，以确保套管下至设计井深；
S2、在眼通畅情况下，将套管柱悬下入到井段内，且确保位于直井段内的套管平均居中度为73.0%，位于裸眼井段内套管的平均居中度39.7%，然后利用刚性扶正器将位于直径段内的套管扶正，同时利用刚性扶正器将位于裸眼井段内的套管扶正，最终确保套管的居中度；由于位于直井段内的套管平均居中度为73.0%，位于裸眼井段内套管的平均居中度39.7%，同时均被刚性扶正器扶正，从而避免了套管在重力下偏向下井壁，进而确保了套管柱与井壁之间具有足够的间隙，最终确保了居中度，间隙处流速分布均匀，顶替效率显著得到提高了，从而提高了固井质量；
S3、防漏措施，具体步骤如下：
S31、完钻后做井口蹩压式承压试验：在泥浆密度2.1～2.12g/cm3条件下，井口压力逐渐增加为5.9～6Mpa，在承压过程中，每次加压0.9～1MPa，并控制泵入量不超过2m3，同时记录累计泵冲及井口压力，若承压过程中漏失严重，则停止做承压试验；若压力可维持在6MPa不出现较大漏失，稳压时间＞5min时，则承压试验成功；
S32、将泥浆密度降低到2.08g/cm3的试验：按照每循环周降低0.03g/cm3的速率降低泥浆比重，每循环周内密切关注井口压力变化及振动筛情况，监测后效气情况，实时检查录井和泥浆性能，若出现掉块和气侵则不能继续降泥浆密度；若泥浆比重降至2.08g/cm3没有问题则满足要求；
S33、使用CEMENTICS*固井软件优化施工排量，控制井底动态当量密度变化，降低漏失风险，钻井液中加入超细颗粒堵漏材料循环堵漏；若固井施工过程中发生漏失导致水泥浆返高不足，考虑正注反挤施工工艺；根据完钻及承压情况综合分析，可考虑调整领浆返高以降低漏失风险。因此有了防漏措施，有效避免了在固井作业结束后，环空中的水泥环即使经历、修井、压裂生产以及弃井等后续过程，发生水泥环被破坏，确保了水泥环的完整性。
S4、提高顶替效率，具体步骤如下：
S41、优选隔离液冲洗剂配方，使用CEMENTICS*优选施工参数，提高顶替效率；优化注替排量设计，按照1.0～1.2m/s环空返速设计注替排量；下完套管后调整钻井液性能，确保进出口泥浆密度一致，屈服值应小于7Pa，塑性粘度30m～50mPa•s
S42、优化隔离液清洗性能及流变性能，隔离液与泥浆流变梯度不低于20%，隔离液清洗效率不低于85%，隔离液环空长度不低于1000m，确保油基泥浆清洗干净；水泥浆中加入膨胀剂，膨胀率不低于1.0%，不大于2.0%，如图5所示为隔离液流变性能统计图；
所述步骤S2中在下放套管前，需采用钻井液来清洁井眼，在钻井液中加入纤维，纤维在压裂液中的携砂能力，将其扩展应用于钻井液中洗刷、挠动大肚子处的死泥浆和虚泥饼，达到清洁井眼的目的，进而确保顺利下入油层套管。其技术原理是：纤维混入到钻井液中形成网络结构，具有很好的分散性和悬浮性，充分捕获杂物，从而成倍地增加钻井液的携岩能力。
纤维是一以有机聚合物为原料、以独特工艺制造、对表面进行特殊工艺处理的高强有机聚合物单丝短纤维。主要成份为惰性，呈单纤维丝纤维形态，密度约0.91g/cm3，抗拉强度高（≥270Mpa）、弹性模量低（3.8Gpa）。其材料具有如下特性：（1）高分散性：1kg超级清洁纤维累计含有超过6000km长度的纤维，能将“大肚子”处的稠钻井液和虚泥饼进行洗刷、挠动、降低岩屑的粘结力，高分散的纤维可以有效的捕获钻屑，很小的加入量即可成倍提高携岩能力；高悬浮性：高分散的超级纤维具有高悬浮性能，能有效携岩砂子、砾石、岩屑，甚至磨铣金属碎片、钻头牙齿。室内实验表明，随着纤维加量的增加，悬浮能力越强，纤维悬浮能力实验数据图，如图7所示。因此通过钻井液内的纤维能够将沉积于井壁的掉块及未清洗净的岩屑都冲刷掉，从而有效降低了套管下入的摩阻，确保套管能够顺利下入到井眼内。
所述步骤S1中的裸眼井段采用弹性水泥浆体系封固，使用CemSTRESS*水泥环应力分析软件，优选杨氏模量来应对在压裂改造过程中由于温度压力变化导致套管发生形变产生的作用于水泥石的应力，保持水泥石的完整性，进一步的有效避免了在固井作业结束后，环空中的水泥环即使经历、修井、压裂生产以及弃井等后续过程，发生水泥环被破坏，如图6所示为弹性水泥力学性能统计图。
以上所述仅是本发明的优选实施方式，应当理解本发明并非局限于本文所披露的形式，不应看作是对其他实施例的排除，而可用于各种其他组合、修改和环境，并能够在本文所述构想范围内，通过上述教导或相关领域的技术或知识进行改动。而本领域人员所进行的改动和变化不脱离本发明的精神和范围，则都应在本发明所附权利要求的保护范围内。
Claims (3)
1.一种提高页岩气井油层套管固井质量的方法，其特征在于：它包括以下步骤：
S1、井段反复划眼、消除台阶和拐点；下钻分段循环，下入井底充分循环；通井钻具组合由易到难，在裸眼井段遇阻时，先转动划眼消除井壁微台阶，再上下拉划通过；在造斜点、水平段井底划眼通过，并对划眼井段采取短起下钻检验，以确保套管下至设计井深；
S2、在眼通畅情况下，将套管柱悬下入到井段内，且确保位于直井段内的套管平均居中度为73.0%，位于裸眼井段内套管的平均居中度39.7%，然后利用刚性扶正器将位于直径段内的套管扶正，同时利用刚性扶正器将位于裸眼井段内的套管扶正，最终确保套管的居中度；
S3、防漏措施，具体步骤如下：
S31、完钻后做井口蹩压式承压试验：在泥浆密度2.1～2.12g/cm3条件下，井口压力逐渐增加为5.9～6Mpa，在承压过程中，每次加压0.9～1MPa，并控制泵入量不超过2m3，同时记录累计泵冲及井口压力，若承压过程中漏失严重，则停止做承压试验；若压力可维持在6MPa不出现较大漏失，稳压时间＞5min时，则承压试验成功；
S32、将泥浆密度降低到2.08g/cm3的试验：按照每循环周降低0.03g/cm3的速率降低泥浆比重，每循环周内密切关注井口压力变化及振动筛情况，监测后效气情况，实时检查录井和泥浆性能，若出现掉块和气侵则不能继续降泥浆密度；若泥浆比重降至2.08g/cm3没有问题则满足要求；
S33、使用CEMENTICS*固井软件优化施工排量，控制井底动态当量密度变化，降低漏失风险，钻井液中加入超细颗粒堵漏材料循环堵漏；若固井施工过程中发生漏失导致水泥浆返高不足，考虑正注反挤施工工艺；
S4、提高顶替效率，具体步骤如下：
S41、优选隔离液冲洗剂配方，使用CEMENTICS*优选施工参数，提高顶替效率；优化注替排量设计，按照1.0～1.2m/s环空返速设计注替排量；下完套管后调整钻井液性能，确保进出口泥浆密度一致，屈服值应小于7Pa，塑性粘度30m～50mPa•s
S42、优化隔离液清洗性能及流变性能，隔离液与泥浆流变梯度不低于20%，隔离液清洗效率不低于85%，隔离液环空长度不低于1000m，确保油基泥浆清洗干净；水泥浆中加入膨胀剂，膨胀率不低于1.0%，不大于2.0%。
2.根据权利要求1所述的一种提高页岩气井油层套管固井质量的方法，其特征在于：所述步骤S2中在下放套管前，需采用钻井液来清洁井眼，在钻井液中加入纤维，纤维在压裂液中的携砂能力，将其扩展应用于钻井液中洗刷、挠动大肚子处的死泥浆和虚泥饼，达到清洁井眼的目的，进而确保顺利下入油层套管。
3.根据权利要求1所述的一种提高页岩气井油层套管固井质量的方法，其特征在于：所述步骤S1中的裸眼井段采用弹性水泥浆体系封固，使用CemSTRESS*水泥环应力分析软件，优选杨氏模量来应对在压裂改造过程中由于温度压力变化导致套管发生形变产生的作用于水泥石的应力，保持水泥石的完整性。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201911166769.XA CN111058796B (zh) | 2019-11-25 | 2019-11-25 | 一种提高页岩气井油层套管固井质量的方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201911166769.XA CN111058796B (zh) | 2019-11-25 | 2019-11-25 | 一种提高页岩气井油层套管固井质量的方法 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN111058796A CN111058796A (zh) | 2020-04-24 |
| CN111058796B true CN111058796B (zh) | 2021-11-09 |
Family
ID=70298609
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN201911166769.XA Active CN111058796B (zh) | 2019-11-25 | 2019-11-25 | 一种提高页岩气井油层套管固井质量的方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN111058796B (zh) |
Families Citing this family (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN109630045B (zh) * | 2018-12-12 | 2024-03-22 | 重庆科技学院 | 多功能钻井全井段动态循环模拟实验系统 |
| CN112252982A (zh) * | 2020-12-08 | 2021-01-22 | 中国石油天然气集团有限公司 | 易碎地层或已碎地层的下套管方法 |
| CN113669006B (zh) * | 2021-07-22 | 2024-06-21 | 北京中塬国雄建设有限公司 | 可调节的加固液化砂土地基埋管前预钻孔设备 |
| CN114165190A (zh) * | 2021-12-10 | 2022-03-11 | 四川川油天然气科技股份有限公司 | 一种保证储氢井套管顺利入井并持续稳定工作的方法 |
Citations (10)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN101139925A (zh) * | 2006-09-08 | 2008-03-12 | 西南石油大学 | 一种随钻测试储层参数特性并实时调整钻井措施的方法 |
| CN101870862A (zh) * | 2010-07-07 | 2010-10-27 | 中国石油集团川庆钻探工程有限公司长庆固井公司 | 用于封固漏失产层的低密高强防漏水泥浆方法 |
| EP2488723A1 (en) * | 2009-10-16 | 2012-08-22 | Weatherford/Lamb, Inc. | Surface gas evaluation during controlled pressure drilling |
| CN102828721A (zh) * | 2012-09-12 | 2012-12-19 | 西南石油大学 | 页岩气水平井选择性提高固井质量的技术 |
| CN103485771A (zh) * | 2013-09-26 | 2014-01-01 | 中国石油集团川庆钻探工程有限公司 | 一种固井前检验地层承压能力的方法 |
| CN106555565A (zh) * | 2016-11-30 | 2017-04-05 | 中石化石油工程技术服务有限公司 | 一种低压易漏失井正注反挤的固井方法 |
| CN108509703A (zh) * | 2018-03-22 | 2018-09-07 | 中国石油大学(华东) | 一种气藏状态参数随钻数值反演分析方法 |
| CN108533210A (zh) * | 2018-04-12 | 2018-09-14 | 西南石油大学 | 一种复杂地层下凝胶防漏堵漏性能测定装置及其应用方法 |
| CN109322618A (zh) * | 2018-10-19 | 2019-02-12 | 成都科盛石油科技有限公司 | 非均质页岩气井储层段完钻方法 |
| CN109540721A (zh) * | 2019-01-10 | 2019-03-29 | 西南石油大学 | 一种用于研究钻杆与套管摩擦磨损的实验装置及方法 |
Family Cites Families (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6793017B2 (en) * | 2002-07-24 | 2004-09-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for transferring material in a wellbore |
| CN101955763B (zh) * | 2010-05-14 | 2013-03-27 | 北京奥凯立科技发展股份有限公司 | 一种抗高压堵漏剂及含有所述抗高压堵漏剂的堵漏浆 |
| CN104153738A (zh) * | 2013-05-14 | 2014-11-19 | 四川海沃石油工程技术有限公司 | 一种运用于钻井工程中的控塞堵漏工具组件及堵漏方法 |
| CA2919166C (en) * | 2013-09-06 | 2018-02-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Measurement of cement slurry properties under downhole conditions |
| NO347228B1 (en) * | 2013-12-19 | 2023-07-17 | Halliburton Energy Services Inc | Intervention Tool for Delivering Self-Assembling Repair Fluid |
| US20150345263A1 (en) * | 2014-05-27 | 2015-12-03 | Ervin Merritt | Stabilizing contaminants in drill cuttings |
| US10683724B2 (en) * | 2017-09-11 | 2020-06-16 | Saudi Arabian Oil Company | Curing a lost circulation zone in a wellbore |
| CN209356348U (zh) * | 2019-01-10 | 2019-09-06 | 西南石油大学 | 一种研究钻井过程中钻杆与套管摩擦磨损的实验装置 |
-
2019
- 2019-11-25 CN CN201911166769.XA patent/CN111058796B/zh active Active
Patent Citations (10)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN101139925A (zh) * | 2006-09-08 | 2008-03-12 | 西南石油大学 | 一种随钻测试储层参数特性并实时调整钻井措施的方法 |
| EP2488723A1 (en) * | 2009-10-16 | 2012-08-22 | Weatherford/Lamb, Inc. | Surface gas evaluation during controlled pressure drilling |
| CN101870862A (zh) * | 2010-07-07 | 2010-10-27 | 中国石油集团川庆钻探工程有限公司长庆固井公司 | 用于封固漏失产层的低密高强防漏水泥浆方法 |
| CN102828721A (zh) * | 2012-09-12 | 2012-12-19 | 西南石油大学 | 页岩气水平井选择性提高固井质量的技术 |
| CN103485771A (zh) * | 2013-09-26 | 2014-01-01 | 中国石油集团川庆钻探工程有限公司 | 一种固井前检验地层承压能力的方法 |
| CN106555565A (zh) * | 2016-11-30 | 2017-04-05 | 中石化石油工程技术服务有限公司 | 一种低压易漏失井正注反挤的固井方法 |
| CN108509703A (zh) * | 2018-03-22 | 2018-09-07 | 中国石油大学(华东) | 一种气藏状态参数随钻数值反演分析方法 |
| CN108533210A (zh) * | 2018-04-12 | 2018-09-14 | 西南石油大学 | 一种复杂地层下凝胶防漏堵漏性能测定装置及其应用方法 |
| CN109322618A (zh) * | 2018-10-19 | 2019-02-12 | 成都科盛石油科技有限公司 | 非均质页岩气井储层段完钻方法 |
| CN109540721A (zh) * | 2019-01-10 | 2019-03-29 | 西南石油大学 | 一种用于研究钻杆与套管摩擦磨损的实验装置及方法 |
Non-Patent Citations (7)
| Title |
|---|
| Model for calculating the gas volume fraction of a gas-cut wellbore through natural gamma-ray logging;Li, H等;《Journal of Petroleum Science and Engineering》;20170331;全文 * |
| 东溪构造浅层大斜度井快速钻井技术研究——以东浅006-1-X2井为例;邓浩然等;《天然气技术与经济》;20130428;第7卷(第2期);全文 * |
| 中拐探区韧性膨胀水泥固井技术的研究与应用;杨云锋等;《精细石油化工进展》;20161128;第17卷(第6期);全文 * |
| 小间隙高压气井固井技术;张明昌等;《石油钻采工艺》;20040625;第26卷(第3期);全文 * |
| 提高大港油田调整井固井质量研究与应用;付家文等;《石油化工应用》;20170625;第36卷(第6期);全文 * |
| 渤中19-6尾管固井质量提升措施;房恩楼等;《石油钻采工艺》;20181220;第40卷;全文 * |
| 苏丹17区Abu Gabra地区固井技术;李耀辉等;《中国石油和化工标准与质量》;20131210;全文 * |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN111058796A (zh) | 2020-04-24 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN111058796B (zh) | 一种提高页岩气井油层套管固井质量的方法 | |
| CN110826142B (zh) | 一种裂缝性地层封堵承压能力的预测方法 | |
| Kelin et al. | Review and analysis of cuttings transport in complex structural wells | |
| Wu et al. | Drilling and completion technologies for deep carbonate rocks in the Sichuan Basin: Practices and prospects | |
| EA017146B1 (ru) | Способ регулирования поглощения бурового раствора | |
| CN110543745B (zh) | 一种热采井水泥环封固完整性的评价方法 | |
| CN111255428B (zh) | 一种套管水平井井筒重建重复压裂方法 | |
| Yuan et al. | Technical difficulties in the cementing of horizontal shale gas wells in Weiyuan block and the countermeasures | |
| Zhu et al. | Main technical innovations of Songke well No. 2 drilling project | |
| CN110748315A (zh) | 一种油水井套损治理方法 | |
| Zhao et al. | Anti-channeling cementing technology for long horizontal sections of shale gas wells | |
| Noah | Optimizing drilling fluid properties and flow rates for effective hole cleaning at high-angle and horizontal wells | |
| CN110593856B (zh) | 一种固井安全作业密度窗口测定方法 | |
| CN112431579A (zh) | 侧钻井和小井眼井用预置小直径管管内压裂装置及方法 | |
| CN108222821B (zh) | 一种适用于中低温地热井的成井工艺 | |
| Marca | 13 Remedial Cementing | |
| CN111535747B (zh) | 一种钻井窄窗口下套管防漏失方法 | |
| Cai et al. | Recent advances of cementing technologies for ultra-HTHP formations | |
| RU2524089C1 (ru) | Способ строительства нефтедобывающей скважины | |
| Perdomo et al. | Lessons Learned in Horizontal Well Workovers and Sand Cleanouts, in Cerro Negro Field, Venezuela | |
| CN109630064A (zh) | 一种老旧盐井改造方法 | |
| CN110805408B (zh) | 一种带封隔器管柱的注水井调剖工艺方法 | |
| RU2439273C1 (ru) | Способ строительства куста скважин | |
| CN114692522A (zh) | 一种基于井筒/地层耦合的深水高温高压压裂充填一体化模型的构建方法 | |
| Qin et al. | A novel hydraulic tool for lost circulation control while drilling with improved plugging effectiveness |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PB01 | Publication | ||
| PB01 | Publication | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| GR01 | Patent grant | ||
| GR01 | Patent grant |