吉林油田昌37井固井工艺技术

针对吉林油田伊通地区昌37井三开使用油基钻井液钻井和基底存在花岗岩高压气层的特点,分析了该井的固井技术难点,研究了驱油加重前置液和高温微膨胀防窜水泥浆技术,介绍了关键完井工具的配置和使用情况。现场应用结果表明,YJC驱油冲洗液和DG180加重隔离液能够快速高效地清洗残留油基钻井液,提高顶替效率,改善水泥环胶结质量,且压稳了下部高压气层,保障了固井质量;抗高温微膨胀防窜水泥浆过渡时间短、稠化时间可调、高温稳定性好,水泥石致密、抗压强度高,具有良好的防窜和防腐蚀性;一级固井质量合格率为100％,优质率为97．29％;双级注水泥管串、前置液密度和7X凝水泥浆结构设计合理,固井施工作业正常,实现了压稳和防窜的目的,该井形成的配套固井工艺技术可在该地区同类井固井中推广应用。     

TAP阀小套管井固井技术研究及应用

本文分析了TAP阀小套管固井的难点,对低密度水泥浆体系进行了研究和优选,调研并筛选出配套固井工具及套管附件,并对水泥混配工艺、防漏压稳技术及现场施工配套工艺措施进行了研究,现场应用效果良好,从而为TAP阀小套管井固井提供了一套成熟的固井工艺技术。     

元坝地区复杂尾管固井难点与对策

川东北气田元坝地区尾管固井具有超深、高温、高压以及封固段超长、压力窗口狭窄、压稳与防漏矛盾突出等特点,固井后易出现气窜、顶部超缓凝,部分井封固段上部还有盐膏层,使用厚壁套管会使固井难度更大。经过多井次的探索和应用,在井眼准备、水泥外加剂以及现场施工工艺3个方面初步形成了深层天然气井固井配套技术,如采用新型的分段气窜预测模型,优选防气窜能力强的水泥浆体系等措施,在元坝1-1侧1井固井应用中取得了良好的效果,满足了气田开发对固井质量高标准的要求。     

胜利油田东部油区页岩油气水平井固井技术

胜利油田东部油区页岩油气使用水平井开采,针对高温高压长水平段固井所面临的现场下套管困难、环空界面胶结环境差、施工前井筒漏失、施工后气窜气侵等一系列技术难题,采用两亲冲洗隔离液、纤维膨胀和塑性胶乳防窜水泥浆体系以及相关配套技术措施共同组成了固井技术方案,解决了技术难题。室内实验评价结合现场施工应用,研究成果表明：(1)两亲冲洗隔离液可有效清除油基钻井液附着套管壁油膜和井壁含油滤饼,改善环空界面胶结环境,为固井质量提供前提保障;(2)塑性胶乳防窜水泥浆具有低失水、零游离液、沉降稳定性好、防窜性能好、水泥石抗压强度高和弹性模量低等性能优点,有效保证了长水平段固井界面胶结质量;(3)纤维膨胀水泥浆具有良好的堵漏防漏效果,在固井施工中可实现前期防漏,提高地层承压能力;(4)优化扶正器、漂浮顶替、环空压稳、辅助下套管等配套技术措施,使长水平段套管居中度得以保证,并解决了水泥浆在候凝失重过程中水平段油层无法压稳的难题;(5)将上述固井关键技术,现场应用于胜利油田东部油区4口页岩油气水平井,固井质量优,后期压裂开采效果好,为今后页岩油气水平井固井提供借鉴。     

胶乳水泥浆体系在深井水平井的应用

针对庆深气田深井水平井温度高、易气窜的特点,在胶乳水泥浆基础上,通过优选高温稳定剂,研制出了深井水平井胶乳水泥浆体系DHL-600。室内评价结果表明,该体系在高温水平条件下具有低失水、无游离液、水泥浆及水泥石上下层密度差小、沉降稳定性好、防气窜等特点。在庆深气田升深平1井和徐深1-平1井2口深层气井水平井中应用,没有发生气窜且固井质量良好。室内实验和现场应用表明,该水泥浆体系能够满足深井气井水平井的固井施工和固井质量的要求。     

大牛地气田低压低渗储层固井工艺技术研究与应用

大牛地气田具有低压、低渗、个别井段易漏和固井后易气窜的明显特点。在2004年以前固井质量问题尤为突出。通过分析研究,发现水泥浆体系性能差和工艺技术的欠缺影响固井质量。因此,通过水泥浆体系室内试验与评价,优选出适合本工区的水泥浆体系。同时采用防气窜平衡固井工艺技术,综合评价水泥浆和工艺技术的防气窜性能。固井质量取得了比较理想的效果。     

河坝1井复杂条件下固井工艺技术

河坝1井在钻进过程中，先后遇到了大段的盐膏层、低压漏失层、高压天然气层等复杂地层．地层压力层系复杂，而且井眼深、封固段长．固井作业难度大。该井综合应用了多种固井工艺技术，根据全井固井施工的突出特点，从长封固段固井、高压气层固井和防止水泥浆污染的技术措施3个方面．总结分析了固井施工的难点以及采取的固井工艺技术措施，包括双级固井、应用防窜高密度水泥浆体系、膨胀管封隔高压气层、平衡压力固井等．并对固井质量进行了评价分析。该井固井施工顺利．固井质量合格，对复杂条件下的深井和高压气井的固井施工具有一定的借鉴意义。     

陇2井高温气井固井技术

陇2井为长庆油田在陇东区块部署的一口高温气探井, 完钻井深4960m,生产套管固井要求全井段封固, 固井施工存在井底温度高（井底静止温度130℃）,水泥浆体系需要具备抗高温性能;上下温差大（80℃）,低密度水泥浆体系易发生超缓凝现象; 一次性封固段长, 防漏压稳难度大等技术难题,通过高温降失水剂G411-GFL及高温缓凝剂G410-GHN研发,形成了抗高 温低密度/ 常规密度水泥浆体系及配套固井工艺技术,并在陇2井进行了现场施工,产层段固井优质率95%,低密度封固段优质率75%,满足了后期储层改造的需要,为长庆油田陇东区块高温气井开发提供了有力的技术支撑。     

阿塞拜疆Bz-1R井超高压固井技术

Bz-1R井是阿塞拜疆Karabagil油田的一口重点探井，其地层压力系数异常，钻井过程中钻井液密度最高达2．28kg／L，且钻井液安全密度窗口窄，易发生溢流或钻井液漏失，固井施工时压稳与防漏的矛盾突出，水泥浆密度的确定、水泥浆浆柱结构设计、平衡注水泥困难。该井井下地层流体活跃，容易在水泥浆候凝过程中侵入环空，影响第二界面的胶结质量而引发环空窜流，压稳防窜候凝困难，加上环空间隙小、水泥浆密度高等的影响，导致该地区固井施工难度极大。为此，研制应用了密度2．3～2．6kg／L性能稳定的超高密度水泥浆体系，采用旁通式自动灌浆浮箍解决了大尺寸套管在高压易漏井的下入问题，配合使用剪销式注水泥前隔离塞及水泥塞定位器，并采取了一系列有针对性的固井技术措施，保证了固井施工的顺利进行，使该井成为该油田第一口固井成功的超高压复杂井。     

大牛地气田低压低渗储层固井工艺技术研究与应用

大牛地气田具有低压、低渗、个别井段易漏和固井后易气窜的明显特点.在2004年以前固井质量问题尤为突出.通过分析研究,发现水泥浆体系性能差和工艺技术的欠缺影响固井质量.因此,通过水泥浆体系室内试验与评价,优选出适合本工区的水泥浆体系.同时采用防气窜平衡固井工艺技术,综合评价水泥浆和工艺技术的防气窜性能.固井质量取得了比较理想的效果.     

综合固井技术在胜利油田探井中的应用

随着胜利油田勘探开发的不断深入,原有的地层压力层系已破坏;另一方面由于勘探开发的需要,井越来越深。高压探井、长封固段探井及高难度探井不断增加,地下情况越来越复杂,影响探井固井质量的因素越来越多,但对探井固井质量的要求却日趋严格。针对胜利油田探井作业的实际情况,从井径扩大率、油气上窜速度、探井比例、封固段长度和扶正器数量等方面分析了影响探井固井质量的主要因素,兼顾固井工艺及水泥浆技术研究出一套适应胜利油田实际情况的固井工艺,并在实践中得到了应用。     

胜利油田沙河街组页岩油水平井固井技术

胜利油田沙河街组页岩油水平井固井时存在套管居中和安全下入难度大、水泥浆性能要求高和油基钻井液驱替困难等技术难点,为此研发了两亲冲洗隔离液体系、优选纤维膨胀水泥浆体系和塑性胶乳防窜水泥浆体系,并采取应用整体式弹性套管扶正器、偏心导向引鞋、漂浮顶替技术和环空加压等固井技术措施,初步形成了胜利油田沙河街组页岩油水平井固井技术...     

高强增塑低密度水泥浆体系研究

常用的低密度水泥浆体系在低压易漏地区固井存在强度低的缺陷,油气勘探开发对低密度水泥浆体系提出了更高的要求。研究开发了以漂珠、水泥颗粒、微硅颗粒和颗粒级配增强剂为主构成的4级颗粒填充结构及与之配套的增韧复合纤维构成的高强增塑低密度水泥浆体系,对水泥石强度、水泥环抗冲击能力、水泥浆性能、浆体稳定性进行了室内实验。实验结果表明,水泥浆具有流变性能好、失水量小、稠化过渡时间短的优点,可显著提高低密度水泥石的综合强度、水泥浆的稳定性和防窜能力,与其他外加剂也有良好的配伍性。在胜利油田及川东北地区进行了现场应用,效果良好,为解决当前低压易漏井的固井问题提供了一个可行的途径。     

百色油田调整井固井技术研究与应用

百色油田由于注采不平衡,纵向上形成多压力层系,给调整井固井带来很大的困难,通过分析百色油田调整井固井封固后环空油气水窜槽的原因,认为提高调整井固井质量必须改善水泥浆在井下的胶结环境和提高水泥浆的防窜性能。百色油田调整井采取的主要固井技术措施施为,使用双纠套管扶正器,使套管居中不偏心,采用快体冲洗液,并加以大量的低密度水泥浆前置液,尽量消除泥饼对水泥胶结的影响,提高界面胶结强度和质量,采用具有直角稠化,短侯凝,超短过滤,低失水,高早强,微膨胀性能的防窜双凝水泥浆体系和环空憋压候凝措施,达到压稳,防窜的目的,在水泥浆中引入膨胀剂和套管内敞压候凝技术,消除因内部压力和水泥浆固有的膨胀－收缩特性而造成的微缝－微孔隙,实现环空密封。经6口井现场应用表明,该固井工艺技术措施解决了百色油田薄油层,薄隔层的封固难题,提高了百色油田的固井质量。     

大庆油田深层气井固井技术

大庆油田深层气井平均井深4000～4500m，固井施工存在很多技术难点，例如地层裂缝发育、破裂压力低、地温梯度高、井径不规则、封固井段长等，施工过程中存在井口窜气、双级箍免通径成功率偏低等问题，为此，大庆油田采取了一系列相应的技术措施：优化井眼净化技术、研制或引进抗高温水泥浆体系、应用抗CO2腐蚀的TP—SUP13Cr套管和DCR防腐水泥浆、应用双级固井技术，从而有效地保证了固井施工的顺利进行和固井质量的提高。详细介绍了大庆油田特有的深层气井配套技术．指出了目前大庆油田深层气井固井存在的问题并提出了处理建议。     

动态复杂压力下的水泥浆体系及性能评价

为了提高渤海油田动态复杂压力体系下的调整井固井质量,满足注水泥期间周边注水井不停注的要求,针对压力体系紊乱复杂、储层段固井质量差、层间封隔不良等固井难题,利用自主设计研发的抗动态水分散性能评价装置、界面胶结防窜性能测试装置和塑性体体积测试装置,形成了适用于动态复杂压力下的水泥浆防窜性能综合评价方法。通过抗动态水分散剂、膨胀剂、增韧剂以及缓凝剂等外加剂材料的评价与优选,开发出一套适用于渤海油田动态压力体系固井的新型防窜水泥浆体系,该水泥浆较目标区块原始体系抗压强度提高18.6%、胶结强度提高28.7%、抗水窜压力提高60.8%。在蓬莱油田完成了4口井的现场应用,固井质量较邻井提高22.3%～37.5%。应用表明,新型防窜水泥浆体系具有优良的防窜性能,可大幅提高复杂压力体系下的调整井固井质量,满足注水泥期间注水井不停注的要求,推广应用前景广阔。      

吉林油田双坨子地区气井固井技术

针对吉林油田双坨子地区上部地层低压易漏、气层多、分布井段长、气水层间互易造成固井漏失和层间互窜的技术难题,进行了气井固井对策分析。根据防气窜水泥浆体系应满足的条件,对防窜水泥浆外加剂进行了选择,筛选出了具有良好防窜性能的G302水泥浆体系,对防窜水泥浆体系性能进行了评价,形成了以采用G302防窜水泥浆为主,配合采用双凝水泥和"三压稳"为辅的综合防窜技术,提出了以JSS-1冲洗液配合NCH-2隔离液为主的适合低压易漏条件下提高顶替效率的技术措施。2005年在双坨子地区应用该技术进行了4口井现场施工,固井质量全部优质,解决了该地区多层系、长封固段条件下气井固井难题,形成了一套指导该地区气井固井的综合配套技术,并为解决类似的气井固井问题探索出了一条有效的技术途径。     

窄密度窗口正注反挤低密度水泥浆固井技术

针对西南油气田分公司蓥北1井φ273.05 mm套管固井存在漏层多、分布广,油气显示活跃,低温低密度水泥浆强度低及发展慢等固井难题。开发出了密度为1.23 g/cm3的高强度韧性防窜低密度水泥浆体系,该体系稠化时间可调,静胶凝强度发展快,62℃下440 min即起强度、24 h强度高达14.5 MPa,弹性模量为5.8 GPa。通过采用低密度高强度韧性防窜水泥浆、抗污染冲洗隔离液技术、软件模拟、优化浆柱结构、结合低密度与常规密度正注和反挤等配套技术,确保了蓥北1井φ273.05 mm套管固井施工安全,固井质量合格率为85%、优质率为65%。为西南油气田窄密度窗口固井提供了技术参考。     

窄密度窗口正注反挤低密度水泥浆固井技术

针对西南油气田分公司蓥北1井φ273.05 mm套管固井存在漏层多、分布广,油气显示活跃,低温低密度水泥浆强度低及发展慢等固井难题。开发出了密度为1.23 g/cm3的高强度韧性防窜低密度水泥浆体系,该体系稠化时间可调,静胶凝强度发展快,62℃下440 min即起强度、24 h强度高达14.5 MPa,弹性模量为5.8 GPa。通过采用低密度高强度韧性防窜水泥浆、抗污染冲洗隔离液技术、软件模拟、优化浆柱结构、结合低密度与常规密度正注和反挤等配套技术,确保了蓥北1井φ273.05 mm套管固井施工安全,固井质量合格率为85%、优质率为65%。为西南油气田窄密度窗口固井提供了技术参考。      

高石梯-磨溪区块高压气井尾管固井技术

针对西南油气田高石梯-磨溪区块高压气井φ177.8 mm尾管固井遇到的气层活跃、安全密度窗口窄、流体相容性差及高温大温差等问题,制定了相应的固井技术措施。开发了适合高温大温差固井的自愈合防窜高密度水泥浆体系,并进行了室内研究。结果表明:该体系密度为2.0~2.8 g/cm3,现场一次混配可达2.6 g/cm3以上;适应温度为常温~180℃;浆体的上下密度差不大于0.05 g/cm3;失水量不大于50 mL;稠化时间与缓凝剂掺量具有良好的线性关系,稠化过渡时间不大于10 min;静胶凝强度过渡时间不大于20 min;24 h抗压强度大于10 MPa,水泥石顶部48 h抗压强度大于3.5 MPa,低温下强度发展快,形成的水泥石体积稳定不收缩,具有类似韧性水泥的力学性能;遇油气产生体积膨胀,保证了界面胶结质量和密封完整性,降低了固井后发生气窜的风险。该固井技术在高石X井和高石Y井中进行了应用,固井优质率和合格率得到较大幅度提高,水泥环后期不带压,获得良好应用效果。