河南油田新庄、杨楼区块稠油热采井固井水泥浆

针对河南油田新庄、杨楼稠油热采井固井施工中存在的问题，通过对固井水泥石强度耐高温机理的分析、高强低密度水泥浆体系的研究及耐高温低密度水泥浆性能试验，筛选出了较为适宜的热采井固井水泥添加剂及其适用配比，设计出了耐高温高强低密度水泥浆配方。该配方具有低温早强、失水量低、水泥浆体稳定、水泥石致密、微触变等特点，较好地解决了水泥石高温下强度衰退和固井过程中水泥浆漏失的问题。     

大庆油田低密度低温防窜水泥浆体系

针对大庆油田低温浅层气井长封段固井中,低密度水泥浆终凝时间长,胶凝强度发展缓慢,失水大,防窜性能差,易产生环空气窜及管外冒气等现象,影响了固井质量。研究了低密度低温防窜水泥浆体系,采用复合型早强剂、聚丙烯酸酯聚合物胶乳降失水剂、可分散聚合物胶粉防窜剂,改善低密度水泥浆综合性能,在低温条件下,凝结时间缩短了50%,早期强度提高了46%,渗透率降低了50%,界面胶结强度提高了47%。现场应用18口井,固井优质率提高了11.1%,管外冒发生率降低了1.6%,低密度低温防窜水泥浆体系能够满足固井施工作业要求,提高了低温浅层长封井固井质量。      

低密度水泥固井质量评价方法的改进

为了防止低压易漏地层发生固井液漏失并有效保护油气层,固井过程中经常采用低密度水泥浆体系。由于低密度水泥浆体系中密度减轻剂的使用,其水泥环的声阻抗值较之常规密度水泥环的声阻抗存在差异,若采用常规密度水泥的固井质量评价标准来评价低密度水泥浆体系的固井质量,则其真实可靠性存在问题。为此,进行了3种常用低密度水泥浆体系的水泥石抗压强度与声阻抗实验,分别测定了水泥石养护时间24 h和48 h的抗压强度和声阻抗值。结果表明,不同类型不同密度的低密度水泥石24 h和48 h条件下的抗压强度与声阻抗具有良好的线性关系,由此得出了考虑第一界面胶结良好时,基于抗压强度的低密度水泥浆体系套管波声幅值计算公式,进而提出了基于低密度水泥石抗压强度的低密度固井质量评价的改进方法,为全面改进低密度水泥浆体系固井质量评价标准奠定了基础。     

深水低温固井水泥浆的研究

针对深水表层固井存在的低温、水泥石强度发展缓慢、浅层流、易漏失等难点,进行了深水低温固井水泥浆的研究,主要包括低温早强水泥、低密度减轻材料及配套外加剂。该水泥浆可在1.2～1.7 g/cm3、4～20℃的范围内应用,水泥浆低温强度发展快,体系稳定,具有良好的综合性能。     

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随着勘探领域不断向深部油气藏拓展，固井遭遇的复杂井越来越多。为了进一步加强粉煤灰低密度水泥浆体系在低压易漏复杂地层固井中的应用，经过大量室内研究，开发出以海泡石为主要成分的新一代稳定剂SSD，碱性有机物质类早强激活剂TSN，室内评价了它们在粉煤灰水泥浆体系中的性能，配制出密度可在1.30~1.45 g/cm3之间可调的粉煤灰复合低密度水泥浆体系。实验结果表明，该水泥浆体系的流动性好、析水率小、失水可控、稠化时间可调，水泥浆凝结后的水泥石不但抗压强度高，而且还具有一定的体积膨胀率，能完全适用低压易漏地层固井的要求，并保证水泥环与地层、套管间的良好胶结，提高固井质量。另外，粉煤灰、微硅使水泥石具有良好的抗腐蚀能力，海泡石、微硅等使水泥浆具有一定的触变性，这说明该水泥浆体系能兼有多种特性，是一种能满足复杂井固井需要的低密度水泥浆体系。     

孤东油田高压调整井固井技术

通过对孤东油田的固井技术研究,总结了高压调整井的固井技术措施,解决了高压调整井固井的技术难题。研究与应用结果表明,套管外封隔器可有效地防止注水泥过程中及封固后油气上窜或层间窜扰;早强水泥浆体系可有效地提高水泥石的早期强度;管外封隔器和早强水泥浆体系配合使用能够明显提高高压调整井的固井质量,也为调整井固井提供了新的思路。     

深水表层固井硅酸盐水泥浆体系研究

针对海洋深水表层套管固井作业,介绍了一种密度可调（1.20～1.80 kg/L）的低温低密度G级硅酸盐水泥浆体系。对低温低密度G级硅酸盐水泥浆体系的设计原理与水泥浆组分以及不同密度水泥浆配方进行了详细的论述,并对该水泥浆体系在深水环境下的性能进行了评价。结果表明,低温低密度G级硅酸盐水泥浆体系在低温环境下具有较高早期强度、低失水量以及良好的流变性和稠化性能,其中密度为1.20 kg/L的水泥浆在3 ℃温度下的稠化时间≤560 min,稠化过渡时间≤60 min,API失水≤70 mL,水泥石在5 ℃温度下养护24 h后的抗压强度≥3.5MPa。这表明低密度G级硅酸盐水泥浆体系具有良好的低温性能,能够满足海洋深水表层套管固井作业要求。      

华北油田复杂井固井技术

针对华北油田二连阿南，哈南高压注水采油区块和冀中潜山深井区块固井难度大和固井质量差等问题。华北石油管理局钻井工艺研究院在二连地区采用早强，膨胀和低失水水泥浆，并配合使用套管外封隔器，两凝固井工艺技术。解决了低温高压注水调整井固井作业中存在的问题，提高了固井质量；在冀中地区采用低密度，高强度，零析水，成膜型降失水水泥浆，配合采用双压双凝固井工艺技术，有效防止了井漏，油水互窜等井水复杂事故，提高了固井质量。早强，膨胀和低失水水泥浆低温早强，失水量小于200mL，在凝结过程中能产生有效膨胀，初凝和终凝时间较短，能有效防止气窜及油水互窜，成膜型降失水水泥浆失水量小于100mL，密度和稠化时间易调；有机塑性高分子胶粒在水泥凝结过程中由于被压缩而微膨胀，能有效补偿水泥石孔隙压力，达到防窜，改善水泥石韧性和变形能力的目的。     

用于哈萨克斯坦北部扎奇油田的高强度低密度水泥浆体系

哈萨克斯坦北部扎奇油田是为被断层复杂化的背斜构造,油气水分布十分复杂,固井后上部高压气层易发生环空气窜,下部易发生水泥浆漏失,固井质量差。针对该油田的复杂地质情况,开发应用了低温高强低密度水泥浆体系,该体系稳定性和沉降稳定性良好,失水量低(小于30mL)且易于控制,游离液为零,稠化曲线呈直角效应,稠化时间可调;水泥石早期强度发展快,抗压强度高,水泥石致密,具有较强的抗腐蚀能力;具有微膨胀性能,能形成良好胶结界面,防气窜能力强。在该油田的现场应用中,固井质量合格率为100%、优质率为94%。     

低温早强低水化放热水泥浆体系开发

深水水合物地层的特殊环境要求固井水泥具有低水化放热和低温早强特性,而现有的固井水泥浆体系大多不具备低水化放热特性,而且低温水化速度较慢。为此,提出了低温早强低水化放热水泥浆体系的研究思路。在铝酸盐水泥和G级水泥按照1:1质量比形成的混合水泥浆的基础上,通过对储能微球研发以及对密度减轻剂、稳定剂和其他外加剂的种类和加量的优选,形成了低温早强低水化放热水泥浆体系,其早强剂为0.06%三乙醇胺,降失水剂为1%聚乙烯醇类降失水剂CML,缓凝剂为0.35%硼酸,分散剂为1.5%SYJZ-1。同时对该体系进行的性能测试表明,在4℃养护24 h水泥石抗压强度可以达到5.9 MPa,水泥浆呈现低水化放热和低温早强特性。可以看出,该低温早强低水化放热水泥浆体系在早期强度、水化放热、密度等方面性能优异。      

一种新型低放热水泥材料的室内性能研究

海洋深水钻探常常钻遇浅层水合物层,常规低温水泥浆放热量大,固井期间会引起水合物层不稳定,影响固井质量。通过对几种胶凝材料的筛选研究,开发了一种新型低放热水泥材料,从而建立了一套可适于深水浅层水合物层固井的低热水泥浆体系。该水泥浆体系在密度为1.40～1.60 g/cm3时,3 d的水化热均小于200 J/g,水泥石在10℃下养护24 h后的抗压强度大于3.5 MPa,降失水性能较常规低热水泥有较大提高,均小于50 mL,流变性测试φ₃₀₀均在300以下,同时新型低热水泥性能比普通低热水泥水化热更低,稠化时间可调,室内实验表明,新型低热水泥浆体系在低温环境下具有低水化热、高早强、低失水以及稠化性良好等特点,能够满足海洋深水水合物层固井作业的要求。      

新型抗高温粉煤灰低密度水泥浆

针对目前粉煤灰低密度水泥浆体系高温下沉降稳定性差及顶部水泥石抗压强度发展缓慢等问题,测试了在中高温条件下粉煤灰、微硅类稳定剂加量对水泥石强度的影响,实验发现微硅类稳定剂在高温条件下(≥125℃)会阻止粉煤灰水泥浆抗压强度正常发展。通过研究出一种新型高温增强剂,保证了粉煤灰低密度水泥浆体系的高温稳定性,并解决了目前粉煤灰低密度水泥浆体系存在的高温强度发展异常、强度很低等问题,最后开发出一套密度为1.50~1.60 g/cm3的粉煤灰低密度水泥浆体系。该体系具有沉降稳定性好、API失水量小、稠化时间可调等性能,水泥石抗压强度较高且顶部抗压强度发展良好,130℃下静胶凝强度的过渡时间为18 min,能够满足85~130℃的大温差高温固井。     

低温短候凝水泥浆体系室内研究

在导管、表层套管固井中,由于地层温度较低,油井水泥强度发展缓慢,候凝时间长,增加了钻井成本,并易造成环空窜流,影响固井质量和作业安全。针对目前国内油井水泥早强剂种类少、某些油井水泥早强剂存在早强效果不佳以及对水泥浆流变性影响较大等问题,通过室内试验筛选出一种新型的无氯、含晶种复合型早强剂SW-Z1,从而形成了一套密度1.30~1.90 kg/L的低温短候凝水泥浆体系。低温短候凝水泥浆体系的室内性能评价试验结果表明,该水泥浆体系具有直角稠化、低温候凝时间短、早期强度高、流变性能好,防气窜能力强等优点,可满足不同地层压力条件下的低温浅井固井需求。      

新型相变材料对低热水泥浆性能的影响

深水低温天然气水合物地层固井,需要水泥浆体系在水化过程中少发热,尽量降低水合物地层温度上升的程度。因此,针对深水天然气水合物地层固井,研究了一种用于低热水泥浆体系设计的新型相变材料,并研究了相变材料的热存储性能及其对水泥浆体系性能的影响。实验结果表明,新型相变材料相变峰值温度为15.5℃,相变温度在井下低温与常温之间,且相变潜热较大。当相变材料在77.8℃以下时,具有良好的热稳定性,且在0℃～60℃之间经历多次升降温后,相变材料化学结构没有发生变化。随着相变材料加量的增加,水泥浆的流变数据呈现增大的趋势,但加量达到8%时流变性依然满足固井施工要求。此外,新型相变材料可以改善水泥浆体系的稳定性。相变材料对低热水泥浆体系的抗压强度影响不大,加入8%相变材料的水泥石抗压强度也达到8.9 MPa,抗压强度最大下降幅度小于5%。当加入2%、4%、6%、8%相变材料后,水泥浆体系稠化时间比无相变材料水泥浆体系最大缩短约15 min,水泥浆体系72 h水化热较空白水泥浆体系分别下降5.2%、29.1%、35.6%、47.6%。研究结果为天然气水合物层低热水泥浆体系的设计提供了支持与参考。      

一种新型超深水低温早强剂

近年来,中海油在中国南海已经开发了多口超深水井,水深最深超过2000 m,极端的低温环境对水泥石的强度发展提出了严峻的挑战。针对超深水的固井技术难题,开发出了新型超深水低温早强剂ACC与NS,并对其低温下的增强性能展开了研究。结果表明,ACC与NS的最佳加量分别为8%和3%;在3～15℃的低温下,ACC与NS能提高水泥石的24 h和48 h抗压强度;在15℃下,采用水化热分析仪和超声波强度分析仪对水泥浆进行24 h不间断监测,与空白样和原有早强剂相比,ACC和NS能够使水泥水化放热量和水化反应速率明显增加,水泥石强度发展速率得到明显地提升,同时静胶凝强度过渡时间明显缩短。该新型早强剂ACC与NS已经在中国南海WN-XX井进行了现场应用,效果良好。      

低温高强韧性水泥浆在致密油水平井的应用

长庆油田致密油延长组油层埋藏浅,井底静止温度低,常规水泥石强度发展慢、脆性强,大型体积压裂易导致水泥环密封完整性破坏,严重威胁致密油开采和油井寿命。针对以上难题,优选了低温促凝早强剂DRA、低温增强材料DRB和膨胀增韧材料DRE-300S,并结合配套固井外加剂,开发了综合性能良好的低温高强韧性水泥浆体系。该水泥浆体系在55℃条件下,24h抗压强度达到35.8 MPa,168 h抗压强度为50.6 MPa,抗压强度较常规体系提高了33.1%,弹性模量降低了14.3%,表现出良好的低温高强韧性特性,增强了水泥环在交变应力作用下的密封完整性。该体系在长庆致密油水平井φ139.7mm生产套管固井中进行了4次现场应用,现场应用效果良好,为低温高强韧性水泥浆体系的推广应用奠定了技术基础。      

大温差低密度水泥浆体系在NP36-3804井的应用

NP36-3804井是新堡古2平台的一口开发井,钻井液密度为1.35 g/cm3,完钻井深为4 714 m,要求水泥浆一次性封固至地面,对水泥浆的稳定性和温度敏感性提出了更高的要求。通过实验,优选BXE-600S作减轻剂,其是一种根据颗粒级配理论配制的具有水化活性的水泥外掺料;用BCJ-310S作悬浮剂,其由无机材料与有机材料复合得到,其对混灰影响小;用AMPS多元共聚物BCG-200L防气窜剂,优选了耐高温、温度加量敏感性小、性能稳定的大温差缓凝剂BCR-260L,开发并使用了1.35和1.50 g/cm3的高强度低密度水泥浆体系。实践表明,该水泥浆体系流变性好,无游离液,密度差控制在0.03 g/cm3,API失水量在50 m L以内,稠化时间均满足施工要求,具有低温早强和水泥石抗压强度高等性能,能够满足封固生产套管的抗压强度要求。     

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。