触变早凝膨胀水泥浆体系在厄瓜多尔TAMBOCOCHA区块尾管固井中的应用

Tambococha区块位于厄瓜多尔亚马逊热带雨林腹地,是著名的“ITT”项目的重要组成部分,主力油层NAPOM₁属于高孔高渗油气藏,油藏埋深在1500 m左右。针对前期尾管固井存在的油层封固质量差的问题,通过及时调整领浆密度、水泥浆稠度、减少降失水剂加量、减少胶乳的加量、引入早强触变剂等措施调整水泥浆配方,调整后的触变早凝膨胀水泥浆体系稠化时间、初终凝时间有所缩短,胶凝强度增大,胶凝强度发展速度加快。对调整后的水泥浆体系进行了8井次的现场应用,油层优质率为100%,尾管全井段优质率为95%以上,解决了该区块尾管固井存在的原始地层油水活跃、油层位置高的难题,为该项目后续尾管固井施工提供了技术支撑。      

TAMBOCOCHA43区块尾管固井难点及对策

厄瓜多尔TAMBOCOCHA区块单井日产量300~1100 t。因开采需求导致井身结构特殊,φ244.5 mm技术套管下深距产层小于30 m,随钻井径数据失真严重,水泥浆用量难以确定,φ177.8 mm尾管固井施工风险高。下尾管前不通井、窄间隙顶替效率低、产层油水活跃等问题导致固井质量难以保证。通过对复合前置液体系设计,微膨胀胶乳水泥浆体系研究及窄间隙旋转尾管固井施工工艺研究,形成了TAMBOCOCHA区块底水油藏旋转尾管固井技术,该技术有助于尾管下入到位,准确估算裸眼段环空容积,有效提高套管居中度;前置液冲洗效率为93%,水泥浆12 h抗压强度为36.4MPa。现场应用15口井,固井质量优质率达95%,为强底水油藏大斜度小间隙井固井提供技术支撑,解决了厄瓜多尔TAMBOCOCHA区块特殊井身结构的固井难题。      

新型固井触变水泥浆体系

目前油气井固井缺乏成熟的触变水泥浆体系,已有体系常存在触变性不够强、对温度敏感以及综合性能欠佳等问题,限制了其应用。针对以上问题,通过合成两性聚合物与无机纳米材料相结合的方式开发了一种触变剂N-1,合成的聚合物分子量较大（6.0×106左右）且分布较宽,在常温下高分子量组分会溶解很慢,随着温度升高溶解会逐渐加快,为材料较高温度发挥触变作用提供了保障。选用的无机纳米材料为纤维状物质,在水中可以通过吸附和缠结形成网络结构从而体现出触变性。对其微观结构进行了表征,并以其为主剂制备出了一套新型触变水泥浆体系。室内评价实验表明,该水泥浆触变性强,并具有一定的堵漏作用,不加压时几乎不发生漏失,在50℃、2.1 MPa下加量从1.0%升到1.5%时,漏失量从380 mL降为0,其触变性随温度升高不但没变弱反而有所增强,且其失水量低（40 mL）、强度高（62℃下的24 h强度为31.6 MPa）。该体系克服了常见触变水泥浆体系存在的不足,综合性能良好,可满足施工要求。      

厄瓜多尔Parahuacu油田低压高渗小间隙尾管固井技术

Parahuacu油田位于厄瓜多尔56、57油区,该油田已进入开发的中后期,主力油藏为NAPO组U、T层砂岩,属于低压高渗储层,部分地层油水活跃.针对尾管固井对油层封固质量和油层孔隙低伤害的双重要求,通过研究固井对储层伤害、水泥浆防水窜及前置液界面增强机理等,优选了低密度减轻材料HGS6000、低密度悬浮稳定剂BCJ-...     

厄瓜多尔TAMBOCOCHA油田固井技术研究与应用

TAMBOCOCHA油田主力油层M1层产量高(平均产油量为300～800 m³/d),油水活跃,采用旋转尾管固井,?215.9 mm井眼下?177.8 mm尾管,环空间隙窄,后期完井试采措施的开展及产能建设对底水油藏固井质量要求高。为此开展复合酸性前置液体系、强触变微膨胀胶乳水泥浆体系及相应固井工艺技术措施研究,并通过33口井的现场试验,形成了厄瓜多尔TAMBOCOCHA油田油水活跃油藏固井技术,提高了该油田底水油藏固井封固质量,并对国内底水油藏及高含水调整井防水窜固井具有一定的借鉴意义。     

胶乳水泥浆体系在酒东区块尾管固井中的应用

玉门油田酒东区块的井尾管固井质量一直不理想,已成为制约该油田发展的瓶颈。胶乳水泥浆因其具有良好的稳定性、流变性和防窜性等特点,在国内外得到了广泛应用。2010年通过分析酒东区块的地质资料和固井技术难点,决定在该区块应用该体系,优选了适合该区块的胶乳水泥浆配方,研究了其性能及配套的固井工艺措施。全年采用胶乳水泥浆进行尾管固井13次,得到的应用效果为固井合格率为100%,优质井为7口,声幅测井结果表明,优质段长所占比例为56.5%,固井质量较以往得到了大幅度提高。     

尾管悬挂膨胀管固井技术在双T121老井加深中的应用

河南油田进入开发后期,多年开采的采油井产能下降被迫关井。通过老井复查,发现其中部分油井在采油、钻井口袋内的油层可以利用。利用尾管悬挂膨胀管固井技术较好地解决了这一问题。双T121井成功实验为今后老井挖潜提供了又一技术途径。     

膨胀式尾管悬挂器在高压气井固井中的应用

固井作业中的环空漏失是高压气井及异常高压气井固井作业中所面临的难题,常规边漏失边固井的现场固井技术无法使固井质量得到有效保障,给后期开采作业带来安全隐患,甚至导致部分井的报废。鉴于膨胀管技术的进展及其优势,介绍了膨胀式尾管悬挂器的结构组成、工作原理与技术特点,并结合塔里木油田迪那2 8井的固井实例,分析了膨胀式尾管悬挂器在异常高压气井固井中的应用效果。结果表明,在异常高压气井应用膨胀式尾管悬挂器固井不仅质量良好,而且可以彻底解决卡瓦式尾管悬挂器在固井中的环空泄漏问题,施工工艺简单,安全性更高。该技术的应用为异常高压气井固井提供了新的途径。     

深井小间隙尾管固井水泥浆体系研究与应用

针对塔河油田深井尾管固井由于环空间隙小，导致固井时漏失和顶替效率低、水泥环薄耐冲击能力弱且易破碎的问题，优选出了高强低密度度水泥浆和非渗透抗高温常规密度水泥浆，并优选出一种化学冲洗液和加重隔离液组成的复合前置液。塔河油田深井Ф177．8mm尾管固井采用高强低密度水泥浆和复合前置液、Ф127．0mm尾管固井采用非渗透抗高温常规密度水泥浆和复合前置液，固井合格率达到100％，重叠段封固质量优。这表明深井小间隙尾管固井采用高强低密度水泥浆、非渗透抗高温常规密度水泥浆和复合前置液能提高重叠段的固井质量。     

防漏防窜水泥浆在龙王3井尾管固井中的应用

龙王3井是龙王庙构造的1口三开三段制双靶点定向预探井.该井三开φ215.9 mm井段在钻进过程中井漏频繁、气侵严重,测井仪器多次遇卡.在φ177.8 mm小间隙尾管固井过程中,通过优化固井设计、优选水泥浆体系、强化井眼准备等措施,集成应用防漏防窜水泥浆固井技术,解决了窄安全密度窗口条件下的防漏防窜固井和提高顶替效率的瓶颈问题,测井结果表明二界面胶结质量优质.该技术对于提高窄安全密度窗口条件下提高深井小间隙尾管固井质量具有一定参考价值.     

顺南井区高温高压防气窜尾管固井技术

顺南井区井温超高,地层压力系统复杂,气层异常活跃,防气窜固井难度大,导致固井质量不合格。为解决气体窜通和水泥石高温强度衰退的难题,开展高温高压防气窜固井优化研究。通过优化外加剂,得到了新型胶乳液硅防气窜水泥浆体系。研究结果表明,用粒径为0.18、0.125或0.09 mm的硅砂复配,能够克服178℃下水泥石高温强度衰退的难题;胶乳水泥浆体系加入液硅后,防气窜能力增大;加入纤维可以使水泥石弹性模量降低48%,抗冲击性好;水泥浆呈直角稠化,具有较好的防气窜能力。优化前置液结构,使用加重隔离液技术实现低速紊流顶替。为防止水泥浆失重导致气层不稳,替浆后反循环洗井并尽快进行环空憋压,实现以快治窜。同时,配套抗高温气密封固井工具与附件,以保证防气窜固井质量。顺南井区φ177.8 mm尾管防气窜固井质量得到良好改善,为该工区高温高压防气窜固井提供重要的技术支撑。      

安岳气田磨溪009-4-X2井尾管固井技术

针对磨溪009-4-X2井φ177.8 mm尾管固井存在的井底温度高、封固段长、油气显示活跃且跨度长、钻井液密度高且污染严重、下开钻井液密度降低等难题,通过开展加重材料进行优选、对膨胀增韧机理、污染机理、优化工艺参数等研究,形成了高强高密度韧性防窜水泥浆体系、高效抗污染/冲洗隔离液体系及配套工艺技术等措施,解决了顶部水泥浆强度发展慢、高密度水泥石韧性改造难度大、水泥浆与钻井液污染严重、界面胶结质量差等问题,保证了固井施工安全,固井质量合格率为94.5%,优质率为74.8%,解决了固井质量差的难题,为该区块整体固井质量的提高提供技术支撑,为安岳气田高压深井的安全高效开发提供保障。      

超低密度水泥浆尾管固井技术在百泉1井的应用

位于克拉玛依百口泉-黄羊泉地区的百泉1井,存在着多压力系统,钻井过程常发生漏失、溢流等复杂情况。针对该井的地质特点和固井难点,制定对应措施,采用了新型前置液、超低密度水泥浆体系和平衡压力尾管固井技术,有效地解决了低压易漏和高压易喷同时存在的长封固段固井难题,使用1.10 g/cm3水泥浆密度为目前克拉玛依油田固井所使用的最低密度的水泥浆。该项固井工艺为复杂地质情况下固井作业提供了经验。     

塔河油田盐下井AT9井复合尾管固井技术

为解决塔河油田盐下井后期完井裸眼段长、完井工具难以配套等问题,AT9井实施了一种新的盐下井井身结构,即在同一开次中穿越不同压力体系地层,完钻后结合扩孔、承压堵漏工艺,下入复合套管.通过分析AT9井盐层固井施工难点,提出了具体的技术措施,选用了抗高温抗盐水泥浆及高温隔离液,介绍了固井液的配方及性能.固井施工结果表明,AT9井盐层固井施工顺利,各项指标基本达到设计要求,试压合格,盐膏层段、φ177.8 mm套管鞋处封固质量为优质;采用的抗高温抗盐水泥浆及隔离液性能满足塔河油田盐膏层井的固井要求,具有推广应用前景.提出了有关优化钻井液性能和管串结构的建议.     

盐探2井固井水泥浆技术

盐探2井是为探明东营地区地下矿盐资源而投资部署的一口重点探采井.针对该井完钻钻井液密度高(1.87 g/cm<'3>)、平均环容小、水泥环薄、井底静止温度高(143 ℃)、固井封固段长、环空静压力高、钻遇盐水层等复杂情况,经过大量研究与室内实验,优选出了前置液,完善了水泥浆设计方案,开发出了高密度抗高温低失水缓凝增韧水泥浆体系.该水泥浆具有一定的抗压强度、良好的稳定性和较好的失水控制能力,稠化时间易调,其在盐探2#φ177.8mm尾管固井中进行了成功应用,现场注水泥225t,施工顺利,固井质量为优,实现了开发目的.     

塔里木库车山前深井窄间隙小尾管固井技术

库车山前是塔里木油田增储上产的重点区域,井深通常在6000~7000 m左右,地质条件复杂,已钻遇井最高温度近180℃,最高气藏压力为150 MPa。钻井采用五开井身结构,目的层巴什基奇克组专打,厚度较薄,约为200 m,采用尾管固井工艺。井深、温度高（120~180℃）、窄间隙（11~18 mm）、小尾管约200 m,对水泥浆抗温性能、流变性能及力学性能均提出了挑战,同时部分井采用水基钻井液,滤饼厚、清除困难,保证固井施工安全及胶结质量困难。针对以上难点,优选抗高温高强度水泥浆体系、抗高温冲洗隔离液体系,同时配套固井工艺,形成适合库车山前固井的深井窄间隙小尾管固井技术,可大幅度提升环空的冲洗顶替效率,同时水泥浆强度发展快,有利于提高水泥石胶结质量,确保后期负压验窜顺利实施。该技术在大北1101井φ127 mm尾管固井中应用,固井合格率为97.2%,优质率为79.4%,负压差33 MPa验窜合格,创山前水基钻井液固井质量最高记录。      

尾管固井技术中胶塞失效分析

对尾管固井施工中钻杆胶塞被卡死、胶塞损伤与复合后尾管胶塞未释放等3种典型胶塞失效案例进行分析,找出了失效的原因,并提出以下改进措施及建议:减少胶塞下行时环境内的固相沉积与脱落,增加通径规刮刷功能,以去除钻杆内壁附着物;提高胶塞综合性能,如耐温性能、冲击强度和皮碗橡胶扯断强度等,防止胶塞在替浆过程中损伤,尽量避免送入工具及尾管柱内径变化较大与直台阶;当钻杆胶塞与尾管胶塞复合时,应根据尾管胶塞剪钉的剪切压力合理优化顶替排量,确保剪断尾管胶塞剪钉。