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。     

长庆油田侏罗系油藏固井技术研究及应用

.针对长庆油田侏罗系渗透率相对较高、油水同层、油藏底水活跃的固井难题,研究开发出具有微膨胀、早强、降失水作用的水泥浆体系,经过2010年在靖安油田123口井的现场应用证明,该水泥浆体系具有流变性好、失水量小、稠化曲线呈直角,早期抗压强度高的特点,解决了靖安油田侏罗系固井质量差的难题,固井合格率100%、优质率81.3%,大幅度地提高了固井质量,为甲方快速有效开发侏罗系油藏提供了可靠的技术支撑。     

井楼稠油浅井固井技术

井楼稠油特殊区块地质情况复杂,完钻井深一般在400 m左右,在上部的90～120 m井段蕴藏着丰厚的天然气资源,设计封固层位压力相对较高,钻进中经常发生溢流、井涌,受上部地层破裂压力低的影响,该区块压井、固井过程中又经常发生井漏.针对该区块的地质情况,通过优选新型低温降失水剂以及对稠油浅井防涌、防漏措施的研究,确保了该区块固井质量一次合格率达到97%.     

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。      

抗高温油井水泥降失水剂SZ1-1的研制与应用

以2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸(AMPS)、丙烯酰胺(AM)和丙烯酸(AA)为共聚单体,以过硫酸铵为引发剂,通过自由基聚合合成了一种新型的三元共聚物油井水泥降失水剂(SZ1-1)。用红外光谱、热重分析对聚合物结构和抗温性能进行表征。结果表明,该降失水剂具有良好的失水控制能力和抗温性,在120℃以下,SZ1-1加量为4. 0%时失水可控制在50 m L以内;在180℃时,SZ1-1加量为6. 0%时失水可控制在50 m L以内;降失水剂与常用的减阻剂、缓凝剂、膨胀剂、早强增塑剂有良好的配伍性,水泥浆体系抗压强度大于14 MPa,稠化时间可调,综合性能优良。成功将该降失水剂用于川东北某井的高温固井作业中,综合性能满足工程要求,固井质量良好。     

DWA-I防窜水泥浆的研究和应用

介绍了油井水泥降失水防窜剂DWA-I的研制方法,研究了DWA-I水泥浆的低失水、微膨胀、直角稠化等性能.结果表明:在35～50 ℃内,DWA-I加量为4%时,水泥浆失水量小于50 mL;水泥石渗透率比净浆降低了90%以上;1～6 h的水泥石膨胀率达1%～1.38%;初始稠度为8 Bc,20～80 Bc过渡时间为3 min,呈直角稠化.该剂自1999年起分别在大庆、吉林油田不同区块的调整井应用了98口井.固井质量分析表明,应用DWA-I水泥浆固井,在固井施工顺利的同时,无环空窜槽现象发生,固井合格率为100%,固井优质率为87.2%.该剂能有效地控制地层油、气、水窜,满足调整井固井施工和提高固井质量的要求.     

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。     

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。      

二连油田加密调整井固井技术研究与应用

分析了影响二连油田加密调整井固井质量的原因,提出了控制钻井液的切力和黏度、选用高效冲洗液、油层段采用短过渡低失水微膨胀早强水泥浆、合理使用套管外封隔器等保障固井质量的技术措施.通过室内研究,引入了去油清污型高效冲洗隔离液,以优质的降失水剂和早强剂等为主剂配制出了适合油层段的水泥浆.该套提高固井质量的技术措施于2006年在三连油由加密调整井中进行了应用,固井质量较以前提高了17%以上,取得了较好的效果.     

国外固井水泥浆降失水剂研究动态

在油气井注水泥固井作业中水泥浆可能发生失水,失水不仅影响固井质量,也会损害油气层,国外从六十年代开始研究油气井水泥浆降失水剂,文中叙述了影响水泥浆失水量的因素,降失水剂的作用原理和当前国外常用的降失水剂。可用作降失水剂的主要有纤维素衍生物,酰胺类化合物和聚胺类化合物,作者对这几种化合物的降失水性能,优缺点和适用情况作了介绍,并指出,为了降低粘度,使用降失水剂时必须与分散剂配合,评价降失水剂的实用性应从固井的综合性能考虑。     

一种低温早强低密度水泥浆

低温下,常规低密度水泥浆体系早期强度发展缓慢,水泥石胶结能力差,影响了水泥环封固质量,浅层易漏井固井质量问题日益突出,为此,进行低温早强低密度水泥浆体系研究。根据紧密堆积理论及综合室内实验研究,研制了密度为1.30~1.50 g/cm3的低温早强低密度水泥浆体系,主要优选了超细胶凝材料和锂盐复合早强剂,增加了低密度水泥石的致密性,提高了低密度水泥石的早期强度,25℃凝结时间为13 h,24 h抗压强度为10.2 MPa。该体系具有低温早期强度高,凝结时间短,稳定性好等优点。在大庆油田现场成功应用2口井,固井质量合格率100%,取得良好的应用效果。      

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。      

超深井抗盐高密度固井水泥浆技术

塔里木油田克深井区超深井固井存在井下盐膏层发育、窄间隙、高压、高温、大温差等固井技术难题,固井质量无法保证。为解决固井难题,完善了井眼准备通井技术,修正了刚度比计算公式,控制套管下放设计,通过室内实验开展加重材料的优选及合理配比、优选抗盐抗高温添加剂体系、采取针对性技术措施提高水泥石抗高温强度衰退性能,研究出了超高密度抗盐抗高温防气窜水泥浆体系,并对其进行性能评价。结果表明,该水泥浆体系流动度为18～22 cm,水泥浆上下密度差为0.03 g/cm3,其具有流动性能良好、稳定性较好、防窜性能良好、早期强度高、长期强度无衰退等优点,形成了克深井区超深井盐膏层尾管固井技术。该固井技术在现场应用5井次,测声幅固井质量良好。克深井区超深井窄间隙盐膏层尾管固井技术,不但可以解决该区块固井难题,还封固了高压盐水层,保障了该区块的安全、高效开发。      

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。      

青海共和盆地干热岩GR1井超高温固井水泥浆技术

固井是保证干热岩全生命周期井筒质量的关键环节。通过研究共和盆地干热岩地质特征和赋存条件,提出了干热岩固井的主要技术难点。针对干热岩高温固井问题,研制出了高温缓凝剂BCR-320L,优选抗高温降滤失剂BXF-200L（AF）,探索了不同硅粉加量下水泥石强度的衰退机理,形成了干热岩超高温水泥浆体系。实验结果表明,该水泥浆可以满足循环温度为200℃的固井要求,水泥浆稠化时间可调,具有良好的流变性能,在200℃下强度不衰退,72 h抗压强度可达44.1MPa。该水泥浆在青海共和干热岩GR1井中成功应用,现场固井施工顺利,裸眼段固井质量优质,为后续干热岩固井的施工提供了一定的借鉴。     

青海共和盆地干热岩GR1井超高温固井水泥浆技术

固井是保证干热岩全生命周期井筒质量的关键环节。通过研究共和盆地干热岩地质特征和赋存条件,提出了干热岩固井的主要技术难点。针对干热岩高温固井问题,研制出了高温缓凝剂BCR-320L,优选抗高温降滤失剂BXF-200L(AF),探索了不同硅粉加量下水泥石强度的衰退机理,形成了干热岩超高温水泥浆体系。实验结果表明,该水泥浆可以满足循环温度为200℃的固井要求,水泥浆稠化时间可调,具有良好的流变性能,在200℃下强度不衰退,72 h抗压强度可达44.1MPa。该水泥浆在青海共和干热岩GR1井中成功应用,现场固井施工顺利,裸眼段固井质量优质,为后续干热岩固井的施工提供了一定的借鉴。     

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。