胶乳水泥在多底井上的应用

目前，多底井技术是增加产量的最新技术之一。所谓多底井，是指在主井眼上存在一个或多个分支井眼；或者侧向井眼。侧向井眼可以是裸眼，也可以是套管井眼。对于套管井眼，完整的水泥胶结对于套管支撑和地层封隔是非常重要的。对多底井分支井眼的固井而言，重要的是，在整个油井寿命期限内，支撑尾管的水泥必须具有高强度及耐水性。在切割固结的尾管短节过程中，水泥柱爱到各种应力的作用，那么，水泥柱必须具有诸如较高的抗拉强度，     

使用双顶胶塞和双底胶塞提高尾管固井质量

自１９８２年以来，对所有的尾管固井进行了尾管段上部和下部的水泥取样抽查和统计研究表明，长尾管（约１０００米）固井之后，固井水泥胶结差；用更长的尾管（长达２２００米）固井后，水泥污染十分严重，水泥很可能没有充填尾管环空。正因如此，研究出了上下套管胶塞工艺来防止顶替水泥浆时发生在套管柱内水泥浆的污染。经过反复多次的井下试验已初步获得了现场经验，交圾助于改进该工艺，自１９８９年６月起，该工艺的最终设计已     

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。     

莺歌海盆地东方13-1气田高温高压尾管固井技术

为解决莺歌海盆地东方13-1气田小井眼尾管固井时存在的气窜和CO2腐蚀问题,研发了高密度高效清洗液和新型抗高温高密度水泥浆,并采用旋转尾管固井工艺,形成了高温高压气井尾管固井技术。抗高温高密度水泥浆配方中引入了胶乳颗粒、非渗透剂、超细填充颗粒及膨胀剂,有效改善了水泥浆的非渗透性和抗CO2腐蚀性,并采用颗粒级配技术提高了其稳定性。室内试验表明,密度2.20 g/cm3的水泥浆可抗160℃高温,24 h抗压强度为15.1 MPa,防气窜系数为0.59。该固井技术在南海东方13-1气田6口开发井固井中进行了现场应用,水泥胶结测井结果表明,高压气层及重叠段固井质量优良率100%,生产期间气井井口无异常带压情况,应用效果良好。研究与应用表明,高温高压气井尾管固井技术能够满足莺歌海盆地东方13-1气田高温高压开发井尾管固井的需求。      

大斜度井和水平井的尾管固井工艺

大斜度井和水平井的尾管固井的难点：一是斜井段注水泥顶替效率差；二是尾管悬挂工具在斜井段座挂困难，三是水泥浆析水控制难度大，通过两年多的尾管固并实践，认为有效的办法是围绕优化水泥浆体系，加强失水及密度的控制；要求钻井液要有一定屈服值，要求采用不找中和点悬挂器，在注水泥施工中严格控制工艺措施。     

氮气膨胀剂的研究与应用

氮气膨胀剂水泥浆体系主要由氮气膨胀剂、不渗透油井水泥降失水剂和减阻剂等组成，其中膨胀剂由氮气发气材料、稳气材料和特种表面活性剂组成。通过评价氮气膨胀剂对水泥浆体系膨胀率、稠化时间及抗压强度影响，考察了氮气膨胀剂与S902配伍性及氮气膨胀剂的抗盐性。结果表明，氮气膨胀剂能显著提高水泥膨胀率、对稠化时间和抗压强度无影响，具有良好的抗盐性及配伍性。新型防气窜水泥浆体系在胜利油田的直井、定向井、水平井等井中应用，固井优质率达到85％，合格率达到了100％，取得了较好的经济效益和社会效益。     

肯基亚克盐下石炭系高压油气藏防气窜尾管回接固井技术

石炭系碳酸盐岩储层是肯基亚克盐下油田的主力开发层,由于该储层地层压力高,安全密度窗口窄,存在溢漏同层,钻井液和水泥浆之间的密度差小,封固段长,循环压耗高,水泥浆失重严重,环形间隙小,井眼不规则,套管居中度差,造成固井后水泥胶结质量差,易发生环空气窜。为提高水泥胶结质量,该油田采用了防气窜尾管回接固井技术,并采取了一系列配套技术措施。10口井的现场应用表明,防气窜尾管回接固井技术提高了固井质量,解决了环空气窜问题。介绍了该油田防气窜尾管回接固井技术方案、技术措施,并以两口井为例介绍了该油田直井和大斜度井防气窜尾管回接固井的施工程序。     

胶乳水泥浆体系在剑门1井尾管悬挂固井中的应用

剑门1 井是四川石油管理局承钻的一口重点预探井，该井井底压力高达120 MPa，多次发生气侵、井漏。鉴于此种情况，现场决定四开钻至5004 m 中途完钻，下?177.8 mm 尾管固井。为解决深层高压井尾管固井问题，选用了胶乳水泥浆体系，对该体系的失水控制和防漏失性能、防窜性能、水泥石性能，水泥浆流变性，水泥浆的稳定性、水泥浆稠化时间进行了室内试验。工艺方面采用正注反挤、间歇式低压挤水泥的固井工艺，以减少一次注替静液柱压力过大造成的漏失，易于建立挤水泥压力。经优选水泥浆体系和采用适合该井井况的固井工艺，成功地封隔了 4584~4930 m 4 个严重漏失层，取得了较好的作业效果。剑门1 井?177.8 mm 尾管悬挂固井的成功经验可供此类复杂井固井参考。     

西部地区复杂深井固井技术

西部地区深井固井难题主要包括盐膏层固井、高压防气窜固井，长封固段固井和小间隙固井，在详细分析上述主要固井问题的基础上，提出了针对性的固井工艺措施，并指出应针对不同地质条件选用不同的综合性能良好的水泥浆及隔离液体系：对于盐膏层固井，应选用高早强抗盐水泥浆体系；对于高压气层固井，应选用防气窜水泥体系；对于长封固段固井，应选用优质高强低密度水泥体系；对于小间隙固井，应选用抗高温MS-R前置液体系。以T914井盐膏层固井、DLK3井高压气层固井以及永1井小间隙固井为例，介绍了深井固井配套技术在西部地区的应用情况。     

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。      

高效双分散剂F-2的研制与应用

为解决固井替浆过程中钻井液和水泥浆接触后混合浆体流变性变差的问题,采用氧化-还原引发共聚反应,合成了一种高效双分散剂F-2。根据行业标准对其性能进行了评价,结果表明:聚合物钻井液和常用水泥浆加入双分散剂F-2后,其流变性能得到改善;常用水泥浆加入双分散剂F-2有助于提高水泥石强度;加入双分散剂F-2的常用水泥浆与聚合物钻井液按不同比例混合后,其流变性能没有出现明显的突变;双分散剂F-2的最优加量为0.5%。双分散剂F-2在胜利油田2口非常规水平井固井中进行了试验,在水泥浆顶替钻井液的过程中,没有出现由于钻井液与水泥浆相混流变性变差的问题,整个固井施工过程顺利,其中1口井的第一界面胶结质量优质率高达95%,第二界面胶结强度中等以上,而未应用双分散剂F-2的邻井第一、二界面胶结质量仅为合格。双分散剂F-2不仅能对水泥浆和钻井液起到良好的分散效果,也为固井替浆过程中出现的浆体增黏、变稠问题提供了新的解决途径。      

塔河油田桥古区块防气窜固井技术

桥古区块卡普沙良群、库姆格列木群地层稳定性差,易发生井壁垮塌掉块、缩径、卡钻等井下复杂情况,尾管封固段气层活跃,防气窜难度大。分析总结前期固井情况,考虑地层岩性特征,优选出微膨胀防气窜盐水水泥浆体系,具有API失水小于50 mL、SPN值小于3、24 h水泥石强度大于14 MPa的特点;结合应用新型分段气窜预测模型,考虑领、尾浆胶凝失重、水泥浆失水、井口加压等因素对气层压稳的影响,较真实地预测气层压稳状况,并对固井施工工艺和参数进行了优化和改进。现场应用2口井均取得了良好效果,封固段综合评定优质,满足了桥古区块固井作业要求。     

硫铝酸盐固井水泥石-套管界面胶结强度增强机理

硫铝酸盐水泥是一种潜在固井材料，其固井界面胶结强度及微观结构尚不明确，为此进行硫铝酸盐水泥浆胶结界面胶结强度增强机理实验研究。采用X射线衍射仪研究硫铝酸盐水泥浆的水化机理，利用胶结强度测试装置测定硫铝酸盐水泥浆固井界面胶结强度，利用扫描电子显微镜和X射线能谱分析表征固井界面的微观结构及化学组分。研究结果表明:龄期为1 d、3 d、7 d时，硫铝酸盐水泥与套管的胶结强度比同龄期G级水泥分别提高了24.3%、20.1%和25.3%；微观分析结果表明，套管表面聚集着大量Al元素(AH₃凝胶)，其高聚合度可以降低界面处的孔隙率，从而提高硫铝酸盐水泥石的界面封固性能。     

注采井长封固段固井技术的研究与应用

油田区域的长期开采造成了地层下部压力明显低于上部,给注采井固井,特别是长封固段注采井固井带来许多困难.试验研究表明,适应于长封固段的梯度多凝水泥浆是由不同比例的水泥、降失水剂、分散剂、缓凝剂、膨胀剂和消泡剂组成.该水泥浆性能、水泥石强度、封固质量、油层保护方面均远远优于常规固井水泥浆,采用该水泥浆固井技术,提高了固井质量,减少了施工压力.现场应用表明,双级梯度多凝水泥浆固井技术能减少施工压力,防止压漏地层;在长封固段,双级梯度多凝水泥浆可以有效地防止水泥浆在凝结过程中因失重造成的油气窜槽,有效地压稳地层,保证固结质量;可以减少对地层的污染,快速封固好易漏、易塌等复杂地层,实现水泥浆在长封固段的紊流顶替,提高了封固质量.     

高密度抗盐水泥浆体系研究

针对高温、高压盐层中固井出现的各种问题，研制出两种高密度抗盐水泥浆体系。对两种高密度抗盐水泥浆体系配方各组分进行筛选实验，结果表明，分别以重晶石、铁矿粉为加重剂，另加SZ1—2降失水剂、SXY分散剂、KQ—D防气窜剂、SN-2A和CST-2缓凝剂及DGN多功能外加剂可配制密度分别为2．2和2．4g／cm^3抗盐水泥浆体系。两种高密度抗盐水泥浆体系均具有在淡水和18％盐水中流变性好、触变性强、失水量小、抗压强度高和稳定性好等特点，能克服常规水泥浆盐层固井中出现的问题。     

LPS多元硅钻井液提高二界面胶结强度的研究

针对大庆油田三次加密区多压力层系薄油层，差油层的二界面固井质量问题，通过对井壁围岩，泥饼，水泥石的物理和化学结构，组成和成分的分析，研制了一种多元硅界面增强剂LPS。LPS主要由硅醇，低分子量聚合物，有机成膜剂组成。以LPS为主要处理剂研制出一种新型钻井液体系，研究结果表明，LPS多元硅钻井液体系具有液变必合理，抑制剂强，油气层保护性好，能够提高水泥环－泥饼－地层的胶结能力等优点，经5口三次加密调整井的现场试验证明，LPS多元硅钻井液对井壁有较好的稳定作用，在一定程度，有效地提高了二界面胶结强度，利于提高二界面固井质量；钻井液性能优良，保护油气层效果好，井径扩大率较小，满足大庆油田加密调整井钻井要求。     

接枝改性聚乙烯醇的合成及性能评价

聚乙烯醇(PVA)作为油井水泥降失水剂,适用温度较低(120℃),难以满足高温固井的需求。以PVA1788、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸(AMPS)、N-乙烯基吡咯烷酮(NVP)和交联剂乙二醛等为原料,合成了一种油井水泥降失水剂接枝改性聚乙烯醇(PVA-1)。室内试验评价了添加降失水剂PVA-1的水泥浆的耐温性能、流变性能、稠化性能、抗压强度和防气窜性能等。试验结果表明,加有降失水剂PVA-1的水泥浆API失水量可以控制在50 mL以下,抗温能力接近150℃;加有PVA-1的水泥浆稠化时间稍有延长,抗压强度不降低,抗析水能力增强;其与分散剂DZS和缓凝剂DZH的配伍性良好,还能提高水泥浆的防气窜能力。综合分析认为,合成的PVA-1能够满足150℃以下高温固井的需求。      

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针对国内油气田复杂地层固井时的水泥浆低返及射孔和后续增产措施造成的水泥环脆裂（即二次窜流）问题，研制开发了F27A型油井水泥防漏增韧剂，并对其防漏性能、水泥石的各种力学性能（抗折强度、抗冲击功和弹性模量）及水泥浆体系的工程性能进行了研究。此外，还进行了聚能射孔模拟试验、1口井注水泥塞堵漏试验和5口易漏井的固井施工。室内研究和现场试验证明：F27A油井水泥防漏增韧剂具有优异的防漏堵漏、增韧和抗冲击作用，其综合工程性能也满足易漏地层固井施工的技术要求。     

低密度水泥浆体系的制备和室内性能评价

为改善固井质量,解决低压易漏井固井水泥浆漏失和对油气层的伤害,研制出一种漂珠微硅复合低密度水泥浆体系。确定了此水泥浆体系的最佳配方:漂珠加量90 g,微硅加量30 g,降失水剂加量1.7%,分散剂加量1.3%,早强剂CSA-1加量1.4%,消泡剂Fry加量0.2%。室内研究结果表明,当电压为7 V时,该水泥浆体系的稠度为27 BC,稠化时间为170 min(稠化时间较短);流动指数n为0.553,API失水量为90.0 mL,游离液含量仅为0.1 mL,24 h抗压强度为15.08 MPa,可满足低压易漏及欠平衡钻井的固井要求。     

胜科1井超高温水泥浆体系的设计与应用

针对胜科1井井深、井底温度高,而且底部有盐水层的实际情况,合成了新型超高温缓凝剂、抗盐降失水剂,室内试验表明两者具有较好的抗高温耐盐性能及良好的配伍性能。针对水泥石出现的分层现象,通过添加热稳定剂提高了其热稳定性和抗压强度;通过超高温水泥浆体系试验,设计出了胜科1井尾管固井水泥浆,试验表明该水泥浆性能稳定,稠化时间可调,失水量、游离液、抗压强度等指标完全达到设计要求,并成功进行了胜科1井尾管固井作业。胜科1井的现场应用证明,该超高温水泥浆体系能满足超深井固井需要,可在胜利油田及其他地区的深井、超深井固井作业中推广应用。