大港板南储气库白6 库1 井尾管固井技术

储气库井白6 库1 井尾管固井存在地层承压能力低、封固段长、井径不规则及井筒承载着交变应力及温度变化等难题。设计通过采取承压堵漏、优化浆柱结构实现平衡压力固井，并引入DRE 膨胀韧性水泥浆体系。优化浆柱结构措施有，降低冲洗隔离液密度（低于钻井液密度），增加冲洗隔离液用量（占环空高度800 m）；采用双凝水泥浆体系。高效冲洗隔离液使用开发出的兼有疏水性官能团和亲水性官能团的油基钻井液冲洗液DRY-100L 作主剂，并使用棱形加重材料DRW-2S，加强了对二界面的冲击力。DRE 水泥浆具有良好的综合性能，2 d、7 d 抗压强度分别大于16、28 MPa，弹性模量小于6.0 GPa/7 d，韧性改造使其具有“高强度低弹性模量”特性，为该配套技术的推广应用奠定基础，为固井质量的提高提供技术保障。现场固井结果表明，通过采用该膨胀韧性水泥浆进行平衡压力固井，施工顺利，固井质量优质。      

磴探1井疏松砂岩油层?139.7 mm尾管固井技术

磴探1井尾管固井一次封固段长2 235 m,地层承压能力低,漏失风险大,井眼大且不规则,顶替效率难以保证;裸眼段下部油层段长、上部水层多、层间间断短,压稳难度大;疏松砂岩地层井壁与水泥浆胶结质量差,层间封隔易失效。通过提高地层承压能力、清洁井眼、降低固井施工漏失风险,优化浆柱结构、合理加放扶正器提高固井顶替效率;采用双密三凝水泥浆体系和环空加压工艺压稳油气水层;采用界面增强型冲洗隔离液和微膨胀韧性水泥浆体系提高二界面胶结质量。微膨胀韧性水泥浆体系浆体流动度22 cm,稠化时间在设计范围内且可调,滤失量小于50 mL,游离液为0,沉降稳定性0.01 g/cm3,膨胀率大于0.4%,弹性模量小于6.0 GPa,水泥石抗压强度发展迅速,24 h 抗压强度达30 MPa以上,满足深探井油层尾管固井技术要求,确保了磴探1井?139.7 mm尾管固井质量,为后续该区块深探井固井提供了技术借鉴。     

一种新型注水泥前置隔离液

由于目前使用的隔离液不可固化,使得套管壁—水泥环—井壁的界面存在不可固化层,容易形成微间隙和微环空,严重影响界面胶结质量.针对该问题研制了一种既可隔离又可实现自身固化的注水泥前置隔离液体系.该隔离液密度在1.3～2.4g/cm3范围内可调,流变性能可调,流动度可控制在19～23cm之间,在50～90℃下,固化效果良好,24h抗压强度可达8MPa以上,稠化时间可调;同时该隔离液与钻井液、水泥浆的相客性好,并可实现与钻井液和水泥浆的整体固化胶结,3者整体固化强度在48h下达到8MPa以上,使得套管壁—水泥环—井壁的界面能够很好地固结在一起,提高了界面胶结质量.该隔离液突破了传统隔离液不能固化的特点,淡化了顶替机理和顶替效率,提高了固井作业安全和封固效果,具有广阔的应用前景.     

新型胶乳冲洗隔离液试验

如何有效地提高各种高难度复杂井的固井界面胶结质量，特别是固井二界面的胶结质量，是钻井工程需要解决的重大技术难题之一。为经济有效地提高固井界面胶结质量，研究了新型的胶乳冲洗隔离液。试验研究表明，在冲洗隔离液中引入特制的胶乳处理剂后，能够使冲洗隔离液同时具有冲洗、隔离和胶结界面预处理三种功能。通过直接对胶结界面的预处理，能够增强固井液对套管，特别是井壁滤饼的胶结能力，形成致密的胶结层，从根本上提高界面胶结强度。该胶乳冲洗隔离液配方简单，配制成本低，便于现场推广使用。     

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。     

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。      

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。     

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。      

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。      

不收缩微膨胀水泥浆研究

在油气井完井固井作业中,普通硅酸盐油井水泥水化凝结硬化过程中存在较高的自缩和失水,造成水泥环与地层套管之间胶结质量差,影响固井质量.为此,研究选择了一种新型晶体生长的膨胀材料,能在水泥不同水化阶段(塑性状态饱和凝固后期)保持稳定的体积膨胀,其适用性、配伍性和膨胀时间的协调性好,在高温高压(180℃、60 MPa)下仍保持较好的膨胀.考察了微膨胀水泥浆体工程性能和在不同温度、压力、时间条件下对水泥石的线膨胀率、抗压强度、胶结强度、渗透率的影响,结果表明,新型不收缩微膨胀水泥浆体系,在常压和高温高压下均能使水泥石产生体积膨胀,水泥浆工程性能良好,抗压强度、胶结强度高,同时可改善水泥石的力学性能及渗透性能,现场固井质量优良,两界面胶结良好.     

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。      

鲁迈拉油田易漏层固井技术研究与应用

鲁迈拉油田地质条件复杂,此区块的Dammam、Hartha层位地层破裂压力低,技术套管固井易发生漏失,而且地层岩性导致井眼不规则,存在大肚子和缩径井眼,固井顶替效率低,使固井质量难以保证。研制了密度为1.00~1.80 g/cm3的低摩阻塞流前置液体系,该体系以非聚合物类悬浮剂DF-1和冲洗剂DF-3为主剂,用有机溶剂DF-4作流型调节剂,可降低前置液环空循环摩阻,具有冲洗能力强、流变性可调性好的特点,提高了低返速条件下环空顶替效率。研制了密度为1.00~1.35 g/cm3的低密度水泥浆体系,该体系采用纳米硅溶胶作稳定剂,提高了沉降稳定性,体系48 h室温抗压强度大于14 MPa。优化了一系列固井配套技术,形成一套适合该区块的综合固井技术。现场试验5口井,无漏失发生,固井质量合格井段较之前提高了21%,取得了良好的应用效果。     

AMPS水泥浆体系低温促凝剂的研究

为了研究一种对AMPS水泥浆体系有效的低温促凝剂,对不同组分促凝材料促凝效果进行了研究。采用正交实验,优选出了一种可以在AMPS水泥浆体系中起到良好促凝效果的促凝剂BCA-210S。结果表明,该促凝剂能促进AMPS油井水泥低温水化能力,缩短其在低温下的稠化时间,能将稠化时间控制在60 min左右;使静胶凝强度过渡时间降低到10min;在30℃、8 h条件下抗压强度可达到5.3 MPa。结论认为,该促凝剂能显著提高水泥石早期抗压强度,表现出优异的低温早强、防窜性能,有助于解决低温井、调整井固井面临的问题,是一种新型多功能促凝剂。      

松科2井超高温水泥浆固井技术

针对中国大陆科学钻探松科2井超高温固井难点,采用四元共聚型抗高温降失水剂和三元共聚复合膦酸盐类缓凝剂,提高了水泥浆的耐温稳定性,避免了"热稀释"现象带来的风险,通过调整这2种耐高温外加剂的加量,满足了超高温下控制水泥浆失水量和调整稠化时间的要求。同时,根据颗粒级配及紧密堆积原理,对硅砂的粒径和加量进行优化,使硅钙比接近于1,防止超高温下水泥石后期强度的衰退,另外,优选了由颗粒和纤维共同组成的弹韧性材料,提高水泥石的弹韧性。通过合理配比设计出了抗260℃超高温的水泥浆体系,浆体稳定性好,水泥浆上、下密度差不大于0.03g/cm3,稠化时间为200~420 min,失水量小于100 mL,48 h抗压强度大于20 MPa,后期强度不衰退,7 d抗压强度大于38 MPa。优化尾管悬挂固井工艺,严格控制水泥浆密度,确保不压漏地层,采用耐高温高效冲洗隔离液,提高顶替效率,保证施工安全和固井质量。该体系在井底静止温度为260℃,循环温度为210℃的松科2井四开尾管固井中应用,现场施工顺利,保证了固井质量。      

抗盐高性能水泥浆体系研究与应用

伊拉克米桑油田井底普遍存在高压盐膏层,由于盐层蠕变致使井径缩小、冲蚀和溶解盐层导致水泥浆含盐量越来越高、密度窗口窄、顶替效率低等难点给固井质量带来挑战。针对目前常用的半饱和NaCl溶液或者（3%～5%） KCl溶液配浆存在的水泥石抗压强度低,界面胶结差的问题,优选含有25% NaCl和5% KCl高盐混合水配制水泥浆,配套抗盐降失水剂、分散剂、缓凝剂等外加剂,解决了因高盐混合水配浆可能带来的水泥浆增稠、触变等问题,构建了一种抗盐高性能水泥浆体系。室内研究表明,该套水泥浆体系能抑制盐的溶解,配制密度为2.39 g/cm3的水泥浆,最低只需加入30%铁矿粉,在降低水泥浆成本的同时大幅度提高了水泥石的抗压强度,使其24 h抗压强度可达48 MPa,较目前应用水平提高近一倍;水泥浆污染后24 h强度依然大于14 MPa,能够保证米桑油田盐膏层固井质量,可在伊拉克米桑油田推广应用。      

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。      

顺北油气田低压易漏层泡沫水泥浆固井技术

顺北油气田二叠系裂缝发育,地层承压能力低,固井漏失风险大。针对该问题,优选了抗高温抗盐的蛋白质发泡剂和高聚物稳泡剂,二者加量分别为2%～4%和0.4%～0.8%时,泡沫可在120℃下保持稳定;研制了密度1.10～1.30 kg/L可调的防漏泡沫水泥浆体系,其流动性好,120℃下API滤失量小于50 mL,泡沫水泥石密度差小于0.03 kg/L,密度1.10 kg/L泡沫水泥浆形成的水泥石在低温常压下养护72 h的抗压强度可达7.2 MPa,泡沫水泥浆综合性能优良;研究形成了基于井深、温度和压力的环空分段充气设计方法,充气量根据井深、水泥浆密度和注水泥浆排量实时调整,以保证环空泡沫水泥浆密度上下均匀。基于上述研究成果,形成了顺北油气田低压易漏层泡沫水泥浆固井技术,并在该油气田2口井封固存在低压易漏层的二叠系时进行了应用,泡沫水泥浆均成功返至地面,固井质量优良。该技术为顺北油气田低压易漏层安全高质量固井提供了技术途径,也可为其他区块裂缝性地层防漏固井提供了借鉴。