新型膨胀剂在胶乳水泥浆体系中的应用

油井水泥固有的收缩特性是造成水泥环-地层、水泥环-套管间胶结质量不理想而诱发气窜的原因之一。在分析油井水泥膨胀剂作用机理的基础上,通过试验研制出了新型膨胀剂PZ-3S,该膨胀剂能有效降低水泥浆的凝结收缩率和提高水泥石的界面胶结强度,改善固井水泥环与套管和地层胶结界面的胶结质量,防止界面窜流,且有助于水泥石抗压强度的提高。同时,验证了该膨胀剂与胶乳水泥浆体系具有良好的相容性,对胶乳水泥浆体系的综合性能(如失水、稠化时间、自由水、流变性等)无不良影响。现场应用表明,膨胀剂PZ-3S加入胶乳水泥浆体系后能有效提高水泥石的抗压强度和胶结强度,能减少微环隙产生的可能性和提高胶孔水泥浆体系的防窜性能。     

微膨胀水泥浆在涠洲11-1N区块固井中的应用

涠洲11-1N区块油水层相距较近,隔层薄,固井时要完全封住水层、油层和油水层之间的隔层.采用以非渗透降失水剂为主、膨胀剂为辅组成的微膨胀水泥浆体系固井,该水泥浆气侵阻力大,能有效防止水泥石孔隙窜槽,同时能有效消除因水泥凝固后体积收缩造成的微环空间隙,增强水泥石的强度,提高水泥环与套管和井壁两个界面的胶结质量.现场应用表明,微膨胀水泥浆适用于井底静止温度低于120 ℃的固井作业,凝固后具有气侵阻力大和微膨胀特性,能有效封隔油气水层;清洗液 稠隔离液 清洗液 紊流清扫水泥浆组成的前置液能有效提高钻井液顶替效率,取得了固井质量SBT电测结果优良的效果.     

晶格膨胀剂对水泥-套管界面胶结性能的影响实验

水泥石体积收缩会严重影响水泥-套管界面的胶结强度,而晶格膨胀剂可以弥补水泥石体积收缩,但晶格膨胀剂能否改善水泥-套管界面胶结强度有待进一步研究。利用自行设计的界面胶结强度测定仪定性地测量了膨胀水泥与套管的剪切胶结强度,同时研究了温度和压力变化条件下膨胀水泥与套管的胶结性能,并与常规水泥进行对比,探讨了膨胀水泥与套管界面的微观结构与界面胶结强度宏观力学行为的关系。研究表明：晶格膨胀剂的加入使得水泥-套管界面胶结强度明显下降;同时,晶格膨胀剂使水泥石的弹性模量增大,使水泥-套管界面胶结强度抵抗温度和压力变化的能力变差。为了满足开发过程中温度、压力改变条件下的固井界面封隔特性要求,研究一种既能实现膨胀功能、又能改善界面胶结力和水泥石力学性能的膨胀剂具有重要的意义。     

长庆陕224区块储气库井大尺寸套管固井技术

长庆陕224区块地层不稳定,本溪组泥岩段及煤层易出现坍塌,钻井液密度高,接近1.60 g/cm3,技术套管均采用φ244.5 mm大尺寸尾管固井,环空间隙大,冲洗顶替困难,影响水泥石胶结质量。同时储气库井单井注采气量大,工作压力高,长期的注采交变应力作用于水泥环,水泥环的密封完整性不易保证,易出现环空窜流、带压等问题。为此,开发优化了高密度高效冲洗隔离液体系以及韧性水泥浆体系。并在陕224区块靖平22-4-2井φ244.5 mm尾管固井中得到成功应用,固井质量合格率为95.46%,优质率为79.05%,后期注采施工顺利。     

利用晶格膨胀剂提高二界面固井质量技术

固井二界面问题是一个亟待解决的工程难题,它会直接影响勘探开发的效果和效益已是不争的事实。在固井施工中,水泥环与地层的良好胶结是实现有效层间封隔的基础,但是水泥石体积的收缩往往是影响固井质量的主要因素之一研究从这一因素出发,研制出了晶格膨胀水泥浆体系,补偿水泥石的体积收缩,提高水泥石在环形空间的胶结强度,提高二界面固井质量,室内试验和现场应用证明：该技术可有效解决环空水泥石的体系收缩,防止油气水窜的发生,提高了二界面固井质量。     

歧深1井高温深层小间隙尾管固井技术

歧深1井尾管裸眼封固段油气活跃、温度高、环空间隙小,在固井过程中易出现层间互窜、顶部水泥石超缓凝等复杂情况。针对以上难题开展了技术攻关,提出综合采用套管居中、井眼清洁及界面清洗、隔离液、防窜水泥浆及动态压力平衡固井技术。该套技术的运用,确保了该井Φ177.8 mm和Φ127 mm尾管固井环空水泥环分布均匀,且现场施工作业安全顺利,有效地解决了歧深1井尾管固井过程中易出现层间互窜、施工泵压过高（易压漏地层）、顶替效率差、水泥环薄且分布不均匀、顶部水泥石易超缓凝等问题。施工结束后候凝24 h测井固井质量合格。     

膨胀剂SEP—Ⅱ在油井水泥中的应用研究

本文阐述了膨胀剂在油井水泥中的室内试验及应用情况，试验结果表明，在基础水泥中掺入一定量的膨胀剂后，能有效地提高水泥石的抗压强度，提高水泥环与地层、地层与套管间的胶结，提高固井质量，其综合性能满足油气层套管固井要求。     

提高高压气井套管回接固井质量的技术

为了解决套管回接固井常出现的质量不佳和井口带压的问题,在实验的基础上,提出套管回接固井作业时应先泵入低黏、抗钙钻井液和大量冲洗液彻底冲刷套管壁,水泥浆中应加入膨胀剂和纤维,改善水泥石力学性能,确保水泥环与套管胶结质量。采用高能混浆设备配浆和井口憋压候凝,确保水泥浆密度均匀,防止水泥浆体积收缩、管柱膨胀和水泥环微环隙的形成。几口试验井的声波测井结果表明：所采取的技术措施行之有效,能够保证套管回接固井质量。     

云应盐穴储气库固井技术

云应盐穴储气库目的层埋藏浅且存在多夹层交互层,井底温度低,盐水水泥浆水泥石抗压强度发展缓慢,优选适合低温盐层固井的水泥浆配方困难,固井质量难以保证。在通过研究地方采卤井固井施工中存在的地层漏失、水泥浆失返、水泥环胶结质量差、水泥环强度低等难题的基础上,通过有针对性开展井眼准备、盐水水泥浆配方、管串结构设计与扶正器位置安放、施工参数等研究与优化工作,确保了云应盐穴储气库YK1-1井φ244.5 mm生产套管固井施工顺利完成,创国内盐穴储气库固井深度最浅(557.5 m)纪录。经声幅测井、套管鞋处试压、腔体密封性试压三个环节检测,评定固井质量良好,能满足储气库注采井要求。该井生产套管固井顺利施工,为国内埋深浅、夹层多的盐穴储气库固井提供了宝贵经验。     

三元共聚物抗盐降失水剂在塔河油田石炭系盐层固井中的应用

塔河油田石炭系盐层分布广泛,以纯岩盐为主,埋深在5100～5400 m之间.由于井深,井底温度高,石炭系盐层蠕动能力很强,在未下套管的裸眼中,导致盐层井段水泥浆封固质量较差,并存在不同程度的套管变形或挤毁现象,造成许多井没有完成地质任务. 研究评价了三元共聚物降失水剂DZJ-Y及其优化含盐水泥浆体系.结果表明,三元共聚物降失水剂具有良好的抗盐能力,在饱和盐水条件下能够较好地控制水泥浆失水.在塔河油田T914井φ 244.5 mm/φ 250.8 mm组合技术尾管固井取得成功,盐层段固井质量为优质.现场应用表明,抗盐水泥浆体系具有良好的流动性,失水控制良好,稠化时间可调;水泥石强度普遍较高,有利于提高水泥环的胶结质量;该水泥浆浆体均很稳定,没有析水和沉降;API失水量低,且能产生微膨胀,有助于提高固井质量.该抗盐降失水剂有效地提高了塔河油田石炭系盐层井段固井胶结质量.     

建35-3井空井固井技术

建35-3井是建南南高点低压易漏地质构造上的一口开发井,该井在φ311.2 mm井眼采用空气钻井技术钻至井深2 690 m,然后下入φ244.5 mm技术套管.为了解决空气钻井达到设计井深后,替入钻井液再下套管、注水泥固井面临井壁水化失稳和井漏等问题,决定在该井直接进行空井固井作业.通过分析固井技术难点,并采取非插入武正注反灌注水泥固井作业,选用双凝双密度水泥浆体系,用增韧防漏水泥浆作尾浆,该井实现了低压易漏地层全井封固,而且施工顺利,固井质量合格,值得借鉴和推广.     

一种适用于油基钻井液的表面活性剂隔离液

页岩气钻井过程中采用的油基钻井液极易残留在井壁和套管壁表面,与固井水泥浆产生接触污染。套管壁及井壁长期处在油基钻井液环境中,两界面亲油憎水,给固井作业带来油基钻井液顶替和清洗困难、混浆流变性能变差、混浆强度严重下降、界面胶结质量不良等问题。针对以上问题,对表面活性剂及隔离液进行了如下研究:①调研油基钻井液对水泥浆的接触污染机理;②测定溶液表面张力,验证表面活性剂对清洗效果的影响;③配制表面活性剂水溶液和隔离液,利用模拟套管冲洗法测定清洗效率。实验结果表明,表面活性剂的加入能显著降低水油界面张力,提高清洗效率;配制出了一种清洗效率高达92.86%的三元复配表面活性剂隔离液体系,表面活性剂组成为LAS+JFC-6+AOS （1:1:1）;该隔离液对油基钻井液有良好的清洗效果,可提高界面胶结质量,有助于提升页岩气井的固井质量。      

一种低温油井水泥膨胀剂的研究和应用

水泥浆硬化后环空水泥石的体积收缩会形成微缝隙导致层间窜流，严重影响界面的胶结质量。为了有效解决窜流问题，研制了新型膨胀剂BCP-200S。该膨胀剂可以抵消水泥硬化后的体积收缩，改善界面胶结性能，同时通过改善水泥石内孔结构降低水泥石渗透率。该膨胀剂还对水泥浆的其它性能没有不良影响，对水泥石强度也具有一定的改善作用。     

乌兹别克复杂水平井固井工艺技术

1-G井、350井是乌兹别克斯坦的第一批水平井,表层套管尺寸大,技术套管裸眼段长,地层异常高温,盐膏层段长,油气层"上喷下漏"导致固井难度极大.经过研究摸索,(4)508 mm表层套管、(4)339.7 mm技术套管采用了插入法固井,采取两凝水泥、稀释钻井液、大排量注替等措施较好地解决了长裸眼大环空内的水泥浆窜槽问题.(4)244.5 mm尾管固井,选用厚壁套管、悬挂简单可靠的外台阶式尾管悬挂器,使用欠饱和盐水水泥浆,采取稀释钻井液、增加水泥浆的接触时间、大排量紊流顶替等措施,达到了封隔地层防止长段膏岩层蠕动之目的.(4)139.7mm完井套管固井,采用管外封隔器带分级箍加盲板的复合结构,使用不渗透水泥浆体系,较好地解决了高渗透油气层的封固问题.350井完井固井工具出现问题后,成功地实施了反向注水泥固井技术.     

裸眼事故复杂高压气井注侧钻水泥塞技术

SBC-200井是委内瑞拉东部油气田的一口复杂油气井,三开φ244.5 mm技术套管下深4864 m,四开φ215.7mm井眼钻至4945.12 m卡钻,多种方法处理未解卡,套铣爆破松扣,鱼顶深度4897.56 m。使用的油基钻井液体系密度为1.415g/cm3时发生油气侵,密度为1.44 g/cm3时建立井下压力平衡,当量密度1.49 g/cm3发生井漏。为了完成钻井进尺,对鱼顶以上35.53 m裸眼井段实施水泥回填侧钻。固井采用高致密、高强度、低失水水泥浆,复合功能前置液体系及相应工艺技术措施,完成注水泥塞作业,满足侧钻质量要求。      

Q1井弃井作业复杂情况处理与认识

Q1井在弃井作业过程中遇到复杂情况,对套管的切割回收带来了很大的困难。由于Φ244.5 mm套管外水泥环返至井口,使得套管在割断后无法提出,经过多次上移套管切割深度后,采用特殊的作业手段将套管提拉出井眼;后续在回收Φ762 mm套管和Φ508 mm*Φ339.7 mm变径套管时,由于Φ244.5 mm套管割深过浅,使得Φ508 mm*Φ339.7 mm变径套管的可切割长度极短,通过设计非常规的切割钻具组合、非常规的打捞方法才得以完成回收。详细介绍了打捞钻具组合设计、打捞方法,对水下井口的非常规弃井回收作业有借鉴意义。     

RPN-0085复杂地层高压气井固井技术

RPN-0085井是委内瑞拉ANACO油气田EL ROBLE区块的一口气井。三开?311.2 mm井眼,油基钻井液密度1.48 g/cm3,自上而下钻遇多套高压气层和漏失层,钻井液安全密度窗口窄,多次发生严重井漏和气侵,边堵漏、边压井完成三开进尺,下入?244.5 mm技术套管3 127.13 m。套管到底开泵循环发生严重气侵,出现溢流,低排量压井,节流循环13周,钻井液密度逐渐调整到1.51 g/cm3,建立脆弱平衡,但井下开始出现漏失迹象。针对又溢又漏的井下复杂情况,固井采用防漏、堵漏、改善水泥界面胶结强度的硅酸钠固井前置液,双凝双密度机体抗侵防气窜水泥浆体系及低排量施工和关闭井口环空候凝等系列措施,完成固井施工作业。固井检测水泥浆返至设计高度,封固质量优质,满足气井封固要求。     

阿姆河右岸B区块巨厚盐膏层固井技术

土库曼斯坦阿姆河右岸B区块上侏罗统启莫里阶组地层分布有900～1200m巨厚盐膏层,在钻井和开发初期发生了盐膏层段井径变化大、盐岩的塑性流动、挤毁套管等复杂情况,给钻井和固井施工带来了严重的威胁。在分析盐膏层特点和固井难点的基础上,采用了以下针对巨厚盐膏层的固井工艺技术:①优化套管强度;②检测和控制盐膏层蠕变速度,采用欠饱和盐水水泥浆体系,提高套管的居中度以及根据上层339.7mm套管鞋处地层承压情况,结合环空液柱组合优化注水泥施工参数,在井下不漏失的情况下实现大排量顶替,从而提高顶替效率。以San-21井的巨厚盐膏层固井施工为例,第一级固井采用抗盐两凝欠饱和盐水水泥浆体系;缓凝水泥浆密度设计为1.94g/cm3,封固井段为2267～2800m,快干水泥浆密度设计为1.97g/cm3,封固井段为2800～3614.92m;盐膏层厚1138m,固井质量优良。