长封固段低密度水泥浆固井技术

晋古13井是一口井深为4988.56 m的奥陶系潜山预探井,三开完钻后,要求在2780～4987.5 m井段下入φ 177.8 mm尾管进行固井,重点封固好3886～4366 m的油层井段.由于本井存在盐膏层、煤层及溶孔和裂缝型地层,钻井过程中曾发生垮塌和漏失,且裸眼段地层井径大而不规则,套管重叠段环空间隙小,水泥封固段顶底温差大等客观因素,需一次封固水泥2200多米,存在许多困难和风险.通过研制低密度水泥浆体系,优选G309、G301、GH-9和ZW-1控制水泥浆性能,采用适当的固井技术措施,保证了施工的顺利,固井质量达到了优质,为长封固段、高温井、复杂井的尾管固井施工积累了成功的经验.     

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.     

丘东27井长封固段固井实践

现场固井施工中,一般水泥封固段长800~1200m,而丘东27井由于构造断层多,地下情况复杂,要求一次水泥封固段长达3125m,这在以往的固井施工中极为罕见。由于长封固段固井时,井底流动温度与水泥浆返回处的静止温度差异较大,会造成水泥面处的水泥浆凝固不好,甚至长期不凝固,严重影响固井质量;长封固段固井将会大幅度地增加井底液柱压力,固井时极有可能发生漏失。通过大量室内试验,采用2种水泥浆体系进行固井,上部井段采用适用温度范围宽的低密度矿渣浆体系,下部井段采用常规密度水泥浆体系,并辅以适当的固井施工措施,克服气候极冷等诸多困难,固井一次成功,固井质量优质,为同类油井的固井提供了经验。     

梯度多凝水泥浆在长封固井段固井中的应用

对于封固段较长的固井作业，采用梯度多凝水泥浆体系，在一定程度上可以代替双级固井，具有很强的优越性。根据不同的井下条件采用有针对性的不同密度、稠度梯度的水泥浆配方．可以防气窜，防漏失，防套管腐蚀，防施工高压，降低固井及钻井成本，缩短建井周期，并能高效地保护油气层，提高固井质量。现场2口井的应用表明，应用该体系水泥浆，固井质量优良。     

吐哈油田葡北3-12井超长封固段固井技术

葡北3-12注气井位于吐哈盆地葡北构造带中断葡北1号构造．井深为3610m。针对该区块地层承压能力低，易漏失，油气水窜严重，常规固井方法无法满足固井要求的问题，该井采用三段三凝制、常规水泥浆和泡沫水泥浆体系固井，并采用重钻井液顶替技术．降低施工压力。该技术能保证固井候凝过程中井底压力平衡，施工安全。现场应用表明，采用常规水泥浆和泡沫水泥浆固井技术．提高了低压易漏井、长封固井段的固井质量，解决了水泥返高不足的问题；并通过一次常规固井工艺实现了全井封固，简化了施工工艺，节约了成本，经济效益和社会效益十分显著。该井封固优质段累计达2600m，优质率达85％，固井结果良好。     

水泥膨胀剂SEP-1在长封固段固井中的应用

为解决吐哈油田长封固段固井质量问题，研制了SNC(减轻剂) SEP—l(膨胀剂)低密度、高强度油井水泥。经现场7口井试验，未发生井漏、憋泵、低返等问题，质量全优，大大提高了固井质量。SNC可防漏、防塌和保护油气层；SEP—l可大大降低析水，补偿水泥凝固时的体积收缩，增加水泥石强度30％一50％。2种外加剂联合使用，可配成低密度、高强度水泥浆。由于加大了水灰比，一方面加大了水泥浆的紊流程度，提高了顶替效率；另一方面减少了水泥用量，降低了固井成本。SEP—l单独使用，可配成高密度水泥浆。     

费尔甘纳盆地长封固段大温差固井技术研究与应用

吉达3井、吉达4井是中石油海外项目在乌兹别克斯坦内的费尔甘纳盆地上所钻的2口探井,这2口探井φ244.5mm技术套管固井面临长封固段、大温差等技术问题,针对这些固井难点,通过室内研究与现场试验,解决了φ244.5 mm套管固井施工风险大、固井质量难以保证的问题,并且形成了费尔甘纳盆地长封固段、大温差技术套管固井的配套技术,为该地区的油气勘探提供工程技术保障.     

Hafaya油田小间隙长封固段固井方案优化

Hafaya油田Yamama层西177.8 mm尾管固井属于小间隙长封固段固井.针对其中存在的地质情况复杂、下套管困难、管柱居中度难以保证、井眼易堵塞、固井过程中易发生漏失、顶替效率难以保证、水泥浆体系选择困难等难点,提出了一系列的固井措施,包括管柱的优化设计、通井方案和下套管方案的设计、钻井液性能的调整、顶替参数的优化设计、水泥浆配方及性能的设计等.在方案优化过程中及时发现了施工时可能出现的风险,并优化了设计参数,以达到规避风险、保证施工安全的目的,以保证固井质量.该方案设计对提高Hafaya油田勘探开发效益具有重要现实意义.     

长封固段复杂地层固井用SP-1水泥浆体系研究

考察了以微硅、膨胀珍珠岩、硅藻土等活性材料及激活剂CK21制成的油井水泥多功能外加剂SP-1，在不同温度下、不同加量条件下对水泥浆各项性能的影响。SP-1与其它水泥外加剂一起使用，配制成了SP-1水泥浆体系，研究了SP-1水泥浆体系的防漏失和防气窜等特殊性能。结果表明：SP-1能调节水泥浆低温性能，使水泥浆在大温差长封固井段中性能趋于一致。SP-1水泥浆体系能提高水泥石二界面的胶结强度，有较短的凝结时间；良好的直角稠化性能和触变性，因此该水泥浆具有良好的防漏失、防气窜（侵）性能。该水泥浆首次在四川地区4口不同类型的油气井进行了现场应用，取得良好的效果。     

吐哈油田葡北3—12井超长封固段固井技术

吐哈油田葡北3－12是一口注气井，由于注气井的特殊要求，要求全井封固，封固段长达3610m，是吐哈近几年封固段最长井之一。该井在吐哈钻采院精心设计和吐哈钻井公司密切组织配合下，开展了以下研究：（1）三段三凝制水泥浆体系的研究，保证固井候凝过程中井底压力平衡。（2）优化水泥浆配方研究，保证施工安全；（3）固井工艺研究，采用重泥浆顶替技术，降低施工压力。并通过具有丰富固井经验的工程技术人员现场组织实施，达到了一次性超长封固的目的，完成了葡北3－12注气井固井，结果表明：全井封固优质段累计达2600m，优质率达85％，固井结果令人满意。     

中古514井超长封固段固井技术

塔里木油田中古514井是部署在塔中北斜坡奥陶系下统的一口气井,产层含有H2S,其浓度大于50 g/m3,为预防分级箍的长期密封失效问题,进行水泥浆一次上返单级固井,水泥封固段长度达到了5 765 m.通过分析超长封固段固井难点,研制并应用了大温差水泥浆和相适应的隔离液,辅以配套的固井技术措施,保证了水泥返高和固井质量,为简化井身结构、实现钻井“提速、降本、增效”提供了成功范例.     

陇东地区长封固段固井技术

分析了陇东地区固井质量的影响因素，提出采用漂珠水泥浆和膨胀水泥浆两种体系及相应的施工技术措施实行长封固段固井，从而显著提高了固井质量（１９９６年该地区３９口井的固井质量合格率达到了１００％），社会效益和经济效益良好。     

大港储气库井固井与完井技术探索与实践

储气库注采井与常规天然气井相比,储气库井的井身寿命要求长,运行工况条件苛刻,保护储气层要求高.大港储气库井固井完井存在着地层压力系数低,封固段长,套管不举重,水泥浆易发生窜槽,水泥浆设计困难,灰量大、施工时间长, 生产套管要求棋迷行好, 完井工具准备难等特点.因此进行了室内研究和相应的施工准备.优选出了双密双凝水泥浆体系,并制定出了相应的技术措施.以大港储气库库3-11井φ 177.8 mm套管双级固井施工情况为例,介绍了该水泥浆体系和相应技术措施的应用.10口井施工作业表明,固井优质率达到90%.     

哈10-1X超深井固井技术实践

哈10-1X井位于塔里木盆地塔北隆起轮南低凸起西斜坡构造,一级及二级固井前均出现井下复杂情况.为解决该区块地层承压能力低,易漏失,水泥封固段长,常规固井方法无法满足固井要求的问题,采用了双凝双密度水泥浆固井,并采用了高密度钻井液顶替技术,以降低施工压力.一级固井采用1.45和1.88g/cm3双密度水泥浆,封固段为3800～6758 m;二级固井采用1.45g/cm3的低密度水泥浆,封固段为0～3001.64m.声幅测井结果显示,技术套管固井质量合格.现场应用结果表明,采用低密度水泥浆配合常规密度水泥浆固井技术,提高了低压易漏井、长封固井段的固井质量.     

低压易漏长封固段固井技术在吐哈油田的应用

随着油田勘探开发不断深入，探井钻井已逐步向深层迈进，一些特殊要求的开发井(如混相注入井、采气井、调整井)正逐年增多，一次性封固2000—3700m的长封固段固井技术正在成为吐哈油田勘探开发的热点技术。突出的技术难点主要表现为“地层承压能力低、封固段长、注入量大、作业时间长、施工压力高”。以前解决这类技术问题，主要依靠双级或多级注水泥，但该技术施工时间长、费用高、风险大，固井成功率相对较低，很难满足油田勘探开发的需要。针对油田勘探开发的特殊要求，研究开发了泡沫低密度水泥固井技术、MTC技术、高强低密固井技术，并取得了良好的技术经济效益。     

低密度高强度水泥浆固井技术在吐哈油田的应用

吐哈油田属于低压低渗油藏,井下漏失问题一直是钻井和固井过程中的最大难题,为解决长封固井段固井、低压易漏井固井、全井封固的气井固井和使用微泡沫钻井液钻井后的固井的难题,采用低密度高强度水泥浆体系固井.经现场应用表明,低密度高强度水泥浆通过合理调整外加剂的加量,水泥浆的稠化时间和其它性能可任意调节,在温度为40～90 ℃下,密度为1.3～1.6 g/cm3时,该水泥浆体系稳定,流变性能良好,抗压强度高,失水量低,游离液低,凝结成水泥石后体积不收缩,结构致密,渗透率低并有一定的防窜能力.该水泥浆有效地解决了长封固段低压易漏层油气井固井过程中的难点,保证了固井施工质量,固井合格率为100%,优质率为70.8%.     

水平井固井水泥浆技术

本文论述了水平井固井面临的主要技术问题以及针对问题对水泥浆性能的要求。同时介绍了水平井固井水泥浆室内试验与常规试验的不同之处。总结了长庆局水平井固井水泥浆技术的研究，发展与完善情况及其所取得的成绩。     

固井封固质量评价问题分析

目前，钻井固井封固质量的解释仍主要使用声幅（CBL）测井曲线；变密度（VDL）胶结指数虽有定量评价标准，但是仅供参考；6SBT或8SBT等先进的封固质量检测技术仅有定性尚无定量标准。影响声幅测量结果的因素很多，为了更加准确地评价封固质量．必须综合应用以上方法。     

高温大温差固井水泥浆体系研究

针对高温深井长封固段大温差固井面临的水泥浆顶部强度发展缓慢、易气窜等固井技术难题.在对高温大温差水泥浆设计难点分析基础上,通过合理设计水泥浆外掺料组成,优选抗高温性能好、对水泥石强度影响较小的外加剂,并研制出一种新型强度调节剂FZ-1,加快水泥石顶部抗压强度发展,最终设计出一套密度为1.90g/cm3,能有效解决顶部水泥浆超缓凝问题的高温大温差水泥浆体系.实验结果表明,该体系沉降稳定性好、失水量小、稠化时间可调、早期强度高且具有良好的防窜能力,能够满足循环温度为110～140℃,温差为50～70℃的高温大温差固井施工要求.     

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。