适用于长庆油田固井的超低密度泡沫水泥浆

长庆油田靖安、华池及镇源区块因地层承压能力低,固井作业中易发生井漏,影响固井质量。采用以漂珠水泥浆为基浆,加入FC系列发气剂配成超低密度泡沫水泥浆。对该水泥浆的配方、性能、密度变化及应用效果进行了评价。漂珠超低密度泡沫水泥浆抗污染能力强、防窜性能好、成本低,能使水泥浆密度降低为1.20～1.25g/cm~2,提高低压易漏长封固段的固井质量。     

渝东地区常压页岩气水平井充氮泡沫水泥浆固井技术

为了解决渝东地区常压页岩气水平井用生产套管固井时易漏及分段压裂后环空带压的技术难点,研究了机械充氮泡沫水泥浆固井技术。通过优选发泡剂、稳泡剂,设计了泡沫低密度水泥浆;基于高压气体状态方程,进行了泡沫水泥浆全过程平衡压力及浆柱结构设计,建立了井筒压力条件下的泡沫水泥浆密度计算模型,形成了机械充氮泡沫水泥浆固井技术。泡沫低密度水泥浆的密度调整范围为0.80～1.55 kg/L,水泥浆中泡沫的半衰周期为33.8 h,泡沫水泥石的弹性模量为4.6 GPa。泡沫水泥石在循环载荷测试条件下的残余应变为0.21%,具有良好的力学性能;采用全过程平衡压力固井技术和分段注气泡沫低密度水泥浆注结构设计方法,能满足固井防漏要求。渝东地区20口常压页岩气水平井应用了机械充氮泡沫水泥浆固井技术,固井过程中未发生漏失,固井质量优良率100%,且压裂后未出现环空带压现象。研究和现场应用表明,采用机械充氮泡沫水泥浆固井技术可以解决渝东地区常压页岩气水平井生产套管固井时的漏失问题,且泡沫水泥石具有良好的弹性变形性能,能够防止压裂后环空带压。      

充气泡沫水泥浆固井技术在焦页9井的应用

针对涪陵区块外围探井固井过程中普遍面临的水泥失返、固井胶结差等问题,对焦页9侧钻井准244.50 mm技术套管固井难点进行了分析。采用低密度泡沫水泥浆体系,利用高压气体混合发泡方法,在掺有发泡剂、稳泡剂的嘉华G级水泥浆中直接产生泡沫,通过合理设计注气量,形成了充气泡沫水泥浆固井工艺技术。该项技术在焦页9侧钻井固井中得以应用,一次性注水泥浆成功实现全井封固,泡沫水泥浆裸眼封固段长达1 200 m,井下平均密度1.55 g/cm3,固井胶结质量明显优于漂珠水泥体系。实践结果表明,充气泡沫水泥近平衡固井技术,对解决固井恶性漏失、防止浅层气窜和提高固井顶替效率等具有好的效果。     

超低密度高炉矿渣水泥浆研究

针对油田在低压易漏地层中使用１．４０￣１．６０ｇ／ｃｍ＾３的低密度水泥浆固井存在水泥浆返高不够,固井质量差等问题,结合矿渣膨润土水泥浆。矿渣ＭＴＣ固井技术和多功能钻井液固井技术,利用矿渣和漂珠等材料设计了密度１．２０￣１．３５ｇ／ｃｍ＾３的超低密度矿渣膨润土水泥浆,矿渣ＭＴＣ浆和矿渣ＵＦ浆。     

泡沫水泥固井技术在青海油田的应用

针对青海花土沟油田、油砂山等油田低压油气井地层承压能力低。固井时易发生叠失的特点。固井时采用在漂珠水泥浆中加入FC或TW系列发气剂配制成的化学泡沫超低密度水泥浆．试验结果表明，化学泡沫超低密度水泥浆强度高、稠化时间易于控制。并具有低污染和一定的堵漏性能，能使水泥浆井下密度降低至l-30-1．35g／cm3，井口密度降低至0．90～0．95g／cm2，提高低压易漏地层的封固质量。降低对产层的污染．在青海油田2000～2002年的现场应用结果表明，泡沫固井技术在青海油田的应用已经成熟。从应用范围、应用数量和泡沫固井质量都有明显的提高．固井质量达到原先的预想，表明该泡沫水泥浆较好地解决了青海油田浅、中层低压易漏失井的固井问题．化学泡沫超低密度水泥浆避免了固井补救措施造成的费用。而且节约了大量的机械设备购置资金和维修费用。具有较好的经济效益．     

高性能、低成本化学泡沫水泥浆在青海油田低压易漏井的应用

针对青海花土沟油田、油砂山油田低压油气井地层承压能力低，固井时易发生漏失的特点，固井时采用在漂珠水泥浆中加入FC系列发气剂配制成的化学泡沫超低密度水泥浆。试验结果表明，化学泡沫超低密度水泥浆强度高、稠化时间易于控制，并具有低污染和一定的堵漏性能，能使水泥浆井下密度降低至1.30-1.35g/cm^3，井口密度降低至0.90-0.95g/cm^3,提高低压易漏地层的封固质量，降低对产层的污染。在青海油田6口中、浅层低压易漏失油气井进行了应用，这6口井的漏失非常严重，但是固井质量为3口优质、3口合格，固井质量达到了原先的预想，表明该泡沫水泥浆较好地解决了青海油田浅、中层低易漏失井的固井问题。化学泡沫超低密度水泥浆避免了固井补救措施造成的费用，而且节约了大量的机构设备购置资金和维修费用，具有较好的经济效益。     

漂珠低密度水泥浆在安棚碱井的应用

安棚区块地层破裂压力低，地层易漏失；碱井矿化度高，矿石易溶蚀，导致井壁存在不同程度的“葫芦串”，井径不规则，固井施工顶替效果差。上部井段采用漂珠低密度水泥浆进行固井施工，下部目的层（碱层段）仍使用常规密度水泥浆。漂珠低密度水泥浆配方为：夹江G级水泥 37.5%漂珠 1.8%KJS-1 1.5%KJS-2 0.2%S501。漂珠水泥浆在高温条件下具有足够的稠化时间和良好的流动性，保证了固井施工安全，顺利，现场应用表明，漂珠低密度水泥浆有效地解决了安棚碱井易漏地层长封固段固井难题，确保了安棚碱井的固井质量。2000年固井4井次，上部漂珠段固井1次合格率为100%，碱层段固井优质率达到100%。     

河50丛式井组加密调整井固井技术

河50丛式井组原有42口定向斜井,为挖掘剩余原油潜力,重新布加密调整井35口。针对现实存在的难题,为保证固井质量,选择了增强低密度泡沫水泥浆体系、漂珠微硅低密度水泥浆体系、低失水微膨胀增韧水泥浆体系、滤饼固化成凝饼技术和全橡胶式管外封隔器。目前已在河50断块施工30口井,上部全部采用低密度水泥浆体系,油层全部采用低失水微膨胀增韧水泥浆体系,水泥返至井口,水泥浆封固段2065~3125m,实现了全井封固,没有发生漏失现象。变密度测井显示,固井合格率100%,优质率79%,相比于相邻区块调整井,固井质量优质率提高12%。     

长庆神木区块天然气井一次上返固井技术

长庆油田神木区块天然气井固井难度大,上部刘家沟组承压能力低,下部含气层跨度大,气层活跃,完井改造过程中井筒内压力高。为提高套管串承压能力及密封性,该区块改分级固井为一次上返固井工艺。为解决该区块一次上返固井难题,研发了以GGQ复合减轻材料为主的低密度水泥浆体系封固上部低压易漏层,泡沫防窜水泥浆体系封固下部气层活跃地层。实验表明低密度水泥浆体系受压后密度变化值小,且具有一定的防漏堵漏功能;泡沫防窜水泥浆体系能够有效防止气窜产生。现场应用结果表明,该套体系能够解决神木区块一次上返固井难题,提高该区块固井质量。     

超低密度高炉矿渣MTC固井液试验研究

长庆油田靖安、华池、镇原等地区的低压易漏地层,用1.30~1.50g/cm3低密度水泥浆固井,仍然存在水泥返高不够、固井质量差的问题。利用MTC固井的技术优势,用高炉矿渣、减轻材料漂珠和碱性激活剂设计1.20~1.40g/cm3的超低密度高炉矿渣MTC固井液体系,以解决低压易漏地层的固井质量问题。设计的超低密度矿渣MTC固井液流变性好,体系稳定,稠化时间能满足固井施工要求,在低温和高温下抗压强度高。高炉矿渣激活剂BES-1和BES-2性能良好,能在低温和高温下激活矿渣和漂珠的潜在活性,可提高超低密度矿渣MTC固井液水泥石的抗压强度。     

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。     

化学充氮泡沫水泥浆制备原理与应用

水泥浆漏失低返是国内外低压易漏、裂缝性油气藏固井普遍存在且尚未完全解决的技术难题,泡沫水泥浆是解决固井漏失的一项重要技术。针对化学充氮泡沫水泥浆制备原理尚不清楚、化学发气剂效率低等问题,根据化学热力学和电化学理论,揭示了化学法充氮的原理,研发出高效发气剂LTPN体系。该体系具有发气率高、对水泥浆稠化时间和抗压强度基本无影响的特点,与动物蛋白复合稳泡剂、纳米增强剂等配合使用,可使泡沫水泥浆密度降低至0.95 g/cm3。通过探讨发气剂在水泥浆中的化学充氮规律,研发出高性能化学充氮泡沫水泥浆NFLC体系,经过30余口井固井试验表明,NFLC体系解决了煤层气井固井面临的低压、裂缝性漏失难题,保证了煤层气井水泥浆返高,提高了固井质量,一次性上返到设计高度,固井优质率大于90%,对山西沁水盆地的低压、裂缝性煤储层具有优良的防漏堵漏效果,为低压、裂缝性油气藏固井提供了一种有效的解决方法,具有良好的应用推广价值。      

顺北油气田一区超深井三开长封固段固井技术

针对顺北油气田一区三开钻遇的志留系地层承压能力低、井漏严重,固井一次性封固段长、漏失率高的问题,研究了长封固段防漏固井技术。从地质因素和工程因素2方面进行了原因分析,明确了技术需求。优选高抗挤空心玻璃微珠作为减轻剂,利用颗粒级配原理研制了低密度水泥浆。采用在隔离液中加入不同尺寸纤维的方式,提高地层承压能力;基于对极易漏层的准确判断,开发了适合超深井长封固段尾管固井的“正注反挤”防漏固井工艺。室内试验结果显示:在100 MPa液柱压力下低密度水泥浆的密度增幅小于0.03 kg/L,水泥石抗压强度高于15 MPa,具有良好的承压能力和较高的抗压强度;堵漏型隔离液可将地层承压能力提高1.5 MPa。“正注反挤”固井工艺与低密度水泥浆、堵漏型隔离液结合形成的顺北油气田一区超深井三开长封固段固井技术,在该区10多口井?177.8 mm尾管固井中进行了应用,全部实现了水泥浆完全封固环空,没有漏封井段,较好地解决了固井漏失问题。研究与应用结果表明,顺北油气田一区超深井三开长封固段固井技术效果显著,可解决该区存在的固井难题。      

高强超低密度水泥浆体系研究

国内外利用颗粒级配和紧密堆积理论研究开发了1．20～1．65g／cm^3的低密度水泥浆体系,解决了固井中的技术难题,取得了比较满意的效果。随着勘探开发复杂古潜山油藏、海相碳酸岩盐裂缝油藏,保护油层、保护套管的需要,对水泥浆提出了更高的要求。特别是超深井、高温度、长封固、平衡压力固井施工,要求水泥浆超低密度、高强度、体积不收缩。目前,国内外还没有水泥浆密度低于1．10g／cm^3的超低密度体系的应用报道 。通过采用美国3M公司的高强低密度人造空心微珠,进行了超低密度水泥浆体系的试验,在水泥浆密度达到1．04～1.10g／cm^3时,依然具有较高的强度和较好的水泥浆性能,可以应用到超深井、超长封固的固井施工中.     

厄瓜多尔Parahuacu油田固井技术

厄瓜多尔Parahuacu油田固井时,二界面易发生边底水窜,水泥浆滤液及固相易侵入储层孔喉,采用常规密度水泥浆易发生漏失。针对这些问题,通过模拟冲洗试验,研制了酸性冲洗液、暂堵型隔离液和界面胶结增强剂,配成了多效固井前置液;通过选用空心玻璃微珠、确定液固比设计窗口、控制滤失量和增强防水窜性能,研制出一种防水窜胶乳低密度水泥浆。室内试验结果表明,多效固井前置液能清除井壁95.0%的结构性滤饼,使储层渗透率恢复率超过90.0%,水泥界面胶结强度提高5倍以上;防水窜胶乳水泥浆密度1.74 kg/L,浆体性能稳定,API滤失量不大于20 mL,静胶凝强度过渡时间短于10 min。由上述前置液、水泥浆和相关配套技术措施（如扶正器加放措施、注替方案设计）形成的固井技术,在Parahuacu油田5口井进行了应用,套管居中度达到85.8%,水泥浆环空顶替效率超过95.0%,储层区域未发生水泥浆漏失和边底水窜,固井质量优良。研究结果表明,Parahuacu油田固井技术现场应用效果显著,能解决该油田油层固井中存在的问题。      

井下泡沫水泥浆密度计算模型修正

为准确描述泡沫水泥浆密度与井深的关系,研究了泡沫水泥浆密度在不同温度和不同压力条件下的变化规律。以真实气体状态方程为基础,综合考虑温度、压力对泡沫水泥浆密度的影响,建立了泡沫水泥浆密度随压力和温度变化的计算模型。通过室内模拟试验对建立的计算模型进行了验证和修正,得到了可以定量计算井下任意井深处泡沫水泥浆真实密度的计算模型,对该修正模型进行隐函数积分,便可得到井下任意井深处的泡沫水泥浆真实密度和静液柱压力。修正后的模型综合考虑了温度和压力以及水泥浆泡沫体积分数对密度的影响,可为平衡压力固井设计奠定良好的基础。      

苏里格气田易漏井固井水泥浆体系的研究与应用

苏里格气田单级一次全井段固井技术可有效提高套管串的承压能力,但在部分低压易漏井施工过程中出现水泥浆漏失的问题。为确保水泥浆能够有效封固不同压力地层,避免固井漏失,通过对苏里格气田井漏特点分析,研发出以新型中空球状微末为减轻材料的低密度高强度防漏水泥浆体系。室内评价实验结果表明,该体系具有密度低、抗压强度高、气相渗透率低等特点,在一定条件下,120 h水泥石强度达到18 MPa,360 h水泥石强度超过20 MPa。现场试验5口井,固井施工顺利,水泥浆一次上返井口,未发生漏失,易漏层第一界面胶结良好率超过95%,第二界面胶结良好率超过85%,满足了苏里格气田低压易漏地层单级一次全井段封固的技术要求。     

1.15 g/cm3超低密度水泥浆的研究与应用

针对鄂北工区低压、易漏失地层的固井难题,中原固井公司通过研发轻质水泥,优选高强空心玻璃微珠减轻材料,与超细微硅进行级配,建立三级级配模型,确立了超低密度设计构架。选用AMPS类降失水剂、低密度增强剂、早强剂、缓凝剂等外加剂优化浆体性能,研究出一套高强度超低密度水泥浆配方,该水泥浆适用温度为60~120℃,密度为1.15 g/cm3,失水量为40~42 mL,游离液量不大于1.0%,稳定性密度差为0,300 min内稠化时间可调,呈直角稠化;常压40℃下72 h水泥石抗压强度为12.1 MPa,满足现场施工需求。开展混拌工艺研究,建立了分级混拌工艺,混拌大样与小样水泥浆性能符合率达到了98%,保证了水泥浆性能的稳定。通过在鄂北大牛地区块D12-P42、D17-2及DK13-FP1井等3口井的应用,固井过程中没有发生漏失,固井质量合格率为100%,实现了井筒的完整性,为低压易漏地层固井提供了技术支撑。