吐哈油田抗盐水泥浆固井技术研究与应用

吐哈油田的雁木西、神泉、葡北等地区含多段盐膏层,均属可溶性和可塑性地层,易溶解、水化膨胀,造成井径不规则或形成大小井眼,若发生塑性流动,将会使套管受到不均质载荷,引起套管变形,影响油井寿命,给固井带来诸多难题。通过对水泥浆体系配方的优选和性能的研究,开发出了抗盐水泥浆体系。该水泥浆具有抗盐性好、低失水、稠化和凝结时间短、稠化时间可调节范围大、与早强剂等外加剂配伍性好、流动性好、易达到紊流顶替、浆体稳定、强度高等特点。现场应用表明,抗盐水泥浆体系既保证了盐膏层固井的施工安全,又提高了固井质量,特别是解决了第二界面的固井质量问题,为油田的持续改造奠定了良好的基础。

含盐井抗盐水泥浆体系的室内评价和现场试验

吐哈油田神泉油区钻井中须穿越多层厚盐膏层 ,钻井液Cl-含量很高 ,一般为 2× 10 4 ～ 5× 10 4 mg/L ,甚至高达 7.8× 10 4 mg/L ,固井质量一般较差。为此开发了一种抗盐水泥浆体系 ,它由G级水泥 (HSR或MSR)、抗盐降滤失剂SQ 1、缓凝剂SMT、分散剂G6 0 6组成。供 6 0℃、75℃、85℃地层用的水泥浆配方物各项性能良好 ,但密度≤1.85 g/cm3 时沉降稳定性较差 ,被高含Cl-钻井液污染后 (体积比 95∶5 )动切力和静切力有明显变化 ,稠化时间基本不变。在神泉油田 3口井固井中使用密度 1.85～ 1.90 g/cm3 的该体系水泥浆 ,固井质量合格率和优质率均为10 0 %,但水泥浆初稠度大 ,水泥石强度较低。

含盐地层顶管润滑泥浆抗盐及抗渗性能试验研究

为解决高含盐地层盐侵顶管润滑泥浆造成滤失量过大、黏度下降、动塑比下降,导致管周摩阻力增大,影响顶管施工的问题,依托山东省黄水东调二期工程的地质勘察结果,选用凹凸棒土、HV-CMC等抗盐材料,通过配浆试验得到配浆水+5%加量凹凸棒土+5%加量膨润土+0.35%加量NaOH+0.8%加量HV-CMC的泥浆配方。采用抗盐试验和抗渗试验测试盐侵前后黏度、滤失量、抗渗性等指标,得到结论如下:1)钙镁离子由于价位高、水化能力差,盐侵影响大于钠离子;2)润滑泥浆的黏度随盐侵增大而表现出先迅速减小后趋于稳定的现象;3)地层粒径对泥浆抗渗性影响很大,建议泥浆使用前增设原状土中的抗渗性测试。

XSM抗盐抗钙水泥浆体系研究

固井水泥浆中含有可溶性盐和钙离子,严重影响固井质量。以XS粉剂为油井水泥降滤失剂,研究了一种XSM抗盐、抗钙水泥浆体系。通过室内实验表明,该体系具有一定的抗盐、抗钙能力,较好地解决了固井水泥浆中可溶性盐和钙离子对水泥浆的影响,降低了水泥浆滤失量,在配浆水的盐、钙含量高于新疆现场水的情况下,水泥浆各项性能满足了钻井施工的要求。

一种适于盐膏层大井眼固井的抗盐高强水泥浆——以巴西Libra油田为例

针对大井眼盐膏层高压封固段长、环空间隙大、泥浆密度窗口较窄、盐膏层蠕动作用造成胶结质量差等特点,结合前期固井作业问题开展试验研究,确定密度为2.4g/cm^3抗盐高强水泥浆的盐质量分数为15%~20%;根据加重剂的特点及紧密堆积模型,进行3级粒径加重剂紧密堆积设计,确定该密度下加重剂组成为赤铁矿粉和锰矿粉MC200G复配(质量比为4∶1)的加重剂MICD,该加重剂可实现球形加重剂的加重效果,但价格只有球形加重剂的一半;引入了抗盐AMPS类聚合物降失水剂,形成的抗盐高强水泥浆体系具有浆体稳定性能及流变性能好、稠化时间可控、高温下早期抗压强度高等特点,2.3g/cm^3和2.4g/cm^3抗盐高强水泥浆较常规水泥浆的抗冲击功分别提高了23.3%、31.8%,水泥石弹性模量分别降低了20.4%、26.6%,说明该水泥石具有良好的弹性和高抗冲击性,可避免现场作业时水泥环受到应力作用造成的破损,能够确保水泥环的完整性。

R90抗盐水泥浆外加剂研究

介绍了配制饱和盐水水泥浆时盐对国产G级水泥浆性能的影响,包括水泥浆稠化时间、水泥石强度(早期强度和高温强度)、水泥-盐岩界面胶结状态及水泥石膨胀等。根据中原油田深井、高压、低渗透油藏、环空间隙小、盐层等特点研制了R90抗盐水泥浆外加剂,它包括3个主要组分:R906降滤失剂、R904分散剂和R909缓凝剂。室内模拟实验表明,使用加有R90抗盐外加剂的饱和盐水水泥浆固井,基本能满足封固盐岩层的技术指标。R90饱和盐水水泥浆在中原油田4口井进行了现场实验,固井成功率为100％。

G33S型抗盐水泥浆固井技术在吐哈盐(膏)层的应用

吐哈油田西部的雁木西、神泉、葡北等区块的第三系的N_1t、Esh地层含有大段的盐膏层,钻井液滤液的总矿化度分别高达280000ppm、80000ppm、45000 ppm。固井注替过程中钻井液混在水泥浆中,致使水泥浆结构力瞬间增大,易导致固井泵压过高,甚至造成"灌香肠"的恶性事故;而顶替到位的水泥浆与虚泥饼接触,水泥浆长期不凝固。2007年7月开始,为了提高盐膏层固井质量、降低盐膏层固井成本,研究开发了以固体抗盐降失水剂G33S为主的新型抗盐水泥浆体系。截至到2009年,吐哈油田G33S型抗盐水泥浆固井23井次,固井合格率提高到了100%,达到了预期效果,同时固井费用大大降低,得到了甲方的好评。

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/cm^(3)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。

盐探2井固井水泥浆技术

盐探2井是为探明东营地区地下矿盐资源而投资部署的一口重点探采井。针对该井完钻钻井液密度高(1.87 g/cm3)、平均环容小、水泥环薄、井底静止温度高(143℃)、固井封固段长、环空静压力高、钻遇盐水层等复杂情况,经过大量研究与室内实验,优选出了前置液,完善了水泥浆设计方案,开发出了高密度抗高温低失水缓凝增韧水泥浆体系。该水泥浆具有一定的抗压强度、良好的稳定性和较好的失水控制能力,稠化时间易调,其在盐探2井φ177.8 mm尾管固井中进行了成功应用,现场注水泥225 t,施工顺利,固井质量为优,实现了开发目的。

深水巨厚盐膏层固井水泥浆体系研究

墨西哥湾某井深水存在盐膏层,由于深水表层温度低、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、盐膏层的夹层孔隙压力高/压力窗口窄等难点,给固井质量带来挑战。在分析墨西哥湾某井盐膏层特点和固井难点的基础上,表层采用单级首尾浆封固技术。首浆用具有一定抗盐能力的5%KCl全液体减轻剂低密度体系,尾浆用抗盐的10%NaCl+5%KCl聚合物常规密度水泥体系。室内研究表明,该套水泥浆体系适用于LASS系统,抗盐性好,具有良好的流动性、失水可控、稠化时间可调且过渡时间短、防窜等优点,保证了深水盐膏层固井质量。

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5100-5400m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(?)244.5mm/(?)250.8mm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。

新型抗盐复合剂sTe在超长距离海相沉积淤泥质黏土地层水平定向钻工程中的应用

以新型抗盐复合剂配置海水泥浆,减少添加剂的用量,增强泥浆在超长距离水平定向钻海相沉积地层中的稳定性、孔壁支护性、润滑减阻性能,在保证施工顺利的情况下,做到最佳性价比。

却勒103井盐膏层尾管超高密度水泥浆固井技术研究

却勒103井是塔里木油田公司的一口重点评价井,四开中途完钻井深5 640m,盐层石膏发育,860m长裸眼尾管封固,采用Φ177.8mm+Φ182mm复合尾管固井工艺,为解决高压盐水层固井的实际困难,提出了抗盐高密度水泥浆固井施工工艺技术和抗盐高密度水泥浆的设计原则,依据紧密堆积理论原理,根据材料细度不同,合理级配浆体中的固相颗粒,向高密度水泥浆中加入一定比例的超细水泥、硅粉、微硅、超高密度加重剂GM等材料,应用高温、抗盐水泥浆体系,提高水泥浆稳定性,改善水泥浆性能,有利于水泥石的早期强度形成及耐高温抗衰减能力,使用高温抗盐加重隔离液和高强度套管等技术手段,较好地解决了高温、高压条件下的盐膏层固井技术难题。

塔河油田盐层井250.8/244.5mm尾管固井技术

塔河油田对盐下构造勘探开发过程中,固井存在封固段长、上下温差大、盐上地层破漏压力低、部分盐层井存在H2S或CO2等气侵以及盐层固井的特殊要求等问题。采用尾管悬挂固井方式与抗盐、抗高温、低失水、综合性能较好的水泥浆体系相结合的固井工艺来解决问题。现场应用表明,该固井工艺可以解决悬挂超长超重尾管和上述复杂情况下盐层固井问题。

吐哈油田神泉地区盐膏层固井技术

吐哈油田神泉地区地层岩性差异大,含多段盐膏层,易溶解、水化膨胀,造成井径不规则或形成"糖葫芦""大肚子"井眼,给固井带来很大的困难。针对以上固井难点,通过室内研究,形成了一套抗盐、防窜且综合性能好的水泥浆体系,该水泥浆采用饱和盐水配浆,失水量也能控制在50 mL以内,水泥石膨胀率可达18.6%;研制了一种现场配制方便、适用性强的先导浆相容剂,解决了该地区钻井液与水泥浆相容性差的问题,提高了顶替效率;该套固井液体系配合应用三密三凝水泥浆体系,紊流、塞流复合顶替等工艺措施,解决了神泉地区盐膏层固井技术难题,在神泉、胜南、葡北等区块进行了33井次的现场应用,固井质量合格率为100%。

NaCl对水泥浆性能的影响

本文首先分析了盐膏层固井时所遇到的问题,并初步分析了这些问题产生的根源,这与水泥浆体进入盐膏层后稠化时间、抗压强度、失水量有关,并做了NaCl对水泥浆体系影响的实验研究。通过实验研究,初步揭示了NaCl对水泥浆稠化时间的影响和所形成水泥石的抗压强度的影响规律。证实了含NaCl的水泥浆体系的性能发生了很大的变化,从理论上验证了不同的含盐量对上述的影响机理,针对实验的结论,在钻遇盐膏层时除了应该采取恰当的工艺措施外,最重要的是根据地层特点开发出适合该地区的抗盐水泥浆体系.以达到优质固井的目的,为后续采油工程的顺利进行打下良好的基础。

塔河油田盐层井φ206.4mm尾管固井技术

塔河油田石炭系存在盐膏层,由于其具有蠕变特性,造成下套管固井作业安全时间少、形成水泥环质量差以及固井水泥浆性能被破坏等问题,这些难题严重影响了该油田勘探开发的进展。目前,塔河油田开发过程中遇到的最大问题是石炭系盐膏层所造成的固井质量难题。针对上述问题,提出一套适合于塔河油田盐层井的φ206.4mm尾管固井技术,即利用φ206.4mm尾管封隔盐层,下尾管前计算下套管固井的安全时间,对原有井眼进行扩眼施工来提高下套管固井的安全性,应用高抗盐水泥浆解决由盐层的溶解造成水泥浆性能不稳定的问题。通过现场应用表明,该固井技术可以消除盐膏层蠕动给固井作业带来的危害。

聚合物氯化钾水泥浆体系性能评价及应用研究

GK-1井位于江陵凹陷涴市断裂带南岗一号断鼻构造,完钻井深3581m,固井目的层位为含钾石岩、石膏以及芒硝的粉质泥岩地层。使用常规盐水水泥浆固井其与地层的胶结质量差,制约着固井质量的提高。为提高含钾石岩地层的固井质量,利用抗盐降失水剂CG80S、防窜增强剂GS12L、抗盐分散剂CF44S、抗盐缓凝剂H21L以及复合加重剂材料CD26F构建了以10%氯化钾盐水作为配浆水的聚合物氯化钾盐水水泥浆体系,并对聚合物氯化钾水泥浆体系的物理性能和抗污染性能进行了评价。室内试验评价结果和GK-1井的现场应用表明,氯化钾水泥浆体系的性能可以满足含钾石岩以及含石岩、石膏以及芒硝的粉质泥岩地层固井要求,具有推广应用的价值。

海水泥浆体系在跨海工程中的应用

目前陆域水平定向钻进、桩基工程工艺已较成熟,但由于濒海地区特别是海中同时含有岩层和流砂层等复杂地层,仍存在很多技术问题亟待解决。本文结合工程实践,针对海域复杂地层特点开展海水泥浆体系研究与应用,为跨海工程提供有效且可靠的海水泥浆体系。

盐穴储气库楚资1井Φ244.5mm套管固井技术

盐穴储气库楚资1井是楚州区块第1口前期岩盐建库勘探评价井,生产套管下深超过1 800 m。针对区块资料缺乏、地层情况复杂易漏失、井径不规则、需全井封固等问题,在该井固井施工过程中,通过采用优质卤水前置液、优选低温抗盐水泥浆体系、管串结构设计与扶正器安放位置优化等措施,确保了Φ244.5 mm套管固井施工顺利完成,声幅测井结果显示,全井封固段固井质量合格。该井顺利固井为该区块积累了有益的实践经验,为国内盐穴储气库向深处发展提供了借鉴。