氮气膨胀水泥浆防窜固井技术的研究与应用

固井后的环空窜流会严重影响产能评价、注水效果和油气井产量。对防窜机理进行了探讨。研制开发出了氮气膨胀水泥浆体系,在该水泥浆体系中,氮气膨胀剂由含氮有机物、稳定剂和惰性材料组成,注入井下后,在一定的温度和水泥浆的碱性条件下开始发气。由于稳定剂的作用,氮气形成微小气泡并稳定地存在水泥浆中,形成气体膨胀水泥浆体系。室内评价氮气膨胀剂的常规性能结果表明,氮气膨胀剂的膨胀性能好,与其它水泥添加剂配伍性好,对水泥石抗压强度没有影响。氮气膨胀水泥浆在华北油田、长庆气田和冀东油田等15口井进行了应用,防窜效果明显。

遇水膨胀水泥浆体系的研究与应用

目前水窜是影响胜利油田老区固井质量和石油开采的主要因素之一。为解决该问题,研制出一种遇水膨胀水泥浆体系,其主剂为遇水膨胀剂SDSP-1,主要由耐高温、高压的高吸水膨胀树脂和具有缓水溶性能的包衣材料,经特殊工艺加工而成,通过控制包衣材料有适当的溶解速度,使SDSP-1能在水泥硬化期或形成水泥石以后吸水膨胀。对该性能进行了室内评价,实验测得,加有1.5%SDSP-1的遇水膨胀水泥浆的24 h水泥石膨胀率为0.09%,将该水泥石在淡水中继续养护72 h,水泥石的再度膨胀率为0.56%。该体系在孤东油区的7口高含水调整井进行了应用,与同区块、同类型井相比,二界面合格率提高了30%,证明该遇水膨胀水泥浆能有效提高含水层位的封固质量,起到较好的防水窜作用。同时指出,该体系存在初期稠度发展较快的现象,影响水泥浆的流动性,需进一步完善。

静力作用下灌注膨胀水泥浆套管连接性能试验研究

对灌注膨胀水泥浆套管连接在纯弯和弯剪两种荷载条件下的试验和有限元分析研究。通过试验发现灌注膨胀水泥浆套管连接在静力荷载作用下具有较高的承载力并且具备较好的延性,在有限元分析研究中建立了合理的分析模型,得到了灌注膨胀水泥浆套管连接内浆体及内外管在外荷载作用下的应力分布情况,并与试验结果进行了对比,验证了分析模型的可靠性。

塑性膨胀防气窜水泥浆体系研究与应用

川西高压低渗水平井需压裂完井后投产,对固井水泥浆性能提出了更高的要求。结合川西水平井固井技术需求,通过室内实验优选了膨胀剂、防气窜剂、稳定剂和增塑剂,确定了塑性膨胀防气窜水泥浆体系配方。室内评价结果表明,该体系具有API失水小于30 mL、自由液0 mL、SPN值小于3等性能。XS21-3H等多口水平井油层固井中的成功应用表明,该体系可以满足后期分段压裂投产施工要求。

研究水泥浆膨胀率的新型设备及方法

为解决普通硅酸盐油井水泥硬化后产生"化学收缩"的问题,有人提出了微膨胀水泥浆,研究该水泥浆的关键是解决如何测量水泥浆的膨胀时间及膨胀量的问题,而目前的膨胀率测量标准过于简单,和现场实际相差太远。为此,建立了一套在高温高压环境下评价水泥浆膨胀率变化规律的方法。首先验证了该实验设备的可靠性,然后用其研究了不同配方水泥浆的膨胀规律。研究发现,随着时间的延长,水泥浆先膨胀后收缩,最后趋于稳定;水泥水化后新物质的生成是水泥浆体积收缩的直接原因;除去环境影响,膨胀率变化主要表现在从稠化过渡时间开始点(30 Bc)起到早期抗压强度形成止这一阶段;不同浆体的膨胀及收缩量是不同的。该研究结果对水泥浆膨胀率的进一步深入研究具有指导意义。

致密油藏超长水平井固井水泥石力学性能评价

准格尔盆地吉木萨尔致密油储层具有特低渗、层厚、砂泥岩薄互层发育等特点，采用超长水平井开发，必须对超长水平井段射孔及多级压裂才能实现商业化开采。超长水平井射孔及多级压裂对水泥石完整性会造成不可逆破坏、存在层间窜流 风险。因此，研制了韧性膨胀防窜水泥浆体系，并结合力学软件和室内实验，优化水泥浆的防窜性能和水泥石抗拉强度、抗压强度、弹性模量、泊松比等力学参数。结果表明：优化后的水泥浆体系具有较强的防窜性能，静胶凝值从0Pa上升至200Pa，时间为3.5min;水泥石膨胀率达1.4%,可较好解决微环空问题；水泥石抗压强度38.6 Mpa,抗拉强度4.25 Mpa,弹性模量3616.0 Mpa,泊松比0.37。与常规水泥石相比，优化后的水泥浆体系和水泥石性能既能够确保超长水平井的固井质量，同时又能满足压裂施工后水泥石完整性和封隔性要求。

吉林油田昌37井固井工艺技术

针对吉林油田伊通地区昌37井三开使用油基钻井液钻井和基底存在花岗岩高压气层的特点,分析了该井的固井技术难点,研究了驱油加重前置液和高温微膨胀防窜水泥浆技术,介绍了关键完井工具的配置和使用情况。现场应用结果表明,YJC驱油冲洗液和DG180加重隔离液能够快速高效地清洗残留油基钻井液,提高顶替效率,改善水泥环胶结质量,且压稳了下部高压气层,保障了固井质量;抗高温微膨胀防窜水泥浆过渡时间短、稠化时间可调、高温稳定性好,水泥石致密、抗压强度高,具有良好的防窜和防腐蚀性;一级固井质量合格率为100%,优质率为97.29%;双级注水泥管串、前置液密度和双凝水泥浆结构设计合理,固井施工作业正常,实现了压稳和防窜的目的,该井形成的配套固井工艺技术可在该地区同类井固井中推广应用。

井楼油田复杂井固井技术

井楼油田稠油油藏埋深浅,稠度大,需进行蒸汽吞吐才能开采。由于长期注水、注汽开采,导致地层水十分活跃,井下动态干扰大,在钻进过程中经常发生溢流、井涌、气窜,影响固井质量。采用管外封隔器工艺与快凝早强膨胀水泥浆体系,并配合其他固井技术措施如用低密度水泥浆替代“清水”用作冲洗液、采用小排量进行替浆和优化固井设计相结合,有效地解决了井楼油田稠油浅井复杂井的固井质量差的难题。

风化店油田二次开发固井技术

风化店油田采出程度高、综合含水高、油层间隔小、层间矛盾突出,给老油田二次开发工程中的固井质量提出了更高的要求。针对固井难点问题,从压稳、承压、防窜、膨胀等方面入手,摸索出了加重隔离液、变排量顶替等调整环空浆柱结构的设计方法,形成了以固体降失水、组合膨胀水泥浆体系为核心的固井配套工艺技术。现场应用表明,该技术有效解决了层间固井封隔质量差的难题,现场实施5口井,固井质量优质率较以往提高了37.2个百分点,满足了油田二次开发对固井质量的要求。

LG地区超深井固井工艺技术

LG地区气井的井筒条件复杂,大尺寸套管固井、多套压力体系的长封固段固井、高压气层的油层套管固井难度极大。为解决以上难题,通过优化固井施工程序,进而从水泥浆的体系、套管的安全下入、附件的优选与应用、现场施工技术措施等方面进行了研究,摸索出339.7mm技术套管采用插入法或双胶塞法固井;244.5mm单级长封固段固井,用合理的浆柱、两凝防漏早强水泥浆达到了封隔地层、防止气窜的目的;177.8mm尾管固井,其须家河组气层显示相当活跃,采用两凝或三凝的抗硫、早强、直角稠化、防气窜、防漏失的双密度水泥浆体系保证了油气层的封固质量;127.0mm尾管段含高压气层,采用抗高温早强、复合多功能纤维的加砂抗硫水泥浆成功地实现了高压气层的封隔;177.8mm套管回接固井,采用低失水、早强、微膨胀的水泥浆保证了回接固井质量。

厄瓜多尔TAMBOCOCHA油田固井技术研究与应用

TAMBOCOCHA油田主力油层M1层产量高(平均产油量为300~800 m^(3)/d),油水活跃,采用旋转尾管固井,φ215.9 mm井眼下φ177.8 mm尾管,环空间隙窄,后期完井试采措施的开展及产能建设对底水油藏固井质量要求高。为此开展复合酸性前置液体系、强触变微膨胀胶乳水泥浆体系及相应固井工艺技术措施研究,并通过33口井的现场试验,形成了厄瓜多尔TAMBOCOCHA油田油水活跃油藏固井技术,提高了该油田底水油藏固井封固质量,并对国内底水油藏及高含水调整井防水窜固井具有一定的借鉴意义。

金斜9井油层套管固井技术

针对金斜9井的地质特点及钻井过程所遇到的复杂情况，细致的分析固井可能存在的难点和一些不确定的因素，通过平衡压力，多层次冲洗，水泥浆的优化，井眼准备，下套管居中等技术成功的解决了欠平衡钻井的固井施工问题。介绍了主要固井技术及固并质量状况，找出了存在的主要问题，提出了一些改进的建议。

套管外封隔器技术发展及应用

随着石油开采的不断发展，地层压力变得日益复杂，套管外封隔器得到了越来越广泛的应用。该文简要介绍了套管外封隔器的基本结构及原理，对比了水力膨胀式和水泥浆膨胀式套管外封隔器的优缺点，分析总结了套管外封隔器的使用目的和适用情况，概述了完井管柱和注水泥内管柱的组配设计，分类描述了管外封隔器的现场应用，评价了管外封隔器注水泥施工的优势和风险。目前的管外封隔器存在着一定的缺点，需要进一步改进以满足更广泛的使用要求。

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。

乾安地区调整井固井技术

多年来，乾安地区调整井固井技术难题一直作为吉林油田的重点攻关方向．由于调整井分布的区域、油层埋藏深度、地质情况各不相同．所以所做工作重点和技术也有所侧重。该区块属于生产老区。井深在1800—2500米，封固不好，存在着不合格井，固井质量比较低，从地质资料看，该地区青山口组和泉头组地层油气水十分活跃，层间夹层薄，为解决该地区固井难题，采取了一定的技术措施，如双凝双密度的水泥浆体系，首浆G级原浆．尾浆研究了降失水体系和微膨胀降失水体系．固井还采用常规纤维水泥浆体系、常规防气窜水泥浆体系、低密度水泥浆体系并配合相应的固井施工技术。明显的提高了调整井的固井质量．具有较好的推广价值。

TAMBOCOCHA 43区块尾管固井难点及对策

厄瓜多尔TAMBOCOCHA区块单井日产量300~1100t。因开采需求导致井身结构特殊,φ244.5mm技术套管下深距产层小于30m,随钻井径数据失真严重,水泥浆用量难以确定,φ177.8mm尾管固井施工风险高。下尾管前不通井、窄间隙顶替效率低、产层油水活跃等问题导致固井质量难以保证。通过对复合前置液体系设计,微膨胀胶乳水泥浆体系研究及窄间隙旋转尾管固井施工工艺研究,形成了TAMBOCOCHA区块底水油藏旋转尾管固井技术,该技术有助于尾管下入到位,准确估算裸眼段环空容积,有效提高套管居中度;前置液冲洗效率为93%,水泥浆12h抗压强度为36.4MPa。现场应用15口井,固井质量优质率达95%,为强底水油藏大斜度小间隙井固井提供技术支撑,解决了厄瓜多尔TAMBOCOCHA区块特殊井身结构的固井难题。

Thingadong-1复杂高压气井大尺寸套管固井技术

Thingadong-1井是缅甸D区块上的一口预探井,在钻至井深1 712.32 m处时发生了气侵溢流,用密度为1.48 g/cm3的钻井液建立了井下压力平衡。电测解释有水层14套、含气水层19套、气水同层1套、二开井底气层1套(裸眼测试)。下套管结束后循环钻井液时发生了失返性漏失,低排量间断性地泵入堵漏浆264 m3后静止堵漏46 h,堵漏成功(未验证井下承压能力)。施工后的水泥浆在失重状态下,气侵、水窜等因素易影响固井质量。应用低黏度、低切力先导钻井液,加重隔离液,微膨胀、非渗透、多凝阶梯密度防漏防气窜水泥浆体系等技术措施,完成固井施工作业。在施工中漏失5 m3水泥浆,随着水泥浆的漏失,浆体中的橡胶堵漏剂和纤维堵漏剂发挥了防漏堵漏效果。产层段封隔优质,满足了测试要求。

预应力灌浆套管中初始应力分布理论分析

基于弹性力学理论,对预应力灌浆套管中由于水泥浆体膨胀引起的初始应力分布进行了推导,给出了其解析解,并通过算例分析讨论了初始应力随水泥浆体自由膨胀率、钢管尺寸、水泥浆体厚度等因素的变化规律。结果表明:内管与水泥浆体界面初始法向应力小于外管与水泥浆体界面初始法向应力,但二者均随水泥浆体自由膨胀率的增加呈线性增大;内、外钢管与水泥浆体界面初始应力随内、外钢管径厚比的减小呈非线性增大,曲线呈下凹形;内、外钢管与水泥浆体界面初始应力随水泥浆体厚度的增大呈非线性增大,曲线呈上凸形。

江苏海安管外封隔器固井技术研究与应用

现江苏海安凹陷曲塘次凹东南斜坡带薛家庄断块、红阳断块水层、油水同层多,有多达9-10层的,位置浅,能量比较大,严重影响水泥浆凝固质量,且甲方对对固井质量要求很严,为更好的站稳江苏海安市场,特有针对性的研究管外封隔器固井工艺技术。针对该地区固井特点,水泥浆中加入降失水剂、早强剂等,形成早强微膨胀油井水泥浆体系;采用管外封隔器封隔油气水层,在注替水泥浆完成后,通过水泥车打压到一定压力,胀开封隔器,以达到在水泥浆候凝期间,防止油气水侵,提高水泥浆的封固质量。现场应用该工艺技术6口井,固井合格率100%,优质率>80%,填补了浙江油田管外封隔器固井技术应用空白。

浅议大斜度井水平井固井

本文针对张家垛曲塘区块地层特点,对该区块大斜度井及拟水平井固井存在的问题进行了研究。由于大斜度井和水平井对水平段的水泥浆性能要求高,从环空存在微间隙问题进行了研究分析,从而设计具有膨胀性能的水泥浆体系,对水泥浆失水性能及要求、套管居中以及紊流顶替等注水泥工艺等方面进行攻关研究,为了提高顶替效率,更好的冲刷井壁和携带岩屑,使用性能良好的冲洗液、隔离液,并且保证在替量过程中冲洗液达到紊流状态。对固井参数进行了优化,采用低失水、微膨胀水泥浆体系,使用双凝水泥浆结构,严格控制水泥浆自由水,在实际现场应用均取得良好的效果。