富满油田长封固段低摩阻超低密度水泥浆固井技术

为解决塔里木富满油田二开固井裸眼段长、漏失压力低,1.35 kg/L水泥浆固井一次上返成功率低,且水泥浆流变性和稳定性差、早期强度发展慢等技术难题。依据紧密堆积设计理论,通过研究低密度水泥浆用增强剂、优选耐压减轻材料、优化低黏降滤失剂和高效梳型聚羧酸减阻剂等配套外加剂的加量,研制了密度为1.20 kg/L的低摩阻超低密度水泥浆,该水泥浆沉降稳定性低于0.02 kg/L,K≤0.5 Pa·s^(n),n≥0.8;24 h底部抗压强度大于7.5 MPa,较传统低密度水泥浆抗压强度提高50%以上,满足长封固段、高温高压、易漏失井固井对水泥浆性能的要求。低摩阻超低密度水泥浆在富满油田应用了3井次,效果良好,平均固井质量合格率88.0%。研究及现场应用表明,低摩阻超低密度水泥浆可以为富满油田安全高效开发提供支持。

适用于长封固段固井的新型高温缓凝剂HTR-300L

为了解决深井超深井长封固段固井时水泥浆柱顶部缓凝或超缓凝的问题，合成了高温缓凝剂HTR-300L，并对其性能进行了评价。含HTR-300L水泥浆不同温度下稠化性能测试结果及差热分析、热失重分析结果表明：HTR-300L高温缓凝性能良好，高温下分子结构稳定，适用于井底循环温度70-200℃，且可通过调整HTR-300L的加量有效调节水泥浆的稠化时间。不同含盐量水泥浆稠化时间测试结果表明：HTR-300L抗盐性能良好，可用于含盐水泥浆体系的固井作业。对含HTR-300L水泥浆在不同顶底温差下的强度发展、稠化时间、流动度、API滤失量等进行分析发现：含HTR-300L水泥浆大温差下强度发展良好，可解决长封固段固井顶部水泥浆超缓凝的问题；HTR-300L适用温度范围广，且适用于高、低密度水泥浆体系；含HTR-300L水泥浆综合性能良好，且易于调整和控制，能够满足长封固段固井作业的各项要求。

适合长封固段的宽温带缓凝剂的研制

为了降低深井长封固段作业的次数,提高固井效率,研制出一种适合长封固段的缓凝剂KH,其由AMPS与IA单体进行共聚,然后再与有机酸SA进行复配而制得。AMPS能够使聚合物具有很强的耐温抗盐性能,衣康酸能使聚合物有很强的缓凝效果,再与有机酸SA复配,可以得到对温度敏感性非常小的宽温带缓凝剂,通过正交实验得到了共聚物的最佳合成方法,并用IR进行了表征,确定了共聚物的结构。实验结果表明,该缓凝剂对温度的敏感性较小,稳定性佳,对水泥浆和水泥石的综合性能无不良影响,满足固井要求。

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。

四川超深井长封固水泥浆性能研究与应用

针对深井一次性注水泥实现长段封固时高温水泥浆在中低温条件下长时间不凝固的难题,研究出了能抗70～160℃(井底静止温度)大温差的水泥浆,并对其性能进行了研究。结果证明,该水泥浆能保证水泥浆柱顶部水泥石在24 h内具有一定的抗压强度,且浆体稳定,流动性、稠化性能与防气窜性能良好,具有失水量低、不收缩、纤维增韧等特性。现场试验3井次,固井质量良好,该水泥浆能满足高温复杂深井长封固段注水泥的要求。

长封固段低密度水泥浆固井技术

晋古13井是一口井深为4988.56m的奥陶系潜山预探井,三开完钻后,要求在2780-4987,5m井段下入(?)177.8mm尾管进行固井,重点封固好3886-4366m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。

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 80 0～ 12 0 0m ,而丘东 2 7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 3 12 5m ,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 。

准噶尔盆地深井长封固段固井技术研究

通过在准噶尔盆地的长封固段固井技术研究,总结了长封固段固井的固井技术措施,解决了长封固段固井的技 术难题。结果表明:漂珠水泥浆体系可以有效地解决准噶尔盆地的长封固段技术难题,也为长封固段固井技术提供了 新的思路。

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 - 1 (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 - 1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 3 0 %～ 5 0 %。 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 - 1单独使用 ,可配成高密度水泥浆。

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。

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。

裸眼长封固段固井技术分析与实践

本文将主要根据大港油田在固井施工中出现的裸眼长封固段、地层薄弱以及循环压耗高等一些问题进行分析,主要探讨了一下几方面的工作,通过各个渠道收集分析大港油田的地质材料,掌握其地质特点,并从储层物理特性和地层特点等方面分析对固井质量造成影响的因素,最后结合分析结果,在固井和钻井的角度上考虑使用综合性措施,根据不同地区的不同特点,大港油田采用坂土低密度水泥浆体系在在封固层段的上部,部分区域采用复合纤维增韧水泥浆体系进行固井。这些措施都能够有效的处理固井中的问题提升固井的质量。

一种长封固段固井用缓凝剂的制备及性能评价

通过硼酸与共沉淀法制备的镁铝型层状双氢氧化物(Mg/Al-CO_(3)-LDH)进行离子交换反应合成了一种层状复合缓凝剂——硼酸根插层水滑石(Mg/Al-BA-LDH)。采用XRD、FTIR、SEM对其结构进行了表征。评价了其用量对水泥浆体系综合性能的影响。结果表明,制备的Mg/Al-BA-LDH结晶度较好,在pH=4.5下其层间距最大,为0.92 nm。Mg/Al-BA-LDH在90~170℃下能有效调节水泥浆稠化时间,其稠化曲线平稳且呈直角稠化。含Mg/Al-BA-LDH的水泥石24 h低温抗压强度大于14 MPa,掺量为0.5%(以水泥质量为基准,下同)时,7 d强度可达33.97 MPa。在不同温差条件下养护后,顶部水泥石抗压强度正常发展,满足长封固段固井施工要求,Mg/Al-BA-LDH的填充效应以及晶体效应在水泥水化后期起主导作用,促进水泥的水化,有效缓解了因缓凝作用而导致的浆体抗压强度下降。

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φ244.5mm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。

英买2-16井深井长封固段固井技术实践

英买2-16井位于塔里木盆地塔北隆起英买力低凸起英买2号背斜构造,二开完钻井深为5821m,177.8mm技术套管下深5819m,二开采用分级固井,分级箍位置为2996.4m。针对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,采用双凝双密度水泥浆体系固井。一级固井采用以DRF-120L降失水剂为主剂的1.45g/cm3和1.88g/cm3双密度大温差水泥浆,封固段3300～5821m;二级固井采用以DRF-300S为主剂的1.45g/cm3低密度水泥浆,封固段0～2996.4m。声幅测井结果显示,固井质量合格,现场应用表明,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。

Hafaya油田小间隙长封固段固井方案优化

Hafaya油田Yamama层φ177.8 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。

长封固段大温差固井技术研究与实践

当前油气勘探开发对象日趋复杂,深井超深井钻井数量增多,长裸眼、大温差、多套压力系统并存井给固井安全施工及质量保障带来严峻挑战,固井中易出现的超缓凝、固井质量差等问题,影响了深层油气资源的安全高效开发。针对深井长封固段大温差固井技术难题,研究水泥水化机理,结合水泥外加剂分子结构设计,开发出了适用于大温差条件固井的水泥浆降失水剂及缓凝剂,设计了适合不同温差范围的水泥浆体系。通过大温差水泥浆体系、高效冲洗隔离液、提高顶替效率、平衡压力固井、套管安全下入等方面先进适用技术的集成,形成了大温差固井配套工艺技术,在塔里木、西南、长庆、华北等油气田及海外中亚地区成功应用1100多口井,为简化井身结构、降低成本、提高固井质量提供了技术保障。随着勘探开发向深层和复杂地层的深入,大温差长封固段固井技术优势突出,应用前景广阔。

文75X1井长裸眼长封固段小间隙小尾管固井实践

小井眼开窗侧钻技术很好地解决了油水井无法继续进行生产的问题,起到"死井复活"、提高采收率、降低成本的目的。文75X1井是部署在文安斜坡史各庄构造带文75断块上位置的一口小井眼开窗侧钻井,完钻井深3376m,井斜34.64°,裸眼段长达1164 m,下入95.3 mm小尾管固井,存在环空间隙小、封固段长、套管居中度难以保证以及套管安全下入井底难度大等一系列难题,通过采取有效通井措施、扶正器安放提高套管居中度、弹性低密度高强度水泥浆体系技术等固井工艺技术,经质量检测,固井合格率100%,优质率高达92%,为类似的长裸眼长封固段小间隙井小尾管固井质量的技术措施提供参考。

酒东高密度长封固固井技术

为满足勘探开发及后期酸化压裂改造需求,玉门油田在酒东区块布设了定向井,技套要求水泥返至井口,完井采用尾管悬挂,悬挂点选在直井段,悬挂井段超过1000m,该区块完井钻井液密度高,矿化度高、井底温度高、封固井段长,地层安全压力窗口小、井下条件复杂、井眼不规则,固井质量难以保证。为了保证施工安全及固井质量,针对性地对套管顺利下入、管串居中度、水泥浆的稳定性开展室内研究、评价,从提高套管居中、改进注替参数、优化水泥浆性能等方面开展工作。最终形成玉门油田酒东高密度长封固固井配套技术。

钟6斜-10B长封固段固井技术应用分析

钟6斜-10B井是位于潜江凹陷钟市油田西部潜三井区的一口重点开发井，井深2969m，该井二开用Ф215．9mm钻头钻至井深2969m，下入中139．7mm套管，要求水泥返至井深1400m。由于封固段长1565m，水泥浆“失重”时易发生油气、水窜，加之该井油气、水较为活跃，有水层49层，增加了水窜的可能性；此外，该井在2669．51m发生卡钻，处理事故时钻井液中混入大量原油及解卡剂也影响封固质量，该区块钟6斜-9B固井质量没有达到优质。对钟6斜-10B井固井技术进行了研究，根据研究结果，该井选用了驱油效率大于90％的WG-168冲洗液以及双凝、低失水、低析水、高强度的水泥浆体系和其它配套的工程措施，使水泥浆返至井深1028．5m，固井质量达到了优质。