新型胶乳冲洗隔离液试验

如何有效地提高各种高难度复杂井的固井界面胶结质量,特别是固井二界面的胶结质量,是钻井工程需要解决的重大技术难题之一。为经济有效地提高固井界面胶结质量,研究了新型的胶乳冲洗隔离液。试验研究表明,在冲洗隔离液中引入特制的胶乳处理剂后,能够使冲洗隔离液同时具有冲洗、隔离和胶结界面预处理三种功能。通过直接对胶结界面的预处理,能够增强固井液对套管,特别是井壁滤饼的胶结能力,形成致密的胶结层,从根本上提高界面胶结强度。该胶乳冲洗隔离液配方简单,配制成本低,便于现场推广使用。

提高油基钻井液固井质量的冲洗型隔离液技术

油基钻井液条件下固井作业时,一方面,套管和井壁处于"油湿"环境,水泥浆无法实现与二界面良好胶结;另一方面,油基钻井液与水泥浆完全不相容性,直接接触后流变性恶化和稠化时间急剧缩短,危及施工安全。为此,利用表面活性剂协同增效机理和功能材料应用技术,研究出提高油井钻井液固井质量的冲洗型隔离液。室内研究表明,隔离液在1.5~2.3 g/cm^3密度范围内具有良好的流变和稳定性能,耐温达到120℃,洗油效率达到95%以上,能够高效驱替油基钻井液,实现界面润湿反转,与钻井液和水泥浆相容性良好。该隔离液体系在四川地区页岩气油井钻井液条件下固井中成功应用100余井次,固井质量合格率90%以上。该冲洗隔离液能够起到隔离、清洁套管和井壁的作用,提高了油井钻井液条件下的固井施工安全和固井质量。

高效冲洗隔离液DCG在深层气井固井中的应用

由于受地层、井眼条件和高温因素等影响，常规冲洗隔离液无法满足深层气井的固井要求。高效冲洗隔离液DCG具有良好的抗高温及悬浮稳定性，对钻井液、水泥浆具有良好的相容性和稀释作用，流变性好，易紊流，能加重利于压稳，冲洗效果好。室内对高效冲洗隔离液DCG进行了DC冲洗率实验、DG悬浮稳定性实验及DCG相容性实验。结果表明，其性能满足深层气井固井对冲洗隔离液性能的要求，取得了显著效果。

隔离吹洗导压系统弯管流量计

弯管流量计应用于原油等腐蚀性、高粘度、结晶性、熔融性、沉淀性介质测量时,差压测量导压系统中如果采用所测介质直接导压,会产生化学反应、凝固、堵塞等问题,导致不能实现准确、可靠的流量测量。采用隔离冲洗导压系统的方案可以很好地解决弯管流量计在原油等腐蚀性、高粘度、结晶性、熔融性、沉淀性介质测量中产生的上述问题。弯管流量计隔离冲洗测量方案利用其他介质对差压测量进行隔离冲洗导压,使被测介质与差压变送器及导压系统不直接接触,从而保证导压系统不产生化学反应、凝固、阻塞等问题,同时不影响差压的测量,实现差压准确、可靠的测量,从而保证弯管流量计的测量精度。

巴彦河套盆地复杂储层固井技术

巴彦河套盆地储层低成熟度、高渗透、低强度、高泥质含量特性显著,井壁岩性水敏性强,地层不稳定而易垮易漏,固井面临井深、封固段长、顶替效率低、界面胶结差和后期压裂对水泥环力学性能要求高等技术难题,采用界面增强材料DRJ-2S、膨胀增韧材料DRE-4S等固井关键材料,形成了综合性能良好的DRJ-2S批混批注固壁型冲洗隔离液和DRE高强度韧性微膨胀水泥浆体系。研究表明,DRJ-2S批混批注固壁型冲洗隔离液的冲洗效率达96%以上,较清水提高30%以上,且密度为1.60 g/cm^(3)隔离液的7 d抗压强度为9.6 MPa,可明显提高混合流体抗压强度及水泥环界面胶结强度;90℃、21 MPa下,掺有(4%~6%)DRE-4S的高强度韧性微膨胀水泥浆的抗压强度不小于24 MPa,弹性模量不大于7 GPa,线性膨胀率不小于0.02%,具有较强的力学交变适应性。DRE高强度韧性微膨胀水泥浆体系、DRJ-2S批混批注固壁型冲洗隔离液及配套固井工艺技术在巴彦河套盆地规模应用40多井次,平均固井合格率为96.5%以上,推动了该地区整体固井质量大幅提升,为复杂油气井安全高效开发提供了强有力的技术保障,且具有很好的推广应用价值。

吐哈油田丘东致密砂岩气水平井固井技术研究与应用

吐哈油田丘东致密气区块气藏埋藏深,油气显示活跃,压力窗口窄,水泥浆封固段长,固井压稳与防漏难度大;斜井段长、套管下入难度大,套管居中度、顶替效率不易保证;井底电测静止温度达到1 4 0℃、对水泥浆的抗高温、防窜能力、综合性能要求高,后期大规模体积压裂投产对水泥环完整性要求高。针对上述固井难点,通过研发抗高温胶乳防窜水泥浆体系、加重冲洗隔离液,软件模拟套管居中度、浆柱结构与防漏压稳设计,形成了一套适用于该区块的致密气水平井固井技术,现场应用3井次,固井质量合格率达到100%,满足了油田的生产需求。

胜利油田东部油区页岩油气水平井固井技术

胜利油田东部油区页岩油气使用水平井开采,针对高温高压长水平段固井所面临的现场下套管困难、环空界面胶结环境差、施工前井筒漏失、施工后气窜气侵等一系列技术难题,采用两亲冲洗隔离液、纤维膨胀和塑性胶乳防窜水泥浆体系以及相关配套技术措施共同组成了固井技术方案,解决了技术难题。室内实验评价结合现场施工应用,研究成果表明:①两亲冲洗隔离液可有效清除油基钻井液附着套管壁油膜和井壁含油滤饼,改善环空界面胶结环境,为固井质量提供前提保障;②塑性胶乳防窜水泥浆具有低失水、零游离液、沉降稳定性好、防窜性能好、水泥石抗压强度高和弹性模量低等性能优点,有效保证了长水平段固井界面胶结质量;③纤维膨胀水泥浆具有良好的堵漏防漏效果,在固井施工中可实现前期防漏,提高地层承压能力;④优化扶正器、漂浮顶替、环空压稳、辅助下套管等配套技术措施,使长水平段套管居中度得以保证,并解决了水泥浆在候凝失重过程中水平段油层无法压稳的难题;⑤将上述固井关键技术,现场应用于胜利油田东部油区4口页岩油气水平井,固井质量优,后期压裂开采效果好,为今后页岩油气水平井固井提供借鉴。

塔里木库车山前深井窄间隙小尾管固井技术

库车山前是塔里木油田增储上产的重点区域,井深通常在6000~7000m左右,地质条件复杂,已钻遇井最高温度近180℃,最高气藏压力为150MPa。钻井采用五开井身结构,目的层巴什基奇克组专打,厚度较薄,约为200m,采用尾管固井工艺。井深、温度高(120~180℃)、窄间隙(11~18mm)、小尾管约200m,对水泥浆抗温性能、流变性能及力学性能均提出了挑战,同时部分井采用水基钻井液,滤饼厚、清除困难,保证固井施工安全及胶结质量困难。针对以上难点,优选抗高温高强度水泥浆体系、抗高温冲洗隔离液体系,同时配套固井工艺,形成适合库车山前固井的深井窄间隙小尾管固井技术,可大幅度提升环空的冲洗顶替效率,同时水泥浆强度发展快,有利于提高水泥石胶结质量,确保后期负压验窜顺利实施。该技术在大北1101井φ127mm尾管固井中应用,固井合格率为97.2%,优质率为79.4%,负压差33MPa验窜合格,创山前水基钻井液固井质量最高记录。

密度差对水平井固井顶替影响规律数值模拟研究

针对水平井偏心环空冲洗隔离液对钻井液的顶替问题,基于计算流体相关理论与方法,研究了密度差对顶替界面的影响规律。研究结果表明,冲洗隔离液密度相对钻井液负密度差与零密度差条件下,冲洗隔离液在顶替界面窄边严重滞后,顶替界面长度随顶替时间增长迅速,严重影响水平井窄边冲洗隔离效率;冲洗隔离液密度相对钻井液正密度差条件下,重力效应与宽窄边效应影响相反,重力效应超过宽窄边效应影响形成潮汐式流动特征,顶替界面长度随顶替时间增加越来越缓慢,有利于提高水平井窄边冲洗隔离效果。研究结果验证了合理配置冲洗隔离液密度的必要性,为冲洗隔离液的配制以及固井顶替施工提供了理论指导。

中原油田水平井固井技术

根据中原油田地质特征 ,结合国内外水平井固井技术发展状况 ,从优化钻井设计、井眼清洗、套管扶正居中、液体流态、冲洗隔离液及水泥浆性能方面提出了提高水平井顶替效率和固井质量的技术措施。通过 4口井的实际应用 ,取得了较好的固井质量。

安探1X高温深探井小间隙固井技术

廊固凹陷是华北冀中坳陷3大富油凹陷之一,为华北油田主要产油区,其油层埋藏深,温度较高,井身结构复杂。安探1X井是部署在华北冀中坳陷廊固凹陷的1口风险探井,四开Ф127mm尾管下深5494m,地层温度高达177℃,气层活跃,压稳技术难度大,同时环空间隙小,水泥环薄,对水泥浆高温稳定性、防气窜能力以及对水泥石抗压强度衰退问题提出挑战。针对安探1X井固井难点,筛选出抗高温防窜水泥浆体系,其具有良好的沉降稳定性和游离液稳定性,稠化时间可调,防窜性能强,同时具有180℃高温强度不衰退等特点;通过优选高温悬浮稳定剂,形成抗温180℃冲洗隔离液体系,180℃沉降稳定性小于0.03 g/cm^3。在安探1X井Ф127 mm尾管固井中成功应用,水泥浆固井质量良好,为后期华北冀中坳陷的勘探开发打下了良好的基础。

长庆陕224区块储气库井大尺寸套管固井技术

长庆陕224区块地层不稳定,本溪组泥岩段及煤层易出现坍塌,钻井液密度高,接近1.60 g/cm3,技术套管均采用φ244.5 mm大尺寸尾管固井,环空间隙大,冲洗顶替困难,影响水泥石胶结质量。同时储气库井单井注采气量大,工作压力高,长期的注采交变应力作用于水泥环,水泥环的密封完整性不易保证,易出现环空窜流、带压等问题。为此,开发优化了高密度高效冲洗隔离液体系以及韧性水泥浆体系。并在陕224区块靖平22-4-2井φ244.5 mm尾管固井中得到成功应用,固井质量合格率为95.46%,优质率为79.05%,后期注采施工顺利。

延长油田延页平1井固井技术

为了确保延长油田延页平1井固井施工顺利及固井质量,通过静态地层承压试验、优化通并钻具结构、选用四级清油型冲洗隔离液技术,并采用特制的冲洗效果评价装置进行评价,优选固井水泥浆体系等固井技术措施,有效解决了该井固井漏失、套管安全下入及居中困难、井壁油膜清除困难和水平段固井质量难以保证等难题,最终使该井固井顺利,固井质量达到优质。该井页岩气固井技术方案的成功实施,为今后在该油田页岩气井固井提供了很好的借鉴作用。

华北油田束探2X井139.7mm套管半程固井技术的研究与应用

针对束探2X井139.7mm套管固井存在的地层承压能力低、后效严重、水泥浆一次性上返到地面上下温差大,水泥浆易出现缓凝甚至超缓凝等难题,通过采用大温差多凝防窜韧性水泥浆技术、冲洗隔离液技术、平衡压力固井技术等措施,实现了固井"三压稳",提高了冲洗顶替效率,保证了水泥石的早期强度发展及韧性改造,确保了固井施工安全,固井质量合格率100%,优质率80%,为华北油田深井超深井的勘探与开发提供了技术支撑。

早强超低密度水泥浆在致密油井云探1井的应用

针对云探1井Φ244.5 mm套管低压、易漏失地层的固井难题,通过优选高强空心玻璃微珠减轻材料,与超细水泥、微硅粉进行颗粒级配,研究出一套早强超低密度水泥浆配方。水泥浆密度1.20~1.25 g·cm^(-3)之间可调,失水量小于50 mL,游离液量为零,沉降稳定性密度差小于0.02 g·cm^(-3),稠化时间可调,49℃下48 h水泥石抗压强度达到20 MPa。配合高效冲洗型隔离液的应用,冲刷井壁和套管,使原本亲油相变成亲水相,提高了顶替效率。通过现场应用,固井过程中没有发生漏失,水泥浆一次性返出地面,固井质量合格率为99.5%,为低压、易漏失地层固井提供了技术支撑。

松科2井超高温水泥浆固井技术

针对中国大陆科学钻探松科2井超高温固井难点,采用四元共聚型抗高温降失水剂和三元共聚复合膦酸盐类缓凝剂,提高了水泥浆的耐温稳定性,避免了"热稀释"现象带来的风险,通过调整这2种耐高温外加剂的加量,满足了超高温下控制水泥浆失水量和调整稠化时间的要求。同时,根据颗粒级配及紧密堆积原理,对硅砂的粒径和加量进行优化,使硅钙比接近于1,防止超高温下水泥石后期强度的衰退,另外,优选了由颗粒和纤维共同组成的弹韧性材料,提高水泥石的弹韧性。通过合理配比设计出了抗260℃超高温的水泥浆体系,浆体稳定性好,水泥浆上、下密度差不大于0.03g/cm3,稠化时间为200~420 min,失水量小于100 m L,48 h抗压强度大于20 MPa,后期强度不衰退,7 d抗压强度大于38 MPa。优化尾管悬挂固井工艺,严格控制水泥浆密度,确保不压漏地层,采用耐高温高效冲洗隔离液,提高顶替效率,保证施工安全和固井质量。该体系在井底静止温度为260℃,循环温度为210℃的松科2井四开尾管固井中应用,现场施工顺利,保证了固井质量。

全井段封固技术在玉门酒东区块的应用

玉门油田酒东区块二开需要钻穿下沟组K1g2层完钻,固井要求全井段封固,存在高密度、裸眼段长、安全压力窗口窄、套管下入困难等固井难题,为了保障固井质量,针对性地对套管的安全顺利下入、水泥浆体系和固井工艺技术进行了评价和研究,通过现场应用效果良好。