低摩阻水泥浆在长庆气田桃2区块长水平段固井中的应用

普通的减轻材料配制的低密度水泥浆体系存在耐压能力差等缺陷,经井底高压后实际密度有所增加,减轻效果变差。对苏里格区域水平段固井分析,发现常用的轻珠体系施工摩阻明显要高于粉煤灰体系。经评价筛选,调配出以次纳米硅为主要减轻材料,密度1.40 g/cm^(3)的低摩阻水泥浆体系,该体系经高压后密度增加值≤0.04 g/cm^(3),体系稳定,范宁摩阻系数小。在长庆气田桃2-H井3931 m的长水平段固井中使用,有效控制施工起压值18 MPa,在裸眼段增加的情况下,实际施工压力下降5~6 MPa,理论摩阻压力和实际接近,固井质量合格,为长水平段固井施工提供参考基础。

地层渗流水对凝固过程固井水泥浆的侵扰机理

针对老区调整井固井水泥浆受地层渗流水侵扰,降低水泥石层间封隔能力和油田开发效益的工程问题,以及渗流水对凝固过程水泥浆侵扰机理认识不清的科学问题,本研究工作建立了一套水泥浆凝固过程渗流水侵扰试验装置,表征了渗出水电导率、水泥石-岩芯的界面胶结状态;并利用低场核磁共振和电学方法,测定凝固过程水泥浆的孔径分布和孔隙连通性,综合分析渗流水对凝固过程水泥浆的侵扰形式和机理。结果表明:地层渗流水会破坏水泥石-岩芯界面结构,在迎水面水泥石-岩芯界面中段形成1~2 mm缝隙;同时,水泥浆在2.5 h至5.5 h的水化阶段中,离子快速溶入并渗出水,使其电导率由261.44μS/cm增至429.30μS/cm,与渗入水电导率相比增加了312.0%。凝固过程水泥浆的微观结构逐渐由“分散颗粒结构”发展为“凝胶网架结构”,导致其孔隙压力在数小时内迅速降为零,但该凝固阶段水泥浆内部仍存在大量毛细孔且孔隙连通性高达0.59~0.67,极易诱发渗流水侵入凝固过程水泥浆、置换其孔溶液,基于水泥“溶解-成核-沉淀”水化理论,该过程会破坏水泥浆的水化进程和设计性能,并最终降低水泥石层的间封隔能力和固井质量。

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。

偏心机械式振动固井技术在长庆油田的应用

为提高长庆油田注水调整更新井固井质量，试验应用了一种偏心机械式振动固井技术。在室内采用ZD-34电动振动器评价装置对振动器进行室内模拟，对水泥浆振动后的抗压强度、胶结强度、稠化时间、初终凝过渡时间和渗透率进行评价，结果表明，振动后水泥浆稠化时间缩短25％-30％，初终凝过渡时间缩短30％-50％，水泥石24h抗压强度提高10％～14％，胶结强度提高11％～16％，渗透率降低33．3％～43．9％。该技术在长庆油田吴堡区块应用5口井，试验井油水层封隔良好，总体固井优质率提升20％以上。室内实验和现场应用表明，偏心机械式振动固井技术可以有效提高固井质量，具有较好的推广应用前景．

合水区块溢流水平井水平段固井技术研究与应用

合水区块水平井埋深浅,主力油层为长6,由于长期注水开发,油水同层现象普遍,且在钻进过程中水平段存在溢流及漏失,水泥浆在凝固期间容易受地层流体的侵蚀、污染,影响水泥环的胶结质量。突出表现在水平段固井质量不稳定,通过分析,研究出适合的水泥浆体系及固井工艺措施的改进,大大提高了合水区块溢流水平井水平段的封固质量。

长庆油田侏罗系油藏固井技术研究及应用

针对长庆油田侏罗系渗透率相对较高、油水同层、油藏底水活跃的固井难题,研究开发出具有微膨胀、早强、降失水作用的水泥浆体系,经过2010年在靖安油田123口井的现场应用证明,该水泥浆体系具有流变性好、失水量小、稠化曲线呈直角,早期抗压强度高的特点,解决了靖安油田侏罗系固井质量差的难题,固井合格率100%、优质率81.3%,大幅度地提高了固井质量,为甲方快速有效开发侏罗系油藏提供了可靠的技术支撑。

长庆油田超长水平井低摩阻固井技术研究及应用

HX井是长庆油田页岩油某平台部署的一口水平段超5000 m的三维水平井,完钻井深7339 m,水平段长5060 m,创造了新亚太地区陆上油井水平井水平段最长记录。该井超长水平段一次上返固井存在水泥浆流动摩阻大,施工压力高,易携砂堆积憋堵环空等难点。通过研发低摩阻水泥浆体系实现了该井的顺利实施。其中1.35 g/cm^(3)耐压领浆的摩阻较常规膨胀珍珠岩领浆降低20.39%,1.78 g/cm^(3)尾浆较常规过程中高强韧性尾浆摩阻降低27.75%,该体系保证了水泥石的致密性从而提高了水泥石的胶结质量。通过软件模拟优化施工参数,最终该井实际顶替最大施工压力为28 MPa,较同区块水平井平均施工压力降低6 MPa,碰压施工压力降幅达17.6%,有效降低了漏失风险,进一步提升固井质量。

姬塬油田长6储层水平井固井技术研究与应用

长庆油田低渗透油藏目前以水平井开发为主,但受微裂缝发育、超前注水、多段重复压裂等因素影响,固井时平衡压力设计困难,水泥石胶结质量较差,严重制约了单井后期产能。本文对现阶段姬塬油田长6储层水平井开展固井技术研究,针对性引入复合低密度、耐压低摩阻、不分散等特殊水泥浆体系,通过浆柱结构设计、补救工艺优化、优选扶正器等措施得到适应姬塬油田长6储层水平井溢、漏等异常井况下配套固井技术并现场试验,取得的良好应用效果有效提升了姬塬油田水平井固井后水泥环胶结质量。

安塞油田招安区块低温浅水层固井技术研究

安塞油田招安区块受多年长期注水开发影响,200-600 m浅水层水层活跃,地层温度较低,且存在洛河、直罗等承压能力较低的地层,常规密度无法满足一次上返施工条件,低密度体系抗上部地层水侵能力差,强度发育缓慢,水泥浆侯凝过程受地层水影响,导致浅水层固井质量波动。2022安塞油田招安区块施工46口,出图32口,浅水层固井不合格井7口,合格井占比仅为78.1%,为提高安塞油田招安区块低温浅水层固井质量,需对低密度水泥浆进行室内研究与现场试验,满足生产需求。

自愈合水泥在长庆气井小间隙长水平井固井中的应用

针对苏里格气田长水平段Ф114.3 mm生产套管小间隙固井技术难点和开发要求,进行了提高固井质量的技术对策分析。通过水泥环完整性分析,优化弹性自愈合水泥浆体系,水泥浆体系稳定(密度差0.02 g/cm^3)、失水量低(小于30 m L),水泥石具有较高的韧性(弹性模量5.1 GPa,泊松比0.19)和自愈合功能。结合配套工艺技术和顶替模拟优化,水泥浆体系现场应用3口井,固井质量良好,满足后期多级压裂改造的需要,保持水泥环完整性,为气田开发提供关键配套技术。

厄瓜多尔ISHPINGO区块产层套管固井技术

ISHPINGO区块位于厄瓜多尔Oriente盆地东部,属于中高孔、高渗边底水油藏。该区块生产套管固井具有地层流体防窜难度大、井壁泥饼难以清除、油层顶界离上层套管脚近、环空间隙窄、井斜大等难点;固井结束后4~5 d进行投产,对井筒完整性要求较高。针对前期产层段固井质量问题,通过引入触变剂、胶乳、优选膨胀剂、优化水泥浆性能等措施调配出适合该区块的产层套管水泥浆,该水泥浆具有静胶凝早期强度高、发展快、过渡时间短、抗压强度高、微膨胀等特性;同时,使用多效前置液体系、旋转水泥头、旋转浮鞋等固井工艺,形成适合ISHPINGO区块的配套固井工艺,2022年在ISHPINGO区块完成6井次产层套管固井作业,固井质量合格率100%,全井段优质率85%以上4口井。该固井方案可有效解决ISHPINGO区块产层段固井质量问题,确保井筒完整性,满足后续射孔、开采要求,对缩短建井周期和类似产层套管固井作业具有重要意义。

五蛟区块溢漏同存水平井固井技术研究

五蛟区块溢流频发,该区块水平井在水平段钻进过程中极易发生溢流和漏失情况,固井质量难以得到保证。通过对浆柱结构、水泥浆体系性能和技术措施进行全面优化,取得了良好的效果,有效改善了该区块固井质量。1前言随着陇东区块各超前注水区块的开发逐渐深入,注水井数量及注水量逐年增加,地层压力逐渐增大,溢流井数量增加。但由于陇东区块地层承压能力较差,存在多个漏失层位,一旦发生漏失,漏失当量密度与压稳当量密度较为接近,安全窗口较窄。钻井队为缩短钻井周期、控制成本,溢流压不稳,漏失堵不住,给固井带来较大难度。

鄂尔多斯盆地中东部煤岩气水平井固井工艺技术研究

鄂尔多斯盆地中东部本溪组煤岩为天然气的重要源岩,源内非常规煤岩气潜力和规模巨大,2022年天然气勘探项目组实施的两口井显示盆地中东部本溪组煤层展布稳定连续,气测值好,是较好的勘探领域。但目前该类井施工经验少,固井质量不稳定。为探索煤岩气藏勘探开发技术,求取水平井产能,实现盆地中东部接替领域战略突破,2023年长庆油田大规模开展了煤岩气藏水平井攻关实验,针对影响生产套管固井质量的因素进行了分析,并制定了一系列技术措施,现场应用15口井水泥均返出地面,平均应封固段合格率95.26%,平均水平段优质率91.55%,固井质量得到明显提高。

长庆油田固井技术现状及发展趋势的研究

长庆油田固井技术主要包括固井管理技术、固井工程技术和固井质量的检测技术。本文分析了其技术存在水泥浆体系质量较差、井漏、长裸眼井段顶替效率不高等不足的现状,并指出了声幅测井的技术将被淘汰,广声波-变密度测井技术将得到推广的发展趋势。

创新驱动发展视域下油田企业提质增效路径探索——以某固井公司为例

创新驱动发展对于持续提高我国的经济发展质量和效益至关重要,同时也是促进我国创新体系建设的主要组成部分,在油田企业推行创新驱动是促进企业变革和经济发展的重要推动力,只有将创新摆在经济发展的关键位置,才能满足当前的国际贸易市场,从而推动企业的可持续发展。本文基于油田企业提质增效的重要性,深入探讨了创新驱动发展视阈下油田企业提质增效的路径。

用于封固气层的泡沫水泥浆固井技术

鄂尔多斯盆地各气层压力相差较大,气层及气层上下含水,并有膏岩夹层,影响了水泥浆的顶替效率及水泥石的凝固和胶结。试验了多种水泥浆体系,还是出现了下部气层段声幅偏高的质量问题,据统计有40％的井气层或气层上下声幅值偏高。因此,决定采用化学发气泡沫水泥浆封固气层。该泡沫水泥浆体系由发气剂FCA、发气剂FCB、稳泡剂FCF以及缓凝剂FCR、水和油井水泥组成。现场应用表明,化学发气泡沫水泥浆具有浆体均匀稳定、流动性好、抗压强度发展迅速、稠化过渡时间短等特点,对侵入体系的气体具有乳化分散作用,使之形不成通道,有利于防窜。37口井用化学发气泡沫水泥浆封固气层,固井1次合格率达到100％;该防窜体系现场可操作性强,满足了鄂尔多斯气田探井、开发井的施工要求。

苏里格小井眼一次上返固井技术研究

苏里格气田小井眼开发试验井152.4mm井眼下88.9mm油管完井,固井采用一次上返,水泥浆返至地面。固井施工时管内外静液柱压差大、套管内间隙小流动磨阻大导致施工压力高影响顶替效率,并且刘家沟地层承压能力低,顶替过程中易发生漏失,影响水泥浆返高。为解决该问题,研发了高强微珠低密高强水泥浆体系,该体系密度低、强度高、性能稳定,在解决漏失问题的同时还能对地层进行有效封固,满足长期注采需要;并通过前置液后置液技术,提高顶替效率,解决了高泵压低环空返速情况下的顶替效率问题。目前已在苏里格气田使用该工艺完成现场实验3口井,固井质量一次合格率100%,井底未留水泥塞,水泥浆成功返出地面,实现了全井段封固。

固井用高镁废渣微膨胀水泥浆体系

高镁废渣是一种与矿渣性质完全不同的特种固体废弃物。利用等温量热(ICT)和XRD分析了高镁废渣掺量为40%的油井水泥浆体及其硬化体组成,在80℃水浴养护条件下的早期强度不高,但后期强度超过净浆。针对其低早强的特点,研究了不同掺量早强剂对掺渣水泥浆体抗压强度的影响,确定早强剂最佳掺量为3%、降失水剂最佳掺量为1.5%,最终形成高镁废渣微膨胀水泥浆体系。80℃下该水泥浆体系膨胀性能、抗压强度和孔径结构的测试结果表明:其1 d、28 d和90 d的线膨胀率分别为0.006 2%、0.045%、0.061%;1 d抗压强度为18.2 MPa,后期强度超过净浆;掺渣水泥石和净浆水泥石90 d孔隙率分别为22.99%和25.47%,且前者中有害孔数量小于后者,与抗压强度测试结果相吻合;同时高镁废渣微膨胀水泥浆体系的综合性能满足固井施工要求。

安岳气田磨溪009-4-X2井尾管固井技术

针对磨溪009-4-X2井φ177.8 mm尾管固井存在的井底温度高、封固段长、油气显示活跃且跨度长、钻井液密度高且污染严重、下开钻井液密度降低等难题,通过开展加重材料进行优选、对膨胀增韧机理、污染机理、优化工艺参数等研究,形成了高强高密度韧性防窜水泥浆体系、高效抗污染/冲洗隔离液体系及配套工艺技术等措施,解决了顶部水泥浆强度发展慢、高密度水泥石韧性改造难度大、水泥浆与钻井液污染严重、界面胶结质量差等问题,保证了固井施工安全,固井质量合格率为94.5%,优质率为74.8%,解决了固井质量差的难题,为该区块整体固井质量的提高提供技术支撑,为安岳气田高压深井的安全高效开发提供保障。

苏里格南区块小井眼井固井工艺研究

为了提高苏里格南区块小井眼井封固质量,研制了一套适合该区块的纤维防漏水泥浆体系,并设计了一套合理的浆柱结构及固井工艺措施。通过现场实验表明,在SNX平台水泥平均返高由940 m提升至470 m,第一界面固井质量平均合格率为97.5%,第二界面固井质量平均合格率为98.8%。这说明该水泥浆体系及该固井工艺能大幅度提升该区块固井质量,最大程度地满足了该区块全井段封固质量的要求。