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。     

固井水泥浆胶乳的合成及性能评价

针对常用的胶乳水泥浆抗盐性能较差、其性能易因盐侵而大幅下降、不利于水泥浆的泵送作业等问题,以丙烯酸丁酯、苯乙烯、衣康酸和功能单体为原料,利用水溶液聚合法合成了一种适用于固井作业水泥浆的胶乳。对产物进行了红外光谱分析,综合评价了胶乳水泥浆体系的性能。研究结果表明,该胶乳沉降稳定性好,抗盐性能优良,加入到水泥浆中可有效降低胶乳水泥浆的游离液量和滤失量,并有效提升水泥石的力学性能。与丁苯胶乳和氯丁胶乳相比,合成的胶乳综合性能更为优良,可有效解决普通固井水泥浆体系稳定性差、脆性大等问题。     

一种可用于寒冷地区固井作业的抗冻胶乳水泥浆性能研究

对一种可以在寒冷地区进行固井作业的胶乳水泥浆体系进行了详细的性能研究。研究显示,该抗冻胶乳水泥浆具有较好的强度和滤失性能,较短的稠化转化时间,较好的壁面胶结性能,渗透率低,凝胶强度发展快,顶底温差强度高,其水泥浆外加剂具有较低的倾倒点,在温度达到零下15℃情况下,仍然具有较好的流动性,便于油田冬季固井作业。     

一种能有效保障井筒完整性的高强韧性水泥浆体系研究

固井后套管-水泥环-地层会形成一个胶结体,即固井屏障。固井屏障在油气井生产过程中,要受到各种载荷的作用,会导致固井屏障密封系统失效。为保证井筒的完整性,目前主要的解决办法是使用胶乳水泥浆体系,但是该体系有一个较大的缺点就是用量大、费用高。室内通过优选增韧材料GBS-51,其质量分数在2%~5%变化时,水泥浆性能能够满足常规固井作业的要求。为了能够在有效保证固井屏障良好完整性的情况下,降低生产作业成本,将GBS-51与胶乳复配(其中胶乳仅起到偶联剂的作用,用量较少),成功构建了一套高强韧性水泥浆体系,试验结果表明:该韧性水泥浆体系能够有效地控制成本,且适用温度范围广,可以满足不同井底温度的固井作业,形成的水泥石韧性以及其他物理特性优良,有利于保障井筒完整性。     

遇油膨胀水泥浆体系的研究及应用

随着钻井技术的不断提高,各种复杂井、长封固段井、大位移井和非常规页岩井的固井过程中,由于钻井液中混入的油基物质,使套管和井壁表面形成油膜,影响了水泥石双界面的胶结强度,同时也影响着水泥浆的流动性、稠化时间、静胶凝强度和水泥石强度的发展,最终导致水泥浆顶替效率低、压稳失效以及水泥石本身强度和界面胶结强度差,在水泥浆凝固期间发生油气窜,造成层间封隔失败。针对这些问题优选出具有缓水性包衣材料的高吸油树脂和矿物质作为膨胀剂,设计出遇油膨胀水泥浆体系。该水泥浆体系能实现水泥石微间隙或微裂缝的遇油自修复,提高水泥环的胶结强度,阻止地层油气的窜流,实现水泥石的长期完整性。在胜利油田桩西、车西2个油区进行现场试验,油基钻井液有助于提高固井质量。     

一种胶乳水泥浆缓凝剂的合成及性能评价

为满足深井固井对水泥浆缓凝剂的要求,合成了2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸(AMPS)、甲基丙烯酸(MAA)和有机二元酸三元共聚物缓凝剂,经筛选得最佳合成条件为:溶液pH值8~10,AMPS、MAA、有机二元酸质量比5∶4∶2,反应温度110℃,反应时间为3h。室内评价了缓凝剂对胶乳水泥浆体系性能的影响,结果表明:缓凝剂的缓凝效果良好,稠化时间可调,稠化曲线理想;对水泥浆流变性能有一定的改善;能很好的控制游离液量和API滤失量;固化后水泥石抗折、抗压强度高。该合成方法步骤简单,成本低,合成的缓凝剂解决了普通缓凝剂缓凝效果差、不稳定等缺点,应用前景广,更能满足现场的施工要求。     

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。     

防漏堵漏低密度水泥浆室内研究与应用

涪陵焦石坝区块地质结构复杂,漏失严重。韩家店、小河坝、龙马溪等层位的裂缝性漏失尤为突出,固井作业过程中水泥浆漏失严重,导致水泥浆返高无法满足设计要求。为解决固井过程中水泥浆漏失问题,开发研制了一种防漏堵漏低密度水泥浆体系。室内评价结果显示,该水泥浆具有稳定性好、强度高、承压能力高的特性;在压差存在下,水泥浆体系能够快速形成致密薄韧的滤饼,有效阻止水泥浆向地层漏失。现场采用防漏堵漏低密度水泥浆封固直井段,现场固井施工顺利,水泥浆成功返出地面,72h候凝测井结果显示固井质量为优质,说明水泥浆有明显的防漏堵漏功能,具有推广应用空间。     

纳米低密度水泥浆体系在页岩油水平井固井中的应用

江汉盆地盐间页岩油储量丰富,主要采用水平井和分段压裂方式进行开发.江汉油区盐间页岩油水平井固井存在地层承压能力低、极易压漏地层、水平段封固段长易漏失、气层活跃易发生油气水窜、水平段要进行分段压裂等难点,对固井水泥浆的综合性能要求较高.而常规漂珠低密度水泥浆流变性能差、候凝时间长、水泥石强度低,难以满足现场固井质量要求.针对上述问题,开发了一种新型纳米液体减轻剂CP-56,该材料悬浮稳定性好,通过增大水灰比降低水泥浆密度,可迅速与水泥反应产生交联结构,提高浆体稳定性.辅以适当外加剂,形成了密度在1.40～1.60g/cm3的纳米低密度水泥浆体系.室内试验结果表明,该体系浆体流变性好,失水量小,稠化时间可调,防气窜性能好,抗压强度发展快且强度高,防漏能力好;现场成功应用在江汉油田蚌页油1 HF井,固井质量优质,具有良好的推广应用前景.     

盐膏层固井技术在塔河油田的应用--以TK1127井为例

盐膏层的塑性蠕动容易导致缩径、井壁坍塌,盐膏层的溶解会污染水泥浆,从而导致套管下入困难、水泥环质量下降和套管挤毁等固井问题。在分析盐膏层特点和固井难点的基础上,以塔河油田TK1127井为例,阐述了盐膏层固井工艺技术。现场应用表明,利用该技术能够对盐膏层井段进行有效封固。     

Missan油田盐膏层钻井技术

Missan油田盐膏层含有高压盐水层,钻井液密度窗口窄,受其影响,钻井过程中出现了井漏、溢流、井眼缩径等多种复杂情况和事故。为解决这些问题,根据盐膏层蠕变速率和地层破裂压力确定了钻井液密度范围,选用复合有机盐钻井液体系,并进行了抗钙侵、沉降稳定性试验,使用具有井壁修整和倒划眼功能的钻具组合,采用双级固井技术且制定了固井防漏措施。经过现场应用,达到了防止漏失、压稳高压盐水、抑制地层蠕变的目的,固井质量合格,钻井工期从平均100.4d缩短至15.5d。这些技术对策有效解决了窄钻井液密度窗口条件下高压盐水对盐膏层钻井造成的困难,为同类地层钻井提供了经验。     

生物灰低密度水泥浆体系室内研究

深水固井作业面临低温、易漏失等难题,常规低密度水泥浆低温条件下浆体流变性能差、早强强度发展缓慢、水泥石强度大幅降低,严重影响固井胶结质量,为此,开发了一种新型生物灰低密度水泥浆体系:根据紧密堆积理论,结合室内研究,配研制了一种新型增强减轻材料生物灰低密度混合材料;同时优选锂盐复合低温早强剂ACL,辅以适当外加剂,形成了密度在1.40～1.60g/cm~3的生物灰低温低密度水泥浆体系。该体系低温下浆体流变性好、失水小、稠化时间可调,水泥浆在50℃养护12h后抗压强度可达6.0MPa,24h抗压强度可达13.9MPa。该体系在渤海BZ34-9油田B11井应用,固井质量良好。     

双凝双密度水泥浆体系在方正地区固井中的应用

方正地区地层流体分布状况不清，固井封固井段较长，固井质量难以保证。为解决方正地区易漏失及长封固段井的固井质量问题，在分析影响固井质量主要因素的基础上，通过室内试验，优选出双凝双密度水泥浆体系。研究结果表明，当该体系的首浆密度为1．60g／cm3（缓凝剂加量6ml）、尾浆密度1．90g／cm。（速凝剂加量为12％）时，可以降低长封固井段施工水泥浆的液柱压力，减少地层漏失，有效保护油、气层，从而显著提高了固井质量。     

三胶塞固井水泥头在海上高温高压井中的应用

高温高压气井的固井是一个世界级难题,高温高压条件下固井存在水泥浆难以有效压稳地层、容易发生气窜等问题,造成高温高压井段固井质量差,进而影响井筒完整性,不利于气田的高效开发。其中一个原因系固井首尾浆不同体系之间相互接触易发生污染,从而导致水泥浆性能变差,对此通过设计采用了三胶塞固井水泥头装置,利用上、中、下3个胶塞有效地将前置液、首浆、尾浆及后置液相互隔开,减少接触时间和接触面积,有效地保障了水泥浆的性能,实际应用后固井质量明显提高,确保了海上高温高压井的井筒完整性,为后续高温高压井的勘探开发提供了技术基础。     

大位移井易漏失地层固井技术研究

通过分析大位移井固井技术难点,提出了针对大位移井易漏失地层固井作业的相应的技术措施。认为防漏堵漏水泥浆和前置液体系是大位移井易漏失地层固井作业成功的关键。室内针对防漏堵漏水泥浆及前置液体系的性能开展了评价研究工作,重点研究了水泥浆以及前置液的堵漏能力。综合评价结果显示:防漏堵漏水泥浆及前置液的堵漏性能良好,能一定程度上满足易漏失大位移井固井技术要求。该研究可以为大位移井易漏失地层的固井作业提供必要的技术支撑。     

泌页HF1井技术套管固井工艺技术

为提高页岩井固井质量采用了较有效的工艺技术，设计了用于冲洗和防止井垮的冲洗液应用防漏纤维水泥浆，从优化水泥浆体系／安全下套管／固井现场配套施工工艺等，采取有效的施工来保证页岩井固井质量施工证明措施能够满足固井质量的要求，现场效果明显。     

超低密度水泥浆体系研究

针对低压易漏失井的固井漏失问题,研发出一种温度范围45～75℃、密度范围1.10～1.30g/cm3中低温超低密度水泥浆体系（该水泥浆体系由水泥、增强材料、减轻材料以及固井外加剂构成）.对水泥浆体系减轻材料进行了选择性研究,对增强材料及材料的整体粒度分布进行了优化配级研究,并对该水泥浆性能进行了综合测试.该超低度密度水泥浆在52℃下,24h抗压强度大于9MPa,上下密度差0.03g/cm3,流动度18cm,API失水量50ml以内,零游离液,综合性能良好,能够有效解决低压易漏井固井过程中的漏失问题,保证固井施工质量.     

气藏型储气库井安全风险及其应对措施北大核心

为了解决地质条件复杂性给储气库钻井工程带来的漏失、卡钻、固井质量差、周期长、成本高等问题,结合储气库实际地质情况,采取优化井身结构、气体钻井、分层承压堵漏、双级固井,改进固井水泥浆体系(双密度水泥浆固井、柔性自应力水泥浆体系),低压碳酸盐岩储层暂堵及压井技术、超细堵漏水泥浆体系、老井封堵配套技术等技术措施,有效降低了储气库钻完井事故风险、提高了固井质量,同时有效控制了投资成本。研究成果对后续储气库钻完井工程实施具有指导和借鉴意义。     

颗粒级配技术的超高密度水泥浆体系研究

为实现缅甸A地区浅层高压气、低温超高密度的油气井的固井,根据紧密堆积理论的颗粒级配原理,在室内建立了紧密堆积颗粒级配模型,通过在单位体积水泥浆内增加固相颗粒,尽量降低水泥浆的水灰比,实现水泥浆体系密度的增加和水泥浆性能的改善。根据颗粒级配模型,利用室内优选出的加重剂铁矿粉的不同粒度颗粒进行了级配加重试验,利用复配后的加重剂所配置的高密度紧密堆积水泥浆体系性能优良,现场固井质量优良,验证了所建立的紧密堆积模型的可靠性。同时,开发和优选了适合高密度水泥浆的外加剂体系,完成了国内首次密度为2.80g/cm3的超高密度水泥浆体系的研制,加有纤维的高密度水泥浆体系具有良好的防漏堵漏功能。     

大位移井固井技术分析

针对大位移井固井过程中存在的问题,分析了套管居中度、水泥浆体系、顶替效率对固井质量的影响,提出提高套管居中度、实施低密度高强度水泥浆作业、优化钻井液性能、调整前置液结构以及提高顶替技术等措施,从而提高大位移井的固井质量。