赵53井泡沫水泥浆固井技术

因地层压力复杂、邻近断层,赵53井固井施工时存在易发生油气水窜和水泥浆漏失的问题,而且封固段较长.为此,研制开发了密度低、强度大且防窜性能好的新型泡沫水泥浆体系,并对其性能进行了试验研究.该井应用泡沫水泥浆固井施工顺利,固井质量合格.     

塔中碎屑岩井自愈合水泥浆固井技术

塔里木油田塔中区块碎屑岩地层结构复杂、成岩性差、韧性小、脆性高,钻井施工过程中井壁易垮塌、剥落,导致形成“大肚子”、“糖葫芦”等不规则井眼;生产套管固井存在二叠系承压能力较低、易漏,地层油水同层、砂泥互层、砂层薄含油层多、油层水层相隔很近,油水互窜,难压稳,固井质量要求高等难点。针对这些难点,通过水泥浆气窜机理研究,采用硅粉、减轻增强材料BCE-610S、中温缓凝剂BXR-200L、减阻剂BCD-210L、自愈合剂BCY-200S、防窜降失水剂BCG-200L,研究出了密度为1.35 g/cm3的领浆与密度1.88 g/cm3的尾浆。该水泥浆体系具有稳定性好、流动性好、零析水,失水量低（小于50 mL）、弹性模量接近于7 GPa,抗压强度高,防窜能力强等特点。同时优化水泥浆柱结构实现平衡压力固井,应用固井软件模拟提高顶替效率,形成了一套适合塔中碎屑岩井固井的自愈合水泥浆固井技术。塔中4口井固井结果显示,4口井全井封固质量合格,主力油气层段封固优质,有效解决了塔里木碎屑岩固井施工难题。      

哈10-1X超深井固井技术实践

哈10-1X井位于塔里木盆地塔北隆起轮南低凸起西斜坡构造,一级及二级固井前均出现井下复杂情况.为解决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,采用了双凝双密度水泥浆固井,并采用了高密度钻井液顶替技术,以降低施工压力.一级固井采用1.45和1.88g/cm3双密度水泥浆,封固段为3800～6758 m;二级固井采用1.45g/cm3的低密度水泥浆,封固段为0～3001.64m.声幅测井结果显示,技术套管固井质量合格.现场应用结果表明,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.     

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339.7 mm技术套管采用插入法或双胶塞法固井;244.5 mm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;177.8 mm尾管固井,其须家河组气〖JP2〗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;127.0 mm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;177.8 mm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。     

商56-斜209井固井工艺技术

胜利油田临盘地区商56-斜209井钻井过程中，钻遇多段火成岩，并有多层发生漏失。该井井眼不规则，井斜大，流体循环阻力大，给固井施工增加了难度。为此，制定相应的固井工艺技术措施：采用低密度复合外加剂低失水缓凝水泥浆体系与速凝MTC固井工艺配套技术，长封固段固井，平衡压力固井，防水泥浆污染。结果表明，该井固井施工顺利，固井质量优良。     

古潜山致密砂岩水平井钻完井技术

致密砂岩孔渗性低,可钻性差,长水平段水平井钻井难度大。以任丘古潜山致密砂岩第一口水平预探井任密1H井为例,对长水平段水平井钻完井施工中的难点及相应技术措施进行了论述。任密1H井钻进过程中摩阻扭矩大,井眼轨迹不易控制;岩屑上返路程长,易形成岩屑床;要求全井封固,固井难度大。通过钻具组合和钻头优选,应用"螺杆+MWD"定向控制的井眼轨迹控制钻井技术保证了井身质量。应用钻井液技术控制高温、高压滤失量,降低钻井液摩阻系数,保证岩屑悬浮和携带,确保井眼清洁。应用低失水、低敏感性及稳定性好的大温差双密度水泥浆体系配套固井技术有效保证了固井质量。整套钻完井技术保证该水平井中靶率为100%,全井段封固合格率为100%,实现了该区致密储层油气勘探突破。对国内其他地区古潜山致密砂岩水平井的施工有一定的借鉴意义。     

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.     

高强度低密度水泥浆体系的研究

深井、高温井固井施工中水泥封固段顶底温差大，一次封固井段长，易发生水泥浆漏失、低返等问题，固井存在许多困难和风险。依据紧密堆积理论，研究出了低密度水泥浆体系并对其性能进行了综合评价。评价结果表明，该体系具有密度低、强度高，失水量小，流变性及稳定性好，耐高温、耐腐蚀及长效性等特性。现场应用200多井次，结果表明，使用该水泥浆体系，固井合格率为100％，优质率达90％，能有效解决长封固段低压易漏层油气井固井过程中的难点，保证了固井施工质量。     

TK122H井复合尾管固井技术

由于塔河油田开发需要,要求对三叠系水平井的水平井段进行封固。水平井下套管摩阻大,大斜度井段易形成岩屑床,加之要求D177．8mm套管下至A点附近和井眼轨迹复杂,将尾管下到位的难度大;水平井段蹩压坐桂、碰压困难。大斜度井段井径不规则,套管在水平井段和大斜度井段的居中度低,顶替效率差;水泥浆在水平井段,自由水极易聚集在井壁上侧形成连续的水槽或水带或低边水泥颗粒的沉降窜槽,不能有效封固;钻井液中混油的比例高,影响水泥浆的胶结质量。通过TK122H井的复合尾管封固水平井段的固井施工术难点分析,从井眼准备、管串结构、固井液设计等方面提出该井复合尾管固井技术措施。现场实践取得了较好效果,为复合尾管水平井段封固提供有益的参考。     

复合型低密度水泥浆在调整井固井中的应用

复合型低密度水泥浆具有体系稳定、无析水、初始稠度低、流动性能好、密度可调节范围大等特点。吉林油田红岗地区６口井固井中使用该水泥浆体系，有效地解决了固井水泥浆低返及其水窜影响水泥环封固质量问题，使调整井固井质量明显提高，满足了油田注水开发的需要。     

泽74-1X井尾管固井技术

泽74-1X井是利用原上部井眼进行侧钻的1口重点评价井,井身剖面为"直增稳降直"五段制定向井。完钻井深3860m,进入潜山5m,最大井斜41.46°,最大井眼曲率11.03(°)/30m,水平位移574.21m。在?215.9mm井眼内下?177.8mm尾管先期完井,尾管实际下深3859.8m,尾管全长1852.49m,属于超长封固段小间隙井下尾管固井范畴。介绍了下套管固井存在的技术难点,针对该技术难点,优选了水泥浆体系,采取了合理的下套管固井措施。该井固井的成功为今后同类井的固井提供了有益的经验。     

防漏早强韧性水泥浆体系的室内研究

大庆、长庆、克拉玛依等老区油田油气资源埋藏浅、井底温度低,加之长期注水开发等增产措施的广泛应用,储层地质结构复杂、压力系统紊乱,大斜度井、水平井钻遇溢漏同存的几率增加,固井过程中漏喷风险增大,对水泥浆体系提出了更高的要求。从材料学角度出发,利用经过表面预处理的新型油井水泥增强剂DRB-3S的低温增强、自悬浮稳定、混配性好的特点,将其与膨胀材料和抗窜增韧材料进行复配,制得了防漏早强韧性水泥浆体系。实验结果表明,该体系施工性能好,稠化过渡时间短,API失水量小,游离液为0,55℃时4 h抗压强度为7.2~11.5 MPa,还可有效封堵毫米级的渗透和裂缝性漏失,为复杂区块大斜度井、水平井固井质量的改善提供了有力的技术支持。     

乌兹别克复杂水平井固井工艺技术

1-G井、350井是乌兹别克斯坦的第一批水平井,表层套管尺寸大,技术套管裸眼段长,地层异常高温,盐膏层段长,油气层"上喷下漏"导致固井难度极大.经过研究摸索,(4)508 mm表层套管、(4)339.7 mm技术套管采用了插入法固井,采取两凝水泥、稀释钻井液、大排量注替等措施较好地解决了长裸眼大环空内的水泥浆窜槽问题.(4)244.5 mm尾管固井,选用厚壁套管、悬挂简单可靠的外台阶式尾管悬挂器,使用欠饱和盐水水泥浆,采取稀释钻井液、增加水泥浆的接触时间、大排量紊流顶替等措施,达到了封隔地层防止长段膏岩层蠕动之目的.(4)139.7mm完井套管固井,采用管外封隔器带分级箍加盲板的复合结构,使用不渗透水泥浆体系,较好地解决了高渗透油气层的封固问题.350井完井固井工具出现问题后,成功地实施了反向注水泥固井技术.     

长庆油田苏平1井固井技术研究与应用

苏平l井完井方式运用了技术套管一次上返、悬挂尾管和筛管技术。该井技术套管段井眼大、裸眼段长，加上大斜度、小间隙的尾管段．对水泥浆体系的性能要求较高。总结分析了长庆天然气水平井苏平l井的固井技术问题，介绍了苏平l井的井身结构与地层性质。通过研究．确定采用低失水GSJ水泥浆体系。该体系成功地应用在三次工程建井过程中，解决了长裸眼、大灰量、大斜度、尾管小间隙等固井技术问题。固井质量达到工程要求。     

华北油田复杂井固井技术

针对华北油田二连阿南，哈南高压注水采油区块和冀中潜山深井区块固井难度大和固井质量差等问题。华北石油管理局钻井工艺研究院在二连地区采用早强，膨胀和低失水水泥浆，并配合使用套管外封隔器，两凝固井工艺技术。解决了低温高压注水调整井固井作业中存在的问题，提高了固井质量；在冀中地区采用低密度，高强度，零析水，成膜型降失水水泥浆，配合采用双压双凝固井工艺技术，有效防止了井漏，油水互窜等井水复杂事故，提高了固井质量。早强，膨胀和低失水水泥浆低温早强，失水量小于200mL，在凝结过程中能产生有效膨胀，初凝和终凝时间较短，能有效防止气窜及油水互窜，成膜型降失水水泥浆失水量小于100mL，密度和稠化时间易调；有机塑性高分子胶粒在水泥凝结过程中由于被压缩而微膨胀，能有效补偿水泥石孔隙压力，达到防窜，改善水泥石韧性和变形能力的目的。     

大张坨地下储气库注采井固井实践

大张坨储气库是我国的第1个地下储气库,用于调整京津两地的用气量。在储气库区块上的库8井是1口定向井,固井有以下难点:1.地层破裂压力低,易发生漏失;2.地层压力系数低,产层易伤害;3.水泥封固段长,地温梯度高达3.4℃/100 m,且使得上部水泥浆凝固时间长,影响水泥浆胶结质量。针对以上情况,采取了以下措施:1.采用屏蔽暂堵技术,提高地层承压能力;2.采用双级注水泥工艺,一级固井用常规水泥浆密度,二级固井采用低密度水泥浆,主要是漂珠和微硅共同配制的水泥浆体系;3.控制水泥浆失水量和自由水;4.增加套管扶正器用量,保证套管有较高的居中度,提高顶替效率。通过采取以上措施,经SBT测井表明一级固井质量优质,二级固井质量合格。     

深水固井低温水泥外加剂的开发及应用

针对深水固井面临的低温、海底松软地层、浅层流等技术难题,采用单体复配技术开发了新型深水固井低温早强剂PC-DA92S、PC-DA93L,采用悬浮聚合技术开发了低温降滤失剂PC-DG72S。根据南海海域钻探的实际井况,研制出了适合现场应用的2种低温水泥浆,对该水泥浆在深水环境下的性能进行了评价。在南海LH16-1-1井的现场应用结果表明,2种低温水泥浆体系低温早强效果良好,具有失水量小、防气窜能力良好、稠化时间易于调整、水泥浆性能稳定等优点,能够满足现场施工要求,可用于海洋深水表层套管固井。      

河坝1井复杂条件下固井工艺技术

河坝1井在钻进过程中，先后遇到了大段的盐膏层、低压漏失层、高压天然气层等复杂地层．地层压力层系复杂，而且井眼深、封固段长．固井作业难度大。该井综合应用了多种固井工艺技术，根据全井固井施工的突出特点，从长封固段固井、高压气层固井和防止水泥浆污染的技术措施3个方面．总结分析了固井施工的难点以及采取的固井工艺技术措施，包括双级固井、应用防窜高密度水泥浆体系、膨胀管封隔高压气层、平衡压力固井等．并对固井质量进行了评价分析。该井固井施工顺利．固井质量合格，对复杂条件下的深井和高压气井的固井施工具有一定的借鉴意义。     

AWG抗渗固井水泥研究与应用

本文介绍了新型固井材料AWG抗渗水泥的各项物理性能。通过室内实验,确定了AWG水泥体系增强剂、AWG水泥浆体系缓凝剂和分散剂,研究了AWG水泥浆体系的配伍的现场应用及缓凝剂对水泥浆体系性能的影响。AWG抗渗固井水泥属于硫铝酸盐水泥系列的一种新型国井材料,AWG水泥具有速凝、早强、短候凝、抗渗、防水气窜、微膨胀、耐腐蚀、抗锈蚀等特性。通过在大庆油田萨中、萨南东部和杏七区、北一区4口井现场应用表明,使用AWG水泥国井后8h测声幅,得到良好的固井质量,达到国内领先水平。AWG水泥在高、低压共存的多压力层系复杂地质情况下使用,能有效地提高调整井、疑难井的固井质量,适用于调整井、疑难井固井、小眼井固井、各种表层套管固井及海上固井。     

深水固井液体减轻低密度水泥浆体系

与传统的表层固井技术不同,深水表层固井由于受到深水环境和现场条件限制,对固井作业提出了新的要求。针对深水表层固井的难点,开发了一种新型液体减轻剂PC-P81L,并以其为主体构建出了深水固井液体减轻低密度水泥浆体系。室内实验结果表明,PC-P81L作为减轻剂对水泥浆具有密度调节作用,可在1.30~1.70 g/cm3之间调节水泥浆密度;具有高悬浮性,最高可悬浮水灰比为2的水泥浆;具有增强作用,还可以应用于常规密度水泥浆中作为增强剂;具有促凝作用,可在深水低温环境下缩短水泥浆稠化时间。构建的深水固井用液体减轻低密度水泥浆体系,通过增大水灰比降低水泥浆密度,提高了水泥浆的造浆率,减少现场水泥用量;且配方简单,易于调节,外加剂以全液体形式添加,减小了现场工作人员的劳动强度;同时满足深水低温环境下的水泥浆性能要求,为下部钻进提高保障;液体减轻水泥浆体系作业成本较漂珠体系也大幅度降低,满足深水低温条件的性能要求,可适用于深水表层固井。