长封固段

摘要： 针对川东北地区长封固段小间隙的防气窜和压稳技术难度高,井下工作液顶替效率低等问题,通过建立高压气井环空气窜预测模型、构建防气窜固井水泥浆体系和优化井下固井工艺措施等方法,有效的解决了该地区的长封固段小间隙固井技术难题。通过上述关键技术措施,在川东北YB、GJ、TN等区块进行了应用,固井质量综合评价皆为合格。采用的技术措施,可为同类井的固井作业提供借鉴。

摘要： 长封固段大温差固井具有一次性封固段长、 封固段底部与顶部温差大的特点,容易导致顶部水泥浆长时间无强度.目前针对大温差缓凝剂的研究较多,其他相关外加剂的大温差性能较少有关注,同时较少有针对100°C以上大温差固井的研究.针对大温差固井的特点,对降失水剂、 分散剂和缓凝剂的大温差性能进行评价和筛选,降失水剂C-G86L和缓凝剂C-H42L具有良好的大温差性能,而分散剂对大温差性能有不利影响.构建了1.4 g/cm3大温差低密度水泥浆体系,并引入丁苯胶乳,提高了水泥石在低温下的强度发展.此体系在温差110°C、 顶部温度20°C下48 h强度达到858 psi(5.92 MPa).

摘要： 针对西南油气田风险探井双探6井采用?177.8 mm+?184.15 mm尾管固井存在井深达7 833 m、封固段长达4 585 m、安全密度窗口窄(0.05 g/cm3)、漏失层分布广、气层显示活跃、温差大(74°C)、油基钻井液与水泥浆相容性差等固井难题,通过采用精细控压平衡法固井工艺设计、固井前降低钻井液密度、设计防漏防窜的浆柱结构、优化三凝高强防窜大温差水泥浆体系等固井工艺技术措施,解决了窄密度窗口下长封固段水泥浆一次性上返难、封固段顶部水泥浆强度发展慢等技术难题.其中,领浆顶部静胶凝43 h起强度,中间浆顶部静胶凝29.9 h起强度,尾浆底部静胶凝5.8 h起强度,水泥浆综合性能满足固井施工要求.固井质量合格率90.4％,优质率47.9％,创造了川渝地区?241.3 mm井眼固井套管最长、井斜角最大、窗口密度最窄等多项新纪录,为西南油气田超深井窄密度窗口长封固段固井提供了技术支撑.

摘要： 以2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸(AMPS)和衣康酸(IA)为主要单体,以水溶液聚合的方法,合成了一种二元聚合物,再混入一定量的乙二胺四甲叉膦酸钠(EDTMPS)复配可制得缓凝剂CRT601,通过实验发现该产品缓凝效果优良,温度敏感性和加量敏感性小,在大温差固井中能使水泥浆柱顶部强度快速发展,适用于长封固段固井.

摘要： 了降低胜利油区近海平台钻井综合成本,保证长封固段技术套管固井质量,通过优选外掺料及外加剂,研发性能优越的复合减轻剂,形成高性能低密度水泥浆体系.实现长封固段井一次上返,从而替代分级注水泥,节约周期,降低成本.研发的实心低密度水泥浆体系密度为1.40g/cm3,50°C情况下养护48h强度达到9.6MPa,现场应用表明,高性能实心低密度水泥浆体系封固段固井质量合格率78％,技术套管固井质量合格,能够满足长封固段技术套管对低密度水泥浆的技术要求.

摘要： 冀东油田部分构造油藏埋藏深、气油比高,油层固井要求按气井考核,且随着压裂工艺的改进,部分构造开始使用体积压裂改造目的层,压裂时井筒压力高,需要水泥一次上返至井口.固井施工经常面临长封固段甚至超长封固段,上下温差可高达70°C以上.大温差固井技术解决了水泥浆体系同时满足在高温的安全泵送和候凝过程中顶部低温强度发展缓慢的问题,缩短了钻井周期,固井质量也得到了有效的保证.在冀东南堡3号构造顺利实施了大温差固井相配套的大温差水泥浆体系、井口压力控制及防漏控制工艺技术,为长封固段固井提供了技术支撑.

摘要： 2018年西部钻探首次在苏里格气田项目经理部的召51区块进行小井眼的开发试验.总共完成9口小井眼的固井施工,固井质量合格率100％.苏里格召51区块属于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡,该区块属于低压、低渗、致密气田,分析固井存在的难点以及风险,进而从固井工艺以及水泥浆体系等方面着手,形成小井眼的固井技术与措施,提高该区块小井眼气井的固井质量.

摘要： 苏里格区块属于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡,水平井开发技术越来越成熟,以往水平井采用三开钻井,固井有表层套管、技术套管、完井套管固井3部分.现在为产能建设成本考虑,苏里格气田地层条件的区块正积极试验和推行二开水平井开发.固井少了技术套管固井,但同时也增加了完井固井施工的难度,针对这些特点,分析二开水平井的固井难点以及风险,制定并完善二开水平井的施工方案,提高二开水平井的固井质量.

摘要： 长封固段大温差气井固井面临水泥浆顶部易超缓凝,水泥环易发生密封失效致环空带压等问题.通过研选抗高温大温差缓凝剂和降失水剂,可满足170°C以低100 °C温差水泥石强度发展要求;优选抗高温弹韧性材料,降低水泥石脆性,增强水泥石弹韧性.研制出大温差弹韧性水泥浆体系,密度在1.50～2.20 g/cm3范围内可调,水泥浆流变性好,API失水量小于50 mL;50°C温差下密度为1.50 g/cm3低密度水泥石72 h抗压强度可至11.5 MPa,60 °C温差下密度为2.20 g/cm3水泥石72 h抗压强度可至15.3 MPa,70°C温差下密度为1.88 g/cm3水泥石抗压强度达17.7 MPa,且水泥石弹性模量均小于7 GPa,抗折强度大干3.5 MPa;水泥环密封完整性评价显示,水泥环可满足90 MPa压力30轮次加卸载密封要求.该大温差弹韧性水泥浆体系在西北油田分公司顺北4井Φ193.7 mm+ф 206.4 mm尾管回接固井中成功应用,一次封固段长5693m,上下温差约105°C,固井质量优质,为其他超长封固段气井固井提供成功范例.

摘要： 针对长封固段固井中存在的大温差条件下水泥顶面超缓凝、固井冲洗顶替效率低等技术难题,有针对性地开展了水泥浆、前置液及配套技术研究,取得了如下成果:(1)形成了最高适用温度200°C,适用温差达到70～100°C,综合性能良好的大温差水泥浆体系,可满足长封固段固井对水泥浆的性能要求;(2)开发了综合性能良好的高效前置液体系,对钻井液冲洗效率超过90％且与钻井液及水泥浆相容性好;(3)形成了长封固段大温差固井配套技术.该研究成果在国内多个油田成功应用,效果良好,为长封固段大温差固井降低成本、钻井提速提供了技术手段.

摘要： 针对长封固段固井中存在的大温差条件下水泥顶面超缓凝、固井冲洗顶替效率低等技术难题,有针对性地开展了水泥浆、前置液及配套技术研究,取得了如下成果:形成了最高适用温度200°C,适用温差达到70～100°C,综合性能良好的大温差水泥浆体系,可满足长封固段固井对水泥浆的性能要求;开发了综合性能良好的高效前置液体系,对钻井液冲洗效率超过90％且与钻井液及水泥浆相容性好;形成了长封固段大温差固井配套技术.该研究成果在国内多个油田成功应用,效果良好,为长封固段大温差固井降低成本、钻井提速提供了技术手段.

摘要： 随着石油勘探开发的深入发展,公众对保护海洋环境提出了更高的要求.海洋钻井裸眼段必须全部封固,以免造成地层流体污染海洋,长封固段大温差井越来越多,增加了固井难度和风险.本文将介绍长封固段大温差固井技术在埕海区块的应用成果,分析总结固井难点及成功经验，长裸眼段固井前，加强井眼处理工作，为固井提供良好的施工环境，低密度高强度双凝水泥浆体系能够满足海上长裸眼段大温差固井的要求，掌握准确的井径数据，合理附加水泥浆量，是确保长裸眼段返高的关键，通过软件模拟，优化施工参数，提高了长封固段大温差固井的施工安全。

摘要： 随钻井技术的发展,塔里木油田台盆区开发井简化井身结构,减少套管层次,致使轮南、东河塘、哈德及轮古等地区开发井裸眼段长达4500m左右,长裸眼固井漏失问题相当突出,并且油层套管腐蚀相当严重.为解决以上难题,塔里木油田开展了长封固段固井工艺技术的研究,优化固井方案,优选水泥浆体系,已经形成了一系列长裸眼、长封固井段固井技术,实现了提高固井质量、保护油层套管,延长油井寿命的目的.

摘要： 缅甸D区块Thingadon-1井Φ244.5mm技术套管固井存在高压油气水层活跃、易漏、长封固段等固井技术难题。针对本井情况，采用梯度多凝防气窜水泥浆体系。封固、压稳气层的技术思路，合理确定水泥浆界面，对抑制地层气体上窜起到了良好的效果，长封固井段同时使用管外封隔器，对防止气窜及提高固井质量取得了良好效果。该体系在缅甸Thingadon-1井固井中的应用，取得了固井优质率54.9％达到了三开固井封固油气层的目的.

摘要： 北32井区地层特点是地层压力系数异常，上部地层胶结疏松、易垮塌，目的层底水活跃且裂缝发育，多套地层含油，水泥封固一千多米。复杂的地质条件和对固井的高要求增加了固井难度，固井质量难以满足要求。2007年又简化了井身结构，而水泥封固段长并没有降低，使得固井难度进一步升级，出现一口井修井。2008年，我们认真分析了北32井区的地层特点，通过总结以往的经验教训，优化水泥浆性能，提高水泥浆防窜能力，完善固井工艺，取得了很好的效果，该区块完井固井质量有了新的突破，已固井的5口井VDL及声幅检测合格率100%，其中优质率60%。

摘要： 针对高温大温差长封固井固井面临的水泥浆顶部低温区域强度发展缓慢、底部高温区域沉降稳定性差、易气窜等固井技术难题.本文以强化粘度效应、悬浮结构、增加活性物质为指导,通过合理设计水泥浆外掺料组成,优选抗高温性能良好的外加剂,最终得到一套密度为1.60g/cm、并可有效解决低温超缓凝及高温易沉降等问题的DLS低密度水泥浆体系.综合性能评价表明该体系API滤失量＜50ML、稠化时间可调、顶部95°C低温区域72h抗压强度达15.59MPa,能够满足静止温度为95～160°C,最大温差达65°C的高温大温差固井施工要求.

摘要： 针对高温大温差长封固井固井面临的水泥浆顶部低温区域强度发展缓慢、底部高温区域沉降稳定性差、易气窜等固井技术难题.本文以强化粘度效应、悬浮结构、增加活性物质为指导,通过合理设计水泥浆外掺料组成,优选抗高温性能良好的外加剂,最终得到一套密度为1.60g/cm、并可有效解决低温超缓凝及高温易沉降等问题的DLS低密度水泥浆体系.综合性能评价表明该体系API滤失量＜50ML、稠化时间可调、顶部95°C低温区域72h抗压强度达15.59MPa,能够满足静止温度为95～160°C,最大温差达65°C的高温大温差固井施工要求.

摘要： 针对高温大温差长封固井固井面临的水泥浆顶部低温区域强度发展缓慢、底部高温区域沉降稳定性差、易气窜等固井技术难题.本文以强化粘度效应、悬浮结构、增加活性物质为指导,通过合理设计水泥浆外掺料组成,优选抗高温性能良好的外加剂,最终得到一套密度为1.60g/cm、并可有效解决低温超缓凝及高温易沉降等问题的DLS低密度水泥浆体系.综合性能评价表明该体系API滤失量＜50ML、稠化时间可调、顶部95°C低温区域72h抗压强度达15.59MPa,能够满足静止温度为95～160°C,最大温差达65°C的高温大温差固井施工要求.

摘要： 针对高温大温差长封固井固井面临的水泥浆顶部低温区域强度发展缓慢、底部高温区域沉降稳定性差、易气窜等固井技术难题.本文以强化粘度效应、悬浮结构、增加活性物质为指导,通过合理设计水泥浆外掺料组成,优选抗高温性能良好的外加剂,最终得到一套密度为1.60g/cm、并可有效解决低温超缓凝及高温易沉降等问题的DLS低密度水泥浆体系.综合性能评价表明该体系API滤失量＜50ML、稠化时间可调、顶部95°C低温区域72h抗压强度达15.59MPa,能够满足静止温度为95～160°C,最大温差达65°C的高温大温差固井施工要求.

摘要： 本发明公开了一种长封固段大温差固井用水泥浆体系，涉及油气田固井材料技术领域。本发明的水泥浆体其组成为74‑88 wt%油井水泥，4‑8 wt%降失水剂，1‑3 wt%悬浮稳定剂，10‑20 wt%高温强度稳定剂，1‑3 wt%缓凝剂；缓凝剂是由乙二胺四亚甲基膦酸钠、硼砂和三元聚合物混合复配而成的；三元聚合物是以甲基丙烯磺酸钠、异戊烯醇聚乙烯醚和马来酸酐为单体，采用自由基溶液共聚法制备得到的。本发明的水泥浆体具有宽泛的使用温度区间，能够满足固井施工注水泥浆井段上下端温度分别为50°C和180°C的整个温度区间内对水泥浆的缓凝作用，且能够保证在顶部50°C的高温大温差的环境下，能够具有一定的强度，避免顶部水泥出现“超缓凝现象”。

摘要： 本发明属于石油工程中固井作业领域，本发明涉及一种适应于长封固段固井用的大温差低导热水泥浆。本发明低导热水泥浆是由G油井水泥：100份；低导热材料：15‑20份；微珠：16‑32份；膨胀剂：2.5‑4份；降失水剂：3‑4份；分散剂：1.5‑2份；缓凝剂：1.5‑3份；消泡剂：0.5‑1份；水：70‑85份组成。本发明所调配的低密度水泥浆体系，是以国产高强度玻璃微珠作为主要减轻剂，加入含微硅的低导热材料降低水泥石导热系数。因此，本发明形成的低成本、高性能水泥浆体系可大大改善深井易漏地层的固井质量，降低水泥环导热系数，提高井筒保温能力。

摘要： 本发明公开了一种长封固段大温差盐膏层固井用的水泥浆及其制备方法，涉及固井工程领域，解决了水泥浆在长封固段大温差盐膏层中综合性能差的问题。本发明的水泥浆由以下物质组成：油井水泥100份，高温稳定剂8‑15份，减轻剂10‑20份，降失水剂1‑4份，分散剂0.5‑2份，悬浮稳定剂0.5‑2份，防气窜剂1‑3份，强度调节剂1‑3份，纤维0.5‑2份，质量浓度为18％的氯化钠溶液77‑100份，缓凝剂0.5‑2份，消泡剂0.1‑0.3份。采用本发明的水泥浆，在长封固段大温差盐膏层固井中具有抗高温、抗盐及防气窜能力强的优点。

摘要： 本发明公开了一种适合于长封固段固井作业的水泥浆体系，各组份以及重量比例如下：水泥100份、微细胶凝材料27～33份、漂珠40～85份、微硅24～29份、降失水剂2～4份、分散剂1～2份、缓凝剂9～16份、水99～137份。本发明技术可靠、现场施工方便、成本低，能满足中高温长封固段条件下固井的水泥浆体系。

摘要： 本发明涉及深井长封固段固井用大温差水泥浆及其制备方法，该深井长封固段固井用大温差水泥浆由以下各组分按重量份配比组成：油井水泥100份、高温稳定剂0.5～35份、密度调节剂0.5～65份、超细胶凝材料0.5～30份、水40～85份、降滤失剂3～7份、缓凝剂0.5～3份、减阻剂0.5～2份、悬浮稳定剂0.5～3份、防窜剂0.5～3份、强度调节剂0.5～3份。本发明具有在大温差固井作业中防超缓凝能力强、滤失水量低、浆体沉降稳定性好、抗水气窜能力强以及水泥石早期抗压强度高的优点，可有效提高长封固段大温差固井质量，保护油气层。同时该水泥浆配比简单，现场应用可操作性强，可在深井复杂区块井推广应用。

摘要： 本发明涉及宽温带缓凝剂技术领域，具体涉及一种长封固段固井用宽温带缓凝剂及其制备方法，主要解决现有缓凝剂在长封固段大温差环境下顶部水泥浆存在超缓凝现象及水泥石强度发育缓慢的问题。该宽温带缓凝剂，由顺丁烯二酸酐、2‑丙烯酰胺‑2‑甲基丙磺酸、二甲基二烯丙基氯化铵和改性胶岭石的四种结构单体组分，采用反相乳液聚合法制备得到聚合物，该聚合物即为长封固段固井用宽温带缓凝剂，本发明实现了在长封固段上下端35°C到160°C的宽温带范围内对水泥浆有效缓凝作用，同时解决了长封固段大温差环境下顶部水泥浆超缓凝及水泥石强度发育缓慢的问题，满足长封固段固井水泥浆一次性上返到设计高度的施工要求。

摘要： 本发明公开了一种长封固段大温差固井用水泥浆体系，涉及油气田固井材料技术领域。本发明的水泥浆体其组成为74‑88 wt%油井水泥，4‑8 wt%降失水剂，1‑3 wt%悬浮稳定剂，10‑20 wt%高温强度稳定剂，1‑3 wt%缓凝剂；缓凝剂是由乙二胺四亚甲基膦酸钠、硼砂和三元聚合物混合复配而成的；三元聚合物是以甲基丙烯磺酸钠、异戊烯醇聚乙烯醚和马来酸酐为单体，采用自由基溶液共聚法制备得到的。本发明的水泥浆体具有宽泛的使用温度区间，能够满足固井施工注水泥浆井段上下端温度分别为50°C和180°C的整个温度区间内对水泥浆的缓凝作用，且能够保证在顶部50°C的高温大温差的环境下，能够具有一定的强度，避免顶部水泥出现“超缓凝现象”。

摘要： 本发明属于石油工程中固井作业领域，本发明涉及一种适应于长封固段固井用的大温差低导热水泥浆。本发明低导热水泥浆是由G油井水泥：100份；低导热材料：15‑20份；微珠：16‑32份；膨胀剂：2.5‑4份；降失水剂：3‑4份；分散剂：1.5‑2份；缓凝剂：1.5‑3份；消泡剂：0.5‑1份；水：70‑85份组成。本发明所调配的低密度水泥浆体系，是以国产高强度玻璃微珠作为主要减轻剂，加入含微硅的低导热材料降低水泥石导热系数。因此，本发明形成的低成本、高性能水泥浆体系可大大改善深井易漏地层的固井质量，降低水泥环导热系数，提高井筒保温能力。

摘要： 本发明涉及一种微膨胀长封固段固井用缓凝剂。其技术方案是包括以下步骤：1）向夹套釜中投入75份水，然后依次加入9份羟基乙叉二膦酸钠，1份柠檬酸搅拌至溶解；2）向釜体内再投入15份硫酸铵，搅拌至溶解即得到产品。本发明利用新型发气类膨胀剂，传统发气类膨胀剂产生气体为氢气，而本发明所述的膨胀剂产生气体为氨气和优选缓凝剂复配，使之不仅具有膨胀剂的作用，而且低温下顶部强度发育快，氨气不仅能产生膨胀作用，而且能加快水泥浆的强度发育，新型微膨胀长封固段缓凝剂尤其适用用页岩气产层固井，而且，本发明提到的添加剂具备三种添加剂的功能，不仅排除了三种添加剂之间的矛盾影响，而且现场使用更加便利和经济。

摘要： 本发明公开了一种长封固段大温差盐膏层固井用的水泥浆及其制备方法，涉及固井工程领域，解决了水泥浆在长封固段大温差盐膏层中综合性能差的问题。本发明的水泥浆由以下物质组成：油井水泥100份，高温稳定剂8-15份，减轻剂10-20份，降失水剂1-4份，分散剂0.5-2份，悬浮稳定剂0.5-2份，防气窜剂1-3份，强度调节剂1-3份，纤维0.5-2份，质量浓度为18％的氯化钠溶液77-100份，缓凝剂0.5-2份，消泡剂0.1-0.3份。采用本发明的水泥浆，在长封固段大温差盐膏层固井中具有抗高温、抗盐及防气窜能力强的优点。