低密度水泥浆固井技术

HD28井超深井低密度水泥浆固井技术HD28井是塔里木油田塔北项目部沙雅县境内的一口评价井，该井二开中完井深6365米，井底静止温度122℃，采用Φ200.03mm套管双级固井工艺，固井作业面临裸眼封固段长（一级封固3365米）、压力窗口窄、地层易漏、施工压力高等一系列问题。

介绍了HD28井基本情况，分析了技术难点，采取一系列的技术措施如一级领浆和二级使用漂珠低密度水泥浆体系，现场应用良好，经声幅测井解释固井质量优质，取得了较好的应用效果。

标签：超深井；长封固段；低密度水泥浆；双级固井HD28井是塔里木油田在新疆阿克苏地区沙雅县境内的部署的一口评价井，二开中完井深6365米。

该区块地层压力低、承压能力低，属于低压易漏井固井。

研究出一套在高溫高压条件下不分层、不沉降、流变性良好、强度达到要求的低密度水泥浆体系及配套的固井相关技术，是保障固井施工安全、提高固井质量的关键。

1 HD28井基本概况完井采用200.03mm套管双级固井工艺。

钻井液为聚磺钻井液体系，密度1.27g/cm3，漏斗粘度45s，失水 2.8ml，塑性粘度20mpa·s。

易漏失井段在4495-4695m，地层当量密度为1.35g/cm3。

该井最大井斜24.74°，裸眼井段平均井径256mm，平均井径扩大率6.43%。

2 技术难点2.1施工工艺难点①二叠系地层承压能力低，下套管及固井施工中存在井漏的风险；②斜井斜度大，套管不宜居中，有套管贴边的风险，对固井质量造成影响；③裸眼段长，循环阻力大，施工压力高，存在易漏地层，施工排量受限不容易实现紊流顶替。

2.2 技术措施①合理设计分级箍位置及水泥浆浆柱结构，采用合适的施工排量，减少地层漏失的风险；②优化扶正器的加放，确保套管居中度；③采用平衡压力固井，優化设计施工排量，保持施工的排量和压力稳定，确保施工及候凝整个过程的压力平衡，防止井漏等复杂情况的发生。

3 水泥浆体系设计3.1 难点分析长封固裸眼段对低密度水泥浆性能要求极高，采用Landy-30S漂珠作为减轻材料，由于大量外掺料的掺入，致使水泥浆密度的降低和水泥浆性能发生矛盾，突出表现在：①由于水泥浆中减轻材料的存在，其与水泥浆颗粒比重相差较大，容易产生沉降分层，这样会破坏水泥浆柱的整体均持性，导致水泥石产生疏松凝结，影响水泥石胶结质量。

低密度水泥浆固井技术探讨（大庆钻探钻井生产技术服务二公司，吉林松原138000）低密度水泥浆固井技术的基本原理就是利用水泥浆的低密度性质，发挥通过和填充性，对油井的周围进行有效的填充和密闭，由此保证油井的安全。

在低密度水泥浆的发展过程中，其比例设计和添加剂的合理使用成为了其发展的主要推动力，而且增加了强度的低密度水泥浆也在实际的应用中获得了成功。

标签：低密度水泥浆；配比设计；应用优势1 低密度水泥浆固井思路随着研究层面的拓展，微观力学和宏观力学的研究进一步通过密集堆积的理论，明确了用颗粒材料粒径大小分布调整来提高其宏观力学特性可能。

其原理就是通过对混合物质内的固体粒径的大小和分布状况的调整，使之合理分配和混合，让水泥浆的体系具备更加优良的填充效果，而且让各种粒径的材料实现更好的密集堆积效应，增加水泥浆更多的固相，由此增加水泥浆的性能指标。

这时低密度高强度水泥浆就应运而生了。

其组成不仅仅考虑到了原料的物理性能，也考虑到了水泥浆化学特性。

2 低密度水泥浆的配备设计在试验的过程中发现，低密度水泥浆的试验效果降低，尤其是强度的变化差异的主要原因就是，高速度的剪切和破碎对水泥造成的影响。

因此在低密度水泥的配备的时候，应当控制搅拌器的转速，控制在4000转每分钟，并控制搅拌的时间，这样就可以达到较为理想的试验效果。

研究人员为了使得整个水泥浆系统达到应用的标准，并提高效果，在试验中已经形成了一个系列化的密度配合方案，基本配比的组合形式为：G级石油井水泥，粉煤灰、漂珠、增加稳定剂、水。

在实际的应用中通过改变材料的比例和水量来实现对水泥浆密度的调整。

按照上面的组合形成的不同密度的水泥浆都可以实现固井要求，例如：试验中采用的60%水泥、25%粉煤灰、15%漂珠、2%外加剂，水：灰7:3，这样产生的水泥浆密度为1.43g/cm。

并且利用这一密度的水泥浆对某油田的3口油井进行加固处理，在施工结束后的检测中得到了较好的胶结数据，胶结良好的段占整个井的80%以上。

长庆油田低密度水泥浆一次性上返全井封固技术措施摘要：在长庆油田目前推行体积压裂产层改造工艺，对水泥石强度发展提出较高的要求。

根据甲方需求和环保要求，正注反挤工艺已经不允许作为常规固井手段使用，目前一次封固段长为2000-5000米。

目前长庆市场固井材料和施工价格一降再降，对于固井质量的要求却日趋严格，固井作为石油服务的关键环节，公司经营和生产压力巨大。

使用低密度水泥浆水泥浆一次性上返全井封固能够有效的节约成本，提高固井质量，减少后期补救费用。

主题词：低密度一次上返固井质量1前言目前公司使用的低密度水泥浆体系已经无法满足长庆油田的性能要求，主要表现在：①无法满足一次上返的液柱压力要求；②水泥石强度发展慢；③减轻剂等中低温的外加剂和外掺料用量大、价格较高，造成成本增加。

研发适应长庆地区的低密度水泥浆体系，通过节支降耗提升公司在长庆地区的技术竞争力已迫在眉睫。

通过一年来的攻关，完成了以下工作：一是利用紧密堆积理论进行了低密高强水泥浆充填材料各组分加量计算、颗粒材料优选、不同密度时的颗粒加量确定，形成了以水泥，3M玻璃微珠，粉煤灰，微硅四种颗粒的填充体系。

二是在大量实验调整和对比的基础上，依据测定的抗压强度、流变性、沉降稳定性，进行优选，获得最低密度1.25～1.38g/cm3的低密高强水泥浆体系。

三是进行了水泥浆的综合性能测定，对水泥石的强度发展、水泥石的长期稳定性和水泥石的渗透率进行了实验研究，各项性能指标全部满足预期要求和施工需要。

四是开展了提高低密高强水泥浆防漏堵漏材料的研究。

五是进行了现场混配工艺研究和现场试验。

2 井眼准备（1）通井1）严格执行通井制度，采用双扶通井，按打钻时排量循环洗井，确保井壁稳定、无沉砂、无阻卡；2）通井到底，彻底循环钻井液，注入封闭浆前使用携砂泥浆15-20方，循环一周以上，再在裸眼井段注入高质量的高温防卡防塌泥浆，粘度80-100S，至少封闭二叠系顶部以上100m；如裸眼段太长（4000米以上），应考虑分段注入封闭浆，但井底保证2000米以上封闭浆，二叠系必须全封闭；（2）下套管1）严格控制套管下放速度，易漏井段一般每根不少于45秒；2）下完套管后，小排量顶通，一个迟到周后逐渐提高排量至打钻时的排量并连续循环2周半以上方可施工，循环过程中必须1小时检测一次泥浆密度，粘度等参数，在性能均匀一致的前提下方可作业，否则继续循环调整；3）依据地层、井斜与井径变化合理设计扶正器安放位置及数量，在保证套管能顺利安全下入的前提下，裸眼段只采用铝合金螺旋刚性扶正器，前100米10根1个，100米以后15-20根一个，以提高套管居中度。

文章编号:1001 5620(2006)04 0047 03降低固井水泥浆密度的新技术Fred Sabins(固井解决方案公司(Cement ing Solut ions,Inc),美国)摘要 针对现有低密度固井水泥浆存在的一些问题,介绍了一种有效降低水泥浆密度的新技术,即使用新型密度减轻材料 美国3M 公司生产的中空玻璃微球(HG S)作为密度减轻剂。

介绍了中空玻璃微球H GS 的基本特点,对H GS 低密度水泥浆进行了杨氏模量和抗张强度实验、压力和温度循环下的胶结强度实验、钻穿测试实验及现场测试,并与泡沫水泥浆和硅酸钠水泥浆进行了对比。

实验及测试结果表明,添加了中空玻璃微球H GS 的水泥浆有效地降低了密度,并且其混合、泵送及抗压强度、胶结质量等完全可以满足井下作业的要求。

关键词 固井 固井质量 低密度水泥浆 水泥浆添加剂 中空玻璃微球中图分类号:T E256文献标识码:A针对低密度固井水泥浆的应用日益增多及现阶段常用的一些低密度固井水泥浆存在的问题,提供了一种新的解决方案,即使用新型密度减轻材料 美国3M 公司生产的中空玻璃微球研制的新型低密度固井水泥浆体系。

1 传统低密度水泥浆体系的局限性以水作为密度减轻剂的传统低密度水泥浆最低密度为1.5g/cm 3,并且需要添加能够吸水并保持水泥均相的物质。

虽然这种水泥浆成本低,但其抗压强度低,在强压下无法提供长期层间封隔。

使用空心微珠可以使水泥浆密度降至1.35g /cm 3。

空心微珠是从火力发电的副产物 粉煤灰中通过漂选获得的,因此其质量较差,抗压强度较低(一般上限为13.8~20.7M Pa),闭空率较低,水容易进入使空心微珠密度很难控制,使其应用受到了较大限制。

使用氮气的泡沫水泥浆通常用来防止低压储层的循环漏失。

但其渗透性高,抗压强度低,因此会导致固井失败和更高的完井成本。

而且泡沫水泥浆施工设备较多,使用程序复杂,不易操作,并且存在井内摩阻较大(导致循环漏失)、难以控制固井质量、无法使用声波和超声波测量工具等局限性。

固井水泥浆施工设计摘要：结合某定向井钻井固井基本资料，分析了固井难点，提出了重点固井技术措施，重点对水泥浆技术进行了设计，以为本井固井施工提供依据。

关键词：固井工程；水泥浆；设计某定向井位于济阳坳陷沾化凹陷孤北潜山带中部，四开设计井深：5008m，四开完钻井深：4953m，四开完钻层位：奎山段。

造斜点：3095.23m；最大井斜：42.6，井深：4825.83m；垂深：4534.65m；井底井斜：41.3°，井底垂深：4630.33m，水平位移：1026.28m。

轨迹类型：直（0m-3095.23m）-增（3095.23m-3472.31m）-稳（3472.31m-4953m）。

1固井难点分析该井钻过石炭系并钻入奥陶系八陡组，固井过程中存在井漏风险。

油气层段长（预计4486-4953m），对水泥浆体系及候凝期间的压稳要求高。

固井施工压力窗口窄，施工排量受限，既要考虑压稳又要考虑防漏。

环空间隙小，低密度水泥浆，水泥环薄，对水泥石强度和韧性有较高要求。

悬挂器位置过流面积较小，环空不易循环干净，易引发憋泵或者憋漏地层等复杂情况。

该井水泥浆为低密高强水泥浆体系。

复合钻具，胶塞通过性要求较高，胶塞到底碰压风险较高。

2重点固井技术措施2.1压稳技术措施循环时钻井液进出口密度差小于0.02g/cm³，油气上窜速度小于10m/h，方可进行下套管及固井施工作业。

做好压稳计算，确保固井全过程及侯凝期间地层压稳；候凝期间，根据水泥浆稠化和胶凝时间，环空适当加压保证压稳。

拔出中心管循环出附加水泥浆后，大排量循环钻井液6小时以上，关井观察井口，保证在尾浆失重情况下的压稳。

2.2防漏技术措施严格控制套管下放速度，避免激动压力压漏地层，每根套管纯下放时间不少于30s，送入钻具每柱不少于90s，及时灌浆并观察返浆情况。

套管到位先循环两周以上,井眼循环干净且泵压稳定后再坐挂。

调整好前置液和水泥浆流变性能，降低流动阻力，降低固井漏失风险。