陇2井高温气井固井技术.pdf

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1、第37卷第4期钻采工艺Vol_37NO．4DRILLING＆PR0DUCT10NTECHN0L0GY·99·陇2井高温气井固井技术刘小利，谢箴，周兵，(1川庆钻探工程有限公司钻采工程技术研究院2低渗透油气田勘探开发国家工程实验室3中国石油集团工程设计有限责任公司西南分公司)刘小利等．陇2井高温气井固井技术．钻采工艺，2014，37(4)：99—101，l12摘要：陇2井为长庆油田在陇东区块部署的一口高温气探井，完钻井深4960m，生产套管固井要求全井段封固，固井施工存在井底温度高(井底静止温度130~C)，水泥浆体系需要具备抗

2、高温性能；上下温差大(80℃)，低密度水泥浆体系易发生超缓凝现象；一次性封固段长，防漏压稳难度大等技术难题，通过高温降失水剂CA11一GFL及高温缓凝剂G410一GHN研发，形成了抗高温低密度／常规密度水泥浆体系及配套固井工艺技术，并在陇2井进行了现场施工，产层段固井优质率95％，低密度封固段优质率75％，满足了后期储层改造的需要，为长庆油田陇东区块高温气井开发提供了有力的技术支撑。关键词：长庆油田；气探井；陇2井；高温水泥浆体系DOI：10．3969／J．ISSN．1006—768X．2014．04．31随着长庆油田陇东区块

3、勘探开发的不断深入，为了寻找子结构与超分子结构，从而获得耐温性能良好的聚合物。砂岩岩性气藏，落实石盒子组盒8段、山西组山1段砂岩储(3)在聚合物中引入水化能力强、对阳离子吸引力较弱层发育及含气情况，部署了部分高温气探井，其中陇2井完的阴离子基团以提高聚合物耐温性能。钻井深4960m，井底电测温度130~C，生产套管固井要求水根据上述思路，选用耐高温高分子单体AMPS与耐高温泥全井段封固，固井施工存在如下技术难点：①井底温度高，大分子基团和吸附基团按一定比例，在一定条件下共聚反应高温下水泥浆体系性能难以保证，要求外加剂具备抗高温

4、性制得油井水泥抗高温降失水剂G41l—GFL。能；②要求水泥浆全井段封固，上下温差大，低密度水泥浆体1．2性能评价系易发生超缓凝现象；③封固裸眼段长，上部刘家沟属于低表1高温降失水剂加量与滤失量的关系数据表(100℃／7MPa)压易漏地层，钻进过程中发生不同程度的漏失，防漏压稳难序号高温缓凝剂高温降失水剂失水量度大；④高温条件下，水泥石强度衰减较快；⑤低密度水泥浆G4l0一GHN加量G411一GFL加量／mL体系封固段长，要求水泥浆体系高温稳定性好。lO．15％0％176为了提高陇2井固井质量，通过室内研究及现场应用，20．1

5、5％1．O％70形成了适合陇东高温气探井配套高温固井水泥浆体系及配30．15％1．1％52套施工工艺技术，为陇东区块气井的勘探开发提供有力的技40．15％1．5％35术支撑。50．15％1．8％3060．15％2．O％20一、高温防窜水泥浆体系研究70．15％2．2％201．高温降失水剂的研制注：水泥浆体系配方为常规密度水泥浆体系：G级水泥+高温缓凝剂G410一GHN+高温降失水剂G411一GFL+H20。1．1技术思路(1)具有耐温单体结构单元，并引入具有抑制水解、络合通过表1可以看出，随着油井水泥高温降失水剂G411高价阳

6、离子、提高大分子链的刚性和水化能力等作用的功能一GFL加量的增加，水泥浆API失水逐渐减小，当加量为性结构单元。1．5％时，水泥浆API失水为35mL，在较小的加量范围内具(2)分子间具有特殊相互作用的缔合型聚合物，利用大有良好的高温降失水性能，同时G411一GFL为干粉，满足干分子间氢键、与疏水缔合等作用力，使聚合物具有特定的分混工艺要求，方便了现场施工。收稿日期：2014—03—14作者简介：刘小利(1982一)，固井所副所长，2007年毕业于长江大学石油工程学院油气井工程专业，主要从事固井工艺、固井工具、水泥浆体系等方面

7、的研究开发工作。地址：(710021)陕西省西安市未央区长庆兴隆园小区川庆钻探工程有限公司钻采工程技术研究院固井所，电话：029—86597878，15891397160，Email：liuxiaoli—midas@163．COnl钻采工艺2014年7月·100·DRILLING＆PRODUCTIONTECHNOLOGYJuly2014表2高温缓凝剂G410一GHN加量对稠化时间的影响(1)高温缓凝剂G410一GHN中含有的羧基与水分子通序号高温水泥浆体系配方实验条件稠化时间过氢键缔合，并且水分子间的氢键缔合，使水泥颗粒表面形

8、／min成了一层较厚的溶剂化水膜，使晶体从相互接触到屏蔽，阻1G级水泥：硅粉=75：25+0．05％100℃／50MPa114碍了水化。IS410一GHN+1．5％G4ll—GFL2G级水泥：硅粉=75：25+0．15％1O0oC／50MP(2)含有的羧基与溶液中游离的ca在