CN113338849B - 高温油气井的固井方法 - Google Patents
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Abstract
本发明涉及一种高温油气井的固井方法，依次包括如下步骤：⑴在井眼中下套管串；⑵在联顶节上安装水泥头，水泥头的上部内置有胶塞；⑶将钻井液送入套管内腔，沿井眼环空上行返流至地面，清洗岩屑；⑷将前置液注入套管串；⑸将水泥浆注入套管串，直至水泥浆达到固井设计量；⑹释放胶塞，水泥车通过压塞液入口注入压塞液，压塞液推着胶塞下移；⑺注入钻井液进行替浆，钻井液推着压塞液下移，胶塞推着水泥浆下移，水泥浆由浮鞋处进入井眼环空后，推着前置液上行，前置液推着钻井液上行；⑻当胶塞下移至浮箍的阻流板时停止，产生碰压，立即关掉泥浆泵，此时水泥浆返高至预定井段，进入侯凝。本发明的固井质量好，利于固井后顺利进行电测仪器的测井。
Description
技术领域
本发明涉及石油天然气固井，具体涉及一种高温油气井的固井方法，属于油气井固井技术领域。
背景技术
固井是钻完井作业过程中不可缺少的一个重要环节，它包括下套管和注水泥；固井的主要目的是保护和支撑油气井内的套管，封隔油、气和水等地层。近年来，随着对油气勘探的持续深入，为了揭示埋深较深储层的地质储量，深井和超深井的固井作业越来越多。例如大港油田布置于渤海湾的第一深井CT-1井，井底垂深近6000m，井底静止温度（简称BHST）超190℃，循环温度超160℃。直井或井斜较小的定向井（最大井斜角＜40°），固井候凝24-48h后电测固井质量，进行CBL/VDL测井，采用电缆输送。
由于深井和超深井的井下静止温度高，通常BHST≥150℃，即被认为是高温井。固井顶替液的高温稳定性差，在24-48小时静止候凝后，顶替液中的固相颗粒和加重材料会发生沉降，沉积于人工井底形成实塞，CBL/VDL测井时，电测仪器容易遇阻，导致漏测实塞井段的固井质量。尤其当遇阻位置距离油底＜15m时，则为遇阻超高，需要进行通井处理实塞。
电测仪器遇阻后的通井处理至少需经过如下步骤：（1）井队重新组织小尺寸钻具；（2）下钻处理塞堵，通至人工井底处；（3）起钻；（4）重新下电测仪器，补测下部井段。陆地井队预计增加处理成本25-30万元，海洋井队预计增加处理成本40-45万元，严重制约钻井时效和经济效益。在下入小尺寸钻具清除井底沉积物时，会碰撞套管，导致水泥环产生裂缝，影响固井质量，进而影响后期油气井开发。
实践证明，为防止顶替钻井液在候凝期间沉淀形成塞堵，顶替开始时注入一段占套管内200-500m的压塞液，是减小套管内电缆CBL/VDL测井遇阻的有效手段。
传统的压塞液体系主要是在常规钻井液体系中加入处理剂，包括提粘提切材料、润滑材料、防钙侵材料等，形成粘稠的压塞液，剪切后会略微变稀，井底静止温度BHST＜80℃时应用效果良好，常规性能如下：1、密度：1.00-1.05g/cm³；2、常温下，马氏漏斗粘度：＞150s，滴流，剪切后变稀，具有一定的触变性。
但是，当井底温度较高时，目前常用的各类压塞液体系功用有限，存在如下缺陷及问题：1、常温下可以达到滴流，在井下高温状态下，尤其当BHST＞80℃时，压塞液严重变稀，与钻井液接触后，钻井液充分稀释，其中的加重材料发生沉淀，形成塞堵。2、压塞液密度低，1.00-1.05g/cm³，一般钻井液密度为1.10-1.50g/cm³，压塞液与钻井液发生置换，起不到悬浮上部钻井液的效果。
总之，目前用于固井作业的压塞液体系在BHST＞80℃时，压塞液稳定性变差，不能有效悬浮顶替液中加重材料和固相颗粒，已不能满足深井、超深井的固井施工需求。急需研发一种高温条件下稳定性良好、与钻井液有良好的相容性、抗水泥浆污染能力强的压塞液体系，有效解决深井、超深井电测遇阻问题。
发明内容
本发明的目的在于克服现有技术中的不足，提供一种高温油气井的固井方法，固井质量好，利于固井后顺利进行电测仪器的测井。
为解决以上技术问题，本发明的一种高温油气井的固井方法，依次包括如下步骤：⑴在通井后的井眼中下套管串，所述套管串的底部设有浮鞋，所述浮鞋的上方间隔一根套管设有浮箍，所述套管串的顶部设有联顶节，每根套管下入井眼后均灌满钻井液；⑵在联顶节上安装水泥头，水泥头的上部内置有胶塞，胶塞的底部抵靠在胶塞挡销上；所述水泥头顶部设有压塞液入口，所述水泥头的中部侧壁对称设有水泥浆入口和钻井液入口；⑶启动泥浆泵将钻井液送入套管内腔，钻井液从套管底部的浮鞋进入井眼环空，沿井眼环空上行返流至地面，将井眼中的岩屑清洗至地面；⑷用水泥车将配制好的前置液注入套管串；⑸用水泥车将配制好的水泥浆注入套管串，直至水泥浆达到固井设计量；⑹撤掉水泥头上的胶塞挡销，释放胶塞，水泥车通过压塞液入口注入压塞液，压塞液推着胶塞下移；⑺开启泥浆泵，注入钻井液进行替浆，钻井液推着压塞液下移，压塞液通过胶塞推着水泥浆下移，水泥浆由浮鞋处进入井眼环空后，推着前置液上行，前置液推着钻井液上行；⑻当胶塞下移至浮箍的阻流板时停止，产生碰压，立即关掉泥浆泵，此时水泥浆返高至预定井段，进入侯凝。
相对于现有技术，本发明取得了以下有益效果：1.每下一根套管灌满钻井液可减小下套管过程中井眼中钻井液对套管串的浮力作用，保证下套管能顺利进行；其次，长时间不灌泥浆，会导致整个管串中存有大量空气，下完套管循环时，空气会被推至套管与井眼的环空中，造成套管外环空液柱压力下降，容易导致井眼垮塌。2.水泥头的水泥浆入口和钻井液入口位于胶塞下方，先进行钻井液循环，清洗井壁，把井底的岩屑携带至地面，提高井眼环空的清洁度，有利于提高固井质量。3.在水泥浆之前先注入前置液，前置液中含有加重隔离剂和表面活性剂，一方面起到隔离钻井液的作用，有效避免水泥浆与钻井液直接接触，导致混浆的形成而影响上部井段的固井质量；另一方面再次清洗井壁和套管外壁，以确保水泥与井壁接触前，井眼处于一个比较清洁的状态，使水泥与井壁和套管外壁的结合更好，进一步提高固井质量。4.注完水泥浆后，用压塞液顶着胶塞推着水泥浆下移，利于将水泥浆全部推至固井段；替浆完毕时，胶塞在浮箍的阻流板处碰压，使得浮箍上方的套管串内腔无水泥浆，保持畅通；压塞液在套管中下移过程中可冲洗掉胶塞位移后未刮干净的残留水泥浆，避免残留水泥浆与钻井液接触后形成混浆带，导致后期测固井质量时造成测井仪器在混浆带处遇阻；其次，压塞液与钻井液接触后可改变钻井液的流态，降低钻井液的粘度，延缓钻井液在高温环境下长时间静止后严重增稠的现象，在此基础上当固井结束后候凝36h后，测井仪器下入套管至胶塞位置时，靠近胶塞附近的钻井液不会产生较大浮力作用，可保证测井仪器顺利到达胶塞位置。5.注入钻井液进行替浆可以将套管中剩余的水泥浆顶替至套管外环空，保证水泥浆能够按设计要求到达预定的返高位置；替浆过程中，最初进入环空的水泥浆可对井壁进行二次冲洗，以确保下部井段环空能够被水泥浆完全充满，达到提高固井质量的目的。
作为本发明的优选方案，步骤⑶的钻井液循环包括两个循环周，钻井液第一循环周的泥浆泵排量为1m³/min；钻井液第二循环周的泥浆泵排量为2.2m³/min，且第二循环周的钻井液中均匀混合有甲基硅油和稀胶液。循环开始时由于井下钻井液结构强，摩阻大，大排量循环容易出现泵压突然升高，造成井下漏失现象的发生，所以第一循环周采用小排量；经过第一循环周将井底的岩屑基本带出后，第二循环周采用大排量，且增加甲基硅油和稀胶液，降低钻井液的粘度和摩阻，流动性好，经过套管串与井眼环空时对井壁的冲洗能力更强，更能提高井眼环空的清洁度，对提高固井质量更加有利。
作为本发明的优选方案，步骤⑷中的前置液容量为8m³，流经每段套管外壁与井壁的时间为10-12min。前置液冲洗时间长，液柱高，可以确保对套管外壁与井壁冲洗效果。
作为本发明的优选方案，步骤⑹中的压塞液容量为3m³。3m³的压塞液可以形成259m的液柱，确保阻止形成混浆带。
作为本发明的优选方案，步骤⑻中，初始替浆时的泥浆泵排量为2.2m³/min，当替浆钻井液的剩余体积为2m³时，泥浆泵排量降为1m³/min直至碰压。在胶塞靠近浮箍时，将泥浆泵降为小流量，为碰压做准备；胶塞停止下移，井口压力表压力突然猛增，此现象表示碰压，此时司钻立即关掉泥浆泵，碰压工作结束。
作为本发明的改进，所述套管串中对应各油层油顶上部30米处分别设有一根磁性套管。油层油顶上方设置磁性套管，便于校准电测仪器到达的准确深度，以便重点检测油层段的固井质量。
作为本发明的改进，步骤⑹中压塞液的制备方法，依次包括如下步骤：⑴按以下组分及重量含量准备原料，淡水：100份、加重剂：30-100份、悬浮剂：3-10份、稀释剂：1-5份；其中：加重剂为重晶石；悬浮剂的原料组分及重量含量如下，去离子水：100份、钻井膨润土：100份、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸：30份、黄原胶：8份、丙烯酰胺：23份及羧甲基纤维素：15份；稀释剂的原料组分及重量含量如下，去离子水：100份、木质素磺酸钠：100份及磺化单宁：18份；⑵将悬浮剂及稀释剂各自混合均匀；⑶在2000rpm的搅拌转速下，向淡水中加入悬浮剂并持续搅拌3分钟以上，然后水化40-50分钟；⑷在4000rpm的搅拌转速下，继续加入稀释剂并持续搅拌3分钟以上；⑸在4000rpm的搅拌转速下，继续加入加重剂并持续搅拌3分钟以上。
作为本发明的优选方案，步骤⑵中悬浮剂的混合步骤为：先将钻井膨润土投入去离子水中混合均匀，然后投入2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸并混合均匀，再投入黄原胶并混合均匀，接着投入丙烯酰胺并混合均匀，最后投入羧甲基纤维素并混合均匀。
作为本发明的优选方案，所述压塞液的原料组分及重量含量如下，淡水：100份、加重剂：70份、悬浮剂：6份、稀释剂：3份。
作为本发明的优选方案，所述压塞液的原料组分及重量含量如下，淡水：100份、加重剂：100份、悬浮剂：10份、稀释剂：5份。
本发明中的压塞液取得了以下有益效果：1、钻井膨润土是以蒙脱石为主的含水黏土矿，吸水后会增稠，高度膨胀，而形成触变性的凝胶矿物，可以有效起到悬浮作用。2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸是聚合单体，具有稳定性强的碳链结构和空间位阻效应大的侧基，能提高抗温性能，其磺酸基团能与固体颗粒表面的阳离子形成配位键，使浆体的网状结构稳定。黄原胶为生物聚合物，黄原胶溶胶分子能形成超结合带状的螺旋共聚体，构成类似胶的网状结构，能够支持固体颗粒，并且具有低浓度高粘度的特性，能起到明显的增稠作用，具有很强的悬浮能力。丙烯酰胺中的酰胺基团能够通过氢键吸附大量的水分子，形成较厚的水化膜，增大分子间的内摩擦力，使颗粒均匀分散，防止聚结与沉降，提升压塞液的悬浮能力。羧甲基纤维素性能稳定，溶于水后呈粘稠液体，在高温下具有良好的稳定性。由以上成分按照上述比例复合组成的悬浮剂溶于水后，分子间的交联产生网状结构，内摩擦力增大，从而可以有效悬浮加重颗粒。
2、钻井膨润土加入水中后迅速水解形成触变性的凝胶矿物，该胶凝的分子空间结构为六面体网架结构，此时接着加入2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸后，钻井膨润土形成的胶凝分子空间结构与2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸产生的磺酸基团通过分子吸附反应形成相互联结的凝聚空间结构网，其余的线性大分子通过不同链节将游离颗粒桥接起来形成无规则线性基团，在加入黄原胶后，其产生的螺旋共聚体与无规则线性基团通过螫合机理，生成共聚物的酯基结构，该结构是强电子配位体，能螫合游离的高价金属离子，形成了稳定的水溶环状结构，加入丙烯酰胺后其水化产生的酰胺基团与之前的水溶环状分子链通过吸附反应酰胺基团层层包裹在水溶性环状分子链外围，有效增加了分子链的摩擦力，使得整个空间分子结构更加稳定，最后加入羧甲基纤维素后其水化形成的大分子通过范德华吸引力进入分子链内部，进行最终的分子内部填充，形成更加稳定的空间分子链结构，该结构能有效对加重颗粒进行分离携带，从而使加重颗粒不易沉降。
3、本发明中的稀释剂由木质素磺酸钠及磺化单宁按上述比例混合而成，木质素磺酸钠为阴离子表面活性剂，加入水溶液中后，能降低水的表面张力和界面张力，起表面活性作用。磺化单宁为抗高温降粘剂，可以削弱颗粒间的端面连接，降低压塞液粘度。本发明中的稀释剂由能够离解出阴阳离子基团的聚合物组成，大分子量的阴离子基团被吸附到加重剂颗粒表面，从而在加重剂颗粒表面形成一层溶剂化的单分子膜，使加重剂颗粒间的凝聚作用减弱，颗粒的摩擦阻力减小，因而颗粒得以分散，使所配制的压塞液粘度下降，流动性得以改善。
4、传统的压塞液如果悬浮剂和稀释剂混合配制，会由于悬浮剂整体分子空间结构被稀释剂瓦解重新组合生成大分子基团，进而进行持续吸附导致絮凝现象的发生，最终导致压塞液性能恶化。本发明的抗高温压塞液混合后性能稳定，在高温环境下不会出现絮凝、沉降等性能恶化的问题，本发明中悬浮剂由多种材料配制形成的空间分子链结构在高、低温环境下不会被稀释剂水化形成的活性离子拆解进行二次反应，形成新的物质，本发明中的稀释剂形成的活性离子仅能减小悬浮剂形成分子链结构的表面张力和界面张力，可有效降低分子链结构的外部整体摩擦力，从而达到降低压塞液粘度，提高压塞液整体流性的目的。
5、本发明的压塞液在200℃环境下，36小时后密度差不大于0.04g/cm³。在200℃环境下，36小时后仍具有良好的流动性，流动度测试的最大流动距离达到18厘米以上。本发明压塞液的抗污染性能优异，以钻井液：本发明压塞液：水泥浆=7:2:1的比例混合后，在200℃环境下，静置36小时后，稠度低于23Bc；以钻井液：本发明压塞液：水泥浆=5:3:2的比例混合后，在200℃环境下，静置36小时后，稠度低于20Bc；以钻井液：本发明压塞液：水泥浆=1:7:2的比例混合后，在200℃环境下，静置36小时后，稠度低于14Bc。
具体实施方式
本发明高温油气井的固井方法，依次包括如下步骤：⑴在通井后的井眼中下套管串，所述套管串的底部设有浮鞋，所述浮鞋的上方间隔一根套管设有浮箍，所述套管串的顶部设有联顶节，每根套管下入井眼后均灌满钻井液；⑵在联顶节上安装水泥头，水泥头的上部内置有胶塞，胶塞的底部抵靠在胶塞挡销上；所述水泥头顶部设有压塞液入口，所述水泥头的中部侧壁对称设有水泥浆入口和钻井液入口；⑶启动泥浆泵将钻井液送入套管内腔，钻井液从套管底部的浮鞋进入井眼环空，沿井眼环空上行返流至地面，将井眼中的岩屑清洗至地面；⑷用水泥车将配制好的前置液注入套管串；⑸用水泥车将配制好的水泥浆注入套管串，直至水泥浆达到固井设计量；⑹撤掉水泥头上的胶塞挡销，释放胶塞，水泥车通过压塞液入口注入压塞液，压塞液推着胶塞下移；⑺开启泥浆泵，注入钻井液进行替浆，钻井液推着压塞液下移，压塞液通过胶塞推着水泥浆下移，水泥浆由浮鞋处进入井眼环空后，推着前置液上行，前置液推着钻井液上行；⑻当胶塞下移至浮箍的阻流板时停止，产生碰压，立即关掉泥浆泵，此时水泥浆返高至预定井段，进入侯凝。
步骤⑶的钻井液循环包括两个循环周，钻井液第一循环周的泥浆泵排量为1m³/min；钻井液第二循环周的泥浆泵排量为2.2m³/min，且第二循环周的钻井液中均匀混合有甲基硅油和稀胶液。循环开始时由于井下钻井液结构强，摩阻大，大排量循环容易出现泵压突然升高，造成井下漏失现象的发生，所以第一循环周采用小排量；经过第一循环周将井底的岩屑基本带出后，第二循环周采用大排量，且增加甲基硅油和稀胶液，降低钻井液的粘度和摩阻，流动性好，经过套管串与井眼环空时对井壁的冲洗能力更强，更能提高井眼环空的清洁度，对提高固井质量更加有利。
步骤⑷中的前置液容量为8m³，流经每段套管外壁与井壁的时间为10-12min。前置液冲洗时间长，液柱高，可以确保对套管外壁与井壁冲洗效果。
步骤⑹中的压塞液容量为3m³。3m³的压塞液可以形成259m的液柱，确保阻止形成混浆带。
步骤⑻中，初始替浆时的泥浆泵排量为2.2m³/min，当替浆钻井液的剩余体积为2m³时，泥浆泵排量降为1m³/min直至碰压。在胶塞靠近浮箍时，将泥浆泵降为小流量，为碰压做准备；胶塞停止下移，井口压力表压力突然猛增，此现象表示碰压，此时司钻立即关掉泥浆泵，碰压工作结束。
套管串中对应各油层油顶上部30米处分别设有一根磁性套管，电测仪器在下井检测固井质量时，磁性套管可以提醒电测仪器已到达油层位置。
实施例一
步骤⑹中压塞液的制备方法，依次包括如下步骤：⑴按以下组分及重量含量准备原料，淡水：100份、加重剂重晶石：30份、悬浮剂：3份、稀释剂：1份；其中：悬浮剂的原料组分及重量含量如下，去离子水：100份、钻井膨润土：100份、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸：30份、黄原胶：8份、丙烯酰胺：23份及羧甲基纤维素：15份；稀释剂的原料组分及重量含量如下，去离子水：100份、木质素磺酸钠：100份及磺化单宁：18份；
⑵先将钻井膨润土投入去离子水中混合均匀，然后投入2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸并混合均匀，再投入黄原胶并混合均匀，接着投入丙烯酰胺并混合均匀，最后投入羧甲基纤维素并混合均匀得到悬浮剂；再将稀释剂混合均匀；
⑶在2000rpm的搅拌转速下，向淡水中加入悬浮剂并持续搅拌3分钟，然后水化40分钟；
⑷在4000rpm的搅拌转速下，继续加入稀释剂并持续搅拌3分钟；
⑸在4000rpm的搅拌转速下，继续加入加重剂并持续搅拌3分钟。
实施例二
步骤⑹中压塞液的制备方法，依次包括如下步骤：⑴按以下组分及重量含量准备原料，淡水：100份、加重剂：70份、悬浮剂：6份、稀释剂：3份；其中：悬浮剂的原料组分及重量含量如下，去离子水：100份、钻井膨润土：100份、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸：30份、黄原胶：8份、丙烯酰胺：23份及羧甲基纤维素：15份；稀释剂的原料组分及重量含量如下，去离子水：100份、木质素磺酸钠：100份及磺化单宁：18份；
⑵先将钻井膨润土投入去离子水中混合均匀，然后投入2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸并混合均匀，再投入黄原胶并混合均匀，接着投入丙烯酰胺并混合均匀，最后投入羧甲基纤维素并混合均匀得到悬浮剂；再将稀释剂混合均匀；
⑶在2000rpm的搅拌转速下，向淡水中加入悬浮剂并持续搅拌4分钟，然后水化45分钟；
⑷在4000rpm的搅拌转速下，继续加入稀释剂并持续搅拌4分钟；
⑸在4000rpm的搅拌转速下，继续加入加重剂并持续搅拌4分钟。
实施例三
步骤⑹中压塞液的制备方法，依次包括如下步骤：⑴按以下组分及重量含量准备原料，淡水：100份、加重剂：100份、悬浮剂：10份、稀释剂：5份；其中：悬浮剂的原料组分及重量含量如下，去离子水：100份、钻井膨润土：100份、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸：30份、黄原胶：8份、丙烯酰胺：23份及羧甲基纤维素：15份；稀释剂的原料组分及重量含量如下，去离子水：100份、木质素磺酸钠：100份及磺化单宁：18份；
⑵先将钻井膨润土投入去离子水中混合均匀，然后投入2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸并混合均匀，再投入黄原胶并混合均匀，接着投入丙烯酰胺并混合均匀，最后投入羧甲基纤维素并混合均匀得到悬浮剂；再将稀释剂混合均匀；
⑶在2000rpm的搅拌转速下，向淡水中加入悬浮剂并持续搅拌5分钟，然后水化50分钟；
⑷在4000rpm的搅拌转速下，继续加入稀释剂并持续搅拌5分钟；
⑸在4000rpm的搅拌转速下，继续加入加重剂并持续搅拌5分钟。
将本发明实施例一至实施例三的抗高温压塞液与常规压塞液进行性能试验对比如下。其中常规压塞液的重量组分为：淡水：100份、增粘剂CMC：60份、表面活性剂WH-1：20份、缓凝剂GH-9：6份。
一、沉降稳定性测试
高温深井井底的温度范围为150～200℃，为使抗高温压塞液能在高温深井中全面推广应用，因此本发明的测试温度范围为100～200℃。沉降稳定性测试的是压塞液在某个温度环境下静止一段时间后通过测量压塞液测试样品下部与上部密度差值，来判定该测试样品内部结构是否稳定。
测试步骤：①将配制好的压塞液进行取样，而后装入养护模块；②将模块放入养护釜中，设定好测试所需的温度；③待养护釜温度达到测试所需温度时，开始计时，36h后取出模块；④测量模块上下部密度值，并算出密度差值；⑤将所得出的密度差值与标准对比得出浆体沉降稳定性是否达标。测试结果如表1所示：
表1
从表1可以看出，在100～200℃范围内，本发明实施例一至实施例三抗高温压塞液的沉降稳定性均明显优于常规压塞液。
二、流动度测试
流动度测试的是压塞液在某个温度环境下静止一段时间后通过测量压塞液测试样品在测试玻璃板上自由流动的轨迹长度，来判定该测试样品物理流动性能的优劣。
测试步骤：①将配制好的压塞液进行取样，而后装入养护模块；②将模块放入养护釜中，设定好测试所需的温度；③待养护釜温度达到测试所需温度时，开始计时，36h后取出模块；④将测试用的四块玻璃板放在事先用水平尺校核过的水平面上，而后将四组测试样品分别等量倒在玻璃板上，并做好对应数据记录；⑤30min后用刻度尺分别量出四个测试样品在玻璃板上的最大流动距离。测试结果如表2所示：
表2
通过表2可以看出，在100～200℃范围内，本发明实施例一至实施例三抗高温压塞液的流动度均要优于常规压塞液，表明抗高温压塞液在高温下静止一段时间后仍具有良好的流动性，而未像常规压塞液一样内部结构发生变化而增稠。
三、抗污染性能测试
抗污染性能测试的是压塞液、钻井液、水泥浆以不等比例混合后在某个温度环境下静止一段时间后，通过测量稠度以此来判断压塞液抗污染性能的优劣。
测试步骤：①将配制好的压塞液进行取样，与配制好的水泥浆、钻井液以不等比例混合后装入编好号的养护模块；②将所有模块放入养护釜中，设定好测试所需的温度；③待养护釜温度达到测试所需温度时，开始计时，36h后取出所有模块；④按要求依次将模块中的混合物依次装入常温常压养护釜测量其初始稠度。测试结果如表3、表4及表5所示：
表3
表4
表5
从表3、表4及表5可以看出，在100～200℃范围内，本发明实施例一至实施例三的抗高温压塞液与钻井液及水泥浆以不同比例混合后，静止一段时间未有增稠现象的发生，表明本发明的抗高温压塞液具有优良的抗污染性能。而常规压塞液与钻井液、水泥浆以不同比例混合后静止一段时间所测稠度都高于25Bc，表明常规压塞液的抗污染性能较差，抗污染性能差的压塞液会大概率导致后期测井过程中遇阻现象的发生。
本发明的抗高温压塞液所用主要材料的技术指标如表6所示：
表6
符合以上技术指标要求的其它厂家的产品也可以择优选用。
Claims (9)
1.一种高温油气井的固井方法，其特征在于，依次包括如下步骤：⑴在通井后的井眼中下套管串，所述套管串的底部设有浮鞋，所述浮鞋的上方间隔一根套管设有浮箍，所述套管串的顶部设有联顶节，每根套管下入井眼后均灌满钻井液；⑵在联顶节上安装水泥头，水泥头的上部内置有胶塞，胶塞的底部抵靠在胶塞挡销上；所述水泥头顶部设有压塞液入口，所述水泥头的中部侧壁对称设有水泥浆入口和钻井液入口；⑶启动泥浆泵将钻井液送入套管内腔，钻井液从套管底部的浮鞋进入井眼环空，沿井眼环空上行返流至地面，将井眼中的岩屑清洗至地面；⑷用水泥车将配制好的前置液注入套管串；⑸用水泥车将配制好的水泥浆注入套管串，直至水泥浆达到固井设计量；⑹撤掉水泥头上的胶塞挡销，释放胶塞，水泥车通过压塞液入口注入压塞液，压塞液推着胶塞下移；⑺开启泥浆泵，注入钻井液进行替浆，钻井液推着压塞液下移，压塞液通过胶塞推着水泥浆下移，水泥浆由浮鞋处进入井眼环空后，推着前置液上行，前置液推着钻井液上行；⑻当胶塞下移至浮箍的阻流板时停止，产生碰压，立即关掉泥浆泵，此时水泥浆返高至预定井段，进入侯凝；
步骤⑹中压塞液的制备方法，依次包括如下步骤：⑴按以下组分及重量含量准备原料，淡水：100份、加重剂：30-100份、悬浮剂：3-10份、稀释剂：1-5份；其中：加重剂为重晶石；悬浮剂的原料组分及重量含量如下，去离子水：100份、钻井膨润土：100份、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸：30份、黄原胶：8份、丙烯酰胺：23份及羧甲基纤维素：15份；稀释剂的原料组分及重量含量如下，去离子水：100份、木质素磺酸钠：100份及磺化单宁：18份；⑵将悬浮剂及稀释剂各自混合均匀；⑶在2000rpm的搅拌转速下，向淡水中加入悬浮剂并持续搅拌3分钟以上，然后水化40-50分钟；⑷在4000rpm的搅拌转速下，继续加入稀释剂并持续搅拌3分钟以上；⑸在4000rpm的搅拌转速下，继续加入加重剂并持续搅拌3分钟以上。
2.根据权利要求1所述的高温油气井的固井方法，其特征在于，步骤⑶的钻井液循环包括两个循环周，钻井液第一循环周的泥浆泵排量为1m³/min；钻井液第二循环周的泥浆泵排量为2.2m³/min，且第二循环周的钻井液中均匀混合有甲基硅油和稀胶液。
3.根据权利要求1所述的高温油气井的固井方法，其特征在于，步骤⑷中的前置液容量为8m³，流经每段套管外壁与井壁的时间为10-12min。
4.根据权利要求1所述的高温油气井的固井方法，其特征在于，步骤⑹中的压塞液容量为3m³。
5.根据权利要求1所述的高温油气井的固井方法，其特征在于，步骤⑻中，初始替浆时的泥浆泵排量为2.2m³/min，当替浆钻井液的剩余体积为2m³时，泥浆泵排量降为1m³/min直至碰压。
6.根据权利要求1所述的高温油气井的固井方法，其特征在于，所述套管串中对应各油层油顶上部30米处分别设有一根磁性套管。
7.根据权利要求1所述的高温油气井的固井方法，其特征在于，步骤⑵中悬浮剂的混合步骤为：先将钻井膨润土投入去离子水中混合均匀，然后投入2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸并混合均匀，再投入黄原胶并混合均匀，接着投入丙烯酰胺并混合均匀，最后投入羧甲基纤维素并混合均匀。
8.根据权利要求1所述的高温油气井的固井方法，其特征在于，所述压塞液的原料组分及重量含量如下，淡水：100份、加重剂：70份、悬浮剂：6份、稀释剂：3份。
9.根据权利要求1所述的高温油气井的固井方法，其特征在于，所述压塞液的原料组分及重量含量如下，淡水：100份、加重剂：100份、悬浮剂：10份、稀释剂：5份。
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Legal Events
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| PB01 | Publication | ||
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| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
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| GR01 | Patent grant | ||
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