高温高压井水泥环缺失对多层套管应力影响规律

由于高温高压井中,固井工况复杂,套管与水泥环之间会出现缺失现象,导致套管损坏,尤其多层套管时上述问题更为突出而复杂。针对上述问题,以准噶尔盆地南缘某高温高压高产气井为研究对象,建立了套管水泥环缺失套管水泥环套管地层轴对称有限元模型,模型中水泥环缺失处采用圈闭流体单元,岩石和水泥环采用EDP本构模型,相互界面间用接触力学有限元模型。研究结果表明,该模型能够准确分析复杂条件下水泥环缺失套管受力情况,解决了以前的模型无法模拟水泥环缺失处流固耦合问题;当套管环空出现环状缺失时,水泥环缺失的交界面附近应力最大且水泥环缺失处液体性质对套管强度有较大影响。为保证其井筒完整性,在深井、超深井中,建议优化水泥环返高,使水泥环不返到井口,减小固井段长度,消除水泥环缺失问题。

基于油基钻屑制备压裂支撑剂的室内研究

针对热解析后脱油钻屑处理难和处理方式单一的问题,开展了将油基钻屑残渣制备成免烧压裂支撑剂的研究,研究了钻屑与水泥比、CMC添加量、石膏添加量和养护天数共4个因素对免烧压裂支撑剂性能影响。结果表明,在原料配比较优的情况下,制备工艺为钻屑水泥比0.67(质量比),石膏添加量为6%(质量分数),CMC添加量为4%(质量分数),养护时间28 d。该条件下制得的压裂支撑剂颗粒体积密度为1.47 g/cm^(3),视密度为2.52 g/cm^(3),35 MPa下颗粒破碎率为1.57%。经扫描电子显微镜与X射线衍射仪分析发现,此时压裂支撑剂内部结构致密,孔隙封闭,水化产物CaO·SiO_(2)·nH_(2)O凝胶和钙长石类物质有利于提高压裂支撑剂的综合物理性能。为脱油钻屑残渣利用提供新的方向。

复杂结构井旋转下套管数学模型建立与分析

随着复杂结构井钻井技术发展,井斜角和方位角随着井深复杂变化引起常规套管下入方式难度大,旋转下套管技术可有效解决套管下入的难题,但该方面的理论模拟分析报道较少,增加了旋转下套管技术应用的盲目性和低效性。综合运用软杆和刚杆模型的优点并考虑井眼轨迹对模型计算条件影响,建立了旋转下套管数学模型;结合实例井对比了大钩载荷和模拟的轴向应力,验证了模型的正确性;在此基础上,探讨了常规和不同旋转速度下套管的摩阻,并分析了不同摩阻系数条件下的摩阻分布特征。实例分析表明:相同井深下,旋转下套管摩阻小于常规下套管摩阻,并且旋转速度越快,下套管摩阻越小;当旋转速度分别为15 r/min和20 r/min时,井底处摩阻降低幅度分别为12.13%和19.17%;造斜率越大,摩阻越高,导致套管下入到指定深度难度加大;钻井液摩阻系数越大,套管下入难度越高;在井深1 401.5 m,裸眼段摩阻系数分别为0.21和0.29,常规下套管摩阻分别为46.51 kN和57.49 kN。该模型能准确预测下套管摩阻,对复杂结构井的套管下入具有指导意义。

空心微珠低密度水泥浆在高温下的水化特性

空心微珠主要是硼硅酸盐玻璃材质制成,内部富含SiO2组分,在120℃、150℃下,对不同龄期微珠低密度水泥浆抗压强度、渗透率、微观分析、稠化可调性进行了测试,确认了空心微珠对高温水化特性的影响。研究结果表明,120、150℃下,空心微珠中的硅质组分均参与了水泥水化,对水泥石强度起到了抑制或补偿抑制作用,其中120℃时仅16%空心微珠可以在28 d之内起到抑制抗压强度衰退作用,150℃时抑制衰退则需要内掺一定的硅粉,确保硅粉含量与空心微珠含量之和达到40%以上;高温下微珠因参与反应表面形成显著的孔隙轮廓,随着养护龄期延长,水泥石总孔隙增多,无硅粉配方增加的孔径以50~100 nm的毛细孔居多,渗透率随着养护龄期的延长逐步增大,由最初的0.003 mD增加至0.011 mD,增幅较为明显,但渗透率净值并不大;内掺硅粉增加的孔径以小于50 nm的凝胶孔居多,渗透率随养护龄期延长基本变化不大;在没有硅粉情况下,14 d时水泥石中Ca(OH)2相消失,与玻璃微珠反应生成C—S—H凝胶,添加硅粉配方水化产物中未见Ca(OH)2相,反应迅速,生成具有良好抗衰退作用的托博莫来石相,起到较好的防止衰退作用;稠化时间具有可调性,硅粉和空心微珠都不会对水泥浆高温早期水化规律性造成不良影响。

含双温敏单体的耐220℃高温降失水剂

针对目前油井水泥降失水剂高温条件下耐温性差的问题,通过分子结构设计,以丙烯酰胺(AM)、对苯乙烯磺酸钠(SSS)、双温敏单体N,N-二甲基丙烯酰胺(DMAA)与N,N-二乙基丙烯酰胺(DEAA)为原料,通过水溶液自由基聚合法制备了一种耐高温降失水剂(LHF-1L)。以失水量为评价指标,对合成条件进行了优选,同时对LHF-1L进行了结构表征和性能评价。结果表明,在AM、SSS、DMAA、DEAA物质的量比为4∶6∶2∶0.5,引发剂为单体总质量0.75%的过硫酸钾(KPS)溶液,反应物溶液pH值为7,反应温度为65℃,反应时间为4 h的条件下制得的LHF-1L的降滤失性能最佳。在220℃、7%加量下的失水量为42 mL。FT-IR、TG和GPC测试结果表明,4个单体均成功参与聚合并生成目标产物。当温度达到273℃后,LHF-1L才出现明显的热损失,其多分散系数为1.396,数均分子量为171 351 g/mol。此外,LHF-1L对水泥浆流动度和水泥石抗压强度发展的影响较小。在220℃下,在水泥浆中加入7%LHF-1L后的失水量仍能控制在50 mL以内。在150℃、94.4 MPa下,LHF-1L不会使水泥浆急剧增稠和超缓凝,稠化曲线正常,未发生异常胶凝现象。采用双温敏单体制备LHF-1L,增强了其在高温下的温敏疏水缔合作用,从而提高了高温降滤失性能,可以满足高温条件下的固井技术需求。

亲油水泥浆界面封隔性能评价研究

页岩气井油基钻井液条件下固井时,套管与井壁表面附着油膜或油基钻井液易导致水泥环界面封隔能力下降,形成窜流通道,影响后期增产改造作业。虽然前置液能有效提高界面润湿反转,但受用量、冲洗效率等因素限制,界面仍会出现油膜附着情况。为此,在水泥浆中加入亲油表面活性剂,制备形成亲油水泥浆,赋予水泥环亲油能力。采用接触角、剪切胶结强度、界面水力封隔测试等评价了亲油水泥石的亲油能力及界面封隔效果。研究发现,非极性溶剂在亲油水泥石表面接触角远低于常规水泥石表面,具备良好的亲油性能;亲油水泥石与含白油、油基钻井液的套管、页岩岩芯胶结后,一、二界面抗流体窜流压力分别提升500%和400%,胶结强度分别提高205%和122%;亲油表面活性剂的加入不会对水泥水化程度、水泥浆工程性能及水泥石力学性能产生负面影响。结果表明,亲油表面活性剂掺入后可有效提高水泥环与含油界面的封隔能力,具备提高油基钻井液条件下水泥环套管地层界面胶结与封隔性能的潜力。

深层环境下固井水泥水化放热特性及井周温度场演化规律研究

塔里木盆地已建成我国最大的超深层油气生产基地,深层环境会对水泥水化放热特性产生一定的影响,研究深层环境下水泥水化放热及传热特性对明确井周温度场演化规律至关重要。文章首先根据现场实测资料建立了塔里木油田近井和远井地层温度方程,根据不同地层深度的温度分布情况,开展了不同温度下G级水泥水化放热实验,基于Krstulovic-Dabic(K-D)经典水化动力学模型,结合水泥成核结晶与晶体生长、相边界反应以及扩散三过程反应特征推导了不同温度下水泥水化放热预测曲线,进一步推导了套管-水泥环-地层热传导模型,并将放热曲线作为热源代入到有限元模型中,得到了不同井深的套管与水泥在水化放热与高温地层的共同作用下温度场的变化情况。研究结果可为下一步分析有限局部空间的温度场变化对地层压力和套管变形影响提供技术支持。

复合磨损套管爆裂失效机理及剩余强度预测

超深井、水平井、大位移井等复杂油气井服役工况异常恶劣,套管复合磨损严重,将对井筒完整性构成巨大威胁,且磨损套管剩余强度难以精准预测。为此,基于塔里木盆地塔中北坡顺南区块501井套管磨损数据及P110管材应力—应变本构关系,建立了充分考虑钻杆本体和接头联合造成的磨损模式、夹角、磨损重叠深度及磨损深度的复合磨损套管有限元力学模型,并开展了多种复合磨损模式下套管弹塑性变形、屈服、裂纹萌生、扩展及爆裂行为模拟,得到了不同复合磨损套管应力分布、剩余抗内压屈服强度及爆裂强度。研究结果表明:(1)月牙夹角在0°~90°时,应力干涉削弱应力集中,月牙夹角在90°~180°时,应力干涉增强应力集中,这种交互作用机制导致磨损套管剩余强度随着月牙夹角增加而先增加后降低;(2)裂纹萌生并起始于等效应力最大的位置即磨损月牙中心,并垂直于最大环向应力沿径向从套管内壁向外壁扩展,且裂纹一旦萌生,裂纹将迅速扩展并发生爆裂失效;(3)灰色关联度分析确定了复合磨损套管剩余强度对磨损深度、月牙夹角、复合磨损形式、月牙重叠深度的敏感性,分析结果表明磨损深度是决定套管剩余强度的主控因素。结论认为,该认识为套管强度设计与优化提供了技术参考,并对准确预测复合磨损套管剩余强度和确保井筒安全及完整性具有重要意义。

深井固井水泥浆凝固阶段的传压效率时变规律

随着油气井向深层超深层发展,地质条件愈加复杂,开采难度越来越大,尤其是高温高压、窄压力窗口地层是固井工程面临的突出难题。深层超深层压力敏感地层固井过程中,精确控制水泥浆柱压力是保障固井安全与水泥环层间封隔质量的关键。为探究凝固阶段水泥浆的失重规律和传压能力,建立了固井水泥浆静液柱压力评价装置和水泥浆传压效率评价方法,结合微量热仪和超声波静胶凝强度仪,测试了水泥浆水化过程不同厚度水泥浆的水化速率和静胶凝强度,最后分析了水泥浆失重和传压效率的时变规律。研究结果表明:①沉降稳定性良好的水泥浆体系,凝固阶段可根据其水化进程将失重分为水化诱导期的平稳阶段和水化加速期的快速降低阶段;②在水化诱导期内,悬浮分散结构的水泥浆静胶凝强度缓慢发展,其失重速率随厚度降低而加快,遵循胶凝悬挂理论,且该阶段液态水泥浆可高效、快速传递顶部压力,传压效率超过95%;③在水化加速期内,水泥浆变为凝胶网架结构,水化产物增强凝胶网架的强度及其与外界面胶结强度,转移固相重力和上部加压值至外界面,降低水泥浆静液柱压力和传压效率,最终使水泥浆丧失传压能力。结论认为,该规律认识可为压力敏感地层固井憋压候凝工艺的高效实施提供实验和理论支撑,为深层超深层油气的高效开发奠定坚实基础。

浅谈固井水泥浆配方数据库的目的与意义

随着海油勘探开发工作量的不断攀升,油服固井作业量随之增加,固井化验室工作量相应迅猛增加。鉴于此现状,以前靠经验,看个人能力就会使化验室人员应接不暇,陷于疲惫状态。为了跟上现场作业步伐,改善现有状况,固井化验室建立了自己的数据库。一是按照水泥浆体系分门别类进行命名,二是在各水泥浆体系下面再细化命名方式,进而依据水泥浆配方关键影响因素确定固井水泥浆配方数据库的命名原则。水泥浆配方数据库的建立有利于后续作业配方的快速查找、翻阅以及设计,提高了化验室配方构建能力,有效指导了今后水泥浆配方的设计与施工。

伊拉克Block-9油田177.8mm尾管固井技术研究与应用

伊拉克Block-9油田177.8mm尾管固井封固ZUBAIR油层和YAMAMA油层,固井质量优质井段平均占比42%,存在井眼不规则,顶替效率低,Yamama油层渗透率高,高低压互层,虚泥饼厚影响二界面胶结质量等固井难题。针对以上难题,开发了胶乳防窜微膨胀水泥浆和加重冲洗型隔离液,结合相应的钻井、固井工艺措施,形成了伊拉克Block-9油田提高177.8mm尾管封固质量的技术方案,已经成功应用5口井,平均优质率由42%提高至81.9%,取得良好的固井效果。

水泥浆性能对固井效果的影响

固井效果的优劣,将直接影响到目标井固井完成后的生产情况,以及后续的其他各项施工作业,而水泥浆的性能,将会对固井的质量造成最直接的影响。为了提高固井施工的成功率,本文从水泥浆密度、稳定性、稠化时间、失水量、抗压强度等方面分析了水泥浆的各项性能对于固井效果的影响。

渤海油田尾管旋转下入工艺技术研究

随着石油勘探的不断深入,大位移井固井越来越多。由于尾管固井受井位移大、井斜大及裸眼段长等因素的影响,存在套管下入难的现象,当遇到卡阻,会增加提升难度,增加固井作业的风险,因此建立安全有效的尾管下入到位工艺技术成为迫在眉睫的任务。文章通过分析尾管旋转下入的优点、所需条件以及安全事项,介绍了尾管旋转下入工艺技术的实际应用和经济效益。由此得出,尾管旋转下入配套工艺技术可以满足渤海海上钻井工艺特殊井况的需要,也能满足大位移固井的需要。

控压固井注入阶段井筒压力预测模型

控压固井技术在应对窄密度窗口地层固井难题时具有显著优势,但目前对注入阶段井筒压力的预测模型研究较少。结合控压固井的工艺流程,将注入阶段分为4个环节。基于流变学理论、井筒传热学理论和压力场理论,考虑注入阶段多流体间流变性能的差异,建立了温度-压力-流体性能参数耦合模型,并采用四循环迭代方法进行求解。以X井的控压固井参数为例进行了模拟计算,预测结果误差较小。对控压期间井筒的温度场、压力场和环空ECD进行了分析,研究结果表明,温度场在不同时间段对井口回压的影响规律不同,当环空流体结构为多液柱结构时,井口回压对温度的敏感性较小;井筒压力变化规律受流体位置的分布影响较大;在其他条件不变的情况下,提高注入排量会增加作业密度窗口,但环空最大ECD基本不变。根据研究结果提出了对应的改进思路,以便对控压参数进行更好地设计。

超深特深油气井固井关键技术进展

深层超深层是油气增储上产重要接替领域,正向9000 m及以上特深层迈进。针对超深特深井上部大尺寸井眼固井面临的大尺寸套管安全下入及大排量施工等技术难题,下部深层井段固井面临的高温、高压、窄安全密度窗口、窄环空间隙等技术难题,经过持续技术攻关与实践,超深特深井固井技术取得显著进步,尤其在大尺寸大吨位套管安全下入技术、大排量固井施工技术、窄安全密度窗口精细控压固井工艺技术、抗高温固井水泥浆与前置液技术、高温高压固井配套工具、提高固井密封质量配套技术等方面均取得重要进展。该套固井技术在四川、塔里木、准噶尔、渤海湾、柴达木等盆地的超深、特深井固井中进行了应用,在亚洲最深直井PS6井、亚洲最深水平井GL3C井、国内首口“八开八完”HX1井、中国石油近年最高温度井JT1井等应用效果显著。随着油气勘探开发目标日趋复杂,超深特深井固井仍面临诸多新的挑战,需持续加强超深特深井固井基础理论、超高温固井关键材料及工作液体系、高温高压固井工具及配套固井工艺等研究,为超深特深层油气勘探开发提供更强有力的技术支撑。

防漏堵漏低密度水泥浆技术

跃进3-3XC井完钻井深达9432 m,水平钻进距离超过3400 m,刷新了亚洲最深和超深水平大位移井的纪录。该井地质结构复杂,施工难度大,对水泥浆性能要求高,除了高温、高压外,地层承压能力低,极易发生漏失。针对此类问题,通过研发新型功能性材料,构建了C-Lo PSD(1.30 g/cm^(3))、C-Lite STONE(1.60 g/cm^(3))与C-Hi PSD(1.40 g/cm^(3))三套低密度水泥浆体系,涵盖了中低温、高温等应用条件,并在跃进3-3XC井中成功应用,水泥浆性能满足固井需求。与之前用水泥浆体系相比,混浆效率、流变性、悬浮稳定性、水泥石抗压强度等明显提升。其中,C-Lite STONE(T_(BHC)=75℃/T_(TOC)=30℃)与C-Hi PSD(T_(BHC)=145℃/T_(TOC)=105℃)水泥浆体系在温差分别为45℃和40℃下,顶部48 h抗压强度达到8.1 MPa和14.3 MPa。跃进3-3XC井在施工期间多次遭遇漏失,通过使用自研的新型堵漏材料C-B62和C-B66,成功封堵裂缝,保证了固井施工的顺利进行。

长封固段低密度水泥浆固井技术

晋古13井是一口井深为4988.56m的奥陶系潜山预探井,三开完钻后,要求在2780-4987,5m井段下入(?)177.8mm尾管进行固井,重点封固好3886-4366m的油层井段。由于本井存在盐膏层、煤层及溶孔和裂缝型地层,钻井过程中曾发生垮塌和漏失,且裸眼段地层井径大而不规则,套管重叠段环空间隙小,水泥封固段顶底温差大等客观因素,需一次封固水泥2200多米,存在许多困难和风险。通过研制低密度水泥浆体系,优选G309、G301、GH-9和ZW-1控制水泥浆性能,采用适当的固井技术措施,保证了施工的顺利,固井质量达到了优质,为长封固段、高温井、复杂井的尾管固井施工积累了成功的经验。

基于水合物层骨架重构的低温早强胶凝材料

针对于天然气水合物能源试采过程中出砂导致试采作业被迫终止的问题,在水合物第2次试采工作经验和层内加固、防砂理论的基础上,进行了水合物层骨架重构的低温早强胶凝材料体系构建研究。该研究对比了嘉华G级、超细水泥和早强水泥的低温早期强度和长期长度、粒径分布,基于满足层内加固骨架重构孔隙尺寸,进行了低温早强胶凝材料组分设计,以水泥浆流动度、早强性及成本为目标,尽可能提高固结体的早期强度,为后续增渗提供更多强度下降空间。通过研究超细油井水泥与嘉华G级水泥的配比、早强剂优选及加量优化,构建出了低温早强胶凝材料体系,该体系在15℃水浴下24 h抗压强度可达到12.86 MPa,具有良好的流动性、稠化时间和失水可控性,相较于文献的低温早强水泥浆体系具有更好的增渗高强特性。该研究为后续研究水合物层内骨架重构高渗透、高强度的工作液体系奠定了材料基础。

适用于LAS系统的全液体隔离液体系

固井施工过程中,在注入水泥浆前,需要先泵入一定量的隔离液,在海洋固井现场施工作业过程中,隔离液配制一般需要繁重的人工劳作,劳动强度大,作业效率低,加量不准确。为解决上述问题,用液体添加剂代替固体添加剂,通过LAS材料添加系统将材料混配作业,从传统的重体力劳动转化为智能化操作,降低作业强度,提高固井作业效率与降低人员成本。通过反相乳液聚合制备了一种液体隔离剂C-S70L,以它为主剂,构建了一套适用于液体加料系统(LAS)的隔离液体系。该体系推荐使用温度为20~120℃,适用密度为1.30~1.70 g/cm^(3);具有良好的悬浮稳定性(热滚后无沉降)、流变可调、失水可控以及相容性好的特点。

基于相场法的固井顶替效率数值模拟及影响因素分析

考虑摩擦阻力、浮力、重力和两相界面张力的影响,建立基于相场法的固井顶替效率数学模型并进行数值求解,评价固井顶替效率,采用环空顶替实验进行验证,分析井斜角、前置液结构、密度差、套管偏心度和套管旋转等因素对固井顶替效率的影响。结果表明:固井顶替效率数学模型有效改善传统模型的顶替界面模糊和振荡现象,具有一定的可靠性。井斜角改变重力沿井筒方向的分力并影响顶替界面形态的发展,水平井筒顶替界面形态的稳定性最差;采用“冲洗液和隔离液”的前置液结构时,水泥浆的顶替效率更高;优选流体密度差时,顶替效率提高5%;水平井筒中,套管偏心度为0.1时,顶替效率最高,但现场应用条件难以实现;套管旋转可显著缓解水泥浆宽边指进程度。考虑施工的难易程度,提高顶替效率的措施依次为:选用“冲洗液和隔离液”的前置液结构、优选密度差、采用套管旋转的顶替方式、控制套管偏心度小于0.1。该结果可为固井顶替效率的预测和优化提供指导。