稠油多轮次注采固井水泥浆体系评价与优选

在稠油多轮次注采开发过程中,井筒水泥环需承受350℃高温及多轮次温度交变,需要水泥浆体系具有良好的耐高温和抗疲劳能力。开发了4种耐高温水泥浆体系,在350℃高温循环加热的条件下,对4种水泥浆体系进行10轮次的加热,分别测定其抗压强度和弹性模量,并取样进行X射线衍射分析、扫描电镜形貌分析、纳米CT扫描测试。评价了4种水泥浆体系的抗高温循环能力,探讨了其性能变化的机理。试验结果表明,复合加砂水泥和耐高温韧性水泥可满足稠油多轮次注采开发需求,硅酸盐水泥中添加细硅粉和弹塑剂可有效改善其抗高温能力和耐疲劳能力。

多用途低温低密水泥浆体系室内研究及应用

多用途低温低密水泥浆体系,以G级油井水泥为基质,以人造玻璃微珠及火山灰活性胶凝材料为减轻材料,并辅其他功能性添加剂构建而成。体系以固相悬浮为基础模型,以紧密堆积技术为基本理论。通过优化颗粒级配提高单位体积水泥浆中的固相体积分数。减轻材料的使用进一步减少了固相颗粒间的游离水,降低水灰比,增强水泥石的致密性,降低渗透率,促进水泥石早期强度发展。现场应用结果表明,在不改变水泥浆体系材料种类的基础上,水泥浆配浆密度可实现1.4 g/cm^(3)与1.5 g/cm^(3)转换,同时可实现淡水配浆及海水配浆双液体作业;水泥浆适用温度范围为30~80℃;具有良好的浆体流动性,API失水可控,自由水为零,早期强度高,稠化时间可调。

丁苯胶粉固井水泥浆的研究

本文对市售丁苯胶粉(SB)理化性能分析,并对其用于固井水泥浆进行探讨。红外光谱分析表明其是以高岭土为隔离剂的羧基丁苯胶粉,其水溶液粒度分布呈现纳米级颗粒并表明其具有良好可再分析特性;在水泥浆中单独使用丁苯胶粉存在破乳现象,若添加以十二烷基二甲胺羟丙基磺基甜菜碱LHSB与壬基酚聚醚TX-15组合物(质量比4∶1)为稳定剂时,可消除破乳现象,90℃和140℃稠化曲线均正常;水泥浆中引入丁苯胶粉,水泥浆略有增稠,失水和SPN值均变小,说明胶粉起到辅助降失水和提高水泥浆抗窜性能;胶粉影响水泥石24 h早期强度,但对于6 d后水泥石起到降模量和增加泊松比的作用,水泥石弹韧性得到了改善。

控压固井注入阶段流体密度和流变性分段预测方法

为解决控压固井注入阶段入井流体密度及流变性预测难的问题,设计了流体密度和流变性测量试验,基于试验结果优选了流变模式,建立了考虑不同流体性能差异的温压耦合模型,提出了流体密度和流变参数的分段预测方法。以川北地区X井为例进行了模拟计算,模拟结果表明:采用分段方法可将赫巴模式、四参数模式等多种流变模式作为优选对象,能更精确地描述流体的流变性;控压固井注入阶段采用常规计算方法,井口回压值偏低,大大增加了地层气侵风险,且不同方法预测的环空温度场相差不大;温度和压力的耦合作用对于流体密度和流变性及其变化规律的影响较大,也会对环空浆柱结构的设计及固井施工效果产生重要影响。研究结果为控压固井设计施工提供了理论依据。

一种适用于油基钻井液堵漏水泥浆体系研发

水泥浆堵漏是解决恶性漏失的有效措施之一,但是水泥浆在油基钻井液中难以凝结固化,致使其使用受限。从油基钻井液污染水泥浆机理出发,开发油水置换剂,并对胶凝体系和配套降失水剂和缓凝剂进行研选,开发油基钻井液堵漏水泥浆体系,并对水泥浆体系性能进行评价。研究表明:通过微乳液共聚法(即油相和水相同时引发聚合)制备了油水置换剂,在油井水泥中加入油水置换剂后,钻井液与水泥浆的相容性良好,水泥浆与油基钻井液体积比为50∶50的混浆体系在50℃条件下养护时间24 h,强度可达2 MPa左右,且油水置换剂具有很好的广谱性能,现场不同区域取的不同类型的油基钻井液,均发展强度;研选了配套降失水剂BXF-200LL和缓凝剂GH-9,开发出了适用于油基钻井液堵漏的水泥浆体系,油水置换剂对水泥浆稠化没有不良影响,且抗温达120℃。

防漏堵漏隔离液体系的研制与评价

固井施工过程中的漏失问题严重影响一次上返全封固井环空的成功率,常规的隔离液体系无法有效实现防漏。为此,本文研发了一种防漏堵漏隔离液体系,该体系选择弹性材料(橡胶胶粒)作为架桥粒子,SC-yt聚合物作为吸附材料,木屑作为充填加固材料,通过这几种材料的复配,针对2 mm的裂缝其封堵性能最高可达7 MPa,且该隔离液体系与钻井液、水泥浆配伍性良好,能够满足现场施工要求。

一种新型材料固井水泥石的抗高CO_(2)分压腐蚀性能评价

井下高温、高CO_(2)含量条件使水泥环长效封固周期寿命缩短,水泥环完整性保障难度增大,由于在较高的压力环境下CO_(2)呈现低黏度、高扩散性和高压缩性的超临界特性,会加剧水泥石的腐蚀。本文与常见的6种防腐材料进行防腐性能对比测试,研发了可用于井下高温、高CO_(2)分压环境中的一种新型防腐材料。室内实验结果表明,新型火山灰混合材料由于二次水化反应消耗Ca(OH)_(2)提高水泥石长期强度,且电镜下微观观察分析,新型火山灰混合材料水泥石渗透率更低,CO_(2)环境中养护30 d后水泥石表面仍存在CaSiO_(3),表明侵蚀仍在表层进行。新型火山灰混合材料的水泥石具有30 d腐蚀深度1.17 mm、抗压强度衰退率2.6%、渗透率变化率2.1%更好的抗CO_(2)腐蚀能力,且具有良好的综合施工性能。

深水固井水泥性能及水化机理

针对深水固井中出现的低温、浅层水—气流动问题,测试了G级油井水泥—硫铝酸钙复合深水固井水泥体系的稠化时间、静胶凝强度、抗压强度、长期抗压强度和水泥石体积膨胀率,利用XRD手段表征了不同温度下水化产物和长期水化产物。结果表明:早期主要为硫铝酸钙矿物熟料水化生成钙矾石AFt,使水泥浆具有优异的低温早强、"直角稠化"、静胶凝强度"过渡时间"短和水泥石体积微膨胀的优点;后期主要为C3S、C2S水化生成水化硅酸钙凝胶C2SH2和Ca(OH)2,水化硅酸钙凝胶C2SH2填充在钙矾石AFt晶体间,使水泥石结构致密,促进水泥石强度持续增长。体系中主要水化产物AFt、C2SH2凝胶稳定保证了水泥石力学性能的长期稳定。

锂盐早强剂改善油井水泥的低温性能及其作用机理

为缩短深水低温固井候凝时间,开展了锂盐早强剂对油井水泥低温水化能力和性能影响的研究。结果表明,锂盐早强剂通过加快水化保护膜破裂使水化诱导期缩短的方式提高油井水泥中C3S、C2S低温水化能力,从而明显缩短油井水泥的低温稠化时间,提高低温抗压强度,并且对水泥浆初始稠度无影响,表现出优异的低温早强功效。锂盐早强剂对油井水泥的水化产物类型无影响,水化产物主要为硅酸钙凝胶、Ca(OH)2晶体和少量钙钒石AFt晶体,与单纯油井水泥水化产物一致,但水化产物的微观结构较常规水泥石致密。

工作液密度降低对水泥环界面胶结的影响

固井后工作液密度的降低会造成水泥环与套管和地层脱离胶结,从而形成微环隙,导致水泥环的层间封隔失效。根据厚壁圆筒理论,建立了更符合水泥环受力状况的套管—水泥环—地层力学模型,给出了工作液密度降低对水泥环与套管及地层间所受到的应力位移计算式。模拟计算结果表明,在相同井深处,工作液密度降低值越大,水泥环受到的应力值越大,界面处越容易产生微环隙。对于相同密度降低值,水泥环受到的应力值和产生微环隙的可能性随井深的减小而减小。结合模拟计算值和试验,测试不同水泥浆体系的水泥石与模拟套管的胶结强度值,选择和设计不同的水泥浆体系或降低合理的工作液密度值以防止微环隙产生的新途径。

油井水泥与钢管胶结界面处微观结构研究(I)

阐述了微观结构研究的意义 ,研究了静态养护条件下油井水泥与钢管胶结界面处的微观结构 ,结果表明油井水泥与钢管胶结界面处存在大量易冲蚀的Ca(OH) 2 晶体和高碱性的C -S -H凝胶 ,是一个结构较疏松、薄弱的过渡带 。

一种耐高温防腐防窜水泥浆体系的研究

目标区块属于高温高压井,且在钻进过程中发现大量的二氧化碳气体,需要构建一种集耐高温、防腐蚀、防气窜等功能于一体的固井水泥浆体系。经过抗高温衰退材料、防腐增强材料、高温降失水剂和高温缓凝剂的研选以及体系的优化和性能测试,成功构建出了一种适用于该区块的耐高温防腐防窜水泥浆体系,施工性能满足要求,防腐蚀、防气窜性能良好,抗高温衰退能力强,满足现场作业需求。

新型促凝剂DWA改善固井水泥低温性能的实验

模拟深水固井低温环境,考察新型锂盐复合类促凝剂DWA对固井水泥浆稠化时间、静胶凝强度和抗压强度的影响。结果表明:促凝剂DWA能促进固井水泥的低温水化能力,缩短水泥浆稠化时间,明显缩短稠度30～100 Bc、静胶凝强度48～240 Pa的时间,显著提高水泥石早期抗压强度,表现出优异的低温早强、防窜性能,有助于解决深水固井面临的低温、浅层水-气流动难题;DWA促凝作用优于CaCl2,对水泥浆初始稠度无影响,是一种无副作用的新型多功能促凝剂。

MTC固井液二界面胶结强度实验研究

常规水泥浆体系固井二界面胶结强度较低,为了解决这一问题,进行了MTC固井液二界面胶结强度实验研究。结果表明,MTC固化体的体积收缩率远小于水泥石的体积收缩率。与低密度水泥浆体系相比,MTC固化体系与泥饼之间能够实现整体固化胶结,MTC固化体二界面胶结强度受井壁界面性质影响较小,尤其在有一定泥饼存在的情况下更是如此。但由于MTC固化体的抗压强度较低,在地层压力或注入压力较高的井中应谨慎使用。

页岩气高密度固井前置液实验研究及优化

在页岩气固井作业中,通常会采用前置液来解决由于水泥浆与钻井液不相容引起的浆体稳定性差、地层漏失及固井质量差等问题,但是由于前置液加重剂颗粒级配不合理和清洗井壁效果不理想,会导致井内混浆多,水泥与井壁胶结质量差,进而影响前置液防漏堵漏效果和水泥石的强度。因此,室内研究了一种清洗型隔离液(C21L),对高密度加重C21L与水泥浆、泥浆之间的配伍性研究,抗高温性等性能进行了评价。实验结果显示,C21L具有良好的抗温性,在水泥浆和泥浆中加入该前置液有效改善了混浆的流动性,且清洗效果好,为页岩气高密度固井作业奠定了技术基础。

水泥自修复技术在固井中应用研究进展

目前,固井采用的基材多为油井水泥,由于其为先天性脆性材料,且在水化过程中会存在体积收缩现象。在长龄期的服役过程中,水泥环易出现微裂缝或微间隙。基于此,国内外研究者开发了修复技术,自修复材料利用其作用机制对损伤部位进行修复,实现对水泥环力学或胶结能力的修复。本文对水泥自修复技术在固井中应用研究进行了综述,并对未来发展做了展望。

遇CO_(2)自修复防腐固井水泥浆体系研究及应用

针对在CCUS井下难以维持水泥石长期完整性的问题,构建了一种遇CO_(2)自修复防腐固井水泥浆体系。该体系引入了自修复材料以及防腐材料,配合其他外加剂形成了密度1.9g/cm^(3)的水泥浆体系。该自修复水泥浆体系常规性能良好,能够达到固井施工的要求。研究了该体系的防腐性能以及自愈合性能,研究结果表明,腐蚀30d后水泥石的腐蚀深度小于1.00mm,CO_(2)腐蚀后抗压强度增强。腐蚀30d后,造缝自修复水泥石的抗压强度相对增长百分比为149.30%。腐蚀12h和24h后,水泥石的自修复率分别为97.64%和97.97%。本文构建的自修复防腐固井水泥浆体系能够有效推进CCUS技术发展以及助力CO_(2)上百年的封存。

低摩阻水泥浆在长庆气田桃2区块长水平段固井中的应用

普通的减轻材料配制的低密度水泥浆体系存在耐压能力差等缺陷,经井底高压后实际密度有所增加,减轻效果变差。对苏里格区域水平段固井分析,发现常用的轻珠体系施工摩阻明显要高于粉煤灰体系。经评价筛选,调配出以次纳米硅为主要减轻材料,密度1.40 g/cm^(3)的低摩阻水泥浆体系,该体系经高压后密度增加值≤0.04 g/cm^(3),体系稳定,范宁摩阻系数小。在长庆气田桃2-H井3931 m的长水平段固井中使用,有效控制施工起压值18 MPa,在裸眼段增加的情况下,实际施工压力下降5~6 MPa,理论摩阻压力和实际接近,固井质量合格,为长水平段固井施工提供参考基础。

空心玻璃微珠在老井侧钻井中的应用

随着油气田的开发,老井开窗侧钻井逐渐增多,该类井具有环空间隙窄、水泥石性能要求高等特点。部分井开窗点高、裸眼段较长,目前广泛使用的1.18~1.55g/cm^(3)普通低密度水泥浆体系无法兼顾一次上返固井要求及后期开发的强度要求。经室内优选出空心玻璃微珠作为减轻材料配制出1.15g/cm^(3)的低密度水泥浆体系,该体系具有流动性好、稳定性高、抗压强度高等优点,能够兼顾固井工艺要求与强度要求,现场应用2口井,固井质量良好,在天然气开窗侧钻井中具有良好的应用前景。

高强增塑低密度水泥浆体系研究

常用的低密度水泥浆体系在低压易漏地区固井存在强度低的缺陷,油气勘探开发对低密度水泥浆体系提出了更高的要求。研究开发了以漂珠、水泥颗粒、微硅颗粒和颗粒级配增强剂为主构成的4级颗粒填充结构及与之配套的增韧复合纤维构成的高强增塑低密度水泥浆体系,对水泥石强度、水泥环抗冲击能力、水泥浆性能、浆体稳定性进行了室内实验。实验结果表明,水泥浆具有流变性能好、失水量小、稠化过渡时间短的优点,可显著提高低密度水泥石的综合强度、水泥浆的稳定性和防窜能力,与其他外加剂也有良好的配伍性。在胜利油田及川东北地区进行了现场应用,效果良好,为解决当前低压易漏井的固井问题提供了一个可行的途径。