环氧磷酸缓凝剂研发及抗220℃常规密度水泥浆综合性能

针对油井水泥常用缓凝剂在200℃以上稠化时间不稳定问题,笔者以官能团和聚合物功能结构为基础,对抗高温缓凝剂进行分子结构设计。以AMPS、SAS、NVP、AM和环氧丙基磷酸5种单体制备了一种五元抗高温缓凝剂NPAAS-1。采用红外光谱、热重分析以及核磁共振H谱对NPAAS-1进行表征。结果表明,缓凝剂NPAAS-1为预期产物,300℃时失重仅为22.30%。通过其性能评价可知,NPAAS-1在200℃以上具有很好的缓凝性能,且稠化时间与加量呈线性关系。在220℃下,缓凝剂加量为3.5%时,稠化时间为297 min;加量为4.5%时,稠化时间为530 min。可以实现对超高温环境下水泥水化速率的有效控制。

热引发聚合方法制备抗240℃水泥浆降失水剂

针对现有水泥浆降失水剂耐高温性能不足的问题,以高温热引发聚合方法替代传统水溶液引发剂聚合方法,设计并合成了抗温为240℃的三元水泥浆降失水剂HTFLA-A。通过实验确定了HTFLA-A的最佳合成条件:水与单体总质量比1∶1,控制温度为150℃,体系pH值为9,反应时间为32 h。并采用红外光谱(FT-IR)、热重分析(DSC/TGA)及核磁共振谱对HTFLA-A进行了表征。结果表明,HTFLA-A为目标预期产物,在439℃时的热失重仅为23.80%,这是由于高温合成过程中去除了单体中不稳定结构和有机合成过程中副反应产物,提升了高分子材料的抗温性能。对HTFLA-A的性能评价结果表明,当HTFLA-A加量为1.2%,可将水泥浆在180~240℃、6.9 MPa时API失水量控制在50 mL以内。

长庆小井眼丛式井固井技术

小井眼固井由于其井眼尺寸小、环空间隙小 ,给固井作业带来较大困难 ,常规固井技术难以保证其固井质量。针对长庆油田小井眼井浅、地层低压低渗、油层有底水或油水同层、丛式开发等具体特点研究出的小井眼固井实用技术 ,在现场应用中见到了良好效果。重点论述和介绍了该技术的工艺。

低压易漏长裸眼井注水泥工艺研究

论述了长庆石油勘探局在油气井固井过程中存在的主要生产难题———水泥返高不足和注水泥井段胶结质量不理想；分析了影响固井质量的主要因素———水泥浆体系质量较差、井漏、长裸眼井段顶替效率不高、水泥浆凝结过程中油气水侵；提出了提高全井封固质量的技术对策、提高天然气井注水泥质量的主要工艺技术以及套管防腐技术。这套技术大幅度提高了低压易漏井段和油气水活跃产层的注水泥质量，油气层合格率由攻关前的８０％提高到９９％；油气井优质率分别达到７８．１％和７７．７％以上。不但为简化井身结构开发方案提供了技术保障，而且为低压易漏长封固井段提高注水泥质量提供了宝贵经验。

长庆苏里格气田天然气欠平衡钻井实践

苏里格气田压力系数低 ,平均渗透率低 ,丰度低 ,产量低 ,是典型的“四低”气田。针对该气田的储层特征 ,长庆石油勘探局从 1999年开始进行以天然气为循环介质打开储层的钻井技术研究。通过对地层出水预测、地层稳定性、最佳注气参数等几方面的研究 ,得出了井壁坍塌压力梯度模式、钻头选型方法等 ,并在陕 2 4 2、苏 35 - 18井和苏 39- 14 - 1井、苏 39- 14 - 4井进行了试验 ,试验数据表明 ,机械钻速大幅度提高 ,苏 35 - 18井的钻速达到 18m/h ,是邻井的 9倍多 ,苏 39- 14 - 4井的天然气钻进井段为 10 92m ,是迄今为止天然气钻进井段最长的井。通过研究与试验 ,初步形成了地层出水、稳定性评价、井眼净化技术以及天然气钻井HSE文件。

陕242井天然气钻井实践

长庆油田在陕 2 42井采用了纯天然气钻井科学试验并取得了成功 ,进尺 15 7m ,平均机械钻速 11.77m/h ,天然气用量 7× 10 4 m3。对气体钻井的井壁稳定性、地层出水的综合评价、钻进中的注气参数、井控安全钻井技术以及相关的技术问题进行了分析 ,得出在干气钻井条件下井壁是稳定的结论。同时分析了 15个层段的出水情况 ,确定了 10个层段共 15 7m的段长出水量 0 .5m3/h ,适合于天然气钻井 ,从而为实施天然气钻井打下了基础。钻进中严格按天然气欠平衡钻井的技术规范操作 ,使得钻进过程顺利 ,填补了我国天然气钻井的空白。

套管膨胀后的抗挤强度计算

对膨胀套管膨胀后抗挤强度下降的原因进行了分析,考虑材料的包辛格效应及大的环向残余应力水平对套管抗挤强度的影响,对API屈服强度套管挤毁公式进行了修订,给出了膨胀后套管抗挤强度的计算方法,并对相关参数取值方法进行了讨论,以实测数据对理论计算结果进行了验证,证明修订后的公式具有高的计算精度。

G60、G69不渗透防气窜系列水泥添加剂在陕北地区气井套管固井中的应用

陕北地区气层低压、低渗、易漏，气井套管固井条件相当复杂。１０口并实践证明，应用Ｇ６０和Ｇ６９不渗透防气窜系列水泥添加剂配制水泥浆固井，各项性能指标满足要求，施工安全可靠，效果良好，尤其适用于在井径不规则井段提高固井质量。

陕甘宁盆地中部气田的固井技术

陕甘宁盆地地层破裂压力低、油气层分散、气层任和裸眼段长、膏盐层厚，封固井段长，增加了固井作业的难度。1992年以来，完成了提高地层承压能力的封固技术、钻井液处理技术、适合气田固井特点的水泥浆设计技术及其它综合工艺技术的研究和攻关，形成了一整套适合本地区地层特点的配套固井技术，固井质量稳步提高。声幅段优质率由1992年的28．50％提高到1996年的84．20％；合格率由1992年的59．30％提高到1996年的93．70％。

固井工程技术服务支持系统CEMSS

●固●井●工●程●技●术●服●务●支●持●系●统ＣＥＭＳＳ陈明亮（江汉石油学院）刘硕琼刘顶运（长庆石油勘探局）韩永友（江汉石油管理局）固井是钻井中最主要、最关键的一个环节，不仅成本高，而且施工难度大，它的成败直接决定着钻井的成败，从某种意义上讲是一道...

固井工程师CEMEAS助手系统

固井工程师助手系统是一个集固井设计、注水动态模拟、数据管理、固井报告生成和固井质量统计分析等功能于一体的大型综合性软件，已在油田投入使用。介绍了该系统的设计思想、组成、详细功能、总体特点及使用环境。

适用于长封固段固井的新型高温缓凝剂HTR-300L

为了解决深井超深井长封固段固井时水泥浆柱顶部缓凝或超缓凝的问题，合成了高温缓凝剂HTR-300L，并对其性能进行了评价。含HTR-300L水泥浆不同温度下稠化性能测试结果及差热分析、热失重分析结果表明：HTR-300L高温缓凝性能良好，高温下分子结构稳定，适用于井底循环温度70-200℃，且可通过调整HTR-300L的加量有效调节水泥浆的稠化时间。不同含盐量水泥浆稠化时间测试结果表明：HTR-300L抗盐性能良好，可用于含盐水泥浆体系的固井作业。对含HTR-300L水泥浆在不同顶底温差下的强度发展、稠化时间、流动度、API滤失量等进行分析发现：含HTR-300L水泥浆大温差下强度发展良好，可解决长封固段固井顶部水泥浆超缓凝的问题；HTR-300L适用温度范围广，且适用于高、低密度水泥浆体系；含HTR-300L水泥浆综合性能良好，且易于调整和控制，能够满足长封固段固井作业的各项要求。

水泥环力学参数与载荷间的适应性

为选择水泥环力学参数,保障水泥环封固效能,利用套管-水泥环-地层组合体结合有限元力学模型,研究了蠕变地层不同井深条件下水泥环屈服强度、弹性模量、载荷对界面应力及破坏形式的影响,分析了强度、弹性模量与载荷的力学适应性关系。结果表明:套管内加载时井口处水泥环易于发生周向拉伸破坏,井下水泥环则易于发生屈服和出现高的压应力。加载中水泥环发生弹性变形时,水泥环屈服强度对界面各应力不产生影响;弹性模量增加,界面各应力增加。水泥环发生屈服变形时,水泥环屈服强度增加,界面各应力均增大;弹性模量增加,界面接触压力增大,内界面周向应力降低;卸载时井口处水泥环易于发生胶结界面撕裂。水泥环具有低弹性模量、适当屈服强度、高抗拉强度、高胶结界面强度时承载能力高。

新型固井降失水剂HTF-200C

针对目前中国常规固井降失水剂抗温抗盐能力差、综合性能欠佳的问题,以2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸(AMPS)、N,N-二甲基丙烯酰胺(DMAA)、新型双羧基化合物为单体,采用水溶液自由基聚合的方法合成了耐盐、抗高温的共聚物型固井水泥降失水剂HTF-200C。HTF-200C微观结构表征和应用性能综合评价表明,各单体成功参与聚合,共聚物热稳定性良好;该降失水剂控失水耐温可达200℃,抗盐达饱和,可解决常规降失水剂高温下易水解、稠化实验"鼓包"等问题;以HTF-200C为主剂的水泥浆体系失水量低、抗盐耐温能力强、低温下强度发展快、无超缓凝现象、胶凝强度过渡时间短,具有很好的综合性能。产品在辽河油田陈古1-3井应用后固井质量达到优质。

固井用新型高温缓凝剂的研究与应用

针对深井、超深井长封固段大温差水泥浆柱顶部强度发展缓慢的问题,通过自由基水溶液聚合方法,研制了新型聚合物类高温缓凝剂GWH-1,并对其性能进行了评价。结果表明:GWH-1耐温可达200℃,抗盐可达饱和;通过调整GWH-1加量,能调节水泥浆的稠化时间;经130℃养护后低密度水泥浆(1.30 g/cm3)的稠化时间为386min,在30℃下养护72 h后的抗压强度大于3.5 MPa;高温水泥浆无游离液且水泥石上下密度差小于0.02 g/cm3;水泥浆综合性能良好,解决了长封固段大温差固井水泥浆顶部超缓凝难题。GWH-1在塔里木油田RP7008井等进行了应用,封固段固井质量优良。对深井长封固段提高固井质量、简化井身结构及节约钻井成本等具有重要意义。

油井水泥增韧剂的无皂乳液合成及性能评价

针对丁苯胶乳增韧剂存在的问题,合成了一种油井水泥胶乳增韧剂OWCL-1G并对其性能进行了评价.引入反应型乳化剂2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸(AMPS),采用无皂乳液聚合,避免了传统乳液聚合中残存的乳化剂吸水后导致水泥石溶胀、软化、强度下降等不利后果.乳液热失重、抗盐性、冻融稳定性测试表明:OWCL-1G耐热性良好,260,℃时开始分解,其抗盐达饱和,冻融稳定性良好.对含OWCL-1G水泥浆API失水量考察发现,OWCL-1G具有一定的控失水能力,与降失水剂配伍使用可获得低滤失量水泥浆.抗压和抗折强度测试表明,水泥石抗折强度明显提升,说明OWCL-1G有效增强了水泥石的韧性.扫描电子显微镜(SEM)测试表明,胶乳颗粒在水泥微缝隙间形成绒状桥接结构,而纯水泥的水化产物没有这种结构.

低温胶乳盐水水泥浆体系研究与应用

针对浅层盐穴储气库井固井中存在的强度发展缓慢、水泥石韧性差等问题,开发了适用于浅层盐穴储气库井固井的低温胶乳盐水水泥浆体系。室内实验研究表明,该体系具有稳定性好、失水量低、水泥浆稠化时间可调、水泥石力学性能优良等特点,并且胶乳增强了水泥石的弹性形变能力,使水泥石韧性增强,有助于提高水泥石抗冲击破坏的能力。胶乳盐水水泥浆体系综合性能良好,能改善第一、二界面胶结,提高浅层盐穴储气库井固井质量。并成功应用于安宁盐穴储气库安资2井。

抗盐降失水剂HTF-110L的研制及性能评价

针对目前固井降失水剂所存在的抗高温抗盐能力差、温度适应范围窄的问题,以2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸(AMPS)、丙烯酰胺(AM)、丙烯酸(AA)为主要单体,并引入新型多羟基羧酸化合物,采用自由基水溶液共聚合成了抗温、抗盐、温度适应范围广的降失水剂HTF-110L.采用正交实验法,优选出了最佳合成工艺条件.采用红外光谱、核磁共振和热失重分析对共聚物进行了表征.结果表明:各单体成功参与聚合,聚合产物为目标产物,降失水剂耐温性能良好;由于在共聚物分子链中引入了多种功能性基团,合成的降失水剂在淡水、盐水水泥浆中具有良好的降失水性能;降失水剂分散性弱,在高温条件下对水泥浆的稳定性影响较小,低温条件下缓凝性弱,对水泥石强度发展无不良影响,具有较宽的温度适用范围;降失水剂与其他油井水泥外加剂配伍性好,以HTF-110L为主剂的低密度、高密度水泥浆体系具有失水量小、流变性好、稳定性佳、过渡时间短、抗压强度高等特点,综合性能优异.

页岩气井水泥环完整性研究

四川盆地内的几个国家级页岩气示范区气井环空带压、套管变形等问题较为突出。为此,通过分析页岩气钻完井过程井筒内压力变化的条件,建立了计算井筒压力变化全过程的应力—应变状态下的套管—水泥环—围岩体系弹塑性力学模型,应用该模型分析了变内压下第一界面、第二界面微环隙的产生和发展,进而结合实际现场数据进行计算。结果表明:(1)加载过程不会产生微环隙,但加载内压的大小决定了水泥环塑性变形的程度;(2)卸载时内压的降低将导致界面受拉,从而产生微环隙,破坏水泥环的完整性;(3)可以通过优选水泥浆配方,提高水泥环力学性能,结合施工工艺措施优化来保障页岩气井水泥环完整性。13口井的现场试验应用结果表明,水平段固井质量平均优质率达92.67%,其中已投产的11口井均未出现环空带压,有效地改善了页岩气示范区的气井环空带压问题。该项研究成果可为同类区块固井水泥环完整性管理提供帮助。

新型固井降失水剂HTF-210C的研发及性能评价

针对当前高温降失水剂与其他外加剂配伍性差,低温条件下易造成水泥石强度发展缓慢,甚至产生超缓凝现象等问题,通过引入一种偏硅酸盐,研制了高温降失水剂HTF-210C.经红外分析表明,偏硅酸盐是以共混的形式存在于降失水剂中;经热重分析表明该降失水剂具有良好的耐热性能,耐热温度可达300,℃;经水泥浆性能评价表明,该降失水剂控滤失性能好,抗盐达饱和,与其他外加剂配伍性好,低温强度发展快,稠化曲线无'鼓包'、'包芯'现象,且重复性好,稳定性高.