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。

水泥水化影响水合物层稳定性定量评价装置及影响程度的评测

针对海洋深水水合物层在固井过程水泥水化放热对水合物分解量的影响缺乏量化评价装置及方法的问题,充分考虑固井过程中水泥浆体系与水合物层的接触方式,建立了一套模拟水合物层固井的水合物稳定性评价实验装置,该装置实现了低温高压下水合物的生成、带压条件下水泥浆与水合物层接触的流动泵入,直观地测试了与水合物层直接接触下的水泥浆水化放热对地层温度、压力的影响。根据设计的实验装置,通过对水合物饱和度、水合物分解气量的推导计算,建立了一套水合物模拟地层的制作方法,并建立了水泥浆水化影响水合物层稳定性评价方法。根据南海地区浅层地质条件建立了模拟水合物地层,泵入G级油井水泥净浆、低密水泥浆体系和低热水泥浆体系等3组水泥浆体系,得出单位体积油井水泥候凝过程中分解水合物的气体的量分别为0.7356、0.1091和0.0649 mol/L,且评测表明,低热水泥浆体系能够大幅度缩短固井候凝的等待时间。该研究为油气固井过程中对浅层水合物的影响提供了直观测试方法,也证明了海洋深水水合物地层中使用低热水泥浆体系的必要性。

水玻璃复合堵漏体系中氯化钙控释技术

水玻璃-氯化钙体系是常用的油井堵漏材料,但是水玻璃和氯化钙一接触即快速反应,只能采用双液法进行施工,工序复杂。因此拟对氯化钙进行控释,以期能够将水玻璃-氯化钙混合同时泵注,简化施工。该研究通过使用树脂体系对氯化钙进行包裹完成氯化钙的控释。通过改变体系中氯化钙的加量、交联剂的加量以及单体的种类及配比,考察以上3种因素对控释效果的影响。研究发现,通过树脂对氯化钙进行包裹时,氯化钙与单体的质量比为1∶4、交联剂加量为6%,可将水玻璃-氯化钙体系失去流动性时间延长至105 min。将已包裹氯化钙的树脂粉末进行二次包裹时,氯化钙与单体的质量比为1∶2、一次包裹二次包裹交联剂加量均为6%时,可将水玻璃-氯化钙体系失去流动性时间延长至110 min。在二次包裹的树脂体系中加入氯化钠,可将体系失去流动性时间延长至180 min。通过红外光谱和SEM谱图分析发现,吸水树脂通过减少氯化钙与水玻璃的接触面积来减缓反应的进行,树脂本身不参与水玻璃与氯化钙的反应进程。

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℃。

提升油气井长效生产寿命的穿越型水合物层固井理念及可行性

穿越型天然气水合物层进行深层油气生产作业时,由于井筒散热导致井周水合物受热分解,对水泥环与套管界面胶结处造成损坏,严重时会造成油气井的报废。针对这一技术难题,提出一种可以提升油气井长效生产寿命的穿越型水合物层固井理念,提出采用低水化热早强保温隔热水泥浆体系进行水合物层段的封固方法。同时对保温隔热材料提高水泥浆保温隔热性能的可行性进行研究。结果表明:在水泥浆中添加合理的中空微球材料可以使水泥浆在保持合理的水泥石强度的同时具有较低的水泥石热导性,复配材料加量为10%时水泥石的导热系数从0.8 W/(m·K)降低至0.32 W/(m·K),为解决当前深水油气井长效生产提供了新的解决思路。

固井虚拟仿真平台的设计与实现

针对难以深入工程现场开展固井实践教学的难题,设计和实现了一套固井虚拟仿真平台。该平台包括固井理论、固井设备与工具、固井工艺仿真训练、固井工程设计与模拟4个主功能模块、12个子功能模块。模块内容紧密结合工程实践且共享、更新方便。依托该平台设计了固井虚拟仿真教学过程,该过程突出学生的主体地位,以学生的自主学习、自主训练和自主设计为主,教师在过程中起引导作用,培养学生的学习能力、操作实践能力和自主设计及创新能力。该平台的应用将提高固井实践教学效果和教学质量,助推石油工程高素质专业人才培养。

深水气井测试条件下井筒水合物生成及浅层水合物分解的环空保护液导热系数

针对南海海域可能钻遇浅层水合物,且在深水井测试过程中井筒生成天然气水合物造成井筒堵塞的难题,从环空保护液的角度出发,以南海某深水气井为例,采用数值模拟方法,研究深水气井测试时不同产量下不同环空保护液导热系数对井筒生成水合物和浅层水合物分解的影响。结果表明:环空保护液导热系数越低,井筒生成水合物的临界测试产量越低,当环空保护液导热系数低至0.10 W/(m·℃)时,可满足产量5×10^(4)m^(3)/d,井筒内不生成水合物;随着环空保护液导热系数降低,井筒外缘温度随之降低,浅层水合物越不容易发生分解;现场测试产量下的井口温度与模拟结果误差均小于5%,验证了计算模型的可行性。

一种综合固化和桥接性能的堵漏体系

针对桥堵浆难以胶结会返吐井筒及触变水泥浆耐漏失压差能力弱,难以有效解决复杂恶性漏失的难题,在对触变水泥浆体系以及桥浆堵漏体系研究的基础上,综合桥浆堵漏和固化堵漏的优点,将二者相结合,研制了一种综合固化和桥接性能的复杂堵漏体系。通过对外加剂的研选,确定了具有良好流变性和触变性的触变水泥浆体系,其中新型触变剂LTA-1的加入对水泥浆稠化时间影响较小,且能增加抗压强度。并通过“狭缝实验”确定桥浆堵漏体系配方。最后根据稠化性能及强度评价,确定该复杂堵漏体系的配方比例为触变水泥浆∶桥浆堵漏体系=2∶1。在满足施工安全的基础上,该堵漏体系能够封堵3~5 mm裂缝块模拟的裂缝性漏失地层和6 mm滚珠模拟的大孔道漏失地层,承压强度大于14 MPa。该体系在满足施工安全的基础上,具有良好的触变性能和堵漏性能,对解决复杂地层的漏失问题起到良好的效果。

浅部地层自由套管外二次置换固井水泥浆体系研究

胜利油田经过了二十多年的开发,早期的开发井油层套管水泥面以上的套管腐蚀破坏严重,严重干扰正常生产。为此,拟对浅部地层自由套管段进行二次固井,可在修复套管密封失效的同时防止套管进一步腐蚀。针对环空二次固井注浆施工工艺特点,结合浅部地层松软的特点,在明确浅部地层自由套管外二次固井性能需求的基础上,对水泥浆体系进行开发。通过对胶凝材料体系、低黏触变剂、降失水剂和缓凝剂的研选,构建出一种低密度-低黏度-强触变-长稠化时间的固井水泥浆体系,其配方为:40%G级油井水泥+30%粉煤灰+30%矿渣+(20%~25%)低黏触变剂L-TA+2.5%聚乙烯醇降失水剂+(0.16%~0.32%)氧化锌+1%分散剂+0.5%消泡剂,水固比为0.56,水泥浆密度低至1.5~1.6 g/cm^(3),黏度小于50 mPa·s,稠化时间大于15 h,平均静切力差值为17.885 N/m2、且触变具有可重复性,满足东部老区浅部地层自由套管外二次固井作业的要求。

变内压条件下井筒完整性的弹塑性分析

针对套管内压变化影响井筒完整性问题,将套管、水泥环和地层视为弹塑性材料,从微间隙的形成及水泥环周向拉伸破坏两方面综合分析井筒的完整性,采用有限元方法模拟研究水泥环和地层机械参数变化对井筒完整性的影响。结果表明:水泥环弹性模量越大,越易形成微间隙和发生水泥环拉伸破坏;水泥环泊松比越小,形成的微间隙尺寸越大,越易发生水泥环拉伸破坏,但泊松比的影响程度较弹性模量小。地层弹性模量越小,越易形成微间隙且间隙尺寸较大,越易发生水泥环拉伸破坏;地层泊松比越大,形成的微间隙尺寸越大,但其影响程度较弹性模量小;地层泊松比变化对水泥环拉伸破坏的影响较小。在形成微间隙之前就可能会发生水泥周向环拉伸破坏。

可固化树脂基固井材料及其固化剂的优选

水泥基固井材料存在脆性大、抗腐蚀性差等缺点,在油气井长期生产过程中易发生脆性破坏导致环空带压、层间窜流等问题。可固化树脂基固井材料具有强度高、弹性模量低、弹塑性强等优点,具有作为固井材料的潜力。通过对几种主要可固化树脂基材料进行分析,在对适合固井需求的环氧树脂优选和固化剂初选的基础上,提出了一种使用黏度-时间曲线代替水泥浆研究中常用的稠化曲线来评价树脂基固井液稠化过程的方法,通过实验进行了树脂固化液体系的优选。结果表明,HSPT固化剂可操作时间较长,反应产物抗压强度超过70 MPa,弹性模量低于3 GPa,气测渗透率低,适合50~90℃下的油气井固井;聚醚胺固化剂的固化产物抗压强度超过75 MPa,弹性模量小于2 GPa,适合30~50℃下的油气井固井。

油井水泥膨胀性自修复剂机理研究

固井水泥石微裂缝严重影响层间封隔完整性、缩短油气井寿命,水泥石微裂缝自修复技术是解决这一问题的有效途径。然而,目前对于膨胀性自修复剂机理研究较少,缺乏理论支撑。提出利用填充系数评价水泥石微裂缝自修复效果,建立了膨胀性自修复剂封堵水泥石微裂缝的数学模型,明确了影响水泥石微裂缝自修复效果的主要影响因素。此外,根据巴西劈裂试验,设计了一种简单的、能够定量模拟水泥石微裂缝的方法。利用水泥石微裂缝自封堵评价仪,对自选择修复材料进行自修复评价实验,验证了自修复效果与自修复剂吸液倍率、加量、微裂缝宽度的关系。结果显示,自选择修复材料的遇水自修复临界填充系数为0.473,最大可封堵234μm微裂缝;遇油自修复临界填充系数为0.490,最大可封堵150μm微裂缝。研究结果为膨胀性自修复剂实现固井水泥石微裂缝自修复奠定了理论基础。

基于化学热力学的耐二氧化碳腐蚀水泥水化产物控制

油井水泥石的二氧化碳腐蚀问题严重威胁着井眼寿命。文章介绍了油井硅酸盐、铝酸盐、硫铝酸盐、铁铝酸盐和改性磷铝酸盐等五种水泥水化产物,利用化学热力学理论建立了含二氧化碳地层水—水化产物体系热力学模型,计算了水化产物与H^(+)和HCO_(3)^(-)反应的热力学平衡关系,优选出耐腐蚀性能较优的水化产物。结果表明,温度升高会促进羟基磷灰石腐蚀反应,抑制其它水化产物腐蚀反应。水化产物耐腐蚀性能优劣次序为羟基磷灰石、Tobermorite型水化硅酸钙、单硫型硫铝酸钙、Jennite型水化硅酸钙、水化铝酸钙和钙矾石相近、羟钙石。改性磷铝酸盐水泥的耐腐蚀性能最优,建议以其为基础开发耐腐蚀水泥浆体系,并优化产物组成,进一步改善水泥石耐腐蚀性能。研究结果对于解决油井水泥石二氧化碳腐蚀问题具有重要的指导意义。

固井水泥浆凝固过程中地层水窜流模拟实验

该文针对地层水窜流问题,设计了地层水窜流模拟实验。实验测量了水泥浆不同凝固状态时的窜流压力,观察分析了窜流形态,研究了窜流规律。结果表明:随着水泥浆候凝时间增长,窜流压力逐渐增大。候凝时间较短时,水泥浆内部胶凝网状结构强度较小,地层水易侵入内部形成窜流通道,但窜流通道尺寸较小;候凝时间较长时,胶凝网状结构强度增大,地层水已不能侵入内部形成窜流通道,只在侵入点附近聚集累积到一定压力后,再突破薄弱胶结界面形成窜流通道,候凝时间越长,聚集累积水量和突破压力越大。候凝时间较短时,可形成多条窜流通道,且通道宽度较大;候凝时间较长时,只能形成一条窜流通道,且随着窜流前进通道宽度逐渐变小。

环空扰动固井二界面胶结性能评价装置及方法

为了评价扰动条件下固井胶结性能,设计并制造了一套扰动条件下固井二界面胶结性能评价装置,建立了实验方法,实现了不同地层、泥饼是否存在、井下水泥浆是否受压差影响、不同井下温度及地层水流动状态等对二界面胶结影响的模拟,较好地还原了水泥浆体系在井下候凝状态受到流动地层水冲刷和侵蚀的过程;同时,实现了对固井二界面水力胶结强度的测试,丰富了固井质量的评价手段,为研究各因素对固井二界面胶结性能影响程度,以及提高固井二界面质量措施提供参考。

增压稠化仪的固井水泥浆触变性能评价方法

提出了基于稠度差值法的水泥浆触变性能评价方法,即采用增压稠化仪在不同停机时间前后的稠度差值来表征水泥浆触变性能的优劣。采用滞后环触变性评价方法与稠度差值法的对应性研究,验证了稠度差值法在中高温条件下评价水泥浆触变性能的合理性与可行性,建立了依据稠度差值对水泥浆触变性能优劣评价的标准。此方法不仅能够体现水泥浆静止后剪切应力随时间的变化,且便于操作及测量,为中高温触变剂、高温堵漏钻井液、高温防漏防窜水泥浆体系的开发提供帮助。

固井二界面泥饼固化强度室内评价方法建立

建立了一种固井二界面泥饼固化强度的室内评价方法。该评价方法借鉴固井水泥浆初终凝评价的维卡仪的原理,建立了固化泥饼强度评价装置,采用压力传感器实时记录测试过程中固化泥饼破坏承受的力;通过ABAQUS建模分析,建立了泥饼所受极限作用力与泥饼强度值的关系模型,从而实现了泥饼固化强度的定量化。该评价方法能够评价泥饼的固化强度,为泥饼固化技术的研究奠定基础。

二氧化碳埋存条件下油井水泥石腐蚀的热力学模拟

水泥石腐蚀问题是导致CO2埋存失效的关键因素之一。基于热力学吉布斯能最小化方法,模拟CO2埋存条件下水泥石的腐蚀,研究腐蚀过程中水泥石矿物组成与矿物质量的变化、矿物体积的变化和孔隙溶液pH值的变化,分析温度和压力对腐蚀的影响。结果表明水泥石矿物中羟钙石最先受到腐蚀,方解石的耐腐蚀性能最好,其他矿物的耐腐蚀性能相似;在羟钙石被完全腐蚀之前,水泥石矿物总体积不会缩小,孔隙溶液pH值基本维持不变,完全腐蚀之后总体积减小、pH值会降低,其他矿物陆续受到腐蚀。温度和压力对水泥石矿物种类的影响较小,温度越高时腐蚀水泥石所消耗的CO2质量越大;压力主要影响方解石的腐蚀,压力越高方解石的腐蚀程度越严重。研究结果可为水泥石CO2腐蚀的防治提供指导和依据。

CO_(2)埋存条件下SO_(4)^(2-)对油井水泥石腐蚀的影响

为探究CO_(2)埋存条件下SO_(4)^(2-)对油井水泥石腐蚀的影响,利用水泥柱表观及断面分析、X射线衍射(XRD)、扫描电子显微镜-背散射电子成像(SEM-BSE)、扫描电子显微镜-mapping图(SEM-mapping)等手段,分析SO_(4)^(2-)存在时水泥石表观特征、腐蚀速率、矿物组成及微观结构等方面的变化,揭示SO_(4)^(2-)对CO_(2)腐蚀油井水泥石过程的影响。结果表明:CO_(2)-SO_(4)^(2-)与CO_(2)腐蚀水泥石的机制类似,腐蚀过程中水泥石由外向内都出现淋滤脱钙层、碳化致密层、氢氧化钙溶解层和未腐蚀层等4个层位,不同之处在于CO_(2)-SO_(4)^(2-)腐蚀时淋滤脱钙溶出的Ca^(2+)在水泥石表面与SO_(4)^(2-)反应生成石膏;石膏起类似“保护层”的作用,降低了溶液中H^(+)和HCO_(3)^(-)等腐蚀性离子的侵入速率,使得水泥石的腐蚀深度和腐蚀速率较单独CO_(2)腐蚀情况要低。

CO2盐水层埋存条件下Mg^2+对油井水泥石腐蚀的影响

为探索CO2盐水层埋存条件下Mg^2+对油井水泥石腐蚀的影响,采用X射线衍射(XRD)、热重分析(TGA)和背散射电子像(SEM-BSE)等分析方法对腐蚀后的水泥石进行分析。结果表明:Mg^2+会减小CO2对水泥石的腐蚀速率;Mg^2+存在的情况下,水泥石表层生成的菱镁矿会一定程度上减缓碳酸钙的溶解,水泥石表面淋滤作用并不明显,内部生成的水镁石、菱镁矿和膨胀性矿物碳酸钙造成水泥石内应力增大而产生多条裂隙;Mg^2+存在的情况下,水泥石表层生成的菱镁矿及其内部生成的水镁石均会阻碍水泥石与外部腐蚀离子的反应,Mg^2+对CO2腐蚀水泥石的过程具有“减缓效应”。