一种饱和盐水水泥浆用新型促凝剂的研究

钻遇深水巨厚盐层时,易发生盐溶解和盐蠕变,给固井作业带来了极大的技术挑战。为了减少盐溶解对固井水泥浆性能造成的不良影响,采用饱和盐水配制水泥浆。针对饱和盐水水泥浆存在稠化时间长、抗压强度低的问题,开发出一种新型促凝剂C-A96L,并评价其在饱和盐水水泥浆中的各项性能。结果表明:C-A96L能够缩短水泥浆稠化时间和静胶凝过渡时间,提高水泥石24 h抗压强度,且不会影响水泥浆流变性能;以C-A96L为核心材料构建的饱和盐水水泥浆体系各项性能也均满足现场施工需求。

适合矿井防治水的水泥基化学复合材料研究

深层煤矿井开采过程中极易出现巷道涌水等事故,为了解决传统水泥基支护材料硬脆性强、韧性差以及抗渗能力弱的问题,以醋酸乙烯酯和聚乙烯醇为主要原料,在乳化剂OP-10和SDS的作用下,制备了一种改性聚合物乳液PVEA-1,并将其与水泥、粉煤灰、砂和PVA纤维等材料相结合,制备出了一种新型水泥基化学复合材料。考察了水泥基化学复合材料的基本物理性能、力学性能和抗渗性能,结果表明,改性聚合物乳液PVEA-1能够有效提高水泥基化学复合材料的流动度和保水率,并且随着PVEA-1加量的不断增大,水泥基化学复合材料的抗压强度逐渐降低,抗折强度先升高后降低,压折比先降低后升高,吸水率逐渐降低。当PVEA-1的加量为8%时,水泥基化学复合材料的综合性能较好,具有较高的韧性和抗渗能力,能够作为深层煤矿井防治水的支护材料使用。

超细水泥浆压堵融合提高高含水砂岩油藏油井产量

(目的意义)解决了现有深部调驱液流转向技术难以实现调堵剂深部有效放置,尤其是难以长效调控高渗条带的难题。采用超细水泥为调堵剂,使用压堵融合的调堵工艺将调堵剂进行深部放置,有效调控深部高渗条带,扩大注水波及体积,有效动用剩余油,能够以低成本高效的方式提高采收率。(方法过程)基于微细裂缝对水流优势方向控制的地质认识,以及水浸岩石力学强度下降30%的实验认识,采用高排量高压力的注入方式,构建压裂堵水结合的超细水泥深穿透液流转向调堵工艺。优化配套超细水泥配方体系,优化后配方为50%G级水泥+50%超细水泥+0.9%缓凝剂+1%减阻剂,水灰比为1∶0.8。通过2组2 m长填砂岩心不同排量与注入压力条件下的水泥物模实证实验,明确超细水泥浆深穿透运移作用机理,进一步针对中高渗油藏高渗条带,形成适应该工艺的技术体系,并开展现场试验。(结果现象)超细水泥浆性能优化后稠化时间8.5 h,失水量75 mL,析水率1%,流动度30 cm,表明优化后的封堵体系具有充足的施工时间。体系流动度好,析水率低,在储层中的滤失不显著,满足深部运移要求。物模实验结果表明,5 L/h低排量注入,水泥浆依靠渗流作用仅渗入40 cm;16 L/h大排量注入,水泥浆挤压岩心形成裂缝可实现2 m以上深穿透,作用距离延长4倍。中高渗油藏A36断块现场试验结果显示,实际施工压力与预期吻合,措施对近井吸水无影响。井组见效情况反映可以实现深部液流转向,有效期12个月以上,累计增油781 t。(结论建议)通过大排量、高压力的注入工艺可以使高密度、大剂量的水泥浆堵剂长效封堵深部高渗条带,实现深部液流转向。

濒海富水软土地层超深CSM与TRD成墙质量及综合工效对比分析

濒海富水软土地层中超深等厚度水泥土搅拌墙施工难度大,缺乏工艺可靠性和工效预估依据。依托上海浦东沿海地区某大型地下工程,开展80 m级超深CSM和TRD等厚度水泥土搅拌墙成墙试验,通过取芯检测和施工分析对比研究了2种工艺的成墙质量和综合工效。结果表明,CSM墙体的力学性能更优,其平均强度和抗渗系数分别达到了0.81~0.91 MPa和5.8×10^(-8)~9.9×10^(-8) cm/s,相应的TRD墙体指标分别为0.73~0.92 MPa和6.5×10^(-8)~1.0×10^(-7) cm/s;CSM的综合工效为2.4 m/d,TRD的综合工效与水平施工距离正相关,当施工距离大于20 m后,TRD的综合工效开始高于CSM,且最大工效可达2.8 m/d。研究结论可为濒海富水软土地层超深等厚度水泥土搅拌墙提供设计参数和施工组织依据。

CSM水泥土搅拌墙在临江某深基坑止水的应用效果分析

通过以汉口滨江国际商务区(五期)P5,P8地块深基坑工程为实例,介绍了在紧邻长江的软土地区深厚承压水含水层的水文地质条件下,采用CSM工法双轮铣水泥土搅拌墙作为隔水帷幕,阻隔断基坑内外承压水,保护基坑及周边安全。通过钻芯取样检测、降水水位监测、基坑监测,分析证明该施工方法隔水效果良好、质量好,安全可靠、经济环保,为以后在深基坑支护、止水设计和施工提供了参考。

紧密堆积优化水泥浆体系的优势与应用

利用紧密堆积理论,通过调节混合物固相的不同颗粒尺寸分布,使干混合物的堆积体积分数大于0.8而得到紧密堆积优化水泥浆(CemCRETE)。CemCRETE由于固相含量高、混合需水量低,液固比低,抗压强度发展快,使候凝时间缩短,建井速度加快,最终的抗压强度高;水泥石的渗透率小于0.05×10-3μm2,孔隙度一般为35％～45％,具有较好的防窜能力;水泥石收缩小,具有较好的层间封隔;CemCRETE水泥环还具有良好的耐久性、抗腐蚀性和抗射孔冲击能力。含高固相的优化水泥浆体系并不影响其密度和流变性,即使在高密度下也有恒定的粘度,胶凝强度低,滤失量和提粘效应低,易于混合和泵送,沉降稳定性好。低密度高性能水泥浆(LiteCRETE)是薄弱地层固井的理想材料,可用于打造斜塞、固尾管和浅层低压井固井,减少下套管柱层次和危险的多级注水泥作业及补救工作;高密度高性能水泥浆(DensCRETE)在高密度下提供较好的流变性,可现场调节密度和改善井控,在打造斜塞和高压注水泥作业中非常有效,可用于小井眼窄环空的固井;挤注水泥浆(SqueezeCRETE)具有滤失量和提粘效应低的特点,穿透较深,其高强度、低渗透率、低失水量的特性改善了注入条件,提高补救注水泥的成功率,并成为封堵废弃井的合适材料,常用于其它水泥材料不能修补的井眼问题;深水水泥浆(

深水固井低温水泥外加剂的开发及应用

针对深水固井面临的低温、海底松软地层、浅层流等技术难题,采用单体复配技术开发了新型深水固井低温早强剂PC-DA92S、PC-DA93L,采用悬浮聚合技术开发了低温降滤失剂PC-DG72S。根据南海海域钻探的实际井况,研制出了适合现场应用的2种低温水泥浆,对该水泥浆在深水环境下的性能进行了评价。在南海LH16-1-1井的现场应用结果表明,2种低温水泥浆体系低温早强效果良好,具有失水量小、防气窜能力良好、稠化时间易于调整、水泥浆性能稳定等优点,能够满足现场施工要求,可用于海洋深水表层套管固井。

海洋深水固井温度模拟技术

目前,海洋深水钻井已经超过3 000 m水深,但随着水深的增加,海水温度逐渐降低,而在低温下,水泥浆对温度很敏感,1～2℃的偏差会导致水泥凝结时间产生很大的变化,这就给固井带来了很大的挑战。因此,准确模拟深水注水泥过程中温度的变化是深水固井成功的关键。探讨了深水固井注水泥过程中水泥浆的温度变化、水泥浆候凝期的水化热情况,介绍了模拟注水泥过程中和候凝期温度变化的方法和措施,以指导水泥浆设计。

深水固井水泥浆技术研究

针对深水低温固井常遇到的问题,分析了深水表层浅层流的危害及防窜机理,介绍了深水固井水泥浆设计原理,提出了室内开发的深水低温水泥浆体系。

深水表层固井硅酸盐水泥浆体系研究

针对海洋深水表层套管固井作业,介绍了一种密度可调(1.20～1.80 kg/L)的低温低密度G级硅酸盐水泥浆体系。对低温低密度G级硅酸盐水泥浆体系的设计原理与水泥浆组分以及不同密度水泥浆配方进行了详细的论述,并对该水泥浆体系在深水环境下的性能进行了评价。结果表明,低温低密度G级硅酸盐水泥浆体系在低温环境下具有较高早期强度、低失水量以及良好的流变性和稠化性能,其中密度为1.20 kg/L的水泥浆在3℃温度下的稠化时间≤560 min,稠化过渡时间≤60 min,API失水≤70 mL,水泥石在5℃温度下养护24 h后的抗压强度≥3.5 MPa。这表明低密度G级硅酸盐水泥浆体系具有良好的低温性能,能够满足海洋深水表层套管固井作业要求。

水下释放塞注水泥工艺关键技术

浮式钻井装置水下井口系统注水泥工艺存在套管胶塞如何安放、安放位置如何选择、套管胶塞如何释放及如何适应水下井口系统等技术难点。针对该技术难点,通过分析水下井口系统的结构和工作原理,并对浮式钻井装置研究和实践,形成了浮式钻井装置技术套管和生产套管配套注水泥工艺,即水下释放塞注水泥工艺。分析了该工艺的原理、工具组成、施工中可能的风险点、工艺优化及发展趋势,介绍了现场应用中的技术准备、施工步骤及应用效果。研究表明,水下释放塞注水泥工艺可操作性强、连贯性好、稳定性高,满足浮式钻井装置钻井工艺需要,可解决水下井口系统注水泥工艺遇到的难题。

低水化热水泥浆用微胶囊型热控材料制备及应用

基于天然气水合物低温、高压及电解质条件下的分解特性,以常规波特兰油井水泥为基料,外掺入微胶囊型热控材料(PCM-1),制备了一种低水化热水泥浆体系。采用自研半绝热测试实验设备对水泥浆体系早期水化过程中的温度进行了连续测量,以水泥浆体系最高温度(Tm)及最大水化温升(Tr)表征了PCM-1对水泥浆体系水化热的控制效应。结果表明,PCM-1的含量15%时(以水泥的质量为基准,下同),该水泥浆较纯水泥浆的水化最高温度下降了22.3℃,最大水化温升下降了23.6℃;24 h及48h水化热分别下降了7.68×10^4J及7.28×10^4J。微胶囊能够有效地控制水泥浆的水化温升及水化热,大幅降低了深水水合物层的固井风险。

深水固井液体减轻低密度水泥浆体系

与传统的表层固井技术不同,深水表层固井由于受到深水环境和现场条件限制,对固井作业提出了新的要求。针对深水表层固井的难点,开发了一种新型液体减轻剂PC-P81L,并以其为主体构建出了深水固井液体减轻低密度水泥浆体系。室内实验结果表明,PC-P81L作为减轻剂对水泥浆具有密度调节作用,可在1.30~1.70 g/cm^3之间调节水泥浆密度;具有高悬浮性,最高可悬浮水灰比为2的水泥浆;具有增强作用,还可以应用于常规密度水泥浆中作为增强剂;具有促凝作用,可在深水低温环境下缩短水泥浆稠化时间。构建的深水固井用液体减轻低密度水泥浆体系,通过增大水灰比降低水泥浆密度,提高了水泥浆的造浆率,减少现场水泥用量;且配方简单,易于调节,外加剂以全液体形式添加,减小了现场工作人员的劳动强度;同时满足深水低温环境下的水泥浆性能要求,为下部钻进提高保障;液体减轻水泥浆体系作业成本较漂珠体系也大幅度降低,满足深水低温条件的性能要求,可适用于深水表层固井。

一种新型超深水低温早强剂

近年来,中海油在中国南海已经开发了多口超深水井,水深最深超过2000 m,极端的低温环境对水泥石的强度发展提出了严峻的挑战。针对超深水的固井技术难题,开发出了新型超深水低温早强剂ACC与NS,并对其低温下的增强性能展开了研究。结果表明,ACC与NS的最佳加量分别为8%和3%;在3～15℃的低温下,ACC与NS能提高水泥石的24 h和48 h抗压强度;在15℃下,采用水化热分析仪和超声波强度分析仪对水泥浆进行24 h不间断监测,与空白样和原有早强剂相比,ACC和NS能够使水泥水化放热量和水化反应速率明显增加,水泥石强度发展速率得到明显地提升,同时静胶凝强度过渡时间明显缩短。该新型早强剂ACC与NS已经在中国南海WN-XX井进行了现场应用,效果良好。

用于水窜通道堵水的超细水泥浆体系

利用超细水泥浆实现水窜通道深部堵水,需解决堵剂的深部注入性问题,而注入性能与堵剂的悬浮性和分散性密切相关。选用钠基膨润土(NT)水化胶体溶液作为堵剂的基础悬浮液,并考察了钠土水化规律。实验发现,钠土加量、水化时间、碱性环境、水泥外加剂对钠土水化胶体体系的影响显著,预水化5%单一钠土悬浮液30min以上,即可获得悬浮性能稳定的堵剂基础悬浮液。在基础悬浮液中加入30%超细水泥(XC),考察分散剂(CF)、降失水剂(CG)和改性乳胶(BCT)对堵剂分散性能的影响,配合中温缓凝剂(CH),得到可深部注入的超细水泥浆堵剂配方(初凝时间5 h):30%XC+5%NT+0.75%CF+2%CG+5%BCT+0.5%CH。模拟试验中的平均注入压力为0.289 MPa,表明该配方可用于水窜通道深部堵水。

深水固井水泥浆技术难点分析及其防治措施研究

深水固井有着不同于陆上油田特有的储层环境,也存在着不同于以往的作业难点及防治方案。综述了近些年来深水固井领域所体现出的重难点及相对应的防治措施,分析了当下海洋油气深水开发上的诸多问题,旨在为深水油气资源开采技术上的进步提供一定的参考和借鉴。

中国海油固井技术发展现状与展望

"十二五"以来,中国海洋油气勘探开发步入了高速发展的新时代,海上固井在超深水、高温高压、浅层气等复杂井况下也面临着更加严峻的技术挑战。经过"十二五"固井技术的科研攻关,中国海油开发出一系列高性能的固井添加剂、完善的固井工艺技术、精密的水泥浆评价仪器以及稳定可靠的固井装备,并在高温高压水泥环完整性、深水、浅层气和高压盐膏层等固井领域取得长足进步。针对低油价、勘探新领域、老油田生产、安全环保等形势,展望未来海上固井技术发展方向,指出固井产品需系列化和规范化,要创新研发针对性水泥浆体系、固井技术及固井工具等。

深水PC-LoCEM水泥浆体系在LH16-1-1井的应用

随着陆地油气资源的日益枯竭,加之浅水水域的油气资源储量有限,勘探开发面临着向海洋深水挺进的趋势,低温、海底松软地层、浅层流是这类深水地层的普遍特点。针对深水固井的技术难题,开发了新型深水固井低温早强剂PC-DA92S与PC-DA93L,并根据南海海域钻探的实际井况,最终研制出了适合现场应用的低温早强水泥浆体系PC-LoCEM。室内测试评价结果表明,这种水泥浆体系具有良好的低温早强效果、稠化时间易于调整,水泥浆体系稳定等优点,可用于海洋深水表层套管固井。南海LH16-1-1井的现场固井试验结果表明,上述水泥浆体系满足现场施工要求,浆体流变性、水泥石低温强度良好。

“十三五”中国海油固井技术研究进展与发展建议

"十三五"期间,针对中国海油固井技术从高温高压探井到高温高压气田开发井,从深水到超深水,从油气井水泥环短期防窜到全生命周期完整性等跨越面临的技术挑战,经过系统研究攻关,形成了高温高压井固井技术、深水井固井技术、非常规井固井技术、复杂盐膏层固井技术等具中国海油特色的固井技术体系。未来,为了适应中国海油持续增加的勘探开发力度,固井技术面临超高温高压、复合酸性气体腐蚀和超窄压力窗口挑战,超深水复杂浅层地质灾害、深水复杂开发井井筒完整性挑战,超低成本、超高时效挑战。建议中国海油固井技术发展需加强海上超高温高压复杂地层安全固井技术、超深水复杂地层安全固井技术、正常温压井降本增效的固井技术等方面研究,为中国海油油气勘探开发提供强有力的技术支撑。

深水高压井负压力窗口固井关键技术

南海陵水区块X1井钻遇异常高压气层,地层孔隙压力大于上层管鞋处的破裂压力,钻井液无法平衡地层压力,造成上漏下喷。针对深水高压井负压力窗口固井技术难点,采用"防漏+快凝+自修复+缓凝挤堵"4段功能水泥浆技术和配套工艺,成功实现了带钻具注水泥塞对高压气层进行有效封堵的固井作业,可为其他深水高压井负压力窗口固井作业提供借鉴。