抗高温高密度水泥浆体系研究与应用

油气田为获得高产油气井,目的层位愈发加深,对井深质量的要求越来越高,故在建井期间的固井作业至关重要。深井固井面临高温、水泥浆密度高等难点,所以抗高温、高密度水泥浆体系的性能,直接影响油气井固井作业的成败,对日后的油气井产量有决定性影响。对抗高温高密度水泥浆体系的室内研究以及现场固井应用进行全面论证,介绍了试验的操作方法、水泥浆体系关键材料以及试用性能评估,和一套抗高温高密度水泥浆体系的配方及其性能,以及现场固井施工应用,希望能对油气井固井作业有所帮助,能够有效提升固井作业的质量和成效。

且深1井盐层尾管超高温高密度固井水泥浆技术

且深1井是中石化西北油田分公司部署在塔里木盆地塔中地区的一口风险探井,四开中途完钻井深8745.00 m,井底静止温度196℃。针对且深1井四开固井面临的高温、高压、高盐、小间隙和全油基钻井液难驱替等诸多技术难题,围绕水泥浆体系的强度衰退、沉降稳定性、流变性能、稠化时间4个方面展开研究。通过引入富铝材料抑制强度衰退,优选不同粒径加重材料、硅粉调控沉降稳定性,配合耐超高温降失水剂、复配缓凝剂、聚醚-羧酸类分散剂综合调控水泥浆各项性能,设计出一套耐温200℃,密度高达2.3 g/cm^(3)的超高温高密度抗盐水泥浆体系。该水泥浆体系性能稳定,API失水量为44 mL,流性指数n大于0.7,稠化时间线性可调,高温沉降稳定性为0.01 g/cm^(3),1 d和28 d的抗压强度分别为19.2 MPa和27.1 MPa,未见衰退迹象。结合驱油型加重前置液体系和其它固井技术措施,且深1井固井施工顺利。

高密度水泥浆固井胶结面密封性评价研究

针对高温高密度油井水泥浆体系固井胶结面密封性能评价问题,本次研究首从实验仪器、实验原理、实验材料以及实验步骤出发,开展高温高密度水泥浆体系实验研究,并从膨胀剂加量、环空补偿压力以及养护温度出发,开展高温高密度水泥浆体系固井胶结面密封性能评价分析。结果表明:水泥浆的体积膨胀与固井表面初始应力的变化是一致的。它可以作为评价水泥表面密封性能的关键指标之一。环空补偿压力、水泥养护温度和膨胀剂的添加是水泥浆体系体积膨胀性的三个主要控制因素;随着补偿压力、固化温度和膨胀剂用量的增加,胶凝表面的密封能增加、力量增加。研究结果为优化水泥浆体系和固井施工技术提供了理论依据。

抗高温高密度固井水泥浆体系研究

高温环境固井作业对水泥浆体系性能要求高。为了满足高温高压井固井作业需要,通过水泥浆添加剂研究,构建了抗高温高密度固井水泥浆体系,并对水泥浆的性能进行评价。结果表明,研究的高温稳定性、加重剂、高温降失水剂和高温缓凝剂能有效调节水泥浆的密度,降低水泥浆失水量,调节水泥浆稠化时间。构建的2.0 g/cm^(3)和2.2 g/cm^(3)高密度水泥浆体系施工性能优异,且高温下力学性能稳定,能满足固井作业要求。研究结果可为高温固井作业提供技术支持。

高温高密度水泥浆配方设计难点及对策

分析高温高密度水泥浆配方设计难点和水泥浆性能变化的影响因素,通过理论分析和实验设计,解决了高温高密度水泥浆配方设计难题,该技术对高温高压井固井水泥浆配方设计具有重要的指导意义。

耐高温高密度防腐固井水泥浆

深层含酸性气体油气井中,高温、高压含CO_(2)气体环境易腐蚀水泥石,破坏水泥环密封完整性。为开发具有防腐能力的高温高密度固井水泥浆体系,对水泥浆关键材料进行研究,构建了抗高温高密度防腐水泥浆体系,分析了水泥浆性能和微观形貌。实验结果表明,锰矿粉加重剂能显著提高水泥浆密度,制备的水泥浆体系高温下抗腐蚀能力较好;研究的降失水剂JS18L、缓凝剂H16L在高温下能降低水泥浆失水量,调节稠化时间。将无机复合防腐剂NAM-H、聚合物防腐剂SZ-M2结合使用,作为防腐材料可增强水泥石防腐性能。使用研究的添加剂材料构建密度为1.90~2.20 g/cm^(3)的抗高温高密度防腐水泥浆,水泥浆体系流变性好,稳定性高,失水量小于50 mL,稠化时间在3~5 h可调,满足固井作业要求。高密度水泥石高温下力学性能稳定,防腐能力强,水泥石腐蚀30 d的抗压强度衰退率在25%以内,腐蚀深度小于1.5 mm。该研究成果可为高温高压酸性气井以及二氧化碳地质封存井固井作业提供技术支持。

磁铁矿对超高密度水泥浆体系性能的影响

针对钻探深井超深井过程中的高温高压固井问题,研制一套抗高温超高密度水泥浆体系。该水泥浆体系由磁铁矿粉、降失水剂FS-23L、分散剂SXY-2、缓凝剂HX-31L配制而成。通过对超高密度水泥浆流变性、流动度、沉降稳定性和抗压强度等的评价,得到磁铁矿加重剂的优选加量范围,以及适应循环温度150℃的综合性能良好的水泥浆配方。

高密度抗盐水泥浆体系研究

针对高温、高压盐层中固井出现的各种问题,研制出两种高密度抗盐水泥浆体系。对两种高密度抗盐水泥浆体系配方各组分进行筛选实验,结果表明,分别以重晶石、铁矿粉为加重剂,另加SZ1-2降失水剂、SXY分散剂、KQ-D防气窜剂、SN-2A和CST-2缓凝剂及DGN多功能外加剂可配制密度分别为2.2和2.4g/cm3抗盐水泥浆体系。两种高密度抗盐水泥浆体系均具有在淡水和18%盐水中流变性好、触变性强、失水量小、抗压强度高和稳定性好等特点,能克服常规水泥浆盐层固井中出现的问题。

基于热增黏共聚物的高密度水泥浆高温稳定剂

针对水泥浆高温沉降失稳问题,设计开发了一种基于热增黏共聚物的高温高密度水泥浆稳定剂。首先,合成了一种热增黏共聚物,共聚物中引入新型疏水单体,测试了热增黏共聚物溶液不同温度下的流变性能,探索了其热增黏机理。热增黏共聚物溶液表观黏度随着温度的升高逐渐增加,115~125℃时达到最大值,温度持续升高,表观黏度略有降低,但150℃表观黏度仍可维持在初始表观黏度的2~4倍,表现出良好的热增黏效果。基于合成的热增黏共聚物,与助剂复配,制备了高温高密度水泥浆悬浮稳定剂,评价了稳定剂对高密度水泥浆沉降稳定性的影响,和加有稳定剂的高密度水泥浆流变性能、失水量、游离液、稠化性能和抗压强度等综合性能。实验结果显示,2.50 g/cm^(3)高密度水泥浆中加入1%稳定剂后,150℃水泥浆密度差由0.58 g/cm^(3)降低至0.07 g/cm^(3),水泥石密度差降到0.08 g/cm^(3)以下,水泥浆高温变稀现象得到抑制,稳定性显著改善。加入稳定剂后,高密度水泥浆失水量及游离液降低,对水泥浆稠化时间、流变性能及抗压强度影响小,综合性能能够满足现场施工需求。

莺琼盆地抗高温高密度防窜水泥浆研究及应用

南海西部莺琼盆地地质条件复杂,井底温度高达200℃,压力系数高达2.30,安全密度窗口极窄,固井过程中极易发生气窜,压稳与井漏矛盾突出。通过使用抗高温胶乳型防气窜剂,以球形颗粒的锰矿粉作为加重材料,优化得到抗高温防气窜高密度水泥浆体系。室内评价结果表明,高密度(2.40 g/cm^3)防窜水泥浆高温流变性好,失水量低,早期抗压强度高;同时沉降稳定性好,高温养护后水泥石上下密度差较小;高密度水泥浆静胶凝强度发展快速,稠化过渡时间小于5 min,且稠化时间受温度影响小,可有效防止气窜发生。该高密度水泥浆体系在莺琼盆地3口超高温高压气井得到成功应用,固井过程中无漏失发生,且固井质量检测结果显示固井质量良好。

高密度三凝水泥浆体系在留69-14X井的研究与应用

留69-14井是华北地区冀中凹陷大王庄油田留69断块构造上的一口定向开发井,完钻井深3819m/3580m,最大井斜33.1°。此井存在长油层段、井底温度高、井眼质量差、井径扩大率大、顶替效率差、井下情况复杂不易压稳,固井后有可能导致层间窜流等一系列固井技术难题。文章针对固井技术难题,结合该断块地质特征,提出采用三凝水泥浆体系进行封固的技术思路,经过室内化验与在留69-14X固井中的现场应用,发现此技术思路可以取得良好的固井效果。

防窜双凝高密度水泥浆体系研究与现场试验

水泥浆的性能是固井的关键,直接决定着一口井固井质量的好坏,水泥浆密度、稠化时间、强度、析水等一系列指标都改变水泥浆性能。根据水泥外加剂的作用,经过室内研究,在水泥浆中加入降失水剂、分散剂、调凝剂、消泡剂等外加剂,优选出适合该区块固井的防油气水窜双凝双密度水泥浆体系。在某生产油井固井现场试验,固井质量合格率100%,优质率98%以上,取得了良好的效果。

高密度抗钾盐水泥浆体系研究

针对岗钾井区高温高压富钾卤水层固井作业时可能发生的井喷、窜槽的问题,研制出了高密度抗钾盐水泥浆体系。该水泥浆体系具有流变性较好、失水量小、抗压强度高和稳定性好等特点,能克服常规水泥浆固井中出现的问题,达到满足该工区高温、高压钾盐井施工中的固井作业,保证施工安全和固井质量。

庆深气田古龙B井抗高温高密度防窜水泥浆研究与应用

针对古龙B井尾管固井水泥浆在超高温下稳定性不易保证、常规密度的水泥浆不满足应用要求等问题,研选出抗高温水泥浆外加剂及加重材料,设计出抗高温高密度防窜水泥浆体系。该体系具有耐高温、抗压强度高、防窜性能好等特点,并在古龙B井尾管固井中应用,水泥浆各项性能均满足固井要求,现场应用效果较好。

热采井耐高温低密度水泥浆体系研究

针对稠油油藏埋藏浅且地层的破裂压力较低的特点,基于晶体化学中的紧密堆积排列理论,设计了一套耐高温低密度水泥浆体系。该体系以玻璃漂珠为减轻剂,碳纤维为增韧剂,具体配方以G级水泥为基础,其他添加剂加量(w)为:35%硅粉+2%膨胀剂Bond+76.7%淡水+6%降滤失剂CG88L+2.4%分散剂CF44L+8%填充剂MX+3%增强剂STR+1%消泡剂CX601L+0.6%缓凝剂H21L+28%漂珠+0.3%增韧剂XW-3,该水泥浆体系密度为1.4 g/cm^3。室内试验评价结果表明:该体系的水泥具有良好的韧性,其80℃养护24 h的抗冲击强度可达1.91 kJ/m^2,抗压强度25.8 MPa,API静态滤失量37 mL,稠化时间195 min。水泥石在经过350℃的超高温养护7 d后,其强度依然有20.5 MPa。说明该低密度体系水泥耐高温性极好,满足固井作业的基本需求。

抗高温高密度水基钻井液体系研究

针对抗高温高密度钻井液体系及应用工艺对超深井、深井成功钻探至关重要,国内外抗温200℃、密度达2.30g/cm3的水基钻井液体系的研究应用报道较少,且国外在此条件下多选择油基钻井液体系的问题。通过优选磺化类抗温处理剂、加入高温稳定剂等途径建立了抗温200℃、密度达2.30g/cm3的淡水钻井液体系和含氯化钾体系。该体系热稳定性优良,高温高压下流变性合理,具有一定抑制性。对深井、超深井钻井液的选择使用具有指导意义。

复合加砂抗高温防衰退水泥浆体系

普通加砂G级水泥无法满足异常高温固井,水泥石高温强度衰退严重。针对高温深井固井问题,开展了在145~180℃下35%硅粉加量水泥石强度衰退机理研究,探索了170~200℃高温下硅粉粒度、加量及硅粉复配对水泥石强度发展的影响规律,优化出抗高温防衰退水泥浆体系。研究结果表明:①在温度大于160℃下,加量为35%硅粉的水泥石养护30 h时开始强度衰退,温度越高,衰退越早;②根据粗、细硅粉对水泥石强度发展的影响,得出0.18、0.09 mm硅粉及液硅比例为30:60:10,复合加量70%时,可以抑制200℃水泥石强度衰退;③优化出抗温为170~200℃、密度为2.08~2.41 g/cm^3的复合加砂抗高温防衰退高密度防气窜水泥浆体系。通过以上研究,不但抑制了水泥石强度持续衰退,也改善了水泥石长期力学性能,对高温高压气井的良好封固提供技术支撑。

抗高温防CO_2和H_2S腐蚀水泥浆体系研发与应用

印度尼西亚BD气田开发层位为礁灰岩地层,具有高温高压、富含CO_2和H_2S等酸性气体的特点,给该气田开发井固井防腐作业带来严峻挑战。研发了多功能防腐剂PC-MTA,并通过优化颗粒级配技术构建了抗高温防CO_2和H_2S腐蚀水泥浆体系。室内实验评价表明,所构建的抗高温防CO_2和H_2S腐蚀水泥浆体系具有良好的防腐力学性能、流变性能和防气窜性能,目前已在BD气田4口开发井固井作业中取得成功应用,固井质量优良,可为类似气田固井防腐作业提供借鉴。

高温防窜水泥浆体系的研究及应用

高温高压油气井的窜槽问题一直是困扰各油田固井的一大难题 ,尤其是高温高压长封固段井的油气窜槽问题更难以解决。高温防窜水泥浆体系具有优异的防窜性能及稳定性 ,稠化时间易调 ,低温条件下强度能较好地发展 ,采用多凝水泥浆方案可更好地解决高温高压长封固段油气井的固井质量问题。

川东北地区高密度水泥浆封层施工风险因素及施工措施——以元坝2-1井吴家坪组上返封层为例

川东北地区的气井基本都具有超深、高温高压、高含硫化氢的特点,这些特点对水泥浆封层施工的影响很大,并且在水泥浆封层的施工过程中本身就存在地面因素、井下因素和水泥浆体系等多方面因素的影响。在整个施工过程中从取样化验到探灰面试压合格,任何一个环节出现问题轻则造成注灰封层失败,重则造成水泥浆在管柱内凝固(俗称灌香肠)及将管柱固在井内(俗称插旗杆)等重大工程事故。本文通过元坝2-1井吴家坪组多次水泥浆注灰封层施工至成功的实例,针对川东北地区气井的特点,对水泥浆封层施工进行风险因素分析,从而采取有效的措施确保注灰封层施工的成功率。