盐穴储气库老井封堵界面胶结强度试验研究

现阶段进行的水泥塞封堵界面胶结强度测试研究未考虑高温高压对其测试的影响,且大多数开展的是常温常压下水泥塞的剪切胶结强度测试。为此,设计了盐穴储气库老井封堵水泥塞综合胶结强度原位测试装置,并在80℃、15 MPa的模拟条件下,开展了不同界面、不同水泥塞长度和直径及水泥浆体系条件下的水泥塞胶结强度测试试验,明确了不同因素对胶结强度的影响规律。试验结果表明:水泥塞-岩石/套管界面的胶结强度受水泥浆体系影响较大,盐层水泥浆体系下的界面胶结强度大于盖层水泥浆体系下的界面胶结强度;水泥塞-岩石界面胶结强度略大于水泥塞-套管界面胶结强度;水泥塞-岩石/套管界面的拉伸胶结强度低于剪切胶结强度,且两者之比为0.41~0.45。研究成果可为盐穴储气库老井封堵界面密封失效的预测提供重要的理论支撑。

东胜气田刘家沟组井漏与堵漏措施分析

自2013年东胜气田步入开发以来,随着水平井逐渐增多而井漏事故频发,单井堵漏时间大体占钻井周期的8%~50%,极大地制约了提速提效。主要漏层为刘家沟组,钻井液密度低时发生渗透性漏失,漏速约为3~5 m3/h,当钻井液密度高时,发生裂缝性漏失,漏速20 m3/h直至井口失返。裂缝会随井内液柱压力的增加而扩大延伸,极易造成井漏的反复。刘家沟组恶性漏失严重制约了该工区钻井的提速提效。通过对J58P13H井井漏特点与堵漏效果分析,探索复合堵漏法、大裂隙膨胀堵漏材料和膨胀管堵漏法等在裂缝性漏失堵漏中的适应性,以便在东胜气田试验推广。

新型固结堵漏浆研究及应用

裂缝性恶性漏失层漏失通道尺寸大,桥接堵漏及水泥和凝胶等堵漏成功率低。通过分析常用堵漏方法存在的不足,提出了新型固结堵漏浆的开发思路,确定了堵漏浆组分,通过室内实验,得出了各组分的合理加量,形成了新型固结堵漏浆。新型固结堵漏浆具有较好的流动性,便于泵送;具有较好的剪切稀释性,便于在漏失通道内滞留。新型固结堵漏浆形成的固化物抗压强度随温度升高呈增加趋势,在95℃下强度可达到18.9 MPa;具有微膨胀特点,有利于形成致密封堵层;韧性好,不易产生掉块造成卡钻等井下复杂问题,利于施工安全。新型固结堵漏浆对较大的裂缝性漏失层具有较好的封堵效果,能够满足压差较大的漏失层的封堵要求。

顺北油气田二叠系火成岩漏失分析及堵漏技术

顺北油气田二叠系火成岩地层破碎、裂缝发育、压力敏感、埋深超过4445 m、厚度大于548 m,钻进过程中漏失严重。自2013年勘探开发以来,应用过水泥、化学固结、高失水、化学凝胶、桥接堵漏和堵漏浆钻进等技术。通过分析二叠系火成岩地层特性,明确了漏失原因;通过分析堵漏技术,结合前期应用情况,明确了不同漏失适用的堵漏技术,最终确定了“中小漏失采用桥接堵漏、多点漏失采用全井堵漏浆钻进、大漏采用化学固结或高失水堵漏专堵”的4种堵漏技术。通过推广应用,顺北油气田1号断裂带和5号断裂带二叠系火成岩地层漏失量和堵漏时间得到明显控制,漏失量减少87.2%,堵漏时间缩短92.9%,取得了显著效果。

动水条件下浆液扩散沉积与封堵效果试验研究

基于矿井水文地质条件和注浆工艺建立裂缝涌水与注浆模型,开展排水条件与不排水条件下裂隙注浆效果试验,分析排水条件、浆液固结体、析水率、裂隙空间和钻孔倾角等因素对注浆效果的影响。试验结果表明,排水条件下,注浆压力越大,浆液扩散距离越大,可排水条件是注浆顺利的重要保证。浆液沉积固结体与浆岩耦合界面成为裂隙中堵水的关键区域,浆液析水率、裂隙空间和钻孔角度是影响浆液固结体的三因素。该研究有益于开采前裂隙含水层注浆工艺的优化和相关理论研究。

水基固结堵漏浆在JLHW246井油基钻井液中的应用

在水基钻井液中加入多种交联剂、固结剂、加重剂或密度减轻剂形成的固结堵漏浆,用于钻井过程中堵漏施工,其堵漏浆密度、稠化时间与固结时间可以根据施工井要求进行调控,同时与油基钻井液有良好的兼容性。JLHW246井使用油基钻井液施工中发生严重漏失,桥塞堵漏未果,使用该水基固结堵漏浆堵漏成功。

新型胶体泥浆材料在安东煤矿火灾防治中的应用

基于新型胶体泥浆材料良好的堵漏、降温、阻化、固结水等性能,采用钻孔压注方式,将其注入防灭火区域,利用材料胶凝后包裹煤体的特性,有效克服了传统灌浆材料浆水的泄漏流失问题。实践证明,新型胶体泥浆材料具有良好的防灭火性能,其在近1 000℃的明火中不会迅速汽化,且在井下环境湿度90%,温度28℃条件下,防灭火性能保持13个月以上。