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。     

超深超高温裂缝性气藏固井水泥浆技术

顺南井区属于裂缝性气藏,漏失风险大,且水泥石在超高温条件下易发生强度衰退,导致气层固井质量无法满足后续施工要求,为此,开展了抗高温防漏水泥浆固井技术研究。通过探究硅粉加量对水泥石强度的影响,得到水泥石强度衰退预防的方法;利用水泥浆静态堵漏仪,评价纤维体系的堵漏能力,形成防漏水泥浆技术;综合水泥石强度衰退预防及漏失控制方法,优选关键外加剂,形成气藏固井用抗高温防气窜水泥浆体系。实验结果表明:井温大于180 ℃时,硅粉含量大于50%水泥石强度不易衰退;封堵1 mm裂缝和2 mm孔分别需加0.6%的6 mm纤维、1%的8 mm纤维。新型水泥浆体系具有较好的防气窜性能,且在顺南井区得到了成功应用。该抗高温防漏水泥浆固井技术对顺南井区具有一定的适应性,可为该区块勘探和开发提供技术保障。     

高温多功能防气窜水泥浆体系在四川盆地海相超深井中的成功应用

针对四川盆地海相高温、高压、高含硫超深气井所面临的高温水泥浆沉降、气窜、水泥石强度衰退等主要固井技术难题,基于高温高压稠化仪模拟沉降稳定性评价方法、颗粒级配原理优选体系稳定材料,采用直接测定气窜和塑性态渗透率为辅助手段的防气窜评价方法优选防气窜材料,基于乌氏黏度计法的聚合物耐温能力评价方法来优选高温缓凝剂,采用正交法测试、热重法辅助分析180℃高温养护后水泥石抗压强度,优选高温稳定剂石英砂粒径和加量,研究出水泥浆和水泥石性能良好的胶乳弹韧性和低渗透防窜水泥浆体系。结果表明,①水泥浆体系在密度为1.90~2.30 g/cm3、温度为150~180℃范围内具有良好的工程性能和应用前景,为解决该类固井技术难题奠定了基础;②加砂可缓解水泥石强度衰退,高温下,加砂量与抗压强度呈正向关系,相同加砂量下,只加细砂强度表现更优,但长期强度增加幅度不如粗砂;建议150℃和180℃时,硅砂加量分别大于35%和45%;③基于乌氏黏度计法的聚合物耐温能力评价方法能有效评价降失水剂和缓凝剂的抗高温能力,是快速筛选高温井关键处理剂的重要辅助手段;④建议进一步开展H₂S介质等酸性气体对水泥石的腐蚀评价,有利于合理设计防气窜防腐水泥浆体系。      

S形水泥浆强度发展曲线成因分析及消除方法

水泥石在高温时会出现强度衰退现象,添加硅粉可以防止高温下水泥石强度的衰退,但在研究和实际应用中发现添加硅粉后水泥石在高温下还会出现强度衰退现象,导致水泥浆高温下的超声波强度发展曲线呈现S形。为了防止水泥石发生高温强度衰退影响固井质量,消除S形强度发展曲线,利用X射线粉末衍射仪（XRD）分别对抗高温高密度水泥浆在强度发展过程中12,24,48和90 h等时间点处的水泥石进行物相分析,根据物相分析结果探究S形强度发展曲线的成因。结果表明:水化反应前24 h,硅粉未参与反应,且5.0%的微硅粉不足以阻止C-S-H凝胶向低强度α-C2SH转变,因而水泥石出现高温强度衰退现象;水化反应24 h后,硅粉开始参与水化反应,阻止水泥石发生强度衰退。研究表明,硅粉活性不足是导致水泥浆强度发展曲线呈现S形的原因,增大硅粉比表面积可以提高其活性,防止水泥石出现短暂高温衰退现象,消除S形水泥浆强度发展曲线。      

深井高温条件下油井水泥强度变化规律研究

对深井高温条件下G级油井水泥石强度变化特点进行了实验研究,分析了温度、硅砂加量对G级油井水泥石强度的影响.实验表明:G级油井水泥石在高温条件下产生强度衰退,强度衰退的临界温度分别为110℃和150℃.在水泥中加入硅砂可以抑制水泥石的高温强度衰退,硅砂的合理加量为水泥量的0%～40%.由于高温下水泥中的水化产物会发生变化,因此温度对水泥石强度也产生影响.     

抗高温蒸汽吞吐固井水泥浆体系研究

热采井、稠油井固井水泥浆一般使用加砂水泥浆,且一般是在110-250℃下研究其水泥石抗压强度。室内研究结果表明,110和250℃为原浆水泥石强度衰退的2个临界温度点,温度越高,强度衰退幅度越大,且衰退速度越快,超过300C后,养护3d的水泥石强度低至3MPa。通过在280-320℃下研究抗压强度的变化情况,对水泥浆外加剂和外加材料特别是硅砂粒径和掺量进行了优选,开发出了满足稠油井固井施Z-综合性能的水泥浆,该水泥浆选用取D80为0．090mm的硅砂,其适宜加量为47%,选用（6％～8％）微硅和（O．7％～O．8％）珍珠岩作悬浮稳定剂,选用了降失水剂LT-2、分散剂SXY和早强剂CK21,其在350℃、21MPa下养护72h的水泥石强度不低于14MPa,且无渗透现象。表明该水泥浆在320℃高温蒸汽冲击力下能保持高强度,对开发蒸汽吞吐稠油井具有极其重要的意义。     

胶乳纳米液硅高温防气窜水泥浆体系

针对顺南区块超深高温高压气井固井面临井底温度高、气层活跃难压稳的问题,研究了胶乳纳米液硅高温防气窜水泥体系。通过将纳米液硅防气窜剂与胶乳防气窜剂复配使用,协同增强水泥浆防气窜性能;不同粒径硅粉复配与加量优化,增强水泥石高温稳定性;无机纤维桥联阻裂堵漏,抑制裂缝延展,提高水泥浆防漏性能和水泥石抗冲击性能。该水泥浆体系具有流动性好、API失水量小于50 mL、直角稠化、SPN值小于1,水泥石具有高温强度稳定性好、胶结强度高、抗冲击能力强的特点。密度为1.92 g/cm3的水泥浆体系在190℃、21 MPa养护30 h后超声波强度逐渐平稳,一界面胶结强度达12.6 MPa;水泥石弹性模量较常规低失水水泥石降低52%,抗冲击强度增加了188%,且受霍普金森杆冲击后仅纵向出现几条未贯穿的裂纹。该高温防气窜水泥浆体系在顺南5-2井和顺南6井成功应用,较好地解决了顺南区块超深气井固井难题。      

纳米硅乳液水泥浆体系在川东北元坝地区的应用

川东北元坝地区生产套管固井具有井深、温度高、气层压力高等特点,固井防气窜难度大。针对该地区的固井技术难点,设计研究了纳米硅乳液水泥浆体系。该水泥浆体系具有流动性好、API失水量小、零自由液、稠化过渡时间短、防窜效果好等特点,其形成的水泥石具有更低的渗透率,更高的抗压强度、抗冲击韧性、界面胶结强度和抗酸性气体腐蚀能力。研究结果表明,与常规水泥石相比,10%纳米硅乳液加量可以使水泥石抗折强度提高24.2%、抗压强度提高32.0%、弹性模量降低40.4%、渗透率降低81.8%、腐蚀后渗透率降低57.4%,并显著提高界面胶结强度和水泥环防气窜能力。此外,将纳米硅乳液与常规硅粉复配还可以提高水泥石的高温稳定性能。纳米硅乳液水泥浆体系在川东北元坝地区多口井成功应用,固井优良率100%,且井口不带压,较好地解决了元坝地区超深高温高压气井固井技术难题。     

高温高压井水泥浆的研究与实践

讨论了高温高压对水泥石强度的影响规律。水泥石强度在温度低于110℃时随养护温度升高而增加，在高于110℃时随养护温度升高而降低，即发生了水泥石高温强度退化现象，且温度越高退化现象越严重。水泥石抗压强度在养护压力低于21MPa时随压力升高而增加；在高于21MPa时压力的影响不明显。在此基础上优选出了满足吐哈盆地预探井和科学探索井固井要求的抗高温水泥浆，该体系使用中粗硅粉高温稳定剂，RC800降失水剂，USZ分散剂和TW-200R缓凝剂。在勒七井和鄯科一井的固井实践表明，该体系高温性能稳定。施工顺利，固井质量合格。     

顺南井区高温高压防气窜尾管固井技术

顺南井区井温超高,地层压力系统复杂,气层异常活跃,防气窜固井难度大,导致固井质量不合格。为解决气体窜通和水泥石高温强度衰退的难题,开展高温高压防气窜固井优化研究。通过优化外加剂,得到了新型胶乳液硅防气窜水泥浆体系。研究结果表明,用粒径为0.18、0.125或0.09 mm的硅砂复配,能够克服178℃下水泥石高温强度衰退的难题;胶乳水泥浆体系加入液硅后,防气窜能力增大;加入纤维可以使水泥石弹性模量降低48%,抗冲击性好;水泥浆呈直角稠化,具有较好的防气窜能力。优化前置液结构,使用加重隔离液技术实现低速紊流顶替。为防止水泥浆失重导致气层不稳,替浆后反循环洗井并尽快进行环空憋压,实现以快治窜。同时,配套抗高温气密封固井工具与附件,以保证防气窜固井质量。顺南井区φ177.8 mm尾管防气窜固井质量得到良好改善,为该工区高温高压防气窜固井提供重要的技术支撑。      

青海共和盆地干热岩GR1井超高温固井水泥浆技术

固井是保证干热岩全生命周期井筒质量的关键环节。通过研究共和盆地干热岩地质特征和赋存条件,提出了干热岩固井的主要技术难点。针对干热岩高温固井问题,研制出了高温缓凝剂BCR-320L,优选抗高温降滤失剂BXF-200L（AF）,探索了不同硅粉加量下水泥石强度的衰退机理,形成了干热岩超高温水泥浆体系。实验结果表明,该水泥浆可以满足循环温度为200℃的固井要求,水泥浆稠化时间可调,具有良好的流变性能,在200℃下强度不衰退,72 h抗压强度可达44.1MPa。该水泥浆在青海共和干热岩GR1井中成功应用,现场固井施工顺利,裸眼段固井质量优质,为后续干热岩固井的施工提供了一定的借鉴。     

松科2井超高温水泥浆固井技术

针对中国大陆科学钻探松科2井超高温固井难点,采用四元共聚型抗高温降失水剂和三元共聚复合膦酸盐类缓凝剂,提高了水泥浆的耐温稳定性,避免了"热稀释"现象带来的风险,通过调整这2种耐高温外加剂的加量,满足了超高温下控制水泥浆失水量和调整稠化时间的要求。同时,根据颗粒级配及紧密堆积原理,对硅砂的粒径和加量进行优化,使硅钙比接近于1,防止超高温下水泥石后期强度的衰退,另外,优选了由颗粒和纤维共同组成的弹韧性材料,提高水泥石的弹韧性。通过合理配比设计出了抗260℃超高温的水泥浆体系,浆体稳定性好,水泥浆上、下密度差不大于0.03g/cm3,稠化时间为200~420 min,失水量小于100 mL,48 h抗压强度大于20 MPa,后期强度不衰退,7 d抗压强度大于38 MPa。优化尾管悬挂固井工艺,严格控制水泥浆密度,确保不压漏地层,采用耐高温高效冲洗隔离液,提高顶替效率,保证施工安全和固井质量。该体系在井底静止温度为260℃,循环温度为210℃的松科2井四开尾管固井中应用,现场施工顺利,保证了固井质量。      

新型抗高温粉煤灰低密度水泥浆

针对目前粉煤灰低密度水泥浆体系高温下沉降稳定性差及顶部水泥石抗压强度发展缓慢等问题,测试了在中高温条件下粉煤灰、微硅类稳定剂加量对水泥石强度的影响,实验发现微硅类稳定剂在高温条件下(≥125℃)会阻止粉煤灰水泥浆抗压强度正常发展。通过研究出一种新型高温增强剂,保证了粉煤灰低密度水泥浆体系的高温稳定性,并解决了目前粉煤灰低密度水泥浆体系存在的高温强度发展异常、强度很低等问题,最后开发出一套密度为1.50~1.60 g/cm3的粉煤灰低密度水泥浆体系。该体系具有沉降稳定性好、API失水量小、稠化时间可调等性能,水泥石抗压强度较高且顶部抗压强度发展良好,130℃下静胶凝强度的过渡时间为18 min,能够满足85~130℃的大温差高温固井。     

高温高压下石英砂粒径对油井水泥石性能的影响

在油井水泥中掺入石英砂是防止水泥石在高温高压下强度衰退的常用手段,通过在G级油井水泥中内掺35%不同粒径的石英砂,并在高温高压（240 ℃×21 MPa）下养护至180 d,来探究石英砂粒径对油井水泥石高温力学性能的影响。实验测试了加入不同粒径石英砂的水泥石的抗压强度和渗透率,分析了水泥石的水化产物和孔隙结构。结果表明,石英砂能够防止水泥石在高温下强度衰退,但是水泥石的抗压强度随石英砂粒径的减小而降低;掺入石英砂可降低水泥石的渗透率,石英砂的粒径越小,水泥石的渗透率越低。掺入较大粒径石英砂的水泥石中,生成的针状硬硅钙石较长,是水泥石具有较高抗压强度的主要原因。以300目35%加砂水泥为基础,复配其他外加剂形成高温高压水泥浆配方,在南海DX-11-2井应用,现场固井施工顺利,24 h时CBL和VDL测井显示固井质量优良。      

青海共和盆地干热岩GR1井超高温固井水泥浆技术

固井是保证干热岩全生命周期井筒质量的关键环节。通过研究共和盆地干热岩地质特征和赋存条件,提出了干热岩固井的主要技术难点。针对干热岩高温固井问题,研制出了高温缓凝剂BCR-320L,优选抗高温降滤失剂BXF-200L（AF）,探索了不同硅粉加量下水泥石强度的衰退机理,形成了干热岩超高温水泥浆体系。实验结果表明,该水泥浆可以满足循环温度为200℃的固井要求,水泥浆稠化时间可调,具有良好的流变性能,在200℃下强度不衰退,72 h抗压强度可达44.1MPa。该水泥浆在青海共和干热岩GR1井中成功应用,现场固井施工顺利,裸眼段固井质量优质,为后续干热岩固井的施工提供了一定的借鉴。      

耐高温高压超高密度水泥浆体系的室内研究

天湾1井是位于准噶尔盆地中部的一口超深预探井,井深为7500 m,井底压力为170 MPa,井底温度为160℃,针对该井高温高压的问题,以及目前超高密度水泥浆存在的流动性和沉降稳定性差、动态失水量较大、以及大温差下顶部水泥石强度出现过缓凝等问题,室内成功研制出耐高温高压超高密度水泥浆体系,水泥浆密度可达2.55 g/cm3,该体系主要由新型加重剂、微硅、高温稳定剂、600目硅石粉（粒径为0.025 mm）、新型微锰矿粉、悬浮剂、高温缓凝剂、高温降失水剂、高温减阻剂等组成。实验结果表明,该体系水泥浆流动度达到32 cm,同时具有较好的沉降稳定性能,顶部水泥石强度较高,防气窜能力强,在160℃、170 MPa下,稠化时间线性可调,动态失水量为40 mL,该水泥浆体系应用范围广泛,可通过调整外加剂掺量来满足天湾1井不同井深温度下的固井施工要求。      

海上超高温高压探井弃井水泥塞技术

莺琼盆地超高温高压探井高密度弃井水泥塞面临着流动性与沉降稳定性矛盾突出,水泥石强度易衰退,封固段长,温差大,顶部强度发展缓慢,安全密度窗口窄,水泥浆漏失与气窜风险并存等难题。通过使用球形微锰矿加重水泥浆,改善高密度水泥浆流变性,同时提高其沉降稳定性,优选高温成膜防气窜剂,降低气窜风险,优化硅粉加量,提高水泥石高温抗压强度,强化隔离液防漏性能,配合挤入式固井注水泥塞工艺,形成了一套莺琼盆地超高温高压弃井水泥塞技术。该技术在莺琼盆地应用最高井底静止温度达213℃,水泥浆最高密度达2.50 g/cm3。现场应用表明,弃井水泥塞流动性及沉降稳定性好,高温强度发展快且不衰退,稠化时间稳定,具有良好的防窜及防漏能力,均成功封固住高压气层。      

SN井区抗高温液硅-胶乳防气窜水泥浆

SN井区井底静止温度高,气层非常活跃,压稳与防漏难度大,单纯胶乳防气窜水泥浆体系应用效果不理想。液硅乳液作为纳米级防气窜剂,活性SiO₂颗粒可参与水泥水化反应,具有增强水泥石强度、降低水泥石弹性模量和渗透率作用。在优化硅粉加量和粗细硅粉复配的基础上,研制出抗高温液硅-胶乳防气窜水泥浆,其具有API失水量小于50 mL、直角稠化、SPN值小于1、防气窜效果好、沉降稳定性好等特点;SEM和XRD分析显示,水泥石致密性好,水化产物中无Ca（OH）₂,而具有较多的雪钙硅石和硬钙硅石,高温下水泥石表现出良好的强度稳定性。液硅-胶乳防气窜水泥浆在SN井区进行了入井应用,实现了对高压气层的有效封固,取得了良好的效果。