一种大温差弹韧性水泥浆

长封固段大温差气井固井面临水泥浆顶部易超缓凝,水泥环易发生密封失效致环空带压等问题。通过研选抗高温大温差缓凝剂和降失水剂,可满足170℃以低100℃温差水泥石强度发展要求;优选抗高温弹韧性材料,降低水泥石脆性,增强水泥石弹韧性。研制出大温差弹韧性水泥浆体系,密度在1.50~2.20 g/cm3范围内可调,水泥浆流变性好,API失水量小于50 mL;50℃温差下密度为1.50 g/cm3低密度水泥石72 h抗压强度可至11.5 MPa,60℃温差下密度为2.20 g/cm3水泥石72 h抗压强度可至15.3 MPa,70℃温差下密度为1.88 g/cm3水泥石抗压强度达17.7 MPa,且水泥石弹性模量均小于7 GPa,抗折强度大于3.5 MPa;水泥环密封完整性评价显示,水泥环可满足90 MPa压力30轮次加卸载密封要求。该大温差弹韧性水泥浆体系在西北油田分公司顺北4井φ193.7 mm+φ206.4 mm尾管回接固井中成功应用,一次封固段长5693 m,上下温差约105℃,固井质量优质,为其他超长封固段气井固井提供成功范例。      

一种低温早强低密度水泥浆

低温下,常规低密度水泥浆体系早期强度发展缓慢,水泥石胶结能力差,影响了水泥环封固质量,浅层易漏井固井质量问题日益突出,为此,进行低温早强低密度水泥浆体系研究。根据紧密堆积理论及综合室内实验研究,研制了密度为1.30~1.50 g/cm3的低温早强低密度水泥浆体系,主要优选了超细胶凝材料和锂盐复合早强剂,增加了低密度水泥石的致密性,提高了低密度水泥石的早期强度,25℃凝结时间为13 h,24 h抗压强度为10.2 MPa。该体系具有低温早期强度高,凝结时间短,稳定性好等优点。在大庆油田现场成功应用2口井,固井质量合格率100%,取得良好的应用效果。      

威远区块页岩气水平井固井技术难点及其对策

针对四川盆地威远一长宁国家级页岩示范区威远区块页岩气水平井固井中所面临的油基钻井液与水泥浆不相容、高密度油基钻井液驱替困难、水泥环在大型体积压裂条件下易破坏等问题,有针对性地开展了水泥环密封力学参数理论依据、保证界面胶结的驱油前置液、满足压裂条件的韧性水泥石和有利于井筒密封的固井工艺技术等研究,取得了如下成果:①建立了考虑水泥环塑性特征及界面胶结强度的水泥环密封完整性理论模型,可指导页岩气水平井水泥石力学性能设计,减小微间隙的发生;②开发了驱油前置液,其对油基钻井液的冲洗效率超过90%且与油基钻井液及水泥浆相容性好;③根据水泥环密封完整性理论模型所开发的韧性水泥石,在保证相对较高抗压强度的同时杨氏模量降低30%;④确定了清水顶替等适用于页岩气井的固井技术,有利于保证井筒的密封性能。该研究成果应用于现场的12口井,水平段平均固井优质率达到92%,后期压裂效果良好,有效地保证了井筒的密封完整性,为页岩气高效开发提供了技术支撑。     

合平4 致密油水平井韧性水泥浆固井技术

长庆油田延长组由于致密油层物性差、孔隙度和渗透率低,开采难度较大,因此需采用长水平段的大型压裂技术才能获得产能。普通水泥石是多孔、脆性大的材料,大型体积压裂易致水泥石破裂。为了提高水泥环抗冲击能力,确保水泥环的层间封隔能力,研制开发了以增韧材料DRE-100S和乳胶粉DRT-100S为主剂的韧性水泥浆体系,该体系的24 h抗压强度为22.9 MPa,弹性模量相比普通水泥石降低30%以上,实现了水泥石"高强度低弹性模量"韧性改造,增强了水泥环在动态冲击条件下的层间封隔能力。该体系成功应用于长庆油田合平4井φ139.7 mm生产套管固井,固井质量优质,可以推广应用。     

高强微弹水泥浆在延长油田致密油水平井中的应用

为了提高延长油田致密油水平井的环空密封能力、保证多级缝网压裂开发效果,对水泥浆进行了功能化改性。结合该油田南部致密油储层特征、水平井井身结构和多级缝网压裂对固井水泥浆性能的要求,建立了套管–水泥环–地层受力模型,分析得到了水泥石杨氏模量与界面压力的关系图版,并据此设计了水泥浆;对丁苯胶粉进行了粒径优选、表面处理,并与甲酰胺及无机盐复配制得高强微弹剂,辅之以其他外加剂,形成了满足性能要求的高强微弹水泥浆。研究发现,水泥石杨氏模量越低、地层杨氏模量越高、压裂施工压力越低、井眼扩大率越小,则满足环空密封要求的水泥石抗压强度越小;与空白样相比,高强微弹水泥浆抗压强度提高51.8%、杨氏模量降低10.5%、抗折抗拉强度提高75.0%以上。该水泥浆在延长油田南部10余口致密油水平井进行了现场应用,水平段固井质量合格率达95%以上,分段压裂时未发生窜流。研究结果表明,高强微弹水泥浆可以提高延长油田致密油水平井压裂后的环空密封性,具有推广应用价值。      

抗高交变载荷水泥浆的研制及其在涪陵页岩气井的应用

针对页岩气井普遍存在的套管环空带压问题,从提高固井水泥环长久密封完整性角度出发,研制了具有钢筋混凝土力学性能的絮状弹韧性材料DeForm,并以其为基础配制了一种适应页岩气井大型分段压裂的抗高交变载荷水泥浆。室内性能评价试验结果表明,该水泥浆具有优良的弹韧性和耐久性,可有效提高水泥环的抗交变载荷能力,实现水泥环与套管的同步形变,保证井筒的长久密封完整性。该水泥浆在涪陵页岩气田9口井进行了现场应用,固井优质率达到88.9%,套管环空带压率为0,效果非常显著,为预防页岩气井套管环空带压提供了新的技术途径。      

高石梯-磨溪区块高压气井尾管固井技术

针对西南油气田高石梯-磨溪区块高压气井φ177.8 mm尾管固井遇到的气层活跃、安全密度窗口窄、流体相容性差及高温大温差等问题,制定了相应的固井技术措施。开发了适合高温大温差固井的自愈合防窜高密度水泥浆体系,并进行了室内研究。结果表明:该体系密度为2.0~2.8 g/cm3,现场一次混配可达2.6 g/cm3以上;适应温度为常温~180℃;浆体的上下密度差不大于0.05 g/cm3;失水量不大于50 mL;稠化时间与缓凝剂掺量具有良好的线性关系,稠化过渡时间不大于10 min;静胶凝强度过渡时间不大于20 min;24 h抗压强度大于10 MPa,水泥石顶部48 h抗压强度大于3.5 MPa,低温下强度发展快,形成的水泥石体积稳定不收缩,具有类似韧性水泥的力学性能;遇油气产生体积膨胀,保证了界面胶结质量和密封完整性,降低了固井后发生气窜的风险。该固井技术在高石X井和高石Y井中进行了应用,固井优质率和合格率得到较大幅度提高,水泥环后期不带压,获得良好应用效果。      

油井水泥中低温早强剂BZC-1S的室内研究

由于在低温条件下,水泥浆因水化速度慢,候凝时间长,极易造成油、气、水浸,导致水泥环不致密、固井质量差等问题。本文研制了油井水泥中低温早强剂BZC-1S,它是由无机盐、有机盐和有机酸复合而成。低温早强促凝剂可在低温30℃的情况下,常压养护8 h抗压强度超过4.5 MPa,24 h抗压强度超过15 MPa;在低温60℃的情况下常压养护8 h抗压强度超过17 MPa,24 h抗压强度超过25 MPa;而且不影响体系综合性能,具有显著的早期促强效果,可应用于多种水泥浆体系。     

固井用热固性树脂–镁氧水泥复合材料研究

常规油井水泥石脆性大、体积收缩幅度大,使水泥环胶结质量不高且在规模化压裂及生产时易破坏,从而导致油气井环空带压,为此优选了热固性树脂、镁氧水泥骨架材料和固化剂,研制了调凝剂,制备了热固性树脂–镁氧水泥复合材料。室内试验表明,该复合材料密度1.1～1.8 g/cm3,24 h抗压强度大于14.0 MPa,弹性模量2～4 GPa,能够承受70 MPa应力疲劳破坏,具有比油井水泥更好的抗破坏密封能力。现场试验结果表明,热固性树脂–镁氧水泥复合材料现场混配方便,与常规油井水泥固井设备和工艺完全兼容,具有良好的现场适用性和封固效果。研究认为,该复合材料不仅解决了油井水泥存在的问题,还可在油气层封堵、带压井治理及油气废弃井封井等方面替代油井水泥,为油气井的密封完整性提供技术保障。      

低密度水泥固井质量评价方法的改进

为了防止低压易漏地层发生固井液漏失并有效保护油气层,固井过程中经常采用低密度水泥浆体系。由于低密度水泥浆体系中密度减轻剂的使用,其水泥环的声阻抗值较之常规密度水泥环的声阻抗存在差异,若采用常规密度水泥的固井质量评价标准来评价低密度水泥浆体系的固井质量,则其真实可靠性存在问题。为此,进行了3种常用低密度水泥浆体系的水泥石抗压强度与声阻抗实验,分别测定了水泥石养护时间24 h和48 h的抗压强度和声阻抗值。结果表明,不同类型不同密度的低密度水泥石24 h和48 h条件下的抗压强度与声阻抗具有良好的线性关系,由此得出了考虑第一界面胶结良好时,基于抗压强度的低密度水泥浆体系套管波声幅值计算公式,进而提出了基于低密度水泥石抗压强度的低密度固井质量评价的改进方法,为全面改进低密度水泥浆体系固井质量评价标准奠定了基础。     

抗盐高性能水泥浆体系研究与应用

伊拉克米桑油田井底普遍存在高压盐膏层,由于盐层蠕变致使井径缩小、冲蚀和溶解盐层导致水泥浆含盐量越来越高、密度窗口窄、顶替效率低等难点给固井质量带来挑战。针对目前常用的半饱和NaCl溶液或者（3%～5%） KCl溶液配浆存在的水泥石抗压强度低,界面胶结差的问题,优选含有25% NaCl和5% KCl高盐混合水配制水泥浆,配套抗盐降失水剂、分散剂、缓凝剂等外加剂,解决了因高盐混合水配浆可能带来的水泥浆增稠、触变等问题,构建了一种抗盐高性能水泥浆体系。室内研究表明,该套水泥浆体系能抑制盐的溶解,配制密度为2.39 g/cm3的水泥浆,最低只需加入30%铁矿粉,在降低水泥浆成本的同时大幅度提高了水泥石的抗压强度,使其24 h抗压强度可达48 MPa,较目前应用水平提高近一倍;水泥浆污染后24 h强度依然大于14 MPa,能够保证米桑油田盐膏层固井质量,可在伊拉克米桑油田推广应用。      

抗高温弹韧性水泥浆体系优化研究

在顺北区块和塔中北坡勘探开发过程中,面临着传统水泥石硬脆性明显,在压裂施工中易出现环空微间隙,破坏水泥环完整性的问题。通过理论分析及实验研究,研发了水泥石弹韧性改性新方法,由传统技术的材料高性能发展为结构高性能,通过亲水改性的聚氟胶粉改善水泥石的弹性,有机、无机纤维协同作用增加水泥石的韧性,纳米二氧化硅改善水泥石微观结构增加强度,研发了抗高温弹韧剂,其耐温大于150 ℃,能降低水泥石弹性模量达37.13%,同时保持水泥石具有较高强度,并且具有较好的经济性。以高温弹韧剂为关键,通过评价配套的高温固井外加剂,开发出一套性能良好的高温弹韧性水泥浆体系,体系流变性良好、稠化时间合理、API失水量为45 mL,水泥石弹性模量为6.089 GPa、抗压强度大于30 MPa,满足固井施工要求,为高温高强高韧性水泥浆体系的推广应用奠定了基础。      

稠油热采井抗350℃高温硅酸盐基水泥浆

针对蒸汽驱稠油热采井井筒温度高达350℃,常规加砂水泥在高温下结构疏松,抗压强度低,铝酸盐及磷铝酸盐水泥成本高及与硅酸盐水泥污染严重等问题。通过探索高温增强作用机理,开发出高温特种增强材料,结合配套硅酸盐外加剂,研发出综合性能良好的抗350℃高温硅酸盐基水泥浆,并进行了水泥浆综合性能测试、XRD晶相组分分析、SEM晶相形貌分析,结果表明,抗350℃高温硅酸盐基水泥浆的沉降稳定性小于0.02 g/cm3,游离液量为0,API失水量小于50 mL,流动度大于20 cm,70℃水泥石24 h抗压强度大于14 MPa,且3轮次下350℃高温水泥石强度大于40 MPa,长期强度发展稳定,满足稠油热采井的工程应用需求,突破了超高温下硅酸盐水泥强度低、铝酸盐及磷铝酸盐水泥必用的困境,促进了超高温水泥浆技术进步。     

稠油热采井抗350℃高温硅酸盐基水泥浆

针对蒸汽驱稠油热采井井筒温度高达350℃，常规加砂水泥在高温下结构疏松，抗压强度低，铝酸盐及磷铝酸盐水泥成本高及与硅酸盐水泥污染严重等问题。通过探索高温增强作用机理，开发出高温特种增强材料，结合配套硅酸盐外加剂，研发出综合性能良好的抗350℃高温硅酸盐基水泥浆，并进行了水泥浆综合性能测试、XRD晶相组分分析、SEM晶相形貌分析，结果表明，抗350℃高温硅酸盐基水泥浆的沉降稳定性小于0.02 g/cm3，游离液量为0，API失水量小于50 mL，流动度大于20 cm，70℃水泥石24 h抗压强度大于14 MPa，且3轮次下350℃高温水泥石强度大于40 MPa，长期强度发展稳定，满足稠油热采井的工程应用需求，突破了超高温下硅酸盐水泥强度低、铝酸盐及磷铝酸盐水泥必用的困境，促进了超高温水泥浆技术进步。      

防漏早强韧性水泥浆体系的室内研究

大庆、长庆、克拉玛依等老区油田油气资源埋藏浅、井底温度低,加之长期注水开发等增产措施的广泛应用,储层地质结构复杂、压力系统紊乱,大斜度井、水平井钻遇溢漏同存的几率增加,固井过程中漏喷风险增大,对水泥浆体系提出了更高的要求。从材料学角度出发,利用经过表面预处理的新型油井水泥增强剂DRB-3S的低温增强、自悬浮稳定、混配性好的特点,将其与膨胀材料和抗窜增韧材料进行复配,制得了防漏早强韧性水泥浆体系。实验结果表明,该体系施工性能好,稠化过渡时间短,API失水量小,游离液为0,55℃时4 h抗压强度为7.2~11.5 MPa,还可有效封堵毫米级的渗透和裂缝性漏失,为复杂区块大斜度井、水平井固井质量的改善提供了有力的技术支持。      

防漏早强韧性水泥浆体系的室内研究

大庆、长庆、克拉玛依等老区油田油气资源埋藏浅、井底温度低,加之长期注水开发等增产措施的广泛应用,储层地质结构复杂、压力系统紊乱,大斜度井、水平井钻遇溢漏同存的几率增加,固井过程中漏喷风险增大,对水泥浆体系提出了更高的要求。从材料学角度出发,利用经过表面预处理的新型油井水泥增强剂DRB-3S的低温增强、自悬浮稳定、混配性好的特点,将其与膨胀材料和抗窜增韧材料进行复配,制得了防漏早强韧性水泥浆体系。实验结果表明,该体系施工性能好,稠化过渡时间短,API失水量小,游离液为0,55℃时4 h抗压强度为7.2~11.5 MPa,还可有效封堵毫米级的渗透和裂缝性漏失,为复杂区块大斜度井、水平井固井质量的改善提供了有力的技术支持。     

纳米基复合增强剂的研究与性能评价

低密度水泥浆体系常面临水泥石强度低、顶部强度发展缓慢的问题,而常规促凝早强材料虽可增加水泥石强度,但多会明显缩短稠化时间,稠化时间和强度之间矛盾突出。针对该问题,通过引入表面改性的纳米材料,搭配高效激活材料,开发出了一种“弱促凝、高早强”型复合增强剂。针对不同低密度水泥浆体系,通过控制增强剂加量、温度、水灰比、密度等变量,对该剂进行了评价实验。结果表明,纳米基复合增强剂可在对稠化时间影响较小的前提下,大幅提高水泥石的抗压强度,其中低密度水泥石顶部强度提高率可达40%以上,在不同类型低密度水泥浆体系中均有提强效果,并在长庆油田进行了应用,效果良好。      

致密气藏超长水平段低摩阻水泥浆固井技术

长庆油田致密气藏超长水平段固井,存在裸眼段长、环空间隙小、流动摩阻压耗大和施工压力高,易发生漏失造成固井质量差和后期环空带压等一系列复杂问题,严重影响后续开采和单井产量。为此开发了低摩阻低密度水泥浆和低摩阻高强韧性水泥浆,来提高水泥浆的流动性,降低流动摩阻压耗、施工压力和漏失风险。低摩阻低密度水泥浆采用耐压性能优良的空心玻璃微珠做为主要减轻材料,提高体系的耐压性能,入井后保持较高的结构圆整度,有效降低摩阻压耗。低摩阻高强韧性水泥浆在常规高强韧性水泥浆的基础上,引入实心玻璃微珠和复合高效增强剂,在保证水泥石力学性能的基础上,提高了水泥浆的流动性能,降低了水泥浆的摩阻压耗。室内模拟实验表明,低摩阻低密度水泥浆较常规低密度水泥浆范宁摩阻系数由0.0593降低至0.0295,降低50.25%;低摩阻高强韧性水泥浆较常规高强韧性水泥浆摩阻系数由0.070降低至0.0414,降低40.86%。前期先导性试验应用表明,使用低摩阻水泥浆摩阻压耗降低明显,有效降低施工压力。采用低摩阻水泥浆并进行低摩阻高强韧性水泥浆分段梯度携砂设计,助力致密气藏5256 m超长水平段固井施工顺利完成,固井质量合格,为长庆致密气藏超长水平段固井提供有力的技术支撑。      

新型相变材料对低热水泥浆性能的影响

深水低温天然气水合物地层固井,需要水泥浆体系在水化过程中少发热,尽量降低水合物地层温度上升的程度。因此,针对深水天然气水合物地层固井,研究了一种用于低热水泥浆体系设计的新型相变材料,并研究了相变材料的热存储性能及其对水泥浆体系性能的影响。实验结果表明,新型相变材料相变峰值温度为15.5℃,相变温度在井下低温与常温之间,且相变潜热较大。当相变材料在77.8℃以下时,具有良好的热稳定性,且在0℃～60℃之间经历多次升降温后,相变材料化学结构没有发生变化。随着相变材料加量的增加,水泥浆的流变数据呈现增大的趋势,但加量达到8%时流变性依然满足固井施工要求。此外,新型相变材料可以改善水泥浆体系的稳定性。相变材料对低热水泥浆体系的抗压强度影响不大,加入8%相变材料的水泥石抗压强度也达到8.9 MPa,抗压强度最大下降幅度小于5%。当加入2%、4%、6%、8%相变材料后,水泥浆体系稠化时间比无相变材料水泥浆体系最大缩短约15 min,水泥浆体系72 h水化热较空白水泥浆体系分别下降5.2%、29.1%、35.6%、47.6%。研究结果为天然气水合物层低热水泥浆体系的设计提供了支持与参考。