天然气水合物层固井低热水泥浆研究

海洋深水表层固井作业环境具有低温、低地层破裂压力以及存在天然气水合物等突出问题,开发低热水泥浆,形成一套能够在天然气水合物层的低温环境下高效封固表层的硅酸盐水泥浆体系,是保证海洋深水勘探开发有效开展的关键。通过筛选和研制放热平衡抑制剂,使其在低温下能够吸收水泥水化产生的热量,平衡抑制热量,控制温度上限,可有效地降低水泥水化热,从而确立了一套可适于天然气水合物层固井的低热水泥浆体系。该体系在低温环境下具有低水化热、高早强、低滤失以及良好稠化和防气窜等性能,能够满足海洋深水天然气水合物层固井作业要求。     

一种新型低放热水泥材料的室内性能研究

海洋深水钻探常常钻遇浅层水合物层,常规低温水泥浆放热量大,固井期间会引起水合物层不稳定,影响固井质量。通过对几种胶凝材料的筛选研究,开发了一种新型低放热水泥材料,从而建立了一套可适于深水浅层水合物层固井的低热水泥浆体系。该水泥浆体系在密度为1.40～1.60 g/cm3时,3 d的水化热均小于200 J/g,水泥石在10℃下养护24 h后的抗压强度大于3.5 MPa,降失水性能较常规低热水泥有较大提高,均小于50 mL,流变性测试φ₃₀₀均在300以下,同时新型低热水泥性能比普通低热水泥水化热更低,稠化时间可调,室内实验表明,新型低热水泥浆体系在低温环境下具有低水化热、高早强、低失水以及稠化性良好等特点,能够满足海洋深水水合物层固井作业的要求。      

深水水合物层固井低水化热水泥浆体系研究及应用北大核心CSCD

深水表层水合物层固井常规水泥浆体系水化放热量大,导致水合物层吸热分解而影响固井质量,存在井喷风险。通过分析深水表层水合物层特点,基于水泥浆密度低、水化放热量低、低温强度发展满足封固地层与支撑套管需求及对作业时效影响小等要求,构建了深水水合物层固井低水化热水泥浆体系。性能评价结果表明,所构建的低水化热水泥浆体系具有低温条件下放热量低、抗压强度满足施工要求等优良特性,可避免水合物层发生分解。目前深水水合物层固井低水化热水泥浆体系已在南海某深水井固井作业中取得成功应用,未发生水合物分解引发的气窜问题,可满足深水天然气水合物层固井作业要求,具有较好的推广应用价值。     

深水水合物层固井低水化热水泥浆体系研究及应用

深水表层水合物层固井常规水泥浆体系水化放热量大,导致水合物层吸热分解而影响固井质量,存在井喷风险。通过分析深水表层水合物层特点,基于水泥浆密度低、水化放热量低、低温强度发展满足封固地层与支撑套管需求及对作业时效影响小等要求,构建了深水水合物层固井低水化热水泥浆体系。性能评价结果表明,所构建的低水化热水泥浆体系具有低温条件下放热量低、抗压强度满足施工要求等优良特性,可避免水合物层发生分解。目前深水水合物层固井低水化热水泥浆体系已在南海某深水井固井作业中取得成功应用,未发生水合物分解引发的气窜问题,可满足深水天然气水合物层固井作业要求,具有较好的推广应用价值。     

国外深水固井水泥浆技术综述

深水固井面临着诸多的挑战，如低温、潜在的浅层水窜和气窜、地层孔隙压力和破裂压力之间“窗口”狭窄，地层易压漏、水泥浆温度的演变、顶替差等，提出满足深水低温固井的水泥浆的基本性能要求是：①水泥浆密度低；②低温下较短的过渡时间和优良的抗压强度；③低失水；④好的水泥浆完整性；⑤水泥浆与套管和地层的密封和胶结等长期性能好；⑥顶替效率高。介绍了国外常见的几种深水固井水泥浆技术，包括快凝石膏水泥浆体系、PSD水泥浆技术、高铝水泥、充气水泥浆技术和其他水泥浆技术。最后就深水固井应重点注意的几个问题提出了建议。     

低温早强低水化放热水泥浆体系开发

深水水合物地层的特殊环境要求固井水泥具有低水化放热和低温早强特性,而现有的固井水泥浆体系大多不具备低水化放热特性,而且低温水化速度较慢。为此,提出了低温早强低水化放热水泥浆体系的研究思路。在铝酸盐水泥和G级水泥按照1:1质量比形成的混合水泥浆的基础上,通过对储能微球研发以及对密度减轻剂、稳定剂和其他外加剂的种类和加量的优选,形成了低温早强低水化放热水泥浆体系,其早强剂为0.06%三乙醇胺,降失水剂为1%聚乙烯醇类降失水剂CML,缓凝剂为0.35%硼酸,分散剂为1.5%SYJZ-1。同时对该体系进行的性能测试表明,在4℃养护24 h水泥石抗压强度可以达到5.9 MPa,水泥浆呈现低水化放热和低温早强特性。可以看出,该低温早强低水化放热水泥浆体系在早期强度、水化放热、密度等方面性能优异。      

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≥3.5MPa。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。      

深水油气井浅层固井水泥浆性能研究

针对深水油气井浅层固井存在的逆向温度场,对水泥浆在低温下的稠化时间、抗压强度和流变性能进行了分析,结果显示:在低温下水泥浆的稠化时间明显延长,抗压强度发展缓慢,流变性能变差。因此,针对深水固井试验中温度模拟方法与陆地固井的不同,介绍了深水固井循环温度和静止温度的确定方法,设计了可以用来测试深水固井水泥浆性能的稠化试验装置及静胶凝试验装置。同时设计了不同密度的深水固井水泥浆配方,并对其性能进行了测试,结果表明,所设计的不同密度深水固井水泥浆,在低温条件下早期强度发展快（4 MPa/16h）,流变性好,防气窜能力强,沉降稳定性能好,能满足深水表层套管固井的需要。      

适于海洋深水固井的零稠化转化时间低温水泥浆体系研究

介绍了一种新型的用于海洋深水低温浅层流固井作业用的零稠化转化时间低密度水泥浆体系,该水泥浆体系采用新型高强快速凝固水泥制备。对体系中使用的各种水泥浆外加剂的系统评价研究表明,采用这种新型水泥制得的水泥浆体系不仅具有良好的低密度下的低温强度,而且具有较好的稠化安全性能和低温稠化转化性能,能保证深水低温低密度固井作业的有效实施和深水固井过程对浅层流的有效抑制,可以有效地解决深水固井作业中遇到的问题。     

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。      

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。     

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。     

低摩阻耐压防漏低密度水泥浆固井技术

长庆苏里格气田刘家沟组地层承压能力低,现有低密度水泥浆体系耐压性能差,受压后密度上升、流变性能差,施工压力高,易发生漏失,造成水泥浆返高不够、封固段固井质量差。为此设计研发了一种低摩阻耐压防漏低密度水泥浆体系,运用紧密堆积理论进行水泥浆四级颗粒级配,优选耐压性能优良的减轻材料,选用合适的外加剂形成低摩阻耐压防漏低密度水泥浆配方。水泥浆密度为1.25～1.35 g/cm3,范宁摩阻系数降低约50%;耐压性能良好,防漏效果明显,综合性能优良。开展混拌工艺研究,采用纯机械混拌工艺,混拌大样与小样性能吻合率达到99%,保证了混灰质量和效率。在苏里格气田试验应用4口井,固井施工正常,未发生漏失,固井质量合格;施工压力明显降低,固井质量显著提升,为低压易漏地层固井提供有力的技术支撑。      

低温高强韧性水泥浆在致密油水平井的应用

长庆油田致密油延长组油层埋藏浅,井底静止温度低,常规水泥石强度发展慢、脆性强,大型体积压裂易导致水泥环密封完整性破坏,严重威胁致密油开采和油井寿命。针对以上难题,优选了低温促凝早强剂DRA、低温增强材料DRB和膨胀增韧材料DRE-300S,并结合配套固井外加剂,开发了综合性能良好的低温高强韧性水泥浆体系。该水泥浆体系在55℃条件下,24h抗压强度达到35.8 MPa,168 h抗压强度为50.6 MPa,抗压强度较常规体系提高了33.1%,弹性模量降低了14.3%,表现出良好的低温高强韧性特性,增强了水泥环在交变应力作用下的密封完整性。该体系在长庆致密油水平井φ139.7mm生产套管固井中进行了4次现场应用,现场应用效果良好,为低温高强韧性水泥浆体系的推广应用奠定了技术基础。      

1.15 g/cm3超低密度水泥浆的研究与应用

针对鄂北工区低压、易漏失地层的固井难题,中原固井公司通过研发轻质水泥,优选高强空心玻璃微珠减轻材料,与超细微硅进行级配,建立三级级配模型,确立了超低密度设计构架。选用AMPS类降失水剂、低密度增强剂、早强剂、缓凝剂等外加剂优化浆体性能,研究出一套高强度超低密度水泥浆配方,该水泥浆适用温度为60~120℃,密度为1.15 g/cm3,失水量为40~42 mL,游离液量不大于1.0%,稳定性密度差为0,300 min内稠化时间可调,呈直角稠化;常压40℃下72 h水泥石抗压强度为12.1 MPa,满足现场施工需求。开展混拌工艺研究,建立了分级混拌工艺,混拌大样与小样水泥浆性能符合率达到了98%,保证了水泥浆性能的稳定。通过在鄂北大牛地区块D12-P42、D17-2及DK13-FP1井等3口井的应用,固井过程中没有发生漏失,固井质量合格率为100%,实现了井筒的完整性,为低压易漏地层固井提供了技术支撑。      

关于非泡沫超低密度水泥浆体系应用的建议

由于中国存在大量的低压、易漏油气井,目前超低密度水泥浆体系在固井中的应用日益增多。由于减轻材料的密度小、抗破碎性能有差异以及超低密度水泥浆体系固液相的密度比低等原因,运用常规水泥浆体系的设计标准、实验方法、混浆操作会产生错误和问题,影响水泥浆性能的稳定,因此需要根据减轻材料的物性以及水泥浆设计密度对超低密度水泥浆体系现场试验及混浆方案做出针对性改善。从减轻材料、液固比、井下环境、抗压强度实验、水泥浆质量、混灰和转运过程以及现场混浆等方面,对超低密度水泥浆体系应用中出现的问题进行了探究,并分别提出了微珠的选择标准、液固比的最优窗口、井下环境的校正、强度实验方法的选择、水泥浆性能的控制、干灰质量保障措施以及LVF动态混浆系统等相关建议,对提高超低密度水泥浆体系固井作业的成功率有指导意义。      

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。      

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。