超深水低温低密度水泥浆体系的研究与应用

目前中国南海的钻井水深已接近3000m,随之带来低温、水泥石早期强度发展缓慢等问题。针对超深水的固井技术难题,开发出了新型低温低密度水泥浆体系,包括改性人造空心玻璃微珠减轻材料,配套深水降失水剂PC-DG74L、深水分散剂PC-F46L。这套体系具有更优良的低温早强性能,满足超深水固井作业需求,并在超深水井LS18-1-1中成功应用。     

低密度水泥浆体系在深层天然气井中的应用

为了防止火山岩储层固井中的漏失,提高固井质量,在紧密堆积理论和减轻材料优选的基础上,对低密度水泥浆体系进行了研究。通过室内研究发现,应用空心玻璃微珠配制的密度为1.30g/cm3的低密度水泥浆体系具有流动性好、失水量小、稳定性好、抗压强度强度高且长期强度不衰退等优点,并在现场应用中取得了良好的施工效果。     

塔河油田石炭系盐层固井工艺技术

塔里木河周围地区石炭系盐层纯度高，水溶性比较强，蠕动能力强，前期多口井发生套管变形和挤毁现象，盐层井段的固井具有很强的挑战性。研究优化了盐层套管选型，针对石炭系地层特点优化盐层段尾管固井水泥浆液柱结构，优选了AMPS／AM／AA三元共聚物抗盐降失水剂、膨胀剂，使水泥浆体系具有低失水量、高早期强度和微膨胀特性。优选了具有良好抗盐、冲洗和加重能力的前置液体系，通过T914井现场试验，盐层段固井质量为优质，避免了套管挤毁的危险。     

低渗油藏水平井水泥浆体系及施工技术

水平井技术作为提高采收率、降低开发成本的一条有效途径已经在国内外得到广泛应用。水平井开发低渗透油藏能数倍的扩大油藏的泄油体积,减小生产压差,增加原油产量,但低渗油藏水平井固井一直是固井领域的难题。本文重点分析了胜利低渗油藏水平井固井技术现状、难点及攻关思路, 优选了零自由水、低失水、流变性好、直角稠化、微膨胀、防窜性能强的水泥浆体系,选用了与水泥浆体系、钻井液相容性好的冲洗前置液,采用了相应的固井技术措施,从而提高了胜利低渗油藏水平井的固井质量。     

抗盐降失水剂G33S在酒东深井固井中的应用

为解决酒东油田钻井液密度高达2.0g/cm3以上、泥浆矿化度高、油层埋藏深、封固段长、水泥量大、井底温度高等给固井施工带来的难题,开发出了以抗盐降失水剂G33S主体的水泥浆体系,该体系适用于各级油井水泥和高密度水泥浆体系,浆体稳定性好,游离液接近于零,水泥浆稠化过渡时间短,接近直角稠化,大幅提高固井合格率.     

新型低密度水泥浆体系在大庆油田深层气井中的应用

针对常规漂珠的批量生产限制、承压能力差,非漂珠低密度水泥浆体系密度可控范围窄、低温强度低等问题,进行了新型深井高强低密度水泥浆体系的研究。选用新型高承压人造空心微珠作为主减轻剂,以颗粒的合理级配及紧密堆积为理论基础,通过水泥石抗压强度、水泥浆沉降稳定性等试验优选了DC-1、DC一2外掺料,并确定最优配比。复配外加剂体系后,研制出密度为1.30~1.40 g/cm~3的低密度水泥浆体系,具有密度低、强度高、稳定好等特点。该体系泥浆在大庆油田徐家围子区块肇深19井成功应用,取得较好的效果,具有良好的推广应用前景。     

抗高温水泥浆体系研究及应用

基于塔河外围区块深井、超深井对水泥浆基本性能要求,考虑高温高压对浆体性能影响,通过分析抗高温材料的作用机理,优选出适合高温水泥浆体系的外加剂,将缓凝剂、降失水剂、液硅等抗高温材料按需求配比,研究不同密度抗高温(≥120℃)水泥浆体系,测定其常规性能。该水泥浆体系流动性好、API失水量50mL/30min、防窜系数SPN值1,水泥石高温稳定性好、抗压强度高等,均满足高温高压井下施工要求。该抗高温水泥浆体系在顺北评1H、顺北7、中探1井应用效果良好,优良率高。     

“低温早强水泥浆”在煤层气水平井三开固井中的应用

采用"低温早强成膜型水泥浆体系"在单分枝水平井三开煤层段固井进一步提高了封隔质量,减少了对产层的损害,从而相对的提高了产能。煤层埋藏深度浅、微孔隙和裂缝发育、机械强度和孔隙度低,易坍塌、易污染;三开套管环空间隙小。通过实验,研制低温早强成膜型水泥浆体系,优选水泥浆性能,采用适当的固井技术,保证了施工的顺利进行,固井质量达到了优质,为煤层气单分枝水平井三开固井施工积累了成功的经验。     

AMPS/AM/AA三元共聚物降失水剂的合成及性能评价

以2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸(AMPS)、丙烯酰胺(AM)和丙烯酸(AA)为单体,通过水溶液自由基聚合合成了AMPS/AM/AA三元共聚物降失水剂,对该降失水剂的性能评价结果表明:降失水剂在循环温度150℃内能够将水泥浆的API失水量控制在100mL以内;对水泥石的强度发展无不良影响;用该降失水剂配制的常规密度水泥浆、低密度水泥浆及高密度水泥浆均具有良好的综合性能,能够满足高温深井固井需要.     

英买2-16井深井长封固段固井技术实践

英买2-16井位于塔里木盆地塔北隆起英买力低凸起英买2号背斜构造,二开完钻井深为5821m,177.8mm技术套管下深5819m,二开采用分级固井,分级箍位置为2996.4m。针对该区块地层承压能力低、易漏失、水泥封固段长、常规固井方法无法满足固井要求的问题,采用双凝双密度水泥浆体系固井。一级固井采用以DRF-120L降失水剂为主剂的1.45g/cm3和1.88g/cm3双密度大温差水泥浆,封固段3300～5821m;二级固井采用以DRF-300S为主剂的1.45g/cm3低密度水泥浆,封固段0～2996.4m。声幅测井结果显示,固井质量合格,现场应用表明,采用低密度水泥浆配合常规密度水泥浆固井技术,提高了低压易漏井、长封固井段的固井质量。     

低密度高强度水泥浆体系研究

低压易漏地层在固井过程中易发生漏失,因此低压易漏地层固井要求降低水泥浆密度.介绍了一种能满足低压易漏地层的密度为1.20～1.50g/cm3低密度高强度水泥浆体系,该体系引入了一种根据紧密堆积理论开发的增强材料DRB- 1S,DRB- 1S能够使漂珠低密度水泥浆体系具有良好的稳定性及密实性.低密度高强度水泥浆性能评价结果表明:该水泥浆体系稠化时间易调,失水量低于50mL,24h抗压强度高于10MPa,体系稳定,满足固井施工要求.     

基于紧密堆积理论的低密度固井水泥浆设计

合理的颗粒级配是提高固井水泥环内部密实度、早期力学强度和界面胶结能力的关键。基于此,本文从几种典型的连续颗粒级配的紧密堆积理论中优选出DFE进行固井水泥浆体系设计,并通过大量实验首次确定了适宜G级油井水泥基深水固井水泥浆体系设计的n值最优范围:0.33~0.40。结合激光粒度分析仪实测结果,在粒径≤3.38μm、3.38~70.70μm、≥70.70μm三个范围内依次采用纳米CaCO_3(nano CaCO_3,以下简称“NC”)、G级油井水泥和漂珠,并按DFE(n=0.33~0.40)体积分布曲线进行混配。在此基础上,提出一种密度为1.50 g/cm^(3)的低成本低温早强三元固相级配水泥浆体系,并与漂珠二元固相水泥浆体系和NC二元固相水泥浆体系的性能进行对比。研究结果表明:该三元体系水泥石的抗压强度、抗折强度和二界面胶结强度相比于漂珠二元体系和NC二元体系分别提高了7%~21.1%、13.4%~51.9%和41.4%~122.2%。三元体系的固井水泥石在垂向上的最大密度差为0.022 g/cm^(3)。基于DFE设计的三元体系具有良好的流变性、稳定性和力学性能。DFE对于多元固井水泥浆体系的设计和应用具有一定的指导意义,在保证低密度的前提下能够有效地提高固井水泥石的早期强度和综合性能。     

绒囊工作液在煤层气勘探开发中的应用前景

选择合适的井筒工作流体用于勘探开采煤层气迫在眉睫。泡沫类工作液已成为煤层气作业的重要选择之一,在国内外煤层气作业中应用广泛。在泡沫类工作液基础上研发的绒囊工作液,不但解决了泡沫类工作液在液柱压力下泡沫消失问题,而且在煤层气钻井过程中表现出密度可调、承压能力强、封堵性能好、储层保护效果明显等特点。实例还表明绒囊工作液匹配地层裂缝、孔道大小或形状的自适应能力强,全面封堵渗流通道。这种自适应地层渗流通道的作用机理表明,绒囊工作液在煤层气欠平衡钻井、低密度水泥浆固井、提高地层承压能力以及储层改造等方面应该有很好的应用前景。要实现这些作业环节成功应用绒囊工作液,应加强绒囊工作液在钻井液、水泥浆、射孔液和压裂液等方面的应用研究,满足煤层气勘探开发需要。     

延长油田西部区域水平井固井水泥浆体系优化技术

分析了目前延长油田西部区域固井现状及造成固井质量差的原因,据此提出了适合延长油田西部地区水平井固井水泥浆性能的要求,优选出了适合该地区水平井固井的水泥浆体系。该水泥浆体系具有低滤失、零自由液、高沉降稳定性、好流变性,有利于提高浆液顶替效率。形成的水泥石具有不收缩、微膨胀、早强的特点,满足水平井射孔、后期压裂改造等工程施工的要求。最终形成了一整套适合延长油田西部地区水平井固井的水泥浆体系。     

适用于煤层气开采的低密度钻井液技术研究与应用

针对煤储层井壁易坍塌、易受钻井液污染等难题,通过中空玻璃微球密度降低剂的优选及对钻井液性能的影响评价实验,研发了中空玻璃微球低密度钻井液体系.钻井液性能评价实验结果表明：该钻井液具有良好的流变性和滤失性,泥饼薄而致密,API失水量小于5 mL,高温高压失水量小于15 mL,120 ℃老化16 h后钻井液性能稳定,具有很好的抗温性;同时,该钻井液具有很好的抗污染性、防塌性、封堵性、沉降稳定性和保护储层作用.沁南示范区成功进行了1口井的现场试验,钻井液密度0.95 g/cm 3,有效防止了液体对煤储层的污染,有利于后续的煤层气开采。     

水合物地层低热固井水泥浆用相变微胶囊的制备及应用

当深海固井遇到天然气水合物地层时,由于水泥浆水化放热,导致水合物的相变平衡条件发生改变,诱发水合物分解,引起二界面胶结质量下降等问题。为提高水合物地层固井质量,可向水泥浆中添加具有吸热控温作用的相变微胶囊,可有效降低固井水泥浆的水化升温。基于此,以配比石蜡为控温芯材、碳酸钙为壁材,利用自组装法制备了一种使用于深水水合物地层固井水泥浆控温微胶囊。由于固井水泥浆在达到水合物地层的过程中,外界温度环境复杂,单一相变温度的控温芯材极易失效。为扩展控温区间,选用切片石蜡与白油作为混合芯材,控温区间达到14.8~39.8℃。研究表明,该微胶囊表观形态良好、彼此无团聚,在热循环过程中,不易发生泄漏。与水泥浆复配后,对水泥浆流变性能无明显影响。在低掺加量时,微胶囊主要起降低水泥浆峰值温度的效果,并提升水泥石整体力学强度;高掺加量时,微胶囊既可以有效降低水泥浆峰值温度,也可以明显地延缓水泥浆放热速率。     

纳米二氧化硅在固井水泥浆中的应用研究进展

近年来,纳米二氧化硅由于其本身超高的比表面积及与水泥的火山灰反应,在石油天然气工业中引起了广泛的关注。本文系统梳理了纳米二氧化硅在固井水泥浆中的研究现状,着重介绍了纳米二氧化硅对固井水泥浆的失水量和稠化时间、对水泥石的力学性能和微观结构的影响,总结了纳米二氧化硅在高温条件下的性能表现,探讨了纳米二氧化硅在固井水泥浆的应用中存在的问题、面临的挑战以及未来的发展方向,以期对纳米二氧化硅在固井领域的应用和发展有所帮助。     

适于弱胶结软岩的新型冻结孔封孔材料性能及微结构研究

我国西部地区的弱胶结软岩,岩石强度低,遇水泥化,当采用全深冻结时,冻结壁解冻后时常出现下部冻结管串水,导致工作面涌水和淹井的安全事故。针对这些问题,本文研究适于这种地层的新型冻结孔封孔材料的工作性、强度以及受冻后的抗渗性,并从受冻后的材料的孔结构和SEM形貌来探讨其机理。结果表明：新型冻结孔封孔材料具有很好的流动性,且流动度损失小,浆体的保水性好,无泌水;其3,28 d的抗折、抗压强度都明显高于普通水泥浆,且经受-30 ℃的低温受冻28 d后的强度损失小;新型冻结孔封孔材料受冻后,开始出现渗水的水压以及渗水范围扩大时的水压要比普通水泥浆封孔材料提高1~2 MPa。微观试验表明：新型封孔材料与普通水泥浆封孔材料相比,总孔隙面积降低、中值孔径减小、孔隙率降低,容重和表观密度增加,混凝土结构密实。     

碱矿渣水泥及其对铅锌尾砂的固化效果

通过水泥净浆强度试验和水泥-尾砂浆体流动性及其固化体的强度试验,确定了适宜于尾砂固化的碱矿渣水泥的较好的配合比,和尾砂固化中碱矿渣水泥的适宜掺量。采用低模数水玻璃,按14%与矿渣粉配合得到的碱矿渣水泥,可以获得较好的净浆硬化体抗压强度,最高可达3 d 69.6 MPa,7 d 84.0 MPa,28 d 91.8 MPa。在水泥-尾砂浆体固含量相同的情况下,碱矿渣水泥-尾砂浆体的流动性明显优于硅酸盐水泥-尾砂浆体的流动性,碱矿渣水泥-尾砂固化体强度高于硅酸盐水泥-尾砂固化体强度,尤其是后期强度更加明显。而在控制尾砂浆体流动度相同的情况下,前者固含量可以高于后者2%。SEM对水泥-尾砂固化体内部微观结构的观察表明,碱矿渣水泥-尾砂固化体内部结构显示出明显的胶结特征。固化体内部孔结构的MIP测定结果也表明,碱矿渣水泥用量增加时固化体总孔隙率减小,孔隙中大孔比例减少,小孔比例增加。综合水泥-尾砂浆体流动性和固化体强度两方面的试验结果,可以认为碱矿渣水泥比普通硅酸盐水泥更适合于用作尾砂胶结材料。     

龙凤山气田易漏失井固井工艺技术研究与应用

龙凤山气田属于典型的裂缝性储层,钻井过程中漏失问题突出。该气田地层压力系数低、气层活跃、井壁稳定性差,固井难度较大。针对本区块特点,强化固井工艺措施,做好钻完井过程的防漏、承压堵漏工作,优选完井方法,采用变排量顶替工艺技术,开展低密度水泥浆体系优选研究,合理设计浆柱结构,有效地解决了固井过程中的漏失和候凝期间气窜等问题,保证了固井质量,实现了油层的有效封固,现场应用效果良好。