自修复固井前置液实验研究

用渗透结晶自修复剂配制固井前置液,使其在具备冲洗隔离功能的同时具有对固井水泥环窜气通道进行自修复的性能.使用钻井液浸泡钢管(模拟套管)和冲击造缝2种方法模拟因固井水泥环损伤而形成的微间隙和微裂缝,在XAN-RC封堵实验流程上进行了自修复模拟实验.实验结果表明,自修复固井前置液具备前置液的基本性能,能够吸附在冲洗过的钢管表面提高界面胶结强度.处于自修复固井前置液养护环境中的水泥环具有较高的早期和长期抗窜强度.自修复固井前置液通过渗透结晶和多次水化反应机理对水泥环的微裂缝和微间隙进行修复,抗窜强度的恢复能力明显高于清水的养护环境.自修复固井前置液能够实现对固井水泥环损伤的动态持续自修复,为保持水泥环的完整性和耐久性提供了一个新的手段.     

硅烷偶联剂包覆油井水泥的性能与应用

为提高固井水泥环的耐久性,使用硅烷偶联剂KH-560对油井水泥颗粒表面进行包覆处理后以10%的加量加入固井水泥浆中配制成新型的自修复固井水泥浆体系。通过润湿性和水化放热试验研究了硅烷偶联剂包覆油井水泥的表面特性;通过SEM扫描电镜分析和固井水泥环微间隙与微裂缝自修复模拟试验研究了加入硅烷偶联剂包覆油井水泥的固井水泥浆体系固化体的微观结构和自修复性能。研究结果表明:硅烷偶联剂包覆处理后的油井水泥颗粒表面形成了憎水保护膜,降低了水化反应活性;将硅烷偶联剂包覆油井水泥以10%加量加入固井水泥浆后,明显增加了固井水泥环中的未水化产物数量,能够发生多次水化反应,为固井水泥环自修复性能的建立提供了有利条件;加入硅烷偶联剂包覆油井水泥的固井水泥浆固化体损伤试样(模拟微间隙与微裂缝)经过养护后抗窜强度恢复值高于50%,自修复能力优于普通的固井水泥浆,固井水泥环的耐久性和完整性增强,提高了复杂条件下的油气井和储气库的固井质量。     

天然气井套间气窜自修复技术

井口套间气窜即套间带压一直是困扰天然气井安全生产的技术难题,仅靠固井和修井技术难以从根本上解决问题。基于对天然气井套间气窜原因的分析和水泥基自修复理论,建立了气井井口环空气窜的两种自修复模式。采用在模拟套管的钢管中浸泡钻井液和使用冲击式造缝仪两种方法,来模拟固井水泥环损伤后形成的气窜通道（即微裂缝和微间隙）,用GSN渗透结晶型自修复剂配制天然气井套间气窜自修复液,在XAN RC封堵模拟实验流程中进行了水泥环损伤自修复模拟试验。结果表明,GSN自修复剂能够自动渗入气窜通道,形成渗透结晶水化产物,密闭固井水泥环的微间隙和微裂缝,有较好的自修复效果,明显提高了损伤水泥环的抗气窜强度。该研究成果对实现气井井口环空气窜的动态即时自修复,保持水泥环封固的可靠性和耐久性,解决气井环空带压问题有重要的工程运用价值。     

提高采收率油井水泥基自修复剂的研制

油气井完井之后,由于经历试井、测试和酸化、压裂等作业,使套管和水泥环受到温度、压力等因素大幅度变化的影响,固井水泥环的封隔性能产生破坏,水泥环空产生微间隙和微裂缝,从而形成井下地层流体的窜流通道造成层间封隔失效,这是困扰对油气井的生产的难题之一。解决流体窜流问题的最基本方法是采用成本昂贵的挤水泥大修井修复方法,但成功率较低,同时由于产生微裂缝的原因比较复杂,预防和处理的难度较大。为此,基于溶度积常数理论,开发出新型的水基自修复剂,通过设计合理的实验模拟水泥浆体系,利用X-射线衍射技术研究了其自修复过程遵循循环络合结晶沉淀机理。所研发的水基自修复剂加入水泥浆体系中具有很好的配伍性,加入5%的自修复剂能够明显的修复微裂缝,养护14 d后水泥石的渗透率能够恢复到90%。     

深井固井的若干问题

讨论了深井固井的几个问题，包括长封固段顶部水泥抗压强度的最新ISO标准方法、注水泥温度、窄环空固井带来的问题、深井钻井液、固井液的流变性及流变性试验方法、水泥环的收缩及工程设计问题、深井钻井液与完井液对水泥环及套管的腐蚀研究、深井堵漏问题、特高温固井的低密度水泥浆体系。     

影响水泥环第二界面胶结质量的因素分析

固井作业是油气井钻井工程的重要环节之一,油气井固井的第二界面是一个变化极大的界面,水泥环第二界面往往是发生油气水窜的薄弱环节,其影响因素众多。文章对影响固井第二界面胶结质量的因素进行综合分析,建议在钻井施工设计时要为固井施工考虑,形成好的井眼条件,为提高水泥浆顶替效率做好前期准备,提高冲洗液性能,水泥浆顶替时活动套管、使用辅助套管附件,充分清除静止在环空中的钻井液及井壁上的滤饼 采用钻井液转化水泥浆技术,将钻井液滤饼由水泥环胶结质量薄弱层转化为增强层 提高水泥浆的微膨胀性能,控制微间隙产生 水泥浆候凝期间要压稳,防止窜流发生。     

水泥基材料微裂缝自修复机理研究进展

水泥基材料微裂缝自修复(自愈合)机理和技术是国内外近年来的研究热点,该技术对提高水泥基材料的耐久性和可靠性意义重大.综述了国内外近年来水泥基材料微裂缝自修复机理研究的相关文献,归纳了对水泥基材料微裂缝自修复机理的主要研究成果及自修复机理的主要研究方法,分析了固井水泥环与建筑行业水泥基材料所处环境的差异.通过综述分析,结合国内外最新的固井水泥环自修复技术研究动态,阐述了固井水泥环自修复技术研究对保证油气井固井封隔质量和长期可靠性的重要意义.国内外的研究动态表明,固井水泥环的自修复技术将成为固井技术的一个新的发展方向,有重大的理论研究和工程应用价值.     

交变压力下固井界面微间隙产生规律研究

针对油井长期服役过程中的固井界面微间隙产生机理及规律问题,对比国外学者的经典试验,利用ABAQUS有限元软件对套管内压交变作用下的固井界面力学响应进行了模拟分析。分析结果表明,当套管和水泥环应力均处在弹性范围内时,没有微间隙产生;而在高应力作用下水泥环中存在塑性残余变形时,套管内压交替变化将导致套管、水泥环和地层界面变形不再协调,将可能脱开产生微间隙。因此得出结论:套管内压交变作用下的水泥环塑性残余变形是导致微间隙产生的主要原因之一。进一步对影响微间隙尺寸的关键因素及规律进行分析,指出套管内压值越大,产生微间隙的可能性就越大,套管内交变压差越大,微间隙的尺寸就越大;在套管内交变压力作用下,软地层比硬地层固井界面更容易产生微间隙;同时,选用低弹性模量水泥固井界面产生微间隙的可能性则会降低。研究结果对环空带压和环空窜流的产生原因及预防具有重要意义。     

固井自修复水泥浆技术难点分析与对策

固井水泥环的力学性能决定其层间封隔能力,进而影响油气开采。自修复水泥浆是解决水泥环在井下易脆性破坏问题的一项新技术,自修复水泥浆可在水泥环出现微裂缝、微环隙时自愈合微裂缝,修复水泥环密封完整性,对保证气井和储气库井井筒完整性有重要意义。但现有自修复水泥浆技术水平还有待提高,为促进其发展,在总结国内外研究现状基础上,分析自修复水泥浆技术的难点主要有:自修复水泥浆的应用时间较短,自修复材料在井下工况的耐久性还有待观察;缺乏业界公认的自修复能力评价方法;随着油气勘探向深层-超深层的拓展,自修复材料需适应高温、高压、高含硫工况要求;固井自修复作用机理及自修复模型的研究还需深入。提出以下技术对策:建立一套科学合理的水泥浆自修复性能评价方法;借鉴混凝土及其他材料领域的自修复技术,结合井下工况,研发适应高温、高压、高含硫要求的自修复材料;立项开展固井自修复作用机理及自修复模型研究。     

自修复固井前置液自修复机理

将水灰比为0.44的油井水泥净浆灌入钢管中养护,然后切片并造缝,制作成钢管切片样品,放入清水和固井自修复前置液中浸泡养护,通过测试抗窜强度和对比分析样品微观结构与水化产物组成特征,研究固井自修复前置液的自修复机理。运用X-射线衍射仪对样品的物相组成进行分析,利用热重(TG/TGA)方法测定样品中Ca(OH)2含量,采用压汞仪对样品的孔结构变化进行分析,最后利用环境扫描显微镜对样品的微观形貌进行观测,并对测试样品的微区进行X射线能谱定性、定量分析。研究结果表明,GSN自修复前置液和NMFSJ自修复前置液能够渗透到样品的微裂缝中,与裂缝附近的氢氧化钙和未水化产物发生水化反应,形成硅酸钙结晶或水化硅酸钙凝胶和碱式碳酸钙等水化产物,自动修复样品的微裂缝;NMFSJ自修复前置液还能够渗透到样品固化体本体的孔隙中,激活水化反应;另外其有一部分组分不参与直接生成结晶体,而是催化水泥环中未水化的水泥颗粒水化。     

一种适用于油基钻井液的表面活性剂隔离液

页岩气钻井过程中采用的油基钻井液极易残留在井壁和套管壁表面,与固井水泥浆产生接触污染。套管壁及井壁长期处在油基钻井液环境中,两界面亲油憎水,给固井作业带来油基钻井液顶替和清洗困难、混浆流变性能变差、混浆强度严重下降、界面胶结质量不良等问题。针对以上问题,对表面活性剂及隔离液进行了如下研究:①调研油基钻井液对水泥浆的接触污染机理;②测定溶液表面张力,验证表面活性剂对清洗效果的影响;③配制表面活性剂水溶液和隔离液,利用模拟套管冲洗法测定清洗效率。实验结果表明,表面活性剂的加入能显著降低水油界面张力,提高清洗效率;配制出了一种清洗效率高达92.86%的三元复配表面活性剂隔离液体系,表面活性剂组成为LAS+JFC-6+AOS （1:1:1）;该隔离液对油基钻井液有良好的清洗效果,可提高界面胶结质量,有助于提升页岩气井的固井质量。      

四川盆地页岩气井水平井段的固井实践

页岩气藏水平井固井要求水泥环不仅要有很高的强度,还要有较好的韧性,使之能满足大型分段加砂压裂增产作业对水泥环层间密封的要求。为此,针对性地开展了增韧材料的优选和高效冲洗剂的研制,先导性试验的3口井均采用了以下主要措施：①应用自主开发的增韧材料,配制出密度达1.95 g/cm³的增韧水泥浆,实验结果表明,该水泥石抗冲击韧性超过常规水泥石20%、抗折强度提高了10%～15%、弹性模量则下降了约20%,显示出良好的增韧性能;②自主开发的油基介质下高效冲洗液,能在短时间内改变套管及井壁的润湿性,室内试验结果表明,该冲洗液对界面冲洗效果超过90%,达到了有效清除套管及井壁残留油泥、隔离油基钻井液与水泥浆的效果;③集成应用川渝地区旋流刚性扶正器、漂浮顶替等成熟固井技术实现水平井段有效顶替。纳入试验的3口井固井质量均满足了后期增产作业的技术要求,为页岩气藏水平井固井提供了技术支撑。     

尾管插管固井工艺

尾管固井用双胶塞时,易憋泵和替空;不用胶塞时,常常要上小钻具钻水泥塞,不论采用哪种方法,都要承担很大的风险。尾管插管固井工艺仍用尾管悬挂器,但在尾管原阻流环位置加有双作用阻流环总成,在悬挂器中心管下面接有插入管,可通到阻流环以下。注水泥时,水泥浆经插入管返至尾管环形空间,不与尾管内壁接触;注完水泥替钻井液时,插入管内要留200~300m水泥浆,然后将插入管提至阻流环以上,把水泥浆循环出来,保证不会替空,尾管内也不会留水泥塞。经现场应用,取得了很好的效果。     

用于重新封固套管损坏井的延迟水泥浆体系

在套管损坏井中,有的能在原套管(或已取出一部分)内下入新套管重新封固。若按照常规下套管后再注水泥,由于环形间隙小,施工难度大,难以保证固井质量。若将水泥浆先注入井中,再将下端封闭的套管下入井内,把水泥浆挤入环形空间,就能保证环空有饱满的水泥浆。该技术除选好井外,关键是调配水泥浆性能和估算封固高度。经长庆油田几口井的施工,封团高度400~600m,施工顺利,封固质量优良。     

用于重新封固套管损坏井的延迟水泥浆体系

在套管损坏井中，有的能在原套管（或已取出一部分）内下入新套管重新封固。若按照常规下套管后再注水泥，由于环形间隙小，施工难度大，难以保证固井质量。若将水泥浆先注入井中，再将下端封闭的套管下入井内，把水泥浆挤入环形空间，就能保证环空有饱满的水泥浆。该技术除选好井外，关键是调配水泥浆性能和估算封固高度。经长庆油田几口井的施工，封团高度400～600m，施工顺利，封固质量优良。     

提高高压气井套管回接固井质量的技术

为了解决套管回接固井常出现的质量不佳和井口带压的问题,在实验的基础上,提出套管回接固井作业时应先泵入低黏、抗钙钻井液和大量冲洗液彻底冲刷套管壁,水泥浆中应加入膨胀剂和纤维,改善水泥石力学性能,确保水泥环与套管胶结质量。采用高能混浆设备配浆和井口憋压候凝,确保水泥浆密度均匀,防止水泥浆体积收缩、管柱膨胀和水泥环微环隙的形成。几口试验井的声波测井结果表明：所采取的技术措施行之有效,能够保证套管回接固井质量。     

油基钻井液下水泥浆抗污剂的研究与应用

针对目前油基钻井液下水泥浆易被污染,固井质量难以保证的问题,运用实验方法结合理论分析,开展了抗污染水泥浆体系的研究。利用人工岩心法证实了油基钻井液对固井质量有较大影响,特别是对二界面胶结强度影响最大。通过实验分析了基础水泥浆被油基钻井液污染后性能的变化,研制出了一种主要成分为烷基酚聚氧乙烯醚的抗污染剂Anti-P。室内实验结果表明,将1%抗污剂Anti-P加入水泥浆中,在水泥浆被少量油基钻井液污染后（小于10%）,水泥浆性能不受影响,保证了固井质量。将其在多口井进行应用,效果良好。该成果填补了目前抗污染水泥浆体系的空白,值得进一步研究推广。      

清理钻杆中凝固水泥水平钻进装置的设计

清理钻杆中凝固水泥时 ,因孔洞较深 ,需要有强度较高的传动器械和特殊的动力装置 ,为此 ,设计了清理钻杆中凝固水泥水平钻进装置。该装置首先设计一多功能平台 ,将钻杆固定在支架上 ,在调速电动机的带动下 ,使其匀速运动。为了降低加工难度 ,可采取两头分别钻进的方法 ;传动杆的内孔在满足冷却水流量 ,外径环路可充分排除岩屑的条件下 ,经计算强度可以达到使用要求。该装置的关键是设计出尺寸严格、结构适宜、出刃锋利、保径得当的钻头 ;为防止钻头的离心摆动需在合适的位置加扶正器 ,确保清理的彻底和高效。