高温干烧和水湿环境对水泥石结构性能的影响

为了更真实评价稠油热采井中交变超高温对水泥石力学性能及微观结构的影响,基于其在井下所处的实际环境,设计了一套超高温水湿模拟养护装置及方法,并据此研究了水泥石在干烧和水湿环境下抗压强度的变化规律.同时,利用XRD、TG、氮吸附及SEM技术探明了不同养护环境对水泥石物相组成、化学结构、孔隙结构及微观形貌的影响.实验结果表明...     

稠油热采井中泡沫水泥浆的固井技术

胜利油田草13断块馆陶组油层,油藏埋深为1000~1030m,闭合高度约30m,地质结构为湿地扇沉积,易漏失。该层原油密度为0.9267~1.0286g/cm3,为特稠油油藏, 50℃时地面脱气原油粘度为3277~14373mPa·s,需采用注蒸汽热采工艺投产,完井方式为下套管固井射孔完井。为确保固井过程中不致发生漏失对油层造成伤害,提高热采井的热采效益,在该区块采用了低密度泡沫水泥浆固井工艺,使得固井水泥浆当量密度由原来的1.85g/cm3下降到1.50 g/cm 3以下,取得了明显效果,固井合格率100%,优质率87.5%。与普通水泥浆固井的井相比,井口出口温度平均提高15%以上,日产油量提高20%。     

抗循环温度210℃超高温固井水泥浆

随着勘探开发不断向深层迈进,超深井、超高温井逐渐增多,超高温对水泥浆抗温能力提出了更高挑战。为了解决现有水泥浆体系抗高温能力差的问题,研制了抗高温降失水剂DRF-1S、抗高温缓凝剂DRH-2L及其他配套抗高温水泥外加剂,并形成了超高温常规密度固井水泥浆,在室内对该水泥浆的性能进行了评价结果表明,该水泥浆能够满足井底循环温度210℃、井底静止温度230℃的固井要求,水泥浆API失水量可以控制在100 mL以内,稠化时间可调,高温沉降稳定性不大于0.04 g/cm3,230～250℃超高温下水泥石强度高且不衰退。该水泥浆在华北油田杨税务地区高温深井安探4X井φ127 mm尾管固井进行应用,固井质量优质,为该地区勘探开发提供了固井技术支撑。      

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。      

稠油热采井固井用铝酸盐水泥浆体系的研究及应用

稠油热采井对固井水泥浆的要求是在低温下能快速凝结,在高温生产中具有长期耐高温性能。铝酸盐水泥具有快硬、高强、耐高温等特点,因此考虑将铝酸盐水泥在热采井固井中应用。通过进行以铝酸盐水泥为主要材料的矿物熟料优选复配,配制出了与铝酸盐水泥相配套的降失水剂 J73S 和缓凝剂 SR,设计出了一套适用密度范围为
1.70～1.90 g/cm3, 温度区间为30～80 ℃的新型铝酸盐水泥浆体系。实验结果表明: 该水泥浆体系具有优良的工程性能,水泥浆密度差小于0.02 g/cm3,失水量小于 50 mL,稠化时间在60～300 min 范围内可调,24 h抗压强度可达14 MPa,且经过2轮高温之后水泥石抗压强度仍能达到25 MPa。 在齐40-18-38C2稠油热采井的侧钻尾管固井中进行了现场应用,施工过程顺利,固井质量优质率为 79%,合格率达95%,说明该体系可满足稠油热采井固井施工的要求。      

泡沫水泥浆固井技术在草桥地区的应用

简要介绍了草桥地区的地质概况和油藏特点 ,详细地论述了泡沫水泥浆固井技术在草桥地区的应用情况以及泡沫水泥浆现场施工要点 ,在稠油油田应用这种新技术可以使油井在开采过程中获得较高的热效率 ,从而提高原油采收率 ,获得较高的经济效益     

超高温固井水泥浆降失水剂的合成与性能

为实现超深井与复杂井超高温固井水泥浆体系的构建目标,突破常规固井水泥浆降失水剂的超高温控失水瓶颈,研制开发了超高温水泥浆降失水剂F-SHT,并对其进行了结构表征与性能评价。结果表明,F-SHT的数均分子量为21 475 Da,表观黏度低,不影响水泥浆的配制;在温度达到294℃时开始发生明显热失重,表明其分子链热稳定性良好;有效控失水温度可达240℃且可抗饱和盐水,采用水泥浆静态失水量评价方法,测得240℃/6.9 MPa下饱和盐水水泥浆API失水量为38 mL。测试了F-SHT在水泥浆体系中的综合性能,停开机、稳定性与API失水评价结果均合格。F-SHT在河探1井Φ177.8 mm尾管固井中成功应用,结果表明F-SHT现场适应性良好,固井质量良好,同时为超深层油气资源的勘探开发提供了有力支撑。     

委内瑞拉Faja区块固井用耐高温增韧防窜水泥浆体系

分析了委内瑞拉Faja区块影响固井质量及后续稠油开发的地质因素:地层以砂岩为主,胶结疏松,井壁易垮塌;存在油田伴生气;地层非均质性强,不利于后续稠油开采;开发周期长,对水泥环的力学完整性要求很高。针对以上固井难题,形成了一套耐高温增韧防窜水泥浆体系。通过室内实验评价,该水泥浆在稠化时间、失水量、沉降稳定性等常规性能方面表现良好,UCA过渡时间在20min以内,防窜能力强;水泥石弹性模量能够大幅降低至2.6GPa,抗拉强度大于1MPa,热传导系数分别为0.65和1.13,水泥石的整体热力学性能良好;形成的水泥石在315℃条件下养护5d强度不衰退,性能满足蒸汽驱开发要求,具有推广应用前景。      

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。      

克拉玛依稠油热采井DM型系列地锚预应力固井技术

稠油热采井采用常规固井技术存在的主要问题是套管的错断、变形和泄露，而解决该问题的较好方法就是采用预应力固井技术。介绍了克拉玛依油田研制的应用于热采井预应力固井NDM型系列地锚的结构、尺寸、性能参数、工作原理、现场使用情况及应注意的问题等，举例计算了现场施工所需要施加的预应力。现场统计资料显示，预应力固井技术对防止套管损坏有明显效果。     

北极永久冻土层固井水泥浆

近年来,北极地区石油勘探开发进度明显加快,市场前景良好。针对北极永久冻土层最低温度达-9℃的超低温以及该地区作业时间宝贵的问题,要求水泥浆体系在负温环境下候凝时间短且24 h有强度发展。通过研发低温胶凝材料C-SE8和缓凝剂H10S,并复配G级油井水泥和其他添加剂,分别用淡水、海水和14% NaCl溶液配制超低温水泥浆体系。评价结果表明,密度为1.50 g/cm3的水泥浆在-10℃下的24 h抗压强度可达3.6 MPa以上,密度为1.90 g/cm3的水泥浆在-10℃下的24 h抗压强度可达6.8 MPa以上;该体系适用温度为-10℃～30℃,浆体具有良好的流变性能,且稠化时间易调整,满足北极永久冻土层固井施工要求。      

官深1井超高密度水泥浆固井技术

为解决异常高压气层和高压盐水层固井的实际困难,采用新型超高密度加重材料、超细加重稳定剂与其他填充剂进行颗粒级配,形成了密度为2.60~2.85 kg/L的超高密度水泥浆体系。该体系具有流动性好、强度高、抗高温、防窜能力强、对温度及密度变化自适应、施工安全性高、顶部无超缓凝的优点。针对超高密度水泥浆现场施工工艺,进行了超高密度材料灰样混配方案设计、高密度灰样模拟运输测试等研究,并通过优化施工方案,形成了超高密度水泥浆配套固井工艺技术。该技术在官深1井三开固井中成功应用,入井隔离液平均密度为2.75 kg/L,水泥浆平均密度2.78 kg/L,创造了国内入井水泥浆密度最高纪录。      

一种小眼井固井用聚合物柔性水泥浆

为了满足小眼井固井施工的要求，开发出了一种聚合物柔性水泥浆。其主要组分为5％阴离子型丁苯胶乳SDJR（固含量为40％～45％）、0．5％混杂增韧纤维SDXW和1．0％弹性橡胶颗粒SDXJ，并优选出了与胶乳配套的稳定荆、分散荆和消泡剂。该水泥浆性能评价结果表明，其具有抗温耐盐、流变性好、失水量小、零自由水、稠化时间可调、防气窜等特点，能实现在较低返速下的紊流顶替，并且水泥石的抗压、抗折强度高、柔韧性强。该聚合物柔性水泥浆满足小井眼固井的要求，在小井眼固井中有很好的应用前景。     

肯基亚克盐下油气田固井水泥浆研究

肯基亚克盐下油气田油气异常活跃,且地层孔隙压力和漏失压力非常接近,采用含30％盐的加重水泥浆固井,水泥胶结质量普遍较差。分析了导致固井质量差的原因,提出了其改善措施：按照流体顶替理论确定水泥浆和隔离液密度;将水泥浆的盐浓度降低到15％;为解决现场没有干混设施的问题,研制出了一种新型的可水分散的加重剂;设计出了与该加重水泥浆相容性好的BCS高密度隔离液。性能评价结果表明,用该加重剂制备的水泥浆具有良好的流动性和浆体稳定性,密度在2．1～2．3g／cm^3之间可调,稠化时间可调,抗压强度高,综合性能满足工程需要。BCS高密度隔离液可防止水泥浆与钻井液之间的混浆,保证水泥浆的胶结效果。     

泡沫水泥浆固井技术在吐哈油田的研究与应用

新型泡沫水泥浆的泡沫细小均匀，结构稳定，具有密度低、渗透率低、强度高、导热低的特点。吐哈油田的现场试验表明，泡沫水泥浆对于解决吐哈油田低压易漏层、气层和盐层等复杂地层的固井问题，将是极其有效的方法之一。     

用于哈萨克斯坦北部扎奇油田的高强度低密度水泥浆体系

哈萨克斯坦北部扎奇油田是为被断层复杂化的背斜构造,油气水分布十分复杂,固井后上部高压气层易发生环空气窜,下部易发生水泥浆漏失,固井质量差。针对该油田的复杂地质情况,开发应用了低温高强低密度水泥浆体系,该体系稳定性和沉降稳定性良好,失水量低(小于30mL)且易于控制,游离液为零,稠化曲线呈直角效应,稠化时间可调;水泥石早期强度发展快,抗压强度高,水泥石致密,具有较强的抗腐蚀能力;具有微膨胀性能,能形成良好胶结界面,防气窜能力强。在该油田的现场应用中,固井质量合格率为100%、优质率为94%。     

高密度防窜水泥浆在红北1井的应用

红北1井是青海油田一级井控风险井,也是该油田地层压力最高的一口井。为解决该井的防窜固井难题,研制了密度为2.40 g/cm3的高密度防窜水泥浆体系,该体系选用需水量相对较少的赤铁矿粉作为加重剂;为提高稳定性加入一种超细非晶态微粒CEA-1作填充剂,其能吸附大量自由水,并具有较高反应活性;选用一种以乳胶纤维为主料,以氯化钙、氧化钾为辅料,经混合研磨而成的防窜剂FLOK-2 ;优选了在高固相含量水泥浆中减阻效果良好,以羧酸为主料以亚硫酸钠为辅料聚合而成的减阻剂FS-13L。实验表明,水泥浆防窜性能SPN小于3 ;温度变化±5℃时,体系稠化时间变动值不超过44 min,密度变化±0.05 g/cm3时,流性指数在0.71~0.59之间变化,稠度系数在1.06~3.14 Pa·sn之间变化,体系稳定性好,满足现场施工要求。同时研制了与钻井液相容性好的冲洗隔离液:水+320%赤铁矿粉+35%冲洗剂OCW-1L+10% CEA-1+4%隔离剂O-SP。应用效果表明,在提高浆体防窜能力的前提下,结合采取其他配套技术措施,保证了该井固井质量和施工安全。      

新型固井触变水泥浆体系

目前油气井固井缺乏成熟的触变水泥浆体系,已有体系常存在触变性不够强、对温度敏感以及综合性能欠佳等问题,限制了其应用。针对以上问题,通过合成两性聚合物与无机纳米材料相结合的方式开发了一种触变剂N-1,合成的聚合物分子量较大（6.0×106左右）且分布较宽,在常温下高分子量组分会溶解很慢,随着温度升高溶解会逐渐加快,为材料较高温度发挥触变作用提供了保障。选用的无机纳米材料为纤维状物质,在水中可以通过吸附和缠结形成网络结构从而体现出触变性。对其微观结构进行了表征,并以其为主剂制备出了一套新型触变水泥浆体系。室内评价实验表明,该水泥浆触变性强,并具有一定的堵漏作用,不加压时几乎不发生漏失,在50℃、2.1 MPa下加量从1.0%升到1.5%时,漏失量从380 mL降为0,其触变性随温度升高不但没变弱反而有所增强,且其失水量低（40 mL）、强度高（62℃下的24 h强度为31.6 MPa）。该体系克服了常见触变水泥浆体系存在的不足,综合性能良好,可满足施工要求。      

火烧吞吐井用抗高温耐腐蚀水泥浆体系

火烧吞吐采油技术是近年来发展很快的一种具有明显优势和潜力的热力采油方法,其特殊的采油工艺需要开发一种同时具有抗550℃以上高温和耐CO₂腐蚀性能的水泥浆体系。从水泥石耐高温和抗腐蚀机理出发,研发了一种磷铝酸盐水泥GWC-500S,该水泥通过对铝酸盐水泥加入磷酸盐、氧化铝粉、耐腐蚀材料、激活材料等进行改性而得,同时研发了配套的多元单体聚合的液体降失水剂GWF-500L及无机酸缓凝剂GWR-500S,并配制出了适用于火烧油层固井的水泥浆体系。对50、300和600℃不同温度下水泥石进行XRD实验,分析了不同温度下水泥水化产物和水化产物随着温度变化的情况;对600℃煅烧后水泥石剖面进行了扫描电镜分析;对磷铝酸盐水泥经过550℃高温煅烧7 d后的强度变化进行了评价;在120℃、CO₂分压约为6.9 MPa条件下,对水泥石耐CO₂腐蚀性能进行了评价。研究结果表明,该体系具有在40~100℃范围内稠化时间可调,API失水量小于50 mL,水泥浆流变性能良好等特点,且该水泥石可耐550℃高温强度不衰退、抗CO₂腐蚀性能良好、密度可调、稠度适中、稳定性良好,与钻井液、隔离液相容性良好。该水泥浆在××油田火烧油层吞吐试验区块英试×井进行了试验应用,经室内实验和现场应用证明,其满足火烧油层固井工艺要求。      

川深1井固井水泥浆高温沉降稳定性研究与应用

川深1井是一口超深风险探井,完钻井深高达8420 m,井底温度178℃,为保证固井质量,水泥浆高温沉降稳定性至关重要。论文结合水泥浆在井底的顶替和静止自由沉降过程,利用高温高压稠化停机实验结合浆杯底部沉降颗粒层的厚度,建立了水泥浆高温沉降稳定性测试评价方法。基于水泥浆高温沉降失稳机理分析,从液相和固相角度出发,基于红外光谱检测分析提出了有机聚合物液相外加剂耐温能力评价技术,结合环境扫描电镜微观结构观察探明了硅砂粗细搭配以及超细材料微硅、液硅、纳米SiO₂以及胶乳对水泥浆高温沉降稳定性的影响及其作用机理。论文研究满足了1.90～2.30g/cm3水泥浆高温150～180℃沉降稳定性的要求,研究措施应用于川深1井五开油层尾管水泥浆体系设计中,水泥浆高温沉降稳定性良好,固井质量优良率88.1%。