超低密度高炉矿渣水泥浆研究

针对油田在低压易漏地层中使用１．４０￣１．６０ｇ／ｃｍ＾３的低密度水泥浆固井存在水泥浆返高不够,固井质量差等问题,结合矿渣膨润土水泥浆。矿渣ＭＴＣ固井技术和多功能钻井液固井技术,利用矿渣和漂珠等材料设计了密度１．２０￣１．３５ｇ／ｃｍ＾３的超低密度矿渣膨润土水泥浆,矿渣ＭＴＣ浆和矿渣ＵＦ浆。     

泥浆转化为水泥浆:水硬高炉矿渣转化技术

介绍了BPS—MTC水泥浆的室内设计和评价方法及国内外使用BFS转化泥浆的具体做法;对比了BFS—MTC水泥浆与波特兰水泥浆及波特兰MTC水泥浆的性能。应用BFS将泥浆转化为水泥浆能有效地提高固井质量,可大幅度地降低作业成本,减少对钻井废泥浆的处理,有利于保护环境。     

低密度高炉矿渣水泥浆固井技术

针对长庆油田低压易漏地层团井水泥浆返高和固井质量存在的问题,用高炉矿渣、膨润土设计密度1.40～1.60g/cm³的矿渣膨润上水泥浆,用矿渣和钻井液设计密度1.40～1.60g/cm³的矿渣MTC浆,用矿渣和多功能钻井液设计密度互1.40～1.60g/cm³的矿渣UF浆。对三种低密度矿渣水泥浆的抗压强度、凝结时间、流变性和稳定性进行了试验研究。室内研究结果和现场试验结果表明,三种低密度矿渣水泥浆水泥石抗压强度高,水泥浆流变性好,体系稳定。低密度矿渣膨润土水泥浆现场施工方便,固井质量优质率平均约80%.低密度矿渣MTC浆和矿渣UF浆现场施工有局限性,但其对提高固井质量的技术优势必将引起固井界人士的关注和研究应用。     

高密度高炉矿渣水泥浆体系研究

以高炉水淬矿渣为水化材料，添加少量矿渣激活剂和少量水泥、膨润土，配制成１７５ｇ／ｃｍ３ ～１ ．９２ｇ／ｃｍ ３ 密度范围的高密度高炉矿渣水泥浆体系，用以封固油气井油气层部位的井段。用 Ａ Ｐ Ｉ 标准试验方法，测试１７５ｇ／ｃｍ ３ 、１８３ｇ／ｃｍ ３ 、１９３ｇ／ｃｍ ３ 三种密度体系，在４５ ℃、６０ ℃、７５ ℃条件下矿渣水泥石的抗压强度，初终凝时间和流变性等性能参数。并且和 Ｇ 级水泥浆性能进行对比。试验结果表明：高密度矿渣水泥石抗压强度低于同密度的 Ｇ 级水泥石，但能满足射孔对水泥石抗压强度的要求。高密度矿渣水泥浆的流变性和稳定性满足现场施工要求。硫酸盐对矿渣水泥石无侵蚀作用。     

江汉油田盐水聚合物泥浆转化为水泥浆的研究及应用

在江汉油田现用的盐水聚合物泥浆中加入高炉水淬矿渣、激活剂ＪＨＪ１及稀释剂ＸＳＪ３，成功地将泥浆转化为固井用的水泥浆。在室内实验中该水泥浆的稠化时间可控制在２－７小时之间，２４小时抗压强度大于３．５ＭＰａ，滤失量小于２００ｍＬ，这些性能指标均能满足现场一般固井施工要求。在广云８井封固技术套管现场施工中使用这种ＭＴＣ水泥浆，施工顺利，固井质量合格。     

低密度粉煤灰矿渣水泥浆体系试验研究

本对矿渣水泥、粉煤灰水泥的水化机理进行了分析探讨，研究并得出了矿渣和水泥、粉煤灰和水泥以及粉煤灰、矿渣和水泥的最佳配比。集粉煤灰水泥和矿渣水泥的优点于一起，设计出矿渣：水泥：粉煤灰＝５０：２０：３０的最佳低密度粉煤灰矿渣水泥浆配方。该体系不仅抗压强度高、体系稳定、抗渗透性强，而且成本低廉，各项性能满足现场施工的要求。     

泥浆转化为水泥浆技术综述

对国外50年代以来泥浆转化为水泥浆(MTC)技术的发展作了综述。从三大类转化方法、MTC浆的室内制备、MTC浆的配方设计、MTC浆的工业手段、MTC浆的工业实践及MTC的经济优势等6个方面,进了较全面的论述。     

高炉矿渣激活剂BES-1

通过分析BES-1激活后高炉矿渣水泥浆的流变性、析水、初、终凝时间、相容性等性能,表明BES-1能激活矿渣活性,提高矿渣浆“水泥石”抗压强度,改善矿渣浆流变性。用BES-1配制的矿渣浆体稳定性好,析水量小,与G级早强水泥浆相容性好,能安全用于低密度水泥浆固井。BES-1最佳加量为4％。     

用高炉水淬矿渣将泥浆转变成水泥浆

固井作业中,因常规水泥与钻井泥浆难以相容,造成固井水泥污染,严重影响固井质量。设计了密度为1.52～1.60g/cm~3的高炉水淬矿渣固井液体系,该体系以矿渣为水化材料,再加入激活剂。对该体系与两种早强高密度水泥浆的相容性、配伍性进行了对比试验。结果表明,该技术能提高固井质量,降低固井成本。     

低密度高炉矿渣水泥浆体系的研究应用

长庆油田以高炉矿渣代替水化材料,再加激活剂和少量水泥、膨润土和漂珠,配制成1.48~1.63g/cm3的低密度矿渣水泥浆,经室内试验,流动度大于20cm,45℃、25MPa条件下的稠化时间大于180min,45℃、24h的抗压强度达到5.4~10.8MPa,与高密度的纯水泥浆配伍性好,能满足现场施工要求。经4口井试验,油层以上用低密度矿渣水泥浆封固,油层仍用纯水泥封固,施工顺利,固井质量优良,成本比用低密度粉煤灰水泥浆固井还要低。文中还探讨了高炉矿渣和激活剂的物理性质、化学性质和水化机理。     

高炉水淬矿渣固井液配方与性能研究

用乌鲁木齐钢厂的高炉水淬矿渣(BFS),MTC激活剂BAS-1和分散剂MT-1,吐哈油田5口井使用的聚合物钻井液配制了一系列高(1．81～1．84g／cm^3)、低(1．56～1．66g／cm^3)密度高炉水淬矿渣固井液(BFSCF)并在不同温度下(65℃,85℃,93℃)对其性能进行了评定。列表给出了BFS的组成,钻井液的性能,各BRSCF的配方与性能(包括稠化时间,24小时强度,流动度及API滤失量)。实验结果表明,温度较高时BAS-1的加量应减小;在高密度BFSCF中BAS-1加量为3％～4％,低密度BFSCF中BAS-1加量大于4％;增大MT-1加量使高温(93℃)下BFSCF稠化时间延长;加入少量水泥可改善低温(65℃)下BFSCF的早期强度;高温(93℃)BFSCF的强度可达到30MPa以上。加入水泥的一种BFSCF的强度随65℃下养护龄期的延长而提高。BFSCF具有良好的沉降稳定性。表6参2。     

MTC固井液固化影响因素的探讨

讨论了矿渣活性、细度、加量、钻井液中膨润土含量、介质pH值、外加剂以及养护温度和时间对MTC固井液的影响。结果表明,用于固井液的矿渣必须具有较高的活性,细度介于14—37 μm之间,固井液的pH值大于12,钻井液中膨润土含量适中,养护温度高,才能使MTC固井液很好地固化。     

高炉矿渣改善固井水泥界面胶结性能研究

基于对双界面封固系统的认识和对高炉矿渣物化特性的分析，研制了用于模拟固井界面胶结的试验装置，利用胶结强度模拟试验等方法评价了高炉矿渣水泥体系的性能。结果表明，矿渣和激活剂加量范围分别为25％～35％和3.5％～4.5％时能明显提高水泥第一界面的胶结强度，且受养护温度的影响较大；矿渣水泥在干心、水湿和有滤饼3种界面条件下的第二界面胶结性能都优于基浆，第二界面胶结强度远小于第一界面，体系性能满足现场固井要求。试验证实了模拟装置的可行性，高炉矿渣独特的水化特点、良好的界面亲和性及与水泥间的颗粒级配为解决固井工程中的界面胶结问题提供了实际可行的解决方案和必要的理论依据。     

矿渣对固井液性能的影响研究

为了研究矿渣对固井液性能的影响,通过对国内外主要的有关的矿渣固井技术的文献进行调研,对高炉水淬矿渣结构特、性能及其水化机理、影响矿渣固井液的固化因素和矿渣固化体性能和高温性能及其力学性能进行研究,用高炉水淬矿渣和油井水泥浆配制了一系列固井液并在不同水灰比下对其性能进行了实验研究。试验结果表明在0.44水灰比时,矿渣加量为30%时油井水泥的抗温性能最好。试模抗压强度也变好。在0.60水灰比时,矿渣加量达到30%时,试模抗压强度最高,固井液的表观粘度、塑性粘度、动切力也相应的有所提高,可增强固井液的稳定性。在0.80水灰比时,矿渣加入量为20%时,试模抗压强度最高,表观粘度不变,塑性粘度和动切力变化较小,可以提高固井质量。     

超低密度水泥浆尾管固井技术在百泉1井的应用

位于克拉玛依百口泉-黄羊泉地区的百泉1井,存在着多压力系统,钻井过程常发生漏失、溢流等复杂情况。针对该井的地质特点和固井难点,制定对应措施,采用了新型前置液、超低密度水泥浆体系和平衡压力尾管固井技术,有效地解决了低压易漏和高压易喷同时存在的长封固段固井难题,使用1.10 g/cm3水泥浆密度为目前克拉玛依油田固井所使用的最低密度的水泥浆。该项固井工艺为复杂地质情况下固井作业提供了经验。     

影响MTC固井液固化因素的探讨

为提高顶替效率、增井固井质量，同时为减少废弃钻井液的排放，保护环境，近年来国内开展了钻井液转变成因井液的ＭＴＣ固井技术研究。ＭＴＣ固井液是通过向钻井液中加入高炉矿渣和其它外加剂配制而成。     

塔河油田φ244.5mm技术套管单级双封井固井质量浅析

根据塔河油田的基本情况,分析了技术套管固井使用单级双封固井技术的原因。通过对单级双封井的固井质量统计,分析了固井质量优质率不高、多数井上下封固界面不明显的主要原因,并给出了提高单级双封井固井质量的技术措施。     

水泥矿渣固井液在胜利乐安油田草4定向井固井中的应用

钻井液对水泥浆的污染及水泥浆与泥饼不相容性是影响顶替效率及固井质量提高的主要原因,为此,开发研制了水泥 矿渣体系.文中以草4-2-斜217井和草4-7-斜219井为例介绍了该技术在胜利油田乐安区块的现场应用情况.室内试验和现场应用证明:水泥 矿渣体系与钻井液相容性好,钻井液顶替效率高,二界面胶结质量好;失水性能易于控制,API失水量根据需要可调;体系早期强度高,满足射孔开采要求;体系流动性能好,流性指数和稠度系数满足现场施工要求;水泥石胶结强度较原浆水泥石明显提高.该体系目前已经在该地区应用6口井.     

塔河油田 T737超深井超低密度固井技术

T737井是塔河油田7区西北部构造上部署的一口评价井，该井的设计井深为6045m，实际完钻井深6077m，采用θ127无接箍尾管和1．20g/cm^3的高性能超低密度水泥浆固井技术，属于超深井、小间隙、超低密度、尾管固井范畴.介绍了该井的固井技术难点，固井技术措施、水泥浆体系的优选、现场应用及认识与体会。