OXW纤维堵漏原理分析及室内实验研究

渗漏性地层和裂缝性地层固井施工时井漏导致水泥浆低返问题,一直是固井工程界研究的热点之一。针对这一问题,从提高水泥浆的堵漏能力方面入手进行研究,使用一种高强有机聚合物单丝短纤维OXW,将其加至水泥浆中可以防止固井时的水泥浆漏失。分析了OXW堵漏纤维的主要特性和堵漏原理,对加入OXW堵漏纤维的水泥浆分别进行了静态、动态承压能力,对水泥浆综合性能的影响进行了评价试验。研究表明,OXW堵漏纤维性能稳定,与水泥、外加剂以及水泥浆中各种外掺料有很好的相容性,可以在水泥浆中自由分散,显著改善水泥浆性能,并能在水泥石中长期存在。将不同尺寸的OXW堵漏纤维合理搭配加至水泥浆中使其有较高的承压能力,固井时能更有效的起到堵漏作用。     

顺北油气田一区超深井三开长封固段固井技术

针对顺北油气田一区三开钻遇的志留系地层承压能力低、井漏严重,固井一次性封固段长、漏失率高的问题,研究了长封固段防漏固井技术。从地质因素和工程因素2方面进行了原因分析,明确了技术需求。优选高抗挤空心玻璃微珠作为减轻剂,利用颗粒级配原理研制了低密度水泥浆。采用在隔离液中加入不同尺寸纤维的方式,提高地层承压能力;基于对极易漏层的准确判断,开发了适合超深井长封固段尾管固井的“正注反挤”防漏固井工艺。室内试验结果显示:在100 MPa液柱压力下低密度水泥浆的密度增幅小于0.03 kg/L,水泥石抗压强度高于15 MPa,具有良好的承压能力和较高的抗压强度;堵漏型隔离液可将地层承压能力提高1.5 MPa。“正注反挤”固井工艺与低密度水泥浆、堵漏型隔离液结合形成的顺北油气田一区超深井三开长封固段固井技术,在该区10多口井?177.8 mm尾管固井中进行了应用,全部实现了水泥浆完全封固环空,没有漏封井段,较好地解决了固井漏失问题。研究与应用结果表明,顺北油气田一区超深井三开长封固段固井技术效果显著,可解决该区存在的固井难题。      

矿渣MTC技术在大港油田调整井固井中的应用

分析了调整井固井存在的技术难题,从改进MTC浆体性能和制定科学的现场施工工艺措施两个方面提出了提高调整井固井质量的技术方法.应用不同的泥浆体系研究出了能明显提高调整井固井质量的MTC配方,在大港油田多个区块调整井固井中进行了10多井次的现场应用,封固段固井合格率100%,优质率73%以上,取得了良好的固井效果.     

超高温缓凝剂DZH-3的性能研究

针对目前国内超深井对固井缓凝剂的需求,研制了高温缓凝剂A、B,然后将A、B以一定比例复配得到抗200 ℃的超高温缓凝剂DZH-3.评价了超高温缓凝剂DZH-3在150～220 ℃不同温度下及不同加量下的抗高温性能、高温稳定性能、高温抗压性能和综合性能等.结果表明:超高温缓凝剂DZH-3在不同加量下,水泥浆体系的稠化时间具有线性可调性且无超缓凝现象;加有DZH-3的配浆水在陈化14 d后,浆体的稠化时间及稠化曲线仍具有重现性;浆体在高温下24 h强度发展迅速,具有较高强度,无高温高压强度衰退现象;综合性能能满足固井现场的施工需求.     

一种大温差弹韧性水泥浆

长封固段大温差气井固井面临水泥浆顶部易超缓凝,水泥环易发生密封失效致环空带压等问题。通过研选抗高温大温差缓凝剂和降失水剂,可满足170℃以低100℃温差水泥石强度发展要求;优选抗高温弹韧性材料,降低水泥石脆性,增强水泥石弹韧性。研制出大温差弹韧性水泥浆体系,密度在1.50~2.20 g/cm3范围内可调,水泥浆流变性好,API失水量小于50 mL;50℃温差下密度为1.50 g/cm3低密度水泥石72 h抗压强度可至11.5 MPa,60℃温差下密度为2.20 g/cm3水泥石72 h抗压强度可至15.3 MPa,70℃温差下密度为1.88 g/cm3水泥石抗压强度达17.7 MPa,且水泥石弹性模量均小于7 GPa,抗折强度大于3.5 MPa;水泥环密封完整性评价显示,水泥环可满足90 MPa压力30轮次加卸载密封要求。该大温差弹韧性水泥浆体系在西北油田分公司顺北4井φ193.7 mm+φ206.4 mm尾管回接固井中成功应用,一次封固段长5693 m,上下温差约105℃,固井质量优质,为其他超长封固段气井固井提供成功范例。      

高强度HPAM冻胶微观结构分析

为研究部分水解聚丙烯酰胺双基团交联体系的常规性能及微观结构,选取有机铬—六亚甲基四胺/苯酚—部分水解聚丙烯酰胺双基团交联冻胶(体系1)和有机铬—酚醛树脂—部分水解聚丙烯酰胺双基团交联冻胶(体系2)进行对比分析.结果显示:2种体系均具有较强的耐盐、抗剪切性能,封堵率大于95％:体系1聚合物分子排列规则、整齐,胶体呈片状分裂,聚合物分子骨架之间孔隙被交联剂反应物充填,无明显分子链缠结现象,冻胶呈轻微刚性;体系2结构致密,呈明显三维网架结构,聚合物分子链与体型酚醛树脂骨架交叉互穿,整体骨架硬朗,交联结构中均匀镶嵌有酚醛树脂聚集颗粒,大部分粒径小于10 μm,冻胶黏弹性好;体系1和体系2分别适合高温和低温油藏深部调剖,体系2内部网架结构强度及整体性能好于体系1.     

高温环境下CO2腐蚀水泥石规律的实验研究

天然气中普遍存在二氧化碳气体,干气情况下CO2基本没有危害。但是如果地层出水,CO2会在湿环境下对井筒中的各种物质产生腐蚀。分析了在分压4.8 MPa、95℃和分压5.0 MPa、130℃、150℃的湿环境下,CO2对水泥石的腐蚀规律。通过对比分析腐蚀前后的水泥石试块的物理性能和反应产物,认为CO2腐蚀水泥石的主要产物是CaCO3,CaCO3和CO2在湿环境下进一步反应生成可溶解的Ca(HCO3)2。腐蚀后的水泥石试块强度降低,渗透率升高。腐蚀深度在低温区与温度成正比,在高温区与温度成反比。水化产物中CaAl2Si2O8.4H2O(钙长石)具有较强的抗CO2腐蚀能力。实验发现,胶乳可有效降低水泥石的腐蚀深度。     

塔河油田桥古区块防气窜固井技术

桥古区块卡普沙良群、库姆格列木群地层稳定性差,易发生井壁垮塌掉块、缩径、卡钻等井下复杂情况,尾管封固段气层活跃,防气窜难度大。分析总结前期固井情况,考虑地层岩性特征,优选出微膨胀防气窜盐水水泥浆体系,具有API失水小于50 mL、SPN值小于3、24 h水泥石强度大于14 MPa的特点;结合应用新型分段气窜预测模型,考虑领、尾浆胶凝失重、水泥浆失水、井口加压等因素对气层压稳的影响,较真实地预测气层压稳状况,并对固井施工工艺和参数进行了优化和改进。现场应用2口井均取得了良好效果,封固段综合评定优质,满足了桥古区块固井作业要求。     

巴麦地区固井技术难点与针对性措施

巴麦地区地质条件复杂,普遍存在低压易漏、异常高压、大段盐膏层和高压盐水层等地层。针对该地区固井技术难点,研制了性能优良的堵漏隔离液体系、密度1.20~1.45 g/cm3的低密度水泥浆体系、密度2.60~3.00 g/cm3的高密度抗盐水泥浆体系,并对该地区低压易漏层固井防漏技术、异常高压层高密度固井技术、盐膏层和高压盐水层固井专封技术等进行了完善与优化,形成了一系列效果良好的技术措施。玛北1、PSB1等井的现场应用结果表明,该技术有效地解决了该区块的固井难题,提高了巴麦地区探井的固井质量。     

页岩气井固井套管居中与下入能力研究

在对井筒内管柱受力状态进行科学分析的基础上,建立了长水平段和造斜段套管居中度分析模型,对扶正器的选择和安放间距进行了设计。采用有限元法对FYHFl井及MYHFl井扶正器选择方案和下入方案现场应用效果进行分析,分析结果表明,在井况许可的条件下,水平段应采用API标准扶正器,且每根套管加装1只扶正器,以保证套管的居中度和固井质量;选择合适的扶正器、设置合理的间距能有效减小套管下入阻力,同时明显增强套管串刚度;套管居中度对采用油基钻井液的页岩气水平井固井质量影响明显,套管居中度应该控制在67%以上,并严格控制套管贴边,以免影响水泥环均匀性和压裂效果。