抗高温水泥浆体系研究与应用

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-120L和与之配伍性好的其他抗高温水泥外加剂,开发了一种以抗高温降失水剂DRF-120L为主剂的抗高温水泥浆体系。在室内对该抗高温水泥浆体系的性能进行了评价,结果表明:该水泥浆体系能抗200℃高温;抗盐性能好,即使采用饱和盐水配浆,性能也能达到高温深井固井要求;失水量可以控制在100 mL以内;稠化时间易调;水泥石抗压强度高。该抗高温水泥浆体系在辽河油田、塔里木油田及华北油田的7口高温深井固井作业中进行了应用,固井质量全部达到合格以上。这表明该抗高温水泥浆体系综合性能能满足高温深井固井要求,解决了水泥浆体系抗高温能力差的问题。      

莺琼盆地抗高温高密度防窜水泥浆研究及应用

南海西部莺琼盆地地质条件复杂,井底温度高达200℃,压力系数高达2.30,安全密度窗口极窄,固井过程中极易发生气窜,压稳与井漏矛盾突出。通过使用抗高温胶乳型防气窜剂,以球形颗粒的锰矿粉作为加重材料,优化得到抗高温防气窜高密度水泥浆体系。室内评价结果表明,高密度(2.40 g/cm~3)防窜水泥浆高温流变性好,失水量低,早期抗压强度高;同时沉降稳定性好,高温养护后水泥石上下密度差较小;高密度水泥浆静胶凝强度发展快速,稠化过渡时间小于5 min,且稠化时间受温度影响小,可有效防止气窜发生。该高密度水泥浆体系在莺琼盆地3口超高温高压气井得到成功应用,固井过程中无漏失发生,且固井质量检测结果显示固井质量良好。     

超高密度水泥浆体系高温性能室内研究

通过分析高温高压油气井固井常遇到的一些问题,提出了选用特定粒径分布的高密度锰铁矿粉作为加重剂,构建密度可达2.80g/cm3抗高温的超高密度聚合物水泥浆体系。文章对超高密度水泥浆体系作了简要的介绍,通过对水泥浆高温下的流变性、稳定性以及失水与强度性能试验研究发现,该水泥浆体系具有流变性好、浆体稳定性高、失水量低、水泥石强度发展迅速、防窜能力强的优点,其综合性能能够满足深井、超深井固井作业要求,具有良好的应用前景。     

抗高温抗盐降失水剂DRF-100L的研制及性能评价

中国使用的降失水剂普遍存在抗高温、抗盐能力差的问题,因此采用水溶液自由基聚合法制备出了油井水泥抗高温、抗盐降失水剂DRF-100L.DRF-100L为多元共聚物,抗高温能力达到180℃;能将淡水及盐水水泥浆的API失水量控制在100 mL以内;对水泥水化影响较小,对水泥石的强度发展无不良影响;以DRF-100L为主剂的常规密度水泥浆及高密度水泥浆均具有良好的综合性能,能够满足深井、超深井、复杂地层固井的需要.     

无稠化反转聚合物水泥浆的室内研究

AMPS类聚合物降失水剂是目前现场固井作业应用较多的一类水泥浆降失水剂,它具有加量少,降滤失性能好,水泥浆配方简单易调节的优点。然而目前市场上的AMPS类聚合物降失水剂普遍存在稠化反转,给现场固井作业带来了一定的安全隐患。介绍了一种AA/AM/AMPS三元共聚而成的CG88L聚合物降失水剂,并在室内对CG88L水泥浆体系的性能进行了试验研究。经研究发现：CG88L聚合物水泥浆随试验温度升高稠化时间呈逐渐缩短的趋势不存在稠化反转现象,该水泥浆体系具有低失水、高养护强度以及良好的抗高温、抗污染性能。     

高温水泥浆降失水剂DRF-120L的制备及评价

目前国内使用的合成聚合物类降失水剂普遍存在抗高温、抗盐能力差的问题,为解决这一问题,从分子结构入手,优选出性能优异的聚合单体,采用水溶液自由基共聚合法制备了抗高温、抗 盐降失水剂DRF-120L。DRF-120L分子主链上引入了磺酸基及双羧基等多种官能团,提高了降失水剂对水泥粒子的吸附能力,从而提高了降失水剂在高温下控制水泥浆失水的能力。分别考察了引发剂加量 、反应温度及单体浓度等因素对降失水剂性能的影响,确定了聚合反应的最佳合成条件,制备出了抗温达到200 ℃的降失水剂DRF-120L。DRF-120L在高温下能将?水水泥浆及含盐水水泥浆API失水量控制 在100 mL以内且对水泥石的强度发展无不良影响;以DRF-120L为主剂的常规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的需要。     

抗高温硅酸盐水泥浆体系研究

针对高温条件下,常规硅酸盐加砂水泥浆体系存在的稳定性差、水泥石抗压强度衰退和开裂等问题,有针对性地开展了水泥高温增强材料优选、水泥石力学性能优化和抗高温硅酸盐水泥浆体系综合性能优化等研究,结果表明,高温条件下,掺加火山灰类高活性矿物材料能保证水泥石抗压强度良好发展,无衰退现象;优选的晶须/纤维材料对水泥石“降脆、增韧”作用显著,水泥石高温养护无开裂现象,且弹性模量能控制在9.0 GPa以内;通过配套使用高性能抗高温降失水剂、缓凝剂和高温稳定剂等外加剂,水泥浆体系综合性能良好,具有低失水、高温稳定性好、稠化时间可调、过渡时间短等特点。该研究成果对保证深井、超深井固井安全,提高固井质量具有重要意义。      

高温固井水泥浆体系的研究

本文概述了国内外使用的高温固井水泥浆及其外加剂体系及其发展方向。通过对高温水泥浆降失水剂、缓凝剂等外加剂的研究,水泥浆抗温达190℃(BHCT),稠化时间可调,水泥石强度发展快,强度稳定,失水控制低,综合性能满足河南油田泌深1井固井工程的要求。     

深水表层固井硅酸盐水泥浆体系研究

针对海洋深水表层套管固井作业,介绍了一种密度可调（1.20～1.80 kg/L）的低温低密度G级硅酸盐水泥浆体系。对低温低密度G级硅酸盐水泥浆体系的设计原理与水泥浆组分以及不同密度水泥浆配方进行了详细的论述,并对该水泥浆体系在深水环境下的性能进行了评价。结果表明,低温低密度G级硅酸盐水泥浆体系在低温环境下具有较高早期强度、低失水量以及良好的流变性和稠化性能,其中密度为1.20 kg/L的水泥浆在3 ℃温度下的稠化时间≤560 min,稠化过渡时间≤60 min,API失水≤70 mL,水泥石在5 ℃温度下养护24 h后的抗压强度≥3.5MPa。这表明低密度G级硅酸盐水泥浆体系具有良好的低温性能,能够满足海洋深水表层套管固井作业要求。      

耐高温抗盐固井降失水剂的制备及性能研究

针对目前聚合物降失水剂耐高温性能不佳、抗盐能力差以及低温增黏、高温稀释严重的问题,通过在分子结构上引入特殊阳离子功能单体,采用自由基水溶液聚合方法,制备了一种抗温可达210℃的两性离子型耐高温抗盐降失水剂DRF-4L。采用红外光谱、热失重分析以及环境扫描电镜对聚合物分子结构和耐温性进行了表征,并对其应用性能进行了评价。结果表明,DRF-4L适用温度范围广（30~210℃）,降失水性能优异;210℃（BHCT）时,掺4% DRF-4L的水泥浆API失水量为42 mL;抗盐能力强,可使饱和盐水水泥浆API失水量控制在50 mL以内;此外,DRF-4L低温不增稠、高温弱分散,对改善水泥浆初始流变性能和提高水泥浆高温稳定性具有明显优势;含DRF-4L的水泥石早期强度发展快,90℃下12 h抗压强度高于14 MPa,且后期强度发展正常。同时,以DRF-4L为主剂的低密度、常规密度、高密度水泥浆以及胶乳水泥浆体系等综合性能良好,能够满足高温深井超深井的固井技术需求。      

羟基磷灰石耐高温抗CO2腐蚀水泥浆

高温气井固井过程中,必须对水泥浆进行防腐处理。受腐蚀仪器与抗高温聚合物防腐剂的限制,高温区域水泥石相关防腐报道较少。以实验室自制的聚合物乳液为聚合物防腐剂,研选羟基磷灰石为无机防腐填料,构建了一套适用于高温气井的羟基磷灰石耐高温抗CO₂腐蚀水泥浆体系,并评价其常规性能、抗窜性能与防腐性能。结果表明水泥浆流变性良好、抗窜能力强,90 d内水泥石腐蚀深度低于0.5 mm。水泥石XRD与SEM分析表明,高温区域内凝胶性物质与氢氧化钙基本消失,腐蚀反应比较单一,主要是硬硅钙石与CO₂相发生了反应。LKseal聚合物防腐剂通过成膜作用减少CO₂侵蚀水泥石,羟基磷灰石通过吸收CO₂并生成叠片状碳酸羟基磷灰石修补腐蚀后孔洞,进一步提高羟基磷灰石水泥石抗腐蚀能力。     

高温高密度防腐水泥浆加重剂研究

针对富含CO₂的高温高压油气井中水泥环的腐蚀问题,进行了高温高密度防腐水泥浆体系加重剂的研究,并对比了相同粒度的锰矿粉、赤铁矿和重晶石3种加重剂对水泥浆性能的影响,在150℃、CO₂分压20 MPa的环境下进行了腐蚀实验。研究结果表明,锰矿粉水泥浆需水量最少,相同条件下具有较好的流变性和较低的失水量;锰矿粉水泥石腐蚀后渗透率最小,抗压强度较高;腐蚀30 d后,锰矿粉水泥石腐蚀深度最低,重晶石水泥石的腐蚀深度约为锰矿粉水泥石的1.5倍;腐蚀后锰矿粉水泥石结构最致密,腐蚀后生成物的特征峰最低;锰矿粉加量为25%、50%和75%的3种水泥石腐蚀27 d后,加量为50%的水泥石腐蚀深度最小。与赤铁矿和重晶石相比,锰矿粉为较好的选择,但加量过多时会对水泥浆防腐蚀性能产生不利影响。     

威远页岩气水平井高密度防窜水泥浆固井技术

威远地区页岩气井固井存在地层压力高、水泥封固段长、顶底温差大、后期需要进行高能射孔完井和多级压裂作业等特点,这些都对水泥浆性能提出了较高的要求。针对这些问题,采用降失水剂DRF-120L、高温缓凝剂DRH-200L、高温稳定剂DRK-3S、胶乳防窜剂DRT-100L和精铁粉研究出了密度范围为2.20~2.40 g/cm3的高密度防窜水泥浆体系。研究结果表明,该水泥浆体系具有稳定性好(上下密度差为0)、流动性好、无游离液、失水量低(小于50 mL)、弹性模量低(小于7 GPa)、抗压强度适中和防窜能力强(过渡时间均小于10 min,SPN值均为1.47~1.80)等特点,其各项性能指标达到了川南地区页岩气井的固井要求。截至2015年3月底,该体系已在威远地区应用了13口井,截至2015年6月底,在已进行电测的6口井中,4口井优质,2口井合格,固井质量均较好。      

长庆油田洛河水层防腐固井水泥浆及配套工艺技术

长庆油田洛河水层固井水泥环腐蚀后引起水泥环渗透率升高,造成洛河水层固井套管腐蚀严重,套管腐蚀穿孔导致油井含水率上升,注水井水驱动用程度低,注采井网失调。为此,在常规固井水泥基础上,加入环氧树脂乳液非渗透剂及由阻锈材料和抑菌材料组合而成的缓蚀剂,减少固井水泥的腐蚀性和渗透率,降低套管腐蚀。固井水泥样品渗透率实验表明,在低密度水泥中加入10%非渗透剂和2%缓蚀剂,水泥石样品渗透率从0.075 mD降低到0.021 mD。在常规密度水泥中加入10%非渗透剂和2%缓蚀剂,水泥石样品渗透率从0.041 mD降低到0.0009 mD。水泥石抗腐蚀性能评价实验表明,在水泥中加入10%非渗透剂和2%缓蚀剂,水泥样品抗腐蚀性能提升6倍。同时水泥样品稠化时间和抗压强度与常规水泥相比保持不变。优选配套防腐工具工艺措施,并通过防腐水泥浆现场应用,总结出了一套防腐固井工艺技术,为长庆油田洛河水层防腐提供了有力的技术支撑。      

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。      

海上超高温高压探井弃井水泥塞技术

莺琼盆地超高温高压探井高密度弃井水泥塞面临着流动性与沉降稳定性矛盾突出,水泥石强度易衰退,封固段长,温差大,顶部强度发展缓慢,安全密度窗口窄,水泥浆漏失与气窜风险并存等难题。通过使用球形微锰矿加重水泥浆,改善高密度水泥浆流变性,同时提高其沉降稳定性,优选高温成膜防气窜剂,降低气窜风险,优化硅粉加量,提高水泥石高温抗压强度,强化隔离液防漏性能,配合挤入式固井注水泥塞工艺,形成了一套莺琼盆地超高温高压弃井水泥塞技术。该技术在莺琼盆地应用最高井底静止温度达213℃,水泥浆最高密度达2.50 g/cm3。现场应用表明,弃井水泥塞流动性及沉降稳定性好,高温强度发展快且不衰退,稠化时间稳定,具有良好的防窜及防漏能力,均成功封固住高压气层。      

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。      

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。      

针对裂缝性地层的低密度高强度韧性水泥浆体系研究

针对鄂南区块产层段延长组由于裂缝发育而导致的固井过程中水泥浆易漏易污染问题,以低密度、防漏、增韧为指导原则,开发低密度高强度韧性水泥浆进行下部产层段的有效封固。通过研发出塑性减轻剂,优选出适合固井用的水性环氧树脂乳液、纳米液硅,提出了环氧树脂-纳米液硅协同增强水泥石性能新方法,研发了密度为1.65 g/cm3环氧树脂-纳米液硅低密度高强度韧性水泥浆。性能测试表明,浆体失水量能控制在40 mL/30 min内,稠化时间具有较合理的时间范围,水泥石具有较高抗压强度,弹性模量不大于7.0 GPa,水泥石具有较好的弹塑力学性能,对储层的污染伤害程度低,实现了低密度、高强度、增韧目标,有利于后期储层压裂改造作业,为鄂南区块古生界天然气勘探开发提供了技术支撑。      

青海共和盆地干热岩GR1井超高温固井水泥浆技术

固井是保证干热岩全生命周期井筒质量的关键环节。通过研究共和盆地干热岩地质特征和赋存条件,提出了干热岩固井的主要技术难点。针对干热岩高温固井问题,研制出了高温缓凝剂BCR-320L,优选抗高温降滤失剂BXF-200L（AF）,探索了不同硅粉加量下水泥石强度的衰退机理,形成了干热岩超高温水泥浆体系。实验结果表明,该水泥浆可以满足循环温度为200℃的固井要求,水泥浆稠化时间可调,具有良好的流变性能,在200℃下强度不衰退,72 h抗压强度可达44.1MPa。该水泥浆在青海共和干热岩GR1井中成功应用,现场固井施工顺利,裸眼段固井质量优质,为后续干热岩固井的施工提供了一定的借鉴。