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。      

海上增韧防窜固井水泥浆体系研究及应用

针对海上高压低孔渗油气田固井注水泥候凝时气窜、储层压裂后水泥环破裂等问题,经数值模拟分析压裂作业所需水泥石的性能参数,通过加入胶乳、纤维和膨胀剂等材料,降低弹性模量,增加抗拉强度,达到防收缩防产生间隙的目的,研制了海上增韧防窜固井水泥浆体系。室内评价结果表明,该水泥浆体系的密度为1.65~1.85 g/cm3,API失水量小于50 m L;稠化时间在3~6 h可调;游离液为0,具有良好的施工性能,满足作业要求。水泥石24 h抗压强度大于14 MPa;杨氏模量为3~5 GPa;泊松比为0.13~0.20,满足了压裂对水泥石韧性的要求。该体系弹性模量较常规水泥石降低了约50%,抗拉强度提高了10%左右,增韧防窜性能优良。该体系在东海多口井现场应用,固井质量优良,满足了防气窜和压裂作业的需要。     

吉林油田浅层气井固井防窜水泥浆体系

气窜严重是吉林油田浅层气井固井存在的一大技术难题,为此开发了浅层气井固井防窜水泥浆,该水泥浆具有流动性好、失水量低、稠化时间合适、过渡时间短和早期强度高等优点.开发的固井水泥浆,领浆中加入1.4％降失水剂JLS和3％晶体膨胀剂KW-2,水泥浆失水量为16mL,稠化时间为130 min,浆体SPN值为1.07,24 h水泥石的抗压强度和线膨胀率分别为20.5 MPa和0.011％;尾浆中加入1.4％JLS、3％KW-2和2％速凝早强剂ZQJ,水泥浆失水量为14 mL,稠化时间为108 min,浆体SPN值为0.90,24 h水泥石的抗压强度和线膨胀率分别为23.7 MPa和0.003％.现场34口气井的应用实践证明,该防气窜水泥浆适合浅层气井的固井开发,固井合格率为100％,优质率为88.2％.     

固井用新型高温缓凝剂的研究与应用

针对深井、超深井长封固段大温差水泥浆柱顶部强度发展缓慢的问题,通过自由基水溶液聚合方法,研制了新型聚合物类高温缓凝剂GWH-1,并对其性能进行了评价。结果表明:GWH-1耐温可达200℃,抗盐可达饱和;通过调整GWH-1加量,能调节水泥浆的稠化时间;经130℃养护后低密度水泥浆(1.30 g/cm3)的稠化时间为386min,在30℃下养护72 h后的抗压强度大于3.5 MPa;高温水泥浆无游离液且水泥石上下密度差小于0.02 g/cm3;水泥浆综合性能良好,解决了长封固段大温差固井水泥浆顶部超缓凝难题。GWH-1在塔里木油田RP7008井等进行了应用,封固段固井质量优良。对深井长封固段提高固井质量、简化井身结构及节约钻井成本等具有重要意义。     

LDAM低密度防气窜水泥浆体系的研究与应用

针对松南地区地层压力低、气层活跃易造成固井漏失和环空气窜的技术难题,研制了一种具有密度低(密度可达1.30 g/cm2),失水小(API失水31 mL),稠化过渡时间短(3~5min),抗压强度高等特点的LDAM低密度防气窜水泥浆体系,成功解决了松南地区固井漏失和环空气窜问题,现场应用200多井次,固井合格率达100%,优质率达90%,其技术水平达到了90年代国际先进水平。     

高温大温差固井水泥浆体系研究

针对高温深井长封固段大温差固井面临的水泥浆顶部强度发展缓慢、易气窜等固井技术难题.在对高温大温差水泥浆设计难点分析基础上,通过合理设计水泥浆外掺料组成,优选抗高温性能好、对水泥石强度影响较小的外加剂,并研制出一种新型强度调节剂FZ-1,加快水泥石顶部抗压强度发展,最终设计出一套密度为1.90g/cm3,能有效解决顶部水泥浆超缓凝问题的高温大温差水泥浆体系.实验结果表明,该体系沉降稳定性好、失水量小、稠化时间可调、早期强度高且具有良好的防窜能力,能够满足循环温度为110～140℃,温差为50～70℃的高温大温差固井施工要求.     

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。     

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。      

纳米二氧化硅复合早强剂的开发与性能评价

针对深水固井中油井水泥早期强度增长缓慢的问题,考察了纳米二氧化硅低温早强特性,并通过递进式叠加优化获得一种纳米二氧化硅复合早强剂NS-4。模拟深水固井的温度、压力条件,测试了该早强剂对油井水泥稠化性能、静胶凝强度和抗压强度的影响。研究结果表明:纳米二氧化硅复合早强剂组成方案为0.8% 纳米二氧化硅（质量分数,下同）+2% 硫酸钠+0.05% 三乙醇胺+0.2% 铝酸钠,掺量为水泥的3.05%;15 ℃、10 MPa 条件下掺入该早强剂的水泥浆稠化时间为236 min,其中稠化过渡时间为34 min;30 ℃、15 MPa 条件下静胶凝强度0~576 Pa 发展时间为180 min,其中胶凝过渡时间为48 min;在4 ℃、15 ℃、30 ℃下,加入该早强剂的水泥石24 h 抗压强度分别是纯G 水泥的9 倍、4.7 倍、2.4 倍。该早强剂优异的低温早强、防气窜性能,有助于解决深水固井面临的低温、浅层水/ 气流动的难题。     

胶乳纳米液硅高温防气窜水泥浆体系

针对顺南区块超深高温高压气井固井面临井底温度高、气层活跃难压稳的问题,研究了胶乳纳米液硅高温防气窜水泥体系。通过将纳米液硅防气窜剂与胶乳防气窜剂复配使用,协同增强水泥浆防气窜性能;不同粒径硅粉复配与加量优化,增强水泥石高温稳定性;无机纤维桥联阻裂堵漏,抑制裂缝延展,提高水泥浆防漏性能和水泥石抗冲击性能。该水泥浆体系具有流动性好、API失水量小于50 mL、直角稠化、SPN值小于1,水泥石具有高温强度稳定性好、胶结强度高、抗冲击能力强的特点。密度为1.92 g/cm3的水泥浆体系在190℃、21 MPa养护30 h后超声波强度逐渐平稳,一界面胶结强度达12.6 MPa;水泥石弹性模量较常规低失水水泥石降低52%,抗冲击强度增加了188%,且受霍普金森杆冲击后仅纵向出现几条未贯穿的裂纹。该高温防气窜水泥浆体系在顺南5-2井和顺南6井成功应用,较好地解决了顺南区块超深气井固井难题。      

窄密度窗口正注反挤低密度水泥浆固井技术

针对西南油气田分公司蓥北1井φ273.05 mm套管固井存在漏层多、分布广,油气显示活跃,低温低密度水泥浆强度低及发展慢等固井难题。开发出了密度为1.23 g/cm3的高强度韧性防窜低密度水泥浆体系,该体系稠化时间可调,静胶凝强度发展快,62℃下440 min即起强度、24 h强度高达14.5 MPa,弹性模量为5.8 GPa。通过采用低密度高强度韧性防窜水泥浆、抗污染冲洗隔离液技术、软件模拟、优化浆柱结构、结合低密度与常规密度正注和反挤等配套技术,确保了蓥北1井φ273.05 mm套管固井施工安全,固井质量合格率为85%、优质率为65%。为西南油气田窄密度窗口固井提供了技术参考。     

窄密度窗口正注反挤低密度水泥浆固井技术

针对西南油气田分公司蓥北1井φ273.05 mm套管固井存在漏层多、分布广,油气显示活跃,低温低密度水泥浆强度低及发展慢等固井难题。开发出了密度为1.23 g/cm3的高强度韧性防窜低密度水泥浆体系,该体系稠化时间可调,静胶凝强度发展快,62℃下440 min即起强度、24 h强度高达14.5 MPa,弹性模量为5.8 GPa。通过采用低密度高强度韧性防窜水泥浆、抗污染冲洗隔离液技术、软件模拟、优化浆柱结构、结合低密度与常规密度正注和反挤等配套技术,确保了蓥北1井φ273.05 mm套管固井施工安全,固井质量合格率为85%、优质率为65%。为西南油气田窄密度窗口固井提供了技术参考。      

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。      

高性能、低成本化学泡沫水泥浆在青海油田低压易漏井的应用

针对青海花土沟油田、油砂山油田低压油气井地层承压能力低，固井时易发生漏失的特点，固井时采用在漂珠水泥浆中加入FC系列发气剂配制成的化学泡沫超低密度水泥浆。试验结果表明，化学泡沫超低密度水泥浆强度高、稠化时间易于控制，并具有低污染和一定的堵漏性能，能使水泥浆井下密度降低至1.30-1.35g/cm^3，井口密度降低至0.90-0.95g/cm^3,提高低压易漏地层的封固质量，降低对产层的污染。在青海油田6口中、浅层低压易漏失油气井进行了应用，这6口井的漏失非常严重，但是固井质量为3口优质、3口合格，固井质量达到了原先的预想，表明该泡沫水泥浆较好地解决了青海油田浅、中层低易漏失井的固井问题。化学泡沫超低密度水泥浆避免了固井补救措施造成的费用，而且节约了大量的机构设备购置资金和维修费用，具有较好的经济效益。     

一种新型低放热水泥材料的室内性能研究

海洋深水钻探常常钻遇浅层水合物层,常规低温水泥浆放热量大,固井期间会引起水合物层不稳定,影响固井质量。通过对几种胶凝材料的筛选研究,开发了一种新型低放热水泥材料,从而建立了一套可适于深水浅层水合物层固井的低热水泥浆体系。该水泥浆体系在密度为1.40～1.60 g/cm3时,3 d的水化热均小于200 J/g,水泥石在10℃下养护24 h后的抗压强度大于3.5 MPa,降失水性能较常规低热水泥有较大提高,均小于50 mL,流变性测试φ₃₀₀均在300以下,同时新型低热水泥性能比普通低热水泥水化热更低,稠化时间可调,室内实验表明,新型低热水泥浆体系在低温环境下具有低水化热、高早强、低失水以及稠化性良好等特点,能够满足海洋深水水合物层固井作业的要求。      

大温差低密度水泥浆体系在NP36-3804井的应用

NP36-3804井是新堡古2平台的一口开发井,钻井液密度为1.35 g/cm3,完钻井深为4 714 m,要求水泥浆一次性封固至地面,对水泥浆的稳定性和温度敏感性提出了更高的要求。通过实验,优选BXE-600S作减轻剂,其是一种根据颗粒级配理论配制的具有水化活性的水泥外掺料;用BCJ-310S作悬浮剂,其由无机材料与有机材料复合得到,其对混灰影响小;用AMPS多元共聚物BCG-200L防气窜剂,优选了耐高温、温度加量敏感性小、性能稳定的大温差缓凝剂BCR-260L,开发并使用了1.35和1.50 g/cm3的高强度低密度水泥浆体系。实践表明,该水泥浆体系流变性好,无游离液,密度差控制在0.03 g/cm3,API失水量在50 m L以内,稠化时间均满足施工要求,具有低温早强和水泥石抗压强度高等性能,能够满足封固生产套管的抗压强度要求。     

1.15 g/cm3超低密度水泥浆的研究与应用

针对鄂北工区低压、易漏失地层的固井难题,中原固井公司通过研发轻质水泥,优选高强空心玻璃微珠减轻材料,与超细微硅进行级配,建立三级级配模型,确立了超低密度设计构架。选用AMPS类降失水剂、低密度增强剂、早强剂、缓凝剂等外加剂优化浆体性能,研究出一套高强度超低密度水泥浆配方,该水泥浆适用温度为60~120℃,密度为1.15 g/cm3,失水量为40~42 mL,游离液量不大于1.0%,稳定性密度差为0,300 min内稠化时间可调,呈直角稠化;常压40℃下72 h水泥石抗压强度为12.1 MPa,满足现场施工需求。开展混拌工艺研究,建立了分级混拌工艺,混拌大样与小样水泥浆性能符合率达到了98%,保证了水泥浆性能的稳定。通过在鄂北大牛地区块D12-P42、D17-2及DK13-FP1井等3口井的应用,固井过程中没有发生漏失,固井质量合格率为100%,实现了井筒的完整性,为低压易漏地层固井提供了技术支撑。      

超高密度抗盐水泥浆体系的研究

针对西部地区高压油气层或老油区调整井固井作业时发生井喷、气窜的问题,研究出了超高密度抗盐水泥浆体系.该水泥浆体系由铁矿粉、降失水剂GJF-200L、分散剂FDN、缓凝剂GJR-200L、悬浮剂(微硅)配制而成.通过对超高密度抗盐水泥浆体系性能评价得知,该体系在淡水、10%NaCl盐水条件下,具有一定的抗压强度、良好的稳定性、较好的失水控制能力,稠化时间易调整.由现场模拟固井实验表明,该体系的流动度、初始稠度、可泵时间、稠化时间、失水量、析水量和抗压强度均满足了施工要求;密度为2.42 g/cm3的水泥浆,当立罐压力为0.15～0.18 MPa时可保证正常供灰,达到所需的密度;密度为2.60 g/cm3的水泥浆,当立罐压力为0.18～0.20 MPa时可保证正常供灰,达到所需的密度.该超高密度抗盐水泥浆体系可用于现场异常高压油气井固井施工的需要.     

胜坨地区高密度水泥浆体系的设计与应用

针对胜坨地区油气井原始地层压力高,固井作业时易发生气窜等问题,进行了高密度抗盐水泥浆体系研究。应用紧密堆积和颗粒级配原理,使用微硅与铁矿粉进行颗粒级配,并优选了铁矿粉和沃尔德的外加剂,配制出高性能的高密度水泥浆体系。对该水泥浆的稳定性、稠化时间、防气窜性能、流变性能进行了室内评价,试验表明,该体系在较大温度范围内具有浆体沉降稳定性好、密度在1.90~2.60 g/cm3范围内可调、游离液为零、流变性好、失水量小、强度高、稠化时间可调等特点,而且具有良好的防气窜性能。该高密度水泥浆体系已成功应用于胜坨地区坨720等井以及胜利油田、新疆等高压油气层地区固井作业中,现场应用表明,该体系的流变性能、初始稠度、失水量、稠化时间、抗压强度等指标均能满足施工要求,固井质量优良,可进一步推广应用。     

低成本超低密度水泥浆体系研究与应用

针对低压易漏失、长封固段地层的固井难题,同时适应当前油气勘探低成本战略,开发出一种复合增强材料BCE-650S。该材料具有稳定性好、高活性、高蓄水等特点,且来源广泛、价格低廉。对其辅以适当外加剂,形成了密度在1.20～1.30 g/cm3的超低密度水泥浆体系。该体系在扩大水灰比、降低密度的同时,还具有优良的性能,使低密度水泥浆的成本大幅降低,水泥浆在60℃养护24 h后的抗压强度大于8 MPa,72 h抗压强度在10 MPa以上;浆体稳定性、耐压性能良好;失水量可控,稠化时间可调,满足施工要求。该体系已经应用于吉林油田,现场固井效果良好,具有推广应用前景。