一种新型油井水泥低温早强剂

针对水泥石低温情况下强度发展缓慢,影响钻井周期的具体情况,研制开发了早强剂DZ-Z.DZ-Z由多种无机化合物和有机化合物按一定的比例复合而成,具有双重早强作用,它能明显地提高低温下水泥石的早期强度,并能改善水泥石结构,使之致密、渗透率降低.早强剂DZ-Z加量为0.5%～2.0%,适用温度为0～50℃,8 h水泥石抗压强度大于3.5 MPa,随着加量的增加,水泥石强度也迅速增长.同时,早强剂DZ-Z基本不影响浆体的流变性能,还可以根据现场施工所需时间的长短,用缓凝剂调节水泥浆稠化时间,但仍能使8 h抗压强度大于3.5MPa.现场应用表明,低温早强剂DZ-Z在低温条件下明显缩短了固井候凝时间,节约了钻井作业成本.     

新型油井水泥促凝剂LT A及其性能

针对低温或表层段固井候凝时间长的问题,采用价格低廉、早强作用强且性能稳定的促凝剂有利于缩短固井时间和提高固井质量。为此,研制了过渡金属复合盐类促凝剂LT-A并系统评价了该促凝剂不同加量（1%、2%和3%）情况下的油井水泥浆性能,得到了促凝剂LT-A对油井水泥的影响规律：促凝剂LT-A能促进油井水泥的水化能力,缩短水泥浆稠化时间,显著提高水泥石早期抗压强度,加入促凝剂LT-A的水泥浆稠化时间与原浆稠化时间之比小于等于0.5、水泥石6 h抗压强度（39 ℃、常压）大于等于4.0 MPa,完全满足促凝剂评价标准SY/T 5504.4-2008 的相关要求。实验还进一步证实：LT-A对水泥浆流变参数和初始稠度基本无影响,是一种性能优于CaCl^₂的新型促凝剂。     

新型油井水泥促凝剂LT‐A及其性能

针对低温或表层段固井候凝时间长的问题 ,采用价格低廉 、早强作用强且性能稳定的促凝剂有利于缩短固井时间和提高固井质量 。 为此 ,研制了过渡金属复合盐类促凝剂LT‐A并系统评价了该促凝剂不同加量（１％ 、２％ 和３％ ）情况下的油井水泥浆性能 ,得到了促凝剂LT‐A对油井水泥的影响规律 ：促凝剂LT‐A能促进油井水泥的水化能力 ,缩短水泥浆稠化时间 ,显著提高水泥石早期抗压强度 ,加入促凝剂LT‐A的水泥浆稠化时间与原浆稠化时间之比小于等于 ０ ．５ 、水泥石 ６h抗压强度（３９ ℃ 、常压）大于等于 ４ ．０MPa ,完全满足促凝剂评价标准SY／T ５５０４ ．４ — ２００８的相关要求 。 实验还进一步证实 ：LT‐A对水泥浆流变参数和初始稠度基本无影响 ,是一种性能优于CaCl２的新型促凝剂 。     

油井水泥用低温促凝剂BH-A401S的开发与性能研究

为解决目前常用促凝剂对AMPS类水泥浆体系低温促凝效果差的难题,通过对不同促凝材料的促凝效果对比,优选开发了一种由NaAlO2、特种促凝材料与有机盐组成的新型低温促凝剂BH-A401S,采用IR、TGA及DSC对该新型促凝剂的结构和耐温性能进行了表征考察,结果表明复配的促凝剂达到了预期设计目标。室内研究表明,该促凝剂在低温条件下对AMPS类水泥浆体系具有良好的促凝效果,温度高于50℃时,稠化时间可缩短到90 min以下,稠化线形整体平稳,过渡时间短,可满足40℃～70℃循环温度范围内的固井施工要求;同时,加有促凝剂的AMPS类水泥浆体系浆体性能稳定,初始稠度低、流变性能良好、稠化时间可调,40℃、加量为1.5%,6 h抗压强度大于4 MPa,低温早强、防窜效果明显,是一种非常适合AMPS类水泥浆体系的低温促凝剂。     

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％.     

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。      

AMPS水泥浆体系低温促凝剂的研究

为了研究一种对AMPS水泥浆体系有效的低温促凝剂,对不同组分促凝材料促凝效果进行了研究。采用正交实验,优选出了一种可以在AMPS水泥浆体系中起到良好促凝效果的促凝剂BCA-210S。结果表明,该促凝剂能促进AMPS油井水泥低温水化能力,缩短其在低温下的稠化时间,能将稠化时间控制在60 min左右;使静胶凝强度过渡时间降低到10min;在30℃、8 h条件下抗压强度可达到5.3 MPa。结论认为,该促凝剂能显著提高水泥石早期抗压强度,表现出优异的低温早强、防窜性能,有助于解决低温井、调整井固井面临的问题,是一种新型多功能促凝剂。      

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。      

一种超低密度高强度水泥浆配方的优选

利用PVF最大化原理,选用漂珠、水泥、玻璃微珠以及微细水泥构成4级颗粒填充体系,设计出了一种密度为1.15 g/cm.的超低密度高性能水泥浆.对材料的来源进行了优选,对外加剂的作用机理进行了分析.该超低密度水泥浆稳定性好,析水量为0,失水量小于50 mL;稠化时间在220～320 min之间可调,基本成直角稠化;具有较高的早期强度,在中低温条件下的24 h水泥石强度大于11.0 MPa,在90℃时的24 h强度达到12.0 MPa;解决了长期困扰超低密度水泥浆存在的浆体稳定性差、候凝时间长、早期强度低等问题,具有良好的施工性能.     

固井用高温缓凝剂的研究与应用

针对油井水泥常用的AMPS/IA共聚物类缓凝剂在130～150℃区间易出现稠化时间“倒挂”现象，影响固井施工安全和固井质量的问题。通过AMPS和IA单体进行自由基溶液共聚，在共聚过程中与乙二胺四乙酸二钠EDTA-2Na、十六烷基三甲基氯化铵CTAC复配，研制了一种可防止高温稠化时间倒挂的缓凝剂BH-R103L，并对其综合性能进行了评价。评价结果表明：BH-R103L具有可靠的抗温及调凝效果，加有BH-R103L的水泥浆体系在120～150℃范围内稠化时间可调，150℃下加量为2%(BWOC)时，水泥浆的稠化时间大于300 min，稠化时间与加量呈线性关系，稠化时间倒挂现象消除、初始稠度低、温度和加量敏感性小、稠化线形正常、与AMPS类高温降失水剂配伍性良好，能抑制高温浆体“包心”现象，在60℃下养护的水泥石抗压强度发展快，其他综合性能均满足固井施工要求。BH-R103L在四川泸州区块泸203H153平台深井页岩层进行了现场应用，声幅测井检测封固段固井质量合格。     

高石梯-磨溪区块高压气井尾管固井技术

针对西南油气田高石梯-磨溪区块高压气井φ177.8 mm尾管固井遇到的气层活跃、安全密度窗口窄、流体相容性差及高温大温差等问题,制定了相应的固井技术措施。开发了适合高温大温差固井的自愈合防窜高密度水泥浆体系,并进行了室内研究。结果表明:该体系密度为2.0~2.8 g/cm3,现场一次混配可达2.6 g/cm3以上;适应温度为常温~180℃;浆体的上下密度差不大于0.05 g/cm3;失水量不大于50 mL;稠化时间与缓凝剂掺量具有良好的线性关系,稠化过渡时间不大于10 min;静胶凝强度过渡时间不大于20 min;24 h抗压强度大于10 MPa,水泥石顶部48 h抗压强度大于3.5 MPa,低温下强度发展快,形成的水泥石体积稳定不收缩,具有类似韧性水泥的力学性能;遇油气产生体积膨胀,保证了界面胶结质量和密封完整性,降低了固井后发生气窜的风险。该固井技术在高石X井和高石Y井中进行了应用,固井优质率和合格率得到较大幅度提高,水泥环后期不带压,获得良好应用效果。      

抗盐高性能水泥浆体系研究与应用

伊拉克米桑油田井底普遍存在高压盐膏层,由于盐层蠕变致使井径缩小、冲蚀和溶解盐层导致水泥浆含盐量越来越高、密度窗口窄、顶替效率低等难点给固井质量带来挑战。针对目前常用的半饱和NaCl溶液或者（3%～5%） KCl溶液配浆存在的水泥石抗压强度低,界面胶结差的问题,优选含有25% NaCl和5% KCl高盐混合水配制水泥浆,配套抗盐降失水剂、分散剂、缓凝剂等外加剂,解决了因高盐混合水配浆可能带来的水泥浆增稠、触变等问题,构建了一种抗盐高性能水泥浆体系。室内研究表明,该套水泥浆体系能抑制盐的溶解,配制密度为2.39 g/cm3的水泥浆,最低只需加入30%铁矿粉,在降低水泥浆成本的同时大幅度提高了水泥石的抗压强度,使其24 h抗压强度可达48 MPa,较目前应用水平提高近一倍;水泥浆污染后24 h强度依然大于14 MPa,能够保证米桑油田盐膏层固井质量,可在伊拉克米桑油田推广应用。      

一种新型超深水低温早强剂

近年来,中海油在中国南海已经开发了多口超深水井,水深最深超过2000 m,极端的低温环境对水泥石的强度发展提出了严峻的挑战。针对超深水的固井技术难题,开发出了新型超深水低温早强剂ACC与NS,并对其低温下的增强性能展开了研究。结果表明,ACC与NS的最佳加量分别为8%和3%;在3～15℃的低温下,ACC与NS能提高水泥石的24 h和48 h抗压强度;在15℃下,采用水化热分析仪和超声波强度分析仪对水泥浆进行24 h不间断监测,与空白样和原有早强剂相比,ACC和NS能够使水泥水化放热量和水化反应速率明显增加,水泥石强度发展速率得到明显地提升,同时静胶凝强度过渡时间明显缩短。该新型早强剂ACC与NS已经在中国南海WN-XX井进行了现场应用,效果良好。      

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。     

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.     

中低温环氧树脂修井液

石油天然气的消耗量急剧增加,同时伴随着常规油气井开发的减少,非常规油气井,如深井、海洋井、页岩气井等的开发迫在眉睫。这些复杂地质环境都有极大可能破坏水泥环的密封完整性,形成环空窜流,对生产造成阻碍和危险,产生极大的经济损失。环氧树脂体系可以作为一种修井液来代替水泥浆进行修井工作,解决水泥浆无法渗透入微小孔隙的缺陷。目前环氧树脂修井液体系配方繁多,普适性差,为同时满足不同温度地层的修井需求,便于现场施工的运输、存储和调配,提高修井经济性和推动工业化进程,设计了以液态芳香胺（LAA）为主要固化剂的体系。进行了组分优选和性能评价,对稠化性能、动力学和固化物的抗压强度和微观形貌进行了表征。结果表明,LAA体系初始稠度小于30 Bc,稠化时间在2～5 h之间可调,抗压强度在不同温度下都高于20 MPa,可以满足30～90 ℃普适性的修井需要。      

新型相变材料对低热水泥浆性能的影响

深水低温天然气水合物地层固井,需要水泥浆体系在水化过程中少发热,尽量降低水合物地层温度上升的程度。因此,针对深水天然气水合物地层固井,研究了一种用于低热水泥浆体系设计的新型相变材料,并研究了相变材料的热存储性能及其对水泥浆体系性能的影响。实验结果表明,新型相变材料相变峰值温度为15.5℃,相变温度在井下低温与常温之间,且相变潜热较大。当相变材料在77.8℃以下时,具有良好的热稳定性,且在0℃～60℃之间经历多次升降温后,相变材料化学结构没有发生变化。随着相变材料加量的增加,水泥浆的流变数据呈现增大的趋势,但加量达到8%时流变性依然满足固井施工要求。此外,新型相变材料可以改善水泥浆体系的稳定性。相变材料对低热水泥浆体系的抗压强度影响不大,加入8%相变材料的水泥石抗压强度也达到8.9 MPa,抗压强度最大下降幅度小于5%。当加入2%、4%、6%、8%相变材料后,水泥浆体系稠化时间比无相变材料水泥浆体系最大缩短约15 min,水泥浆体系72 h水化热较空白水泥浆体系分别下降5.2%、29.1%、35.6%、47.6%。研究结果为天然气水合物层低热水泥浆体系的设计提供了支持与参考。      

一种新型注水泥前置隔离液

由于目前使用的隔离液不可固化,使得套管壁—水泥环—井壁的界面存在不可固化层,容易形成微间隙和微环空,严重影响界面胶结质量.针对该问题研制了一种既可隔离又可实现自身固化的注水泥前置隔离液体系.该隔离液密度在1.3～2.4g/cm3范围内可调,流变性能可调,流动度可控制在19～23cm之间,在50～90℃下,固化效果良好,24h抗压强度可达8MPa以上,稠化时间可调;同时该隔离液与钻井液、水泥浆的相客性好,并可实现与钻井液和水泥浆的整体固化胶结,3者整体固化强度在48h下达到8MPa以上,使得套管壁—水泥环—井壁的界面能够很好地固结在一起,提高了界面胶结质量.该隔离液突破了传统隔离液不能固化的特点,淡化了顶替机理和顶替效率,提高了固井作业安全和封固效果,具有广阔的应用前景.     

改性碳纳米管对水泥石力学性能的影响

为满足储气库和高压油气井对水泥石力学性能的要求,优选了改性碳纳米管TNIMH4(—OH)和TNIMC6(—COOH)。考察了他们对水泥浆综合性能及水泥石力学性能的影响。通过抗压强度实验可知,掺入0.01%的TNIMH4能使水泥石强度增加4.32%;掺加0.07%的TNIMC6能使水泥石强度增加19.18%,当TNIMC6与TNIMH4加量相同时,添加TNIMC6的水泥石强度大于添加TNIMH4的水泥石强度。通过三轴岩石力学实验可知,添加TNIMC6的水泥石的三轴抗压强度比空白组增加了41.21%,弹性模量由3 692.5 MPa增加到4 366.5 MPa。通过扫描电镜观察发现,低加量的碳纳米管能在水泥石中较好地分散,随着碳纳米管含量的增加,碳纳米管在水泥石中开始出现团聚现象,增大了水泥石的不均质性,影响水泥石的强度。