高渗透水泥浆高温高压流变性研究

随着油气开采难度的增大，对固井质量和固井水泥浆添加剂的要求越来越高，需要研制开发出新型高渗透水泥浆体系。借助美国产Fann50流变仪，研究了温度和压力对高渗透水泥浆流变性的影响，并与常规水泥浆进行了对比。分析结果表明，一定压力下，高渗透水泥浆的动切力、表观粘度随温度的升高而逐渐降低，流性指数减小；一定温度下，压力对高渗透水泥浆体系流变参数的影响不如温度明显：高渗透水泥浆比常规水泥浆体系具有更好的热稳定性。运用宾汉、幂律、卡森、赫切尔-巴尔克莱(H-B)、带剪切稀释系数等5种模式对实验数据进行了拟合分析，结果表明，H-B模式是描述高渗透水泥浆高温高压流变性的最佳模式。     

考虑温度压力耦合效应的控压固井全过程水力参数计算方法

综合考虑固井井筒流体瞬态流动特征、温压流变性以及水泥浆水化反应,建立考虑温度压力耦合效应的固井全过程水力参数计算方法.利用新模型开展数值模拟与场地试验,揭示控压固井全过程瞬态温度压力演化规律.结果表明:新模型能精确预测固井全过程温度、压力,很好地满足工程需求;受循环变密度、变排量等影响,固井循环过程井筒压力呈现出明显的...     

丁苯胶乳的研制及其水泥浆性能评价

在一定温度下,丁二烯和苯乙烯中加入引发剂、乳化剂和相对分子量调节剂后,聚合生成丁苯胶乳。应用X射线衍射仪、电位测试仪对生成的丁苯胶乳进行结构性能分析,并对丁苯胶乳水泥浆常规物性、水泥石的强度进行了评价。结果表明：丁苯胶乳水泥浆具有丁苯胶乳加量少、抗高温、低失水、低游离水、直角稠化、过渡时间短、防气窜和良好的流变性等特点。水泥浆性能良好,固井质量优异。     

高密度高炉矿渣水泥浆固井技术研究

以低密度矿渣水泥浆研究结果为基础 ,设计高密度水泥浆 ,使油气井全井段使用矿渣水泥浆固井 ,以提高固井质量 ,降低固井成本 .以高炉矿渣为水化胶凝材料 ,添加少量水泥和碱性激活剂 ,结合 MTC固井技术和多功能钻井液固井技术 ,设计密度 1 .75～ 1 .93 g/cm3 的矿渣水泥浆、矿渣MTC浆和矿渣 UF浆 .对 3种高密度矿渣水泥浆在 45～ 75℃条件下水泥石的抗压强度 ,水泥浆的凝结时间、流变性和稳定性进行试验对比 .试验结果表明 :3种水泥浆水泥石抗压强度从大到小依次为 :矿渣 UF浆 ,矿渣 MTC浆 ,矿渣水泥浆 .3种体系水泥石抗压强度满足油气井井下射孔作业对水泥石抗压强度的要求 .在 45～ 75℃条件下 ,随着温度的升高 ,高密度矿渣水泥浆和矿渣 UF浆水泥石抗压强度呈降低趋势 .矿渣 MTC浆和矿渣 UF浆的流变性、稳定性和稠化时间可通过钻井液的加量及性能来调整     

高密度高炉矿渣水泥浆固井技术研究

以低密度矿渣水泥浆研究结果为基础,设计高密度水泥浆,使油气井全井段使用矿渣水泥浆固井,以提高固井质量,降低固井成本,以同炉矿渣为水化胶凝材料。添加少量水泥和矿性激活剂结合MTC固井技术和多功能钻井液固井技术,设计密度1.75-1.93g/cm^3的矿渣水泥浆,矿渣MTC浆和矿渣UF浆,对3种高密度矿渣水泥浆在45-75℃条件下水泥石的抗压强度,水泥浆的凝结时间,流变性和稳定性进行试验对比。试验结果表明;3种水泥浆水泥石抗压强度从大到小依次为：矿渣UF浆,矿渣MTC浆,矿渣水泥浆,3种体系水泥石抗压强度满足油气井井下射孔作业对水泥石抗压强度的要求,在45-75℃条件下,随着温度的升高,高密度矿渣水泥浆和矿渣UF浆水泥石抗压强度呈降低趋势,矿渣MTC浆和矿渣UF浆的流变性,稳定性和稠化时间可通过钻井液的加量及性能来调整。     

煤层气井固井泡沫水泥浆密度变化规律及应用

针对泡沫水泥浆在井筒内的密度变化的不确定性和复杂性导致固井设计困难等问题,通过试验测试现场1.10和1.20 g/cm3两种化学充氮泡沫水泥浆体系的密度变化,分析水泥石中泡沫尺寸变化特点以及固井液柱压力的变化,并进行11口井的现场应用。结果表明:泡沫水泥浆密度随温度和压力的变化符合Boltzmann函数;随着压力增加,水泥石中泡沫尺寸呈先急剧缩小、后变化较小的趋势。修正后的泡沫水泥浆密度计算公式对现场固井具有指导作用,固井优质率超过96%,为煤层气泡沫水泥固井提供技术支撑。     

固井用悬浮稳定剂SS-10L的研究应用

油田固井中低密度及高密度水泥浆通常存在悬浮稳定性较差的问题。尤其温度较高时,水泥浆中各物相热运动加剧,也易造成浆体沉降失稳,进而影响固井施工安全及固井质量。研制了一种固井用悬浮稳定剂SS-10L,由温伦胶(有机悬浮组分)、矿物B(无机悬浮组分)及表面活性剂C(稳定剂)组成。实验结果表明:SS-10L对水泥浆具有良好的悬浮稳定作用,且不影响水泥浆常规性能,是一种性能优良的固井用悬浮稳定剂。     

MTC固井液二界面胶结强度实验研究

常规水泥浆体系固井二界面胶结强度较低,为了解决这一问题,进行了MTC固井液二界面胶结强度实验研究.结果表明,MTC固化体的体积收缩率远小于水泥石的体积收缩率.与低密度水泥浆体系相比,MTC固化体系与泥饼之间能够实现整体固化胶结,MTC固化体二界面胶结强度受井壁界面性质影响较小,尤其在有一定泥饼存在的情况下更是如此.但由于MTC固化体的抗压强度较低,在地层压力或注入压力较高的井中应谨慎使用.     

MTC固井液二界面胶结强度实验研究

常规水泥浆体系固井二界面胶结强度较低，为了解决这一问题，进行了MTC固井液二界面胶结强度实验研究。结果表明，MTC固化体的体积收缩率远小于水泥石的体积收缩率。与低密度水泥浆体系相比，MTC固化体系与泥饼之间能够实现整体固化胶结，MTC固化体二界面胶结强度受井壁界面性质影响较小，尤其在有一定泥饼存在的情况下更是如此。但由于MTC固化体的抗压强度较低，在地层压力或注入压力较高的井中应谨慎使用。     

川东北复杂压力体系气井固井技术

川东北地区普光、河坝、元坝等区块的海相天然气藏勘探取得了重大突破,该地区目的层埋藏深,地层压力和温度高,H2S和CO2含量高,属“三高”气田。陆相和海相地层有多套压力系统,长封固段和小间隙是固井工艺面临的主要挑战,H2S和CO2对气井长期安全造成威胁。2006年以前川东北探井的技术套管和生产套管固井的一次合格率仅为80 %和72 %。通过研究应用胶乳防腐防气窜水泥浆体系,紧密堆积高密度防气窜水泥浆体系,正注反挤工艺和分段压稳模型设计环空液柱结构等体系和工艺技术,固井质量较2006年前有大幅度提高。普光气田     

一种新的高温高压流变性分析模型

钻井液流变性的准确分析与流变参数的准确计算一直是钻井水力分析与计算的基础,是提高井底压力计算精度的重要研究内容。基于高温高压流变实验数据,分析了旋转黏度计300 r/min和600 r/min下测量剪切应力随温度、压力的变化规律;进而建立了适用于各转速下高温高压(HTHP)剪切应力的通用预测模型,并给出了HTHP剪切速率预测模型系数的通用求解步骤。最后采用HTHP剪切应力预测模型对墨西哥湾一口实验井的合成基钻井液(屈服假塑性钻井液)进行了分析,同样具有很好的预测效果,表明该模型具有较广泛的适用性,可为高温高压井井底压力计算提供较为准确的HTHP流变参数。     

海洋高温高压气井固井防气窜水泥浆研究

性能优良的水泥浆是保证固井质量的关键因素,水泥环空气体窜槽对油气田开发将造成非常严重的后果,一旦气窜发生,即使花费大量的人力物力进行挤水泥,也难于修复到未气窜的封固状态。因此,优选有效的防气窜添加剂,研制性能良好的防窜水泥浆就显得十分重要。文中根据海洋高温高压气井的特点,提出了一套综合适用于高温高压固井的防气窜水泥浆设计的方法。设计出了密度2.40 g/cm3,适合循环温度为125℃和163℃的海洋高温高压气井固井的高密度防窜水泥浆体系。     

超高温钻井液的高温流变性研究

考察了高温高压条件下超高温水基钻井液的流变性能,以实验室研制的超高温钻井液为研究对象,用Fann50SL 型高温高压流变仪对钻井液的流变性能进行了测定,并利用回归分析方法对实验数据进行处理。实验结果表明,高压条件下,超高温钻井液的表观黏度和塑性黏度随温度的升高而降低,210 ℃后黏度随温度升高稍有增大。回归分析表明,高温高压条件下,超高温钻井液流变模式遵循着卡森模式。建立了预测井下高温高压条件下超高温钻井液表观黏度的数学模型。实验数据验证表明,利用该数学模型计算出的数值与实测值吻合度较高,为超高温钻井液的现场应用提供了计算依据。     

莺歌海盆地高温高压气井水泥浆研究与应用

南海西部海域的莺歌海盆地蕴含丰富的天然气,但由于层位存在高温高压以及压力窗口狭窄,导致固井质量一直不理想。本文分析了莺歌海盆地固井质量差的原因;并介绍了在应对高温高压固井难点时采取的技术思路;结合这些技术思路和莺歌海盆地的高温高压地层特征而研发的一种新型水泥浆体系。该体系应用于莺歌海盆地的多口高温高压井,发现固井质量有较大程度的提高。这表明该体系适应莺歌海盆地高温高压固井,并为以后该地区超高温高压井的固井技术研究奠定基础。     

“三高”气田固井水泥体系研究

针对高压、高产、高含硫化氢(H2S)气体("三高")气田在固井过程中面临的难点,探讨"三高"气田对固井水泥浆的要求,在分析水泥腐蚀机制的基础上,提出"三高"气田水泥防腐策略;采用水泥浆不同配料组分的颗粒粒径合理级配原理优化设计水泥,通过正交试验筛选出可形成致密水泥石、防腐性能优良的低密度高强度水泥和纤维-胶乳-微膨胀水泥2种体系4个配方,对其形成的水泥石进行抗硫化氢和二氧化碳(H2S/CO2)腐蚀性能评价试验,包括水泥石强度、渗透率、质量损失、腐蚀深度和腐蚀前后内部结构的变化情况,依据试验数据从理论上预测水泥石的抗腐蚀寿命。龙岗气田现场应用表明,所筛选的水泥浆的固井质量得到明显提高,可用于"三高"气田固井,并能延长气井寿命。     

超细全尾砂似膏体长距离自流输送的时变特性

基于H-B流变模型和絮网结构理论,构建了考虑时变性的超细全尾砂似膏体流变模型,探究超细全尾砂似膏体长距离管道自流输送过程中的时变特性,推导了相应的管输阻力计算公式.以某深井铁矿质量分数为68%的超细全尾砂似膏体为例,进行了室内剪切试验和管输阻力计算.结果表明:不同剪切速率下的超细全尾砂似膏体表现出剪切稀化的时变特性,且剪切速率越大,达到平衡状态的时间越短,黏度值越低.在流量为80 m3/h时,管输阻力经225 s降至稳定状态的5.03 M Pa/km,为初始阻力的50.6%.超细全尾砂似膏体长距离自流输送过程中,以稳定状态的阻力损失进行计算更为经济合理.     

剪切和降凝剂作用对含蜡原油流变性的影响

为了研究管输过程中降凝剂及管流的剪切作用对含蜡原油的流变性的影响,在不同剪切速率下对加降粘剂与未加降粘剂的原油进行了对比实验.研究表明,降凝剂作用和剪切作用都能使蜡晶的形状、大小以及结构等发生变化从而影响原油的流变性能,剪切作用和降凝剂作用对含蜡原油的流变性存在交互性影响.油样凝点由加剂前的16℃降低到加剂后的-10℃,降低了26℃;未加剂油样反常点温度为30℃,加剂油样的反常温度为26℃,降低了4℃;加剂前后油样析蜡点的温度基本没有变化;相同温度相同剪切速率下所测两油样粘度值差别比较大,总体上未加剂油样的粘度比加剂油样的粘度低.剪切作用对未加剂油样流变性能的影响明显大于对加剂原油流变性的影响;剪切作用对加剂原油流变性能的影响程度跟剪切速率和剪切温度有很大关系;加剂原油粘度下降幅度随剪切作用的增强而逐渐减小,当剪切作用超过一定范围时,对加剂原油粘度将不再产生影响.     

不同浓度料浆流变特性与混合骨料级配相关性试验

为了探究混合骨料配比及粒径级配对料浆流变特性的影响,首先对矿山充填常用的废石和棒磨砂及其混合骨料进行粒径分析,并得到相应的特征粒径.其次采用流变仪对不同骨料配比、不同质量分数条件下的料浆进行测定,采用H-B流变模型拟合出相应的流变参数.然后对流变参数和流变特性进行分析,并基于最小二乘法研究骨料粒径级配与料浆流变特性的相关性.最后对料浆稳定性进行讨论,并通过建立力学模型确定了混合骨料不沉降离析的临界粒径范围为13.8~21.6mm.试验结果表明:料浆屈服应力和表观黏度均随料浆质量分数的增大而增大;随着剪切速率的增大,料浆流变特性表现出不同的模型特性;料浆流变特性参数与骨料粒径级配的相关性随着特征粒径值的增大而增大.随着质量分数的提高,料浆屈服应力与骨料粒径级配相关性逐渐减弱,而表观黏度与之相反,质量分数和骨料粒径级配对料浆稳定性有很大影响.     

高温高压下岩石水力压裂实验新型封隔技术

为解决高温高压下水力压裂实验的封孔难题,采用理论分析、数值模拟和物理实验的方法,设计了基于楔形金属对扣结构的水力压裂实验新型密封件,模拟分析了注水作用下的封隔效果,最后采用该密封技术成功开展了大尺寸岩样在高温高压下的水力压裂实验.结果表明:高温、高压和高注水压力均是该密封构件强化密封的有利条件;增加注水压力可实现密封件越压越紧;采用该密封技术成功实现了大尺寸花岗岩试样高温三轴应力下的水力压裂,验证了新型封隔技术的密封效果,同时掌握了高温高压下岩石水力压裂的多次开裂特征.     

氮气泡沫压裂液体系的研究与应用

氮气泡沫压裂是70年代以来研究发展起来的一项新的压裂工艺技术,它特别适用于低压、低渗和水敏性地层的压裂改造。对氮气泡沫压裂液的基本配方和流变性能进行了室内评价研究。研究了泡沫质量、表面活性剂类型、浓度、剪切速率、温度、压力等因素对泡沫压裂液流变性能的影响。在实验基础上提出了适宜辽河油田的泡沫压裂液配方体系,采用该压裂液在辽河油田先后成功地对8口井实施了氮气泡沫压裂施工,施工成功率100%,累积增产原油1.24×10⁴ t,取得了显著效果。