泥浆密度（精选7篇）
泥浆密度 篇1
一、乌尔禾地区合理泥浆密度设计方案
以声波测井资料为基础, 利用GMI地应力建模软件对风城1井和风城011井地层压力进行钻后评价, 与钻井、试油情况进行对比分析。
风城1井在二叠系风城组4193.57~4272.18m井段中途测试, 出现压力系数为1.71的异常高压, 而测井资料评价的地层压力系数为1.16~1.21, 差异甚大。同样, 风城011井在二叠系风城组3852.0~3864m井段试油, 拟合地层压力系数为1.61, 而测井资料评价的地层压力系数仅为1.07左右, 钻井过程中实用泥浆密度1.28 g/cm3也未出现溢流、井涌现象, 反而出现了多处严重井漏。从以下几个方面分析风城1井的异常高压:
1.根据声波测井资料, 参考密度测井评价风城1井地层压力, 风城组未见压力异常;
2.邻井试油结果表明风城组压力系数0.82~1.25 (见表1) ;
3.风城组邻井钻井过程中实用泥浆密度1.2~1.4g/cm3 (见表1) ;
4.根据压实理论, 由欠压实作用形成的异常高压层, 其声波时差和孔隙度偏离正常趋势线而增大, 地层密度偏离正常趋势线而减小。显然风城1井区风城组异常高压不符合此规律。
综合上述分析认为, 风城1井地层孔隙压力非常复杂, 风城组异常高压并不是由欠压实作用形成, 其成因机理有待进一步研究。目前的地层压力测井评价模型无法解决非欠压实作用形成的压力异常。
风城1井风城组3250~3500m井径扩大率达25%~55%, 风城011井风城组3350~3650m扩径率高达20%~40%。从三个方面进行分析:
1.从两口井的双井径曲线来看, 未观察到明显差异, 说明井径扩大不是由于泥浆密度偏低造成的剪切破坏所形成;
2.从力学角度分析, 上述井段地层坍塌压力均小于实用泥浆密度;
3.从地层岩性来看, 这些扩径井段主要为白云质泥岩、石膏质粉砂岩、泥质白云岩。
风城1井除发生过两次牙轮断锥顶事故、一次牙轮断齿事故外, 主要井下复杂为井漏和溢流。风城011井未发生溢流。两口井上部地层均有井漏发生, 但损失时间和泥浆量较小。风城1井4272.2m发生井漏, 损失泥浆607m3, 损失时间365h;风城011井风城组3096m和3276m发生两次井漏, 损失泥浆952m3, 损失时间827.4h (见表2) 。
根据孔隙压力和地层特性分析, 夏子街组以上地层, 压力系数较低, 钻井过程中泥浆密度稍高即有可能发生漏失, 且以渗透性漏失为主。夏子街组和风城组裂缝发育, 易发生恶性漏失。地层坍塌压力结果表明, 泥浆密度达到0.8~1.0g/cm3, 井眼力学失稳的风险不大。
二、夏子街地区合理泥浆密度设计方案
以声波测井资料为基础, 利用GMI地应力建模软件对夏子街地区地层压力进行了钻后评价。
八道湾组及以上地层为正常孔隙压力, 克拉玛依组孔隙压力系数有所上升, 达到1.24, 百口泉组呈异常低压, 孔隙压力系数0.85~0.95;到乌尔禾组孔隙压力系数上升, 范围在1.1~1.25;下部为正常孔隙压力。八道湾组及以上地层, 坍塌压力系数较小, 范围在0.3~0.85;克拉玛依组坍塌压力系数较高, 范围在0.8~1.22, 容易发生井壁失稳;百口泉组坍塌压力系数较低, 范围在0.23~0.54;乌尔禾组坍塌压力系数上部低 (0.82~1.08) 、中间高 (1.05~1.34) 、下部低 (0.65~0.86) ;夏子街组坍塌压力系数0.75~1.05;风城组坍塌压力系数上部低 (0.68~0.83) , 下部高 (0.82~0.94) ;佳木河组坍塌压力系数0.82~1.0。全井段破裂压力系数1.42~1.80。
三、结论及建议
1.目前常规三开井身结构基本能满足乌夏断裂带钻井要求。下步钻井过程中, 宜采用先期完井方式, 即在将钻达目的层之前下技术套管固井中完。结合实钻情况合理泥浆密度设计方案:八道湾组及以上地层泥浆密度为1.05~1.1g/cm3, 且尽量使用泥浆密度下限, 钻至克拉玛依组适当上调泥浆密度, 不超过1.25g/cm3;二开井段宜采用较低泥浆密度钻进, 以预防井漏的发生并利于提高机械钻速, 泥浆密度范围为1.05~1.25g/cm3;三开井段泥浆密度为1.08~1.15g/cm3为宜。
2.风城1井的异常高压不应作为今后钻井参考的唯一依据, 而应综合考虑测井解释的孔隙压力、邻井试油压力、邻井实用泥浆密度、钻井、录井等。
3.井径扩大的原因不是由于泥浆密度偏低而造成, 而有可能是由于白云岩和石膏的溶解引起, 这些井段下部钻井过程中应从泥浆配方上做相应的处理。
参考文献
[1]Lacy.Relationship among earth sress, Pore Press and DrillingProblem.53rd Annual Tech.Conf, SPE7051.
[2]杨虎, 刘颖彪.复杂地质构造条件下地应力模型与图版解释方法研究.新疆石油地质.2008, 8 (4) .
泥浆密度 篇2
1 固化法处理废弃钻井泥浆
固化法是基于废弃钻井泥浆中含有一定数量的固相,加入一定数量的化学固化剂,与钻井废弃泥浆发生一系列复杂的物理、化学变化,形成具有一定强度的稳定的抗水固体,因而将废弃钻井泥浆中的有害成份,如重金属、高聚物和油类等,封闭、包裹在其中,从而降低其沥滤性,防止重金属、高聚物和油类等向环境扩散和迁移的一种处理废弃钻井泥浆的方法。
1.1 水泥基固化
水泥基固化是基于水泥的水合和水硬胶凝作用而对废物进行固化处理的一种方法。水泥是最常见的危险废物稳定剂,因为水泥是一种无机胶结材料,经过水化反应后可以生成坚硬的水泥固化体,所以在处理废物时常用的是水泥基固化技术。研究表明,此方法非常适合处理各种含有重金属的泥浆。
水泥固化时由于废物组成的特殊性,会出现混合不均、过早或过迟凝固、产品的浸出率较高、固化产物强度较低等问题,为改善固化性质,需在固化时加适宜的添加剂。
1.2 水泥基固化机理
水泥主要成分为Si O2、Ca O、Al2O3和Fe2O3。水泥通过水化反应以后可以形成坚硬的水泥石块,把分散的固化添料牢固地黏结成为一个整体。硅酸盐化合物与水形成水化物之后,生成一种硅酸钙水合凝胶,这种凝胶膨胀并形成由连锁的硅酸胶纤维与水合产物组成的水泥基体。目前,以水泥为基材的固化方法常使用普通硅酸盐水泥,并通过添加剂来改善固化后产品的强度和降低其中废物的渗漏损失。
2 实验部分
实验采用的泥浆是重庆天东009-2井的钻井废弃泥浆,经测定,泥浆原始COD值为5753 mg/L,p H值为10.5,浸出液为黄黑色,为聚磺体系泥浆。
2.1 固化试验方法
固化实验方法是用塑料玻璃杯称取搅拌均匀的钻井废弃泥浆100 g,然后定量加入固化添加剂,搅拌均匀,倒入固定容器模型中成型,养护若干天,使其形成具有一定强度的固化产物。其固化效果通过测定浸出液中COD含量和p H值进行评定。
2.1.1 浸出液
称取固化一段时间后的固化体10 g,放入锥行瓶中,加入100 m L蒸馏水,将瓶子垂直固定在震荡器上,调节震荡器频率为110±10次/min,振幅40 mm,在室温下水平震荡8h,然后静置16个小时,通过过滤装置收集滤出液,制备固化体浸出液,用于分析项目的测定。
2.1.2 固化体浸出液的水质标准
依照国家环保局编写的《水和废水监测分析方法》.对固化体浸出液作水质分析。COD的测定为重铬酸钾法,国标代号GB11914-8915;PH值的测定为玻璃电极法,国标代号GB6920-86。
2.2 结果与讨论
2.2.1 单一普通硅酸盐水泥的固化效果
取约100 g废钻井液,分别加入5 g、8 g,l 0 g,15 g,20 g水泥,搅拌均匀,倒入固定容器模型中,以形成具有一定强度的固化产物,观察其凝固情况,结果见图1。
由图1分析得出,向废弃钻井泥浆中加入水泥,可以使固化体浸出液的COD值降低,而且随着水泥量的增大,固化效果更好。但水泥量增大会使其碱性增加,不利于土地填埋,同时考虑成本问题需控制水泥的投加量。综合考虑各方面因素,将水泥投加量控制在(10~15)g/100 g钻井废弃泥浆。
2.2.2 固化助剂的筛选
在被处理的固体废物中,往往含有妨碍水合作用的物质,仅用普通硅酸盐水泥处理固化体有时强度不大,物理、化学性能也不稳定。在这种情况下,就需要加入适当的添加剂。它能够吸收有害物质并促进其凝固,水泥的用量也可以减少。水泥基固化的添加剂种类繁多,作用也不同。一般起着胶凝、促凝、胶结、硬化等作用。
从表1不同添加剂对废弃钻井泥浆的固化情况可以看出HB和Shim对降低COD值的效果较好,但是存在的问题是p H值都很高。虽然添加剂PJJ可以降低固化浸出液的p H值,但是COD值却很高。
再取废弃钻井泥浆100g,按下表加入不同的添加剂,观察现象,并测定固化体浸出液的COD值以及p H值。
通过表2可以看出,实验1的p H值达到标准,但是COD值偏高,而且成本较高;实验2和实验3的p H值偏高,但是实验2的COD值却较好,虽然实验3的成本较低,但COD值最高,综合各方面考虑,可以选出较好的添加剂为HB和Shim。
2.2.2. 1 HB的加量对固化效果的影响
取钻井废弃泥浆100 g,加入一定量的水泥和石灰,再加入不同量的HB,搅拌均匀,置于一定容积的模型中,使其固化并观察其现象,结果见图2。
通过图2可以看出,HB对降低固化体浸出液的COD值起着很大的作用,随着HB加量的增加,COD值在大幅度的减小,但是HB却不能降低固化体浸出液的p H值。根据数据分析,当HB的加量在(2~3)g/100g废弃钻井泥浆时,效果最佳。
2.2.2. 2 Shim加量对固化效果的影响
取钻井废弃泥浆100 g,加入一定量的水泥、石灰和HB,再加入不同量的Shim,搅拌均匀,置于一定容积的模型中,使其固化并观察其现象,结果见图3。
通过图3可以看出,增加Shim的投加量,COD值也有一定的降低,但是降低的幅度不是很大,且Shim对降低固化体浸出液的p H值没有起到很大的作用。
2.2.2. 3 石灰加量对固化效果的影响
取钻井废弃泥浆100 g,加入一定量的水泥和HB,再加入不同量的石灰,搅拌均匀,置于一定容积的模型中,使其固化并观察其现象,结果见图4。
通过图4可以分析,向废弃钻井泥浆中加入一定量的石灰,固化体浸出液的COD有了明显的降低,而且COD值随着石灰加量的增加而逐渐减小。但是由于石灰是碱性物质,溶于水后呈强碱性,所以增加石灰的加量,固化体浸出液的p H值也会升高。通过数据可以看出,当石灰加量在(2~3)g/100 g废弃钻井泥浆时,COD值降低幅度较小,为最佳选取量。
2.2.3 正交实验
基于实验研究,选用四因素三水平[L9(34)]正交实验表进行正交实验设计。
四个因素分别为:A是水泥、B是HB、C是Shim、D是石灰。投加顺序是先加入主固剂普通硅酸盐水泥,然后加入石灰,搅拌均匀后,再加入HB和Shim,再次搅拌均匀,装入事先准备好的塑料杯中,以形成具有一定强度的固化产物,观察其凝结现象以及固化强度等特性。
通过正交实验因素直观分析表可以得到影响固化效果的各因素的主次顺序为HB→水泥→石灰→Shim。根据表4的数据可以分析出,9个实验的p H值都没有能够达标,但是实验3和实验9的COD值达标,因此,可以得出固化效果最好的实验配方是:A3、B3、C2、D3,即为14%水泥+3%HB+2%Shim+4%石灰。
2.2.4 固化成本分析
通过以上实验,可以确定固化处理的优化条件,根据各种不同固化剂的单价,可以估算出本废弃钻井泥浆固化实验的最终成本为97.5元。
3 结论
(1)实验主要对重庆天东009-2井的钻井废弃泥浆进行固化处理。经分析确定主要污染指标为COD和p H值。通过固化剂的选择,挑选出效果较好的固化添加剂为HB、Shim、以及石灰。
(2)通过正交实验,确定最终本固化实验的优化配方为:14%水泥+3%HB+2%Shim+4%石灰。
(3)测定固化体浸出液的各项指标可以得出,经处理后的废弃钻井泥浆,有害成分浓度降低,COD值符合国家标准,稳定性好,具有较高的抗压强度,从而能减少它对环境长期的污染影响,唯一的不足是p H值稍微偏高,还需要进一步实验研究。
(4)实验采用HB、Shim、以及石灰为固化添加剂,由于HB和Shim的单价过高,导致整个实验成本很高。以后应再考虑其他固化添加剂,争取找到固化效果好且价格实惠的固化助剂。
(5)实验虽然COD值达到了标准,但是p H值稍微偏高。在实验中,总是不能同时降低COD值和p H值,这个矛盾一直存在。在以后的实验研究中,希望能够找到一个好的方法,使两者同时达标。
摘要：油气田钻井作业每天都要产生大量的废弃泥浆,如果钻井废弃泥浆不经过合理的处理或处置,会污染土壤和水源,危害环境。废弃钻井泥浆的固化处理技术是实现其无害化处理的主要方法之一。论文研究以现场低密度深井钻井废弃泥浆为对象,开展固化处理技术研究。通过实验研究,选择了合适的固化处理剂以及固化处理助剂,优化了固化处理工艺条件。通过正交实验,确定固化最佳配方为:14%水泥+3%HB+2%Shim+4%石灰。
关键词：环境保护,废弃泥浆,固化
参考文献
[1]于怀清.废弃钻井泥浆及钻井废水化学处理研究.西南石油大学硕士学位文,2003.
[2]杨明杰,等.钻井废泥浆综合治理技术研究.矿物岩石,2003,(1):109-112.
[3]赵雅虎.王风春.废弃钻井液处理研究.钻井液与完井液,2004,(3):43-44.
[4]林森等.MTC固井液的研究应用.石油钻井工程,1997,(1).
低密度水泥浆机械性能对比研究 篇3
目前国内外在油气开发和生产过程中, 常常面对极端恶劣的环境:如高温、高压、深水和浅气层等, 即使在这种条件下, 通常在伴随着储层储量下降的同时采收速度却还要进一步提高。这就迫切要求水泥环在各种恶劣条件下都能够具有一定的性能来抵抗开采过程中受到的应力破坏。油气开采过程中水泥环所承载的主要作用包括:水泥水化作用、顶替液到完井液的转换作用、水力压裂、油气的生产、流体注入、气举等。
这些作用可能导致水泥环所处环境的温度和压力发生改变, 并可能超过水泥环所能承受的应力临界值, 数值变化的大小与井身参数、生产作业条件及水泥环自身的机械性能有关。
水泥环破坏的主要结果, 例如使环空持续受压或者导致套管损坏, 可导致关井或者高额的修补费用。水泥环破坏的其他后果:油气产物的流失、非生产流体的产出、井口装置的复杂化等, 对井的寿命及经济效益都带来了负面影响。因此, 为保持水泥环的完整性, 水泥浆的前期设计至关重要。
对于不同的井, 为评估其对水泥环完整性的影响进行了详细的工程分析。在其他行业中 (如桥梁建设) , 工程分析是优化材料性能最通用的方法。而石油行业中相应的分析技术发展较慢。而这些分析与测试技术的应用对昂贵的石油开采成本、水泥环的完整性及油井的安全性起着至关重要的作用。
本文提出“三步骤”的方法, 帮助油田开发者提高油井安全性和生产经济效益。第一步是进行工程分析, 给出影响水泥环完整性的各因素及降低水泥环失效的性能指标 (对水泥环性能提出要求) 。分析的结果将提供最适宜的水泥环性能指标, 确保其能够满足油井生产的需要。第二步是水泥浆设计和室内及地面试验检测, 确保满足第一步中的设计要求。对水泥环的测试包括:抗拉强度、弹性模量、泊松比、塑性参数。第三步是施工和监测, 首先进行固井施工工程设计;其次是对施工人员及设备严格要求, 确保施工质量;最后是测试评估水泥环及储层动态。
为了更好地实现油层的封隔, 三个步骤是密不可分的, 第三步更有利于提高水泥的顶替效率和在油井生产周期中对水泥环的监测。而在油井生产周期中监测水泥环的质量对于技术研究和改进非常重要。
2 实验方案及测试
周期载荷:材料所能承受的周期性载荷取决于载荷的大小和材料的性能。其他行业中, 采用“承受极限”这个概念, 但要求所加载荷要在材料所能承受的最大值以下。
工程分析主要用来评估水泥环在油井生产周期中保持完整性的能力或者有效期。此外, 对应力的测试能够使相应水泥体系承受更长期的周期性载荷和对地层进行有效封隔。实验室测试提供水泥环失效前相应的周期载荷数据。
2.1 水泥浆体系、养护和测试
所有低密度水泥浆 (尤其密度在1.45 g/cm3以下的) , 在施工前一般要做稳定性、流变、混合均一性及抗压强度等性能测试, 液体消泡剂也必须应用在除泡沫水泥浆体系以外的低密度水泥浆中。
此外, 如抗拉强度、三轴应力及周期载荷的测试也是非常必要的, 其测试标准要符合API的要求。抗拉强度的骨形试件、抗压强度试件及应力-应变试验的2 in×5 in的圆柱试件要求在190 ℉ (1 ℉=1.8 ℃+32) 、3 000 lb/in2压力下养护72 h, 水泥体系1的养护条件是常压、72 h、190 ℉, 养护釜的温度和压力要在养护期限到之后, 在4 h的时间里逐渐降低。所有试件必须在水浴条件下养护。
体系1的基浆密度是1.90 g/cm3, 通过水和泡沫的混入, 其密度达到1.45 g/cm3, 加入表面活性剂使其形成稳定的泡沫体系结构。
体系2由基本水泥和水组成, 并添加硅酸钠进行锁水, 防止自由水的析出, 提高水泥稳定性。
体系3由水泥、硅灰、膨润土组成, 配置稳定性较好的水泥浆。
体系4由水泥、粉煤灰、玻璃漂珠 (密度为0.6 g/cm3) 以及添加的聚合物组成, 提高体系的稳定性。
体系5由超细水泥、漂珠组成 (抗破碎40 MPa) , 加入聚合物, 提高稳定性。
体系6由水泥、粉煤灰、硅灰、膨润土组成。
表1给出了水泥浆体系的抗压强度、抗拉强度及通过应力-应变法测出的抗压强度、弹性模量和泊松比。
2.2 应力-应变和循环载荷测试
抗压强度试块及圆柱形试块要进行单轴和三轴弹性模量、泊松比和塑性参数的测试。测试方法要依据ASTM D 3148-02 (美国材料学会测试标准) 和D 2664-95a (无水无孔隙压力岩心三轴抗压强度测试方法) , 应变要进行双轴向和周向的测试。反复周期应力测试是检测水泥环在油井生产周期中承受应力和应变的能力。
周期测试是使水泥环在初始承受抗压强度50%的应力载荷, 并在每个测试周期中应力载荷逐步增加10%, 直到加载到最终应力值。最终应力值一般低于两个标准点或者为90%的抗压强度值。低应力标准值一般是100 psi或者是10%的抗压强度值。数据详见表2。每个试件的周期加载次数是1 000次, 除非试件提前失效 (无法继续加载试验) 。
周期载荷测试实验要求连续完成1 000次的加载, 需要至少14 h。载荷的加载速度要与地层流体的驱替速度相匹配。一般为5×10-5 in/s。加载的频率要严格控制, 前10次为4 min/周期, 接下来的50次是2 min/周期, 再后190次为1 min/周期, 最后750次为30 s/周期。加载的速率一直保持为5×10-5 in/s。实验数据见表3。
3 讨论
表1、表2、表3中没针对单一的参数进行测量, 例如抗压和抗拉强度、弹性模量和泊松比, 而是通过载荷的加载变化测试来反映不同配方的性能。“三步骤”中的第一步——工程分析, 是评估油井生产对水泥环完整性影响情况的基础。
通过应力-应变实验得知, 不是所有具有较高的抗压强度的水泥环都有足够的线弹性。例如在水泥浆体系4中, 由于体系内的玻璃漂珠的存在, 水泥石抗压强度较高, 但其应力-应变的弹性表现较差, 在周期载荷实验中, 其脆性表现十分明显, 其在围压条件下承受塑性变形能力较差。因此确定水泥能够承受一定周期载荷条件下的原始性能非常重要。地层下水泥的形变可能是弹性或者塑性的, 这对水泥封隔地层的效果将有很大影响。如果形变是弹性的, 水泥环在形变应力消失后将恢复原有状态, 对地层继续保持封隔;如果水泥环的变形是塑性的, 当应力变化时, 水泥环的状态不会恢复。弹性变化是临时的, 而塑性变化则是永久性的, 因此, 对前期的应力应变实验测试要进行详细的分析。
测试了水泥浆体系4中5个样品的塑性形变, 周期载荷加载从50%开始。不同样品显示出了性能差距。然而, 在这几个样品中, 我们能够看到当应变载荷加载到抗压强度的50%时, 均产生了塑性形变, 并且这些形变在逐步加载中愈加变差。而这种非线性关系在其他5个非泡沫水泥浆体系中也发生了类似的情况。
水泥浆体系1在实验中展现了具有一定线性的弹性形变性质。
6种水泥体系中的5种在周期载荷加载到50%时均产生了持久性的塑性形变, 并且在每个加载周期中, 塑性形变量都增大。当载荷加到最大时, 塑性形变量增加到最大, 直到其塑性形变结束 (试件失效) 。仅仅第一种体系呈现出了一定线性的弹性形变。在初始周期载荷加载过程中, 体系1没有任何的塑性形变。其塑性形变大约在70次加载后才产生, 在近1 000次加载时其塑性形变才有略明显的增加。但其形变的量也明显小于其他非泡沫水泥浆体系承受第一次周期载荷后的形变。
体系1的弹性形变可以在载荷接近抗压强度值90%时重复体现。而非泡沫体系在周期载荷值加到抗压强度的50%时, 没有线性的弹性形变, 并且在高载荷下过早地失效。在加载初期, 径向和轴向就已经产生了塑性形变。对于非泡沫体系将要在更低载荷标准下进行周期载荷测试, 以免试件过早地失效。实质上这种周期载荷的测试在工程应用中如同测试抗压强度等指标同样地重要。
以上结论进一步阐述了抗压、抗拉及弹性模量的测试和设计不足以使水泥环在油井生产中发挥有效作用。通过以下实例分析将进一步阐述此结论的重要性。
4 实例分析
在井深为10 000 ft的undefinedin井眼中下入7 in的套管, 注入密度为15 lbm/gal的水泥浆, 地层压力为10 000 psi, 对两种不同体系水泥环的周向应力进行对比和分析。
分析表明:其中一种水泥浆体系, 水泥石弹性模量是1.12×106 psi, 抗压强度大于5 000 psi, 抗拉强度约为350 psi, 但当地层压力增加时, 水泥环完整性被破坏, 出现裂缝。这是因为周向或者切向力转变成拉力作用, 导致拉力值超过了水泥石的抗拉强度值。然而, 另一种水泥浆体系, 水泥石弹性模量为0.328×106 psi, 抗压强度为1 000 psi, 抗拉强度低于100 psi, 却能够保持水泥环的完整, 这是因为它的弹性。从这个例子可以看出, 水泥环的周向作用力不能超过水泥环的抗拉强度值。周向应力一直作用在整个水泥环上, 并且其远小于水泥环的抗拉力, 因此能够提高设计的安全系数。
对于油井生产寿命而言, 设计水泥浆体系不能单一评价一项水泥技术参数。任何工程设计必须考虑水泥环在井底条件下的长期完整性。工程分析中必须确定井底应力参数是否会超过水泥环所能承受的临界值。水泥浆的应力不仅要高于地层应力参数, 而且还要求水泥参数要远远高于井底应力参数, 才能对井的长期安全性提供可靠的保障。因为水泥在井底条件下要承受整个油井生产周期的各种应力载荷。
5 结论
◇ 仅因水泥石较高的抗压强度并不能保证水泥环对地层的长期有效封隔;
◇ 通过工程分析可确定水泥环是否能够承受油井生产周期中的各种应力载荷。水泥环的弹性模量、抗拉强度、泊松比、塑性参数和水化特征应该在工程分析中详细考虑;
◇ 室内实验能够评价周期载荷对水泥环的影响, 这些安全因素将在工程分析中确定;
◇ 水泥浆体系1能够承受的载荷为抗压强度的85%, 而其他体系的相对较少;
◇ 对于在周向载荷条件下预测水泥环的变化, 水泥塑性形变的敏感性研究至关重要;
◇ 所测出的抗压强度可能比水泥石的屈服应力大。
资料来源于《SPE Drilling and Completion》2007年Vol.22 No.
摘要：主要论述了水泥环受周期性载荷时的机械性能和完整性测试, 并就油井生产作业中对水泥环机械性能的影响进行了分析, 对结果进行了讨论。明确阐述了水泥环机械特性的室内测试和影响水泥环完整性的油井作业工程分析的重要性。由于油井作业条件日益苛刻, 目前所应用的水泥浆成分越来越复杂, 对性能的要求也更加严格。在油井生产过程中, 作用在水泥环的外力很可能足以破坏水泥环的结构并对油井的安全及经济效益构成负面影响。本文将帮助油田开发人员更全面地设计水泥环, 提高水泥环抵抗油井生产时产生的破坏力, 从而提高油井的安全性和经济效益。
粉煤灰复合低密度水泥浆体系研究 篇4
关键词：固井,低密度水泥浆,抗压强度,粉煤灰
随着油田勘探开发的不断深入, 漏失井、复杂井、长封固段井的数量日益增多, 为了确保固井质量, 减少对油气层的污染, 必须降低水泥浆密度, 保证水泥浆的各项性能。目前常用的低密度水泥浆多为漂珠体系, 但漂珠在一定的压力易破碎, 致使水泥浆不稳定[1]。以改性粉煤灰为主要外掺料, 合理应用紧密堆积理论和颗粒级配技术, 研制出一套密度在1.40g/cm 3—1.55g/cm 3范围的粉煤灰复合低密度水泥浆体系, 为油田的勘探开发提供了有效的技术支持。
1 实验材料
G级水泥;改性粉煤灰:主要成分是SiO2、Al2O3、CaO、Fe2O3等, 密度 (2.0—2.5) g/cm3, 平均粒径40 μm, 比表面积 (2 500—5 000) m2/g;微硅:主要成分SiO2含量90%以上, 平均粒径0.15 μm, 密度 (2.10—2.60) g/cm3, 比表面积 (15—25) m2/g;微细水泥:粒径在 (1—10) μm之间, 比表面积大于3 000 cm2/g;纳米SiO2;外加剂:降失水剂FLA—1, 缓凝剂RTD—1, 激发剂AYV—1和AYV—2 (大庆钻探工程公司钻井工程技术研究院提供) 。
2 粉煤灰复合低密度水泥浆外加剂的优选
2.1 粉煤灰复合低密度水泥浆基本配方
应用紧密堆积原理和颗粒级配技术[2], 并考虑各种外掺料在低密度水泥浆体系中的物化性能, 确定粉煤灰复合低密度水泥浆体系中各种固相材料的最优加量配比。不同密度粉煤灰复合水泥浆的最优加量配比见表1。
2.2 降失水剂FLA—1加量的确定
降失水剂FLA—1是一种聚酰胺类的四元共聚物, 具有很好的抗酸、抗碱及热稳定性。FLA—1不仅能够控制水泥浆的滤失量, 而且, 由于其自身具有较高的黏稠度, 能够确保粉煤灰复合低密度水泥浆体系的沉降稳定性。不同加量的FLA—1对水泥浆滤失量的影响见表2。
由表2可见:要保证水泥浆滤失量低于50 mL, 降失水剂的加量不能低于10%。
2.3 缓凝剂RTD—1加量的确定
缓凝剂RTD—1能够有效延长或维持水泥浆处于液态和可泵性的时间。该缓凝剂在不同温度区间都具有缓凝作用, 与降失水剂配伍使用时有很好的相容性, 不影响水泥浆稠度、静切力、强度发展等性能, 还具有抗污染、无毒、无味等优点。不同加量的RTD—1在不同循环温度下稠化时间的变化见表3。
由表3可见:缓凝剂RTD—1对该低密度水泥浆有较好的缓凝效果, 不同循环温度下稠化时间可调, 且随着缓凝剂加量的增加, 稠化时间也延长, 过渡时间较短。
2.4 激发剂加量的确定
从化学方式对粉煤灰的活性进行激发, 促进胶凝材料水化反应程度, 使其能够在较低的温度下生成具有增强作用的水化产物。应用AYV—1和AYV—2共同作为体系的激发剂, 加量分别为0.9%和0.12%, 其对水泥石强度影响如表4所示。
注:加量为占体系固相质量百分含量, 降失水剂加量为10%。
3 粉煤灰复合低密度水泥浆体系性能评价
3.1 粉煤灰复合低密度水泥浆体系基本性能
配制不同密度的水泥浆, 实验条件为90℃×48 h×20.7 MPa, 降失水剂加量为11%, 缓凝剂加量为0.05%, 激发剂加量为1%。新型复合粉煤灰低密度水泥浆体系的基本性能见表5。
由表5可见, 不同密度水泥浆抗压强度均超过18 MPa, 滤矢量都在50 mL以内, 初始稠度低, 稠化时间可调, 综合性能良好。
3.2 耐温性能
粉煤灰复合低密度水泥浆体系中富含SiO2, 组分中的CaO/SiO2摩尔数接近于1, 改善了水泥石的耐温性能, 具有良好的抗高温衰退性。实验养护压力为20.7 MPa, 降失水剂加量为11%, 激发剂加量为1%, 缓凝剂90℃加量为0.05%, 120℃、150℃加量为0.2%。不同温度、不同养护龄期的水泥石抗压强度实验如表6所示。
4 结 论
(1) 应用紧密堆积理论和颗粒级配技术, 使水泥、改性粉煤灰、微硅、微细水泥、纳米材料五种胶凝材料达到最优配比, 确定了一套密度在1.40 g/cm3—1.55 g/cm3范围的粉煤灰复合低密度水泥浆体系。
(2) 粉煤灰复合低密度水泥浆体系具有良好的综合性能, 各项性能能够满足固井施工的要求。
参考文献
[1]刘德平.漂珠低密度水泥固井技术研究.天然气工业, 1997;17 (3) :51—55
泥浆密度 篇5
大庆外围地区是油田产能补给的重要来源, 外围油田的钻井数量不断增加, 但面临着共同的难点:油层琐碎、间隔大、封固段长、油层破裂压力低, 因此需要使用低密度水泥浆进行固井作业。目前国内外低密度水泥浆体系主要用于技术套管和油层套管的非目的层固井[1,2]。因为低密度水泥浆体系普遍存在水泥石抗压强度低、失水量大、体系悬浮稳定性不好等缺点, 难以满足目的层封固的质量要求。因此选漂珠作为水泥浆减轻剂, 由于其特定的性能使水泥浆克服了上述缺点, 可用于封固目的层, 使低密度水泥浆的应用领域得到延伸。
1 室内实验
1.1 主要仪器及试剂
仪器:高速搅拌器, ZNN—D6六速旋转粘度计, 压力机, 密度计, 高温高压失水仪等。
试剂:嘉华G级油井水泥, 低密度增强剂 (DDZQ是一种具有水化活性的外掺料, 灰色固体粉末, 密度2.75 g/cm3) ;降失水剂 (ZJ102是一种高分子物质的改性产品) ;促凝早强剂 (ZJ202) ;缓凝剂 (GH—1) ;分散剂 (SXY—2) 。减轻剂漂珠, 表观密度0.7 g/cm3左右, 对降低密度效果明显, 需水量少, 有利于抗压强度的提高。
1.2 低密度水泥浆体系的组成
低密度水泥浆主要由油井水泥、漂珠、增强剂DDZQ以及相应配套的外加剂组成, 可根据固井要求, 选择不同的外加剂体系, 设计不同密度的水泥浆配方。经优选实验确定出1.40～1.60 g/cm3水泥浆最佳配方, 如表1所示。
1.3 低密度水泥浆体系的稳定性
稳定性是低密度水泥浆设计的难点之一, 因为微珠密度低, 在水中几乎是惰性的, 在不采取措施的情况下, 微珠就要向上漂浮[3]。使用嘉华G级水泥, 根据上述配方配制不同密度的水泥浆, 在60℃下养护固化, 将固化好的水泥柱均匀的切成10段, 测定每段水泥柱的密度, 实验数据如表2所示。
由表2可见, 所制水泥柱上下密度差均小于0.059 g/cm3, 符合水泥浆体系对稳定性的要求。这是因为低密度水泥浆体系中含有大量的添加剂, 静止后形成形成空间网状结构, 将漂珠束缚住, 阻碍了漂珠的上浮。保证了水泥浆具有良好的稳定性。
1.4 低密度水泥浆体系的降失水作用
在1.40～1.60 g/cm3水泥浆中, 选择不同加量的降失水剂ZJ102, 一份按照基本配方使用增强剂DDZQ, 另一份不加增强剂DDZQ, 测定水泥浆体系的失水量, 实验数据见表3。
由表3可见, 在不同密度的水泥浆中, 同时含有ZJ102降失水剂和DDZQ增强剂的失水量小, 由于DDZQ增强剂的粒度分布广, 包含有超细成分, 可很好地充填到水泥颗粒间的孔隙内, ZJ102降失水剂与DDZQ增强剂同时作用, 形成了结构致密的滤饼, 有效控制了水泥浆失水。
1.5 流变性能测试
制备水泥浆, 倒入常压稠化仪中在45℃条件下养护20 min, 然后用六速旋转粘度计由高到低读取各转速下读值。测定水泥浆的凝胶强度 (GS) 、塑性粘度 (PV) 和动切力 (YP) , 实验数据如表4所示。
由表4可见, 低密度水泥浆的塑性粘度值与G级净浆值接近, 动切力要大。低密度水泥浆在较高的剪切速率下, 剪切应力要比水泥净浆大。从10 s和10 min的胶凝强度值可以看出, 水泥浆在静止情况下能较快形成空间网架结构, 从而保证水泥浆体系稳定。
2 现场实验
在大庆油田朝阳沟、新站、龙虎泡、杏区等区块共应用密度为1.40～1.60 g/cm3的水泥浆固井100余口, 其中合格率为100 %, 优质率为83 %。所用的低密度水泥浆都是应用在易漏失井上, 有效地解决了这些地区底层压力低, 固井时易漏的问题。
典型井例:杏5—21—713井采用全井低密度的封固方式, 测井结果优质。从杏5—21—713的钻井记录, 该井钻进过程中多次发生井漏, 钻至1 013.6 m时发生井漏, 加3 t胶粒, 2 t皮屑, 静止8 h正常。钻至1 041.14 m发生井漏, 漏失50 m3, 加6 t胶粒, 4 t皮屑。下钻加重至1.50 g/cm3, 发生井漏, 加2 t胶粒, 2 t皮屑, 其他正常。固井中采用了全井低密度水泥浆, 密度1.50 g/cm3, 在替钻井液7.2 m3时中停5 min, 让漏失点泥浆喷出后再继续顶替, 替速1.6 m3/min, 封高414 m, 施工正常, 在油层以上用封隔器检测, 固井质量为优质。
3 结论
(1) 以微珠为减轻剂, 以DDQZ为增强剂, 加入降失水剂、早强剂和分散剂的低密度水泥浆, 具有体系稳定, 流动性能好的优点。
(2) 在60℃下, 低密度水泥浆失水量可以控制在50 mL以下, 24 h抗压强度达到8.0 MPa以上。
(3) 可以满足低压易漏井的固井需要。
参考文献
[1]宋州成.低密度水泥浆在塔里木油田深井超深井中的应用.钻井液与完井液, 2002;19 (2) :21—23
[2]屈建省.适用于长庆油田固井的超低密度水泥浆.钻井液与完井液, 1997;14 (5) :27—28
泥浆密度 篇6
关键词：固井,漏失,延长气田,高强低密度水泥浆
前言
目前, 延长气田已完成对陕北地区的大面积勘探, 在山西组、石盒子组及本溪组试气获得了高产天然气流。随着延长气田勘探开发步伐的加快, 一些固井技术难题也逐渐显现。其和尚沟组、刘家沟组、石千峰组岩性均以泥岩为主, 泥岩易水化膨胀的化学性造成地层的不稳定性, 是井壁不稳定的内在因素。井筒内会出现剥落、坍塌。而砂砾岩孔隙相当发育, 具有良好的渗透性, 容易出现渗漏或有进无出的大漏。
1 现状调查
不仅会造成水泥浆低返, 影响固井质量, 而且, 水泥浆在产层大量的渗漏, 严重污染了油气藏, 更重要的是由于井下压力系统的差别, 在施工过程中, 井漏很容易诱发井涌或井喷, 从而发生重大事故。
统计以往已完井的大漏情况, 发现大部分井在以上层位存在较为明显的漏失现象 (见表1) 。
从统计结果反映出, 刘家沟组渗漏和有进无出的大漏, 具有很强的普遍性, 和尚沟组和石千峰组也存在一定的井漏现象, 与区域地层特点基本吻合, 分析认为井漏的主要原因是砂砾岩层孔隙发育, 地层渗透性好, 其次是起下压力激动、泥包、砂桥、坍塌条件下开泵过猛等操作不当的人为因素。
2 固井难点
(1) 地层破裂压力系数低。中古生界以上地层的破裂压力低, 特别是刘家沟组, 地层破裂压力当量密度仅为1.20g/cm3--1.30g/cm3, 延长组为1.30g/cm3--1.40g/cm3, 即使采用双级固井, 也常常发生漏失, 难以实现平衡压力固井。
(2) 气层段长。从上古生界石盒子、山西组、太原组到下古生界奥陶系均含气层, 总含气井段长约600米。由于含气层段段长, 易气侵、窜槽。
(3) 裸眼段长, 岩性复杂。中古生界的延长组易缩径, 直罗组、延安组和上古生界的石千峰、石盒子易垮塌, 全井井径扩大率达到10%-25%, 并且井径不规则, 顶替效率难以保证。
(4) 延长组以上地层的砂层孔隙发育, 地层水活跃, 水泥浆到位后容易水侵, 影响封固质量。
3 技术研究出发点
气层固井的特点和要求, 从改善水泥浆体系防漏失、放气窜和保护气层方面着手, 重点研究水泥浆的防漏失、放气窜和保护气层性能之间的良好协调, 目的是在保护气层的前提下, 提供综合性能协调的水泥浆体系, 达到不漏失的安全防气窜固井, 提高固井质量, 以有利于发现气藏并提高天然气井的正常开采寿命。通过近8个月的室内和现场施工的研究总结, 天然气井固井技术的研究取得了一定的成果, 已开发出满足延长气田天然气固井要求密度为1.45-1.50g/cm3低密度早强水泥浆配方, 及防漏失的密度为1.35g/cm3的低密度早强水泥浆配方和密度为1.85-1.90 g/cm3高密度防气窜水泥浆配方, 并形成了平衡压力防漏失固井工艺技术、提高固井质量的施工工艺技术。
4 优选低密度水泥浆体系
备注:三峡G级水泥, PZ为减轻剂空心微珠, FMH为粉煤灰, M83S为降失水剂, USZ为分散剂, M51S为早强剂, QJ625为膨胀剂, WG为微硅
4.1 一级低密度水泥浆体系设计 (密度1.35 g/cm3)
配方:300g G级水泥+105g PZ+105g FMH+4.2g M83S+7.2g USZ+24g WG+320g水+0.2%消泡剂 (见表2)
4.2 一级低密度水泥浆体系设计 (密度1.50g/cm3)
配方:300g G级水泥+FMH100%+M-83S1.0%+U S Z0.3%+M51S3%+M61L1.2% (见表3)
4.3 二级低密度水泥浆 (密度1.35 g/cm3)
配方:300g G级水泥+105g PZ+90g FMH+3g M83S+4.5g USZ+9g M59S+275g水+0.2%消泡剂 (见表4)
4.4 一级高密度水泥浆体系 (1.90 g/cm3)
配方:800 g G级水泥+8.4g M83S+7.2g USZ+2.8g QJ625+352g水+0.2%消泡剂 (见表5)
5 固井施工工艺
针对气侵、气窜严重的问题我们提出了新方法和新技术, 其内容主要有:
(1) 为提高钻井液顶替效率, 对于井径扩大率大15%的井, 精确计算顶替排量, 提高顶替效率。
(2) 采取双级固井工艺技术, 优选各级水泥浆体系。
(3) 对于地层承压能力过低, 钻井过程中严重漏失的特殊天然气井固井, 我们采用正注返挤固井技术, 实现全井封固。
6 小结
(1) 优选水泥浆体系流变性能良好, 初稠低易混配;
(2) 水泥浆具有良好的触变性能, 并且沉降稳定性好, 无自由水析出, 满足低压易漏井的固井要求。
(3) 高强低密度水泥浆有效地解决了因井漏而引发的井口窜气的问题。
(4) 高强低密度水泥浆大大降低固井井漏率, 减少了油层污染, 同时减少了因挤井口产生巨大经济损失。
(5) 高强低密度水泥浆具有很强的预堵漏能力与较强的防气水窜能力, 由于其具有较高的强度, 封固质量得到保证。其较高的表观粘度与密实稳定浆体提高了驱替效果。
参考文献
[1]刘崇建, 黄柏宗, 徐同台等.油气井注水泥理论与应用[M].北京:石油工业出版社, 2001
[2]李克向, 解浚昌, 李丕训等。钻井手册 (甲方) [M].北京:石油工业出版社, 1990
泥浆密度 篇7
关键词：盐膏层,蠕变,缩径,泥浆密度
盐膏岩在地下深部高温高压环境下具有极强的蠕变特性, 在钻井过程中常常导致缩径卡钻事故, 给石油开发造成了极大的困难。统计显示, 在盐膏层地区钻井的事故率高达50%, 约是常规地层的3~5倍。在油气井钻探过程中, 钻遇盐膏层是常见的工程现象。伊拉克某油田FQCN-25井在钻进过程中, 2073~2989m段发现巨厚盐膏层, 并在2676m、2956m等深度发生多点遇卡现象。造成了一定的钻井事故与工程风险, 并且严重地制约着作业的安全进行。引起盐膏层为主的地层井壁失稳与造成井下复杂情况和事故的原因, 主要是钻井液密度低, 钻井液与地层之间没有达到力学平衡, 从而无法有效的抑制盐膏岩地层蠕变。因此, 确定合理的钻井液密度对盐膏层井壁稳定是至关重要的。
1 蠕变本构方程
岩石的蠕变是指在恒定载荷作用下, 试件的变形随时间变化的力学现象。盐岩的稳态蠕变速率与盐岩的结构组成及所受温度压力密切相关。对于特定的盐岩, 研究其流变特性就是确定稳态蠕变速率与温度压力的变化关系, 即蠕变方程。目前国内外对盐岩特性及流变机制研究已相当深入, 在FLAC3D软件里, Weertman模型是适合用于计算该地区的盐岩流变的模型。我们采用简化的Weertman流变模型
其中, εs—稳态蠕变速率, s-1;'A、A—流变常数;Q—盐岩的激活能, c a l/mol;
R—摩尔气体常数
T—热力学温度, K;
σ—差应力;MPa;n—非线性常数 (一般n=4~5, 最大可达到7) 。
通过试验数据可以拟合得到A, Q, n。
2 蠕变计算模型的建立
盐膏层的蠕变是一个复杂的力学行为, 通过解析解是很难获得其规律的, 利用数值模拟则是一个有效的手段。为了对盐膏层蠕变特性进行模拟研究, 根据井眼形状和井眼轨迹, 建立合适的力学计算模型是必须的。
泥浆密度的数值模拟优化研究采用FLAC3D完成。图1所示计算模型建立的力学示意图, 模型设计取深部地层一定厚度的蠕变岩层, 由于蠕变岩层的厚度不一, 取厚度为50m, 上覆岩层的重量根据埋深转化为有效的竖向荷载作用于蠕变岩层上, 由公式hzγσ=计算, 根据不同的井深h, 可模拟不同的埋深下蠕变岩层的蠕变状况, 从而确定不同深度下的钻井液密度。井内钻井液密度对井壁变形的抑制作用转化为井内钻井液压力作用于井眼内壁, 其值由h Pf=γ计算。由于所研究的井壁变形是轴对称问题, 计算区域选取25m×25m×50m四分之一的计算区域, 井眼孔径可根据实际情况确立。四分之一的计算域上表面为自由面, 作用有上覆岩层的重量, 下表面则受垂直于该面的竖向简支约束, 前、后、左、右四表面均作用有法向约束, 单元剖分采用六面体单元。
3 合理泥浆密度图版的确定
本研究针对该油田FQCN-25井钻井施工过程中频繁出现的卡钻事故, 分析发现该区块盐膏层段位于2200~2900m井段, 同时对该区块盐膏层段取心, 进行蠕变试验, 通过试验数据可以拟合得到蠕变参数为A=3.289*10-3 M P a/y, n=4.64。弹性参数为:E=3361.04MPa;µ=0.2395。然后采用FLAC3D软件进行计算, 通过对不同深度、不同缩径率下的蠕变岩层进行三维数字模拟, 可得出在该条件下盐膏层的泥浆密度, 绘出不同埋深下、不同缩径率下泥浆密度图版, 从而确定合理的泥浆密度窗口 (图3) 。
同时, 我们对该油田的盐膏层段井径变化情况进行分析, 发现盐膏层段2800~2900m处发生缩径 (见表1) , 平均缩径率为1.83%。这主要是因为下部段岩性以纯盐和硬石膏夹泥岩为主。含盐泥岩在矿化度低的钻井液浸泡下和高温高压条件下, 吸水膨胀, 吸水后使靠近井壁的岩石变软, 易形成厚泥饼, 特别是使用高密度钻井液时, 固相含量高, 钻井液粘切高, 更易形成厚泥饼和“假泥饼”, 造成井径缩小。同时, 以泥岩为胎体, 在裂隙中充填盐、膏的“软泥岩”蠕变速率很高, 是井下阻卡的严重井段。
因此为了在钻井过程中防止盐膏岩蠕变缩径造成卡钻事故, 必须通过严格控制钻井液密度来控制盐膏层的缩径率, 以保证钻进安全顺利进行, 推荐的泥浆密度应大于实际使用的泥浆密度。另外, 为保证机械钻速, 钻井液密度不能太大。因此, 我们根据计算得到的泥浆密度图版 (图3) , 推荐使用缩径率为0.003/h时对应的钻井液密度, 即F Q C N-25井盐膏岩层段合理的泥浆密度为2.201~2.277g/cm3, 而FQCN-25井盐膏层段实际使用的泥浆密度为2.22~2.27g/cm3。
4 泥浆密度推荐研究方法的验证分析
根据F Q C N-25井盐膏岩层泥浆密度的推荐方法, 我们采用同样的研究方法对该井的邻井FQCN-27井的盐膏层泥浆密度的使用进行了计算。计算过程中所采用的蠕变参数及岩石力学参数与FQCN-25井一致。
同样地, 我们推荐使用缩径率为0.003/h时对应的钻井液密度, 即FQCN-25井盐膏岩层段合理的泥浆密度为2.186~2.285g/cm3。现场采用该泥浆密度进行盐膏层段的钻进, 结果显示, FQCN-27井盐膏层段并未发生缩径情况, 具体缩径情况见表2。因此, 我们认为, 采用该方法推荐该油田盐膏层段的泥浆密度合适。
5 结论
(1) 通过对建立盐膏层的蠕变模型, 并利用FLAC3D软件进行计算, 根据计算结果绘出了不同缩径率下钻井液密度图版。并结合实际工况要求, 推荐井眼缩径率为0.003/h时对应的钻井液密度为钻穿该油田盐膏层的合理钻井液密度。
(2) 采用同样的方法对邻井FQCN-27井的泥浆密度进行推荐, 结果发现FQCN-27井的盐膏层段并未发生缩径情况, 这说明利用泥浆密度图版的方法来推荐该油田盐膏层段合理泥浆密度的方法是合适的。
参考文献
[1]唐继平, 王书琪, 陈勉。盐膏层钻井理论与实践[M].石油工业出版社, 2004:35-36
[2]楼一珊, 李忠慧, 张春阳等.油气井眼井斜角、方位角对盐岩蠕变的影响[J].岩石力学与工程学报, 2008, 27 (增2) :3571-3573
[3]曾义金, 王文立, 石秉忠.深层盐膏岩蠕变特性研究及其在钻井中的应用[J].石油钻探技术, 2005, 33 (5) :48-51