降低固井水泥浆密度的新技术
g级油井水泥密度
g级油井水泥密度G级油井水泥密度引言：油井水泥密度是指在油井钻井作业中，通过调整水泥浆的密度，使其能够在油井井筒中起到固井和封堵作用的重要参数。
G级油井水泥密度是指适用于地层压力在 1.7-2.3g/cm³范围内的水泥浆密度等级。
本文将对G级油井水泥密度的相关知识进行详细介绍。
一、G级油井水泥密度的意义在油井钻井作业中，通过注入水泥浆到井筒中，形成固体水泥环，起到固井和封堵作用，以防止地层岩石层间流体的交汇和井壁的坍塌。
而水泥浆的密度是影响固井效果的重要因素之一。
G级油井水泥密度的选择与地层压力有关，若水泥浆密度过低，可能导致固井不牢固，无法满足井筒稳定的要求；若水泥浆密度过高，可能引起地层裂缝和漏失，影响固井质量。
因此，合理选择适应地层压力的G级油井水泥密度对于保证油井的安全稳定运行至关重要。
二、G级油井水泥密度的确定方法确定G级油井水泥密度需要考虑多个因素，包括地层压力、井深、井温、水泥与地层之间的间隙、水泥浆中加入的控制剂等。
一般来说，根据地层压力的大小，选择合适的密度值。
具体的确定方法可以通过实验室测试、计算公式以及经验总结等方式进行。
在实验室测试中，可以通过密度计、流变仪等设备进行相应参数的测试和测量，以确定最佳的G级油井水泥密度。
同时，计算公式也是确定G 级油井水泥密度的重要工具之一，根据井深、地层压力、井温等参数，利用计算公式可以得出相应的密度值。
三、G级油井水泥密度的调整方法在实际施工中，可能会出现一些情况需要调整水泥浆的密度，以满足固井的要求。
常见的调整方法包括增加或减少水泥浆中的加水量、加入调整剂等。
在注入水泥浆前，可以通过调整加水量的大小来改变水泥浆的密度。
增加加水量可以降低水泥浆密度，而减少加水量则可以增加水泥浆密度。
此外，还可以根据实际情况加入调整剂，如盐类、聚合物、胶体等，来改变水泥浆的密度。
四、G级油井水泥密度的质量控制为了保证G级油井水泥密度的质量，需要进行严格的质量控制。
HD28井超深井低密度水泥浆固井技术
HD28井超深井低密度水泥浆固井技术HD28井是塔里木油田塔北项目部沙雅县境内的一口评价井，该井二开中完井深6365米，井底静止温度122℃，采用Φ200.03mm套管双级固井工艺，固井作业面临裸眼封固段长（一级封固3365米）、压力窗口窄、地层易漏、施工压力高等一系列问题。
介绍了HD28井基本情况，分析了技术难点，采取一系列的技术措施如一级领浆和二级使用漂珠低密度水泥浆体系，现场应用良好，经声幅测井解释固井质量优质，取得了较好的应用效果。
标签：超深井；长封固段；低密度水泥浆；双级固井HD28井是塔里木油田在新疆阿克苏地区沙雅县境内的部署的一口评价井，二开中完井深6365米。
该区块地层压力低、承压能力低，属于低压易漏井固井。
研究出一套在高溫高压条件下不分层、不沉降、流变性良好、强度达到要求的低密度水泥浆体系及配套的固井相关技术，是保障固井施工安全、提高固井质量的关键。
1 HD28井基本概况完井采用200.03mm套管双级固井工艺。
钻井液为聚磺钻井液体系，密度1.27g/cm3，漏斗粘度45s，失水 2.8ml，塑性粘度20mpa·s。
易漏失井段在4495-4695m，地层当量密度为1.35g/cm3。
该井最大井斜24.74°，裸眼井段平均井径256mm，平均井径扩大率6.43%。
2 技术难点2.1施工工艺难点①二叠系地层承压能力低，下套管及固井施工中存在井漏的风险；②斜井斜度大，套管不宜居中，有套管贴边的风险，对固井质量造成影响；③裸眼段长，循环阻力大，施工压力高，存在易漏地层，施工排量受限不容易实现紊流顶替。
2.2 技术措施①合理设计分级箍位置及水泥浆浆柱结构，采用合适的施工排量，减少地层漏失的风险；②优化扶正器的加放，确保套管居中度；③采用平衡压力固井，優化设计施工排量，保持施工的排量和压力稳定，确保施工及候凝整个过程的压力平衡，防止井漏等复杂情况的发生。
3 水泥浆体系设计3.1 难点分析长封固裸眼段对低密度水泥浆性能要求极高，采用Landy-30S漂珠作为减轻材料，由于大量外掺料的掺入，致使水泥浆密度的降低和水泥浆性能发生矛盾，突出表现在：①由于水泥浆中减轻材料的存在，其与水泥浆颗粒比重相差较大，容易产生沉降分层，这样会破坏水泥浆柱的整体均持性，导致水泥石产生疏松凝结，影响水泥石胶结质量。
1.25~1.30gcm^3低密高强水泥浆体系研究与应用
1.25~1.30g/cm3低密高强水泥浆体系研究与应用李德伟*（中国石油集团川庆钻探工程有限公司长庆固井公司,陕西西安710000）摘要：2019年，油田公司为了保护油层，保护套管的要求，调整了油、气井产建方案，油气井实行全封固，同时对低密度段封固质量及性能提出了更高的要求。
低密度水泥石24h抗压强度达到7.0MPa 以上。
因此，为了解决承压能力低区块难以实施一次上返固井工艺的技术难题，研制出了一种复合减轻剂以及形成了三种低密高强水泥浆体系,使用密度范围为1.25~1.30g/cm3,适用温度范围广泛,具有水泥浆稳定性好、抗压强度高、渗透率低、防气窜能力强、失水量易控制等特点，提高低密度段固井质量，满足甲方产建方案要求。
混灰流程方便，现场施工工艺简单，取得了很好的经济效益。
关键词：1.25~1.30g/cm3；低密高强；水泥浆体系；复合减轻材料；现场应用中图分类号：TE24文献标识码：B文章编号：1004-5716(2021)03-0101-04随着长庆油田对低压低渗透油气藏的进一步勘探和开发，深井和长封固段井的数量也逐年增多，低压易漏井和深井长封固井的固井难点也日趋突显出来。
为避免长封井和易漏井固井施工中出现漏失，并保证固井质量，对固井水泥浆的各项性能提出了更高的要求，特别是在2019年，为了适应新环保法的要求，长庆油田调整了油、气井产建方案，油气井实行全封固，同时对低密度段封固质量及性能提出了更高的要求。
不仅要进一步降低水泥浆密度，还要保证水泥浆在大温差下的各项性能，最大程度地满足油田勘探开发的要求。
1长庆油田低密度水泥浆应用现状目前，长庆油田应用的低密度水泥浆密度范围在1.35~1.65g/cm3之间，难以满足地层承压能力特低的区块的固井要求和固井质量要求。
但该水泥浆密度和低温条件下的抗压强度，还不完全满足长封段固井要求。
1.25~1.30g/cm3低密高强水泥浆体系的研究的完成将有利于保证长庆油田深井和长封固井的固井施工及提高固井质量，改善下部漏失层承压能力；同时随着水泥浆密度的进一步降低，也减少了液柱压力与地层压力的过平衡的程度，尽可能避免了油气层带来的损害；为长庆油田后续开发的需求提供了有利的技术支撑，对固井技术的发展起到积极的推动作用。
低密度水泥浆固井技术探讨
低密度水泥浆固井技术探讨（大庆钻探钻井生产技术服务二公司，吉林松原138000）低密度水泥浆固井技术的基本原理就是利用水泥浆的低密度性质，发挥通过和填充性，对油井的周围进行有效的填充和密闭，由此保证油井的安全。
在低密度水泥浆的发展过程中，其比例设计和添加剂的合理使用成为了其发展的主要推动力，而且增加了强度的低密度水泥浆也在实际的应用中获得了成功。
标签：低密度水泥浆；配比设计；应用优势1 低密度水泥浆固井思路随着研究层面的拓展，微观力学和宏观力学的研究进一步通过密集堆积的理论，明确了用颗粒材料粒径大小分布调整来提高其宏观力学特性可能。
其原理就是通过对混合物质内的固体粒径的大小和分布状况的调整，使之合理分配和混合，让水泥浆的体系具备更加优良的填充效果，而且让各种粒径的材料实现更好的密集堆积效应，增加水泥浆更多的固相，由此增加水泥浆的性能指标。
这时低密度高强度水泥浆就应运而生了。
其组成不仅仅考虑到了原料的物理性能，也考虑到了水泥浆化学特性。
2 低密度水泥浆的配备设计在试验的过程中发现，低密度水泥浆的试验效果降低，尤其是强度的变化差异的主要原因就是，高速度的剪切和破碎对水泥造成的影响。
因此在低密度水泥的配备的时候，应当控制搅拌器的转速，控制在4000转每分钟，并控制搅拌的时间，这样就可以达到较为理想的试验效果。
研究人员为了使得整个水泥浆系统达到应用的标准，并提高效果，在试验中已经形成了一个系列化的密度配合方案，基本配比的组合形式为：G级石油井水泥，粉煤灰、漂珠、增加稳定剂、水。
在实际的应用中通过改变材料的比例和水量来实现对水泥浆密度的调整。
按照上面的组合形成的不同密度的水泥浆都可以实现固井要求，例如：试验中采用的60%水泥、25%粉煤灰、15%漂珠、2%外加剂，水：灰7:3，这样产生的水泥浆密度为1.43g/cm。
并且利用这一密度的水泥浆对某油田的3口油井进行加固处理，在施工结束后的检测中得到了较好的胶结数据，胶结良好的段占整个井的80%以上。
长庆油田低密度水泥浆一次性上返全井封固技术措施
长庆油田低密度水泥浆一次性上返全井封固技术措施摘要：在长庆油田目前推行体积压裂产层改造工艺，对水泥石强度发展提出较高的要求。
根据甲方需求和环保要求，正注反挤工艺已经不允许作为常规固井手段使用，目前一次封固段长为2000-5000米。
目前长庆市场固井材料和施工价格一降再降，对于固井质量的要求却日趋严格，固井作为石油服务的关键环节，公司经营和生产压力巨大。
使用低密度水泥浆水泥浆一次性上返全井封固能够有效的节约成本，提高固井质量，减少后期补救费用。
主题词：低密度一次上返固井质量1前言目前公司使用的低密度水泥浆体系已经无法满足长庆油田的性能要求，主要表现在：①无法满足一次上返的液柱压力要求；②水泥石强度发展慢；③减轻剂等中低温的外加剂和外掺料用量大、价格较高，造成成本增加。
研发适应长庆地区的低密度水泥浆体系，通过节支降耗提升公司在长庆地区的技术竞争力已迫在眉睫。
通过一年来的攻关，完成了以下工作：一是利用紧密堆积理论进行了低密高强水泥浆充填材料各组分加量计算、颗粒材料优选、不同密度时的颗粒加量确定，形成了以水泥，3M玻璃微珠，粉煤灰，微硅四种颗粒的填充体系。
二是在大量实验调整和对比的基础上，依据测定的抗压强度、流变性、沉降稳定性，进行优选，获得最低密度1.25～1.38g/cm3的低密高强水泥浆体系。
三是进行了水泥浆的综合性能测定，对水泥石的强度发展、水泥石的长期稳定性和水泥石的渗透率进行了实验研究，各项性能指标全部满足预期要求和施工需要。
四是开展了提高低密高强水泥浆防漏堵漏材料的研究。
五是进行了现场混配工艺研究和现场试验。
2 井眼准备（1）通井1）严格执行通井制度，采用双扶通井，按打钻时排量循环洗井，确保井壁稳定、无沉砂、无阻卡；2）通井到底，彻底循环钻井液，注入封闭浆前使用携砂泥浆15-20方，循环一周以上，再在裸眼井段注入高质量的高温防卡防塌泥浆，粘度80-100S，至少封闭二叠系顶部以上100m；如裸眼段太长（4000米以上），应考虑分段注入封闭浆，但井底保证2000米以上封闭浆，二叠系必须全封闭；（2）下套管1）严格控制套管下放速度，易漏井段一般每根不少于45秒；2）下完套管后，小排量顶通，一个迟到周后逐渐提高排量至打钻时的排量并连续循环2周半以上方可施工，循环过程中必须1小时检测一次泥浆密度，粘度等参数，在性能均匀一致的前提下方可作业，否则继续循环调整；3）依据地层、井斜与井径变化合理设计扶正器安放位置及数量，在保证套管能顺利安全下入的前提下，裸眼段只采用铝合金螺旋刚性扶正器，前100米10根1个，100米以后15-20根一个，以提高套管居中度。
海工水泥在深水油井固井中的应用技术
海工水泥在深水油井固井中的应用技术深水油田开发是当前国际石油行业的热点之一。
在深水油井开发中，固井技术是保证油井完整性和安全生产的重要环节。
而海工水泥作为一种重要的固井材料，其应用技术在深水油井固井中发挥着至关重要的作用。
深水油井固井是指通过注入特定组分的水泥浆体，将套管与地层固定在一起，形成一个完整的固体环境，保证油井的安全性和稳定性。
而海工水泥是一种具有良好力学性能和耐低温、耐压强的固井材料，特别适用于深水环境下的固井操作。
首先，海工水泥具有较低的密度和较高的流变特性，适用于深水井环境中的固井操作。
由于海底深水油井存在着较大的压力和温度变化，固井材料需要具备较高的耐温和耐压能力，才能确保固井质量。
同时，深水油井固井需要注入大量的水泥浆体，因此水泥材料的密度也需要适应深水环境的特点。
海工水泥具有较低的密度，能够满足深水油井固井的具体要求。
其次，海工水泥具有良好的流变特性，能够在深水油井固井过程中提供良好的泵浆性能。
深水油井固井操作中，需要通过泵浆将水泥浆体注入到井筒中，填充套管与地层之间的夹层空间。
而泵浆性能的好坏将直接影响到固井的效果和固井材料的利用率。
海工水泥具有较高的流变特性，能够在深水环境下保持较低的流动阻力，并且能够迅速凝结和硬化，形成一个坚实的固井环境。
此外，海工水泥还具有良好的抗湿性和耐腐蚀性，适用于海水环境中的固井操作。
深水油井处于海底环境中，必须考虑到海水的侵蚀和腐蚀对固井材料的影响。
海工水泥采用特殊的配方和生产工艺，能够有效地抵抗海水的侵蚀和腐蚀，确保固井环境的完整性和耐久性。
此外，海工水泥还具有较好的微水化性能和封堵性能，可提高固井质量和井身完整性。
深水油井固井过程中，固井材料需要迅速硬化，确保井筒的密封性。
海工水泥具有较好的微水化性能，能够在水泥浆体迅速硬化的同时形成一定数量的微水化产物，提高固井材料的稳定性和保温性。
此外，海工水泥还具有较好的封堵性能，能够有效地填堵套管与地层之间的裂隙、孔隙，提高固井质量和井身完整性。
内插法固井
（二）插入法固井工艺插入法固井工艺一般用于大直径套管固井，是用下部连接有浮箍插头的小直径钻杆插入套管的插座式浮箍（或插座式浮鞋），与环空建立循环，用水泥车通过钻杆向套管外环空注水泥。
采用该工艺注水泥能减少水泥浆在套管内与钻井液的掺混，缩短顶替钻井液时间，同时水泥浆可提前返出从而减少因附加水泥量过大而造成的浪费和环境污染。
1. 插入法固井工艺流程插入法固井工艺套管结构为：插入式浮鞋+套管串（也可以为：引鞋+1根套管+插入式浮箍+套管串）。
钻杆串结构为：插头+钻杆扶正器+钻杆串。
插入法固井工艺流程:注入前置液→注入水泥浆（见图）→替入钻井液（替入量比钻杆内容积少0.5m3）→放回压检查回压凡尔是否倒流→上提钻杆循环出多余的水泥浆（见图）。
下入钻杆,插头插入插座, 注入水泥浆替泥浆结束,起钻循环2．插入法固井的有关计算（1）套管串浮力计算大直径套管固井一般是表层套管固井，要求水泥返出地面，固井施工后，管外环空全部为水泥浆。
为了保证套管不被浮起，套管串所受的浮力Ff必须小于套管串的重量Gt。
套管串所受的浮力Ff的计算公式：Ff = SwHρsg×10-7 (1)式中 Ff—套管串所受的浮力，kNSw—套管外截面积，cm2H—浮箍深度，mρs—水泥浆密度，g/cm3g—重力加速度。
套管串重量Gt的计算公式：Gt = qH×10-3+ SnHρng×10-7 (2)式中 Gt—套管串重量，kNq—每米套管重量，N/mH—浮箍深度，mSn—套管内截面积，cm2ρn—套管内泥浆密度g/cm3g—重力加速度。
要保证套管串不被浮起，需满足Gt ≥Ff。
若计算后Gt≤ Ff，必须加重钻井液，即加大ρn 的值，以提高套管串的重量Gt，使Gt≥Ff后方可施工。
因此，必须进行钻井液“临界密度”ρmin的设计。
“临界密度”是指替钻井液结束时，套管串所受的浮力Ff 与套管串的重量Gt相等时套管内钻井液的密度。
低密度高强度水泥浆体系研究与应用
低密度高强度水泥浆体系研究与应用低密度高强度水泥浆体系研究与应用引言随着油气勘探工作的不断深入，深水海域以及复杂地质条件下的井眼建设已经成为了油气行业发展的重要方向。
为了确保其安全稳定地运营，涌现了一种适用于井口封堵、水泥固井等作业的低密度高强度水泥浆体系。
本文将对该水泥浆体系的相关研究和应用进行深入探讨。
一、低密度高强度水泥浆体系的分类目前，低密度高强度水泥浆体系可以按其密度以及强度等级进行分类。
在密度上，一般可以分为三类：轻质、超轻质、超超轻质；在强度等级上，则可以分为几个级别：A级、B级、C 级等，其中A级是强度最高的等级，通常用于需要高强度固化的井段封堵。
二、低密度高强度水泥浆体系的特点1、低密度：由于水泥浆中一般混有多种加筋材料，使其密度相对较低，可以在较浅的水层中使用，而不会对井口防塌造成影响。
2、高强度：在混合水泥浆时，将混凝土所需要的水最大化利用，使得混合水泥浆比传统水泥浆更为坚固，强度相对较高。
3、好成型性：由于混合材料的配方合理，使得水泥浆具有较好的可塑性并易于成型，操作人员可以根据需要随着泥浆固化而成型。
4、阻隔能力强：由于水泥浆中掺了一定的液相阻隔材料，使得水泥浆可以有效地阻隔地下水（或者其他液体）的渗透。
三、低密度高强度水泥浆体系的应用1、井星型水气井：井母管上部分很少，必须选择低密度的水泥浆用于井口防塌和固井。
2、多级传导水龙头井：由于井筒长，密度要求特别低，使用低密度的水泥浆可以有效地保护水龙头下方区域，防止水气渗漏。
3、井口封堵：水泥浆可以有效地防止井口的泥浆从井口倒灌进入露天设备，保护设备与工人的安全。
结论低密度高强度水泥浆体系是一种适用于多种井口作业的重要材料，其不仅具有保护设备与工人的安全性，同时还可以有效地防止水气的渗漏，达到更高的经济效益。
我们应该在以后的工作中重视这种材料的应用，提高其使用频率。
四、低密度高强度水泥浆体系的配方低密度高强度水泥浆体系的配方需要考虑到多方面的因素，如导水管比例、增稠剂种类、防塌剂种类、增强剂种类等。
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文章编号:1001 5620(2006)04 0047 03降低固井水泥浆密度的新技术Fred Sabins(固井解决方案公司(Cement ing Solut ions,Inc),美国)摘要 针对现有低密度固井水泥浆存在的一些问题,介绍了一种有效降低水泥浆密度的新技术,即使用新型密度减轻材料 美国3M 公司生产的中空玻璃微球(HG S)作为密度减轻剂。
介绍了中空玻璃微球H GS 的基本特点,对H GS 低密度水泥浆进行了杨氏模量和抗张强度实验、压力和温度循环下的胶结强度实验、钻穿测试实验及现场测试,并与泡沫水泥浆和硅酸钠水泥浆进行了对比。
实验及测试结果表明,添加了中空玻璃微球H GS 的水泥浆有效地降低了密度,并且其混合、泵送及抗压强度、胶结质量等完全可以满足井下作业的要求。
关键词 固井 固井质量 低密度水泥浆 水泥浆添加剂 中空玻璃微球中图分类号:T E256文献标识码:A针对低密度固井水泥浆的应用日益增多及现阶段常用的一些低密度固井水泥浆存在的问题,提供了一种新的解决方案,即使用新型密度减轻材料 美国3M 公司生产的中空玻璃微球研制的新型低密度固井水泥浆体系。
1 传统低密度水泥浆体系的局限性以水作为密度减轻剂的传统低密度水泥浆最低密度为1.5g/cm 3,并且需要添加能够吸水并保持水泥均相的物质。
虽然这种水泥浆成本低,但其抗压强度低,在强压下无法提供长期层间封隔。
使用空心微珠可以使水泥浆密度降至1.35g /cm 3。
空心微珠是从火力发电的副产物 粉煤灰中通过漂选获得的,因此其质量较差,抗压强度较低(一般上限为13.8~20.7M Pa),闭空率较低,水容易进入使空心微珠密度很难控制,使其应用受到了较大限制。
使用氮气的泡沫水泥浆通常用来防止低压储层的循环漏失。
但其渗透性高,抗压强度低,因此会导致固井失败和更高的完井成本。
而且泡沫水泥浆施工设备较多,使用程序复杂,不易操作,并且存在井内摩阻较大(导致循环漏失)、难以控制固井质量、无法使用声波和超声波测量工具等局限性。
2 中空玻璃微球的基本特点美国3M 公司生产的中空玻璃微球为薄壁白色空心球体,成分为碱石灰、硼硅酸盐玻璃,不溶于水,pH 值为9.5,软化温度为600 。
3M 中空玻璃微球H GS 系列产品性能如表1所示。
表1 3M 中空玻璃微球H GS 系列产品性能型号抗压强度M Pa 真实密度g /cm 3粒径分布(体积比)/ m 10%50%90%最大HG S200013.80.3220407580HG S300020.70.3518407585HG S400027.60.3815407585HG S500037.90.3816407585HG S600041.30.4615407080HG S1000068.90.6015305565HG S18000124.00.6011305060H GS 中空玻璃微球的特点:为小粒径的完美球体,易混合、易泵送;不可压缩,可以方便准确地进行测井工作;有极高的强度密度比,因此在井下作业时不会破碎;有相当高的闭空率,水不能进入球体,因此可以使密度保持恒定;呈化学惰性,不会与水泥浆中的其他添加剂发生反应,从而几乎可以和所有的固井水泥浆体系兼容;微球的各向应力一致,可以减少水泥在固化后的收缩;内部有少许气体存在,因此有很好的保温作用,这样就可以加快水泥水化速度,从而减少候凝时间,并且使水泥在短时间内就有较高的强度。
第一作者简介:F red Sabins,专家级高级工程师,作为首席研究员在Cement ing Solutions,Inc 工作了多年,有多年的固井工作经验。
地址:上海市兴义路8号万都中心大厦38层3M 中国有限公司总办事处;邮政编码200336;电话(021)62753535。
第23卷第4期 钻 井 液 与 完 井 液 V ol.23No.42006年7月 DRILLING FLUID &COMPLET ION FLU ID July 20063 室内实验3.1 测试参数基于典型陆地表层套管固井和海洋深海固井作业,建立以下模拟条件:井底循环温度为25.5 和15.5 ;井底静止温度为35.5 和7.2 ;增稠时间为4~6h;最大自由水含量为1%。
实验使用 型水泥,用于对比评价的密度为1.38g/cm3的水泥浆有: 混有16.2%(BWOC)H GS的水泥浆,含水26838.57cm3/袋(7.09g al/sk); 泡沫水泥浆,含113.56cm3/袋(0.03gal/sk)Witcolate 7093和75.71cm3/袋(0.02g al/sk)Arom ox C/12,含水19684.14cm3/袋(5.20gal/sk); 混有3.0% (BW OC)硅酸钠的水泥浆,含水63859.9cm3/袋(16.87g al/sk)。
配制H GS水泥浆时,除按H SG 的要求用水外,每添加1g H GS需要再添加1g水。
3.2 杨氏模量和抗张强度测试对试样施加三轴负载以模拟井筒条件,测试其杨氏模量和抗张强度。
将直径为3.8cm的试样切至7.6cm长,把末端置于地面直至与地面垂直,然后把其放于橡胶套管中并安装杨氏模量测试设备。
设置轴向和局限应力为0.69MPa,使试样保持直立直至压力和张力达到平衡,然后每分钟加压0.17~ 0.35M Pa,直至试样断裂,结果见表2。
表2 1.38g/cm3水泥石的机械性能(1psi=6.895kPa)水泥浆体系局限应力(psi)下的杨氏模量( 105psi)050010001500局限应力(psi)下的有效抗压强度(psi)050010001500H GS 4.24 3.40 3.37 2.833880450847735006硅酸钠0.590.100.220.523156517771450泡沫 2.500.83 1.21 1.211590166920411956按照AST M C190和AST M C496方法测试抗张强度,结果见表3。
在ASTM C190方法中需拉伸水泥样品直至断裂,在AST M C496方法中,需每分钟向圆柱状样品侧面增加68.95kPa(10psi)压力直至样品裂开。
杨氏模量和抗张强度测试结果表明,H GS中空玻璃微球低密度水泥浆比传统低密度水泥浆具有更高的抗压强度、张裂强度和抗张强度。
加入H GS中空玻璃微球后,水泥石的抗压强度约为传统泡沫水泥石的2倍,抗张强度比硅酸钠水泥石约高50%,与泡沫水泥石的抗张强度几乎相同。
表3 1.38g/cm3水泥石的抗张强度水泥浆体系平均抗张强度(M Pa)(A ST M C190)平均断裂抗张强度(M P a)(AST M C496)HG S 2.15 1.69硅酸钠0.390.91泡沫 1.48 2.593.3 压力和温度循环下的胶结强度胶结强度为使水泥石与内管间胶结断开所需的力,可以用测试仪测得。
测量时持续向内管施压直至胶结断裂,内管移动所需的力即为胶结力。
测试仪在向内管施压时可以提供放置水泥底部的平台。
3.3.1 压力循环测试为了评价H GS低密度水泥浆是否能够承受钻井时的温度和压力变化,进行了压力和温度循环测试。
压力循环步骤的设计旨在模拟钻井作业条件。
先将样品置于大气压力下,在7.2 的水浴中固化14d,然后进行5个阶段的压力循环测试,结果见表4。
在这些压力循环过程中,将内管加压至34.47 M Pa并保持10min,然后再降至0M Pa并保持10 m in。
由表4可知,H GS水泥浆性能优于硅酸钠水泥浆,而与泡沫水泥浆性能相似。
表4 硬地层和软地层中压力循环对胶结强度的影响水泥浆体系硬地层中内管在压力下的胶结强度(M Pa)基线压力循环软地层内管在压力下的胶结强度(M P a)基线压力循环H G S 2.77 1.980.990.16硅酸钠 1.040.85泡沫 3.11 2.10 1.170.153.3.2 温度循环测试温度循环步骤模拟的作业条件与压力循环模拟条件相同,温度变化最高可达57.2 。
先将样品置于大气压下在7.2 的水浴中固化14d,见表5。
表5 温度循环对软地层胶结强度的影响水泥浆体系软地层胶结强度(M P a)基线温度循环HG S 1.4960.386硅酸钠0.4960.069泡沫 1.3310.048*注:*肉眼观测到该样品已碎裂。
48 钻 井 液 与 完 井 液 2006年7月胶结强度测试结果显示,温度循环对硬地层内管模型(模拟硬地层)中水泥石胶结强度的改变很小,但对软地层内管模型有一定影响。
3.4 钻穿测试使用包括一个位于外管轴心的内管以及焊接盘的90cm模型模拟钻穿水泥塞条件进行钻穿测试,测量钻穿前后环形空间的液流情况并对环空内水泥体性能进行评估。
环形液流包括透过水泥石(渗透性)的液流以及流过水泥体周围(如裂缝或微环隙)的液流。
使用液流数据计算等效体积渗透性。
在准备钻穿测试所需模型时,盖住压力输入口,然后在内外管间的环形空间底部填入7.6cm高的沙子。
在实验室里混合待测低密度水泥浆,然后将其倒入内管和环形空间中直到离管道顶部7.6cm处。
在水泥石顶部加水至管道顶部边缘,然后使水泥浆在模型中固化7d。
第8天时对环形液体进行0.69M Pa 压差测试。
由结果可知,硅酸钠水泥浆中的水立刻流出,当流量稳定后测得此时流速为134mL/m in; 24h后泡沫水泥石和H GS水泥石的流量为零。
首次实验及其它液体流量测试结果(见表6)表明, H GS水泥石发生的损害最小,并且保持了较高的弹性水平。
第9天,钻穿每个模型内管中的水泥,得到H GS水泥石的平均渗透速率为30.48m/h。
第10天使用0.69M Pa测试压差进行另一个环形液体流量测试。
由结果可知,水立刻通过硅酸钠水泥石流出,流量稳定后测得流速为197m L/min;24h后泡沫水泥石和H GS水泥石的流量为零。
未对硅酸钠水泥石进行进一步的液流测试。
第11天对内管进行8个阶段的压力循环测试,对内管施加13.79 MPa的压力并保持10m in,然后停止施压10m in。
使用0.69MPa测试压差对H GS、泡沫水泥石进行环形液体流量测试,2种水泥石的流量都为零;将测试压升至3.45MPa,2种水泥石中的水均流出,液流稳定后测得H GS水泥石的流速为80mL/m in,泡沫水泥石的流速为100mL/m in。
表6 钻穿试验中的环形液流和等效体积渗透性水泥浆体系环形流速(cm3/min)/等效体积渗透性(10-3 m2)第8d0.69M P a第9d第10d0.69M Pa第11d0.69M P a3.45M P a硅酸钠134/88钻穿197/90H GS0/0钻穿0/00/080/104 现场测试(1)混合和泵送测试。