CN107384342B - 一种固井水泥浆及其评价方法 - Google Patents
一种固井水泥浆及其评价方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN107384342B CN107384342B CN201710573344.5A CN201710573344A CN107384342B CN 107384342 B CN107384342 B CN 107384342B CN 201710573344 A CN201710573344 A CN 201710573344A CN 107384342 B CN107384342 B CN 107384342B
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- gas
- micro
- oil
- parts
- gap
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Active
Links
- 239000004568 cement Substances 0.000 title claims abstract description 100
- 239000002002 slurry Substances 0.000 title claims abstract description 52
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 title claims abstract description 25
- 238000007613 slurry method Methods 0.000 title description 2
- 230000005465 channeling Effects 0.000 claims abstract description 67
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 31
- 239000003129 oil well Substances 0.000 claims abstract description 24
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 15
- 239000002518 antifoaming agent Substances 0.000 claims abstract description 14
- 239000012760 heat stabilizer Substances 0.000 claims abstract description 14
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 claims abstract description 14
- 239000000654 additive Substances 0.000 claims abstract description 12
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 11
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 claims abstract description 9
- -1 retarder Substances 0.000 claims abstract description 3
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 103
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 68
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 60
- 230000008439 repair process Effects 0.000 claims description 37
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 claims description 34
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 claims description 20
- 239000010959 steel Substances 0.000 claims description 20
- 238000012360 testing method Methods 0.000 claims description 19
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 claims description 17
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims description 17
- 230000001960 triggered effect Effects 0.000 claims description 16
- DZSVIVLGBJKQAP-UHFFFAOYSA-N 1-(2-methyl-5-propan-2-ylcyclohex-2-en-1-yl)propan-1-one Chemical compound CCC(=O)C1CC(C(C)C)CC=C1C DZSVIVLGBJKQAP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 14
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 11
- 230000000087 stabilizing effect Effects 0.000 claims description 10
- 229920001971 elastomer Polymers 0.000 claims description 9
- 238000003825 pressing Methods 0.000 claims description 9
- 239000005060 rubber Substances 0.000 claims description 9
- SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 2-(2-methoxy-5-methylphenyl)ethanamine Chemical compound COC1=CC=C(C)C=C1CCN SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 2-Propenoic acid Natural products OC(=O)C=C NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims description 8
- 239000000178 monomer Substances 0.000 claims description 7
- 229940047670 sodium acrylate Drugs 0.000 claims description 6
- JAHNSTQSQJOJLO-UHFFFAOYSA-N 2-(3-fluorophenyl)-1h-imidazole Chemical compound FC1=CC=CC(C=2NC=CN=2)=C1 JAHNSTQSQJOJLO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- LVHBHZANLOWSRM-UHFFFAOYSA-N methylenebutanedioic acid Natural products OC(=O)CC(=C)C(O)=O LVHBHZANLOWSRM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- VVQNEPGJFQJSBK-UHFFFAOYSA-N Methyl methacrylate Chemical compound COC(=O)C(C)=C VVQNEPGJFQJSBK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- WHNWPMSKXPGLAX-UHFFFAOYSA-N N-Vinyl-2-pyrrolidone Chemical compound C=CN1CCCC1=O WHNWPMSKXPGLAX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 229920000459 Nitrile rubber Polymers 0.000 claims description 4
- 239000005062 Polybutadiene Substances 0.000 claims description 4
- XTXRWKRVRITETP-UHFFFAOYSA-N Vinyl acetate Chemical compound CC(=O)OC=C XTXRWKRVRITETP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- HIHIPCDUFKZOSL-UHFFFAOYSA-N ethenyl(methyl)silicon Chemical compound C[Si]C=C HIHIPCDUFKZOSL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 229920003049 isoprene rubber Polymers 0.000 claims description 4
- 229920002857 polybutadiene Polymers 0.000 claims description 4
- 229920002379 silicone rubber Polymers 0.000 claims description 4
- 239000004945 silicone rubber Substances 0.000 claims description 4
- HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N Acrylamide Chemical compound NC(=O)C=C HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 239000006004 Quartz sand Substances 0.000 claims description 3
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- STCOOQWBFONSKY-UHFFFAOYSA-N tributyl phosphate Chemical compound CCCCOP(=O)(OCCCC)OCCCC STCOOQWBFONSKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 230000007774 longterm Effects 0.000 abstract description 4
- 238000011161 development Methods 0.000 abstract description 3
- 238000012856 packing Methods 0.000 abstract description 3
- 238000003860 storage Methods 0.000 abstract description 3
- 238000005553 drilling Methods 0.000 abstract description 2
- 230000001934 delay Effects 0.000 abstract 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 16
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 8
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 6
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 5
- 238000013461 design Methods 0.000 description 4
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 229920000536 2-Acrylamido-2-methylpropane sulfonic acid Polymers 0.000 description 3
- XHZPRMZZQOIPDS-UHFFFAOYSA-N 2-Methyl-2-[(1-oxo-2-propenyl)amino]-1-propanesulfonic acid Chemical group OS(=O)(=O)CC(C)(C)NC(=O)C=C XHZPRMZZQOIPDS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 3
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 3
- 230000008569 process Effects 0.000 description 3
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 3
- 230000007547 defect Effects 0.000 description 2
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 2
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 2
- 239000004575 stone Substances 0.000 description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 2
- 238000010998 test method Methods 0.000 description 2
- PQUXFUBNSYCQAL-UHFFFAOYSA-N 1-(2,3-difluorophenyl)ethanone Chemical compound CC(=O)C1=CC=CC(F)=C1F PQUXFUBNSYCQAL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- RKTYLMNFRDHKIL-UHFFFAOYSA-N copper;5,10,15,20-tetraphenylporphyrin-22,24-diide Chemical compound [Cu+2].C1=CC(C(=C2C=CC([N-]2)=C(C=2C=CC=CC=2)C=2C=CC(N=2)=C(C=2C=CC=CC=2)C2=CC=C3[N-]2)C=2C=CC=CC=2)=NC1=C3C1=CC=CC=C1 RKTYLMNFRDHKIL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 230000005284 excitation Effects 0.000 description 1
- 229920001002 functional polymer Polymers 0.000 description 1
- 238000006703 hydration reaction Methods 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 1
- 230000002265 prevention Effects 0.000 description 1
- 230000002035 prolonged effect Effects 0.000 description 1
- 230000004043 responsiveness Effects 0.000 description 1
- 238000011076 safety test Methods 0.000 description 1
- 238000006467 substitution reaction Methods 0.000 description 1
- 238000001291 vacuum drying Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/42—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells
- C09K8/46—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells containing inorganic binders, e.g. Portland cement
- C09K8/467—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells containing inorganic binders, e.g. Portland cement containing additives for specific purposes
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/13—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Inorganic Chemistry (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Curing Cements, Concrete, And Artificial Stone (AREA)
Abstract
本发明公开了一种固井水泥浆,涉及钻井工程固井水泥外加剂领域,包括:油气触发型自修复剂、油井水泥、降失水剂、缓凝剂、稳定剂、消泡剂和热稳定剂;所述油井水泥为A级或者G级别;所述油气触发型自修复剂5~20份、所述油井水泥100份、水40~52份、所述降失水剂1~8份、所述缓凝剂1~10份、所述稳定剂1~3份、所述消泡剂0.2~0.6份和所述热稳定剂1~40份。及一种固井水泥浆的评价方法。适用于储气库井、深层气井、水平井、浅气井以及存在油气窜冒风险的井中,延缓或防止环空油气窜等问题的发生,满足勘探开发对固井水泥环长期有效封隔能力的要求。
Description
技术领域
本发明涉及钻井工程固井水泥外加剂领域,具体说是一种固井水泥浆及其评价方法。
背景技术
常规固井水泥浆对固井水泥环损伤形成的微间隙、微裂缝没有自修复能力,而现有的固井水泥环自修复技术,从其修复效果、修复速率、反应条件、施工工艺及长期修复能力均存在一定不足,因此,不能满足固井水泥环对自修复能力的需求。
发明内容
有鉴于此,本发明提供一种固井水泥浆及其评价方法,适用于储气库井、深层气井、水平井、浅气井以及存在油气窜冒风险的井中,延缓或防止环空油气窜等问题的发生,满足勘探开发对固井水泥环长期有效封隔能力的要求。
第一方面,本发明提供一种固井水泥浆,包括:
油气触发型自修复剂、油井水泥、降失水剂、缓凝剂、稳定剂、消泡剂和热稳定剂。
优选地,所述油井水泥为A级或者G级别;
所述油气触发型自修复剂5~20份、所述油井水泥100份、水40~52份、所述降失水剂1~8份、所述缓凝剂1~10份、所述稳定剂1~3份、所述消泡剂0.2~0.6份和所述热稳定剂1~40份。
优选地,所述油气触发型自修复剂为橡胶材料接枝功能性单体的接枝产物。
优选地,所述橡胶材料为甲基乙烯基硅橡胶、顺丁橡胶、异戊橡胶、丁腈橡胶的一种或几种;
所述接枝功能单体为醋酸乙烯酯和甲基丙烯酸甲酯的一种或几种。
优选地,所述降失水剂为2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸/丙烯酸/N-乙烯基吡咯烷酮共聚物;
所述稳定剂为2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸/丙烯酰胺/N-乙烯基吡咯烷酮共聚物;
所述缓凝剂为2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸/丙烯酸钠共聚物或衣康酸/2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸/丙烯酸/苯乙烯磺酸钠共聚物的一种或几种;
所述消泡剂为工业级磷酸三丁脂;
所述热稳定剂为80目石英砂。
第二方面,本发明提供一种固井水泥浆的评价方法,应用于微裂缝自修复能力评价:
水泥石应用如上述油气触发型自修复固井水泥浆;
将所述水泥石岩心使用拉张造缝器沿轴向压劈成两块,再将其合拢放入套筒式岩心夹持器,施加2MPa围压;从所述夹持器入口处通入氮气,通入所述氮气按0.1MPa/180s的速率持续加压,每升高0.5MPa稳压300s,直至有连续气泡冒出为止,此时的气窜压差即为微裂缝修复前的抗气窜突破压差初值;从所述夹持器入口处通入恒定压力流体,出口处流量计记录流量,作为微裂缝修复前的流体通过量初值;在所述修复前的抗气窜突破压差初值和所述修复前的流体通过量初值测定后,从所述夹持器入口处通入恒定压力流体,出口处流量计记录24h时流量,作为微裂缝修复后的流体通过量终值;完成微裂缝修复后的流体通过量终值测定后,将通入所述夹持器的流体切换为氮气,进行抗气窜突破压差测试,通入氮气按0.1MPa/180s的速率持续加压,每升高0.5MPa稳压300s,直至有连续气泡冒出为止,此时的气窜压差即为微裂缝修复后抗气窜突破压差终值。
第三方面,本发明提供复一种固井水泥浆的评价方法,应用于微间隙自修复能力评价:
应用如上述油气触发型自修复固井水泥浆;
模拟井下实际几何环境,形成环形空间;向所述环形空间内注入油井水泥浆,所述环形空间密闭后移入水浴养护箱;在试验温度下养护一定时间后,形成实心钢柱,使用压力机在所述实心钢柱上加载一定载荷,使所述实心钢柱移动,再将所述实心钢柱压回初始位置,此时形成所述实心钢柱与水泥环界面处的微间隙;从所述微间隙入口处通入氮气,通入所述氮气持续加压,直至有连续气泡冒出为止,此时的气窜压差即为微间隙修复前的抗气窜突破压差初值;从所述微间隙入口处通入恒定压力流体,出口处流量计记录流量作为微间隙修复前的流体通过量初值;在所述微间隙修复前的抗气窜突破压差初值和所述微间隙修复前的流体通过量初值测定后,从所述微间隙入口处通入恒定压力流体,出口处流量计记录流量,作为微间隙修复后的流体通过量终值;完成所述微间隙修复后的流体通过量终值测定后,将通入所述微间隙的流体切换为氮气,进行抗气窜突破压差测试,通入所述氮气持续加压,直至有连续气泡冒出为止,此时的气窜压差即为微间隙修复后的抗气窜突破压差终值。
本发明至少具有如下有益效果:
本发明是一种固井水泥浆及其评价方法,适用于储气库井、深层气井、水平井、浅气井以及存在油气窜冒风险的井中,延缓或防止环空油气窜等问题的发生,满足勘探开发对固井水泥环长期有效封隔能力的要求。
本发明提供的一种固井水泥浆(石)常规性能满足设计及施工要求;自修复水泥环遇油(原油)、遇气(天然气:气态烃浓度>90mol%)响应后,可提高水泥环微裂缝微间隙抗气窜突破压差1-2个数量级;将天然气通入损伤的自修复水泥石24h后,气体通过量降至0。
本发明提供的一种固井水泥浆的常规性能满足设计与施工要求,同时,本发明提供的一种固井水泥浆无需特殊施工工艺及设备,使用现有常规工艺及固井设备即可。
附图说明
通过以下参考附图对本发明实施例的描述,本发明的上述以及其它目的、特征和优点更为清楚,在附图中:
图1是本发明实施例的一种固井水泥浆及其评价方法示意图。
具体实施方式
以下基于实施例对本发明进行描述,但是值得说明的是,本发明并不限于这些实施例。在下文对本发明的细节描述中,详尽描述了一些特定的细节部分。然而,对于没有详尽描述的部分,本领域技术人员也可以完全理解本发明。
此外,本领域普通技术人员应当理解,所提供的附图只是为了说明本发明的目的、特征和优点,附图并不是实际按照比例绘制的。
同时,除非上下文明确要求,否则整个说明书和权利要求书中的“包括”、“包含”等类似词语应当解释为包含的含义而不是排他或穷举的含义;也就是说,是“包含但不限于”的含义。
图1是本发明实施例的一种固井水泥浆及其评价方法示意图。如图1所示,一种固井水泥浆,包括:油气触发型自修复剂101、油井水泥102、降失水剂103、缓凝剂104、稳定剂105、消泡剂106和热稳定剂107。
本发明提供的油气触发型自修复固井水泥浆,适用循环温度为10~200℃,水泥浆密度1.70~1.90g/cm3,水泥浆常规性能满足设计与施工要求。
本发明提供的油气触发型自修复固井水泥浆是将油气触发型自修复剂作为固井水泥浆体系的一种外加剂加入固井水泥浆中,与油井水泥、固井添加剂等材料一起凝固形成固井水泥环。油气触发型自修复剂不参与固井水泥浆的水化反应,固井水泥环一旦发生损伤,有油、气流体经过自修复水泥环时,无需人工干预,不影响正常生产的情况下,自修复剂将被激活,快速封闭通道,阻止窜流。提高水泥环密封的可靠性、耐久性,延长油气井的使用寿命。
本发明提供的油气触发型自修复固井水泥浆的自修复机理为所加入的自修复剂是一种以橡胶材料为骨架,将弱极性或非极性链段聚合物链接枝在橡胶骨架材料上的接枝型自修复剂。改善了传统材料针对油气体系(特别是油气体系内含量较大的小分子非极性物质)响应性不敏感的重大缺陷。其手,自修复剂由于功能性聚合物链段的存在,可以在固井水泥体系均匀分散、固结。当固井水泥环发生损伤,油气物质窜流至自修复剂表面时,自修复剂在油气激发下发生溶胀或其它明显的状态变化,填充水泥环损伤部位,封闭水泥环微裂缝和微间隙,从而起到对固井水泥环损伤部位的修复作用。
进一步地,在图1中,油井水泥102为A级或者G级别;油气触发型自修复剂101为5~20份、油井水泥102为100份、水40~52份、降失水剂103为1~8份、缓凝剂104为1~10份、稳定剂105为1~3份、消泡剂106为0.2~0.6份和热稳定剂107为1~40份;其中,优选地,按照本领域的习惯,所述的分按质量计算。
进一步地,为了是本领域人员现实本专利,在图1中,油气触发型自修复剂101为橡胶材料接枝功能性单体的接枝产物。
进一步地,为了是本领域人员现实本专利,在图1中,橡胶材料为甲基乙烯基硅橡胶、顺丁橡胶、异戊橡胶、丁腈橡胶的一种或几种;接枝功能单体为醋酸乙烯酯和甲基丙烯酸甲酯的一种或几种。
为了是本领域人员更好地现实本专利,对油气触发型自修复剂101的制备过程进行简单说明,油气触发型自修复剂101为橡胶材料接枝功能性单体的接枝产物,即为甲基乙烯基硅橡胶、顺丁橡胶、异戊橡胶、丁腈橡胶的一种或几种与醋酸乙烯酯和甲基丙烯酸甲酯的一种或几种进行混合加热,之后进行真空干燥得到油气触发型自修复剂101。
进一步地,在图1中,降失水剂103为2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸/丙烯酸/N-乙烯基吡咯烷酮共聚物;稳定剂105为2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸/丙烯酰胺/N-乙烯基吡咯烷酮共聚物;缓凝剂104为2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸/丙烯酸钠共聚物或衣康酸/2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸/丙烯酸/苯乙烯磺酸钠共聚物的一种或几种;2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸/丙烯酸钠共聚物是本申请人自制,并已申请发明专利且授权,具体申请号是201010570966.0,授权专利号是ZL 2010 10570966.0,专利名称是:一种耐230℃油井水泥用缓凝剂及其制备方法;衣康酸/2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸/丙烯酸/苯乙烯磺酸钠共聚物是吕斌等人制备的,并已申请发明专利,具体申请号是201610539424.4,专利名称是:一种强抑制性中高温油井水泥缓凝剂及其制备方法;消泡剂106为工业级磷酸三丁脂;热稳定剂107为80目石英砂。
同时,本发明提供一种固井水泥浆的评价方法,应用于微裂缝自修复能力评价,水泥石应用如上述油气触发型自修复固井水泥浆;将所述水泥石岩心使用拉张造缝器沿轴向压劈成两块,再将其合拢放入套筒式岩心夹持器,施加2MPa围压;从所述夹持器入口处通入氮气,通入所述氮气按0.1MPa/180s的速率持续加压,每升高0.5MPa稳压300s,直至有连续气泡冒出为止,此时的气窜压差即为微裂缝修复前的抗气窜突破压差初值;从所述夹持器入口处通入恒定压力流体,出口处流量计记录流量,作为微裂缝修复前的流体通过量初值;在所述修复前的抗气窜突破压差初值和所述修复前的流体通过量初值测定后,从所述夹持器入口处通入恒定压力流体,出口处流量计记录24h时流量,作为微裂缝修复后的流体通过量终值;完成微裂缝修复后的流体通过量终值测定后,将通入所述夹持器的流体切换为氮气,进行抗气窜突破压差测试,通入氮气按0.1MPa/180s的速率持续加压,每升高0.5MPa稳压300s,直至有连续气泡冒出为止,此时的气窜压差即为微裂缝修复后抗气窜突破压差终值。
其中,水泥石岩心的制取:参照国家标准GB/T19139-2012《油井水泥试验方法》第11部分内容制取岩心。
具体地,一种固井水泥浆的评价方法,应用于微裂缝自修复能力评价的实现步骤为:测量微裂缝抗气窜突破压差初值、测量微裂缝流体通过量初值、测量微裂缝流体通过量终值和微裂缝抗气窜突破压差终值。
微裂缝抗气窜突破压差初值:从夹持器入口处通入氮气,通入氮气按0.1MPa/180s的速率持续加压,每升高0.5MPa稳压300s,直至有连续气泡冒出为止,此时的气窜压差即为微裂缝抗气窜突破压差初值(修复前)。
微裂缝流体通过量初值:从夹持器入口处通入恒定压力流体(水、氮气),出口处流量计记录流量,作为微裂缝流体通过量初值(修复前)。
微裂缝流体通过量终值:在初值测定后,从夹持器入口处通入恒定压力流体(油、气),出口处流量计记录24h时流量,作为微裂缝流体通过量终值(修复后)。
微裂缝抗气窜突破压差终值:完成流体通过量终值测定后,将通入夹持器的流体切换为氮气,进行抗气窜突破压差测试,通入氮气按0.1MPa/180s的速率持续加压,每升高0.5MPa稳压300s,直至有连续气泡冒出为止,此时的气窜压差即为微裂缝抗气窜突破压差终值(修复后)。
进一步地,在一种固井水泥浆的评价方法,应用于微裂缝自修复能力评价中,水泥石岩心的直径:2.52±0.02cm,长度:5.12±0.04cm,为了使本领域人员更好地实现本发明,岩心张拉裂缝造缝器,包括:底座,底座的主体为四方体,底座的上表面四角分别设置导柱,底座的上表面中心开有贯通其前后端面的阶梯槽。阶梯下槽底部可拆卸安装有下切刀,安装方式可以通过螺钉将底座下底面与下切刀的刀座连接固定,下切刀刀刃破损后,松开螺钉即可更换,下切刀的刀刃高于阶梯槽的阶梯台面;阶梯上槽岩心室,其宽度大于待造缝岩心直径;该造缝器还包括一块四方形压板,压板的四角分别设置圆孔,压板圆孔与底座导柱相配合;压板的下表面中心开有纵向条形槽,条形槽内可拆卸安装上切刀,上切刀的安装方式同下切刀的安装方式相同即可。上切刀的刀刃突出于压板的下表面,上切刀的刀刃与下切刀的刀刃在同一垂直平面内。
为了在造缝操作前更好的固定岩心,在岩心张拉裂缝造缝器的阶梯上槽两侧壁的中心分别开有通孔,两通孔的中心线为一条直线,且两通孔分别螺纹连接螺柱,岩心放入岩心室后,两侧的螺柱分别向内旋入,分别顶在岩心侧面。然后盖上压板,调整螺柱旋入深度,使岩心的中心轴与下刀刃、上刀刃均在同一垂直面内。开动压力机缓慢加压,岩心被夹在两刀刃之间后,松开两侧螺柱,继续施压,直到压力不再急剧增大,岩心产生裂缝为止。
另外,本发明提供复一种固井水泥浆的评价方法,应用于微间隙自修复能力评价;模拟井下实际几何环境,形成环形空间;向所述环形空间内注入油井水泥浆,所述环形空间密闭后移入水浴养护箱;在试验温度下养护一定时间后,形成实心钢柱,使用压力机在所述实心钢柱上加载一定载荷,使所述实心钢柱移动,再将所述实心钢柱压回初始位置,此时形成所述实心钢柱与水泥环界面处的微间隙;从所述微间隙入口处通入氮气,通入所述氮气持续加压,直至有连续气泡冒出为止,此时的气窜压差即为微间隙修复前的抗气窜突破压差初值;从所述微间隙入口处通入恒定压力流体,出口处流量计记录流量作为微间隙修复前的流体通过量初值;在所述微间隙修复前的抗气窜突破压差初值和所述微间隙修复前的流体通过量初值测定后,从所述微间隙入口处通入恒定压力流体,出口处流量计记录流量,作为微间隙修复后的流体通过量终值;完成所述微间隙修复后的流体通过量终值测定后,将通入所述微间隙的流体切换为氮气,进行抗气窜突破压差测试,通入所述氮气持续加压,直至有连续气泡冒出为止,此时的气窜压差即为微间隙修复后的抗气窜突破压差终值。
为了使本领域人员更好地实现本发明,详细地说,一种固井水泥浆的评价方法,应用于微间隙自修复能力评价为::为更加真实反应井下实际几何环境,本发明应用实心钢柱(直径33.5mm、长190.0mm)与失水筒(内径53.6mm、长216.0mm、壁厚5mm)配合使用,模拟由95/8"套管与5 1/2"套管组成的环形空间。主要步骤为,向上述环形空间内注入100mm高的油井水泥浆,密闭后移入水浴养护箱,在试验温度下养护一定时间后,使用压力机在实心钢柱上加载一定载荷,使钢柱移动3~5cm,再将钢柱压回初始位置,此时,形成钢柱与水泥环界面处的微间隙,将上述装置及方法形成微间隙组合体称为:“微间隙单元”,以做下步测试之用。
具体地,一种固井水泥浆的评价方法,应用于微间隙自修复能力评价还需要进行以下测量:微间隙抗气窜突破压差初值、微间隙流体通过量初值、微间隙流体通过量终值和微间隙抗气窜突破压差终值。
微间隙抗气窜突破压差初值:从微间隙单元(微间隙)入口处通入氮气,通入氮气按0.1MPa/180s的速率持续加压,每升高0.5MPa稳压300s,直至有连续气泡冒出为止,此时的气窜压差即为抗气窜突破压差初值(修复前)。
微间隙流体通过量初值:从微间隙单元(微间隙)入口处通入恒定压力流体(水、氮气),出口处流量计记录流量,作为流体通过量初值(修复前)。
微间隙流体通过量终值:在初值测定后,从微间隙单元(微间隙)入口处通入恒定压力流体(油、气),出口处流量计记录24h时流量,作为流体通过量终值(修复后)。
微间隙抗气窜突破压差终值:完成流体通过量终值测定后,将通入微间隙单元(微间隙)的流体切换为氮气,进行抗气窜突破压差测试,通入氮气按0.1MPa/180s的速率持续加压,每升高0.5MPa稳压300s,直至有连续气泡冒出为止,此时的气窜压差即为抗气窜突破压差终值(修复后)。
其中,微间隙单元(微间隙)水泥环的制取:参照国家标准GB/T19139-2012《油井水泥试验方法》第15部分内容准备所需的水泥浆,之后,将上述水泥浆注入微间隙单元,密闭后移入养护容器,在试验温度及压力下养护一定时间,待其凝固后,以做下步测试。
在表1、表2、表3和表4中,测试温度是指在抗气窜压差及流体通过量测试时,水泥石岩心与微间隙单元的环境温度;测试压力是指在流体通过量测试时,水泥石岩心与微间隙单元入口处流体的恒定注入压力。
一种固井水泥浆及其评价方法的实施例1为:
一种固井水泥浆组成及配比为:油气触发型自修复剂20份,油井水泥G级(大连)100份,水46份,降失水剂7份,2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸/丙烯酸钠共聚物7份,稳定剂3份,消泡剂0.6份,热稳定剂40份。
一种固井水泥浆的评价结果,如表1所示,失水筒的安全实验压力为7MPa,验窜压力7MPa时,稳压0.5h没有气泡逸出、未发生气窜。
一种固井水泥浆及其评价方法的实施例2为:
一种固井水泥浆组成及配比为:油气触发型自修复剂10份,油井水泥G级(大连)100份,水43份,降失水剂7份,2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸/丙烯酸钠共聚物6份,稳定剂2份,消泡剂0.4份,热稳定剂40份。
一种固井水泥浆的评价结果,如表2所示。
一种固井水泥浆及其评价方法的实施例3为:
一种固井水泥浆组成及配比为:气触发型自修复剂10份,油井水泥G级(大连)100份,水:42份,降失水剂5份,衣康酸/2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸/丙烯酸/苯乙烯磺酸钠共聚物4份,稳定剂1份,消泡剂0.4份,热稳定剂32份。
一种固井水泥浆的评价结果,如表3所示。
由以上表1~表3的实验数据可以看出,该体系各项常规性能满足设计与施工要求,其修复后的抗气窜突破压差较修复前提高了1~2个数量级,修复效果良好,已经达到可以现场应用的条件。
表1
表2
表3
以上所述实施例仅为表达本发明的实施方式,其描述较为具体和详细,但并不能因此而理解为对本发明专利范围的限制。应当指出的是,对本领域的普通技术人员来说,在不脱离本发明构思的前提下,还可以做出若干变形、同等替换、改进等,这些都属于本发明的保护范围。因此,本发明专利的保护范围应以所附权利要求为准。
Claims (6)
1.一种固井水泥浆,其特征在于,包括:
油气触发型自修复剂、油井水泥、降失水剂、缓凝剂、稳定剂、消泡剂和热稳定剂;
其中,所述油气触发型自修复剂为橡胶材料接枝功能性单体的接枝产物,所述接枝功能单体为醋酸乙烯酯和甲基丙烯酸甲酯的一种或几种。
2.根据权利要求1所述一种固井水泥浆,其特征在于:
所述油井水泥为A级或者G级别;
所述油气触发型自修复剂5~20份、所述油井水泥100份、水40~52份、所述降失水剂1~8份、所述缓凝剂1~10份、所述稳定剂1~3份、所述消泡剂0.2~0.6份和所述热稳定剂1~40份。
3.根据权利要求1所述一种固井水泥浆,其特征在于:
所述橡胶材料为甲基乙烯基硅橡胶、顺丁橡胶、异戊橡胶、丁腈橡胶的一种或几种。
4.根据权利要求1所述一种固井水泥浆,其特征在于:
所述降失水剂为2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸/丙烯酸/N-乙烯基吡咯烷酮共聚物;
所述稳定剂为2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸/丙烯酰胺/N-乙烯基吡咯烷酮共聚物;
所述缓凝剂为2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸/丙烯酸钠共聚物或衣康酸/2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸/丙烯酸/苯乙烯磺酸钠共聚物的一种或几种;
所述消泡剂为工业级磷酸三丁脂;
所述热稳定剂为80目石英砂。
5.一种固井水泥浆的评价方法,应用于微裂缝自修复能力评价,其特征在于:
水泥石应用如权利要求1~4任一项所述油气触发型自修复固井水泥浆;
将所述水泥石岩心使用拉张造缝器沿轴向压劈成两块,再将其合拢放入套筒式岩心夹持器,施加2MPa围压;从所述夹持器入口处通入氮气,通入所述氮气按0.1MPa/180s的速率持续加压,每升高0.5MPa稳压300s,直至有连续气泡冒出为止,此时的气窜压差即为微裂缝修复前的抗气窜突破压差初值;从所述夹持器入口处通入恒定压力流体,出口处流量计记录流量,作为微裂缝修复前的流体通过量初值;在所述修复前的抗气窜突破压差初值和所述修复前的流体通过量初值测定后,从所述夹持器入口处通入恒定压力流体,出口处流量计记录24h时流量,作为微裂缝修复后的流体通过量终值;完成微裂缝修复后的流体通过量终值测定后,将通入所述夹持器的流体切换为氮气,进行抗气窜突破压差测试,通入氮气按0.1MPa/180s的速率持续加压,每升高0.5MPa稳压300s,直至有连续气泡冒出为止,此时的气窜压差即为微裂缝修复后抗气窜突破压差终值。
6.一种固井水泥浆的评价方法,应用于微间隙自修复能力评价,其特征在于:
应用如权利要求1~4任一项所述油气触发型自修复固井水泥浆;
模拟井下实际几何环境,形成环形空间;向所述环形空间内注入油井水泥浆,所述环形空间密闭后移入水浴养护箱;在试验温度下养护一定时间后,形成实心钢柱,使用压力机在所述实心钢柱上加载一定载荷,使所述实心钢柱移动,再将所述实心钢柱压回初始位置,此时形成所述实心钢柱与水泥环界面处的微间隙;从所述微间隙入口处通入氮气,通入所述氮气持续加压,直至有连续气泡冒出为止,此时的气窜压差即为微间隙修复前的抗气窜突破压差初值;从所述微间隙入口处通入恒定压力流体,出口处流量计记录流量作为微间隙修复前的流体通过量初值;在所述微间隙修复前的抗气窜突破压差初值和所述微间隙修复前的流体通过量初值测定后,从所述微间隙入口处通入恒定压力流体,出口处流量计记录流量,作为微间隙修复后的流体通过量终值;完成所述微间隙修复后的流体通过量终值测定后,将通入所述微间隙的流体切换为氮气,进行抗气窜突破压差测试,通入所述氮气持续加压,直至有连续气泡冒出为止,此时的气窜压差即为微间隙修复后的抗气窜突破压差终值。
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
CN201710573344.5A CN107384342B (zh) | 2017-07-14 | 2017-07-14 | 一种固井水泥浆及其评价方法 |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
CN201710573344.5A CN107384342B (zh) | 2017-07-14 | 2017-07-14 | 一种固井水泥浆及其评价方法 |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
CN107384342A CN107384342A (zh) | 2017-11-24 |
CN107384342B true CN107384342B (zh) | 2020-08-11 |
Family
ID=60340138
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
CN201710573344.5A Active CN107384342B (zh) | 2017-07-14 | 2017-07-14 | 一种固井水泥浆及其评价方法 |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
CN (1) | CN107384342B (zh) |
Families Citing this family (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN108868656A (zh) * | 2018-06-06 | 2018-11-23 | 中石化石油工程技术服务有限公司 | 底部加压器 |
CN109251736A (zh) * | 2018-10-16 | 2019-01-22 | 中国石油集团渤海钻探工程有限公司 | 适用于碎屑岩井固井的自愈合水泥浆 |
CN109389331B (zh) * | 2018-12-17 | 2022-07-29 | 中国石油大学(北京) | 一种气窜风险评价方法及系统 |
CN112142361B (zh) * | 2019-06-26 | 2022-11-04 | 中国石油化工股份有限公司 | 聚丙烯酸树脂在气井固井的自修复剂中的应用、自修复剂及制备方法、水泥组合物、水泥浆 |
Family Cites Families (11)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CA2524514C (en) * | 2003-05-14 | 2012-03-20 | Schlumberger Canada Limited | Self adaptive cement systems |
EP2025732A1 (en) * | 2007-07-27 | 2009-02-18 | Services Pétroliers Schlumberger | Self-repairing isolation systems |
US8240377B2 (en) * | 2007-11-09 | 2012-08-14 | Halliburton Energy Services Inc. | Methods of integrating analysis, auto-sealing, and swellable-packer elements for a reliable annular seal |
EP2450417B1 (en) * | 2010-08-17 | 2016-05-18 | Services Pétroliers Schlumberger | Self-repairing cements |
CN102746836B (zh) * | 2012-07-30 | 2013-12-18 | 廊坊古莱特石油技术有限公司 | 一种油气田固井自愈合水泥浆 |
US9598927B2 (en) * | 2012-11-15 | 2017-03-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Expandable coating for solid particles and associated methods of use in subterranean treatments |
CN103305197B (zh) * | 2013-06-08 | 2015-06-10 | 西南石油大学 | 一种水泥浆增韧剂及在制备固井用柔性水泥浆中的应用 |
CN104418965B (zh) * | 2013-08-27 | 2018-02-23 | 中国石油化工股份有限公司 | 油井水泥自愈合剂的制备方法、固井自愈合水泥浆及应用 |
CN103436242B (zh) * | 2013-08-27 | 2015-07-22 | 西安石油大学 | 稀土配位型油气井固井水泥环自修复剂及其制备和应用 |
CN104261749A (zh) * | 2014-08-27 | 2015-01-07 | 清华大学 | 一种高膨胀性能的水泥基材料及其应用 |
CN105669080A (zh) * | 2016-01-29 | 2016-06-15 | 江苏时空涂料有限公司 | 一种可自修复裂缝有机硅水泥防水剂的制备方法 |
-
2017
- 2017-07-14 CN CN201710573344.5A patent/CN107384342B/zh active Active
Non-Patent Citations (3)
Title |
---|
Preparation and characterization of core-shell oil absorption materials stabilized by modified fumed silica;Wang, Chun-yu,等;《JOURNAL OF POLYMER ENGINEERING》;20170531;第37卷(第4期);第391-399页 * |
固井用遇油自修复材料的研制与性能评价;张瑞,等;《精细化工》;20170415;第34卷(第4期);第399-474页 * |
油田固井水泥自修复技术研究进展;张浩,等;《内蒙古石油化工》;20130830(第16期);第76-79页 * |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
CN107384342A (zh) | 2017-11-24 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CN107384342B (zh) | 一种固井水泥浆及其评价方法 | |
Haimson et al. | Hydraulic fracturing in porous-permeable materials | |
CN108590601B (zh) | 一种注水扩容膨胀施工参数优选的实验方法 | |
Meziani et al. | An experimental study of the mechanical behaviour of a mortar and of its permeability under deviatoric loading | |
MXPA03003374A (es) | Agente de sosten conductor y uso del mismo en metodos de fracturacion hidraulica. | |
Luo et al. | Mechanical behaviour of fracture-filled rock-like specimens under compression-shear loads: an experimental and numerical study | |
CN107991165A (zh) | 一种水泥环气密封性失效判断方法 | |
Liu et al. | Experimental study on strain behavior and permeability evolution of sandstone under constant amplitude cyclic loading‐unloading | |
Morales et al. | Experimental evaluation of hydraulic fracture impairment in shale reservoirs | |
CN108894773B (zh) | 超临界二氧化碳压裂水泥胶结面致裂实验设备及方法 | |
CN111239372B (zh) | 一种基于覆压渗流实验的碳酸盐岩孔隙结构分类的方法 | |
Zhuang et al. | Cleavage dependent indirect tensile strength of Pocheon granite based on experiments and DEM simulation | |
Gunther et al. | Advanced strain-hardening approach constitutive model for rock salt describing transient, stationary, and accelerated creep and dilatancy | |
CN107522422B (zh) | 一种油井水泥的自修复剂及其制备方法和测试方法 | |
Liu et al. | Stress evolution in punch-through shear tests: a numerical study based on discrete element method | |
Ban et al. | Shear failure mechanism and acoustic emission characteristics of jointed rock-like specimens | |
Zhang et al. | Application of ABAQUS Flow-Solid coupling model to evaluate sealing capability of sandstone formation interface based on the cracking behavior of cohesive force units | |
Papamichos et al. | A volumetric sand production experiment | |
CN110028941B (zh) | 环空封堵剂及其应用 | |
Ma et al. | Sand production prediction of depleted-reservoir underground gas storage–an experimental study | |
Wei et al. | Test study on permeability properties of the sandstone specimen under triaxial stress condition | |
Wang et al. | Effect of joint geometric parameters on mechanical behaviors of jointed rock masses under compression shear condition | |
Ju et al. | Evolution of methane permeability and fracture structure of coal: implications for methane extraction in deep coal seams | |
Ito et al. | Laboratory study for pore water effect on hydraulically-induced fracture behavior in unconsolidated sands | |
CN209911074U (zh) | 一种致密岩心水平造缝装置 |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
PB01 | Publication | ||
PB01 | Publication | ||
SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
GR01 | Patent grant | ||
GR01 | Patent grant |