长封固段复杂地层固井用SP_1水泥浆体系研究!!!
长封固段大温差固井水泥浆技术研究进展_欧红娟
第36卷第1期硅酸盐通报Vol．36No．12017年1月BULLETIN OF THE CHINESE CEＲAMIC SOCIETY January ，2017长封固段大温差固井水泥浆技术研究进展欧红娟1，李明2，蒙飞1，刘小利3，郭小阳2（1．西南石油大学材料科学与工程学院，成都610500；2．油气藏地质及开发国家重点实验室·西南石油大学，成都610500；3．中国石油集团川庆钻探工程有限公司工程技术研究院，西安710016）摘要：深井超深井常会遇到长封固段大温差固井水泥浆施工困难，固井质量难以保证等问题。
本文在总结国内外研究现状的基础上，分析了长封固段大温差固井水泥浆技术研究不足主要在于：（1）缓凝剂的跨温区使用易造成水泥浆超缓凝，目前研究没有从本质上解决该问题，且缓凝剂加量大抗盐性有待提高；（2）聚合物类外加剂在高温下的粘度急剧降低易造成水泥浆稳定性变差；（3）低密度水泥浆环空封隔性能较差；（4）高密度水泥浆在高温高压条件下稳定性较差等。
针对上述难点，提出了长封固段大温差固井水泥浆技术对策，包括：（1）合理设计缓凝剂分子结构，研发加量少、抗盐性强的低温敏感缓凝剂；（2）探索AMPS 类共聚物引起“鼓包”现象的本质；（3）选择并修正适用于固井水泥浆的紧密堆积模型，以提高高密度、低密度水泥浆应用性能；（4）积极开展高温悬浮稳定剂的合成与生产。
关键词：大温差；固井水泥浆难点；关键技术；技术对策中图分类号：TE256文献标识码：A 文章编号：1001-1625（2017）01-0104-06Ｒesearch Progress on Key Technologies of Cementing Slurry forLong Sealing Section and Large Temperature DifferenceOU Hong-juan 1，LI Ming 2，MENG Fei 1，LIU Xiao-li 3，GUO Xiao-yang 2（1．School of Material Science and Engineering ，Southwest Petroleum University ，Chengdu 610500，China ；2．State Key Laboratory of Oil and Gas Ｒeservoir Geology and Exploitation ；Southwest Petroleum University ，Chengdu 610500，China ；3．CCDC Drilling ＆Production Engineering Technology Ｒesearch Institute ，Xi＇a n 710016，China ）基金项目：川庆钻探公司工程技术研究院资助项目（GCC201206010）作者简介：欧红娟（1991-），女，硕士研究生．主要从事固井水泥浆及其外加剂的研究工作．通讯作者：李明，博士．Abstract ：In recent years ，due to the exploration and development of oil and gas continue to develop in deep formation ，the number of the cementing for long sealing section and large temperature difference also increases rapidly．It was pointed out that the shortage of cementing slurry for long sealing section and large temperature difference mainly lie in ：（1）The use of retarder in different temperature range leading to ultra-retarding of cement slurry and the present research do not solve the problem in essence ，the amount of retarder is large and has the poor salt resistance ；（2）The sharp drop in viscosity of polymer additives at high temperature causing the stability deteriorates of cement slurry ；（3）The difficulties in sealing annular space using low density cement ；（4）The stability of cement slurry with high density is poor under the condition of high temperature and high pressure ，based on summarizing the domestic and foreign research statuses．Considering these difficulties ，the technical countermeasures of cementing slurry for long sealing section and large temperature difference were proposed ，including ：（1）The molecular structure of retarder is designed reasonable and the low temperature sensitive retarder第1期欧红娟等：长封固段大温差固井水泥浆技术研究进展105researched has the advantage of strong salt-resistant and add a little；（2）Explore the essence of"bulge"phenomenon caused by AMPS copolymer；（3）Select and modify the closely packed model combined with the characteristics of well cementing engineering，to improve the application performance of high density and low density cement slurry；（4）Carry out the synthesis and production of high temperature suspension stabilizer．Key words：large temperature difference；cementing slurry challenges；key technology；technical countermeasure1引言深井超深井常会遇到长封固段大温差固井水泥浆施工难，固井质量难以保证等问题［1］。
复杂地质条件下深井超深井固井技术探索
复杂地质条件下深井超深井固井技术探索作者：张华伟来源：《科技创新导报》2012年第22期摘要:固井是油气井建并过程中的一个重要环节.固井质量好坏直接影响油气产量和生产管理。
这一点在复杂地质条件下的深井超深井固井中表现更为明显。
关键词:复杂地质条件深井超深井井技术中图分类号:TE256.1 文献标识码:A 文章编号:1674-098X(2012)08(a)-0129-01在深井、超深井完井固井中,由于受到超高温、超高压、盐膏层、复杂地层等诸多因素的影响,固井质量一直不尽人意,影响了新区或深层油气的发现和油藏的评价。
开发超深层、超高压、高含硫、低渗致密等复杂油气藏,目前还没有成熟配套的技术,有些甚至属于世界级难题。
而井越深,井下越复杂,固井完井的难度也越大。
1 深井复杂地层固井难点1.1 地层情况复杂超深井固井地层情况复杂,多套压力体系地层并存,存在固井防漏和防喷的难题。
同一个井眼存在上涌下漏、地层易破碎、易垮塌等问题。
部分地区高含硫化氢,存在固井防腐问题。
1.2 井底温度高井底温度高对水泥浆抗高温稳定性能提出更高的要求。
水泥浆的流变性能与顶替排量等发生稍微的变化,就会导致环空窄间隙内钻井液的顶替效率发生很大的变化,难以实现紊流顶替,水泥环薄弱,抗冲击力差。
1.3 多压力层、窄间隙固井由于井身结构的限制,有许多井采用“非常规”的井身结构。
这将带来以下几个问题:(1)非常规尺寸,工具配套难度大;(2) 下套管风险加大,容易引起粘卡和漏失,套管不易居中;(3)水泥石强度降低,保证不了封隔效果。
1.4 间隙小难题井眼环空间隙小,泥浆比重高,循环摩阻大,造成施工泵压高,固井或替浆过程中,因泵压过高而无法正常施工。
1.5 长封固段固井,注水泥量大长封固段固井,水泥量大。
易发生泥浆连续窜槽、砂堵蹩泵、易压漏地层等问题。
2 复杂地质条件下深井超深井固井的关键技术2.1 解决低压易漏长封固段问题的关健技术解决低压易漏长封固段固井问题,目前主要有两种方式:一是利用低密度水泥浆降低环空液柱压力的原理,确保施工中不压漏地层的低密度水泥浆固井技术,但水泥石的强度必须满足工程要求;二是双级或多级注水泥技术,在用低密度水泥浆无法满足工程要求的强度的情况下,采用双级或多级注水泥技术。
吉林油田乾安地区长封固段井固井配套技术
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优 化 固 井 施 工 设 计 ， 善 固 井 配 套 措 施 ， 利 的 实 现 了长 封 固 段 井 固 井 一 完 顺 次 上 返 ， 且 水 泥 浆 不 低 返 的 好 成 绩 ， 高 了 固井 质 量 。 并 提
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１ 固井技术难 点 ．
乾 安 地 区地 层 破 裂 压 力 低 ， 封 固 段 长 （５ ０ ２ ０ｍ ， 且 １ ０ — ２ ０ ） 固井 施 工 中 环 空 液 柱压 力 高 ， 在低 压 易漏 层 位 ， 易 发 生 漏 失 ， 成 水 泥 浆 低 返 。 极 造
密 度 ：． ５ ． ｇ ｃ １ ４ １ ６ ／ ｍ 流动度 ： ２ｍ ＞２ ０ ｍ 失水量 ： ０Ｌ ＜５ ｍ
表１低 密 度 水 泥 浆 体 系 性 能 数 据 表
流 密 度 稠化时阃 失水 ｌ２埘 量 ４ 压强
水泥 ： 灰 动 漂 水 度Ｍ 。 ｐ
稠 化 时 间 ：３ — ９ ｍ ｎ １ ０ １０ ｉ ２ ｈ抗 压 强 度 ： ２ ５ Ｐ ４ ＞１． Ｍ ａ 从 表 １中低 密 度 水 泥 浆 体 系
双密度长封固井高低密度混浆封固段体系研究
1 概述双密度长封固井的主要目的是保护生产管柱和封堵相邻的油、气、水层，固井水泥凝固后在纵向上形成封隔系统的同时要水泥浆压稳控制在环空液柱压力在底层孔隙压力和破裂压力之间。
因此采用双密度固井的方法，使得低密度与原浆的混浆封固段的水泥环质量就显得尤为重要。
本次主要是针对混浆封固段水泥浆体系的各项性能进行研究。
也为在测井对固井质量评价时若与实际固井质量情况不相符做个有力的凭证和依据。
2 对双密度混浆过渡段的分析与研究2.1 混浆封固段的产生固井的目的就是对套管外环空进行永久性封固。
双密度固井施工在低密度倒入原浆过程中或多或少都会产生混浆，这是无法避免的并且在注入和顶替过程中混浆封固段会继续延长。
在标准生产井每米环容约为25L，水泥车的排量都控制在600～1000L/min，操作手施工时密度从1.60完全过渡到1.90时用去30~90s不等，产生的混浆量约为600～3000L，产生混浆封固段长度为24～120m。
过渡段在注入和顶替过程中还会继续延长该段混浆长度。
2.2 测井原理和评价标准及其对固井质量的影响目前常用的固井质量评价方法为声波幅度测井、CBL/ VDL测井。
按照中国石油天然气总公司建议的固井质量评价标准：若相对声幅小于等于15%，则固井质量为“优质”；若相对声幅大于15%小于等于30%，则固井质量为“合格”。
在水泥胶结不好的条件下，胶结指数与水泥充填率差异明显。
并且受水泥环密度影响明显，使常规密度水泥环与低密度水泥环评价指标不是一致的。
并且目前的测井资料只能准确的确定水泥环第一胶结面的胶结质量，而对第二胶结面的胶结质量只能进行定性评价。
影响：根据测井资料分析的在标准施工后水泥环密封性受其他因素影响导致测井评价不准的状况：水泥候凝时间不足（整个固井井段最高水泥胶结强度低于500psi），存在微环隙（间隙大于0.1mm），还有受快速地层、外层套管、岩性与地层孔渗性能等因素影响。
导致测井信息的多解性。
吉林油田乾安地区长封固段井固井配套技术
吉林油田乾安地区长封固段井固井配套技术作者：冷金平来源：《科学与财富》2011年第06期[摘要] 吉林油田乾安地区许多井根据工程需要，需采取水泥浆一次上返的方式进行全井封固。
这些井具有裸眼段长、封固段长、多压力系统易漏、底部产层易窜的特点，给固井施工造成了很大的困难，固井质量难以保障。
针对长封固段井存在的固井技术难题，从水泥浆体系入手，优化水泥浆体系，根据工程需要选择合适的水泥浆体系，达到既防漏又防窜的目的，提高了固井质量。
[关键词] 长封固段固井技术水泥浆体系固井质量0.引言随着油田勘探开发的不断深入，固井遇到的挑战和难题越来越多。
吉林油田乾安地区许多井地下情况比较复杂，根据工程要求，需要采取一次性返出地面的方式对全井进行封固。
这些井具有裸眼段长、封固段长、多压力系统易漏、底部产层易窜的特点，给固井施工造成了很大的困难，固井质量难以保障。
直接影响油气产层的综合评价。
针对长封固段井固井存在的诸多技术难题，我们成立了专项技术小组，重点从井眼准备、固井施工工艺及水泥浆体系入手，优化低密度水泥浆、高强低密度水泥浆、玻璃微珠低密度水泥浆、防窜水泥浆设计，根据固井设计要求合理选择水泥浆体系，达到了既防漏又防窜的最佳方案；另外优化固井施工设计，完善固井配套措施，顺利的实现了长封固段井固井一次上返，并且水泥浆不低返的好成绩，提高了固井质量。
1.固井技术难点乾安地区地层破裂压力低，且封固段长（1500-2200m），固井施工中环空液柱压力高，在低压易漏层位，极易发生漏失，造成水泥浆低返。
套管柱在井筒内由于重力作用程度不同存在不居中问题，特别是长封固段固井，此现象更严重，直接导致环空流体流速不均匀，形成的水泥环厚薄不均匀。
而且乾安地区使用Φ228.6mm钻头钻至1200米，上部封固段井径较大，顶替效率低。
乾安经过了多年的注水开采，油水层多且十分活跃，防窜难度大。
2.固井技术措施2.1防漏配套工艺技术下套管前，根据模拟固井施工中井底承受最大动液柱压力并附加2.0-3.45MPa，在井口蹩压，试漏井眼无漏失，才能进行固井施工。
低密高强水泥浆体系的研究与运用
45
206
72
8.5
173
80
8.9
3.2 低密 高强 水泥浆 设计原 理
①水泥石具有较高的强度；②稠化时间满足施工要 求；③稳定性好。
վᇶ儈ᕪ≤վ⌕ᇶ⍶儈ѫᕪ㾱≤ᱟ⌕ሶ⍶нѫ਼㾱㓗ᱟ࡛ሶⲴнᗞ਼㋂㓗࡛᤹➗Ⲵ㍗ᗞᇶ㋂ึ᤹〟➗⨶㍗䇪ᇶ઼ึ仇〟㋂⨶㓗表䇪䝽઼2 仇低⨶㋂䘋密㓗㹼䝽高ึ强〟⨶水ˈ䘋泥ѫ㹼㾱浆ึᱟ综〟ᨀ合ˈѫ性㾱能ᱟᨀ
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低密高强水泥浆主要是将不同级别的微粒按照紧密堆
积理论和颗粒级配原理进行堆积，主要是提高水泥石的强 度。不同微粒进行堆积时，微粒之间存在一定的空隙，而 空隙大小由微粒半径决定，假设微粒按半径大小分为三级 （半径分别为R1、R2、和R3），且每级的颗粒数相等。
3 低密高强水泥浆体系优化 3.1 低密高强水泥浆性能要求
22
0.75 1.2
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60ห้องสมุดไป่ตู้
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胜利油田史深100断块综合固井技术
胜利油田史深100断块综合固井技术【摘要】史深100断块是胜利油田近年来新开发的重点探区之一，经过多年的开发，原有的地层压力层系已破坏。
另一方面由于勘探开发的需要，井越来越深。
随着地下情况的日趋复杂和对固井质量要求的提高，给固井工程提出了新的课题：本文从固井现场的实际情况出发，从固井工具的设计、开发，固井工艺的改革和水泥浆技术的改进等方面形成了一套成熟的固井技术，并在固井作业中得到了广泛的应用，统计资料表明：该技术不但保证了固井质量，而且满足了勘探开发的需要，并取得了很好的经济效益。
【关键词】史深100；长裸眼封固段；固井1.史深100断块固井质量现状史深100断块是胜利油田区域性固井质量相对较差的地区之一，近年来每年都会出现固井质量较差的井，这不但影响固井质量，而且给勘探资料的真实性和地层的含油气评价造成严重的损失，因此，提高史深100断块的固井质量对保证勘探成果的真实性，增加油气储量具有重大意义。
2.影响史深100断块固井质量的原因分析2.1史深100断块主要特点2.1.1油藏较深（通常在2800—3300米之间），且油层压力高，完钻井底温度高（实测井底静止温度为90—110度）。
2.1.2储层孔隙度和渗透性高，易发生井漏。
2.1.3油层岩性较疏松，油水隔层薄，隔层强度低。
2.1.4地下水丰富，井底压力高，水泥浆候凝过程中地层水极易窜入环空。
2.2固井技术难点2.2.1井底静止温度高，造成水泥浆凝结时间不易掌握，过长、过短的稠化时间，都影响固井质量，失水量不易控制。
2.2.2储层的高渗透性使得水泥浆的失水量增大、易造成水泥浆体系的瞬时凝固，引起桥堵，严重影响固井施工的安全。
2.2.3高压水层较多，不利于水泥环第二界面的胶结。
2.2.4井身质量差，井径扩大率超标和“糖葫芦”井眼现象较为普遍，水泥浆顶替效率难以提高。
2.2.5部分断块有断层存在，固井施工过程中容易发生井漏。
2.2.6高温缓凝水泥浆体系（胜维G级水泥+降失水剂+缓凝剂）的稠化时间满足固井施工技术要求，但失水量控制不是很理想，且水泥浆体系的稳定差，容易分层，自由水难以控制。
对提高易漏长封固段固井质量的认识
对提高易漏长封固段固井质量的认识李天群摘要：随着油田勘探开发一体化钻井逐步向深层迈进，一些特殊要求的开发井正逐年增多，特别是在大庆长垣杏树岗构造以南、葡萄花、凹包塔以及两江地区，扶杨油层广泛发育，油藏埋深一般在1500—1800m 之间，完钻井深1750—1850m ，呈现出埋藏深、油层薄、物性差等特点，对钻井完井固井全过程油层保护提出了严格要求。
由于在同一井眼内，自上而下分别要钻穿黑帝庙、萨葡高和扶杨等三套主力油层，要求全井封固良好，固井施工难度进一步增大。
采用常规固井，一次封固段1600m 以上，固井漏失成为突出问题，特别是葡萄花油层，地层破裂压力低，孔隙压力相对较高，固井施工中漏失风险大，固井后水泥候凝过程中难压稳。
突出的技术难点主要表现为“地层承压能力低、封固段长、注入量大、作业时间长、施工压力高”。
针对油田勘探开发的特殊要求，以及对上述技术难点的分析，研究开发了高强低密度水泥固井技术、DFZ-1防漏增韧水泥浆体系，应用了不钻胶塞双级注水泥工艺，配套实施了压力分析、压力预测及压稳固井施工技术，通过在肇源、葡南、朝阳沟等区块的应用与实践，固井质量明显提高，取得了良好的技术经济效益。
关键词：低压易漏；长裸眼封固段；固井；应用随着油田勘探开发一体化钻井逐步向深层迈进，一些特殊要求的开发井正逐年增多，一次性封固800-1500m 的长封固段固井正在成为大庆油田勘探开发的热点技术。
突出的技术难点主要表现为“地层承压能力低、封固段长、注入量大、作业时间长、施工压力高”。
针对油田勘探开发的特殊要求，以及对上述技术难点的分析，研究开发了高强低密度水泥固井技术、DFZ-1防漏增韧水泥浆体系，应用了不钻胶塞双级注水泥工艺，配套实施了压力分析、压力预测及压稳固井施工技术，通过在肇源、葡南、朝阳沟等区块的应用与实践，固井质量明显提高，取得了良好的技术经济效益。
1、固井难点分析（1）封固段长，要同时穿越不同压力层系的地层。
抗高温高密度固井水泥浆体系研究
抗高温高密度固井水泥浆体系研究发布时间：2022-12-13T06:25:27.668Z 来源：《中国科技信息》2022年16期作者：万永华[导读] 随着深层以及超深层油气开发的进行，钻遇高温高压地层的油气井越来越多万永华中石化华东石油工程有限公司工程技术分公司江苏扬州225009摘要：随着深层以及超深层油气开发的进行，钻遇高温高压地层的油气井越来越多。
与常规油气井相比，高温高压油气井在固井作业方面对水泥浆要求更高。
目前固井现场使用最普遍的波特兰油井水泥在温度大于110℃时易出现强度衰退现象，在高温作业环境下一般需要添加高温稳定材料才能应用于固井。
常用的水泥浆添加剂材料，如缓凝剂、降失水剂，极易受到温度的影响出现稠化反转或者作用失效的情况。
此外，高温高压固井作业通常需要较高密度的水泥浆体系才能更好地压稳地层，以满足固井作业的要求。
因此，针对高温高压油气井固井作业，需要研究一系列固井材料，才能构建性能优异的水泥浆体系用于固井施工。
本文对抗高温高密度固井水泥浆体系进行分析，以供参考。
关键词：高温；高密度；水泥浆；固井引言深井越来越多地遇到深页岩气井、深位移气井等炎热复杂的环境。
复杂而敏感的油井不仅温度高，而且具有相对复杂的施工方法，对水泥石性能要求更高。
对于填缝施工系统，硅盐水在高温下的强度略有下降。
为了控制强度损失，通常需要增加有机硅热量，缓凝剂、降失水剂等水泥浆添加剂材料若抗高温性能不佳，从而可能导致效率下降或填缝质量受到影响。
对于复杂的地层来说，如果水泥不够灵活，可能导致进一步加工井产生的底部应力导致水泥石损坏，从而导致水泥石封隔失效。
1概述钻井过程中的情况越复杂，地温和地压的变化也越大。
一般类型的油压机和添加剂已不足以满足热井的性能要求。
在高温下，常规类型的固井水泥浆会在高温条件下更快的衰减强度。
高温下，井下的水泥环甚至可能断裂，导致机械性能完全丧失，造成塌方。
与此同时，高温下水泥的速度正在迅速提高，填缝质量的提高速度将过快。
《SP-I型双阶段膨胀无机复合注浆封孔材料性能实验研究》范文
《SP-I型双阶段膨胀无机复合注浆封孔材料性能实验研究》篇一一、引言随着矿井开采深度的不断增加，封孔技术成为了保证矿井安全、提高采收率的关键技术之一。
SP-I型双阶段膨胀无机复合注浆封孔材料作为一种新型的封孔材料，具有优异的性能和广泛的应用前景。
本文旨在通过对SP-I型双阶段膨胀无机复合注浆封孔材料的性能进行实验研究，为该材料的实际应用提供理论依据和技术支持。
二、实验材料与方法1. 实验材料本实验所使用的SP-I型双阶段膨胀无机复合注浆封孔材料，主要成分包括无机胶凝材料、膨胀剂、掺合料等。
2. 实验方法（1）材料制备：按照一定比例将各组分混合均匀，制备成SP-I型双阶段膨胀无机复合注浆封孔材料。
（2）性能测试：通过实验测试该材料的凝结时间、抗压强度、抗拉强度、膨胀性能等指标。
（3）应用实验：在矿井封孔工程中进行应用实验，观察该材料的实际封孔效果。
三、实验结果与分析1. 凝结时间SP-I型双阶段膨胀无机复合注浆封孔材料的初凝时间和终凝时间分别为X小时和Y小时，表明该材料具有较好的凝结性能，能够满足封孔工程的需求。
2. 抗压强度与抗拉强度该材料的抗压强度和抗拉强度均随着养护时间的延长而逐渐增加，达到了预期的强度要求。
与传统的封孔材料相比，SP-I型双阶段膨胀无机复合注浆封孔材料具有更高的强度和更好的耐久性。
3. 膨胀性能SP-I型双阶段膨胀无机复合注浆封孔材料在注浆过程中能够发生明显的体积膨胀，有效地填充孔隙和裂缝，提高封孔效果。
同时，该材料的膨胀性能具有一定的可调性，可以根据实际需要进行调整。
4. 应用实验在矿井封孔工程中进行应用实验，SP-I型双阶段膨胀无机复合注浆封孔材料表现出了良好的封孔效果。
该材料能够有效地填充孔隙和裂缝，提高矿井的密封性能，同时具有良好的耐久性和环保性能。
四、讨论与结论通过实验研究，我们可以得出以下结论：1. SP-I型双阶段膨胀无机复合注浆封孔材料具有优异的凝结性能、强度性能和膨胀性能，能够满足矿井封孔工程的需求。
《SP-I型双阶段膨胀无机复合注浆封孔材料性能实验研究》
《SP-I型双阶段膨胀无机复合注浆封孔材料性能实验研究》篇一一、引言随着采矿和地下工程的不断深入，封孔技术作为保障工程安全的重要手段，其重要性日益凸显。
SP-I型双阶段膨胀无机复合注浆封孔材料作为一种新型的封孔材料，具有优异的性能和广泛的应用前景。
本文旨在通过实验研究，深入探讨SP-I型双阶段膨胀无机复合注浆封孔材料的性能特点，以期为该材料的实际应用提供理论依据。
二、实验材料与方法2.1 实验材料本实验所使用的SP-I型双阶段膨胀无机复合注浆封孔材料主要由多种无机材料组成，包括但不限于水泥、膨润土、硅酸钠等。
2.2 实验方法本实验采用室内实验方法，包括材料配比设计、注浆封孔实验、性能测试等步骤。
具体实验步骤如下：（1）按照一定比例将各组分混合均匀，制备出SP-I型双阶段膨胀无机复合注浆料；（2）在标准条件下进行注浆封孔实验，记录注浆过程及封孔效果；（3）对注浆封孔后的样品进行性能测试，包括抗压强度、抗渗性能、膨胀性能等。
三、实验结果与分析3.1 注浆封孔效果通过注浆封孔实验，我们发现SP-I型双阶段膨胀无机复合注浆料具有优异的注浆封孔效果。
在注浆过程中，该材料能够迅速膨胀并填充孔隙，有效阻止了地下水等流体的渗透。
同时，该材料还具有良好的粘结性能，能够与周围岩体紧密结合，提高了封孔的稳定性。
3.2 性能测试结果（1）抗压强度：SP-I型双阶段膨胀无机复合注浆料的抗压强度较高，能够满足大多数工程需求。
（2）抗渗性能：该材料具有优异的抗渗性能，能够有效阻止流体的渗透，提高了工程的防水性能。
（3）膨胀性能：该材料在注浆过程中能够迅速膨胀，填充孔隙，提高了封孔的密实度和稳定性。
3.3 结果分析通过实验结果分析，我们认为SP-I型双阶段膨胀无机复合注浆封孔材料具有以下优点：（1）优异的注浆封孔效果，能够迅速填充孔隙并阻止流体渗透；（2）高抗压强度和抗渗性能，满足了工程需求；（3）良好的膨胀性能，提高了封孔的密实度和稳定性。
提高长封固井段固井质量措施初探
提高长封固井段固井质量措施初探第一章绪论固井是油、气井建井过程中的一个重要环节。
固井工程包括下套管和注水泥两个生产过程。
下套管就是在已经钻成的井眼中按规定深度下入一定直径、由某种或几种不同钢级及壁厚的套管组成的套管柱。
注水泥就是在地面上将水泥浆通过套管栓注入到井眼与套管柱之间的环形空间中的过程。
水泥将套管柱与井壁岩石牢固地固结在一起，可以将油、气、水层及复杂层位封固起来以利于进一步地钻进或开采。
固井的科技定义是，井壁筒沉到井底找正操平后，通过管路向井壁筒外侧与井帮之间的环形空间注入相对密度大于泥浆的胶凝状浆液，将泥浆自下而上地置换出来并固结井壁筒的作业。
固井的目的是将套管固定在井内，把水和其他流体从井内替出。
在钻井作业中一般至少要有两次固井(生产井)，多至4〜5次固井(深探井)。
最上面的固井是表层套管固井，它起的是泥浆通路，油气门户”的作用。
在下一次开钻之前，表层套管上要装防喷器预防井喷。
防喷器之上要装泥浆导管，是钻井液返回泥浆池的通路。
钻井过程中往往要下技术套管固井，它起的是巩固后方，安全探路”的作用。
固井主要包括三步：(1)下套管：套管有不同的尺寸和钢级。
表层固井通常使用20 - 133/8英寸的套管，多数是采用钢级低的“J 级套管。
技术套管通常使用133/8〜7英寸的套管，采用的钢级较高。
油层套管固井通常使用7-5英寸的套管，钢级强度与技术套管相同。
根据用途、地层预测压力和套管下入深度设计套管的强度，确定套管的使用壁厚，钢级和丝扣类型。
套管与钻杆不同，是一次性下入的管材，没有加厚部分，长度没有严格规定。
为保证固井质量和顺利地下入套管，要做套管柱的结构设计。
(2 (注水泥注水泥是套管下入井后的关键工序，其作用是将套管和井壁的环形空间封固起来，以封隔油气水层，使套管成为油气通向井中的通道。
套管下完后，立即接通循环管线和注水泥管线，做好注水泥前的准备工作。
首先要开泵循环钻井液，因套管与井壁的间隙较小，利用高的上返速度冲击井壁上的泥饼，同时调整钻井液的性能，直到循环泵压稳定为止。
《2024年SP-I型双阶段膨胀无机复合注浆封孔材料性能实验研究》范文
《SP-I型双阶段膨胀无机复合注浆封孔材料性能实验研究》篇一一、引言随着采矿和地下工程的快速发展，对高效、可靠的封孔材料的需求越来越迫切。
近年来，无机复合注浆材料因其优异的性能和适应性在工程封孔领域得到了广泛的应用。
本篇论文旨在深入研究和探讨SP-I型双阶段膨胀无机复合注浆封孔材料的性能。
二、材料与方法2.1 材料介绍SP-I型双阶段膨胀无机复合注浆封孔材料主要由特种无机材料组成，其特点是在注浆过程中能够进行双阶段膨胀，从而实现更高效的封孔效果。
2.2 实验方法实验主要包括材料的制备、性能测试及实际封孔应用三个部分。
其中，性能测试包括抗压强度测试、抗渗性能测试、双阶段膨胀性能测试等。
三、实验结果与分析3.1 抗压强度测试实验结果显示，SP-I型双阶段膨胀无机复合注浆封孔材料具有较高的抗压强度。
在注浆初期的固化阶段和后期的膨胀阶段，其抗压强度均高于传统封孔材料。
这表明SP-I型材料具有优异的承载能力。
3.2 抗渗性能测试通过抗渗性能测试发现，SP-I型材料在注浆固化后具有良好的抗渗性能，有效阻止了水分、气体和有害物质的渗透。
这表明SP-I型材料在地下工程封孔中具有很好的应用前景。
3.3 双阶段膨胀性能测试双阶段膨胀性能是SP-I型材料的重要特点。
实验结果显示，在注浆过程中，材料首先进行初步的固化膨胀，然后随着后续反应的进行，材料发生第二次膨胀。
这种双阶段膨胀特性使得封孔效果更为显著。
四、实际应用与效果分析经过实际应用验证，SP-I型双阶段膨胀无机复合注浆封孔材料在地下工程封孔中表现出了良好的效果。
其双阶段膨胀特性使得封孔更为严密，有效提高了封孔质量和效率。
同时，该材料还具有较高的抗压强度和抗渗性能，能够满足复杂地质条件下的封孔需求。
五、结论通过对SP-I型双阶段膨胀无机复合注浆封孔材料的性能实验研究，我们可以得出以下结论：（1）SP-I型材料具有较高的抗压强度和抗渗性能，能够满足地下工程封孔的需求。
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《SP-I型双阶段膨胀无机复合注浆封孔材料性能实验研究》篇一一、引言随着矿业工程、岩土工程及地下工程的快速发展，注浆技术因其独特的加固和防渗性能而得到了广泛的应用。
在众多的注浆材料中，双阶段膨胀无机复合注浆封孔材料因其高效的膨胀效果和优异的稳定性而备受关注。
本文针对SP-I型双阶段膨胀无机复合注浆封孔材料（以下简称“该材料”）进行性能实验研究，旨在深入探讨其性能特点及实际应用价值。
二、实验材料与方法1. 实验材料本实验所使用的SP-I型双阶段膨胀无机复合注浆封孔材料由特定无机材料和膨胀剂组成。
2. 实验方法（1）材料配比：按照一定比例将该材料与水混合，制备成注浆液。
（2）注浆实验：在模拟的地下工程环境中进行注浆实验，观察其流动性和填充效果。
（3）性能测试：通过抗压强度、抗拉强度、膨胀率等指标来评价该材料的性能。
三、实验结果与分析1. 流动性与填充效果在注浆实验中，该材料表现出良好的流动性，能够快速填充细小裂缝和孔洞。
其填充效果显著，能够有效地封堵渗漏通道，提高岩土体的稳定性。
2. 抗压强度与抗拉强度该材料具有较高的抗压强度和抗拉强度，能够在地下工程中承受较大的荷载和变形。
实验结果表明，该材料的抗压强度和抗拉强度随龄期的增长而逐渐提高，表现出良好的耐久性。
3. 膨胀性能该材料中的膨胀剂在注浆过程中发生化学反应，产生大量气体，使注浆液迅速膨胀。
实验结果表明，该材料的膨胀率较高，能够有效地填充地下空间的空隙和裂缝，提高岩土体的密实度。
4. 耐久性能通过模拟地下工程环境中的酸碱、温度、湿度等条件，对该材料的耐久性能进行测试。
实验结果表明，该材料具有良好的耐久性能，能够在恶劣环境下长期保持稳定的性能。
四、讨论与结论通过对SP-I型双阶段膨胀无机复合注浆封孔材料的性能实验研究，我们得出以下结论：1. 该材料具有优异的流动性、填充效果、抗压强度、抗拉强度和膨胀性能，能够有效地加固和防渗地下工程。
2. 该材料的耐久性能良好，能够在恶劣环境下长期保持稳定的性能。
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《SP-I型双阶段膨胀无机复合注浆封孔材料性能实验研究》篇一一、引言随着地下工程和岩土工程的发展，注浆技术已成为一种重要的施工方法。
在众多注浆材料中，封孔材料作为注浆技术的关键组成部分，其性能的优劣直接关系到工程的稳定性和安全性。
本文针对SP-I型双阶段膨胀无机复合注浆封孔材料展开性能实验研究，通过实验分析其性能特点及适用范围，以期为相关工程提供参考依据。
二、实验材料与方法1. 实验材料SP-I型双阶段膨胀无机复合注浆封孔材料，主要由硅酸盐水泥、膨润土、外加剂等组成。
2. 实验方法（1）材料制备：按照一定比例将各组分混合均匀，制备成SP-I型封孔材料。
（2）性能测试：通过开展膨胀性能实验、抗压强度实验、耐水性能实验、耐热性能实验等，全面评估SP-I型封孔材料的性能。
三、实验结果与分析1. 膨胀性能实验SP-I型封孔材料在注浆过程中表现出良好的膨胀性能，能够在短时间内迅速填充孔隙，提高注浆效率。
实验结果表明，其膨胀率随时间呈递增趋势，且膨胀速率较快。
2. 抗压强度实验SP-I型封孔材料具有较高的抗压强度，能够承受一定的外力作用。
实验数据显示，其抗压强度随龄期的增长而逐渐提高，满足工程需求。
3. 耐水性能实验经过耐水性能实验，SP-I型封孔材料表现出良好的抗渗性能和耐久性。
在水中浸泡一段时间后，其性能基本保持不变，说明该材料具有较好的抗水侵蚀能力。
4. 耐热性能实验在耐热性能实验中，SP-I型封孔材料表现出较高的耐热性。
在高温环境下，其性能基本保持稳定，不会因温度变化而产生明显的性能损失。
四、讨论与结论通过上述实验结果分析，可以看出SP-I型双阶段膨胀无机复合注浆封孔材料具有以下优点：（1）良好的膨胀性能，能够迅速填充孔隙；（2）较高的抗压强度和耐久性；（3）良好的抗水侵蚀能力和耐热性。
这些优点使得SP-I型封孔材料在地下工程和岩土工程中具有广泛的应用前景。
然而，在实际应用中还需注意以下几点：（1）根据具体工程需求选择合适的配比；（2）严格控制材料的制备过程，确保材料性能的稳定性；（3）注意施工过程中的操作要点，如注浆压力、注浆速度等。
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《SP-I型双阶段膨胀无机复合注浆封孔材料性能实验研究》篇一一、引言随着地下工程和矿井开采的深入，封孔技术的质量和效率成为工程安全与可持续发展的重要保障。
在众多的封孔材料中，SP-I型双阶段膨胀无机复合注浆封孔材料因其优良的物理和化学性能受到了广泛的关注。
本论文通过系统性的实验研究，深入探讨了该材料的性能特点和应用效果。
二、实验材料与方法1. 实验材料本实验所使用的SP-I型双阶段膨胀无机复合注浆封孔材料，主要成分包括水泥、膨胀剂、掺合料等无机材料。
2. 实验方法（1）制备工艺：按照一定比例将各组分混合均匀，制备成注浆料。
（2）性能测试：通过抗压强度、抗拉强度、膨胀率、渗透性等指标，对注浆料的性能进行测试。
（3）应用实验：在模拟的地下工程环境中，进行封孔效果的实际应用测试。
三、实验结果与分析1. 抗压强度与抗拉强度通过实验发现，SP-I型注浆料在初期和终期的抗压强度与抗拉强度均表现出较高的水平。
初期强度的快速增长表明该材料具有良好的早期固化能力，有助于快速封堵渗漏点。
而终期强度的稳定提升则保证了封孔效果的持久性。
2. 膨胀性能SP-I型注浆料中的膨胀剂在反应过程中产生大量的气体，使注浆料产生显著的膨胀效果。
这一特性有助于填充细小裂缝和孔隙，提高封孔的严密性。
实验数据显示，该材料的膨胀率达到了预期的设计目标。
3. 渗透性能该材料的低渗透性是其在封孔应用中的重要优势之一。
低渗透性有助于防止地下水或其它流体通过封孔材料渗透，从而保证封孔效果的长效性和稳定性。
4. 实际应用效果在模拟的地下工程环境中，SP-I型注浆料表现出优异的封孔效果。
其快速固化、高密封性和良好的物理力学性能，使得该材料在封堵渗漏点、提高工程安全性方面具有显著的优势。
四、讨论与结论通过系统的实验研究，我们得出以下结论：1. SP-I型双阶段膨胀无机复合注浆封孔材料具有优异的物理和化学性能，包括高抗压强度、高抗拉强度、显著的膨胀性能和低渗透性。
长封固段低密度水泥浆固井技术
长封固段低密度水泥浆固井技术发布时间：2021-05-07T15:51:46.190Z 来源：《工程管理前沿》2021年7卷第3期作者：杜明宇[导读] 现阶段，我国社会经济和科学技术不断进步和发展杜明宇大庆钻探工程公司钻井工程技术研究院，163413摘要：现阶段，我国社会经济和科学技术不断进步和发展，各个行业在生产经营管理过程中对石油资源的需求量日益增加，造成资源紧张的现状。
人们对油气田不断加大开发力度，逐渐向复杂油气藏进行深度开发，增加了深井、超深井在油气田开发的占比。
本文主要对长封固段低密度水泥浆固井技术进行分析，提升固井施工的实际需求。
关键词：长封固段；低密度；水泥浆；固井技术我国深井、超深井长封固段的固井施工工作的开展面临一系列的问题，存在抗高温、超缓凝等相关技术问题。
低密度水泥浆固井技术能够很好的解决超缓凝问题，更好的简化井身的结构，同时最大限度的降低固井施工成本，保证取得更加理想的固井效果。
1固井技术难点分析长封固段固井通常情况下其上下具有较大的温差，对水泥浆体系的实际性能具有较高的要求，水泥石早期强度发展较慢，经常容易出现超缓凝现象，同时具有较长封固段的情况下，具有较大的环空液注压力，水泥浆的流动摩阻和钻井液相比要高，进一步增加了地层出现漏失的风险。
另外，部分油气比较活跃的情况下，长封固段固井水泥浆就会产生严重的“失重”效应，容易导致地层不同压力系统各个层间的流体出现窜流的现象。
当油气井具有较大井径，并且不规则的情况下，在局部容易出现糖葫芦井眼，水泥浆出现“舌进”现象，对顶替效率产生一定的影响，进而对固井施工质量和效率增加了较大的难度。
固井施工过程中水泥浆量大，施工工期较长，同时存在较大的安全风险、压力大，对仪器设备使用性能具有更高的要求。
2低密度水泥浆体系设计难点分析复杂油气藏开采过程中包含复杂地层，面临高温、高压、易气窜、长封固段、上下温差大等相关难题，提升长封固段固井质量是当前研究的重要难题。