抗腐蚀水泥浆体系研究

CO2、H2S等酸性腐蚀介质对油气井水泥环密封效果的影响,会导致套管腐蚀,减少油井寿命,为了改善和提高水泥石在酸性介质下的长期结构完整性和密封性,研究了抗腐蚀水泥浆体系.通过室内试验,对9种配方水泥浆成型后的水泥石块进行了不同龄期的CO2、H2S腐蚀,测定其抗压强度、渗透率和腐蚀深度,并进行了反光显微镜、X射线衍射分析.优选出了抗腐蚀水泥浆主要添加剂WG,同时对井下水泥石腐蚀机理进行了探讨,通过综合分析,优选出了抗腐蚀的低密度水泥浆配方,该抗腐蚀水泥浆体系不但具有抗腐蚀性,还具有良好的防气窜、降自由水、浆体稳定等综合性能,可满足不同井深条件下的固井作业需要.     

高H_2S气体环境下固井水泥石防护技术研究

为了改善油井水泥石在高H_2S气体环境下抗腐蚀能力,提高水泥石长期密封完整性,采用无机超细硅质材料和聚合物防腐材料复配的方式,形成了防腐蚀复合材料WJ-1。通过对水泥基浆、加有复配的防腐蚀材料的水泥浆体系进行了H_2S腐蚀性能评价,测定了腐蚀前后水泥石抗压强度、渗透率等性能和微观形貌及腐蚀物相分析。结果表明,液相腐蚀比气相腐蚀更严重;抗腐蚀复合材料WJ-1提高了水泥的紧密堆积和密实度,降低了钙硅比和水泥石的渗透率,能够明显增加水泥石的抗H_2S腐蚀能力,并且所开发的抗腐蚀水泥浆体系具有良好的流变、稳定、抗温、防窜、低失水等综合性能。     

气态二氧化碳对气井固井水泥石的腐蚀分析

通过分析和测量水泥石腐蚀后的微观结构、抗压强度、渗透率以及腐蚀量,研究了不同分压、时间、温度下CO2腐蚀对水泥石性能的影响。结果表明:CO2对水泥石产生腐蚀作用的本质在于CO2与水泥的水化产物相作用生成CaCO3等物质,破坏了水泥石的原有组成和微观结构,导致腐蚀后水泥石的抗压强度下降,渗透率增大;随着腐蚀时间、CO2分压和腐蚀温度的增加,腐蚀后的水泥石抗压强度降低、渗透率增大、腐蚀率增加。提出了设计抗CO2腐蚀性固井水泥浆体系的基本方法。研究气态CO2对水泥石的腐蚀规律,对于开发和设计抗CO2腐蚀性固井水泥浆体系、提高油气田开发效益等都具有重要意义。     

油井水泥用RF抗腐蚀材料

为了提高水泥石在酸性介质下的长期结构完整性和密封性，试验优选了抗腐蚀材料RF，并对成型后的水泥石块进行了不同龄期的CO2、H2S腐蚀试验，测定了其外观的变化、腐蚀深度和抗压强度，对水泥石样品进行了扫描电镜、X-射线衍射分析。结果表明：RF抗腐蚀材料能够明显地改善水泥石的抗腐蚀性能，并且所开发的抗腐蚀水泥浆体系具有良好的防窜、低失水、浆体稳定等综合性能。     

CO2对油井水泥腐蚀的研究进展

由于油气藏本身CO2含量高,CO2混相驱油技术的应用会导致CO2腐蚀油井水泥环,造成水泥环封隔失效、油气井寿命缩短及经济损失,因此,开展CO2对水泥石的腐蚀研究具有重要意义.介绍了CO2对水泥石的腐蚀机理及腐蚀评价方法,分析了国外抗CO:腐蚀水泥浆技术现状,总结了提高水泥石抗CO2腐蚀的研究路线.介绍了抗腐蚀材料BCE-750S,掺加该材料的水泥具有良好的抗CO2腐蚀能力.     

CO_2腐蚀油井水泥石的深度及其对性能的影响

利用显微镜等仪器检测了CO2对油井水泥石的腐蚀深度,研究了CO2对水泥石的腐蚀深度及其对工程性能的影响。结果表明,水泥石的腐蚀深度随温度、CO2分压及腐蚀时间的增加而增加,可以依据腐蚀深度分别与温度、CO2分压及腐蚀时间之间存在的函数关系建立腐蚀深度计算模型;腐蚀深度可作为评价腐蚀程度的指标,利用腐蚀深度计算模型可对水泥石长期受腐蚀程度进行评价和预测;组成不同的水泥浆,水泥石腐蚀深度、强度降低率及渗透率增量不同,强度降低率及渗透率增量与腐蚀深度间的变化趋势也不同;改善体系组成提高体系初始强度及抗渗透能力能提高水泥石的抗腐蚀能力。设计出了适用于大庆油田120～150℃的深井固井用水泥浆配方。     

耐酸性气体腐蚀水泥添加剂DC206的研制及性能评价

为了满足酸性油气田勘探开发的需要,在系统分析CO2和H2S在湿环境下腐蚀水泥石机理的基础上,开发了DC206防腐蚀剂。室内性能评价试验表明,在常规水泥浆中加入DC206,经CO2或H2S腐蚀21 d后,水泥石的强度损失和渗透率增高趋势得到有效抑制,与基本水泥相比有较大改善。通过分析腐蚀产物和水泥石微观结构可知,DC206的主要作用机理是:DC206首先消耗掉水泥石中的Ca(OH)2,降低了水泥石碱度,使水泥石在CO2和H2S环境下的腐蚀反应速度大大降低;在CO2腐蚀环境下DC206能够有利于腐蚀产物CaCO3转向方解石结晶,而方解石的晶体排列紧密,可提高水泥石强度,降低其渗透率;在H2S腐蚀环境下,由于DC206消耗掉水泥水化产生的Ca(OH)2,使H2S不能直接与Ca(OH)2反应生成具有膨胀作用的二水石膏,从而能减少水泥石中的裂纹,降低渗透率。      

胶乳防腐水泥浆在元坝地区的应用

元坝地区高压气层天然气中普遍含有H2S,影响固井质量和气井的寿命。为此,借鉴其他地区应用胶乳水泥浆的经验,结合元坝地区的特点,确定了胶乳水泥浆的基本配方。通过室内试验分析了影响胶乳水泥浆性能的敏感因素,结果表明,剪切速率、水质和密度等因素对其性能影响不大,虽然水泥浆的稠化时间随温度升高而缩短,但能满足元坝地区固井施工要求。采用扫描电镜观察水泥石腐蚀前后的结构变化、对比水泥石腐蚀前后的抗压强度和渗透率、测试水泥石的腐蚀率,评价了胶乳防腐水泥浆抗H2S腐蚀的性能,分析了胶乳防腐水泥浆抗H2S腐蚀的机理。试验结果表明,胶乳防腐水泥浆形成的水泥石具有较好的抗H2S腐蚀性能,在H2S体积分数为4.0%环境中的腐蚀率不到16%,远低于常规水泥石的腐蚀率。34井次的现场应用表明,胶乳防腐水泥浆可提高元坝地区气井固井质量。      

Y油田防腐防窜水泥浆体系的研究与应用

Y油田F储层是主产层,含有H2S及CO2酸性腐蚀气体。针对该地层存在水泥石腐蚀的问题,开展了H2S、CO2腐蚀水泥石机理研究,优选了防腐防窜水泥浆体系,并进行了综合性能评价。该水泥浆体系在Y油田应用取得了良好的固井效果,满足了F产层开发的要求。     

长庆油田洛河水层防腐固井水泥浆及配套工艺技术

长庆油田洛河水层固井水泥环腐蚀后引起水泥环渗透率升高,造成洛河水层固井套管腐蚀严重,套管腐蚀穿孔导致油井含水率上升,注水井水驱动用程度低,注采井网失调。为此,在常规固井水泥基础上,加入环氧树脂乳液非渗透剂及由阻锈材料和抑菌材料组合而成的缓蚀剂,减少固井水泥的腐蚀性和渗透率,降低套管腐蚀。固井水泥样品渗透率实验表明,在低密度水泥中加入10%非渗透剂和2%缓蚀剂,水泥石样品渗透率从0.075 mD降低到0.021 mD。在常规密度水泥中加入10%非渗透剂和2%缓蚀剂,水泥石样品渗透率从0.041 mD降低到0.0009 mD。水泥石抗腐蚀性能评价实验表明,在水泥中加入10%非渗透剂和2%缓蚀剂,水泥样品抗腐蚀性能提升6倍。同时水泥样品稠化时间和抗压强度与常规水泥相比保持不变。优选配套防腐工具工艺措施,并通过防腐水泥浆现场应用,总结出了一套防腐固井工艺技术,为长庆油田洛河水层防腐提供了有力的技术支撑。      

深井高温抗二氧化碳腐蚀水泥浆体系设计与优选

以分析高温条件下CO2腐蚀水泥作用过程为基础,研究了腐蚀条件对腐蚀深度的影响规律,分析了腐蚀深度对水泥石强度降低率的影响特点,对水泥浆体系基本组成进行了优选。结果表明,腐蚀深度随温度、CO2分压、腐蚀时间的增加而增加,分别近似存在对数、线性、平方根的关系,据此建立了腐蚀深度预测模型;不添加抗腐蚀填充材料(RCTM)的水泥浆,腐蚀后水泥石强度降低率随腐蚀深度的增加呈增加趋势,添加RCTM的水泥浆,水泥石抗压强度降低率在腐蚀初期随腐蚀深度增加有上升趋势,腐蚀后期有下降趋势。通过合理设计体系组成,改善水泥石微观结构提高原始强度,能有效提高水泥石抗腐蚀能力。本文设计的6#体系适用于大庆油田120～150℃的深井固井。     

委内瑞拉ANACO区块气井固井难点及对策

委内瑞拉ANACO区块地层破裂压力梯度低,有高压水层和低压气层,环空容易发生气窜,并含有H₂S和CO₂,呈泥质砂岩。基于以上认识,ANACO区块固井的复杂性主要源于水泥基材料固有的缺陷和地层条件的多变性,正确认识地质条件对固井的影响和选择合适的固井材料、工艺措施是解决固井难题的基本出发点。针对该地区地质因素,从分级注水泥、双密度或多密度水泥浆体系工艺上、水泥浆及外加剂选择等方面进行了研究;同时结合现场固井状况进行了对策方案归纳,并对腐蚀深度和防气窜性能进行实验探索。结果表明,研发的防窜防腐蚀水泥浆最低密度为1.2 g/cm3,且上下密度差低于0.03 g/cm3,游离液接近0,抗压强度高,渗透率低;通过引入防腐蚀材料BCE-750S后,硅酸盐水泥石在7、30和60 d的腐蚀深度大大降低,能够解决当地环空气窜、含有H₂S和CO₂酸性气体等问题。      

川东北地区高温高压高含硫气井配套固井技术

针对川东北地区高温、高压、高含硫气井主要固井技术难题,提出利用新型非渗透和胶乳防气窜水泥浆凝固后水泥石低渗透的特点,降低CO2和H2S对水泥石的腐蚀;固井前强化钻井液堵漏,提高地层承压能力;在固井时,采用纤维堵漏水泥浆;在固井前采用分段压稳设计模型,考虑固井后水泥浆失重的影响,分析固井后环空压力分布,保证压稳气层;固井水泥浆采用双凝或多凝设计,确保主力气层快速形成早期强度,实现“以快制气”,有效控制气层气体。采用旋转尾管固井新技术,在洗井和注水泥过程中旋转尾管,提高洗井质量和水泥浆顶替效率。上述技术措施的实施,为解决川东北地区高温、高压、高含硫气井固井技术难题做出了有益的尝试,取得了较好的现场应用效果。     

耐高温高密度防腐固井水泥浆

深层含酸性气体油气井中,高温、高压含CO₂气体环境易腐蚀水泥石,破坏水泥环密封完整性。为开发具有防腐能力的高温高密度固井水泥浆体系,对水泥浆关键材料进行研究,构建了抗高温高密度防腐水泥浆体系,分析了水泥浆性能和微观形貌。实验结果表明,锰矿粉加重剂能显著提高水泥浆密度,制备的水泥浆体系高温下抗腐蚀能力较好;研究的降失水剂JS18L、缓凝剂H16L在高温下能降低水泥浆失水量,调节稠化时间。将无机复合防腐剂NAM-H、聚合物防腐剂SZ-M2结合使用,作为防腐材料可增强水泥石防腐性能。使用研究的添加剂材料构建密度为1.90～2.20 g/cm3的抗高温高密度防腐水泥浆,水泥浆体系流变性好,稳定性高,失水量小于50 mL,稠化时间在3～5 h可调,满足固井作业要求。高密度水泥石高温下力学性能稳定,防腐能力强,水泥石腐蚀30 d的抗压强度衰退率在25%以内,腐蚀深度小于1.5 mm。该研究成果可为高温高压酸性气井以及二氧化碳地质封存井固井作业提供技术支持。      

新疆油田火烧油层井水泥石抗CO2腐蚀试验研究

新疆油田稠油井火烧油层开发过程中油井水泥石长期在CO2腐蚀环境下服役,CO2与水泥石发生腐蚀反应,破坏水泥石结构,降低油井的使用寿命。针对这一问题,优化设计了一套在火烧油层高温条件下抗CO2腐蚀的水泥浆体系,以现场地面监测气质分析结果中CO2含量为依据,开展了水泥石的室内腐蚀试验。结果表明,腐蚀后水泥石的渗透率及孔隙度均变化不大;扫描电镜下观察,没有发现明显的裂纹,水泥石形貌致密,结构比较均匀。由此可见,腐蚀后的水泥石仍具备良好的强度,结构稳定。研究结果对在新疆油田成功实施火烧油层工艺技术,保证稠油开发后期进一步提高采收率,实现老区稳产具有重要意义。     

SO42?和HCO3?对油井水泥石的侵蚀研究

利用X射线衍射仪、扫描电子显微镜、强度检测仪检测受腐蚀水泥石的产物、微观结构及抗压强度,分析调整井三次采油过程中HCO3? 和SO42?共同作用下油井水泥石的腐蚀作用,研究腐蚀对强度产生的影响规律,为合理设计抗腐蚀水泥浆体系提供基础。结果表明:38~60 ℃条件下,SO42?与HCO3?协同侵蚀作用下,水泥石的主要腐蚀产物为石膏、钙矾石和方解石,水泥石物质组成及微观结构被改变,侵蚀后水泥石的强度比SO42?或HCO3?单独腐蚀时更低;腐蚀达到及超过21 d时,水泥石强度低于未腐蚀水泥石,随腐蚀时间的延长及混合液浓度的增高,强度大幅度下降;腐蚀14 d以内时,腐蚀后水泥石的强度随温度升高呈增加趋势,腐蚀达到及超过21 d时,随温度升高水泥石强度呈下降趋势。