超细"G"级油井水泥低温低密度水泥浆研究

针对海洋深水低温、破裂压力低等特点,通常要采用低密度水泥浆来封固深水表层;低温环境下普通"G"级油井水泥水化速度缓慢或几乎不进行水化反应,水泥石早期抗压强度低且发展缓慢。为有效降低现场候凝时间,节约深水作业成本,开发了一套适用于深水表层固井用超细"G"级水泥用低温低密度水泥浆。对水泥浆体系的设计原理与水泥浆组分进行了论述,并对该水泥浆体系在深水环境下的性能进行了评价,和中海油服现场在用的普通"G"级油井硅酸盐水泥浆体系进行了对比。结果表明,超细"G"级水泥低温低密度水泥浆体系在低温环境下具有较高早期强度、低失水量以及良好的流变性和稠化性能,其中密度为1.40g/cm~3及1.44g/cm~3的水泥浆在10～13℃温度下的稠化时间≥8hr,API失水70m L,1.40g/cm~3水泥石在10℃及13℃温度下养护24h后的抗压强度可达到3.9MPa及5.4MPa;1.44g/cm~3水泥石在10℃及13℃温度下养护24h后的抗压强度可达到5.8MPa及8.3MPa。同等水泥石密度及温度下,超细"G"级水泥石24h强度较中海油服在用的普通"G"级油井硅酸盐水泥石强度提高40%以上。     

海上稠油热采井水泥浆体系研究

海上稠油热采井与陆地热采井对水泥浆性能要求基本相同,都要求水泥环在生产中要长期满足经受反复高温考验后仍具有稳定性的特点。针对海上平台作业条件,参照硅酸盐水泥浆体系耐高温特点和纤维材料的增韧效果,优化添加剂组合,配制出一套密度在1.50~1.90 g/cm~3、温度区间为40~90℃的新型水泥浆体系。室内试验结果表明:该水泥浆体系失水量小于50 mL,稠化时间在120~400 min范围内可控,水泥石高温养护24 h的抗压强度最高可达24.8 MPa,在经350℃高温条件下养护28 d,水泥石仍有32.9 MPa的抗压强度。表明该体系可以满足海上热采井固井的施工要求。     

操作条件对NF90膜软化水过程的影响

以模拟硬水为水样,针对压力、温度和pH值等操作因子对NF90型纳滤膜软化水过程的影响进行了试验研究。结果表明,在处理暂时硬度为300 mg.L-1(以CaCO3计)的硬水时,NF90膜有较高的通量和Ca2+截留率,适用于水质软化过程。在操作压力为0.5～2.0 MPa、温度为13℃～37℃、水样pH值为6.0～8.0的条件下,膜通量随操作压力、温度的升高而升高,但受pH值的影响不大。在试验条件范围内,Ca2+的截留率均>97%。     

改性纳米SiO2@AEPM聚合物耐温缓凝剂制备及性能评价

本文利用纳米材料自身的耐温性能，采用溶胶-溶液法在纳米SiO₂表面接枝一定的疏水聚合物单体AEPM，得到一种耐温缓凝剂SiO₂@AEPM，通过红外光谱、粒径分析及热重分析对其结构进行表征。并对SiO₂@AEPM加入后的水泥浆体系稠化性能及水泥石抗压强度进行评价，实验结果表明，SiO₂@AEPM缓凝剂的温度适用范围为110～200℃，200℃时SiO₂@AEPM缓凝剂体系的稠化时间为254min，在高温条件下，SiO₂@AEPM缓凝剂具有良好的缓凝性能。浓度为0.3%时，90℃养护168h的水泥石抗压强度达到48.5MPa,SiO₂@AEPM缓凝剂在高温条件下能够起到在延长水泥浆体系稠化时间的同时对水泥石强度无影响，可适用于温度大于100℃的大温差、超深井固井作业。     

改性环氧树脂在抗腐蚀水泥浆中的应用

在CCUS井中,水泥石抗腐蚀能力和力学性能是确保水泥环密封完整性的关键。抗腐蚀水泥浆体系最常用的是胶乳等成膜堵孔类聚合物材料通过提高水泥石致密性,降低水泥石渗透率,进而降低提高CO₂的侵入阻力。但胶乳等材料会导致水泥石抗压强度较低的问题,不利于CCUS井前期压裂、后期的反复注采中保持水泥环长期完整性。本研究采用可固化树脂代替胶乳,起到降低扩散速率作用的同时,提高水泥石力学性能。利用脂肪醇聚氧乙烯醚对环氧树脂改性,优选2-乙基-4-甲基咪唑为固化剂,形成的树脂与固化剂体系可直接混入配浆水中,现场作业简便,且树脂的固化反应与水泥浆的稠化反应相互独立,树脂水泥浆复合体系的耐温能力强,130℃条件下流动性好、稠化时间可调,7d抗压强度最高达51.1MPa,杨氏模量低至4.97GPa。树脂固化体可有效提高水泥石致密性,降低水泥石渗透率,进而降低提高CO₂的侵入阻力,形成的树脂水泥浆复合体系具有良好的抗腐蚀性能。     

CO2矿化燃煤灰渣基加气混凝土配方研究

为实现燃煤固体废弃物和捕集后CO₂的资源化利用，以煤基废弃物燃煤灰渣、脱硫石膏为主要原料，以矿渣为补充胶凝材料，研究了固废配比、矿化养护压力、矿化养护温度对加气混凝土抗压强度和CO₂固定率的影响。通过XRD、SEM分析了不同矿化养护制度下的晶相结构和微观形貌，通过压汞法研究了不同养护工况对加气混凝土孔隙结构的影响。结果表明，合适的剩余水灰比有助于提高加气混凝土的CO₂固定率和早期抗压强度；CO₂养护压力由0.05 MPa上升至1.00 MPa时，加气混凝土的固碳率提高24.8%,抗压强度先上升后降低，养护压力在0.1 MPa时达到峰值；CO₂养护温度由25℃上升至105℃时，加气混凝土固碳率和抗压强度先上升后下降，固碳率在45℃时达到最大值7.21%,抗压强度在65℃时达最大值3.53 MPa;通过XRD和SEM分析可知，主要矿化产物为碳酸钙，并以方解石和球霰石的形态存在，较高养护压力(≥0.2 MPa)易导致产物界面出现细微裂缝，而随养护温度升高，矿化产物与水化产物同时出现；...     

干硬性混凝土抗压强度影响因素试验研究

针对干硬性混凝土的成型压力、养护温度、养护条件等因素对其抗压强度的影响规律进行了试验研究。结果表明:随着成型压力的增加,干硬性混凝土强度先升高后降低,成型压力为0.010 MPa时,干硬性混凝土的抗压强度最高;温度越高,干硬性混凝土的早期强度越高,但对后期强度发展不利,而20℃养护温度能使干硬性混凝土获得较高的后期强度;相比水中养护和饱和氢氧化钙溶液中养护,标准养护对干硬性混凝土更适宜。     

高温条件下G级油井水泥原浆及加砂水泥的水化和硬化

利用X射线衍射仪和扫描电子显微镜研究了80～240℃温度范围内温度、硅砂对G级油井水泥水化硬化的影响,检测和分析了硬化体的水化产物、微观结构和强度,揭示了水化产物组成、微观结构及硬化体抗压强度的变化特点.结果表明:当养护温度超过110℃时,不添加硅砂的水泥原浆的主要水化产物由CSH(Ⅱ),C2SH2,C3S2H3转变为C2SH,硬化体微观结构由三维网络状结构转变为板快状或团块状结构,原浆水泥石抗压强度随温度升高而降低;在相对较高的温度条件下,添加硅砂的水泥主要水化产物则分别转变为C5S6H5,C6S6H(>150℃),C5S5A0.5H5.5,C3.2S2H0.8及其他类型的水化硅酸钙晶体,硬化体的微观结构相应地变为纤维网状、粗框架、短平行针状及团块状,在温度为100～150℃范围时,添加硅砂的水泥硬化体抗压强度随温度升高而增加,而在温度为150～240℃范围时.抗压强度随温度升高而降低.对于温度超过120℃的深井,合理的硅砂加量为30%～40%.     

抗H_2S腐蚀外掺料在油井水泥中的研究

为改善油井水泥石抗H2S腐蚀能力,研究了外掺料FB和CB(铁族化合物)对油井水泥抗腐蚀性能的影响。通过对腐蚀前后水泥石抗压强度、渗透率、孔结构(MIP法)等性能的测试和水泥石样品的微观形貌及腐蚀产物成分分析,评价两种外掺料对油井水泥石的抗腐蚀性能的影响。结果表明:80℃下,H2S溶液腐蚀养护至28d,FB掺量为10%时,抗压强度达26.52MPa,比净浆水泥石提高35.6%,CB掺量为3%时,达29.86MPa,比净浆水泥石提高52.7%;FB和CB的掺入能有效降低水泥石有害孔(100nm)比例,且孔径分布趋于无害孔(50nm);FB和CB的掺量为10%时水泥石在7MPa驱替压力下的渗透率为零(原浆水泥石为0.96×10-3μm2)。FB和CB的掺入有利于水泥石抗H2S腐蚀能力的提高。     

废弃玻璃粉对水泥石高温抗压强度和微观结构的影响

废弃玻璃粉作为一种高SiO₂含量的固体废弃物,可以有效防止油井水泥石在高温下的强度衰退,从而提升深井、超深井固井水泥环长期封隔完整性。本文研究了150 ℃、21 MPa下,不同粒径废弃玻璃粉对水泥石抗压强度、渗透率和微观结构的影响。结果表明:150 ℃、21 MPa下净浆水泥石180 d抗压强度为8.57 MPa,较1 d衰退76.04%;掺入废弃玻璃粉可以提高水泥石抗压强度的长期稳定性,在内掺40%(质量分数)粒径为45 μm的废弃玻璃粉情况下,水泥石在180 d时抗压强度为31.85 MPa,较1 d仅衰退3.95%,渗透率为1.28×10^-2 mD,较1 d降低16.88%;掺入废弃玻璃粉改变了水泥石150 ℃、21 MPa下的物相组成,净浆水泥石的主要结晶相为氢氧化钙和水硅钙石,掺入不同粒径废弃玻璃粉的水泥石主要结晶相为硬硅钙石和托贝莫来石;内掺40%粒径为45 μm的废弃玻璃粉的水泥石中托贝莫来石晶粒尺寸稳定;随龄期增加,净浆水泥石孔结构向大孔径发展,内掺40%粒径为45 μm的废弃玻璃粉的水泥石的孔结构更加致密,180 d内各龄期均以凝胶孔为主。