不同添加剂对氯氧镁水泥防水性能的影响

氯氧镁水泥是一种应用于地板材料和包装材料的水泥,由于防水性差,其使用范围受到了一定局限。针对氯氧镁水泥防水性差的问题,文中研究了添加粉煤灰、磷酸、消泡剂和减水剂等添加剂来改善氯氧镁水泥的防水性,效果显著。     

基于室内实验的疏松砂岩气藏出水机理分析及堵剂评价

针对青海涩北气田地质及储层的物性特点,结合生产资料,研究了储层的出水原因;并结合物理模型评价了就地聚合复合凝胶封堵体系在储层中的注入性及封堵效果。结果表明,储层的水敏性极强,排除了层内出水的可能。因此可以推断,邻近水层通过固井水泥环及其与井壁／套管二界面处的裂缝窜至井筒是气井出水的主要原因。配方体系成胶前注入性与水相当,其材料强度明显高于硅酸钠凝肢体系,堵剂在人工胶结岩心中的封堵强度达到29．2MPa／m．岩心中老化1个月结果表明．其封堵强度保留率达到90％以上。     

气液分异作用对泡沫运移封堵效果的影响

为考察气液重力分异作用对泡沫在储层内运移封堵效果的影响,采用二维均质可视化模型进行测试。结果表明:在气液重力分异作用下,泡沫在储层内呈现向上运移封堵趋势,气液体积比为0.5:1相比1:1和2:1在储层内的压力传播距离、波及面积和封堵强度较大;气液体积比1:1相比2:1和0.5:1的泡沫阻力因子下降幅度最小,重力分异作用体现最弱。气液重力分异作用对泡沫在储层内运移封堵效果存在较大影响,优化气液体积比可减缓气液重力分异作用,增强泡沫稳定性及封堵强度。     

疏松砂岩气藏管外窜槽的封堵实验研究

针对青海涩北气田在生产过程中由于套管外水泥环与储层接触面的胶结质量差而造成层间水容易窜至产层从而影响产能的情况,研制了低温水泥浆配方体系并进行了封堵模拟实验,评价了其固化后微观结构与抗压性能之间的关系及其在界面处的封堵效果。结果表明,添加剂的有效复配能够提高水泥浆中石英颗粒之间的联结强度,进而提高材料的固化强度;复合材料和水泥浆配方均能达到封堵的要求,但复合材料配方体系的封堵效果比水泥浆配方更好。     

石西油田深井高温底水封堵试验研究

通过室内研究和现场先导性试验,石西油田石炭系深井高温底水封堵首次取得了突破性进展.在堵水处理后189d内,产液量累计减少319t,原油累计增加70t.封堵前的日产液量为10t,处理3个月后逐渐降至78t,并维持了较长时间.针对石炭系深井底水高温的油藏条件,采用暂堵剂-改性栲胶凝胶-水泥封口三段塞技术提高了封堵的成功率.即:先用暂堵剂暂堵油层约1h,使后续注入的主剂段塞选择性地进入水层;形成的改性栲胶凝胶封堵层耐高温、热稳定性好;其后用水泥封口段塞提高封堵层强度.     

塔里木盆地古城地区上寒武统热液改造型储层形成机制与分布预测

塔里木盆地古城地区寒武系存在热液活动且白云岩的岩石学、地球化学特征表明其受到了热液的影响,但热液活动与储层形成之间的关系以及储层的分布特征尚不明确。根据寒武纪岩相古地理和台缘带丘滩体岩石学特征的综合分析,认为古城地区寒武统白云岩为浅埋藏白云岩化作用成因,热液的作用方式是后期改造,发育热液改造型白云岩储层。镁同位素分析表明,鞍形白云石沉淀所需的镁离子主要来自于寒武系本身,热液流体先对白云岩进行溶蚀,层内富集镁离子后再发生白云石沉淀。综合测井、岩心资料,通过计算强热液改造段与待预测井段的测井响应之间的协方差距离,实现了城探1井热液改造强度的单井预测。与三维地震资料相结合,实现了上寒武统各期丘滩体等时地层格架的热液改造强度的平面预测。结合热液流体对储层的差异改造,预测了不同储集性能的热液改造型储层的平面分布。     

FD-2改性水泥堵炮眼技术研究及其在东辛油田的应用

针对油田开发中后期封堵炮眼和大孔道的需要,研制了FD-2改性水泥封堵剂.该封堵剂在高温高压下稠度低,流变性好,初凝时间可控,具有较好的触变性,可避免在炮眼滞留堵塞,使用安全性高;候凝时水泥石早期强度发展快,封堵炮眼后凝结强度高,且具有较好的韧性、较强封堵强度和耐水冲刷能力.用FD-2改性水泥在东辛油田实施油井堵炮眼9井次,水井堵炮眼1井次,工艺成功率100%,有效率100%.     

苏桥储气库群老井封堵浆及封堵工艺研究与应用

苏桥储气库群老井的综合条件适合建造地下储气库,但老井破坏了储层的圈闭密封性,需要对老井进行封堵处理,达到恢复原有储层圈闭性、确保储气库安全运行的目的。针对苏桥储气库群的地层特点,研究开发了3套封堵水泥浆及封堵工艺:超细水泥颗粒细,其浆体可以进入储层水泥环的微间隙内部,能够弥补常规水泥浆封堵的缺陷,可以封堵储层;静胶凝封堵水泥浆具有静胶凝特性,可减小水泥浆的任意流散性,使水泥浆能够停留在漏失地层并凝固,从而封堵漏失地层;可抗170℃高温的常规封堵水泥浆,高温下水泥浆性能稳定、不沉降、不析水,水泥石无收缩,满足储气库封堵要求,开发了五级的封堵工艺,能封堵储气库老井。现场应用2口井,均达到储气库的封堵要求。证明开发的老井封堵水泥浆及封堵工艺切实可行,满足储气库的封堵要求。     

油井水泥与钢管胶结界面处微观结构研究(Ⅱ)

在动态养护条件下对油井水泥与钢管的胶结界面处微观结构进行了研究。结果表明,动态养护条件下油井水泥与钢管的界面处胶结强度即抗窜能力大幅度降低,与静态养护时完全不一样。在其胶结界面上,Ca(OH)2晶体和高碱性的C-S-H凝胶大量被溶蚀,耐冲蚀的钙矾石等水化产物较发育,存在一个结构疏松、强度薄弱的过渡层,该层是抵抗油气水窜的薄弱环节。     

用于油基钻井液堵漏的氯氧镁水泥浆体系

氯氧镁水泥具有优良的机械和热性能,常作为工业地板、防火、砂轮和墙体保温材料。针对常规水泥浆存在的抗侵污能力和酸溶性差,无法处理油基钻井液恶性漏失问题。利用氯氧镁水泥硬化体系的多元结晶相,采用DISP-S作为分散剂,DOT和Atmp复配作为缓凝剂,对氯氧镁水泥体系进行了优化,设计了一种可应用于油基钻井液大型漏失的堵漏水泥浆体系。实验结果表明,该堵漏水泥浆的密度为1.76 g/cm3,沉降稳定性良好,自由水含量几乎为0,失水量小于40 mL,在60℃下的稠化时间可达230 min,在中低温范围内水泥石的抗压强度均在30 MPa以上,侵入油基钻井液的水泥石仍然具备一定的力学性能,并且能在浓盐酸中完全溶解。     

用于油基钻井液堵漏的氯氧镁水泥浆体系

氯氧镁水泥具有优良的机械和热性能,常作为工业地板、防火、砂轮和墙体保温材料。针对常规水泥浆存在的抗侵污能力和酸溶性差,无法处理油基钻井液恶性漏失问题。利用氯氧镁水泥硬化体系的多元结晶相,采用DISP-S作为分散剂,DOT和Atmp复配作为缓凝剂,对氯氧镁水泥体系进行了优化,设计了一种可应用于油基钻井液大型漏失的堵漏水泥浆体系。实验结果表明,该堵漏水泥浆的密度为1.76 g/cm3,沉降稳定性良好,自由水含量几乎为0,失水量小于40 mL,在60℃下的稠化时间可达230 min,在中低温范围内水泥石的抗压强度均在30 MPa以上,侵入油基钻井液的水泥石仍然具备一定的力学性能,并且能在浓盐酸中完全溶解。      

复合膨胀剂对掺矿渣油井水泥性能的影响

针对普通油井水泥固井存在水泥浆高失水和水泥凝固过程中的体积收缩等问题，研究了G级油井水泥-矿渣-复合膨胀剂三元复合胶凝材料的膨胀与强度的协调性。通过汞压入法（MIP）和扫描电镜（SEM）等现代测试方法对矿渣油井水泥的水化硬化特性和机理进行了研究。试验结果表明，矿渣对改善G级油井水泥膨胀性能和力学性能有利；掺入煅烧MgO，在80 ℃水浴养护下，可得到比较理想的自生体积膨胀变形率，用限制膨胀来补偿水泥的限制收缩；掺钙镁复合膨胀剂，能改善矿渣油井水泥的微观结构，使得结构致密，抗压强度相应增加，可制备高性能膨胀油井水泥。     

镁渣-粉煤灰-水泥复合胶凝材料的初步研究

以粉煤灰、镁渣等工业固体废弃物为原料,辅以适量的激发剂,制备成镁渣-粉煤灰-水泥复合胶凝材料,研究了镁渣的比表面积,镁渣/粉煤灰掺比对复合胶凝体系的凝结时间和力学性能的影响.研究表明,胶凝材料的强度随着镁渣的细度、镁渣比表面积的增大而增加,少量水泥能够有效地激发出钢渣-粉煤灰体系潜在的活性,单掺水泥的钢渣-粉煤灰体系最优配比为:钢渣/粉煤灰=5∶5,水泥掺量为15%,石膏为10%.     

纳米基复合增强剂的研究与性能评价

低密度水泥浆体系常面临水泥石强度低、顶部强度发展缓慢的问题,而常规促凝早强材料虽可增加水泥石强度,但多会明显缩短稠化时间,稠化时间和强度之间矛盾突出。针对该问题,通过引入表面改性的纳米材料,搭配高效激活材料,开发出了一种“弱促凝、高早强”型复合增强剂。针对不同低密度水泥浆体系,通过控制增强剂加量、温度、水灰比、密度等变量,对该剂进行了评价实验。结果表明,纳米基复合增强剂可在对稠化时间影响较小的前提下,大幅提高水泥石的抗压强度,其中低密度水泥石顶部强度提高率可达40%以上,在不同类型低密度水泥浆体系中均有提强效果,并在长庆油田进行了应用,效果良好。      

改性矿渣MTC堵水技术的应用

普通水泥颗粒表面静电荷具有很大的表面相互作用,再加上失水增粘的影响,形成的颗粒有效尺寸远大于颗粒桥堵所需尺寸,影响注入深度.矿渣细度比标准普通水泥小,在水化前相互之间无作用力,能够进入到较小的孔道中,是一种比较好的挤水泥材料.根据紧密堆积理论,在矿渣MTC浆中加入微细材料PZW等进行改性.对改性矿渣MTC浆静胶凝强度、抗压强度、渗透率、失水、流变性、触交性及注入能力评价及现场应用表明,改性矿渣MTC浆具有良好的流变性,注替压力容易控制,静止时易形成胶凝状态,可快速封堵水层;性能易调节,初终凝时间可根据设计和施工要求任意调整;过渡时间短,强度发展快,可避免水蚀;渗透率小,堵水效果好;堵水工艺简单,成本低,成功率高.     

酰胺改性碳纳米管对固井水泥浆性能的影响

为提高无分散剂条件下碳纳米管在固井水泥浆中的分散性,对碳纳米管表面进行酰胺化改性并进行了红外表征,通过水泥石中不同区域导电性的差异程度来评价其分散效果,同时考察了酰胺化碳纳米管对固井水泥力学性能和综合性能的影响。研究表明,碳纳米管分散剂（阿拉伯胶）加量大时对水泥浆存在缓凝、沉降等消极影响,使得水泥石强度降低51.4%,上下密度差达1.309 g/cm3;对碳纳米管进行酰胺改性后,无分散剂条件下可实现碳纳米管在水泥浆中的均匀分散,空间导电率方差与未改性相比降低为原来的0.1%以下;改性材料的水润湿性更强,掺入0.06%酰胺化碳纳米管可使固井水泥浆的抗压强度、抗折强度、抗拉强度、抗冲击功分别提高33%、30%、61%、33%。酰胺化碳纳米管对固井水泥浆的稠化、析水、失水等综合性能均无影响,同时可分别降低水泥石渗透率和孔隙度达22.9%和25.5%。结果表明,酰胺化碳纳米管在无分散剂条件下能够均匀分散于固井水泥浆中,并且提高其力学性能,具有一定的应用前景。     

粒径对油井水泥水化热及力学性能的影响

油井水泥的粒径与其性能和用途密切相关,考察了3种粉磨方式下不同粒径分布油井水泥浆的性能。利用等温量热仪（ICC）、X射线衍射分析仪（XRD）、压汞仪（MIP）和扫描电镜（SEM）分别测试了不同粒径水泥颗粒早期水化放热速率、水泥石水化产物、孔结构及颗粒微观形貌。结果表明,物理粉磨方法只能将颗粒超细化,不能纳米化;相同水灰比的水泥浆,其原料颗粒粒径分布对浆体密度、水化产物无明显影响。但随水泥颗粒粒径的减小,浆体稠化时间缩短、流变性变差、析水率降低,稳定性增加。同时,超细水泥颗粒反应活性增强,水化放热量及放热速率增加,水灰比为0.5的0.013mm超细水泥（MC1000-0.5）24 h累积水化放热量较水灰比为0.5的普通G级水泥（G-0.5）提高了91.03%。在短期内生成了更多的水化产物,提高了水泥石早期强度及抗渗性能,且降低了水泥石的总孔隙率,水灰比为0.7的0.013 mm超细水泥（MC1000-0.7）水泥石的1 d龄期抗压、抗折强度较水灰比为0.7的普通G级水泥（G-0.7）分别提高了226.32%、153.13%,其28 d龄期总孔隙率及渗透率较G-0.7水泥石分别降低了10.1%及41.7%,但后期抗压强度增长幅度不大。      

酰胺改性碳纳米管对固井水泥浆性能的影响

为提高无分散剂条件下碳纳米管在固井水泥浆中的分散性,对碳纳米管表面进行酰胺化改性并进行了红外表征,通过水泥石中不同区域导电性的差异程度来评价其分散效果,同时考察了酰胺化碳纳米管对固井水泥力学性能和综合性能的影响。研究表明,碳纳米管分散剂（阿拉伯胶）加量大时对水泥浆存在缓凝、沉降等消极影响,使得水泥石强度降低51.4%,上下密度差达1.309 g/cm3;对碳纳米管进行酰胺改性后,无分散剂条件下可实现碳纳米管在水泥浆中的均匀分散,空间导电率方差与未改性相比降低为原来的0.1%以下;改性材料的水润湿性更强,掺入0.06%酰胺化碳纳米管可使固井水泥浆的抗压强度、抗折强度、抗拉强度、抗冲击功分别提高33%、30%、61%、33%。酰胺化碳纳米管对固井水泥浆的稠化、析水、失水等综合性能均无影响,同时可分别降低水泥石渗透率和孔隙度达22.9%和25.5%。结果表明,酰胺化碳纳米管在无分散剂条件下能够均匀分散于固井水泥浆中,并且提高其力学性能,具有一定的应用前景。      

一种评价水泥浆沉降稳定性的新方法——微压力波动测试水泥浆滤失—沉降耦合作用

目前的水泥浆沉降稳定性测试方法缺乏对沉降过程的描述。为了提高水泥浆沉降稳定性测试的准确性与科学性,设计了一种微压力波动测试仪,对滤失—沉降耦合作用的水泥浆柱分段压力波动进行测试,据此评价浆体的上、下密度差,并对不同黏度、温度、降失水剂、固相颗粒和触变性的水泥浆稳定性进行了分析。研究结果表明:①水泥浆沉降过程可分为高速期、低速期、稳定期和失重期,高速期滤失可减小浆体的上、下密度差;②滤失量越大、黏度越低、同类材料水固比越大,密度差越大、沉降稳定性越差;③温度对沉降稳定性的影响因降失水剂的协同作用而呈现出无规律性,高分子聚合物类降失水剂效果强于成膜类;④提高水泥浆触变性可改善浆体的沉降分层现象,胶凝强度的形成时间越短,效果越好。结论认为,较之于常规方法,该评价水泥浆沉降稳定性的新方法,可以对沉降全过程进行描述,并考虑了滤失对沉降的影响,更加贴合于井下的实际情况。