高温水热条件下水泥石强度衰退的研究

本文研究了几种常用油井水泥在高温水热条件下水泥石抗压强度衰退的规律,提出了掺加适当比例石英砂(SiO_2)抑制水泥石高温强度衰退的方法。方法表明是行之有效的。本研究对深井、超深井及地热井的固井水泥浆设计具有一定的指导意义。     

功能材料对固井水泥石力学性能的影响

固井工程中,水泥石力学性能是影响固井质量的重要因素。通过加入一定量的功能材料,可以增强水泥石的抗冲击能力和应变恢复能力,有效改善固井质量。为研究不同功能材料对固井水泥石力学性能的影响,选用韧性剂和弹性剂2种功能材料,配制韧性和弹性水泥浆并养护成水泥石,利用三轴应力应变实验,通过弹性模量、残余应变等考察不同类型水泥石力学性能。同时,通过功能材料特性,分析功能材料提高固井质量的作用机理。研究表明,两种功能材料都能有效降低水泥石弹性模量和残余应变,减小水泥石脆性,增强水泥石应变恢复能力。韧性剂提高了水泥石的韧性,有效防止了水泥石破裂形成裂缝,保证了水泥石的长期完整性;弹性剂则大幅度增强了水泥石弹性,减少了微环隙的形成,提高了水泥石的封隔能力。     

高温水热条件下水泥石强度衰退的研究

本文研究了几种常用油井水泥在高温水热条件下水泥石抗压强度衰退的规律,提出了掺加适当比例石英砂(SiO2)抑制水泥石高温强度衰退的方法。方法表明是行之有效的。本研究对深井、超深井及地热井的固井水泥浆设计具有一定的指导意义。     

抗循环温度210℃超高温固井水泥浆

随着勘探开发不断向深层迈进,超深井、超高温井逐渐增多,超高温对水泥浆抗温能力提出了更高挑战。为了解决现有水泥浆体系抗高温能力差的问题,研制了抗高温降失水剂DRF-1S、抗高温缓凝剂DRH-2L及其他配套抗高温水泥外加剂,并形成了超高温常规密度固井水泥浆,在室内对该水泥浆的性能进行了评价结果表明,该水泥浆能够满足井底循环温度210℃、井底静止温度230℃的固井要求,水泥浆API失水量可以控制在100 mL以内,稠化时间可调,高温沉降稳定性不大于0.04 g/cm3,230～250℃超高温下水泥石强度高且不衰退。该水泥浆在华北油田杨税务地区高温深井安探4X井φ127 mm尾管固井进行应用,固井质量优质,为该地区勘探开发提供了固井技术支撑。      

硫化氢对固井水泥石腐蚀研究

以SEM、X-ray和化学分析等方法,通过比较水泥石腐蚀前后抗压强度、渗透率、微观结构、水泥石腐蚀率的变化,研究了在不同H2S气体总压力、浓度(分压)等条件下H2S腐蚀不同渗透率、钙硅比的水泥石的规律。实验结果表明:H2S与水泥石中水泥水化产物反应生成CaS、FeS和Al2S3等没有胶结性的物质,会严重破坏水泥石的结构、增大水泥石的渗透性,使腐蚀进一步加速进行;1.5MPa下纯H2S腐蚀10天后水泥石的强度损失达到73.74%以上,渗透率增大63.47倍;在一定总压力下,H2S浓度越大,水泥石的渗透率增加倍数越大,强度损失率越大;水泥石的渗透率越大,水泥石腐蚀越严重;钙硅比越大,水泥石腐蚀越严重;水泥石的渗透率和钙硅比是控制H2S腐蚀水泥石的关键因素。     

固井水泥石的硫化氢腐蚀机理与抗腐蚀方法研究

在含H2S气体的油气田开发中,H2S的腐蚀问题很严重,不仅腐蚀套管,而且对水泥石的腐蚀也很严重。在这些油田开发中,固井问题变得复杂,如果我们能研究清楚H2S对固井水泥石的腐蚀问题,那么就能更好的采取防治措施防止H2S对固井水泥石的腐蚀,更能防止对套管的腐蚀。本文分析了固井水泥石H2S腐蚀的腐蚀机理,以及影响因素,阐述了固井水泥石抗H2S腐蚀的机理、方法、水泥浆体系,耐H2S腐蚀水泥浆类型。     

耐交变超高温固井水泥浆

在稠油热采井中,交变超高温将对固井水泥石的力学性能造成巨大影响。为研制抗高温能力强的水泥浆体系,基于XRD、TG、氮吸附及SEM方法,研究了交变超高温下偏高岭土和石墨对水泥石抗压强度、水化产物化学结构及微观结构的影响。研究结果表明,交变超高温可使常规加砂水泥石C—S—H的形态由“链状”或“网状”转变为“颗粒状”,破坏水泥石的结构完整性,从而降低其抗压强度;掺入偏高岭土和石墨后,可提高常规加砂水泥石耐交变超高温能力,且对水泥石物相组成影响不大;偏高岭土有颗粒填充作用和火山灰效应,且石墨与水泥基体界面胶结良好,使其二维方向上起到拔出作用,提高了水泥石结构完整性及力学性能。该研究结果可为稠油热采井固井水泥浆体系的性能评价及配方优化提供参考。      

固井水泥石三轴力学试验的试样制备方法

固井水泥石力学性能直接关系到水泥环的长期密封效果。获取固井水泥石的力学性能参数主要通过三轴力学试验进行，有效制备试样对固井水泥石三轴力学试验研究乃至水泥环完整性分析至关重要。基于固井水泥石三轴力学试验试样的特殊性，设计探索了正方体水泥石养护成形后取心的正方体取心制样以及借助于模具一次养护成形制样等2种试样制备方法；研制了用于模具养护制样方法的?25.4 mm×50.8 mm小试样和?50.8 mm×101.6 mm大试样2套圆柱形水泥石养护模具；通过散点分布、均方根误差分析、标准差分析等对比研究了56组不同制样方法获取试样的力学试验数据，结果表明，小试样模具制样养护方法在数据可靠性、制样效率及成本等方面均优于其他方法，推荐作为固井水泥石三轴力学试验试样制备方法。     

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。     

水平井水泥石力学性能的实验评价

为了提高水平井固井质量,需要对水平井水泥石进行科学而准确的评价,从而为有效改善水平井水泥浆性能提供更加可靠的理论依据。通过模拟水平井实际环境条件,对水平井固井常用的两种水泥浆体系进行了性能测试评价,得出其常规性能（析水、流动度、稠化时间等）虽满足固井施工要求,但水平段水泥环的水泥石力学性能表现出整体非均匀性的认识：水泥石胶结强度及弹性模量上部分较下部分小;水泥石泊松比上部分较下部分大,下部分水泥石的弹塑性形变能力较上部分弱;扫描电镜清楚观察到水平段水泥环的上部分疏松多孔,针状物质为纤维,下部分致密、严实。该实验成果为有效解决水平井固井质量问题提供了科学依据。     

一种油井水泥石高温稳定剂

针对普通加砂水泥石经受高温后抗压强度衰退的问题,研发出一种油井水泥石高温稳定剂,该稳定剂对水泥浆的稠化时间、水泥石常温强度发育、流变性无副作用,与油井水泥外加剂配伍性良好,形成的水泥石高温下（320℃、450℃）抗压强度不衰退,优于加砂水泥石及超细二氧化硅水泥石。同时加入高温稳定剂的水泥浆还具有很好的胶结强度,约是加砂水泥石环的4倍,超细二氧化硅水泥石环的3.5倍。该高温稳定剂在蒙古林油田现场应用2口井,整个施工过程顺利,固井质量较好,一二界面胶结质量良好,具有良好的应用前景。     

一种油井水泥石高温稳定剂

针对普通加砂水泥石经受高温后抗压强度衰退的问题,研发出一种油井水泥石高温稳定剂,该稳定剂对水泥浆的稠化时间、水泥石常温强度发育、流变性无副作用,与油井水泥外加剂配伍性良好,形成的水泥石高温下（320℃、450℃）抗压强度不衰退,优于加砂水泥石及超细二氧化硅水泥石。同时加入高温稳定剂的水泥浆还具有很好的胶结强度,约是加砂水泥石环的4倍,超细二氧化硅水泥石环的3.5倍。该高温稳定剂在蒙古林油田现场应用2口井,整个施工过程顺利,固井质量较好,一二界面胶结质量良好,具有良好的应用前景。      

一种新型油井水泥低温早强剂

针对水泥石低温情况下强度发展缓慢,影响钻井周期的具体情况,研制开发了早强剂DZ-Z.DZ-Z由多种无机化合物和有机化合物按一定的比例复合而成,具有双重早强作用,它能明显地提高低温下水泥石的早期强度,并能改善水泥石结构,使之致密、渗透率降低.早强剂DZ-Z加量为0.5%～2.0%,适用温度为0～50℃,8 h水泥石抗压强度大于3.5 MPa,随着加量的增加,水泥石强度也迅速增长.同时,早强剂DZ-Z基本不影响浆体的流变性能,还可以根据现场施工所需时间的长短,用缓凝剂调节水泥浆稠化时间,但仍能使8 h抗压强度大于3.5MPa.现场应用表明,低温早强剂DZ-Z在低温条件下明显缩短了固井候凝时间,节约了钻井作业成本.     

掺硅粉高水灰比水泥石高温强度衰退现象分析

实验发现,通过增加水固比为0.74获得的密度为1.65 g/cm3的低密度水泥浆（加有40%粗细搭配的硅粉）,在185℃、21 MPa养护48 h,抗压强度衰退率为20.3%,超声波强度衰退率高达50.6%。对该配方低密度水泥浆不同养护龄期的水泥石进行物相分析及微观形貌分析,认为其强度高温衰退的原因为:高水固比的水泥石机体内微孔隙本身较大,在高温养护过程中,随着水泥石机体内部物相的结晶化,微孔隙进一步增加,导致了强度衰退现象的发生,而且由于微孔隙对声波传输速度影响很大,这种衰退现象在声波强度上体现更加明显。通过外掺25%粒径为0.154 mm、密度为1.35 g/cm3的碳粉C-filler配制1.65 g/cm3低密度水泥浆,水固比降低为0.51,固相体积分数由32.0%升为46.0%,高温养护后水泥石密实、机体内微孔隙较少,强度衰退现象可得到改善。      

偏高岭土对油井水泥石抗压强度影响的室内研究

研究了不同的煅烧温度、煅烧时间以及高岭土的不同粒径对偏高岭土活性的影响以及偏高岭土对水泥性能的影响。研究表明该高岭土在700～900℃煅烧3h以上所得到的偏高岭土具有较高的活性,对改善水泥的强度等性能具有积极作用,是一种理想的高活性掺合料。     

超高温压裂液配方体系研究

川西地区部分油气储层埋藏深（7000m左右）、地层温度高（160℃以上）,要求压裂液体系具有良好的耐温耐剪切性能。通过优选对压裂液耐温耐剪切性能影响较大的添加剂,并完成相关评价,形成了可以满足160℃和180℃储层施工的超高温压裂液体系。该配方体系在160℃和180℃分别连续剪切120min之后,粘度仍然可以保持在100mPa·s以上,满足了超深井压裂改造的需要,填补了川西地区超高温压裂液的空白。     

新型低温固井早强剂性能研究

针对浅层低温导致水泥浆强度发展缓慢的问题,通过分散-共沉淀法制备了一种新型低温固井早强剂ES-22,并对制备早强剂的粒径及微观结构进行分析。比较了在低温条件下,新型早强剂ES-22与其他无机早强剂对水泥浆强度发展的影响,并研究了新型早强剂不同加量对水泥浆性能的影响规律。研究表明,制备的早强剂ES-22粒径主要集中在15～25μm之间。与其他早强剂相比,新型早强剂ES-22对水泥石早期抗压强度提升最大,且制备的早强剂在低温环境下对水泥石力学性能提升更大。早强剂掺入水泥浆中对水泥浆流变性影响不大,稠化时间无大幅度缩短,失水量降低。在20℃下养护24 h后,含4%早强剂水泥石的抗压强度和抗折强度比空白水泥石分别提高了204%和136%。新型早强剂在固井水泥浆中有很好的应用效果。     

超高温270℃水基钻井液体系研究

松辽盆地即将实施的大陆科探井松科2井井底温度可达260℃以上。采用室内合成的抗高温聚合物降滤失剂HR-1,改性腐植酸HS-1为主处理剂,与优选的沥青类高温封堵剂、高温稳定剂海泡石进行配伍性试验,形成了抗温270℃钻井液体系,并进行性能评价。结果表明,该钻井液具有较好的流变性和较低的滤失量,较强的抗钙土和抑制岩屑粉污染能力。钻井液高温稳定性好,270℃/96 h连续老化后滤失量小于5.0 m L。     

超高温固井水泥浆降失水剂的合成与性能

为实现超深井与复杂井超高温固井水泥浆体系的构建目标,突破常规固井水泥浆降失水剂的超高温控失水瓶颈,研制开发了超高温水泥浆降失水剂F-SHT,并对其进行了结构表征与性能评价。结果表明,F-SHT的数均分子量为21 475 Da,表观黏度低,不影响水泥浆的配制;在温度达到294℃时开始发生明显热失重,表明其分子链热稳定性良好;有效控失水温度可达240℃且可抗饱和盐水,采用水泥浆静态失水量评价方法,测得240℃/6.9 MPa下饱和盐水水泥浆API失水量为38 mL。测试了F-SHT在水泥浆体系中的综合性能,停开机、稳定性与API失水评价结果均合格。F-SHT在河探1井Φ177.8 mm尾管固井中成功应用,结果表明F-SHT现场适应性良好,固井质量良好,同时为超深层油气资源的勘探开发提供了有力支撑。     

新型承压堵漏水泥浆体系的室内研究

在渗漏型地层和诱导裂缝性地层固井时,水泥浆低返是各油气田急需解决的一项难题。从材料学角度出发,开发出了一种可承压延时吸水膨胀材料DRF,其核心组分为经过表面改性和化学接枝处理的棒状及球状高分子吸水膨胀树脂。评价了DRF承压堵漏水泥浆的常规固井施工性能和堵漏能力,分析了其作用机理。实验结果表明,DRF具有一定的降失水功能,使浆体游离液为0,水泥石渗透率降低72%,通过配合使用稳定剂,可提高水泥浆的沉降稳定性;DRF承压堵漏水泥浆能在0.7～6.9 MPa的压差下封堵不同粒径石英砂模拟的微渗漏和大孔洞型渗漏性漏失,对2 mm以下的裂缝性漏失也具有较好的堵漏能力。