负温早强水泥浆体系的室内实验

负温环境下常规固井水泥浆液相水分会分凝结冰,水化反应减缓甚至完全不进行,导致固井工作难以开展。针对该问题,通过对负温下水泥浆水化性能优化、凝结时间调节、流变性能评价、抗压强度测试等实验研究,确定了以质量分数20%的防冻促凝剂SCLC-1溶液为配浆溶液,改性高铝水泥为基础水硬性材料,醇氨类促凝剂TEL加量0.5%,凝结时间调节剂SCEG加量1%~3%的冻土区负温水泥浆体系。实验结果表明:该体系具有优良的负温固化性能,在?18 ℃条件下0.5~3 h内固化,24 h抗压强度达3.5~9 MPa,流变性能良好,可有效解决负温条件下常规水泥浆不固化无强度难题,满足冻土区固井施工要求。     

改性高铝水泥浆的负温硬化性能及其增强机制

针对负温环境下固井水泥浆水化反应减缓甚至停滞,导致固井施工难以进行的问题,开展了改性高铝水泥浆的硬化特性优化和早期强度的增强机制研究.在0,–10和–18℃温度下,进行了改性高铝水泥浆的凝结时间、流动度及抗压强度等性能对比试验,研究了负温环境下水泥浆关键性能的变化规律及与凝结时间调节剂SCEG之间的关系;在分析水化产物...     

硅烷偶联剂包覆油井水泥的性能与应用

为提高固井水泥环的耐久性,使用硅烷偶联剂KH-560对油井水泥颗粒表面进行包覆处理后以10%的加量加入固井水泥浆中配制成新型的自修复固井水泥浆体系。通过润湿性和水化放热试验研究了硅烷偶联剂包覆油井水泥的表面特性;通过SEM扫描电镜分析和固井水泥环微间隙与微裂缝自修复模拟试验研究了加入硅烷偶联剂包覆油井水泥的固井水泥浆体系固化体的微观结构和自修复性能。研究结果表明:硅烷偶联剂包覆处理后的油井水泥颗粒表面形成了憎水保护膜,降低了水化反应活性;将硅烷偶联剂包覆油井水泥以10%加量加入固井水泥浆后,明显增加了固井水泥环中的未水化产物数量,能够发生多次水化反应,为固井水泥环自修复性能的建立提供了有利条件;加入硅烷偶联剂包覆油井水泥的固井水泥浆固化体损伤试样(模拟微间隙与微裂缝)经过养护后抗窜强度恢复值高于50%,自修复能力优于普通的固井水泥浆,固井水泥环的耐久性和完整性增强,提高了复杂条件下的油气井和储气库的固井质量。     

油井水泥浆液-固态演变的结构与性能

固井水泥浆“失重”对固井质量具有严重影响,而固井水泥浆在液-固态转变过程中的结构和性能变化与“失重”密切相关。因此,通过XRD测试、TG测试及机械性能分析仪对固井水泥浆的液-固态转变过程中的性能演变进行分析;并结合环境扫描电子显微镜（ESEM）及新的制样方法定点观察水泥浆液-固态过程中的微观形貌。研究发现：固井水泥浆在液-固态转变中,Ca（OH）₂的生成速率明显增加,水化反应速率加快;随着水泥浆水化反应的进行,水泥颗粒被无定形的水化产物覆盖,使水泥浆颗粒之间相互支撑,让液-固态转变过程的水泥浆呈“骨架-孔隙结构”,降低水泥颗粒的流动性能;而随着水化反应的进一步进行,孔隙溶液中自由水量的降低,溶液中水化产物则结晶长大,降低了水泥浆中的孔隙率,使水泥浆的孔隙水压力不能有效传递,从而使水泥浆在液-固态转变过程中“失重”;并使水泥颗粒之间由物理键连接转变为化学键连接,增加水泥石抗压强度,降低水泥石的泊松比。     

高活性低密度水泥浆及其强度形成机理研究

为了解决井底高温高压下空心轻质颗粒破碎造成低密度水泥浆流变性恶化摩阻升高、密度上升，固井漏失风险增加的问题，利用高活性实心复合减轻材料和配套激活剂，开发了恒密度、具有二次水化特征的高活性低密度水泥浆体系。文章利用水化热分析仪、X射线衍射仪、热重分析仪和扫描电子显微镜等，研究了高活性低密度水泥浆体系的早期水化反应、水化产物化学结构、微观结构和抗压强度发展规律。结果表明：高温高压下高活性低密度水泥浆具有恒密度、恒流变的特点。在高活性低密度水泥浆中，硅酸盐水泥水化产生的碱性水化产物和水化热可激活复合减轻材料，使该水泥浆早期水化过程中具有二次水化特征，形成“双放热峰”,增加水泥浆的水化热和水化产物含量。高活性低密度水泥浆水化反应消耗Ca(OH)₂,形成大量钙矾石和C-(A)-S-H,增加该水泥石的水化产物含量、固相体积分数和微观结构致密度。与釉化珍珠岩低密度水泥石相比，水化28 d高活性低密度水泥石的抗压强度提高了16.7%,其耐久性良好。     

固井液与多功能钻井液泥饼整体固化胶结的可行性探讨

研究了MTC固井液和油井水泥浆固井液与多功能钻井液泥饼的胶结状况。试验结果表明，多功能钻井液泥饼的固化反应直接受到固井液水化反应机理和过程的控制。在MTC浆水化反应初期会产生大量发生水化反应必需的可溶性离子，这些可溶性离子渗透到多功能钻井液泥饼内部，为其提供了可激发水化反应的可溶性离子，从而实现了整体固化胶结；而在油井水泥浆与多功能钻井液泥饼的胶结试验中，能够渗透到泥饼内部的大多是Ca^2 ，而Ca^2 离子极易和泥饼中的膨润土颗粒和处理剂发生絮凝反应，形成不会固化而且破坏胶结强度的絮凝产物，剩下的少量Ca(OH）2难以激活多功能钻井液泥饼的水化反应，因此整体固化胶结难以实现。要实现油井水泥浆固化体与多功能钻井液泥饼的整体固化胶结，应该对固井液体系进行必要的改进，使其在水化反应过程中产生的水溶性离子的种类和数量能够满足泥饼固化的需要；同时应该注意研究新的能够激发和促进泥饼固化水化反应的钻井液添加剂，对钻井液进行必要的改进。     

可固化树脂基固井材料及其固化剂的优选

水泥基固井材料存在脆性大、抗腐蚀性差等缺点,在油气井长期生产过程中易发生脆性破坏导致环空带压、层间窜流等问题。可固化树脂基固井材料具有强度高、弹性模量低、弹塑性强等优点,具有作为固井材料的潜力。通过对几种主要可固化树脂基材料进行分析,在对适合固井需求的环氧树脂优选和固化剂初选的基础上,提出了一种使用黏度-时间曲线代替水泥浆研究中常用的稠化曲线来评价树脂基固井液稠化过程的方法,通过实验进行了树脂固化液体系的优选。结果表明,HSPT固化剂可操作时间较长,反应产物抗压强度超过70 MPa,弹性模量低于3 GPa,气测渗透率低,适合50~90℃下的油气井固井;聚醚胺固化剂的固化产物抗压强度超过75 MPa,弹性模量小于2 GPa,适合30~50℃下的油气井固井。      

一种低温低密度可固化隔离液的研制与性能评价

为适应海上“零排放”的环境保护政策,最大限度减少环空自由套管长度,同时为了提高斜井（尤其大位移井段、水平井段）固井顶替效率,改善固井二界面封固质量,研制了一种低温低密度条件下可固化的隔离液LL-CSF。对其进行性能评价,结果表明：① LL-CSF与钻井液和水泥浆具有良好的相容性,满足固井作业对前置液的要求;② LL-CSF与钻井液和水泥浆的混合液固化体抗压强度达到1.6 MPa以上,且与钻井液的混合液固化体也具有一定的抗压强度;③温度为20℃和40℃时,LL-CSF有利于提高固井二界面抗剪切强度,且40℃下可提高约3倍,但温度超过60℃时则不利于固井二界面胶结;④随着温度和时间的增加,LL-CSF固化体抗压强度先增大后降低,但随着LL-CSF密度的增大,其固化体抗压强度总体呈增大趋势;⑤ LL-CSF固化体具有较好的耐久性和稳定性。LL-CSF固化机理初步认为先是矿渣中富钙相和富硅相分解,然后各种离子和化学键重组而形成相应的水化产物。LL-CSF具有成本低廉、现场实施简便,可满足海洋固井的特殊需求,即在低温（小于40℃）且水泥浆不返到地面而又需要隔离液固化充填的固井中具有一定的应用前景。     

一种低温低密度可固化隔离液的研制与性能评价

为适应海上“零排放”的环境保护政策,最大限度减少环空自由套管长度,同时为了提高斜井（尤其大位移井段、水平井段）固井顶替效率,改善固井二界面封固质量,研制了一种低温低密度条件下可固化的隔离液LL-CSF。对其进行性能评价,结果表明:① LL-CSF与钻井液和水泥浆具有良好的相容性,满足固井作业对前置液的要求;② LL-CSF与钻井液和水泥浆的混合液固化体抗压强度达到1.6 MPa以上,且与钻井液的混合液固化体也具有一定的抗压强度;③温度为20℃和40℃时,LL-CSF有利于提高固井二界面抗剪切强度,且40℃下可提高约3倍,但温度超过60℃时则不利于固井二界面胶结;④随着温度和时间的增加,LL-CSF固化体抗压强度先增大后降低,但随着LL-CSF密度的增大,其固化体抗压强度总体呈增大趋势;⑤ LL-CSF固化体具有较好的耐久性和稳定性。LL-CSF固化机理初步认为先是矿渣中富钙相和富硅相分解,然后各种离子和化学键重组而形成相应的水化产物。LL-CSF具有成本低廉、现场实施简便,可满足海洋固井的特殊需求,即在低温（小于40℃）且水泥浆不返到地面而又需要隔离液固化充填的固井中具有一定的应用前景。      

基于水化反应动力学的深水固井井筒温度与压力耦合预测模型

针对深水固井候凝期间水泥浆温度、压力与水化反应之间复杂的相互作用,基于水泥浆水化反应动力学建立深水固井候凝井筒温度压力耦合模型,利用差分法进行耦合数值求解,并将计算结果与实验及现场数据进行对比以验证模型的准确性。考虑水化反应、温度、压力之间的相互作用时,新建立的固井井筒温度压力耦合模型计算精度在5.6%以内,能够很好地满足工程要求。结合深水井开展数值模拟分析候凝期间井筒温度、压力、水化度的演化规律,研究结果表明:水泥浆温度在水化热作用下会迅速升高;随着水泥浆胶凝强度的发展,水泥浆的孔隙压力会逐渐降低,甚至低于地层压力,从而引发气窜;瞬态变化的温度和压力会影响水泥浆水化反应速率,井筒深部的水泥浆在高温高压环境下具有更快的水化反应速率;对于深水固井作业来说,泥线附近的低温环境会延长水泥浆的候凝时间,导致固井工作周期变长。图16表2参26     

低温固井水泥浆体系的室内研究

针对煤层气层的低温固井以及深水表层套管固井中油井水泥早期强度发展缓慢的问题,通过将胶体SiO₂、硫酸盐和醇胺类物质三元复配,开发出一种复合型无氯早强剂AA。研究了该早强剂不同加量对油井水泥的影响,采用XRD、SEM分析水泥水化产物和微观形貌,并结合早强剂中各组分作用,分析了它的作用机理。通过向水泥中加入减轻材料和配套外加剂,形成了一套密度为1.35~1.87 g/cm3的低温固井水泥浆体系。研究结果表明,早强剂AA可以加速水泥熟料C₃S、C₂S的水化反应进程,同时消耗水泥水化生成的Ca(OH)₂,胶体SiO₂可以与Ca(OH)₂发生火山灰反应生成C-S-H凝胶,它可以填充水泥颗粒之间的微孔隙,显著提高水泥石早期强度;该低温固井水泥浆在30℃下的24 h抗压强度大于13 MPa,稠化时间在196~258 min之间,失水量为24 mL,游离液为0,流动度大于20 cm。此外,该水泥浆体系具有直角稠化、防气窜性能优异等优点。      

耐高温油井水泥缓凝剂SCR180L 的合成及评价

针对深井、超深井、长封固段固井中大温差下水泥浆顶部强度发展缓慢或超缓凝的难题,以2- 丙烯酰胺基-2- 甲基丙磺酸（AMPS）、N- 乙烯基吡咯烷酮（NVP）和衣康酸（IA）为原料开发了新型高温缓凝剂SCR180L,并用红外光谱对共聚物的结构进行了表征。室内研究表明,SCR180L 可满足循环温度范围为70~180 ℃的固井需求;100 ℃、50 MPa 下,加入0.9%~1.8%SCR180L 的水泥浆稠化时间延长到127~331 min;150 ℃、70 MPa 下,加入2.7%~3.6%SCR180L 的水泥浆稠化时间延长到214~409 min,且随缓凝剂的加量增加而有规律的延长;温差70 ℃条件下水泥浆强度发展良好,24 h 水泥石强度大于14 MPa;缓凝剂抗盐能力可达到18%。现场应用结果表明,缓凝剂SCR180L 耐温性能好,温度适应范围广,对水泥石抗压强度的影响不明显,可以满足深井、超深井及长封固段、大温差固井的应用需求。     

粉末丁腈橡胶对固井水泥浆性能的影响

为开发适用于复杂井固井的柔性水泥浆体系,研究了粉末丁腈橡胶对固井水泥浆性能的影响,并观察了粉末丁腈橡胶水泥石微观形貌。研究结果表明,粉末丁腈橡胶表面包覆稳定,对水泥浆流变性和稠化时间影响较小,可以降低水泥浆的失水量,改善水泥浆稳定性。养护7 d后,含有3%粉末丁腈橡胶的水泥石试样的抗压强度较空白水泥石下降12.9%,但是其抗折强度和抗冲击强度分别提高了17.3%和19.7%。与空白水泥石相比,含有4%粉末丁腈橡胶的水泥石试样最大应变提高了58.1%,弹性模量下降49%。粉末丁腈橡胶加入到水泥浆中,水泥浆固化后橡胶粉填充在水泥水化产物之间,降低了水泥石脆性,提高了抵抗冲击载荷的能力。粉末丁腈橡胶能用于设计性能优良的柔性水泥浆体系。图11表2参18     

一种新型深水低温液体早强剂的研究及应用

通过引入新型早强剂,成功解决了低温环境下,特别是环境温度低于15℃情况下水泥浆的水化进程缓慢的问题,成功解决了固井候凝时间长的难题,值得在深水低温环境下借鉴与应用。     

Z35 区块调整井可固化隔离液技术研究与应用

江苏油田Z35 区块存在调整井固井质量差、环空油气水窜现象,分析其原因是由于井壁虚泥饼及窝存的死泥浆造成了界面胶结质量较差。针对这一问题,室内研发了一种新型可固化隔离液体系,该体系主要由悬浮剂、固化剂、激活剂组成。实验结果表明:该体系90 ℃下沉降稳定性不大于0.01 g/cm3,根据现场情况配制了密度范围在1.40~1.80 g/cm3 的可固化隔离液体系,在50~90 ℃条件下具有稳定的流变性能;可固化隔离液中聚磺钻井液加量在0~75% 范围内均能实现固化,江南G 级水泥浆中掺入25% 的可固化隔离液在90 ℃条件下养护48 h,抗压强度高达16.69 MPa;与钻井液、水泥浆具有良好的相容性,与水泥浆不同比例混合后均能延长稠化时间,降低水泥浆的滤失量,对水泥浆初始稠度影响甚微;通过合理调整密度剂的加量, 可以配置密度范围在1.4~1.8 g/cm3 的可固化隔离液。江苏油田Z35-28 井?139.7 mm 油套固井的成功应用表明,该体系可以达到高效顶替、有效隔离、平衡固井的目的。     

低密度高炉矿渣水泥浆体系的研究应用

长庆油田以高炉矿渣代替水化材料,再加激活剂和少量水泥、膨润土和漂珠,配制成1.48~1.63g/cm3的低密度矿渣水泥浆,经室内试验,流动度大于20cm,45℃、25MPa条件下的稠化时间大于180min,45℃、24h的抗压强度达到5.4~10.8MPa,与高密度的纯水泥浆配伍性好,能满足现场施工要求。经4口井试验,油层以上用低密度矿渣水泥浆封固,油层仍用纯水泥封固,施工顺利,固井质量优良,成本比用低密度粉煤灰水泥浆固井还要低。文中还探讨了高炉矿渣和激活剂的物理性质、化学性质和水化机理。     

北极永久冻土层固井水泥浆

近年来,北极地区石油勘探开发进度明显加快,市场前景良好。针对北极永久冻土层最低温度达-9℃的超低温以及该地区作业时间宝贵的问题,要求水泥浆体系在负温环境下候凝时间短且24 h有强度发展。通过研发低温胶凝材料C-SE8和缓凝剂H10S,并复配G级油井水泥和其他添加剂,分别用淡水、海水和14% NaCl溶液配制超低温水泥浆体系。评价结果表明,密度为1.50 g/cm3的水泥浆在-10℃下的24 h抗压强度可达3.6 MPa以上,密度为1.90 g/cm3的水泥浆在-10℃下的24 h抗压强度可达6.8 MPa以上;该体系适用温度为-10℃～30℃,浆体具有良好的流变性能,且稠化时间易调整,满足北极永久冻土层固井施工要求。      

纳米SiO_2溶胶缓解油井水泥高温强度衰退的作用机理

油井水泥石强度衰退是高温固井所面临的主要难题之一,而添加纳米SiO_2能否缓解水泥石的高温强度衰退以及其作用机理是什么,还有待于验证和确认。为此,通过室内试验,基于X射线衍射仪、扫描电子显微镜和能谱仪分析水泥石的矿物组成、微观结构和水化产物的元素,测定了高温条件下(150℃/35 MPa)纳米SiO_2溶胶对G级油井水泥石抗压强度的影响及变化规律,据此研究纳米SiO_2溶胶在高温下对水泥水化产物的作用机理。研究结果表明:①纳米SiO_2溶胶可以提高G级油井水泥浆的稠度系数,对水泥浆的流变性会产生不利的影响;②在高温养护初期,纳米SiO_2溶胶会降低水泥石的抗压强度,但加入纳米SiO_2溶胶的水泥石的抗压强度不会随着养护时间的增加而产生明显的变化;③加入少量纳米SiO_2溶胶的G级油井水泥中的纳米SiO_2颗粒吸附在水泥矿物表面阻碍水化反应,能够缓解水泥水化产物的高温脱水变质,纳米SiO_2颗粒还可以提高水泥微观结构的致密性;④加入大量纳米SiO_2溶胶的G级油井水泥中的纳米SiO_2与氢氧化钙发生火山灰反应生成一种新型的、结构松散的薄片蜂窝状CSH产物,难以提供较高的抗压强度。结论认为,纳米SiO_2可以作为水泥添加剂以缓解油井水泥高温强度衰退,该研究成果为高温固井水泥浆体系的设计提供了一条新的思路。     

固井二界面泥饼固化剂与水泥浆滤液的反应机理

固井二界面封隔失效已是制约油气高效开采的重要因素,而提高固井二界面胶结质量是解决这一工程难题的主要途径。基于提出的MCS (mud cake solidification)技术,采用现代分析测试技术,研究了固井二界面泥饼固化剂与水泥浆滤液的反应机理。研究结果表明,在压差的作用下泥饼固化剂的有效成分将发生向泥饼方向的迁移扩散,进而吸附在泥饼表面且渗透进入泥饼本体;泥饼固化剂与水泥浆滤液反应,生成水化硅酸钙(C-S-H)、水化铝酸钙(C₃AH₆)等胶凝物,且随着养护时间的延长,这些胶凝物可由低聚态的硅酸阴离子逐渐聚合为高聚态水化硅酸胶凝物,即在最初的3 h内,硅酸阴离子单聚体的量急剧下降,同时二聚体的量先增多后减少,最终生成高聚物,进而固化泥饼,提高固井二界面胶结质量。      

一种新型低放热水泥材料的室内性能研究

海洋深水钻探常常钻遇浅层水合物层,常规低温水泥浆放热量大,固井期间会引起水合物层不稳定,影响固井质量。通过对几种胶凝材料的筛选研究,开发了一种新型低放热水泥材料,从而建立了一套可适于深水浅层水合物层固井的低热水泥浆体系。该水泥浆体系在密度为1.40～1.60 g/cm3时,3 d的水化热均小于200 J/g,水泥石在10℃下养护24 h后的抗压强度大于3.5 MPa,降失水性能较常规低热水泥有较大提高,均小于50 mL,流变性测试φ₃₀₀均在300以下,同时新型低热水泥性能比普通低热水泥水化热更低,稠化时间可调,室内实验表明,新型低热水泥浆体系在低温环境下具有低水化热、高早强、低失水以及稠化性良好等特点,能够满足海洋深水水合物层固井作业的要求。