高温高压下石英砂粒径对油井水泥石性能的影响

在油井水泥中掺入石英砂是防止水泥石在高温高压下强度衰退的常用手段,通过在G级油井水泥中内掺35%不同粒径的石英砂,并在高温高压（240 ℃×21 MPa）下养护至180 d,来探究石英砂粒径对油井水泥石高温力学性能的影响。实验测试了加入不同粒径石英砂的水泥石的抗压强度和渗透率,分析了水泥石的水化产物和孔隙结构。结果表明,石英砂能够防止水泥石在高温下强度衰退,但是水泥石的抗压强度随石英砂粒径的减小而降低;掺入石英砂可降低水泥石的渗透率,石英砂的粒径越小,水泥石的渗透率越低。掺入较大粒径石英砂的水泥石中,生成的针状硬硅钙石较长,是水泥石具有较高抗压强度的主要原因。以300目35%加砂水泥为基础,复配其他外加剂形成高温高压水泥浆配方,在南海DX-11-2井应用,现场固井施工顺利,24 h时CBL和VDL测井显示固井质量优良。      

深井高温条件下油井水泥强度变化规律研究

对深井高温条件下G级油井水泥石强度变化特点进行了实验研究,分析了温度、硅砂加量对G级油井水泥石强度的影响.实验表明:G级油井水泥石在高温条件下产生强度衰退,强度衰退的临界温度分别为110℃和150℃.在水泥中加入硅砂可以抑制水泥石的高温强度衰退,硅砂的合理加量为水泥量的0%～40%.由于高温下水泥中的水化产物会发生变化,因此温度对水泥石强度也产生影响.     

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。     

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。      

深水固井水泥性能及水化机理

针对深水固井中出现的低温、浅层水-气流动问题,测试了G级油井水泥-硫铝酸钙复合深水固井水泥体系的稠化时间、静胶凝强度、抗压强度、长期抗压强度和水泥石体积膨胀率,利用XRD手段表征了不同温度下水化产物和长期水化产物。结果表明:早期主要为硫铝酸钙矿物熟料水化生成钙矾石AFt,使水泥浆具有优异的低温早强、"直角稠化"、静胶凝强度"过渡时间"短和水泥石体积微膨胀的优点;后期主要为C₃S、C₂S水化生成水化硅酸钙凝胶C₂SH₂和Ca(OH)₂,水化硅酸钙凝胶C₂SH₂填充在钙矾石AFt晶体间,使水泥石结构致密,促进水泥石强度持续增长。体系中主要水化产物AFt、C₂SH₂凝胶稳定保证了水泥石力学性能的长期稳定。     

热采井固井水泥无氯促凝剂CN-1作用机理研究

稠油热采井固井用含氯促凝剂对水泥石有明显促凝和低温早强作用,但高温热采作业时,水泥石抗压强度由高温前50℃养护下的20.58 MPa衰退至高温315℃养护下的1.59 MPa,水泥石抗压强度衰退较为严重。本文评价了无氯促凝剂CN-1对加砂水泥石早期抗压强度和高温前后抗压强度的影响,通过X-射线衍射仪测定了高温前后水化产物组份,并结合电镜扫描观察水化产物形貌变化分析了无氯促凝剂对水泥石早期抗压强度和高温性能的作用机理。实验结果表明,在315℃高温养护下,加3%无氯促凝剂CN-1的水泥石抗压强度为20.21MPa,CN-1参与了水泥高温水化反应,促使高温下生成更多以针状纤维交叉堆积的硬硅钙石。水泥石具有较高的抗压强度,有效防止了水泥石高温后抗压强度衰退现象。     

一种新型超高温固井水泥石抗强度衰退材料

在200 ℃以上超高温下，加砂水泥石强度发生衰退，导致超高温深井固井水泥环层间封隔失效，无法满足高温油气井长期开采的需求。对加砂水泥石的强度衰退机理进行探索，研究发现超高温下加砂水泥水化生成平行疏松的硬硅钙石，孔隙率增大，是其力学性能衰退的根本原因。通过高温水化产物优化设计，优选晶体层间距为纳米尺寸的含铝矿物和纳米管材料，开发了一种新型超高温水泥石抗强度衰退材料DRB-4S。在240 ℃下，DRB-4S加量为10%～20%时，水泥石28 d强度不衰退且大于50 MPa。通过X射线衍射分析、扫描电镜测试、孔结构测试等方法进一步对DRB-4S抗强度衰退机理进行了分析，晶体层间距为纳米尺寸的含铝矿物促进了高温稳定水化产物铝硅钙石的生成，纳米管的加入抑制了雪硅钙石向硬硅钙石转化，并且在水泥石中起到桥联填充作用，降低了水泥石的孔隙率。掺有DRB-4S的固井水泥浆失水量小于50 mL，稠化时间易调，稳定性良好，总体施工性能良好，为高温油气井长期开采提供了有力的技术支持。      

新型纳米油井水泥浆体系的室内研究

由于长期的注水开发,老区油田地下压力层系复杂、地层综合含水率高,对油井水泥的封固质量提出了新的挑战。利用主要成分为经过表面改性和化学接枝的纳米级氧化铁的新型多功能纳米材料(DNF)制得了纳米油井水泥浆。室内研究结果表明,DNF克服了纳米颗粒易团聚、难分散的困难,可与油井水泥干混,施工工艺简单,便于现场贮存和使用;DNF纳米水泥浆流变性能好,水泥石具有微膨胀性;与净浆相比,其15d水泥石抗压强度及界面强度分别提高了90.1%和49.3%,渗透率降低了63%;DNF水泥石的化学组成和微观形貌得到优化,缺陷减少、水化产物堆积紧密,实现了对水泥环胶结"弱界面"的改善。DNF纳米水泥浆可用于改善老油田的固井质量。     

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。     

AMPS水泥浆体系低温促凝剂的研究

为了研究一种对AMPS水泥浆体系有效的低温促凝剂,对不同组分促凝材料促凝效果进行了研究。采用正交实验,优选出了一种可以在AMPS水泥浆体系中起到良好促凝效果的促凝剂BCA-210S。结果表明,该促凝剂能促进AMPS油井水泥低温水化能力,缩短其在低温下的稠化时间,能将稠化时间控制在60 min左右;使静胶凝强度过渡时间降低到10min;在30℃、8 h条件下抗压强度可达到5.3 MPa。结论认为,该促凝剂能显著提高水泥石早期抗压强度,表现出优异的低温早强、防窜性能,有助于解决低温井、调整井固井面临的问题,是一种新型多功能促凝剂。      

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。     

-18℃下冻土区负温水泥浆水化微观过程研究

极地冷海地区具有重要的油气勘探开发价值,但常规固井水泥浆液相水分在该地区负温环境下会分凝结冰,水化反应无法进行,导致固井工作难以开展。为此,针对极地冷海冻土区负温环境下固井水泥浆不凝固难题开发了一种负温水泥浆体系,并对比研究了其在-18℃和室温环境下水化反应微观产物的区别。实验结果表明:该体系具有优良的负温固化性能,在-18℃下0.5~3 h内固化,24 h抗压强度达3.5~9 MPa,可有效解决负温条件下常规水泥浆不固化无强度难题;微观成分测试发现,-18℃下冻土区负温水泥浆的水化程度较室温下低,但水化产物中Aft含量较室温下高,这对水泥石的机械性能起到了积极作用。      

养护环境对漂珠微硅类低密度水泥石抗压强度的影响

应用漂珠微硅类低密度水泥体系固井是解决低压易漏层段和长封固段固井作业难题的主要手段,但是对其高温高压强度发展规律尚缺乏系统的理论分析和实验评价。在分析颗粒级配原理、利用激光粒度测试仪及配伍性实验方法优化低密度水泥体系配方的基础上,利用抗压强度实验方法研究了不同养护环境对漂珠微硅类低密度水泥石试件强度的影响规律,并与嘉华G级水泥基浆水泥石高温强度进行了对比。最后从化学成分、颗粒级配及搅拌方法等角度对实验结果进行了原因探析。结果表明:养护环境对低密度体系抗压强度的影响规律明显不同于基浆,漂珠微硅类水泥体系具有一定的抗高温强度衰退特性,良好的紧密堆积效应使养护压力对体系强度影响程度较小。     

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。      

低温高强韧性水泥浆在致密油水平井的应用

长庆油田致密油延长组油层埋藏浅,井底静止温度低,常规水泥石强度发展慢、脆性强,大型体积压裂易导致水泥环密封完整性破坏,严重威胁致密油开采和油井寿命。针对以上难题,优选了低温促凝早强剂DRA、低温增强材料DRB和膨胀增韧材料DRE-300S,并结合配套固井外加剂,开发了综合性能良好的低温高强韧性水泥浆体系。该水泥浆体系在55℃条件下,24h抗压强度达到35.8 MPa,168 h抗压强度为50.6 MPa,抗压强度较常规体系提高了33.1%,弹性模量降低了14.3%,表现出良好的低温高强韧性特性,增强了水泥环在交变应力作用下的密封完整性。该体系在长庆致密油水平井φ139.7mm生产套管固井中进行了4次现场应用,现场应用效果良好,为低温高强韧性水泥浆体系的推广应用奠定了技术基础。      

快硬早强油井水泥在浅层高含水调整井中的应用

快硬早强油井水泥是针对常规油井水泥在低温条件下水泥浆候凝时间长、强度发展慢、稠化时间不易控制等现象开发的新型特种油井水泥,该水泥具有低温下凝结速度短、抗压强度高、微膨胀、综合性能优等特点,并具有优异的抗冷冻及抗水浸性能,在此基础上研制的低温快凝防窜水泥浆较好地解决了浅层高含水调整井的固井质量问题,为中原固井外闯市场提供了有力的技术保障。     

改性碳纳米管对水泥石力学性能的影响

为满足储气库和高压油气井对水泥石力学性能的要求,优选了改性碳纳米管TNIMH4(—OH)和TNIMC6(—COOH)。考察了他们对水泥浆综合性能及水泥石力学性能的影响。通过抗压强度实验可知,掺入0.01%的TNIMH4能使水泥石强度增加4.32%;掺加0.07%的TNIMC6能使水泥石强度增加19.18%,当TNIMC6与TNIMH4加量相同时,添加TNIMC6的水泥石强度大于添加TNIMH4的水泥石强度。通过三轴岩石力学实验可知,添加TNIMC6的水泥石的三轴抗压强度比空白组增加了41.21%,弹性模量由3 692.5 MPa增加到4 366.5 MPa。通过扫描电镜观察发现,低加量的碳纳米管能在水泥石中较好地分散,随着碳纳米管含量的增加,碳纳米管在水泥石中开始出现团聚现象,增大了水泥石的不均质性,影响水泥石的强度。     

温度及外加剂对G级油井水泥强度的影响

利用超声波强度测试仪、高温高压养护釜及强度仪等仪器,对各种不同条件下G级油井水泥石强度进行了测试,得出了在不同温度及外加剂条件作用下的水泥石强度的发育及变化特点,确立了水泥石产生高温强度衰退存在2个临界温度,即110℃和150℃;确定了能够有效抑制高温条件下水泥石强度衰退的合理硅砂加量为30%~40%;阐述了在110~150℃及150~200℃ 2种温度范围内,加砂水泥的强度分别具有二级台阶及一级台阶等不同的发育规律。分析了外加剂对水泥石强度及发育特点产生的影响规律和外加剂的适用范围,揭示了温度等对水泥石强度产生影响的内在本质。