耐高温高密度防腐固井水泥浆

深层含酸性气体油气井中,高温、高压含CO₂气体环境易腐蚀水泥石,破坏水泥环密封完整性。为开发具有防腐能力的高温高密度固井水泥浆体系,对水泥浆关键材料进行研究,构建了抗高温高密度防腐水泥浆体系,分析了水泥浆性能和微观形貌。实验结果表明,锰矿粉加重剂能显著提高水泥浆密度,制备的水泥浆体系高温下抗腐蚀能力较好;研究的降失水剂JS18L、缓凝剂H16L在高温下能降低水泥浆失水量,调节稠化时间。将无机复合防腐剂NAM-H、聚合物防腐剂SZ-M2结合使用,作为防腐材料可增强水泥石防腐性能。使用研究的添加剂材料构建密度为1.90～2.20 g/cm3的抗高温高密度防腐水泥浆,水泥浆体系流变性好,稳定性高,失水量小于50 mL,稠化时间在3～5 h可调,满足固井作业要求。高密度水泥石高温下力学性能稳定,防腐能力强,水泥石腐蚀30 d的抗压强度衰退率在25%以内,腐蚀深度小于1.5 mm。该研究成果可为高温高压酸性气井以及二氧化碳地质封存井固井作业提供技术支持。      

累积工况下CO2对稠油热采水泥石的修复作用

根据稠油火烧水泥石在井下先经历蒸汽吞吐、蒸汽驱,再经历稠油火烧的实际工况,利用超高温水泥石养护装置及高温高压腐蚀釜,研究累积工况下CO₂对水泥石抗压强度及腐蚀深度的变化规律;同时,利用XRD和SEM等技术探明了CO₂对水泥石化学结构及微观形貌的影响。实验结果表明,水泥石经常温及高温养护后呈现高孔渗、低强度的特征,但累积工况下经CO₂腐蚀釜养护后,抗压强度不减反增,到28 d时已升至53.4 MPa,较蒸汽驱后提高了54.87%;而随着CO₂腐蚀龄期的延长,水泥石腐蚀深度逐渐加深,结构更为致密,且28 d后已被完全碳化。究其原因,水泥石经CO₂腐蚀后,腐蚀产物CaCO₃溶解度较低,并在孔隙中沉淀结晶,堵塞毛细孔或将大孔分割成小孔,使水泥颗粒密实度提高。该研究结果可进一步丰富业界对CO₂腐蚀的认识,同时也为稠油火烧水泥浆体系的性能评价、配方优化提供参考。      

羟基磷灰石耐高温抗CO2腐蚀水泥浆

高温气井固井过程中，必须对水泥浆进行防腐处理。受腐蚀仪器与抗高温聚合物防腐剂的限制，高温区域水泥石相关防腐报道较少。以实验室自制的聚合物乳液为聚合物防腐剂，研选羟基磷灰石为无机防腐填料，构建了一套适用于高温气井的羟基磷灰石耐高温抗CO₂腐蚀水泥浆体系，并评价其常规性能、抗窜性能与防腐性能。结果表明水泥浆流变性良好、抗窜能力强，90 d内水泥石腐蚀深度低于0.5 mm。水泥石XRD与SEM分析表明，高温区域内凝胶性物质与氢氧化钙基本消失，腐蚀反应比较单一，主要是硬硅钙石与CO₂相发生了反应。LKseal聚合物防腐剂通过成膜作用减少CO₂侵蚀水泥石，羟基磷灰石通过吸收CO₂并生成叠片状碳酸羟基磷灰石修补腐蚀后孔洞，进一步提高羟基磷灰石水泥石抗腐蚀能力。      

火烧吞吐井用抗高温耐腐蚀水泥浆体系

火烧吞吐采油技术是近年来发展很快的一种具有明显优势和潜力的热力采油方法,其特殊的采油工艺需要开发一种同时具有抗550℃以上高温和耐CO₂腐蚀性能的水泥浆体系。从水泥石耐高温和抗腐蚀机理出发,研发了一种磷铝酸盐水泥GWC-500S,该水泥通过对铝酸盐水泥加入磷酸盐、氧化铝粉、耐腐蚀材料、激活材料等进行改性而得,同时研发了配套的多元单体聚合的液体降失水剂GWF-500L及无机酸缓凝剂GWR-500S,并配制出了适用于火烧油层固井的水泥浆体系。对50、300和600℃不同温度下水泥石进行XRD实验,分析了不同温度下水泥水化产物和水化产物随着温度变化的情况;对600℃煅烧后水泥石剖面进行了扫描电镜分析;对磷铝酸盐水泥经过550℃高温煅烧7 d后的强度变化进行了评价;在120℃、CO₂分压约为6.9 MPa条件下,对水泥石耐CO₂腐蚀性能进行了评价。研究结果表明,该体系具有在40~100℃范围内稠化时间可调,API失水量小于50 mL,水泥浆流变性能良好等特点,且该水泥石可耐550℃高温强度不衰退、抗CO₂腐蚀性能良好、密度可调、稠度适中、稳定性良好,与钻井液、隔离液相容性良好。该水泥浆在××油田火烧油层吞吐试验区块英试×井进行了试验应用,经室内实验和现场应用证明,其满足火烧油层固井工艺要求。      

利用水溶性聚合物防止油井水泥H2S腐蚀的研究

基于水泥石防腐机理,合成出一种水溶性低分子聚合物FH,其遇强酸固化成膜.将FH加入水泥浆后,能有效阻止H<,2>S气体的入侵.对常规水泥、加砂水泥和掺有水溶性聚合物FH的加砂水泥进行H<,2>S腐蚀试验,测定水泥石被腐蚀7 d后的外观变化、腐蚀深度和抗压强度的变化,通过扫描电镜观测、X-射线衍射分析研究了水泥石受腐蚀后的微观结构与成分.结果表明:水溶性聚合物FH能够明显地改善水泥石的抗腐蚀性能,与石英砂复配使用能达到较理想的防H<,2>S腐蚀效果,腐蚀7 d后水泥石抗压强度变化率仅为5.2%;FH的配伍性好,能与多种外加剂配伍使用,除对早期强度略有影响外,对水泥浆体系无较大影响,掺有水溶性聚合物FH的加砂水泥浆综合工程性能良好.     

深井高温抗二氧化碳腐蚀水泥浆体系设计与优选

以分析高温条件下CO2腐蚀水泥作用过程为基础,研究了腐蚀条件对腐蚀深度的影响规律,分析了腐蚀深度对水泥石强度降低率的影响特点,对水泥浆体系基本组成进行了优选。结果表明,腐蚀深度随温度、CO2分压、腐蚀时间的增加而增加,分别近似存在对数、线性、平方根的关系,据此建立了腐蚀深度预测模型;不添加抗腐蚀填充材料(RCTM)的水泥浆,腐蚀后水泥石强度降低率随腐蚀深度的增加呈增加趋势,添加RCTM的水泥浆,水泥石抗压强度降低率在腐蚀初期随腐蚀深度增加有上升趋势,腐蚀后期有下降趋势。通过合理设计体系组成,改善水泥石微观结构提高原始强度,能有效提高水泥石抗腐蚀能力。本文设计的6#体系适用于大庆油田120～150℃的深井固井。     

赤铁矿粒径对G级水泥工程物理性能的影响

实验研究了不同粒径范围内赤铁矿粉对水泥浆密度、析水量和水泥石抗压强度的影响。用密度为2.40g/cm3的水泥浆进行的实验结果表明,赤铁矿粉粒径对水泥浆工程性能影响较大,加入粒径为0.100～0.154mm赤铁矿的水泥石抗压强度最大,但析水量也较大,体积收缩较为严重,因此应尽量减少其所占比例;在相同密度条件下,赤铁矿粉粒径小时不仅用量需要增加,而且和其他粒径赤铁矿粉相比水泥石抗压强度随其比例的增大增加幅度不大。因此粒径为0.043～0.100mm是赤铁矿粉较为合适的粒径范围,粒径小于0.043mm的赤铁矿粉含量应越少越好。     

多元复合低密度水泥石早期固化强度研究

为了提高低密度水泥浆所形成水泥石的早期强度,以短切碳纤维作为水泥浆的增强剂,漂珠作为水泥浆的密度减轻剂,硅粉作为水泥浆的填充增强剂和稳定剂,并辅助一定量的添加剂,设计了一种碳纤维、漂珠、硅粉复合低密度水泥浆体系,采用正交试验方法分析了碳纤维、漂珠、硅粉加量对水泥石早期强度的影响.随漂珠加量的增大,水泥石的早期强度降低,但加量较小降低幅度较小,对水泥石的早期强度影响不大.随碳纤维加量的增大,水泥石的早期强度几乎呈线性增大.水泥石的早期强度随硅粉加量的增大呈现先增大后减小的趋势.碳纤维提高水泥石早期强度的机理是碳纤维跨架与水泥石的细微裂纹上,降低了微裂缝尖端的应力集中,从而约束裂纹的产生,防止裂缝扩展和连通.硅粉提高水泥石早期强度的机理是硅粉与水泥发生水化反应形成C-S-H凝胶填充在水泥石内部的空隙中,没有与水泥发生水化反应的硅粉直接填充于剩余空隙中,从而起到提高水泥石强度的作用.     

CO_2腐蚀油井水泥石的深度及其对性能的影响

利用显微镜等仪器检测了CO2对油井水泥石的腐蚀深度,研究了CO2对水泥石的腐蚀深度及其对工程性能的影响。结果表明,水泥石的腐蚀深度随温度、CO2分压及腐蚀时间的增加而增加,可以依据腐蚀深度分别与温度、CO2分压及腐蚀时间之间存在的函数关系建立腐蚀深度计算模型;腐蚀深度可作为评价腐蚀程度的指标,利用腐蚀深度计算模型可对水泥石长期受腐蚀程度进行评价和预测;组成不同的水泥浆,水泥石腐蚀深度、强度降低率及渗透率增量不同,强度降低率及渗透率增量与腐蚀深度间的变化趋势也不同;改善体系组成提高体系初始强度及抗渗透能力能提高水泥石的抗腐蚀能力。设计出了适用于大庆油田120～150℃的深井固井用水泥浆配方。     

耐CO2腐蚀磷铝酸盐固井水泥浆的研制

针对目前固井水泥石耐CO₂ 腐蚀不足的问题,根据不同特种胶凝材料水化产物耐 CO2 腐蚀性能的差异,优选出耐 CO₂ 腐蚀好的特种胶凝材料——磷铝酸盐水泥。为了进一步改善磷铝酸盐水泥石的耐腐蚀性能,基于酸基热液反应原理,在磷铝酸盐水泥中引入磷酸盐 SHP,优化其水化产物组成和改善水泥石的耐 CO₂ 腐蚀性能。同时选用复合缓凝剂 CSB 和聚合物降失水剂 AADI 来调节耐 CO₂ 腐蚀复合固井材料的性能。结果表明,复合材料的稠化性能和失水性能可调,且性能对添加剂加量的敏感程度能够满足工程要求,具有“直角稠化”的特点,失水量能控制在 50 mL以内,静胶凝强度“过渡时间”短,具有优良的耐 CO₂ 腐蚀性能。      

微粉加重剂与普通重晶石复配加重油基钻井液性能

针对超高密度油基钻井液固相含量高给钻井液性能调控与维护带来不便的问题。用激光粒度分析仪和扫描电镜分析了微粉重晶石、微锰矿粉、普通重晶石的粒度分布和微观形态,研究了微粉加重材料与普通重晶石按不同比例复配加重得到的超高密度油基钻井液的性能变化,同时通过改变处理剂加量对超高密度油基钻井液加重配方进行了调控。研究结果表明,微粉加重材料与普通重晶石按不同比例复配后加重的超高密度油基钻井液具有良好的流变性、电稳定性和失水造壁性,微粉重晶石与普通重晶石的最优复配比例5:5~6:4,微锰矿粉与普通重晶石复配时,微锰矿粉所占复配比例越大,其体系性能越好。考虑到加重材料的成本,室内采用微粉重晶石与普通重晶石3:7、微锰矿粉与普通重晶石2:8的复配比例加重超高密度油基钻井液,在此基础上通过调节有机土和乳化剂的加量、改变内相来优化加重配方,形成了性能良好的超高密度油基钻井液体系。     

耐高温高压超高密度水泥浆体系的室内研究

天湾1井是位于准噶尔盆地中部的一口超深预探井,井深为7500 m,井底压力为170 MPa,井底温度为160℃,针对该井高温高压的问题,以及目前超高密度水泥浆存在的流动性和沉降稳定性差、动态失水量较大、以及大温差下顶部水泥石强度出现过缓凝等问题,室内成功研制出耐高温高压超高密度水泥浆体系,水泥浆密度可达2.55 g/cm3,该体系主要由新型加重剂、微硅、高温稳定剂、600目硅石粉（粒径为0.025 mm）、新型微锰矿粉、悬浮剂、高温缓凝剂、高温降失水剂、高温减阻剂等组成。实验结果表明,该体系水泥浆流动度达到32 cm,同时具有较好的沉降稳定性能,顶部水泥石强度较高,防气窜能力强,在160℃、170 MPa下,稠化时间线性可调,动态失水量为40 mL,该水泥浆体系应用范围广泛,可通过调整外加剂掺量来满足天湾1井不同井深温度下的固井施工要求。      

硅酸钠前置液在委内瑞拉重油带固井中的应用

委内瑞拉重油带地区,稠油储藏深度浅,泥页岩盖层疏松,地层裂缝发育,以往固井作业采用常规前置液体系,井漏时有发生,固井环空冲洗净化能力差,界面胶结强度低,导致热采作业环空窜流及含H2S和CO2等地层酸性流体对漏封套管腐蚀,缩短了油井使用寿命。进行了硅酸钠溶液与泥岩地层中的Ca Cl2、Mg Cl2等盐类化合物成分反应生成硅酸盐类凝胶物质的实验,通过研究,将25%硅酸钠溶液应用于前置液,在冲洗液和隔离液之间注入,较好地解决了固井漏失问题,提高了封固质量和水泥界面胶结强度。指出,施工时硅酸钠溶液必须与水泥浆进行有效隔离,避免水泥浆污染增稠或稠化时间缩短。     

加重剂类型对油基钻井液性能的影响评价

油气井钻井成功在很大程度上取决于钻井液的性能,而加重剂对钻井液的性能有很大影响,不同加重剂配制的钻井液在现场钻进过程中效果不同。通过对毫微粉体、普通重晶石粉和微锰矿进行粒度分析,配制油基钻井液,测定钻井液的黏度、API滤失量、泥饼摩阻系数等性能,研究了不同加重剂对钻井液性能的影响。实验结果表明:毫微粉体的颗粒最小,配制的钻井液黏度最大,滤失造壁性差;普通重晶石粉配制的钻井液润滑性能不好,但受加量的影响小;微锰粉颗粒大,粒度分布广,与普通重晶石粉混合使用后钻井液的性能有明显提高。      

委内瑞拉ANACO区块气井固井难点及对策

委内瑞拉ANACO区块地层破裂压力梯度低,有高压水层和低压气层,环空容易发生气窜,并含有H₂S和CO₂,呈泥质砂岩。基于以上认识,ANACO区块固井的复杂性主要源于水泥基材料固有的缺陷和地层条件的多变性,正确认识地质条件对固井的影响和选择合适的固井材料、工艺措施是解决固井难题的基本出发点。针对该地区地质因素,从分级注水泥、双密度或多密度水泥浆体系工艺上、水泥浆及外加剂选择等方面进行了研究;同时结合现场固井状况进行了对策方案归纳,并对腐蚀深度和防气窜性能进行实验探索。结果表明,研发的防窜防腐蚀水泥浆最低密度为1.2 g/cm3,且上下密度差低于0.03 g/cm3,游离液接近0,抗压强度高,渗透率低;通过引入防腐蚀材料BCE-750S后,硅酸盐水泥石在7、30和60 d的腐蚀深度大大降低,能够解决当地环空气窜、含有H₂S和CO₂酸性气体等问题。      

抗盐高性能水泥浆体系研究与应用

伊拉克米桑油田井底普遍存在高压盐膏层,由于盐层蠕变致使井径缩小、冲蚀和溶解盐层导致水泥浆含盐量越来越高、密度窗口窄、顶替效率低等难点给固井质量带来挑战。针对目前常用的半饱和NaCl溶液或者（3%～5%） KCl溶液配浆存在的水泥石抗压强度低,界面胶结差的问题,优选含有25% NaCl和5% KCl高盐混合水配制水泥浆,配套抗盐降失水剂、分散剂、缓凝剂等外加剂,解决了因高盐混合水配浆可能带来的水泥浆增稠、触变等问题,构建了一种抗盐高性能水泥浆体系。室内研究表明,该套水泥浆体系能抑制盐的溶解,配制密度为2.39 g/cm3的水泥浆,最低只需加入30%铁矿粉,在降低水泥浆成本的同时大幅度提高了水泥石的抗压强度,使其24 h抗压强度可达48 MPa,较目前应用水平提高近一倍;水泥浆污染后24 h强度依然大于14 MPa,能够保证米桑油田盐膏层固井质量,可在伊拉克米桑油田推广应用。