李文斌[1]2003年在《高温下G级油井水泥的水化硬化与强度》文中指出以硅酸盐水泥基础理论及有关研究成果为基础，利用DSC差热扫描仪、X—射线衍射仪及扫描电子显微镜、超声波强度测试仪、高温高压养护釜及强度计等仪器设备对嘉华G级水泥在25～200℃温度范围水泥的水化硬化过程、水化产物组成及形态、显微结构及水泥石强度性能等进行了深入、系统地检测和研究。详细地分析和评价了温度、外加剂及加量等对水泥水化过程及强度所产生的影响规律及本质。提出了随温度升高水泥水化速度加快，并在较高温度下C_3A、C_3S、C_2S放热峰存在相互重迭的趋势；温度超过110℃后，原浆水泥主要水化硅酸钙产物为C_2SH、而加硅砂后在养护24和48小时条件下150℃出现C_5S_6H_5、160℃出现C_6S_6H等产物变化特征与规律；给出了水泥石主要产物的形貌特征及水泥石中产物胶结状态随温度的变化特点；明确了硅砂的界面反应特征、孔隙度变化特点等与温度等条件的密切关系；揭示了温度、硅砂及硅砂加量叁者对水化过程、产物及结构的影响本质。得出了水泥石存在110℃和150℃两个临界温度强度衰退点的高温强度衰退特征；加入硅砂能有效抑制高温强度衰退，合理加砂量范围为30％～45％；原浆水泥110℃后随养护时间增长强度下降，加砂水泥110～150℃范围内存在二级台阶式强度发育特点及在150℃后强度有突变增长等变化规律；给出了有关外加剂对强度发育与变化的影响特点，揭示了温度、外加剂及其水泥水化过程与强度性能变化间的内在本质联系和影响本质。从而达到了确立嘉华G级油井水泥的高温强度衰退临界温度及合理加砂量的确定的目的，为进一步优选和设计以G级水泥为基础的深井水泥浆体系建立依据。
张景富[2]2001年在《G级油井水泥的水化硬化及性能》文中研究说明以硅酸盐水泥基础理论及有关研究成果为基础，对嘉华G级水泥在25～200℃温度范围内的水化硬化过程、水化产物组成及形态、显微结构、水泥浆稠化陛能、水泥浆流变性能及水泥石强度性能等进行了深入、系统地研究。详细地分析和评价了温度、外加剂及加量等对上述过程及性能所产生的影响规律及本质，揭示了水泥水化过程与有关主要性能变化间的内在本质联系及温度、外加剂的作用机理。从而达到实现确立嘉华G级油井水泥的强度衰退临界温度及合理加砂量、浆体性能的合理调控原则及外加剂的合理选配等目的。为进一步优选和设计以G级水泥为基础的深井水泥浆体系建立依据。 水泥水化过程、规律及水泥石微观结构方面，在分析总结常温下水泥熟料矿物及普通硅酸盐水泥研究成果的基础上，利用DSC差热扫描仪、X—射线衍射仪及扫描电子显微镜对不同温度等条件下的嘉华G级油井水泥的水化过程、水化产物及显微形态进行了检测分析，提出了随温度升高水泥水化速度加快，并在较高温度下C_3A、C_3S、C_2S放热峰存在相互重迭的趋势；温度超过110℃后，原浆水泥主要水化硅酸钙产物为G_2SH、而加硅砂后在养护24和48小时条件下150℃出现C_5S_6H_5、160℃出现C_6S_6H等产物变化特征与规律；给出了水泥石主要产物的形貌特征及水泥石中产物胶结状态随温度的变化特点；明确了硅砂的界面反应特征、孔隙度变化特点等与温度等条件的密切关系；建立了水泥水化动力学模型及化学反应式；揭示了温度、硅砂及硅砂加量叁者对水化过程、产物及结构的影响本质。 在水泥工程性能方面，在总结分析油田常用缓凝剂作用机理的基础上，利用高温高压稠度仪、高温高压流变仪利用超声波强度测试仪、高温高压养护釜及强度计等仪器设备，对不同温度及外加剂条件下水泥浆的稠化性能、流变性能及强度发展及变化规律进行了测试分析。提出了赫切尔—巴尔克莱模式能更精确描述水泥浆流变特性的观点，建立了分析确定流变参数的基本方法及数学计算公式，确立了以赫切尔—巴尔克莱流体为基础的管内及偏心环空轴向层流的分析方法及数学解析式，为进一步实施注水泥水力参数设计提供了基础；总结出了随温度增高，水泥浆稠化时间呈多项式(3阶或2阶)形式下降、流变性参数(屈服应力、稠度系数、流性指数)呈分阶段变化的变化特点及规律等结论；揭示了浆体性能变化与水泥水化过程及外加剂作用机理等的内在必然联系。得出了水泥石存在110℃和150℃两个临界温度强度衰退点的高温强度衰退特征；加入硅砂能有效抑制高温强度衰退，合理加砂量范围为30％～45％；原浆水泥110℃后随养护时间增长强度下降，加砂水泥110～150℃范围内存在二级台阶式强度发育特点及在150℃后强度有突变增长等变化规律。评价了处理剂对于不同温度的适用性。揭示了温度、外加剂对水泥石强度发展及变化的影响本质。
高莉莉[3]2010年在《超深井固井水泥石性能变化规律研究》文中研究说明随着大庆油田深层气开发战略的实施,徐家围子区块井深超过5000米的预探井钻井数量日益增多,且由于该地区地温梯度高,井底温度一般超过200℃,为固井施工及油井水泥的应用范围提出了更加严峻的考验。为此,本文以徐家围子区块高温深井条件为研究背景,以探索常规油井水泥应用于200℃以上高温超深井固井的可能性为目标,利用X-射线衍射仪、扫描电子显微镜、叁轴应力试验机等设备,对200℃-240℃温度范围内G级油井水泥原浆及加砂水泥的水化产物组成、微观结构、水泥石强度和渗透率、水泥石变形等变化特点及规律进行了实验检测和分析,研究和探索了高温条件下油井水泥水化硬化机理及水泥石性能变化规律等问题。提出了温度等对G级油井水泥水化产物组成、微观结构的影响特点,揭示了高温条件下油井水泥的水化硬化机理;分析和评价了温度、石英砂加量及石英砂细度等对水泥石抗压强度和渗透率的影响规律,提出了了抗高温强度稳定剂(石英砂)的合理加量范围及细度范围,提出了200℃~240℃条件下G级油井水泥石抗高温衰退抑制措施及高温水泥浆体系优化设计方案;评价了叁轴应力条件下抗高温水泥浆体系的力学性能特点,分析了水泥石力学性能随温度及围压变化的规律。为合理设计高温深井水泥浆体系提供了基础。
闫占辉[4]2008年在《高温油井水泥的水化硬化》文中提出高温条件下油井水泥强度降低、渗透率增高是影响水泥的封固质量的重要因素,分析和研究产生上述性能变化的内在机理,提出合理的浆体设计思路,对于保障高温深井固井质量具有重要意义。为此,本文利用X-射线衍射仪和扫描电子显微镜等设备,针对200℃-240℃高温条件下油井水泥的水化硬化规律进行了研究。提出了水化产物组成及水泥石微观结构的变化特点,分析了温度等条件对水泥水化硬化的影响特征;给出了温度等条件对水泥石强度、渗透率的影响规律,揭示了水化产物、微观结构与水泥石性能间的内在本质联系;提出了合理的硅砂加量范围,探讨了硅砂粒度对水泥石性能的影响特点。为设计抗高温水泥浆体系配方提供了基础。
徐明[5]2002年在《高温下G级油井水泥的水化规律研究》文中指出以硅酸盐水泥基础理论及有关研究成果为基础，对嘉华G级水泥在25～200℃温度范围内的水化硬化过程、水化产物组成及形态、显微结构、水泥浆稠化性能、水泥浆流变性能及水泥石强度性能等进行了深入、系统地研究。详细地分析和评价了温度、外加剂及加量等对上述过程及性能所产生的影响规律及本质，揭示了水泥水化过程与有关主要性能变化间的内在本质联系及温度、外加剂的作用机理。从而达到实现确立嘉华G级油井水泥的强度衰退临界温度及合理加砂量、浆体性能的合理调控原则及外加剂的合理选配等目的。为进一步优选和设计以G级水泥为基础的深井水泥浆体系建立依据。 水泥水化过程、规律及水泥石微观结构方面，在分析总结常温下水泥熟料矿物及普通硅酸盐水泥研究成果的基础上，利用DSC差热扫描仪、X—射线衍射仪及扫描电子显微镜对不同温度等条件下的嘉华G级油井水泥的水化过程、水化产物及显微形态进行了检测分析，提出了随温度升高水泥水化速度加快，并在较高温度下C_3A、C_3S、C_2S放热峰存在相互重迭的趋势；温度超过110℃后，原浆水泥主要水化硅酸钙产物为C_2SH、而加硅砂后在养护24和48小时条件下150℃出现C_5S_6H_5、160℃出现C_6S_6H等产物变化特征与规律；给出了水泥石主要产物的形貌特征及水泥石中产物胶结状态随温度的变化特点；明确了硅砂的界面反应特征、孔隙度变化特点等与温度等条件的密切关系；建立了水泥水化动力学模型及化学反应式；揭示了温度、硅砂及硅砂加量叁者对水化过程、产物及结构的影响本质。 在水泥工程性能方面，在总结分析油田常用缓凝剂作用机理的基础上，利用高温高压稠度仪、高温高压流变仪、超声波强度测试仪、高温高压养护釜及强度计等仪器设备，对不同温度及外加剂条件下水泥浆的稠化性能、流变性能及强度发展及变化规律进行了测试分析。提出了赫切尔—巴尔克莱模式能更精确描述水泥浆流变特性的观点，建立了分析确定流变参数的基本方法及数学计算公式，确立了以赫切尔—巴尔克莱流体为基础的管内及偏心环空轴向层流的分析方法及数学解析式，为进一步实施注水泥水力参数设计提供了基础；总结出了随温度增高，水泥浆稠化时间呈多项式(3阶或2阶)形式下降、流变性参数(屈服应力、稠度系数、流性指数)呈分阶段变化的变化特点及规律等结论；揭示了浆体性能变化与水泥水化过程及外加剂作用机理等的内在必然联系。得出了水泥石存在110℃和150℃两个临界温度强度衰退点的高温强度衰退特征；加入硅砂能有效抑制高温强度衰退，合理加砂量范围为30％～45％；原浆水泥110℃后随养护时问增长强度下降，加砂水泥 110～150C范围内存在二级台阶式强度发育特点及在 150OC后强度有突变增长等变化规律。评价了处理剂对于不同温度的适用性。揭示了温度、外加剂对水泥石强度发展及变化的影响本质。
徐永辉[6]2007年在《深井水泥水化机理研究》文中进行了进一步梳理在水泥水化过程中,随着温度的提高,钙矾石反应期和C3S水化期提前,水化反应时间减少,诱导期缩短。原浆水泥石强度随着养护温度(80～200℃)的提高,有两个强度衰退临界温度点,即110℃和150℃。原浆水泥石强度的这种衰退程度随温度的升高而增强,而产生衰退的起始时间随温度的增高而提前;加砂水泥在一定温度(80～200℃)下,强度发育随时间呈二级台阶(110～150℃)或突跃式增长(150℃后)的形式发展。确定了合理的硅砂加量范围一般在20%～50%之间,并且随温度升高,硅砂加量越大对强度发育及抗强度衰退越有利。原浆水泥在80～110℃以内的主要硅酸盐水化产物为:C2SH2、CSH(Ⅱ)、C3S2H3,呈网络状形态,具有良好的胶结性能;而当温度超过110℃时,水泥石中出现了低强度高渗透率的板块状水化硅酸二钙(C2SH),造成水泥石的强度衰退,并在高于150℃后,数量急剧增多。在水泥中加入硅砂时,在110～150温度范围内,或110℃养护时间超过3天,水泥石中分别出现了由纤维针状结晶C5S6H5,温度超过150℃后,又出现粗大针状结晶硬硅钙石C6S6H,这两种产物在一定程度上有效地抑制水泥石强度的高温衰退现象。明确了缓凝剂对浆体稠化时间的影响程度及适用温度范围与自身分子结构有密切关系。提出了在考虑现场施工水泥浆配方设计时,应充分考虑所选缓凝剂的高温稳定性,并在兼顾考虑对水泥水化过程特性影响、水泥石强度及与其它外加剂配伍性等条件下确定合适的加量。另外,评价了稠化时间曲线与静胶凝强度发育趋势间的对应关系。研究结果为优选和设计以G级油井水泥为基础的深井水泥浆体系及配方提供了基础和依据,对油田固井具有较强的指导作用,并针对80～200℃各温度段提出了水泥浆体系初步设计方案。2005年抗高温水泥浆分别在大庆油田卫25井、升深7井、达深1井、徐深1井、徐深2井进行了现场试验,有效的满足了五口井的施工和保证了五口井的固井质量。截止2006年底,抗高温水泥浆分别在大庆油田庆深气田、大庆外围深层、大庆深层斜井、水平井分支井等46口深井上应用,取得了较好的固井效果。
张景富, 朱健军, 代奎, 佟卉, 姜涛[7]2004年在《温度及外加剂对G级油井水泥水化产物的影响》文中进行了进一步梳理利用X射线衍射仪检测和分析了25～200℃条件下G级油井水泥水化产物.揭示了温度及外加剂等对G级油井水泥水化产物的影响.结果表明:温度超过110℃后,主要水化硅酸钙产物由CSH(Ⅱ),C2SH2等凝胶转变为C2SH晶体;温度为110～150℃时掺加硅砂的水泥,主要水化硅酸钙产物为C5S6H5;而当温度超过150℃时,主要水化硅酸钙产物为C6S6H.此外,给出了不同温度条件下G级油井水泥水化过程的化学反应式.
王岩[8]2014年在《磷铝酸盐与硅酸盐复合水泥体系研究》文中进行了进一步梳理固井水泥常用的是硅酸盐水泥系列,但其存在较多缺陷,如自身力学强度不高、不耐高温和不耐酸性气体腐蚀等。磷铝酸盐水泥(PALC)具有良好的力学性能、耐高温性能及耐腐蚀性能,将磷铝酸盐水泥与硅酸盐水泥进行复合有望提高固井水泥体系的性能,以适应更复杂的井况。利用磷铝酸盐水泥自身优异的特点,从材料学角度出发,综合磷铝酸盐水泥和G级硅酸盐水泥(G)材料的特性,结合固井施工要求,优选出了适合于磷铝酸盐与硅酸盐复合水泥体系的悬浮稳定剂、缓凝剂以及降失水剂。其次,考察了磷铝酸盐与硅酸盐复合水泥体系的力学性能,包括抗压强度和抗拉强度,分析了高低温水湿环境对水泥石耐高温性能的影响以及研究了在水湿二氧化碳条件下复合水泥体系的耐腐蚀性能,运用XRD、SEM等材料测试手段,分析水泥石矿物组成和微观形貌,揭示磷铝酸盐与硅酸盐复合水泥体系的耐高温性能和耐腐蚀性能影响作用机制。论文调节出了流动性好、稳定性好、失水量小的磷铝酸盐与硅酸盐复合水泥浆体系,发现磷铝酸盐水泥为3%-40%时复合水泥体系的力学性能较好,纯磷铝酸盐水泥耐高温性能明显高于G级硅酸盐水泥的。但由于磷铝酸盐与硅酸盐复合水泥体系高温后生成C2SH等高钙水化硅酸盐以及C3A2SH4使复合水泥体系不具耐高温性。磷铝酸盐水泥经腐蚀后的产物中没有CaCO3,含有少量的Ca10(PO4)(CO3)3(OH)2及含有较多的Al(OH)3、C5P3H和水化硅铝酸钙。复合水泥体系中掺加40%磷铝酸盐水泥的复合水泥体系耐腐蚀性能最好,经二氧化碳腐蚀后只有表面生成了少量的CaCO3,而且还含有Ca1.5SiO3.5·H2O、C5P3H和Al(OH)3对水泥石形成了保护屏障,阻止了二氧化碳侵入,使其具有良好的耐腐蚀性。
付娜[9]2008年在《深井条件下合理硅砂加量的确定》文中指出随着深部地层的钻探日益增多,遇到的深井、超深井等地热井也越来越多,其井底静止温度一般在100～150℃,有的甚至达到200℃。油井水泥在这样的高温环境下,其性能将会发生明显的改变,水泥强度产生了衰退现象,严重影响了固井施工和固井质量。而通过向水泥浆中加入硅砂等外掺料,能够调节水泥的物理化学性能,控制高温下水泥强度的衰退现象。因此在深井条件下确定油井水泥合理的硅砂加量,开展油井水泥高温下性能变化规律和理论研究,对深井水泥配方的优化设计以及外加剂的研制选配具有重要的理论指导意义。本论文以G级油井水泥为研究对象,以大量的实验及理论分析为基础,开展G级油井水泥的高温强度衰退抑制措施和机理研究,为深井固井水泥体系设计与优选提供理论基础,研究结果确定了深井条件下油井水泥合理的硅砂加量,为优选和设计以G级油井水泥为基础的深井水泥浆体系提供了基础和依据,对油田固井具有较好的指导作用。
张明亮[10]2017年在《火烧油层工况下固井水泥材料及耐高温耐腐蚀性能研究》文中指出采用火烧油层技术开采稠油油藏过程中,固井水泥环需要长期在高温和CO2腐蚀环境下服役,由此造成的水泥环层间封隔失效、套损等难题已成为影响稠油热采井效益的主要原因之一。因此,为提高固井水泥石的耐久性和完整性,确保固井质量及油井安全寿命,论文研究了火烧油层工况下固井水泥材料及其耐高温耐腐蚀性能。本文从材料科学角度出发,综合考虑稠油热采井火烧油层工况,通过力学性能测试、渗透率和孔隙度测试、物相组成分析、微观形貌观察,考察了加砂油井水泥石的耐高温性能及失效演化规律;通过测试粒度分布、化学组成、矿物组成等水泥物化参数,结合高低温条件下水泥石的强度发展,考察了叁种型号铝酸盐水泥基材的性能;通过测试水泥浆基本性能、稠化时间、早期强度、长期强度,优选与铝酸盐水泥伍配性好的外掺料和外加剂,对铝酸盐水泥浆体系进行改性研究;通过力学性能测试、渗透率和孔隙度测试、物相组成分析、微观形貌观察,初步探索了改性铝酸盐水泥石的性能变化规律及耐高温、耐CO2腐蚀机理。结果表明:火烧油层工况下高温环境导致的物相和微观形貌变化是加砂油井水泥石劣化失效的本质原因。高温300℃时,水化产物C-S-H凝胶和Ca(OH)2轻微脱水分解,加砂水泥石强度衰退、渗透率增加,水泥石处在劣化失效的临界点。高温400℃时,加砂水泥石轻微开裂膨胀,水化产物大量脱水分解,水泥石劣化失效加剧,已经不能满足对固井水泥石完整性的要求。另一方面,改性铝酸盐水泥浆基本性能良好,稠化时间可控、可调。硬化水泥石的早期强度较高,长期强度稳定发展,渗透率和孔隙度较低,其耐高温性能明显优于加砂油井水泥石。低温50℃环境下,掺入矿渣使得铝酸盐水泥石生成六方板状水化产物C2ASH8,弥补了晶型转变造成的微裂纹和孔隙,改善了铝酸盐水泥石强度发展的温度敏感性。高温500℃时,改性铝酸盐水泥石内部重结晶反应生成C12A7,有助于水泥石抗压强度保持稳定,水泥石表现出极强的弹性变形能力。此外,改性铝酸盐水泥石展现出较强的抗CO2腐蚀能力。低温水溶性CO2腐蚀环境下,腐蚀时间由7d延长至28d,改性水泥石的抗压强度不降反增,腐蚀层中只发现少量腐蚀产物CaCO3和CaAl2(CO3)2(OH)4·3H2O。而高温气态CO2环境对改性水泥石的腐蚀作用微乎其微,可忽略不计,试样腐蚀内外层未发现具有腐蚀性特征的微观区域及碳化产物。使用改性铝酸盐水泥浆体系进行了 2口井的现场试验,其中,D-1井和J-1井固井质量都较好,具有较好的应用前景。
参考文献：
[1]. 高温下G级油井水泥的水化硬化与强度[D]. 李文斌. 大庆石油学院. 2003
[2]. G级油井水泥的水化硬化及性能[D]. 张景富. 浙江大学. 2001
[3]. 超深井固井水泥石性能变化规律研究[D]. 高莉莉. 东北石油大学. 2010
[4]. 高温油井水泥的水化硬化[D]. 闫占辉. 大庆石油学院. 2008
[5]. 高温下G级油井水泥的水化规律研究[D]. 徐明. 浙江大学. 2002
[6]. 深井水泥水化机理研究[D]. 徐永辉. 大庆石油学院. 2007
[7]. 温度及外加剂对G级油井水泥水化产物的影响[J]. 张景富, 朱健军, 代奎, 佟卉, 姜涛. 大庆石油学院学报. 2004
[8]. 磷铝酸盐与硅酸盐复合水泥体系研究[D]. 王岩. 西南石油大学. 2014
[9]. 深井条件下合理硅砂加量的确定[D]. 付娜. 大庆石油学院. 2008
[10]. 火烧油层工况下固井水泥材料及耐高温耐腐蚀性能研究[D]. 张明亮. 西南石油大学. 2017