一种水溶性树脂对水泥石抗CO2腐蚀性能的影响

针对苏里格区块油气田在固井过程中面临CO_2酸性气体腐蚀的难题,在分析CO_2对水泥石的腐蚀机理基础之上,设计并合成出一种水溶性树脂(WSR),将其作为一种新型防腐蚀剂以期达到提高固井水泥石抗腐蚀性能的目的。表征结果表明WSR具有酸性环境响应特性,即可在酸性环境下可形成一种连续立体网络结构;腐蚀性能评价结果表明:WSR对水泥浆基本性能无不利影响;相对于活性硅质材料,WSR可以使水泥石的腐蚀深度、力学性能衰退和微观结构破坏程度明显减小;经CO_2腐蚀35 d后,WSR水泥石腐蚀深度增加14. 60%,抗压强度衰退6. 65%,渗透率降低9. 63%,总孔隙率降低16. 31%; SEM表征WSR在遇酸水泥石表面形成一层明显的连续分布膜状物质,此膜状物质效避免了酸性介质对氢氧化钙(CH)和硅酸钙凝胶(C—S—H)的腐蚀破坏,保持了水泥石微观结构的完整性,近而提高固井水泥石的抗CO_2腐蚀性能;此外,膜状物质"屏蔽层"还可抑制酸性腐蚀介质与水泥石的脱钙反应及减缓对水泥石的淋滤冲刷作用。     

防腐蚀的非渗透性胶乳聚合物水泥浆研究

为了研究CO2腐蚀水泥石的机理,并开发出适合某气田群固井水泥石的缓蚀剂,室内合成并筛选了符合防CO2腐蚀水泥石原理的缓蚀剂PC-CB86L。实验从水泥石孔隙结构影响因素、养护温度、养护压力以及养护时间都对水泥石的腐蚀产生影响及对比PVA水泥石、胶乳水泥石和非渗透性聚合物胶乳水泥石的渗透性,研究发现该非渗透缓蚀剂与胶乳水泥浆体系具有良好的相容性,加有PC-CB86L非渗透剂的水泥浆体系渗透率降低率达到98.94%,水泥石与PVA聚乙烯醇水泥浆制备的水泥石比较,开始产生渗透现象的初始压力达到6倍,体现出非渗透胶乳聚合物水泥石具有较强的抗CO2和H2S等腐蚀能力,具有防气窜和抗腐蚀的功能,满足某气田群开发的固井作业要求。     

“三高”气田固井水泥体系研究

针对高压、高产、高含硫化氢(H2S)气体("三高")气田在固井过程中面临的难点,探讨"三高"气田对固井水泥浆的要求,在分析水泥腐蚀机制的基础上,提出"三高"气田水泥防腐策略;采用水泥浆不同配料组分的颗粒粒径合理级配原理优化设计水泥,通过正交试验筛选出可形成致密水泥石、防腐性能优良的低密度高强度水泥和纤维-胶乳-微膨胀水泥2种体系4个配方,对其形成的水泥石进行抗硫化氢和二氧化碳(H2S/CO2)腐蚀性能评价试验,包括水泥石强度、渗透率、质量损失、腐蚀深度和腐蚀前后内部结构的变化情况,依据试验数据从理论上预测水泥石的抗腐蚀寿命。龙岗气田现场应用表明,所筛选的水泥浆的固井质量得到明显提高,可用于"三高"气田固井,并能延长气井寿命。     

不同温度下固井水泥导热系数的研究

为研究不同温度下固井水泥石传热能力的变化规律,使用平板热流计法测试了不同温度下纯水泥和空心玻璃微珠水泥的导热系数;同时,通过模型拟合,确定了测试温度与导热系数间的数值关系。结果表明,随着热采时间的延长,固井水泥石两侧温度同时增加,且变化幅度较大;水泥石导热系数与孔隙度呈线性关系,孔隙度越大,测试温度对导热系数影响越小。测试温度对不同水灰比的纯水泥和空心玻璃微珠水泥影响规律相同,热板和冷板温度的提高均能增大导热系数,但冷板温度变化对导热系数的影响显著强于热板温度;平均温度一定时,冷板温度越高导热系数越大;水泥石导热系数与测试温度的数值关系均可用Parabola2D模型来计算。研究成果可为地热井热损失的精确计算和井口水温的精准预测提供一定借鉴。     

水平井大规模压裂固井水泥石性能设计方法

水平井大规模压裂对固井水泥石性能提出了更高的要求，不仅要求水泥石有一定的抗压强度，还需要具备一定变形能力。目前普遍采用的标准已不能满足水平井大规模压裂对水泥环密封性的要求。基于压裂工况条件下水泥环受力分析模型，综合考虑水泥环拉伸破坏和界面剥离破坏两种失效形式，提出了一种能满足大规模压裂密封要求的固井水泥石性能设计方法，建立了包含弹性模量、泊松比以及抗拉强度（或屈服强度）的固井水泥石性能指标控制图版，量化了水泥石的杨氏模量、泊松比、抗拉强度（或屈服强度）之间的关系。根据该指标控制图版进行水泥石性能设计，可以有效减少水泥环破坏的风险。建立了玛湖油田大规模压裂水平井固井指标控制图版，并根据该控制图版优选了弹韧性水泥浆体系，该体系现场应用10余口井，顺利完成了井口压力增量90 MPa的储层压裂改造，效果良好，达到了预期产量。     

基于HYMOSTRUC3D的固井水泥石孔隙结构演变及力学强度发展规律

固井水泥石微结构发育规律是固井工艺设计和固井质量评价的重要参考依据.以HYMOSTRUC3D软件为基础,建立了水泥水化模型,获取了CH[CH表示Ca(OH)2晶体]含量和抗压强度,并对实验结果进行了对比,模拟结果与实验结果的偏差基本都在10％以内.然后,基于水泥水化模型获取了不同水灰比(W/C,W/C=0.4、0.44、0.5、0.6、0.8、1.0、2.0)和水化龄期对固井水泥浆水化过程中C3S(3CaO·SiO2),C2S(2CaO·SiO2),C3A(3CaO·Al2O2),C4AF(4CaO·Al2O3·Fe2O3),C-S-H(Ca5Si6O16(OH)·4H2O)CH、孔隙率、孔径分布、抗压强度和三维结构等的影响.同时,采用Ryshkewitch方程、Schiller方程和二次线性方程重点讨论了抗压强度与孔隙率的关系.结果表明:在水泥水化过程中,随水化反应的进行,水泥石孔隙率逐渐减小,抗压强度增大;随水灰比增大,粗孔含量增加,细孔占比减小,孔隙率增大,孔径分布变宽,抗压强度减小.采用Ryshkewitch方程、Schiller方程和二次线性方程拟合抗压强度与总孔隙率和毛细孔隙率的相关系数都达到0.92以上,分别为0.96、0.92、0.95和0.98、0.97、0.98;毛细孔隙率是固井水泥石强度发展的主要影响因素.     

高含H2S/CO2介质中X60钢腐蚀产物膜分析

利用高温高压H2S反应釜进行腐蚀模拟实验,研究X60钢在高压H2S/CO2共存条件下的腐蚀规律,并利用扫描电子显微镜和X射线衍射等方法观察用分析了腐蚀产物膜的形貌和组成.在H2S/CO2分压比为1.74、H2S分压0.15～2.0 MPa条件下,腐蚀产物以硫铁化合物为主,未见碳酸亚铁,X60钢腐蚀过程由H2S控制.H2S分压较低时腐蚀产物以四方FeS1-x为主,H2S分压2.0 MPa时则出现六方FeS、六方Fe1-xS和立方FeS2.疏松的富S腐蚀产物及腐蚀产物膜局部剥落促使高H2S分压时X60钢出现明显局部腐蚀,并使全面腐蚀速率随H2S分压升高先升后降.     

气孔对发气膨胀固井水泥石强度影响

发气膨胀剂产生的气孔具有补偿水泥石体积收缩及改善水泥石韧性的双重作用,对不同气孔体积比率的固井水泥石的抗压强度及水泥-套管界面胶结强度进行测试,并结合气孔结构显微观察对试验结果进行理论分析。结果表明:随着气孔体积比率增加,水泥石抗压强度及界面胶结强度先升高然后下降,进而又升高;气孔直径越均一,越利于提高水泥石强度;表面收缩压使半径不同的气孔内压力不同,小气孔内压力大于大气孔内压力;气孔间压力差增加了气孔边界骨架错位的可能性及小气孔沿着界面窜入大气孔内的趋势,从而降低水泥石的抗压强度和界面胶结强度;气孔通过影响水泥石的自应力、骨架应力和胶结面积,进而影响水泥石的抗压强度和界面胶结强度。     

CO2埋存条件下SO42-对油井水泥石腐蚀的影响

为探究CO₂埋存条件下SO₄^2-对油井水泥石腐蚀的影响,利用水泥柱表观及断面分析、X射线衍射(XRD)、扫描电子显微镜-背散射电子成像(SEM-BSE)、扫描电子显微镜-mapping图(SEM-mapping)等手段,分析SO₄^2-存在时水泥石表观特征、腐蚀速率、矿物组成及微观结构等方面的变化,揭示SO₄^2-对CO₂腐蚀油井水泥石过程的影响。结果表明：CO₂-SO₄^2-与CO₂腐蚀水泥石的机制类似,腐蚀过程中水泥石由外向内都出现淋滤脱钙层、碳化致密层、氢氧化钙溶解层和未腐蚀层等4个层位,不同之处在于CO₂-SO₄^2-腐蚀时淋滤脱钙溶出的Ca²⁺在水泥石表面与SO₄^2-反应生成石膏;石膏起类似“保...     

基于组合体力学模型的固井水泥石封隔能力分析

为探究水力压裂过程中水泥石封隔失效的内在机理，建立了一套基于套管-水泥石-地层组合体弹塑性力学模型的水泥石封隔能力失效分析方法，并通过数值模拟和实验分别验证了力学模型和分析方法的可靠性.然后借助等效应力与屈服强度、应变与材料极限伸长率的对比，绘制了水泥石封隔能力图版.研究表明:水泥石弹性模量对水泥石封隔能力影响存在最优区间，在本文研究条件下，水泥石弹性模量在6~9.7GPa之间有利于保持水泥石封隔能力.研究结果可为不同地区页岩气水平井固井水泥参数选择提供参考.     

基于压电陶瓷的固井水泥石损伤检测

固井水泥的裂缝损伤检测对于油气钻井井壁稳定性具有重要实际意义。基于压电陶瓷传感器的主动感应法,对固井水泥石进行裂缝损伤检测,获得裂缝深度及数量变化对传感器所接收信号值的影响,通过小波包能量分析得到时域信号图及小波包能量图,计算并分析其损伤指标。结合单轴试验对裂缝性固井水泥石进行轴压并分析其强度,且对裂缝深度与强度及损伤指标进行函数拟合。结果表明,传感器所接收的信号值及轴压强度随固井水泥石损伤程度的增大而减小,损伤指标能较好地反映其损伤程度。基于压电陶瓷传感器的主动感应法能够有效地检测并评价固井水泥石的损伤状况。     

硫酸盐还原菌的腐蚀机理

采用硫酸盐还原菌 ( SRB)培养技术 ,研究了 SRB的生长特性 ,结果表明 :在 SRB的整个生长过程中 ,培养液中 SO2 -4 浓度逐渐减小 ;但当 SRB处于繁殖期时 ,H2 S释放量逐渐增大 ;处于衰亡期时 ,H2 S释放量逐渐减小。同时 ,对三种油田管材进行浸泡试验 ,采用扫描电镜对试样腐蚀产物形貌及组成进行分析 ,发现腐蚀产物主要为 Fe S和 Fe1-x S。着重研究了 SRB的腐蚀机理 ,结果表明 :SRB的代谢产物 ,特别是 H2 S,是加快腐蚀的主要原因 ,它们对腐蚀反应即有阴极去极化作用 ,又有阳极去极化作用。     

油井水泥石脆性降低的途径及其作用机理

针对国内油田薄油层井、小间隙井和侧钻井固井后射孔及后续增产措施造成的水泥环脆裂（即二次窜流）问题，为了降低水泥石的脆性，正确评价不同材料对水泥石韧性或弹性的影响，对掺有胶乳、橡胶粉和PVA纤维水泥石的抗折强度、抗压强度、抗冲击功和弹性模量等力学性能进行了研究，并对3种材料的作用机理进行了剖析。研究结果表明，与净浆水泥石相比，掺有胶乳和橡胶粉水泥石的弹性模量分别降低了69％-76％和49％-60％，掺有PVA纤维水泥石的抗冲击功和抗折强度分别提高了9％-89％和16％-37％。胶乳、橡胶粉与水泥水化产物的有效铰接和桥联作用显著提高了水泥石的弹性，PVA纤维的有效阻裂作用显著提高了水泥石的韧性。     

油井水泥石脆性降低的途径及其作用机理

针对国内油田薄油层井、小间隙井和侧钻井固井后射孔及后续增产措施造成的水泥环脆裂(即二次窜流)问题,为了降低水泥石的脆性,正确评价不同材料对水泥石韧性或弹性的影响,对掺有胶乳、橡胶粉和PVA纤维水泥石的抗折强度、抗压强度、抗冲击功和弹性模量等力学性能进行了研究,并对3种材料的作用机理进行了剖析.研究结果表明,与净浆水泥石相比,掺有胶乳和橡胶粉水泥石的弹性模量分别降低了69%～76%和49%～60%,掺有PVA纤维水泥石的抗冲击功和抗折强度分别提高了9%～89%和16%～37%.胶乳、橡胶粉与水泥水化产物的有效铰接和桥联作用显著提高了水泥石的弹性,PVA纤维的有效阻裂作用显著提高了水泥石的韧性.     

H2S/CO2共存聚合物钻井液中腐蚀产物膜分析

随着酸性气田的不断开采,其钻采环境中的腐蚀机理及井下管材的优选已成为研究的热点.通过室内高温高压腐蚀试验,并结合扫描电子显微镜(SEM)、X射线衍射(XRD)和X射线光电子能谱(XPS),研究S135钻杆钢在H2S/CO2共存聚合物钻井液中气相与液相的腐蚀产物膜成分差异,探讨腐蚀机理.结果表明,S135钻杆钢气相和液相腐蚀速率都随温度升高和CO2分压增大而增加,气相腐蚀较液相严重,呈局部腐蚀形貌,气相腐蚀产物表面凹坑较大,液相腐蚀产物较为均匀且致密性强,以均匀腐蚀为主.气相和液相腐蚀产物膜中都含有C、O、S、Fe、Si五种元素,且腐蚀产物成分差别不大,主要成分为Fe3O4、FeS、α-FeOOH、FeS2,以及少量的Fe7S8和Fe3S4,此外在腐蚀产物膜表面还夹杂有硅酸盐物质.钻杆钢腐蚀主要来源于二氧化碳腐蚀、氧腐蚀、硫化氢腐蚀、单质硫腐蚀以及腐蚀产物膜与钢材本体间电偶腐蚀.     

热处理对硝酸熔盐中347H不锈钢腐蚀行为的影响

利用静态熔盐浸泡实验,研究了不同晶粒度的347H不锈钢在565 ℃混合硝酸熔盐(60%NaNO₃+40%KNO₃)中长达120 h的腐蚀行为.通过增重法绘制腐蚀动力学曲线,并研究347H不锈钢的表面腐蚀产物、物相、腐蚀表面微区成分,解释347H不锈钢在硝酸熔盐中的腐蚀机理.结果表明:经过固溶处理调控晶粒度的347H不锈钢在熔盐腐蚀中腐蚀速率有所降低,腐蚀动力学曲线变为线性增长趋势.通过XRD检测得到,347H不锈钢在硝酸熔盐中的腐蚀产物主要是Fe₂O₃和少量的Fe₃O₄及NaFeO₂.Fe₃O₄,结构致密,能有效减小硝酸熔盐对钢基体的腐蚀,导致347H不锈钢在腐蚀后期质量损失有所降低.腐蚀产物形貌和横截面厚度分析结果表明,经过1 160 ℃固溶处理1 h后不锈钢晶粒度达到7级时,腐蚀层厚度达到最低为0.661 μm,此时347H不锈钢在硝酸熔盐中的耐腐蚀性达到最好.     

H2S对N80号汕管钢腐蚀行为的影响

用稳态极化法,阳极动电位扫描法研究了给定酸度而不同H2S浓度和给定H2S浓度而不同酸度的溶液中H2S对N80号油管钢腐蚀行为的影响。结果表明：酸性溶液中H2S会吸附在油管钢表面从而促进腐蚀反应阳极过程的进行,且随着溶液中H2S浓度的增大油管钢耐蚀能力降低,腐蚀率加快。     

闵桥油田输油管线腐蚀原因分析与防护

通过对闵桥区块的输送介质和腐蚀产物的分析,查找输油管线腐蚀穿孔的原因,认为腐蚀与输送介质中Cl-、HCO3-、H2S有关。综合对比分析现有的几种防护方法,认为较好的方法是对管线内壁做防护层和衬里。     

X65钢在CO2/H2S介质中的高温高压腐蚀行为

利用高温高压釜,通过失重法、SEM、XRD以及电子探针进行微观结构分析,对90、120、150℃时X65钢在模拟油气田CO2/H2S环境中的腐蚀行为进行研究.结果表明:在实验条件下,X65钢发生严重的CO2/H2S腐蚀.随着温度的升高,腐蚀速率呈上升再下降的趋势(120℃时为最大值).表面都生成了FeCO3为主的腐蚀产物膜;CO2/H2S腐蚀的协同作用形成了钢表面独特的点蚀和台地腐蚀特征.CO2/H2S腐蚀是各种因素相互作用的结果.     

硫化氢质量浓度和温度对碳钢在NACE溶液中腐蚀行为的影响

采用动电位极化曲线和电化学阻抗谱等电化学实验方法以及扫描电镜和能谱等表面分析技术对20#碳钢在不同H2S质量浓度(0,95.61,103.22,224.16 mg.L-1)、不同温度(25,35,45℃)下的NACE溶液(含CO2)中腐蚀行为进行了研究,同时对该环境下腐蚀产物的形成机制进行了探讨.发现在含有CO2的NACE溶液中,加入少量H2S,能加剧碳钢腐蚀,加速阳极铁的溶解和阴极氢气的析出.随着H2S质量浓度的增加,腐蚀电流密度增大,碳钢腐蚀加剧.温度升高,腐蚀极化电阻变小,腐蚀也会加剧.腐蚀试样外层絮状腐蚀产物主要是铁碳化物,接近基体表面的腐蚀产物主要是铁硫化物.