深水深井高温高压水泥石固化养护及制备方法研究

刘书杰 武治强 吴怡 侯铎 张智

刘书杰,武治强,吴怡,侯铎,张智. 深水深井高温高压水泥石固化养护及制备方法研究[J]. 石油钻采工艺,2022,44(3):291-297 doi:  10.13639/j.odpt.2022.03.004
引用本文: 刘书杰,武治强,吴怡,侯铎,张智. 深水深井高温高压水泥石固化养护及制备方法研究[J]. 石油钻采工艺,2022,44(3):291-297 doi:  10.13639/j.odpt.2022.03.004
LIU Shujie, WU Zhiqiang, WU Yi, HOU Duo, ZHANG Zhi. Research on solidification conservation and preparation method of high-temperature and high-pressure set cement for deep wells in deep water[J]. Oil Drilling & Production Technology, 2022, 44(3): 291-297 doi:  10.13639/j.odpt.2022.03.004
Citation: LIU Shujie, WU Zhiqiang, WU Yi, HOU Duo, ZHANG Zhi. Research on solidification conservation and preparation method of high-temperature and high-pressure set cement for deep wells in deep water[J]. Oil Drilling & Production Technology, 2022, 44(3): 291-297 doi:  10.13639/j.odpt.2022.03.004

深水深井高温高压水泥石固化养护及制备方法研究

doi: 10.13639/j.odpt.2022.03.004
基金项目: 中海油科技项目“深水深层井钻井关键技术研究 ”(编号:2019ZYZL-ZC01)
详细信息
    作者简介:

    刘书杰(1966-),2016年毕业于中国石油大学(北京)油气井工程专业,博士,现从事海洋石油钻完井研究及管理工作,教授级高级工程师。通讯地址:(570312)海南省海口市秀英区长滨三路6号。E-mail:liushj@cnooc.com.cn

    通讯作者:

    吴怡(1987-),2013年毕业于中国石油大学(北京)船舶与海洋结构物设计制造专业,主要从事海洋钻井技术研究工作,高级工程师。通讯地址:(100028)北京市朝阳区太阳宫南街海油大厦。E-mail:wuyi11@cnooc.com.cn

  • 中图分类号: TE26

Research on solidification conservation and preparation method of high-temperature and high-pressure set cement for deep wells in deep water

  • 摘要: 深水深井面临超深、超高温超高压、复杂储层等特殊地质条件,对固井水泥石的综合力学性能提出了更高要求,急需适用于高温高压工况的水泥石固化养护及制备方法,从而准确可靠地评价和优化水泥浆体系。设计并建立了高温高压水泥浆固化养护装置及水泥石制备方法,精准模拟了深水深井高温高压(150 MPa、250 ℃)工况水泥浆固化养护过程,分析对比了不同温度、压力条件下所制备水泥石的单轴抗压强度、抗拉强度等力学性能。结果表明:所建立的高温高压工况水泥石固化养护及制备方法可准确模拟深水深井高温高压井筒工况条件,同时高温高压条件亦可充分发挥水泥浆体系助剂的性能优势,测试发现运用该方法制备的水泥石与常规方法制备的水泥石在抗压强度、抗拉强度等力学性能方面存在显著差异。该方法的提出有利于促进深水深井高温高压水泥浆体系固化养护和水泥石制备技术的发展,为固井水泥浆体系配方优化提供实验方法和技术支撑。
  • 图  1  常用水泥石增压养护釜

    Figure  1.  Commonly used pressurized conservation kettle for set cement

    图  2  高温高压水泥石固化养护装置

    Figure  2.  Solidification and conservation device for high-temperature and high-pressure set cement

    图  3  水泥石单轴抗压应力-应变曲线

    Figure  3.  Uniaxial compressive stress-strain curves of set cement prepared

    图  4  不同固化养护方法所制备水泥石抗拉应力-应变曲线

    Figure  4.  Tensile stress-strain curves of set cement prepared by different solidification and conservation methods

    表  1  水泥石单轴抗压强度测试结果

    Table  1.   Test results of uniaxial compressive strength of set cement prepared

    养护
    方法
    试样
    编号
    实验力/
    kN
    应变/
    %
    应力/
    MPa
    弹性模量/
    GPa
    常规014.051.548.241.05
    025.031.6710.201.23
    033.911.348.031.07
    均值4.331.528.821.12
    高温
    高压
    0425.811.8352.494.72(初始0.19)
    0525.711.8753.194.89(初始0.18)
    0624.801.8450.724.71(初始0.17)
    均值25.441.8552.134.77(初始0.18)
    下载: 导出CSV

    表  2  不同固化养护方法所制备水泥石抗拉强度测试结果

    Table  2.   Tensile strength test results of set cement prepared by different solidification and conservation methods

    养护
    方法
    试样
    编号
    实验力/
    kN
    应力/
    MPa
    应变/
    %
    弹性模量/
    GPa
    常规010.531.550.810.21
    020.561.631.280.14
    030.761.550.730.19
    均值0.621.580.940.18
    高温
    高压
    046.843.420.840.62(起始0.38)
    058.974.811.030.64(起始0.42)
    067.873.750.950.60(起始0.36)
    均值7.893.990.940.62(起始0.38)
    下载: 导出CSV
  • [1] 武治强, 刘书杰, 耿亚楠, 等. 高温高压高含硫气井固井水泥环封隔能力评价技术[J]. 石油钻采工艺, 2016, 38(6):787-790. doi:  10.13639/j.odpt.2016.06.014

    WU Zhiqiang, LIU Shujie, GENG Yanan, et al. Evaluation technology for isolation capacity of cement sheath in HTHP high-sulfur gas wells[J]. Oil Drilling & Production Technology, 2016, 38(6): 787-790. doi:  10.13639/j.odpt.2016.06.014
    [2] 王磊, 曾义金, 张青庆, 等. 高温环境下油井水泥石力学性能试验[J]. 中国石油大学学报(自然科学版), 2018, 42(6):88-95. doi:  10.3969/j.issn.1673-5005.2018.06.010

    WANG Lei, ZENG Yijin, ZHANG Qingqing, et al. Experimental study on mechanical properties of oil well cement under high temperature[J]. Journal of China University of Petroleum(Edition of Natural Science), 2018, 42(6): 88-95. doi:  10.3969/j.issn.1673-5005.2018.06.010
    [3] 夏修建, 于永金, 靳建洲, 等. 耐高温抗盐固井降失水剂的制备及性能研究[J]. 钻井液与完井液, 2019, 36(5):610-616. doi:  10.3969/j.issn.1001-5620.2019.05.015

    XIA Xiujian, YU Yongjin, JIN Jianzhou, et al. Development and study on a high temperature salt resistant filter loss reducer for well cementing[J]. Drilling Fluid & Completion Fluid, 2019, 36(5): 610-616. doi:  10.3969/j.issn.1001-5620.2019.05.015
    [4] ALBAWI A, DE ANDRADE J, M. TORSÆTER M, et al. Experimental Set-Up for testing cement sheath integrity in Arctic wells[C]//Paper presented at the OTC Arctic Technology Conference, February 2014, Houston, Texas: OTC-24587-MS.
    [5] 顾军, 向阳, 王学良, 等. 高温高压井水泥浆的研究与实践[J]. 钻井液与完井液, 2003, 20(2):31-32. doi:  10.3969/j.issn.1001-5620.2003.02.011

    GU Jun, XIANG Yang, WANG Xueliang, et al. Study and application of the cement slurry for HTHP wells[J]. Drilling Fluid & Completion Fluid, 2003, 20(2): 31-32. doi:  10.3969/j.issn.1001-5620.2003.02.011
    [6] 胡泽华, 吴忠孚, 黄柏宗. 油井水泥浆高温高压稳定性的测试[J]. 钻井液与完井液, 1992, 9(5):72-74,78.

    HU Zehua, WU Zhongfu, HUANG Baizong. Test of high temperature and high pressure stability of oil well cement slurry[J]. Drilling Fluid & Completion Fluid, 1992, 9(5): 72-74,78.
    [7] 罗翰, 何世明, 罗德明. 川深1井超高温高压尾管固井技术[J]. 石油钻探技术, 2019, 47(4):17-21. doi:  10.11911/syztjs.2019094

    LUO Han, HE Shiming, LUO Deming. Ultra-High temperature and high pressure liner cementing technology in well Chuanshen 1[J]. Petroleum Drilling Techniques, 2019, 47(4): 17-21. doi:  10.11911/syztjs.2019094
    [8] 孙刚. 酸性气体腐蚀环境下水泥石性能实验研究[J]. 石化技术, 2019, 26(10):101-102,109. doi:  10.3969/j.issn.1006-0235.2019.10.061

    SUN Gang. Experimental study on the properties of cement stone in acidic gas corrosion environment[J]. Petrochemical Technology, 2019, 26(10): 101-102,109. doi:  10.3969/j.issn.1006-0235.2019.10.061
    [9] 徐伟祥. 新型高温固井材料体系及固化机理研究[D]. 青岛: 中国石油大学(华东), 2016.

    XU Weixiang. Study on a new high-temperature cementing material system and curing mechanism[D]. Qingdao: China University of Petroleum(East China), 2016.
    [10] TOMILINA E M, CHOUGNET-SIRAPIAN A, ABOUTOURKIA W. New thermally responsive cement for heavy oil wells[C]//Paper presented at the SPE Heavy Oil Conference Canada, June 2012, Calgary, Alberta, Canada: SPE-157892-MS.
    [11] AL-FOUDARI J S, AL-MUHAILAN M, DEBROY A, et al. Cementing challenges and slurry selection for the critical HP/HT wells in the state of Kuwait[C]// Paper presented at the IADC/SPE Asia Pacific Drilling Technology Conference, August 2014, Bangkok, Thailand: SPE-170496-MS.
    [12] 王成文, 王瑞和, 步玉环, 等. 深水固井水泥性能及水化机理[J]. 石油学报, 2009, 30(2):280-284. doi:  10.3321/j.issn:0253-2697.2009.02.022

    WANG Chengwen, WANG Ruihe, BU Yuhuan, et al. Properties and hydration mechanism of deepwater cementing system[J]. Acta Petrolei Sinica, 2009, 30(2): 280-284. doi:  10.3321/j.issn:0253-2697.2009.02.022
    [13] 考佳玮. 库车山前高温高压井水泥环完整性力学失效分析及对策研究[D]. 北京: 中国石油大学(北京), 2017.

    KAO Jiawei. Analysis and resource on mechanical failure of cement sheath integrity under high pressure high temperature conditions in Kuche mountain front[D]. Beijing: China University of Petroleum(Beijing), 2017.
    [14] 肖夏. 高温固井水泥石力学变形及材料改性效果研究[D]. 成都: 西南石油大学, 2018.

    XIAO Xia. Study on mechanical deformation and material modification of high temperature cementing cement[D]. Chengdu: Southwest Petroleum University, 2018.
    [15] 中国国家标准化管理委员会. 油井水泥: GB/T 10238-2015[S]. 北京: 中国标准出版社, 2015.

    China National Standardization Administration. Oil well cement: GB/T 10238-2015[S]. Beijing: Standards Press of China, 2015.
    [16] ISO. Petroleum and natural gas industries-Cements and materials for well cementing−Part 1: Specification: ISO 10426-1[S]. Switzerland ISO copyright office, 2009.
    [17] 中国国家标准化管理委员会. 油井水泥试验方法: GB/T 19139-2012[S]. 北京: 中国标准出版社, 2013.

    China National Standardization Administration. Testing of well cements: GB/T 19139-2012[S]. Beijing: Standards Press of China, 2003.
    [18] ISO. Petroleum and natural gas industries-Cements and materials for well cementing Part 2: Testing of well cements[S]. Switzerland: ISO copyright office, 2003.
    [19] 国家石油和化学工业局. 海洋石油固井设计规范 第1部分: 水泥浆设计和试验: SY/T 10022.1-2000[S]. 北京, 2000.

    State Administration of Petroleum and Chemical Industry. Offshore oil cementing design specification Part 1: Cement slurry design and test: SY/T 10022.1-2000[S]. Beijing: State Administration of Petroleum and Chemical Industry, 2001.
    [20] 中国国家标准化管理委员会. 深水油井水泥试验方法: GB/T 33294-2016[S]. 北京: 中国标准出版社, 2016.

    China National Standardization Administration. Testing of deepwater well cement: GB/T 33294-2016[S]. Beijing: , 2016.
    [21] ISO. Petroleum and natural gas industries Cements and materials for well cementing Part 3: Testing of deepwater well cement formulations: ISO10426-3[S]. Switzerland: ISO copyright office, 2003.
    [22] 中海石油(中国)有限公司北京研究中心. 一种高温高压水泥石养护装置及水泥石的制备方法: CN202010101843.6[P]. 2020-02-19.

    Beijing Research Center of CNOOC (China) Co., Ltd. A high temperature and high pressure cement stone curing device and a preparation method of cement stone: CN202010101843.6[P]. 2020-02-19.
  • [1] 李涛, 徐卫强, 苏强, 曾知昊, 杨兆亮.  四川盆地高温高压含硫气井五级分支井钻完井技术 . 石油钻采工艺, doi: 10.13639/j.odpt.2022.03.001
    [2] 郑双进, 程霖, 谢仁军, 黄志强, 武治强, 钱肖峰.  水泥返高对深水高温高压井井口抬升高度的影响 . 石油钻采工艺, doi: 10.13639/j.odpt.2021.05.007
    [3] 薛国庆, 刘旭, 汤明光, 于成超, 罗佼, 付强.  高温干烧和水湿环境对水泥石结构性能的影响 . 石油钻采工艺, doi: 10.13639/j.odpt.2021.03.007
    [4] 李勇, 纪宏飞, 白新平, 刘子帅.  固井水泥石三轴力学试验的试样制备方法 . 石油钻采工艺, doi: 10.13639/j.odpt.2020.03.010
    [5] 李治衡, 刘海龙, 王文, 张羽臣, 张磊.  海上高温高压井套管应力分析 . 石油钻采工艺, doi: 10.13639/j.odpt.2018.S0.036
    [6] 严思明, 严圣东, 吴亚楠, 王绪涛, 蔡文睿, 张燕.  功能材料对固井水泥石力学性能的影响 . 石油钻采工艺, doi: 10.13639/j.odpt.2018.02.005
    [7] 胡志强, 杨进, 李中, 李文龙, 顾岳, 李舒展.  高温高压井双封隔器管柱安全评估 . 石油钻采工艺, doi: 10.13639/j.odpt.2017.03.006
    [8] 何英明, 刘书杰, 耿亚楠, 谢仁军, 任美鹏, 夏强.  莺歌海盆地高温高压水平气井井控影响因素 . 石油钻采工艺, doi: 10.13639/j.odpt.2016.06.011
    [9] 李中.  南海高温高压气田开发钻完井关键技术现状及展望 . 石油钻采工艺, doi: 10.13639/j.odpt.2016.06.003
    [10] 董星亮.  南海西部高温高压井测试技术现状及展望 . 石油钻采工艺, doi: 10.13639/j.odpt.2016.06.002
    [11] 魏安超, 冯雪松, 韩成, 李祝军, 徐斐.  海上首口高温高压水平井小井眼打孔管下入技术 . 石油钻采工艺, doi: 10.13639/j.odpt.2016.06.009
    [12] 颜帮川, 李祝军, 魏安超, 徐斐.  海上高温高压井测试流程安全控制技术 . 石油钻采工艺, doi: 10.13639/j.odpt.2016.06.015
    [13] 罗鸣, 韩成, 陈浩东, 林四元, 杨玉豪.  南海西部高温高压井堵漏技术 . 石油钻采工艺, doi: 10.13639/j.odpt.2016.06.017
    [14] 王云, 李文魁.  高温高压高酸性气田环空带压井风险级别判别模式 . 石油钻采工艺,
    [15] 马小龙, 乐振好, 王兴武, 陈道元, 任文亮, 姚平均.  文13-侧305井深部开窗侧钻井固井技术 . 石油钻采工艺,
    [16] 许杰, 刘小刚, 崔治军, 刘玉杰, 姜明吉, 武沪生.  复杂条件下小井眼固井技术在科探井中的应用 . 石油钻采工艺,
    [17] 张景富, 王兆君, 王宇, 王珣, 梁东亮, 凌红军.  SO42?和HCO3?对油井水泥石的侵蚀研究 . 石油钻采工艺,
    [18] 王桂英, 曹雪梅.  用于高温高压井的胀封工具 . 石油钻采工艺, doi: 10.3969/j.issn.1000-7393.2006.06.024
    [19] 吴波.  高温深井水泥浆体系在徐闻X1井的应用 . 石油钻采工艺, doi: 10.3969/j.issn.1000-7393.2006.03.011
    [20] 杨远光, 陈大钧.  高温水热条件下水泥石强度衰退的研究 . 石油钻采工艺, doi: 10.3969/j.issn.1000-7393.1992.05.007
  • 加载中
图(4) / 表 (2)
计量
  • 文章访问数:  0
  • HTML全文浏览量:  0
  • PDF下载量:  0
  • 被引次数: 0
出版历程
  • 修回日期:  2022-04-29
  • 网络出版日期:  2022-09-26

深水深井高温高压水泥石固化养护及制备方法研究

doi: 10.13639/j.odpt.2022.03.004
    基金项目:  中海油科技项目“深水深层井钻井关键技术研究 ”(编号:2019ZYZL-ZC01)
    作者简介:

    刘书杰(1966-),2016年毕业于中国石油大学(北京)油气井工程专业,博士,现从事海洋石油钻完井研究及管理工作,教授级高级工程师。通讯地址:(570312)海南省海口市秀英区长滨三路6号。E-mail:liushj@cnooc.com.cn

    通讯作者: 吴怡(1987-),2013年毕业于中国石油大学(北京)船舶与海洋结构物设计制造专业,主要从事海洋钻井技术研究工作,高级工程师。通讯地址:(100028)北京市朝阳区太阳宫南街海油大厦。E-mail:wuyi11@cnooc.com.cn
  • 中图分类号: TE26

摘要: 深水深井面临超深、超高温超高压、复杂储层等特殊地质条件,对固井水泥石的综合力学性能提出了更高要求,急需适用于高温高压工况的水泥石固化养护及制备方法,从而准确可靠地评价和优化水泥浆体系。设计并建立了高温高压水泥浆固化养护装置及水泥石制备方法,精准模拟了深水深井高温高压(150 MPa、250 ℃)工况水泥浆固化养护过程,分析对比了不同温度、压力条件下所制备水泥石的单轴抗压强度、抗拉强度等力学性能。结果表明:所建立的高温高压工况水泥石固化养护及制备方法可准确模拟深水深井高温高压井筒工况条件,同时高温高压条件亦可充分发挥水泥浆体系助剂的性能优势,测试发现运用该方法制备的水泥石与常规方法制备的水泥石在抗压强度、抗拉强度等力学性能方面存在显著差异。该方法的提出有利于促进深水深井高温高压水泥浆体系固化养护和水泥石制备技术的发展,为固井水泥浆体系配方优化提供实验方法和技术支撑。

English Abstract

刘书杰,武治强,吴怡,侯铎,张智. 深水深井高温高压水泥石固化养护及制备方法研究[J]. 石油钻采工艺,2022,44(3):291-297 doi:  10.13639/j.odpt.2022.03.004
引用本文: 刘书杰,武治强,吴怡,侯铎,张智. 深水深井高温高压水泥石固化养护及制备方法研究[J]. 石油钻采工艺,2022,44(3):291-297 doi:  10.13639/j.odpt.2022.03.004
LIU Shujie, WU Zhiqiang, WU Yi, HOU Duo, ZHANG Zhi. Research on solidification conservation and preparation method of high-temperature and high-pressure set cement for deep wells in deep water[J]. Oil Drilling & Production Technology, 2022, 44(3): 291-297 doi:  10.13639/j.odpt.2022.03.004
Citation: LIU Shujie, WU Zhiqiang, WU Yi, HOU Duo, ZHANG Zhi. Research on solidification conservation and preparation method of high-temperature and high-pressure set cement for deep wells in deep water[J]. Oil Drilling & Production Technology, 2022, 44(3): 291-297 doi:  10.13639/j.odpt.2022.03.004
    • 固井是封隔井眼内的油层、气层和水层,保护油气井套管,延长油气井寿命,提高采收率以及科学合理开发油气资源的关键[1],深水深井固井需要面对的是超深、超高温超高压、复杂储层和复杂地质条件[2-4],对固井水泥石的综合力学性能提出了更高要求,在高温高压油气井筒工况环境中使用低弹性模量、高泊松比和较高韧性的水泥石更有利于井筒完整性[5],有利于规避井筒气窜、环空带压等井筒安全风险,有利于延长高温高压油气井的服役寿命[6]

      深水深井高温高压工况条件复杂苛刻[7], GB/T 10238—2015《油井水泥》、GB/T 19139—2012《油井水泥试验方法》标准中明确加压养护装置压力为20.7 MPa,标准SY/T 10022.1—2000《海洋石油固井设计规范 第1部分:水泥浆设计和试验》中明确加压养护应根据固井实验要求确定升温升压速率,达到实验设计要求后保持[8-9],而常用水泥石固化养护和制备方法存在以下不足:水泥石固化养护和制备过程中的实验温度、压力与深水深井高温高压工况不匹配[10];水泥浆体系在压力不大于20.7 MPa、低温条件下固化脱模,然后置于一定温度、压力条件中养护,无法准确模拟深水深井交变高温、高压复杂工况[11-13];按照标准尺寸的抗压强度、抗拉强度测试试样固化养护后的水泥石在脱模过程中受到力的作用,造成水泥石力学性能测试结果不精确[14]

      这些因素直接导致水泥石性能评价结果与深水深井高温高压井筒实际存在一定偏差,同时存在无法探究井筒实际高温高压条件下水泥石的真实性能、无法认清高温高压水泥浆体系性能、不利于水泥浆体系性能评价及其配方优化等问题,严重影响固井质量、固井技术的提高和发展,甚至威胁高温高压油气井的井筒完整性,因此,建立适用于深水深井高温高压工况水泥石固化养护及制备方法,准确测试水泥石力学性能,在科学研究、工程技术方面均具有极其重要的价值。设计并建立了150 MPa、250 ℃高温高压水泥浆固化养护装置及水泥石制备方法,分析对比不同温度、压力条件所制备水泥石的力学性能及其存在的差异,为深水深井固井水泥石力学性能的准确测试以及固井水泥浆体系的配方优化提供实验方法和技术支撑。

    • 实验选用海上深水深井现用水泥浆体系SL I-1,该水泥浆体系具体配方为: G 级水泥 + 水灰比44.21%W/C + 1%消泡剂PC-X66L + 0.7%分散剂PC-F41L + 3.6%降失水剂PC-G80L + 6%防气窜剂PC-GR5 + 7%防窜增强剂PC-GS12L + 1.5%膨胀剂PC-B20 + 2.5%增强剂PC-DA34L + 0.15%缓凝剂PC-H21L + 0.1%悬浮稳定剂PC-J10S + 1%消泡剂PC-X61L + 2%堵漏材料PC-B66S + 35%热稳定剂PC-C82,经测试,该水泥浆密度1.88 g/cm3,深水深井工况条件下滤失量46 mL、稠化时间299 min,分析测试不同固化养护条件下所制备水泥石的力学性能。

    • 根据标准GB/T 10238—2015《油井水泥》[15-16]和GB/T 19139—2012《油井水泥试验方法》[17-18],水泥石固化和养护分为常压养护和加压养护。常压养护是将水泥浆装模,常用模具为50.8 mm×50.8 mm×50.8 mm立方体或Ø25.4 mm×50.8 mm圆柱模具,使用所需养护温度的水浴装置(≤90 ℃)养护,进行强度测试前45 min脱模取出试样,迅速放入27±3 ℃的冷却水浴中直至进行强度测试;加压养护是将水泥浆装模,放入加压20.7 MPa以上的养护釜中并按预定方案进行升温、加压,在强度测试前45 min时压力保持不变,自然降温至90 ℃以下,同样放入冷却水浴中直至进行强度测试。

      SY/T 10022.1—2000《海洋石油固井设计规范 第1部分:水泥浆设计和试验》[19]同样规定了常压水浴养护和加压养护釜两种固化和养护方式,规定加压养护釜应符合最终实验温度和20.7 MPa压力要求,且同时明确加压养护应根据固井需求确定升温、升压速率,温度、压力达到实验设计要求后保持。

      SY/T 33294—2016《深水油井水泥试验方法》[20-21]明确加压养护釜可模拟井下温度并有持续承压的能力,压力对强度的发展有影响,应根据水泥浆井下实际情况选择合适的实验压力,不应超过加压养护釜的额定压力,规定加压养护釜工作压力不低于20.7 MPa。

    • 根据上述标准要求,常用水泥石增压养护釜设计工作压力20~40 MPa,设计工作温度200~375℃,如图1(a)所示型号为QWC-2990F增压养护釜,最高工作压力40 MPa、最高工作温度375 ℃,常用水泥石固化养护及制备流程是:在温度80 ℃水浴中固化1 d,然后将已固化的水泥石脱模,放入20.7 MPa、80 ℃增压养护釜中养护4 d,得到水泥石试样。

      图  1  常用水泥石增压养护釜

      Figure 1.  Commonly used pressurized conservation kettle for set cement

      脱模时需要施加载荷克服已固化水泥石外表面与模具内表面之间的附着力和摩擦力,水泥石局部外表面附着力不同,即使涂抹黄油,仍会导致某些韧性较好的水泥石试样存在飞边、表面粗糙甚至外表面破损,如图1(b),对测试获得真实水泥石强度性能有一定程度的影响,虽通过重复加工、打磨可符合测试要求,如图1(c),但面临实验周期延长、试样制备工序增多以及费用升高等问题。此外,因增压养护釜密封能力不足、密封件耗损导致密封频繁失效,且其设计温度、设计压力已不能满足深水深井工况条件对于特殊水泥浆体系固化养护及水泥石制备的需求。

    • 深水深井工况条件恶劣,井底温度、压力分别高达250 ℃、150 MPa,深水深井温度、压力条件对上述常规方法及其所用养护装置提出了挑战,若水泥石固化养护条件与实际井筒工况条件不同,则不能真实反映深水深井高温高压水泥浆体系的实际性能。

      针对常用水泥石固化养护装置及方法不适用于深水深井水泥浆体系的问题,结合现场固井工艺需求,设计并建立了适用于深水深井水泥浆体系的高温高压水泥石固化养护方法[22],该装置由150 MPa、250 ℃高温高压釜、温度压力控制系统、水泥石养护装置组成。高温高压釜如图2(a)所示,配制水泥浆由下至上逐层灌满,紧固水泥石固化养护装置,如图2(b),通过可拆卸提放把手将其整体置于高温高压釜中,如图2(c),釜内剩余空间注满水,安装釜盖保持密封,按照深水深井实际工况设置温度压力控制系统自动控制升温、增压速率,达到70 MPa、250 ℃时记录实验开始时间,实验周期内可实时模拟深水深井交变温度、压力工况,实验结束后高温高压釜保持压力不变、自然降温至60 ℃,泄压、取出水泥石养护装置并通过取心钻头逐层加工所需水泥石试样,立即放入27±3 ℃水浴中冷却直至进行强度测试实验。

      图  2  高温高压水泥石固化养护装置

      Figure 2.  Solidification and conservation device for high-temperature and high-pressure set cement

      该方法可设置水泥石养护装置尺寸及层数,从而满足水泥石性能测试所需的试样尺寸及数量,水泥浆体系固化和养护后直接通过相应尺寸的取心钻头制备水泥石试样,如图2(d),无需脱模,水泥石无需承受外载,所制备的水泥石试样表面平整、光滑,如图2(e),同时高温高压釜密封性好,可定期更换密封圈且操作便捷,设计温度、压力可满足深水深井工况条件对于特殊水泥浆体系固化养护及水泥石制备的要求。

    • 选取深水深井现用水泥浆体系SL I-1,分别运用上述常用水泥石固化养护方法和深水深井高温高压水泥石固化养护方法制备水泥石试样,按照GB/T 19139—2012 《油井水泥试验方法》和SY/T 10022.1—2000《海洋石油固井设计规范 第1部分:水泥浆设计和试验》标准要求,测试两种方法所制备水泥石的单轴抗压强度、抗拉强度等力学性能,分析明确不同固化养护条件下所制备水泥石力学性能差异以及高温高压助剂对水泥浆配方体系的影响。

    • 针对深水深井在用水泥浆体系,分别运用上述2种固化养护方法制备Ø25.4 mm×50.8 mm圆柱形水泥石试样,测试单轴抗压强度,将结果精确至0.1 MPa,水泥石抗压强度为

      $$ R=\frac{{p}_{压}}{S} $$ (1)

      式中,R为单轴抗压强度,MPa;p为承受压缩载荷时水泥石试样破裂时的最大压缩力,N;S为最小横截面积,mm2

    • 水泥石抗拉强度采用巴西圆盘劈裂实验测试,所用试样为Ø50.8 mm×25.4 mm圆柱形试样,将试样固定在夹具中,使试样中心线与实验机上下承压板的中心线在一条直线上,实验机按标准要求均匀加载,直至水泥石破坏。根据实验原理和材料几何形状特征,水泥石抗拉强度为

      $$ {\sigma }_{\mathrm{t}}=\frac{2{p}_{\mathrm{拉}}}{\mathrm{\pi }Dt} $$ (2)

      式中,σt为抗拉强度,MPa;p为承受拉伸载荷时水泥石试样破裂时的最大拉伸力,N;D为试样直径,mm;t为试样厚度,mm。

    • 单轴抗压强度测试数据见表1,常用固化养护方法所制备的水泥石结构疏松,单轴压缩实验力平均值仅为4.33 kN,极易发生变形,发生破坏前单轴抗压强度平均值为8.82 MPa;高温高压固化养护方法所制备的水泥石在高温高围压作用下结构致密、表面光滑平整,单轴压缩实验力平均值高达25.44 kN,单轴抗压强度平均值达到52.13 MPa,远高于常用固化养护方法所制备水泥石强度。同时,弹性模量和破坏前最大应变均有所增大,表明固化养护条件、尺寸对水泥石结构及其性能存在较大影响,高温高压固化和养护时温度远超过110 ℃,水泥石强度没有衰退反而显著增大,且在压缩实验力较小的初始段弹性模量较小,此时的应力即为常用固化养护时的抗压强度,而末段随着压缩实验力的增大变形明显变小,应力应变曲线呈现弹性变形特征,弹性模量明显增大,这说明在深水深井高温高压工况条件下进行水泥石固化和养护有利于水泥浆体系中高温高压助剂的分散以及水泥浆体系整体性能的发挥,见图3

      表 1  水泥石单轴抗压强度测试结果

      Table 1.  Test results of uniaxial compressive strength of set cement prepared

      养护
      方法
      试样
      编号
      实验力/
      kN
      应变/
      %
      应力/
      MPa
      弹性模量/
      GPa
      常规014.051.548.241.05
      025.031.6710.201.23
      033.911.348.031.07
      均值4.331.528.821.12
      高温
      高压
      0425.811.8352.494.72(初始0.19)
      0525.711.8753.194.89(初始0.18)
      0624.801.8450.724.71(初始0.17)
      均值25.441.8552.134.77(初始0.18)

      图  3  水泥石单轴抗压应力-应变曲线

      Figure 3.  Uniaxial compressive stress-strain curves of set cement prepared

    • 根据巴西劈裂实验抗拉强度测试结果见表2图4,常用固化养护方法所制备的水泥石弹性模量小、具有良好变形能力,但其结构疏松,导致巴西劈裂实验力平均值仅为0.62 kN,抗拉强度平均值仅为1.58 MPa,在较小拉应力作用下发生破裂,且其形变量也较小;高温高压固化养护方法所制备的水泥石巴西劈裂实验力平均值达到7.89 kN,单轴抗压强度平均值达到3.99 MPa,而应变却无明显变化,可见高温高压固化养护方法所制备水泥石较常规固化养护方法制备的水泥石具有更好的抗拉强度,表明在高温高压条件下该水泥浆体系性能优异,因此水泥浆体系配方优化过程中固化养护温度压力对水泥石力学性能影响较大,深水深井工况条件下的实验能够更加真实地反映水泥浆体系固化养护后水泥石的力学性能及其适用性。

      表 2  不同固化养护方法所制备水泥石抗拉强度测试结果

      Table 2.  Tensile strength test results of set cement prepared by different solidification and conservation methods

      养护
      方法
      试样
      编号
      实验力/
      kN
      应力/
      MPa
      应变/
      %
      弹性模量/
      GPa
      常规010.531.550.810.21
      020.561.631.280.14
      030.761.550.730.19
      均值0.621.580.940.18
      高温
      高压
      046.843.420.840.62(起始0.38)
      058.974.811.030.64(起始0.42)
      067.873.750.950.60(起始0.36)
      均值7.893.990.940.62(起始0.38)

      图  4  不同固化养护方法所制备水泥石抗拉应力-应变曲线

      Figure 4.  Tensile stress-strain curves of set cement prepared by different solidification and conservation methods

      以高温高压固化养护条件下水泥石试样04为例,其应力应变曲线及弹性模量拟合结果见图4,其应变起始阶段最大应力1.52MPa与在常规固化养护条件下水泥石平均单轴抗拉强度1.58 MPa相近,持续压缩应变增大至0.6%左右时,水泥石再次呈现弹性变形现象,此时弹性模量达到0.62 GPa(起始段弹性模量仅为0.38 GPa),相比在常规固化养护条件下水泥石弹性模量明显增大,直至应力增大为3.42 MPa时试样发生破坏,这说明高温高压固化养护方法较常用固化养护方法制备所得水泥石强度明显增大,同时直接在高温高压工况下固化养护所制备的水泥石受到外界拉伸、压缩载荷较小时,首先表现出较好的变形能力;随着外界拉伸、压缩载荷逐渐增大,表现出良好的抵抗变形和破坏的能力,相比常用水泥石固化养护方法所制备的水泥石表现出特殊的力学特性,间接证明了高温高压助剂对于水泥石性能的影响。使用高温高压固化养护方法,通过开展系列沿深水深井不同井段温压条件下水泥浆固化养护及其性能测试,可筛选出适用于深水深井固井作业的水泥浆体系配方。而常用水泥石固化养护方法所制备水泥石无法发挥高温高压助剂的特性,不能达到这些水泥石高温优异力学特性,无法得出是否适用于深水深井工况的结论。

    • (1)基于现有油井水泥浆设计及实验标准,建立了150 MPa、250 ℃高温高压水泥浆固化养护装置及水泥石制备方法,可实时动态模拟深水深井温度、压力工况下水泥石固化养护条件,所制备的水泥石试样表面光滑平整,能满足深水深井水泥浆体系固化养护和水泥石力学性能测试要求。

      (2)常规固化养护方法与高温高压固化养护方法所制备的水泥石在抗压强度、抗拉强度等力学性能方面存在显著差异,通过模拟深水深井高温高压工况下固化养护条件并制备水泥石,更有利于准确测试和真实反映深水深井固井水泥石的力学性能。

      (3)在开展深水深井高温高压弹韧性水泥浆体系配方优化设计过程中,采用高温高压固化养护方法优选助剂,精细化模拟实际井筒工况才能充分发挥所选高温高压助剂的性能优势,有利于研发出适用于深水深井工况条件的水泥浆体系,从而保障深水深井井筒完整性的持续提升。

参考文献 (22)

目录

    /

    返回文章
    返回