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温度及外加剂对G级油井水泥强度的影响张景富(大庆石油学院,黑龙江大庆 163318)徐 明 高莉莉 肖海东(大庆石油管理局钻井工程技术研究院,黑龙江大庆 163413)摘要 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110150 及1502002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。关键词 高温 外加剂 G级油井水泥 水泥石 强度 通常情况下,G级油井水泥在井深02240m、井温093范围内,可满足油气井固井施工的要求。随着水泥外加剂技术的不断发展,逐渐打破了原有的井深及温度界限1。如:英国John Bested2从温度对G级水泥原浆水化反应影响的角度,给出了0200 以及温度超过200 后的水泥水化产物的变化特点,得出了水泥石强度将在110左右产生高温衰退的必然本质,但并没有给出强度的具体变化特点及规律。加拿大Eliza Grabowski3等从SiO2对水泥石孔隙率及强度的影响角度,研究了不同温度下硅灰及硅粉对G级水泥的水化产物及结构的影响,得到了22 和230 条件下7d后的水泥石、渗透率及强度的发育与变化情况。而对于其他温度条件及7d内的水泥石强度等的变化并没有给出详尽的研究结论。国内安策1、杨远光4等人则通过检测温度小于150、特定养护时间条件下,G级水泥原浆及掺加硅砂水泥强度数据,分别得出了95 和110为强度衰退临界温度,但对强度发育的连续变化过程特点及合理加砂量的确定方面没有给出明确的试验结果。有关高温条件下水泥石早期强度发育规律研究方面,沈伟5所完成的研究工作较有代表意义,但由于试验温度条件不超过150,致使其只得出加砂水泥石存在有二级台阶强度发育的单一规律。综上所述,虽然所采用的研究角度及方法各异,但在G级水泥产生高温强度衰退的临界温度为110 及通过掺加SiO2能有效抑制强度衰退作用等方面获得了一致的结论。但对温度继续升高后强度是否会再次产生明显的衰退及有关原浆、加砂水泥、添加缓凝剂水泥的强度的发育规律、合理加砂量等没有给出相应的研究结论,因而导致无法从本质上明确温度、加砂量及养护时间三者对油井水泥强度造成的综合影响规律。利用超声波强度测试仪、高温高压养护釜及强度仪等仪器,对各种不同条件下水泥石强度进行了测试,系统地研究了嘉华G级油井水泥在25200 温度范围内水泥石强度发育与变化的规律及本质。1 原浆水泥的强度发育及变化1.1 强度发育利用超声波强度测试仪,在养护压力为20.7MPa的条件下,对各不同温度条件下原浆水泥的强度发育进行了测试(如图1)。试验结果表明,当温度在110以下时,水泥石强度随养护时间的发展变化规律与常温下的规律在趋势上是大体相近的,但由于较高温度下水化进程较快而必然会导致水化终结时间提前,如80 条件下养护时,当在15h左右达到1个较高强度值后,强度仍平缓增长,这种增长趋势一直到接近4d的时间后,才有所减缓,但其强度值已达到了较高的水平。这主要是由于水泥熟料第25卷 第3期 石 油 钻 采 工 艺 Vol.25 No.32003年6月 OIL DRILLING&PRODUCTION TECHNOLOGY June2003作者简介:张景富,1963年生。现为石油工程系主任,教授,博士。电话:[phone]。的水化属放热反应,当温度升高时,水泥熟料的反应速度加快,特别是能够加快C3S和C2S的水化反应速度,因而缩短了水泥的预水化期,相应地缩短了终结水化时间。这种趋势在温度继续增高时表现得更为明显。在温度达到110条件下,养护时间达到48h时,强度曲线即开始平缓延伸,表明水泥浆体的水化已达到了一个较完善的程度,充分体现了提高温度对水泥浆体水化的加速作用。图1 不同温度条件下水泥原浆强度的发育过程当温度超过110 后,随着养护温度的提高,水泥石强度发育曲线出现了较明显的规律性变化,即:早期随着时间的延长强度增大,而达到一定程度后则随时间的延长而开始衰退降低,强度的这种衰退程度随温度的增高而增强,而产生衰退的起始时间随温度的增高而提前。如130 时48h左右开始产生衰退,150时14h左右开始呈衰退趋势,而在170 时其衰退点则提前至6h左右,且强度衰退程度明显。但当温度达到180后,强度发育曲线在最初达到1个较大值后,随养护时间的延长,强度不产生明显的衰退(如200 时),但其强度值很低。1.2 强度变化从图1可见,在高温条件下水泥石强度随时间延长而产生强度降低的同时,随着温度的提高,相应特定时间下,水泥石强度降低。图2给出了利用高温高压养护釜在20.7MPa条件下养护后,用强度计测得的24h和48h温度对强度变化的影响情况。结果表明,随着温度的提高水泥石强度曲线存在2个明显的衰退点,即在110之前强度基本呈增加趋势,而当超过110后,随温度增加强度开始下降;当温度达到150后再次产生较明显的衰退变化。据此,可以将110 和150 分别看做产生强度衰退的2个临界温度点。在110 温度范围内,由水泥水化所形成的CSH()及C2SH2凝胶能够在水泥石中形成良好的凝聚图2 温度对水泥原浆强度的影响网络结构,因此对水泥强度的发展是有利的。但温度超过110后,CSH凝胶将转变为高碱性水化硅酸二钙水合物,这种产物具有较大的结晶尺寸,能够在水泥石中结成渗透率相对较高、强度却较低的板块状物料,因而必将削弱水泥石的强度;当温度进一步提高时,由于所生成的水化物结晶完善程度受到限制、晶体脱水、水泥石体孔隙增大等也会明显地影响水泥石的强度。温度超过150后,导致强度再次产生较明显的衰退。水化产物的转变既与温度有关,又与养护时间有关。当温度相对较高时,在短期内即实现了产物的转换,因此导致在强度发育曲线上不存在随时间延长强度明显衰退的现象(如温度超过180时);而当温度相对较低时,这种转换并非瞬间就能完成的,因此其也会随时间的延长而转化率有所提高,导致强度会逐渐降低。2 加砂水泥的强度发育及变化2.1 强度发育图3给出了利用超声波强度测试仪在20.7MPa条件下,110200 范围内,加30%硅砂水泥的强度发育状况。从图3可见,强度发育规律大致可按不同的温度范围分为2种情况:在110150 范围,强度发展以明显的台阶式持续增长。即在早期养护时间内,水泥石强度随时间延长而增大,但增大到一定程度后,随时间的继续延长,水泥石强度基本保持原有水平(或微弱的上升或下降趋势),达到某一时间后,强度值再次随着时间的增加而显著增大,直至发展到一定程度后继续平缓增长。这一结论与文献5吻合。但该种台阶式发育形式当温度达到150 时即变得不十分明显了,此时台阶所持续的时间相对很短。而在160200 范围,早期强度发展迅速,几乎在24h内即刻达到最高值,而后随时间延长强度便以不同幅度下降,温度越高下降幅度越明显。02石油钻采工艺 2003年6月(第25卷)第3期图3 不同温度条件下添加30%硅砂的水泥浆强度发育规律在适宜的温度条件下,硅砂可与原浆中的水化产物发生反应6得到C5S6H5及C6S6H(150 后),改变了水泥石的化学组成及微观结构,提高了抗压强度。然而由于硅砂与水化产物间的反应属界面反应,其反应的进行是靠参与反应的物质的界面接触及通过最初产物层扩散接触而进行的,温度增高有助于这种界面反应的进行,如在110150 范围内,由于硅砂参与反应的速度并不十分快,因此最初所获得的强度增长实际上仍是由最初的水泥早期水化所形成的产物而造成的,而产生第2次强度增长则主要由硅砂反应生成高强度产物的结果。而在温度范围为160200 时,硅砂参与反应的速度快,与水泥的水化几乎同时进行,因此表征在强度曲线上并不存在明显的强度再增长的迹象。2.2 强度变化以水灰比为0.5及0.55配浆,检测了48h时不同温度下硅砂加量对强度的影响,结果表明,不同的加砂量及温度条件对水泥石强度的影响规律也不一样的,见图4、图5(测试仪器及压力条件与图2相同)。图4 不同加砂量下温度对48h强度的影响从图4、图5可见,加砂量小于10%时,在最初的温度变化范围内,其强度发展规律与原浆基本没有差别,且强度低于原浆。只是在近190后强度高于原浆;低温度条件下(110以下),随着加砂量的增加,强度略呈下降的趋势;温度超过110 时,图5 不同温度下加砂量对48h强度的影响加量超过25%后,随加砂量的增加,强度逐渐增大,加量达到30%时所获得的强度均高于原浆,此后,随加量的继续增加,在不同的温度范围内表现出不同的强度发展趋势。150180 范围内,对应30%或35%时出现最大强度值后,随加量进一步增加强度下降;而对于120140 及1902002个范围,强度则随加量的增大而略呈持续增加的趋势。因此可将30%40%定义为较优加砂量。原因分析:(1)硅砂加量较低时(如10%),不但达不到改善水泥石强度的目的,而且会引起水泥石强度的降低。这主要是由于小的硅砂加量产生的C5S6H5及C6S6H的数量极少,而致使水泥石中原有的硅酸二钙水合物仍占主导地位6。(2)加量较高的情况下,水泥石强度比原浆大。这是因为当高温条件下向水泥浆中加入硅砂一类物质时,由于硅砂等参与反应而生成C5S6H5,这种产物具有较高的强度和较低的渗透率,是水泥石中改善原浆水泥高温强度衰退的主要组分。显然,提高硅砂的加量能够获得相对较多的有利于改善水泥石强度的物质。但C5S6H5的最高稳定温度约为150,超过此温度后将转变为C6S6H,由于C6S6H仍能够在水泥石中形成网架结构,使水泥石强度保持了相对较高的水平。但因其所形成的网架结构相对较粗大,削弱了其强度,因此比能形成针状网络结构的C5S6H5组成的水泥石的强度低。可见,150 后加砂水泥石强度产生降低的原因正是由于C5S6H5转变为C6S6H及高温下水泥石孔隙率和渗透率增大等综合结果造成的6。上述分析表明,较低的加砂量并不能有效地改善水泥石的强度在高温下所产生的衰退现象,然而过大的加砂量也不能使强度得以更大幅度地提高,相反还可能会引起强度的下降。这是因为水泥中各熟料是按一定比例相混配的,高温下所形成的产物12张景富等:温度及外加剂对G级油井水泥强度的影响数量与熟料的配比有关,作为通过参与反应而使产物组成发生变化的硅砂,其最佳加量必然与水泥的矿物组成相匹配。由于硅砂所进行的反应是从硅砂界面开始逐渐向颗粒内部进行,当硅砂加入量过大时,水泥石结构中会残存一些产生点蚀或面蚀、表面伴生结晶产物的硅砂粒子6,这些晶体粒子与硅砂的联结力不强,因而破坏了水泥石的结构完整性,必然造成强度的减退。3 缓凝剂等对水泥石强度的影响为调整浆体稠化时间及控制浆体失水、流变性能等,必须向水泥浆中加入缓凝剂。图6分别给出了110(原浆+25%硅砂+1%S802)、170(原浆+35%硅砂+3%S802)在20.7MPa下利用超声波强度测试仪测试结果,含硅砂及缓凝剂水泥浆强度随时间的变化曲线。与图3对比分析可见,在不同温度条件下,由于缓凝剂的加入产生强度增长的起始时间均明显滞后,且滞后的程度与缓凝剂加量的增加而增大。此外,在缓凝剂的作用下,不同温度范围内加砂水泥的强度发育特征也产生了变化。在相对较低温度下(如110),最初12h内强度值非常低(几乎接近于0),直到达到一定时间后强度迅速增加,达到最大值后强度发展平缓。其强度发育曲线在形状上明显有别于不含缓凝剂的加硅砂水泥的发育特征。这是由于缓凝剂的缓凝作用致使水泥浆水化速度减慢,尤其是限制了C3S、C2S水化作用,为硅砂中SiO2从溶液中争夺Ca2+创造了条件,从而当达到稠化时间后,水泥水化得以加速进行的同时,由于硅砂也有效地参与了反应,而导致强度发育曲线不再表现为二级台阶式发育特征。而对于相对较高温度条件下(如170),含有缓凝剂的浆体强度发育特征与只含硅砂的水泥浆强度变化特征基本相同,但强度衰退的程度比只含硅砂的浆体有所减弱。这与该种缓凝剂在延缓水泥水化作用的同时具有一定的分散性能有关。图6 添加缓凝剂及硅砂水泥的强度发育曲线表1给出了各温度条件下添加不同外加剂时水泥石所获得的48h强度的变化情况。表1 不同温度条件下不同浆体48h水泥石抗压强度试验温度/水 泥 配 方水灰比抗压强度/MPa160原浆0.4414.93原浆+0.8%酒石酸6.70原浆+1.0%酒石酸6.78原浆+1.2%酒石酸5.59170原浆+20%硅砂+0.8%酒石酸0.5033.48原浆+20%硅砂+1.0%酒石酸29.88150原浆+40%硅砂0.5545.52原浆+40%硅砂+1%S80245.39原浆+40%硅砂+2%S80244.77200原浆+40%硅砂+4%S8020.5532.15150原浆+30%硅砂+10%胶乳+2.0%缓凝剂+0.4%Hc+0.3%Sxy0.5023.55原浆+30%硅砂+20%胶乳+2.0%缓凝剂+0.4%Hc+0.3%Sxy26.77170原浆+40%硅砂+20%胶乳+2.0%缓凝剂+0.5%Hc+0.3%Sxy0.5531.68原浆+40%硅砂+10%胶乳+2.0%缓凝剂+0.5%Hc+0.3%Sxy28.76200原浆+40%硅砂+10%胶乳+2.0%缓凝剂+0.4%Hc+0.5%Sxy0.5533.1522石油钻采工艺 2003年6月(第25卷)第3期 从表1可见,酒石酸对水泥石强度会产生不同程度的削弱作用,且随着酒石酸加量的增加产生的影响程度加大。因此,在选择酒石酸作为高温缓凝剂时应优化酒石酸的加量范围,保证获得较高的水泥石强度;S802具有分散作用,其在有利于调整浆体稠化时间及流变性能的同时,其加量的变化对强度所产生的影响并不十分明显,是一种能够适用于高温的较理想的缓凝剂,通过优选加量能够满足注水泥施工要求。胶乳具有较宽范围的适用温度(110200),由于其能够吸附在水泥颗粒及水化产物表面,并可有效填充孔隙、与水化产物发生良好的胶结等性能特点,因此能够改善水泥的胶结状况而提高水泥石的强度。当浆体其他条件不变时,随着胶乳含量的增加,水泥石强度得到了较明显的改善。分散剂Sxy为磺化醛酮缩合物,其在保证水泥浆体具有良好流动性能的同时,不会对水泥石强度产生不良的影响。4 结论(1)温度在110 以下时,水泥石强度随养护时间的发展变化规律与常温下的规律在趋势上是大体相近的;温度超过110 时,在养护初期随养护时间的延长而增大,达到一定程度后,随养护时间的继续延长,强度开始产生了衰退,衰退程度随温度的增高而增强,而产生衰退的起始时间随温度的增高而提前。(2)在24h和48h养护时间下,随着温度的提高水泥石强度存在2个明显的衰退点,即当温度增加时,在110之前强度基本呈增加趋势,而当超过110 后,随温度增加强度开始下降;当温度达到150 后再次产生较明显的衰退变化。据此,可以将110 和150 分别看做产生强度衰退的2个临界温度点。(3)加砂水泥的强度发育规律与温度、缓凝剂等条件有关,对于不添加缓凝剂的加砂水泥,当温度为110150 时,存在明显的二级台阶式发育形式;而当温度为160200 时,强度发育曲线中不存在二级台阶的变化规律;在有缓凝剂存在的条件下,加砂水泥各温度范围内的强度发育特点在形式上与不含缓凝剂的160200 范围内加砂水泥相近,但在强度数值及后期强度发育趋势上具有差别。(4)高温下加入硅砂能够有效抑制水泥石高温强度衰退现象,合理的加量为30%40%;高温条件下可以选择酒石酸、S802、胶乳、Sxy等外加剂调节浆体性能,并通过综合评判有关外加剂对稠化时间、流变性及强度等性能影响的基础上优选配方。参 考 文 献1 安策.G级水泥在深井固井中的应用研究.钻井液与完井液,1991,8(3):39422John Bensted.Oilwell Cements.World Cement,1989,20(10):3463573Eliza Grabowski,G illott J E.Effect of Curing Temperature onthe Performance of Oilwell Cements Made with Different Typesof Silica.Cement and Concrete Research,1989,19(5):7037144 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,1992,14(5):33395 沈伟.各种因素对水泥石抗压强度的影响.钻井液与完井液,2000,17(1):20246 张景富,俞庆森,徐明,高莉莉,肖海东.G级油井水泥的水化及硬化.硅酸盐学报,2002,30(2):167171,177(收稿日期 2002211212)编辑 薛改珍石油钻采工艺19792002年数据光盘征订启事石油钻采工艺编辑部为适应社会的发展形势,满足广大读者的要求,精心推出了 石油钻采工艺24年数据光盘,该数据光盘收录了2833篇文献,对标题、主题词、栏目、作者名可实现检索。该软件具有安装方便,操作简单的特点,是石油工程技术人员工作、学习理想的参考工具。有需要者请向编辑部索要订单。联系单位:石油钻采工艺 编辑部联系地址:河北省任丘市华北油田采油工艺研究院编辑部联系电话:[phone]张景富等:温度及外加剂对G级油井水泥强度的影响B2P network was investigated for formation pressure pre2diction.The focus was on the selection and modificationof the determining method and algorithm of the reason2able network structure,etc.,and a B2P algorithm wasbuilt for suitable formation pressure prediction.The spe2cific application procedures of B2P network in formationpressure prediction was described,taking the time delayprediction of acoustic wave in the bottom formation as anexample,and its field application results were also veri2fied.The study results showed the advantages of thismethod,e.g.,high prediction accuracy,good self2adaptation,and good error tolerance,etc.Key wordsacoustic wave time delaylayer ve2locitynerve networkformation pressurepredictionHIGH DENSITYSATURATEDSALT2SODIUMSILICATE DRILLING FLUID TECHNOLOGYby Lu Kaihe(Petroleum Engineering Institute ofPetroleum University),Zhu JinzhiAbstractDue to the existence of salt and gypsumin the same long section of open hole in Bachu area,Tarim Oilfield,as well as the high pressure factor,drilling fluids are often contaminated by salt and gyp2sum,causing downhole troubles such as pipe sticking.T o solve this technical problem,a novel drilling fluidcontaining saturated salt and sodium silicate was devel2oped based on the study on the working mechanisms ofsaturated salt and sodium silicate.Laboratory tests andfield using showed that the combination of saturated saltand sodium silicate has good inhibition and can effective2ly reduce the solubility of gypsum and salt in water.Thisdrilling fluid system has such advantages as good rheolo2gy,low filtration,high temperature tolerance and highsalt2gypsum resistance.Its application in Tarim Oilfieldminimized the occurrence of drilling problems,cut downthe drilling cost,and proved its superior performance incomposite salt formation.Key wordsTarim oilfieldsaturated saltsodi2um silicategypsum salt beddrilling fluidinhibitionEFFECT OF TEMPERATURE AND ADDITIVESON STRENGTH OF CLASSG OILWELL CE2MENTby ZhangJingfu(Department of Petroleum Engineer2ing,Daqing Petroleum Institute),Xu Ming,Gao Lili,Xi2ao HaidongAbstractStrength properties of Class G oilwellcement are tested under different conditions by using aStatic Gel Strength Analyzer,an High Temperature2HighPressure Curing Chamber and other instruments.Charac2teristics ofdevelopmentand change ofcompressivestrength properties are studied under different tempera2ture and additives.Critical temperatures at which thestrength begin to decline are determined to be 110and150respectively.When temperature exceeds 110,the strength will reduce after it reaches a certain valuewith the increase of curing time.The reasonable amountsof silica sand which will be added to cement slurry to en2hance the strength of hardening paste are determined tobe 30%40%.The characteristics of development andchange of compressive strength for cement slurry with sil2ica sand are revealed,which there are a two2stage typeand one2stage type within the temperature range of 110150and 150200respectively.The influence ofadditives on the strength and the scope of application ofadditives are analyzed.The nature which temperatureetc.affects on strength properties is revealed.Key wordshigh temperatureadditiveclass Goilwell cementcementstonestrengthDRILLINGFLUIDTECHNOLOGYUSEDINCB30A21 wellby Zhu Keshang,Ma Huifang,(Offshore DrillingCompany of Shengli Oilfield),Zhang RuiwangAbstractCB30A21 well is a direction well basedon the area of CB30,with bottom dept at 4303.88m.Thepurpose is exploring buried hill reservoir.Differentdrilling fluid system were selected based on different for2mation characteristic.In the upper formation,polymerdrilling fluid is used.In the below formation,no2solidspolyol drillingfluid is used.Lost circulation was encoun2tered when reached at 4220.44m,losing rate is 48m3/h.subsequence,no2plugging and protecting reservation28OIL DRILLING&PRODUCTION TECHNOLOGYJune 2003