CN102585790B - 一种适合于长封固段固井作业的水泥浆体系 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种适合于长封固段固井作业的水泥浆体系，各组份以及重量比例如下：水泥100份、微细胶凝材料27～33份、漂珠40～85份、微硅24～29份、降失水剂2～4份、分散剂1～2份、缓凝剂9～16份、水99～137份。本发明技术可靠、现场施工方便、成本低，能满足中高温长封固段条件下固井的水泥浆体系。
Description
技术领域
本发明属于石油化工技术领域，具体涉及一种适合于长封固段固井作业的水泥浆体系。
背景技术
随着石油勘探领域不断向复杂及深部油气藏拓展，尤其是国内勘探进程的快速发展，为了满足地层的复杂性和预处理复杂情况的应急措施要求，长封固段固井的井次越来越多，因此，长封固段固井技术显示出其重要性。长封固段固井技术由于水泥浆封固段较长，导致固井作业存在两个主要难点：(1)由于固井长度的增加，导致水泥浆柱顶部和底部温差较大(例如封固段长度为1500m，若地温梯度为3℃/100m，则封固段的温差达45℃)，常规的固井设计为了满足固井安全的需要，会在水泥浆中加入大量缓凝剂，来满足水泥浆在高温条件下可以较长时间的保持流动状态，但是这往往会导致水泥浆在水泥浆柱顶部的低温条件下长时间不凝固，严重影响了后续作业的进行；(2)由于水泥浆封固井段较长，超长的水泥浆柱增加了在井底形成的压力，对于地层的承压能力提出了非常高的要求，若地层破裂压力较小就有压漏地层的危险。
针对于以上固井难点，对于长封固井段固井作业目前采用较多的技术是分级固井，但是分级固井技术存在较多的局限性：
①分级箍位置的选择：分级箍所在位置井径应规则，且在较直井段。过大斜度会影响重力塞与下内套重合的密封，容易造成：a、循环孔打不开；b、分级箍靠边，一个或多个循环孔紧贴井壁，打开循环孔后循环压力高；c、打开不可靠，导致一级固井水泥浆被顶替掉的事故。
②分级箍工具的可靠性：分级注水泥成败的关键在分级箍的质量是否可靠。开挡销、下胶塞、过孔、一级碰压、开孔、二级碰压、关孔必须成功。要避免出现分级箍提前打开、胶塞下不去、循环孔打不开、关闭不严等情况。任何一种意外情况的发生都将造成严重的后果。
③浮箍、浮鞋质量：如果一级固井结束后，浮箍、浮鞋密封不严，又因井径数据偏差导致水泥浆淹过分级箍，很容易导致二级固井失败。现场除对浮箍、浮鞋试压外，多采用双保险的管串结构，以确保一级固井结束后可立即投重力塞开孔。
④候凝时间及完井周期长
一级固井结束开孔循环正常后，因考虑下部地层承受能力，一般要等一级水泥浆初凝以后才进行二级固井作业。二级施工结束候凝24小时以后，需要上小钻具钻除分级箍附件，这样就增加了完井作业工序，导致完井时间增加，钻井成本增加，且钻掉除分级箍附件后对固井质量有很大的影响。
采用低密度水泥浆一次性封固长裸眼井段可以较好的避免分级固井带来的问题，但是目前的长封固段低密度水泥浆仍然存在较多问题，如抗压强度低，水泥浆低温条件下长时间不凝的问题。
为此，很有必要研制出低密度强度高，稠化时间不敏感的可用于长封固段固井的低密度水泥浆体系。
发明内容
本发明的目的是克服现有技术所存在的上述不足，而提供一种适合于长封固段固井作业的水泥浆体系，该水泥浆体系具有优异的低密高强性能和温度不敏感特性，可望有效解决长封固段固井所面临的井漏、和低温条件下水泥浆长时间不凝固的主要问题。
其技术方案为：
一种适合于长封固段固井作业的水泥浆体系，各组份以及重量比例如下：水泥100份、微细胶凝材料27～33份、漂珠40～85份、微硅24～29份、降失水剂2～4份、分散剂1～2份、缓凝剂9～16份、水99～137份。
优选地，所述的水泥为嘉华G级水泥，粒径范围为20～60μm。
优选地，所述的微细胶凝材料为超细水泥，其颗粒粒径≤20μm，D50＜4μm，比表面积1000～1300m2/kg。
优选地，所述漂珠是一种从粉煤灰漂浮物中筛选出来的珠状颗粒中的一种。在常压下的密度为0.7g/cm3，直径30μm～100μm，壁厚为颗粒直径的5％～8％，为0.2μm～2μm。
优选地，所述微硅是铁合金生产过程中分离出来的一种副产品。其主要成分是SiO2，其含量在90％～98％，微硅的密度约为2.6g/cm3，粒度很细，平均粒径为0.1μm，比水泥平均粒径和漂珠平均粒径小得多，粒度分布范围为0.02～0.5μm。
优选地，所述降失水剂为羟乙基纤维素或者羧甲基羟乙基纤维素。
优选地，所述分散剂为磺化甲醛-丙酮缩聚物或者氨基酸磺化甲醛-丙酮缩聚物，相对分子质量为8000～60000。
优选地，所述缓凝剂为2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸与马来酸的共聚物，分子量2000～20000。
本发明的有益效果：
与现有技术相比，本发明的技术方案具有以下优点：(1)拥有较低的密度和较高的强度，有利于确保固井施工的安全和固井质量的改善；(2)具有高温稠化时间长和低温强度发展快的特性，有助于缩短候凝时间，降低钻井成本。
具体实施方式
下面结合具体和实施例对本发明的方法作进一步详细地说明。
实验方法：按照中华人民共和国石油天然气行业标准GB/T19139-2003进行水泥浆的制备和水泥浆各种性能的测试。
实施例1
水泥100份，微细胶凝材料27份，漂珠40份，微硅24.5份，缓凝剂13.5份，分散剂1.2份，降失水剂2.6份，水99份。
实施例2
水泥100份，微细胶凝材料33份，漂珠53份，微硅27份，缓凝剂14.9份，分散剂1.44份，降失水剂3份，水128份。
实施例3
水泥100份，微细胶凝材料28.5份，漂珠86份，微硅28.5份，缓凝剂16.2份，分散剂1.92份，降失水剂3.4份，水137份。
以上实施例1-3的数据见表1。
表1
以上所述，仅为本发明较佳的具体实施方式，本发明的保护范围不限于此，任何熟悉本技术领域的技术人员在本发明披露的技术范围内，可显而易见地得到的技术方案的简单变化或等效替换均落入本发明的保护范围内。
Claims (7)
1.一种适合于长封固段固井作业的水泥浆体系，其特征在于，各组份以及重量比例如下：水泥100份、超细水泥27～33份、漂珠40～85份、微硅24～29份、降失水剂2～4份、分散剂1～2份、缓凝剂9～16份、水99～137份，所述的水泥为嘉华G级水泥，粒径范围为20～60μm。
2.根据权利要求1所述的适合于长封固段固井作业的水泥浆体系，其特征在于，所述超细水泥的颗粒粒径≤20μm，D50＜4μm，比表面积1000～1300m2／kg。
3.根据权利要求1所述的适合于长封固段固井作业的水泥浆体系，其特征在于，所述漂珠在常压下的密度为0.7g／cm3，直径30μm～100μm，壁厚为颗粒直径的5％～8％，为0.2μm～2μm。
4.根据权利要求1所述的适合于长封固段固井作业的水泥浆体系，其特征在于，所述微硅的主要成分是SiO2，其含量为90％～98％，微硅的密度为2.6g／cm3，平均粒径为0.1μm，粒度分布范围为0.02～0.5μm。
5.根据权利要求1所述的适合于长封固段固井作业的水泥浆体系，其特征在于，所述降失水剂为羟乙基纤维素或者羧甲基羟乙基纤维素。
6.根据权利要求1所述的适合于长封固段固井作业的水泥浆体系，其特征在于，所述分散剂为磺化甲醛-丙酮缩聚物或者氨基酸磺化甲醛-丙酮缩聚物，相对分子质量为8000～60000。
7.根据权利要求1所述的适合于长封固段固井作业的水泥浆体系，其特征在于，所述缓凝剂为2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸与马来酸的共聚物，分子量2000～20000。
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