CN102994058B - 稠油热采井固井耐高温非硅酸盐水泥浆体系 - Google Patents

Abstract

本发明涉及稠油热采井固井耐高温非硅酸盐水泥浆体系，由以下各组分按其重量比组成：耐高温水泥100份，降失水剂1.0~4.0份，分散剂1.0~4.0份，调凝剂0.5~3.0份，水60~120份，热量调节剂15~80份；所述耐高温水泥由组分A和组分B混合而成，组分A为：Al₂O₃50~77份，SiO₂0.5~8.0份，Fe₂O₃0.5~2.5份，R₂O(Na₂O+0.658K₂O)0~0.4份；组分B为：3CaO·Al₂O₃·CaSO₄33~63份，2CaO·SiO₂14~37份，6CaO·Al₂O₃·2Fe₂O₃15~35份。本发明对于加大稠油的安全和高效开发均具有重要意义，具有广阔的市场前景。

Description

稠油热采井固井耐高温非硅酸盐水泥浆体系

技术领域

本发明涉及一种耐高温非硅酸盐水泥浆体系，特别适合于稠油热采井、地热井、超深井等高温、超高温固井及蒸汽驱、蒸汽吞吐、火驱等稠油热采井固井作业。

背景技术

目前全球常规原油的可采储量预计为1272×108m³，稠油可采储量约1510×108m³，全球剩余石油资源70%以上是稠油资源；我国陆地27%以上油气资源为稠油，海洋65%以上油气资源为稠油；陆地稠油主要分布在辽河、河南、新疆克拉玛依等油田，海洋稠油主要分布在渤海、东海和南海海域；辽河油田是中国最大的稠油生产基地，稠油产量占总产量的60%以上。随着常规原油产量的递减，全球即将转向非常规能源开采，其中稠油资源将是非常规油气资源开采的重点，因此，如何高效、安全开发稠油资源是全球石油开采面临的难题和挑战，也是未来能源安全的关键。

国内外稠油开采主要以热力采油方法为主。目前使用的热采工艺可根据热量产生的地点分为两类，一类是把热量从地面通过井筒注入油层，如蒸汽驱或蒸汽吞吐；另一类是热量在油层内产生，如火烧油层，通过燃烧少量的地层原油产生热量降低地层原油的粘度。热力采油时蒸汽温度通常高达300℃～350℃，火烧油层时温度将超过400℃。

目前，稠油热采井固井通常采用在油井水泥中加入一定比例的石英砂，来提高凝固水泥石的耐高温性能，以达到防止水泥石高温强度衰退的目的。但就国内稠油井生产现场反应，在稠油的开采过程中，由于注入地层蒸汽温度可达300℃~350℃，加砂后的油井水泥石热稳定性仍然会降低，从井下取出的热采后的水泥石变疏松，渗透率急剧增大，现场表现层间流体互相窜通，井口带压现象严重，井场周围冒气冒泡严重，套损严重，大大缩短稠油井的生产寿命，影响稠油热采井开采效率。根据辽河油田、克拉玛依等国内稠油生产区块现场数据不完全统计，稠油井经过长时间生产后套损率高达30%～50%，因水泥环层间封隔失效问题导致停产的井的数量以平均每年10%的比例逐年上升，井口带压及井场周围冒汽冒泡，层间互窜严重，致使油井开采效率极低，生产寿命极短。

发明内容

本发明的目的在于提供一种稠油热采井固井耐高温非硅酸盐水泥浆体系，该体系具有良好的耐高温特性，高温前后水泥石抗压强度不衰退、体积稳定、孔隙度与渗秀率变化小，本发明对于加大稠油的安全和高效开发均具有重要研究意义，克服了现有技术的缺陷和局限性，具有广阔的市场前景。

为达到以上技术目的，本发明提供以下技术方案。

一种稠油热采井固井耐高温非硅酸盐水泥浆体系，由以下各组分按其重量比组成：

耐高温水泥                     100份，

降失水剂                       1.0~4.0份，

分散剂                         1.0~4.0份，

调凝剂                         0.5~3.0份，

水                             60~120份，

热量调节剂                     15~80份。

所述耐高温水泥由组分A和组分B以1:1的重量比例混合而成。

所述组分A的化学成分按以下重量比组成：Al₂O₃：50～77份，SiO₂：0.5～8.0份，Fe₂O₃：0.5～2.5份，R₂O(Na₂O+0.658K₂O)：0～0.4份；所述组分B的熟料主要矿物按以下重量比组成：3CaO·Al₂O₃·CaSO4：33~63份，2CaO·SiO₂：14~37份，6CaO·Al₂O₃·2Fe₂O₃：15~35份。

所述降失水剂可以是聚乙烯醇、水解聚丙烯睛或者羧甲基纤维素。

所述分散剂可以是三聚氰胺甲醛树脂、木质素磺酸钙、木质素磺酸钠或六偏磷酸钠。

所述调凝剂可以是石膏、石灰石、硼酸、硼酸钠或其混合物。

所述热量调节剂为矿渣或粉煤灰，粒度范围为300目~1500目。

与现有技术相比，本发明具备如下有益效果：

（1）低温下凝结时间较短并且能够在高温热采条件下保持较高的抗压强度，能够有效长期保证层间封隔性能和延长油井生产寿命；

（2）水泥浆密度和稠化时间可调，流动性好，失水量较小，能完全满足现场注水泥施工要求；

（3）该水泥浆体系各组分来源较广，具有成本低的优势，应用前景广阔；

（4）该水泥体系通过热量调节剂可以有效解决目前快硬水泥浆体系在60~90℃抗压强度急剧降低的问题；

（5）该水泥体系通过超细热量调节剂可以有效解决水泥石在高温过程后抗压强度急剧衰减的问题。

综上所述，本发明技术可靠、现场施工方便、成本低，适用于稠油热采井、地热井、超深井等高温、超高温固井及蒸汽驱、火驱油层固井。

具体实施方式

一、稠油热采井固井耐高温非硅酸盐水泥浆体系的制备

实施例1

配方：耐高温水泥100份、聚乙烯醇1份、三聚氰胺甲醛树脂4份、石灰石0.5份，300目矿渣15份和水60份。

耐高温水泥由组分A和组分B以1:1的重量比例混合而成，组分A的化学成份和组分B的熟料矿物组成如下：

实施例2

配方：耐高温水泥100份、水解聚丙烯睛2份、木质素磺酸钙3份、硼酸2份，800目粉煤灰50份和水80份。

耐高温水泥由组分A和组分B以1:1的重量比例混合而成，组分A的化学成份和组分B的熟料矿物组成如下：

实施例3

配方：耐高温水泥100份、羧甲基纤维素4份、六偏磷酸钠1份、硼酸钠3份，1500目矿渣80份和水120份。

耐高温水泥由组分A和组分B以1:1的重量比例混合而成，组分A的化学成份和组分B的熟料矿物组成如下：

二、稠油热采井固井耐高温非硅酸盐水泥浆体系的性能测试

将实施例1、实施例2、实施例3分别按照水泥浆API实验标准制备水泥浆，测定水泥浆的密度、流动度、滤失量、抗压强度和稠化时间等。热采井固井用耐高温水泥浆体系的工程性能结果见表1，早期强度性能结果见表2，抗高温强度衰退性能评价结果见表3，水泥石经过高温循环后的渗透率结果见表4。

表1稠油热采井固井耐高温非硅酸盐水泥浆体系工程性能评价

表2稠油热采井固井耐高温非硅酸盐水泥浆体系低温早强特点评价

表1实验结果表明，本发明稠油热采井固井耐高温非硅酸盐水泥浆体系具备良好的工程性能。

表2实验结果表明，本发明稠油热采井固井耐高温非硅酸盐水泥浆体系，具备良好的早强性能，早强效果明显。

表3模拟多轮高温环境下稠油热采井固井耐高温非硅酸盐水泥石前后抗压强度对比结果

表4模拟多轮高温环境下稠油热采井固井耐高温非硅酸盐水泥石前后渗透率对比结果

由表3和表4可以看出，这种稠油热采井固井耐高温非硅酸盐水泥浆体系凝固后的水泥石，经过在模拟多轮高温环境下服役后，其抗压强度和渗透率基本趋于恒定。据此推断，在多周期高低温循环条件下，稠油热采井固井耐高温非硅酸盐水泥石的抗压强度和渗透率具有较好的稳定性，满足稠油开采的需要。

综上所述，和G级油井水泥浆体系、常规加砂水泥浆体系相比，这种稠油热采井固井耐高温非硅酸盐水泥浆体系凝固后的水泥石在多周期高低温循环热采条件下，能够保持强度不衰退，水泥环力学完整性良好，满足热采井工况环境对水泥石耐热稳定性的要求。

Claims (4)

1.稠油热采井固井耐高温非硅酸盐水泥浆体系，由以下各组分按其重量比组成：

所述耐高温水泥由组分A和组分B以1:1的重量比例混合而成，所述组分A的化学成分按以下重量比组成：Al₂O₃50～77份，SiO₂0.5～8.0份，Fe₂O₃0.5～2.5份，R₂O(Na₂O+0.658K₂O)0～0.4份；所述组分B的熟料主要矿物按以下重量比组成：3CaO·Al₂O₃·CaSO₄33～63份，2CaO·SiO₂14～37份，6CaO·Al₂O₃·2Fe₂O₃15～35份；所述热量调节剂为矿渣或粉煤灰，粒度范围为300目～1500目。

2.如权利要求1所述的稠油热采井固井耐高温非硅酸盐水泥浆体系，其特征在于，所述降失水剂为聚乙烯醇、水解聚丙烯腈或者羧甲基纤维素。

3.如权利要求1所述的稠油热采井固井耐高温非硅酸盐水泥浆体系，其特征在于，所述分散剂为三聚氰胺甲醛树脂、木质素磺酸钙、木质素磺酸钠或六偏磷酸钠。

4.如权利要求1所述的稠油热采井固井耐高温非硅酸盐水泥浆体系，其特征在于，所述调凝剂为石膏、石灰石、硼酸、硼酸钠或其混合物。