CN113234424B - 一种适用于中高温地层的低密度固井水泥浆体系及其制备方法 - Google Patents

一种适用于中高温地层的低密度固井水泥浆体系及其制备方法 Download PDF

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Abstract

本发明公开了一种适用于中高温地层的低密度固井水泥浆体系，涉及水泥浆体系技术领域。本发明包括油井水泥50%~55%，粉煤灰30%~35%，微硅粉7%~15%，浆体稳定剂0.5%~2%，纳米液硅乳液0.1~2%，早强剂0.2%~1%，降失水剂0.5%~2.5%，减阻剂0.2%~0.8%，缓凝剂0.1~2%；所述浆体稳定剂的成分为单宁酸钠、木质素磺酸钠和改性膨润土粉，复合比例为2~10:3~10:80~95。本发明中的低密度固井水泥浆体系主要材料来源广泛、价格较低，其水泥浆体系可适用于中高温的低压地层，因此具有较好的应用前景。

Description

一种适用于中高温地层的低密度固井水泥浆体系及其制备 方法
技术领域
本发明涉及水泥浆体系技术领域，尤其涉及一种低密度固井水泥浆体系，更具体地说涉及一种适用于中高温地层的低密度固井水泥浆体系及其制备方法。
背景技术
近年来，随着油气勘探力度的加大及钻探技术的提高，低压易漏地层中深井和超深井的数量也越来越多；由于井底温度较高，且地层压力系数较低，因此这些井在固井时，不仅需要考虑固井水泥浆的密度适应性，而且更重要的是考虑固井水泥浆的温度适应性。目前低密度水泥浆主要采用加入减轻剂和增大固液比两种方式降低其密度，其中减轻剂主要包括漂珠、粉煤灰、矿渣、微硅、微珠等。虽现有的低密度水泥浆技术已经较为成熟，且低密度水泥浆体系较多，但绝大部分只适用于低中温浅中段井深地层，而应用于中高温井段的低密度水泥浆体系却较少；为此，开发出一种适用于中高温地层且成本较低和综合性能较好的低密度水泥浆体系则显得较为急迫。
现有技术中的低密度水泥浆，如公开号为CN109437710A，名称为“一种高水灰比低成本低密度固井水泥浆及其制备方法”的发明专利，该专利中的水泥浆体系虽然具有较好的稳定性，但其适用温度主要为低中温浅层井段，对于中高温低压地层井段则不能满足。
又如公开号为CN110590251A，名称为“一种低密度高强度水泥浆”的发明专利，该专利中的水泥浆体系在较大水灰比条件下，具有较高的强度和较好的稳定性，但其适用温度仍然处于中低温条件下，无法应用于中高温深井井段条件下。
发明内容
为了克服上述现有技术中存在的缺陷和不足，本发明提供了一种适用于中高温地层的低密度固井水泥浆体系，本发明的发明目的在于解决现有低密度固井水泥浆不适用于中高温地层的问题，本发明成本较低、综合性能较好、可适用于中高温低压地层的中深部井段。
为了解决上述现有技术中存在的问题，本发明是通过下述技术方案实现的：
一种适用于中高温地层的低密度固井水泥浆体系，包括以下按体系内掺重量比的各组分：
油井水泥50%~55%，粉煤灰30%~35%，微硅粉7%~15%，浆体稳定剂0.5%~2%，纳米液硅乳液0.1~2%，早强剂0.2%~1%，降失水剂0.5%~2.5%，减阻剂0.2%~0.8%，缓凝剂0.1~2%；
其中，所述浆体稳定剂的成分为单宁酸钠、木质素磺酸钠和改性膨润土粉，复合比例为2~10:3~10:80~95；其中所述改性膨润土粉为天然钠基或钙基膨润土在分散液中分散后，在水浴温度为60℃~80℃下匀速搅拌1.5h~3.5h，再将其移至常温下静置8h后，离心分离后用去离子水对其冲洗后再烘干，最后研磨至200目以上而得；
所述分散液为掺量为0.5%~1.5%的聚丙烯酰胺、乙酸乙烯酯-顺丁烯二酸酐共聚物和聚合氯化铝复合比例为3:1:1，且采用NaOH将其pH调至11的水溶液。
所述低密度固井水泥浆的密度为1.50g/cm3~1.60g/cm3。
所述油井水泥主要为G级油井水泥，A级油井水泥或D级油井水泥中的一种。
所述粉煤灰的粒径范围为1μm ~300μm。
所述微硅粉的平均粒径为0.1μm ~0.3μm。
所述早强剂为无机盐类早强剂。
所述降失水剂为AMPS聚合物类降失水剂。
所述减阻剂为醛酮缩聚物类减阻剂。
所述缓凝剂为葡萄糖酸钠、硼酸、柠檬酸或AMPS聚合物类缓凝剂中的任意一种。
所述低密度固井水泥浆的固液比为0.8~0.9。
本发明以颗粒级配理论和紧密堆积理论为基础，通过对油井水泥、粉煤灰、微硅粉三种配浆主材料优选，确保制备的水泥浆体系中能最大化实现空隙充填，从而提高单位水泥浆体系中的固相含量，进一步提高水泥浆的整体性能，其次加入纳米液硅乳液能将水泥浆体系中的主要材料有机结合在一起，并进一步增强体系的稳定性和抗压强度。
其中，中高温浆体稳定剂的作用机理如下：膨润土粉分散于聚丙烯酰胺、乙酸乙烯酯-顺丁烯二酸酐共聚物和聚合氯化铝的碱性水溶液后，被其中聚丙烯酰胺和聚丙烯酰胺部分水解产物、乙烯酯-顺丁烯二酸酐共聚物和其部分水解产物、聚合氯化铝和其部分水解产物进行插层改性，使得改性后的膨润土物化性能得到较大范围提升，提高了其稳定性、抗温性和分散性；同时为避免加入水泥浆后对浆体的流动性能造成额外影响，因此与单宁酸钠和木质素磺酸钠进行复合配比，使其在对水泥浆浆体的稳定性提高的同时，又使得浆体具有较好的流变性能。
本发明还提供了一种适用于中高温地层的低密度固井水泥浆体系的制备方法，具体如下：
将称好的油井水泥、粉煤灰、微硅粉、浆体稳定剂、早强剂、降失水剂、减阻剂均匀混合后，得到固体粉末混合物；
将自来水、纳米液硅乳液、缓凝剂均匀混合后，得到液体混合物；
按照GB/T19139-2012《油井水泥试验方法》中水泥浆的制备方法，制备出所述低密度固井水泥浆。
当所选用的外加剂不同时，其实验步骤或许会发生些许改变，主要体现在外加剂是否为液体溶液还是固体粉末，若为固体粉末时，则需进行固体混合，否则进行液体混合；无论以哪种方式进行混合，本发明中低密度水泥浆体系保持固液比始终在0.8~0.9即可。
与现有技术相比，本发明所带来的有益的技术效果表现在：
1、本发明的水泥浆体系适用的中高温温度区间为80℃~150℃，该水泥浆体系加入中高温浆体稳定剂后，在中高温条件下各性能表现较为优异，浆体稳定性较好，抗压强度较高；在80℃养护条件下，其抗压强度2d≥13MPa；100℃养护条件下，其抗压强度2d≥14MPa；120℃养护条件下，其抗压强度2d≥15MPa；150℃养护条件下，其抗压强度2d≥15MPa；该水泥浆体系的API滤失量≤50ml，其稠化时间在200~400min范围内可调。
2、本发明中的低密度固井水泥浆体系主要材料来源广泛、价格较低，其水泥浆体系可适用于中高温的低压地层，因此具有较好的应用前景。
附图说明
图1为本发明实施例1制备的低密度固井水泥浆的稠化曲线；
图2为本发明实施例2制备的低密度固井水泥浆的稠化曲线；
图3为本发明实施例3制备的低密度固井水泥浆的稠化曲线；
图4为本发明实施例4制备的低密度固井水泥浆的稠化曲线；
图5为本发明对比实施例5制备的低密度固井水泥浆的稠化曲线；
图6为本发明对比实施例6制备的低密度固井水泥浆的稠化曲线；
图7为本发明对比实施例7制备的低密度固井水泥浆的稠化曲线；
图8为本发明对比实施例8制备的低密度固井水泥浆的稠化曲线。
具体实施方式
下面结合实施例，对本发明的技术方案作出进一步详细地阐述。在此需要说明的是，对于这些实施方式的说明用于帮助理解本发明，但不构成对本发明的限定。
实施例1
作为本发明一较佳实施例，参照说明书附图1，本实施例公开了一种适用于中高温地层的低密度固井水泥浆体系，包括如下按体系内掺重量比的各组分：
油井水泥53.3%，粉煤灰33%，微硅粉9.5%，浆体稳定剂0.8%，纳米液硅乳液0.4%，早强剂0.8%，降失水剂1.6%，减阻剂0.3%，缓凝剂0.3%；
其中，浆体稳定剂为单宁酸钠、木质素磺酸钠和改性膨润土粉复合比例为2：3：95，其中改性膨润土为天然纳基膨润土在掺量为1%的聚丙烯酰胺、乙酸乙烯酯-顺丁烯二酸酐共聚物和聚合氯化铝复合比例为3：1：1且采用NaOH将其pH调至11的水溶液分散后，在水浴温度为60℃下匀速搅拌1.5h，再将其移至常温下静止8h后，离心分离后用去离子水将其冲洗2遍后，再烘干，最后将其研磨至200目以上而得。
其中，水泥浆体系的固液比为0.9，水泥浆的密度为1.50g/cm3；其中，油井水泥为A级油井水泥；早强剂为无水Na2SO4；降失水剂为G33S；减阻剂为QS-12S；缓凝剂为SD-21。
实施例2
作为本发明一较佳实施例，参照说明书附图2，本实施例公开了一种适用于中高温地层的低密度固井水泥浆体系，包括如下按体系内掺重量比的各组分：
油井水泥53.5%，粉煤灰32.5%，微硅粉10%，浆体稳定剂1%，纳米液硅乳液0.3%，早强剂0.5%，降失水剂1.2%，减阻剂0.4%，缓凝剂0.6%；
其中，浆体稳定剂为单宁酸钠、木质素磺酸钠和改性膨润土粉复合比例为3：4：93，其中改性膨润土为天然纳基膨润土在掺量为0.8%的聚丙烯酰胺、乙酸乙烯酯-顺丁烯二酸酐共聚物和聚合氯化铝复合比例为3：1：1且采用NaOH将其pH调至11的水溶液分散后，在水浴温度为70℃下匀速搅拌2h后，再将其移至常温下静止8h后，离心分离后用去离子水将其冲洗2遍，再烘干，最后将其研磨至200目以上而得。
其中，该水泥浆体系的固液比为0.85，水泥浆的密度为1.55g/cm3；油井水泥为D级油井水泥；早强剂为无水Na2SO4；降失水剂为HX；减阻剂为QS-12S；缓凝剂为T-611L。
实施例3
作为本发明一较佳实施例，参照说明书附图3，本实施例公开了一种适用于中高温地层的低密度固井水泥浆体系，包括如下按体系内掺重量比的各组分：
油井水泥53.6%，粉煤灰32%，微硅粉9.6%，中高温浆体稳定剂1.2%，纳米液硅乳液0.4%，早强剂0.4%，降失水剂1.5%，减阻剂0.5%，缓凝剂0.8%；
其中，中高温浆体稳定剂为单宁酸钠、木质素磺酸钠和改性膨润土粉复合比例为4：5：91，其中改性膨润土为天然纳基膨润土在掺量为0.8%的聚丙烯酰胺、乙酸乙烯酯-顺丁烯二酸酐共聚物和聚合氯化铝复合比例为3：1：1且采用NaOH将其pH调至11的水溶液分散后，在水浴温度为80℃下匀速搅拌2.5h后，再将其移至常温下静止8h后，离心分离后用去离子水将其冲洗2遍，再烘干，最后将其研磨至200目以上而得。
其中，该水泥浆体系的固液比为0.80，水泥浆的密度为1.60g/cm3；油井水泥为G级油井水泥；早强剂为无水Na2SO4；降失水剂为G33S；减阻剂为QS-12S；缓凝剂为T-611L。
实施例4
作为本发明一较佳实施例，参照说明书附图4，本实施例公开了一种适用于中高温地层的低密度固井水泥浆体系，包括如下按体系内掺重量比的各组分：
油井水泥54%，粉煤灰31.5%，微硅粉9.5%，中高温浆体稳定剂1.4%，纳米液硅乳液0.5%，早强剂0.4%，降失水剂1.1%，减阻剂0.5%，缓凝剂1.1%；
其中，中高温浆体稳定剂为单宁酸钠、木质素磺酸钠和改性膨润土粉复合比例为5：6：89，其中改性膨润土为天然纳基膨润土在掺量为1%的聚丙烯酰胺、乙酸乙烯酯-顺丁烯二酸酐共聚物和聚合氯化铝复合比例为3：1：1且采用NaOH将其pH调至11的水溶液分散后，在水浴温度为80℃下匀速搅拌3h后，再将其移至常温下静止8h后，离心分离后用去离子水将其冲洗2遍，烘干后，最后将其研磨至200目以上而得。
其中，该水泥浆体系的固液比为0.80，水泥浆的密度为1.60g/cm3；油井水泥为G级油井水泥；早强剂为无水Na2SO4；降失水剂为HX；减阻剂为QS-12S；缓凝剂为SD-210。
实施例5
本实施例为实施例1的对比实施例，本实施例中的固井水泥将配方与实施例1中的相同，本实施例中的配比中取消了本申请的浆体稳定剂。本实施例得到的低密度固井水泥浆的稠化曲线如图5所示。
实施例6
本实施例为实施例2的对比实施例，本实施例中的固井水泥将配方与实施例2中的相同，本实施例中的配比中取消了本申请的浆体稳定剂。本实施例得到的低密度固井水泥浆的稠化曲线如图6所示。
实施例7
本实施例为实施例3的对比实施例，本实施例中的固井水泥将配方与实施例3中的相同，本实施例中的配比中取消了本申请的浆体稳定剂。本实施例得到的低密度固井水泥浆的稠化曲线如图7所示。
实施例8
本实施例为实施例4的对比实施例，本实施例中的固井水泥将配方与实施例4中的相同，本实施例中的配比中取消了本申请的浆体稳定剂。本实施例得到的低密度固井水泥浆的稠化曲线如图8所示。
实施例9
作为本发明一较佳实施例，本实施例公开了一种适用于中高温地层的低密度固井水泥浆体系，包括如下按体系内掺重量比的各组分：
油井水泥55%，粉煤灰30%，微硅粉12%，浆体稳定剂0.5%，纳米液硅乳液0.1%，早强剂0.2%，降失水剂0.5%，减阻剂0.2%，缓凝剂1.5%；
其中，中高温浆体稳定剂为单宁酸钠、木质素磺酸钠和改性膨润土粉复合比例为6：7：87，其中改性膨润土为天然纳基膨润土在掺量为0.6%的聚丙烯酰胺、乙酸乙烯酯-顺丁烯二酸酐共聚物和聚合氯化铝复合比例为3：1：1且采用NaOH将其pH调至11的水溶液分散后，在水浴温度为60℃下匀速搅拌3.5h后，再将其移至常温下静止8h后，离心分离后用去离子水将其冲洗2遍，烘干后，最后将其研磨至200目以上而得。该水泥浆体系的固液比为0.80，水泥浆的密度为1.60g/cm3；油井水泥为G级油井水泥；早强剂为无水Na2SO4；降失水剂为HX；减阻剂为QS-12S；缓凝剂为T-611L。
实施例10
作为本发明一较佳实施例，本实施例公开了一种适用于中高温地层的低密度固井水泥浆体系，包括如下按体系内掺重量比的各组分：
油井水泥53.7%，粉煤灰30%，微硅粉7%，浆体稳定剂2%，纳米液硅乳液1%，早强剂1%，降失水剂2.5%，减阻剂0.8%，缓凝剂2%；
其中，中高温浆体稳定剂为单宁酸钠、木质素磺酸钠和改性膨润土粉复合比例为7：8：85，其中改性膨润土为天然纳基膨润土在掺量为1.5%的聚丙烯酰胺、乙酸乙烯酯-顺丁烯二酸酐共聚物和聚合氯化铝复合比例为3：1：1且采用NaOH将其pH调至11的水溶液分散后，在水浴温度为70℃下匀速搅拌3h后，再将其移至常温下静止8h后，离心分离后用去离子水将其冲洗2遍，烘干后，最后将其研磨至200目以上而得。该水泥浆体系的固液比为0.80，水泥浆的密度为1.60g/cm3；油井水泥为G级油井水泥；早强剂为无水Na2SO4；降失水剂为HX；减阻剂为QS-12S；缓凝剂为SD-210。
实施例11
作为本发明一较佳实施例，本实施例公开了一种适用于中高温地层的低密度固井水泥浆体系，包括如下按体系内掺重量比的各组分：
油井水泥50%，粉煤灰35%，微硅粉8%，浆体稳定剂1%，纳米液硅乳液2%，早强剂0.7%，降失水剂2%，减阻剂0.8%，缓凝剂0.5%；
其中，中高温浆体稳定剂为单宁酸钠、木质素磺酸钠和改性膨润土粉复合比例为8：8：84，其中改性膨润土为天然纳基膨润土在掺量为0.6%的聚丙烯酰胺、乙酸乙烯酯-顺丁烯二酸酐共聚物和聚合氯化铝复合比例为3：1：1且采用NaOH将其pH调至11的水溶液分散后，在水浴温度为65℃下匀速搅拌2.1h后，再将其移至常温下静止8h后，离心分离后用去离子水将其冲洗2遍，烘干后，最后将其研磨至200目以上而得。该水泥浆体系的固液比为0.80，水泥浆的密度为1.60g/cm3；油井水泥为G级油井水泥；早强剂为无水Na2SO4；降失水剂为HX；减阻剂为QS-12S；缓凝剂为SD-210。
实施例12
作为本发明一较佳实施例，本实施例公开了一种适用于中高温地层的低密度固井水泥浆体系，包括如下按体系内掺重量比的各组分：
油井水泥50%，粉煤灰30%，微硅粉15%，浆体稳定剂0.5%，纳米液硅乳液0.5%，早强剂0.5%，降失水剂1.9%，减阻剂0.6%，缓凝剂1%；
其中，中高温浆体稳定剂为单宁酸钠、木质素磺酸钠和改性膨润土粉复合比例为8：9：83，其中改性膨润土为天然纳基膨润土在掺量为1.4%的聚丙烯酰胺、乙酸乙烯酯-顺丁烯二酸酐共聚物和聚合氯化铝复合比例为3：1：1且采用NaOH将其pH调至11的水溶液分散后，在水浴温度为75℃下匀速搅拌1.5h后，再将其移至常温下静止8h后，离心分离后用去离子水将其冲洗2遍，烘干后，最后将其研磨至200目以上而得。该水泥浆体系的固液比为0.80，水泥浆的密度为1.60g/cm3；油井水泥为G级油井水泥；早强剂为无水Na2SO4；降失水剂为HX；减阻剂为QS-12S；缓凝剂为T-611L。
实施例13
作为本发明一较佳实施例，本实施例公开了一种适用于中高温地层的低密度固井水泥浆体系，包括如下按体系内掺重量比的各组分：
油井水泥55%，粉煤灰35%，微硅粉7%，浆体稳定剂0.9%，纳米液硅乳液0.1%，早强剂0.9%，降失水剂0.8%，减阻剂0.2%，缓凝剂0.1%；
其中，中高温浆体稳定剂为单宁酸钠、木质素磺酸钠和改性膨润土粉复合比例为10：10：80，其中改性膨润土为天然纳基膨润土在掺量为1.5%的聚丙烯酰胺、乙酸乙烯酯-顺丁烯二酸酐共聚物和聚合氯化铝复合比例为3：1：1且采用NaOH将其pH调至11的水溶液分散后，在水浴温度为80℃下匀速搅拌2h后，再将其移至常温下静止8h后，离心分离后用去离子水将其冲洗2遍，烘干后，最后将其研磨至200目以上而得。该水泥浆体系的固液比为0.80，水泥浆的密度为1.60g/cm3；油井水泥为G级油井水泥；早强剂为无水Na2SO4；降失水剂为HX；减阻剂为QS-12S；缓凝剂为SD-210。
下面对本发明中实施例1-4和对比实施例5-8中制备的低密度固井水泥浆进行性能检测分析，所用测定方法及测试装置均按照GB/T19139-2012《油井水泥试验方法》严格执行，下表1为检测结果。
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备注：其中实施例1和实施例5的失水条件为80℃*6.9MPa*30min，稠化实验条件为80℃*40MPa，养护条件为80℃*20.7MPa；实施例2和实施例6的失水条件为100℃*6.9MPa*30min，稠化实验条件为100℃*55Mpa，养护条件为100℃*20.7MPa；实施例3和实施例7的失水条件为120℃*6.9MPa*30min，稠化实验条件为120℃*65MPa，养护条件为120℃*20.7MPa；实施例4和实施例8的失水条件为150℃*6.9MPa*30min，稠化实验条件为150℃*75MPa，养护条件为150℃*20.7MPa。
由上述检测结果及说明书附图1-8可知，未添加浆体稳定剂的实施例5~8，其浆体在稠化过程中出现浆体失稳、稠化曲线波动大、抗压强度偏低等问题，而本发明的低密度固井水泥浆体系的综合性能较好，能较好满足相关性能参数要求。本发明的水泥浆体系适用的中高温温度区间为80℃~150℃，该水泥浆体系加入中高温浆体稳定剂后，在中高温条件下各性能表现较为优异，浆体稳定性较好，抗压强度较高；在80℃养护条件下，其抗压强度2d≥13MPa；100℃养护条件下，其抗压强度2d≥14MPa；120℃养护条件下，其抗压强度2d≥15MPa；150℃养护条件下，其抗压强度2d≥15MPa；该水泥浆体系的API滤失量≤50ml，其稠化时间在200~400min范围内可调。
以上所述，仅是本发明的较佳实施例而已，并非对本发明任何形式上的限定，任何熟悉本领域的技术人员，在不脱离本发明技术方案的构思和原则下，所作的任何简单修改，均属于本发明保护的范围。

Claims (6)

1.一种适用于中高温地层的低密度固井水泥浆体系，其特征在于，包括以下按体系内掺重量比的各组分：
油井水泥50%~55%，粉煤灰30%~35%，微硅粉7%~15%，浆体稳定剂0.5%~2%，纳米液硅乳液0.1~2%，早强剂0.2%~1%，降失水剂0.5%~2.5%，减阻剂0.2%~0.8%，缓凝剂0.1~2%；
其中，所述浆体稳定剂的成分为单宁酸钠、木质素磺酸钠和改性膨润土粉，复合比例为2~10:3~10:80~95；其中所述改性膨润土粉为天然钠基或钙基膨润土在分散液中分散后，在水浴温度为60℃~80℃下匀速搅拌1.5h~3.5h，再将其移至常温下静置8h后，离心分离后用去离子水对其冲洗后再烘干，最后研磨至200目以上而得；
所述分散液为掺量为0.5%~1.5%的聚丙烯酰胺、乙酸乙烯酯-顺丁烯二酸酐共聚物和聚合氯化铝复合比例为3:1:1，且采用NaOH将其pH调至11的水溶液；
所述早强剂为无机盐类早强剂；所述降失水剂为G33S；所述减阻剂为QS-12S；所述缓凝剂为SD-210或T-611L。
2.如权利要求1所述一种适用于中高温地层的低密度固井水泥浆体系，其特征在于：所述低密度固井水泥浆的密度为1.50g/cm3~1.60g/cm3。
3.如权利要求1所述一种适用于中高温地层的低密度固井水泥浆体系，其特征在于：所述油井水泥为G级油井水泥，A级油井水泥或D级油井水泥中的一种。
4.如权利要求1所述一种适用于中高温地层的低密度固井水泥浆体系，其特征在于：所述粉煤灰的粒径范围为1μm ~300μm。
5.如权利要求1所述一种适用于中高温地层的低密度固井水泥浆体系，其特征在于：所述微硅粉的平均粒径为0.1μm ~0.3μm。
6.如权利要求1所述的一种适用于中高温地层的低密度固井水泥浆体系的制备方法，其特征在于，包括以下步骤：
按上述内掺重量比将称好的油井水泥、粉煤灰、微硅粉、浆体稳定剂、早强剂、降失水剂、减阻剂均匀混合后，得到固体粉末混合物；
将自来水、纳米液硅乳液、缓凝剂均匀混合后，得到液体混合物；
按照GB/T19139-2012《油井水泥试验方法》中水泥浆的制备方法，制备出所述低密度固井水泥浆，固液比0.8~0.9。
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