CN115677282A - 一种适用于二氧化碳驱油井的固井水泥浆及其应用 - Google Patents
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Abstract
本发明涉及石油开采技术领域，具体公开了一种适用于二氧化碳驱油井的固井水泥浆。所述固井水泥浆由以下物质组成:主剂为粒径8.3‑10.5nm的超小尺寸纳米材料，含量为0.1‑0.4wt％；助剂为聚羧酸类液体降失水剂PC‑G80L含量为4wt％；G级油井水泥含量为63％‑69％；其余为水。本发明提供的固井水泥浆，流动度＞21cm，滤失量＜50mL/30min，满足固井工程要求，水泥石孔渗与空白水泥石对比下降明显，水泥石抗压抗拉强度与空白水泥石对比上升明显，极大地提高了水泥石抗二氧化碳腐蚀能力。不仅如此，该种水泥浆体系，可满足40‑100℃的中高温储层在进行二氧化碳驱油井的固井和完井作业要求，环境友好，对设备要求低，工艺简单，可大幅降低油井后续维护作业成本，提高经济效益。
Description
技术领域
本发明涉及石油开采技术领域，尤其涉及一种适用于二氧化碳驱油井的固井水泥浆。
背景技术
目前，世界上大部分油田仍采用注水开发，面临着需要进一步提高采收率和水资源缺乏的问题。对此，国内外近年来大力开展二氧化碳驱油提高采收率技术的研发和应用。把二氧化碳注入油层中可以提高原油采收率，这是由于二氧化碳是一种在油和水中溶解度都很高的气体，当它大量溶解于原油中时，可以使原油体积膨胀，黏度下降，还可以降低油水间的界面张力。与其他驱油技术相比，二氧化碳驱油具有适用范围大、驱油成本低、采收率提高显著等优点。
然而，二氧化碳在湿相环境中会与水泥石发生化学反应，改变水泥石本体以及微裂缝的微观结构和宏观性质，从而影响固井两个胶结面、水泥环本体强度。水泥环完整性被破坏会降低油气井生产寿命并直接影响后期油气开采，甚至出现环空窜流现象并造成灾难性的后果。因此，水泥环微裂缝已成为亟待解决的问题，关系到油气井产能、生产寿命和生产安全。
发明内容
为了解决现有技术中存在的问题，本发明的目的是提供一种适用于二氧化碳驱油井的固井水泥浆及其制备方法。通过合成并添加抗二氧化碳腐蚀的物质来大幅度提高水泥石的抗腐蚀能力。
为了实现本发明目的，本发明的技术方案如下：
第一方面，本发明提供了一种适用于二氧化碳驱油井的固井水泥浆体系，由以下物质组成:粒径为8.3-10.5nm的超小尺寸纳米材料0.1-0.4wt％，聚羧酸类液体降失水剂PC-G80L 4wt％；G级油井水泥含量为63％-69％；其余为水。
其中，所述超小尺寸纳米材料的制备方法为：采用水热合成法，以氨丙基三甲氧基硅烷为硅源，添加柠檬酸三钠，于200℃条件下在高压反应釜中水热合成120min得到，柠檬酸三钠和氨丙基三甲基氧硅烷的质量比为2:10。
作为优选，所述固井水泥浆的水灰比为0.4～0.5，更优选为0.44，所述水为自来水，所述水泥为G级油井水泥。
进一步地，所述固井水泥浆的制备方法为：向水中加入超小尺寸纳米材料、降失水剂PC-G80L，再加入G级油井水泥充分混合搅拌，即得。
本发明所提供的适用于二氧化碳驱油井的固井水泥浆，流动度>21cm，静态滤失量<50mL/30min，稠化时间>190min，80℃水浴养护21d后，水泥石抗压强度>45MPa，抗拉强度>3MPa，渗透率<0.015mD。
第二方面，本发明提供了所述固井水泥浆在提高固井作业中固井质量方面的应用。
所适用的固井作业温度为40-100℃。
作为优选，超小尺寸纳米材料含量为0.4wt％的所述固井水泥浆，适用于90～100℃的固井作业温度；
超小尺寸纳米材料含量为0.3wt％的所述固井水泥浆，适用于70～90℃的固井作业温度；
超小尺寸纳米材料含量为0.2wt％的所述固井水泥浆，适用于50～70℃的固井作业温度；
超小尺寸纳米材料含量为0.1wt％的所述固井水泥浆，适用于40～50℃的固井作业温度。
本发明涉及到的原料或试剂均为普通市售产品，涉及到的操作如无特殊说明均为本领域常规操作。
在符合本领域常识的基础上，上述各优选条件，可以相互组合，得到具体实施方式。
本发明的有益效果在于：
本发明提供了一种适用于二氧化碳驱油井的固井水泥浆，流动度＞21cm，滤失量＜50mL/30min，满足固井工程要求，水泥石孔渗与空白水泥石对比下降明显，水泥石抗压抗拉强度与空白水泥石对比上升明显，极大地提高了水泥石抗二氧化碳腐蚀能力。
进一步地，本发明提供的适用于二氧化碳驱油井的固井水泥浆，环境友好，对设备要求低，工艺简单，同时极大地简化了现场施工程序和投入成本，降低了后续油井维护成本。
更进一步地，本发明提供的适用于二氧化碳驱油井的固井水泥浆，可满足40～100℃的中高温二氧化碳驱油井的固井需求，并可根据不同的固井作业环境调整超小尺寸纳米材料的含量，适用范围广且适用性强。
附图说明
此处的附图被并入说明书中并构成本说明书的一部分，示出了符合本发明的实施例，并与说明书一起用于解释本发明的原理。
为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，对于本领域普通技术人员而言，在不付出创造性劳动性的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。
图1为超小尺寸纳米材料样品实物图；
图2为超小尺寸纳米材料老化前后平均粒径变化图；
图3为超小尺寸纳米材料老化前后Zeta电位变化图；
图4为实施例固井水泥浆的室内流动度实验实物图；
图5为实施例固井水泥浆的室内流动度实验结果；
图6为实施例固井水泥浆的室内流性指数测试结果；
图7为实施例固井水泥浆的室内稠度系数测试结果；
图8为实施例固井水泥浆的静态滤失量测试结果；
图9为实施例固井水泥石的抗压强度测试结果；
图10为实施例固井水泥石的抗拉强度测试结果；
图11为实施例固井水泥石的渗透率测试结果；
图12为实施例固井水泥石的孔隙度测试结果；
图13为实施例固井水泥石的饱和CO2水养护前后实物对比图。
具体实施方式
为了能够更清楚地理解本发明的上述目的、特征和优点，下面将对本发明的方案进行进一步描述。需要说明的是，在不冲突的情况下，本发明的实施例及实施例中的特征可以相互组合。
在下面的描述中阐述了很多具体细节以便于充分理解本发明，但本发明还可以采用其他不同于在此描述的方式来实施；显然，说明书中的实施例只是本发明的一部分实施例，而不是全部的实施例。
下面将结合实施例对本发明的优选实施方式进行详细说明。需要理解的是以下实施例的给出仅是为了起到说明的目的，并不是用于对本发明的范围进行限制。本领域的技术人员在不背离本发明的宗旨和精神的情况下，可以对本发明进行各种修改和替换。
下述实施例中所使用的实验方法如无特殊说明，均为常规方法。
下述实施例中所用的材料、试剂等，如无特殊说明，均可从商业途径得到。
实施例1：超小尺寸纳米材料分散性及稳定性测试
1、超小尺寸纳米材料的制备：
采用水热合成法，以氨丙基三甲氧基硅烷为硅源，添加柠檬酸三钠，于200℃在高压反应釜中水热合成120min得到，柠檬酸三钠和氨丙基三甲基氧硅烷的质量比为2:10。
2、分散性及稳定性测试：
将制备的超小尺寸纳米材料分散液置于100℃高温烘箱中放置7天，测量其平均粒径及Zeta电位。随着老化时间从0到7天，平均粒径从9.2nm增加至9.9nm，Zeta电位绝对值从38.14mV减少至34.15mV，见图1、2、3。
实施例2：适用于二氧化碳驱油井的固井水泥浆
适用于二氧化碳驱油井的固井水泥浆，由以下物质组成：主剂为粒径8.3-10.5nm的超小尺寸纳米材料，含量为0.1～0.4wt％；助剂为聚羧酸类液体降失水剂PC-G80L，含量为4wt％；G级油井水泥含量为63％-69％；其余为水。所述水泥浆的水灰比为0.4-0.5，水为自来水，水泥为G级油井水泥，适用的油井固井温度是40-100℃。
所述的固井水泥浆针对不同的地层温度条件成份配比有所区别，以总量100％计，特别优选的适用于地层温度为40℃、60℃、80℃、100℃的固井水泥浆配方组成。40℃下固井水泥浆的配方组成：0.1wt％主剂+4wt％降失水剂PC-G80L+66.6％G级油井水泥+29.3wt％配液水；60℃下固井水泥浆的配方组成：0.2wt％主剂+4wt％降失水剂PC-G80L+66.5％G级油井水泥+29.3wt％配液水；80℃下固井水泥浆的配方组成：0.3wt％主剂+4wt％降失水剂PC-G80L+66.5％G级油井水泥+29.3wt％配液水；100℃下固井水泥浆的配方组成：0.4wt％主剂+4wt％降失水剂PC-G80L+66.4％G级油井水泥+29.2wt％配液水，所述配液水均为自来水。
实施例3：固井水泥浆的流动性能测试
将上述实施例2固井水泥浆进行室内流动性实验，测定固井水泥浆在25℃下的流动度、流性指数及稠度系数。
流动度测试方法为：
1、将截锥圆模放在水平的玻璃板正中。
2、将配制好的水泥浆迅速注入椎体内，刮去椎体上口多余的水泥浆。
3、立即将截锥圆模沿竖直方向提起，水泥浆在玻璃板上摊开成圆饼状。
4、用刻度尺测量圆饼相互垂直的两条直径。并取平均值。
流性指数和稠度系数测定方法为：
1.按照比例配制好水泥浆后倒入六速旋转粘度计的浆杯中。
2.调节粘度计的转速，测试并记录水泥浆在不同转速下的粘度计读数。
3.根据公式n＝3.32lg(Φ600/Φ300)和k＝(0.511*Φ300)/511n计算流性指数n和稠度系数k。
实验结果表明，超小尺寸纳米材料≤0.4wt％时在25℃下流动度均＞21cm，流性指数为0.45～0.58，稠度系数为0.93～2.65，流动性能较好，见图4、5、6、7。
实施例4：固井水泥浆的静态滤失性测试
将上述实施例2固井水泥浆进行室内静态滤失性实验，设定滤失压力为6.9MPa，在各自的适用温度下分别测定适用于40℃、60℃、80℃、100℃固井水泥浆。
测定方法为：
1、将滤失仪加热套电源接通，调节恒温器至设定温度。
2、将配置好的水泥浆样品搅拌10分钟，注入浆杯至刻度线处，以留处膨胀余地，在“O”型圈上放一滤纸。
3、将浆杯放入加热套中，调节调压器使顶部压力至6.9MPa，收集30分钟的滤液，维持温度波动不超过3.0℃，记录滤液体积。
实验结果表明，实施例2所述固井水泥浆在各自适用的地层温度下滤失量分别为32mL/30min(40℃)、34mL/30min(60℃)、40mL/30min(80℃)，48mL/30min(100℃)，见图8。
实施例5：水泥石抗压强度测试
将上述实施例2中适用固井温度为40℃、60℃、80℃、100℃的固井水泥浆浇筑成50mm*50mm的水泥块，分别在40℃、60℃、80℃、100℃水浴条件下养护21天，根据SY/T6466—2016中所规定的方法对水泥石进行抗压强度测试。经过21天养护后，测定水泥石抗压强度分别为26MPa(40℃)，34.4MPa(60℃)，42.8MPa(80℃)，48MPa(100℃)见图9。
实施例6：水泥石抗拉强度测试
将上述实施例2中适用固井温度为40℃、60℃、80℃、100℃的固井水泥浆浇筑成25mm*50mm的水泥柱，分别在40℃、60℃、80℃、100℃水浴条件下养护21天，根据SY/T6466—2016中所规定的方法对水泥石进行抗拉强度测试。经过21天养护后，测定水泥石抗拉强度分别为3.525MPa(40℃)、3.99MPa(60℃)、4.2MPa(80℃)、4.43MPa(100℃)见图10。
实施例7：水泥石渗透率和孔隙度测试
将上述实施例2中适用固井温度为40℃、60℃、80℃、100℃的固井水泥浆浇筑成25mm*50mm的水泥柱，在各自适用的温度条件下水浴养护21天，对其进行渗透率和孔隙度测试，测试参照GB/T 19139-2012所规定的方法进行测试。
适用于不同体系的固井水泥浆相对于空白水泥浆孔隙度和渗透率均发生了降低。以适用固井温度为100℃的固井水泥浆体系为例，测定水泥柱的渗透率为0.0122mD，与不添加主剂的空白水泥柱的渗透率0.0149mD相比，其渗透率降低了18.12％，测定水泥柱孔隙度为22.16％，与不添加主剂的空白水泥柱的孔隙度29.09％相比，其孔隙度降低了23.82％，适用于其他温度的固井水泥石的孔隙度和渗透率相较于空白组也出现了不同程度的下降。因此实施例水泥石致密性相较于空白组均有显著的提高，见图11、12。
实施例8：水泥石抗腐蚀能力测试
将上述实施例2中适用固井温度为40℃、60℃、80℃、100℃的固井水泥浆和不添加主剂的空白水泥浆浇筑成50mm*50mm的水泥块和25mm*50mm的水泥柱，在各自适用温度的水浴条件下养护14天后，将水泥块置于装有饱和二氧化碳溶液的高温高压养护釜中继续养护7天，设置温度为各自的适用温度，压力为1.6MPa。参照前述方法测试水泥块的抗压强度，测试水泥柱的渗透率、孔隙度和抗拉强度。
以适用固井温度为100℃的固井水泥浆为例，测定添加主剂的水泥块抗压强度为44.8MPa，较空白水泥块抗压强度提高19.15％。测定添加主剂的水泥柱的抗拉强度为4.05MPa，较空白水泥柱抗拉强度提高15.71％，添加主剂的空白水泥柱的孔隙度为24.83％，较空白水泥柱孔隙度降低22.02％；添加主剂的水泥柱的渗透率为0.0185mD，较空白水泥石渗透率降低20.6％。此外适用于其他温度的固井水泥浆体系也出现了相同的趋势，因此实施例水泥石相较于空白组均具有较强的抗腐蚀能力，见图13、表1。
表1
以上所述仅是本发明的具体实施方式，使本领域技术人员能够理解或实现本发明。对这些实施例的多种修改对本领域的技术人员来说将是显而易见的，本文中所定义的一般原理可以在不脱离本发明的精神或范围的情况下，在其它实施例中实现。因此，本发明将不会被限制于本文所述的这些实施例，而是要符合与本文所公开的原理和新颖特点相一致的最宽的范围。
Claims (10)
1.一种适用于二氧化碳驱油井的固井水泥浆，其特征在于，由以下物质组成:粒径为8.3-10.5nm的超小尺寸纳米材料0.1-0.4wt％，聚羧酸类液体降失水剂PC-G80L 4wt％；G级油井水泥含量为63％-69％；其余为水。
2.根据权利要求1所述的固井水泥浆，其特征在于，所述超小尺寸纳米材料的制备方法为：采用水热合成法，以氨丙基三甲氧基硅烷为硅源，添加柠檬酸三钠，于200℃在高压反应釜中水热合成120min得到，柠檬酸三钠和氨丙基三甲基氧硅烷的质量比为2:10。
3.根据权利要求2所述的固井水泥浆，其特征在于，所述固井水泥浆的水灰比为0.4～0.5，所述水为自来水，所述水泥为G级油井水泥。
4.根据权利要求3所述的固井水泥浆，其特征在于，所述固井水泥浆的制备方法为：向水中加入超小尺寸纳米材料、降失水剂PC-G80L，再加入G级油井水泥充分混合搅拌，即得。
5.权利要求1～4任一项所述的固井水泥浆在提高固井作业中固井质量方面的应用。
6.根据权利要求5所述的应用，其特征在于，所述固井作业温度为40～100℃。
7.根据权利要求5所述的应用，其特征在于，固井作业温度为90～100℃，所述固井水泥浆中超小尺寸纳米材料的含量为0.4wt％。
8.根据权利要求5所述的应用，其特征在于，固井作业温度为70～90℃，所述固井水泥浆中超小尺寸纳米材料的含量为0.3wt％。
9.根据权利要求5所述的应用，其特征在于，固井作业温度为50～70℃，所述固井水泥浆中超小尺寸纳米材料的含量为0.2wt％。
10.根据权利要求5所述的应用，其特征在于，固井作业温度为40～50℃，所述固井水泥浆中超小尺寸纳米材料的含量为0.1wt％。
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| CN202110867037.4A CN115677282A (zh) | 2021-07-29 | 2021-07-29 | 一种适用于二氧化碳驱油井的固井水泥浆及其应用 |
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| CN1803695A (zh) * | 2006-01-04 | 2006-07-19 | 大庆石油管理局 | 油井用防止二氧化碳腐蚀的水泥体系 |
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2021
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