CN115893900A - 一种适用于深层页岩气固井的磷铝酸盐水泥多元共聚缓凝剂及其制法和应用 - Google Patents
一种适用于深层页岩气固井的磷铝酸盐水泥多元共聚缓凝剂及其制法和应用 Download PDFInfo
- Publication number
- CN115893900A CN115893900A CN202111159230.9A CN202111159230A CN115893900A CN 115893900 A CN115893900 A CN 115893900A CN 202111159230 A CN202111159230 A CN 202111159230A CN 115893900 A CN115893900 A CN 115893900A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- parts
- retarder
- cement
- copolymerization
- shale gas
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Pending
Links
- 239000004568 cement Substances 0.000 title claims abstract description 101
- 238000007334 copolymerization reaction Methods 0.000 title claims abstract description 25
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 title claims abstract description 21
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 38
- HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N Acrylamide Chemical compound NC(=O)C=C HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 12
- WHNWPMSKXPGLAX-UHFFFAOYSA-N N-Vinyl-2-pyrrolidone Chemical compound C=CN1CCCC1=O WHNWPMSKXPGLAX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 12
- ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N Potassium Chemical compound [K] ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 12
- 239000011591 potassium Substances 0.000 claims abstract description 12
- 229910052700 potassium Inorganic materials 0.000 claims abstract description 12
- 229920005551 calcium lignosulfonate Polymers 0.000 claims abstract description 11
- RYAGRZNBULDMBW-UHFFFAOYSA-L calcium;3-(2-hydroxy-3-methoxyphenyl)-2-[2-methoxy-4-(3-sulfonatopropyl)phenoxy]propane-1-sulfonate Chemical compound [Ca+2].COC1=CC=CC(CC(CS([O-])(=O)=O)OC=2C(=CC(CCCS([O-])(=O)=O)=CC=2)OC)=C1O RYAGRZNBULDMBW-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims abstract description 11
- NLHHRLWOUZZQLW-UHFFFAOYSA-N Acrylonitrile Chemical compound C=CC#N NLHHRLWOUZZQLW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 10
- CERQOIWHTDAKMF-UHFFFAOYSA-N Methacrylic acid Chemical compound CC(=C)C(O)=O CERQOIWHTDAKMF-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 10
- DZSVIVLGBJKQAP-UHFFFAOYSA-N 1-(2-methyl-5-propan-2-ylcyclohex-2-en-1-yl)propan-1-one Chemical compound CCC(=O)C1CC(C(C)C)CC=C1C DZSVIVLGBJKQAP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 9
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 40
- 239000002002 slurry Substances 0.000 claims description 17
- 238000012704 multi-component copolymerization Methods 0.000 claims description 9
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims description 7
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 7
- ROOXNKNUYICQNP-UHFFFAOYSA-N ammonium persulfate Chemical compound [NH4+].[NH4+].[O-]S(=O)(=O)OOS([O-])(=O)=O ROOXNKNUYICQNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 claims description 6
- 239000007800 oxidant agent Substances 0.000 claims description 6
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims description 5
- 239000003999 initiator Substances 0.000 claims description 5
- 230000035484 reaction time Effects 0.000 claims description 5
- 238000001816 cooling Methods 0.000 claims description 4
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 230000001590 oxidative effect Effects 0.000 claims description 4
- XUIMIQQOPSSXEZ-UHFFFAOYSA-N Silicon Chemical compound [Si] XUIMIQQOPSSXEZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- DWAQJAXMDSEUJJ-UHFFFAOYSA-M Sodium bisulfite Chemical group [Na+].OS([O-])=O DWAQJAXMDSEUJJ-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 3
- 229910001870 ammonium persulfate Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 239000011863 silicon-based powder Substances 0.000 claims description 3
- 235000010267 sodium hydrogen sulphite Nutrition 0.000 claims description 3
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 claims description 2
- 230000000977 initiatory effect Effects 0.000 claims description 2
- 238000006116 polymerization reaction Methods 0.000 claims description 2
- USHAGKDGDHPEEY-UHFFFAOYSA-L potassium persulfate Chemical compound [K+].[K+].[O-]S(=O)(=O)OOS([O-])(=O)=O USHAGKDGDHPEEY-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 2
- 230000008719 thickening Effects 0.000 abstract description 28
- 238000000034 method Methods 0.000 abstract description 5
- 239000004575 stone Substances 0.000 abstract description 5
- 238000010276 construction Methods 0.000 abstract description 3
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 14
- 239000008186 active pharmaceutical agent Substances 0.000 description 12
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 8
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 7
- 239000011083 cement mortar Substances 0.000 description 6
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 6
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 5
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 5
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 5
- 238000011161 development Methods 0.000 description 5
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 4
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 4
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 230000006978 adaptation Effects 0.000 description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 3
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 3
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 3
- 239000003079 shale oil Substances 0.000 description 3
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 3
- 229920000536 2-Acrylamido-2-methylpropane sulfonic acid Polymers 0.000 description 2
- XHZPRMZZQOIPDS-UHFFFAOYSA-N 2-Methyl-2-[(1-oxo-2-propenyl)amino]-1-propanesulfonic acid Chemical compound OS(=O)(=O)CC(C)(C)NC(=O)C=C XHZPRMZZQOIPDS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 2
- 239000008367 deionised water Substances 0.000 description 2
- 229910021641 deionized water Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 2
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 2
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 2
- 231100000989 no adverse effect Toxicity 0.000 description 2
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 2
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 2
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 2
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 2
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 2
- 229920005552 sodium lignosulfonate Polymers 0.000 description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 2
- IRLPACMLTUPBCL-KQYNXXCUSA-N 5'-adenylyl sulfate Chemical compound C1=NC=2C(N)=NC=NC=2N1[C@@H]1O[C@H](COP(O)(=O)OS(O)(=O)=O)[C@@H](O)[C@H]1O IRLPACMLTUPBCL-KQYNXXCUSA-N 0.000 description 1
- 229910019142 PO4 Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000001133 acceleration Effects 0.000 description 1
- 229910052586 apatite Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 239000002270 dispersing agent Substances 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 230000001788 irregular Effects 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 125000005341 metaphosphate group Chemical group 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- VSIIXMUUUJUKCM-UHFFFAOYSA-D pentacalcium;fluoride;triphosphate Chemical compound [F-].[Ca+2].[Ca+2].[Ca+2].[Ca+2].[Ca+2].[O-]P([O-])([O-])=O.[O-]P([O-])([O-])=O.[O-]P([O-])([O-])=O VSIIXMUUUJUKCM-UHFFFAOYSA-D 0.000 description 1
- 238000011056 performance test Methods 0.000 description 1
- NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-K phosphate Chemical compound [O-]P([O-])([O-])=O NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 1
- 239000010452 phosphate Substances 0.000 description 1
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 1
- 230000035945 sensitivity Effects 0.000 description 1
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 description 1
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 1
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 1
- 238000003786 synthesis reaction Methods 0.000 description 1
- 230000009974 thixotropic effect Effects 0.000 description 1
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 1
- 235000020681 well water Nutrition 0.000 description 1
Landscapes
- Curing Cements, Concrete, And Artificial Stone (AREA)
Abstract
本发明涉及固井领域的一种适用于深层页岩气固井的磷铝酸盐水泥多元共聚缓凝剂及其制法和应用。所述一种适用于深层页岩气固井的磷铝酸盐水泥多元共聚缓凝剂,其特征在于包含重量份计的以下组分:水100份,2‑丙烯酰胺基‑2‑甲基丙磺酸40‑80份,腐植酸钾,30‑80份,木质素磺酸钙,30‑80份,甲基丙烯酸,1‑20份,丙烯腈,1‑20份;丙烯酰胺,1‑20份,乙烯吡咯烷酮,1‑20份。本发明所述的适用于深层页岩气固井的磷铝酸盐水泥多元共聚缓凝剂,适用于40~120℃,可适用于深层页岩气固井领域,水泥石48小时强度>24MPa,利用本方法制备的缓凝剂配制的水泥浆稠化时间可调,满足现场施工需求。
Description
技术领域
本发明涉及固井领域,更进一步地说,涉及一种适用于深层页岩气固井的磷铝酸盐水泥多元共聚缓凝剂及其制法和应用。
背景技术
随着国家油气勘探的进一步加快,深层页岩气的开发成为油气增储上产的重点,深层页岩气固井也是及其重要的一环,深层页岩气固井面临钻井液密度高,井下温度高等难题,所以对于水泥浆在高温下的性能提出更高要求。由于对高温下水泥石的强度有衰退的现象,所以磷铝酸盐水泥加硅粉的组合可以改善水泥石的抗高温强度衰退的性能。
在深层页岩油气开采的固井过程中使用的水泥中掺入一定量偏磷酸盐制成的磷铝酸盐水泥具有早强、高强的特点。大量的可溶性磷酸盐的加入加速了磷灰石的形成,在不加任何添加剂的条件下,磷铝酸盐水泥在70-80℃、常压下的稠化时间仅为5-8min,且10min时就会硬化。磷铝酸盐水泥所适用的缓凝剂亟待研究,尤其是对于深层页岩气固井工程中面对的问题,需要研发适合于深层页岩气固井用磷铝酸盐水泥的缓凝剂。
发明内容
为了解决现有技术中存在的上述问题,本发明提出一种适用于深层页岩气固井的磷铝酸盐水泥多元共聚缓凝剂。具体地说涉及一种适用于深层页岩气固井的磷铝酸盐水泥多元共聚缓凝剂及其制法和应用。本申请所述制备方法简单,产物水溶性较好,适用于深层页岩气固井,可在120℃以下与其他油井水泥添加剂配合使用。
本发明目的之一是提供一种适用于深层页岩气固井的磷铝酸盐水泥多元共聚缓凝剂,可包含重量份计的以下组分:
水,100重量份,
2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸,40~80重量份,优选40~60重量份;
腐植酸钾,30~80重量份,优选30~50重量份;
木质素磺酸钙,30~80重量份,优选35~45重量份;
甲基丙烯酸,1~20重量份,优选1~10重量份;
丙烯腈,1~20重量份;优选1~10重量份;
丙烯酰胺,1~20重量份,优选1~10重量份;
乙烯吡咯烷酮,1~20重量份,优选1~10重量份。
本发明目的之二是提供所述的适用于深层页岩气固井的磷铝酸盐水泥多元共聚缓凝剂的制备方法,可包括以下步骤:
将所述2-丙烯酞胺基-2-甲基丙磺酸、腐植酸钾、木质素磺酸钙、丙烯酰胺、乙烯吡咯烷酮、甲基丙烯酸和丙烯腈在内的组分按所述用量溶解于水中,引发反应聚合即得。
具体地,
所述的适用于深层页岩气固井的磷铝酸盐水泥多元共聚缓凝剂的制备方法,可包括以下步骤:
(1)按所述用量将所述2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸、腐植酸钾、木质素磺酸钙、丙烯酰胺、乙烯吡咯烷酮、甲基丙烯酸和丙烯腈在内的组分溶解于水得到溶液,调节溶液pH值,加热;
(2)通入氮气,加入引发剂,进行反应;
(3)冷却至室温,得到所述磷铝酸盐水泥多元共聚缓凝剂。
其中,
所述步骤(1)中,
所述溶解的温度可为20~25℃;和/或,
所述调节溶液pH值可为5~7;和/或,
所述加热为加热到50~80℃恒温水浴,同时保持0.5~3小时。
所述步骤(2)中,
所述反应的反应温度可为50~80℃,具体可为恒温水浴;反应时间可为2~5小时。
所述引发剂可包含氧化剂和还原剂;以所述水为100重量份计,所述氧化剂的用量可为0.1~1重量份;所述还原剂的用量可为0.1~1重量份;和/或,
所述氧化剂可选自过硫酸铵、过硫酸钾中的至少一种;所述还原剂可选自亚硫酸氢钠。
在具体实施中,
所述制备方法可包括以下步骤:
(1)按所述用量将包含2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸、腐植酸钾、木质素磺酸钙、甲基丙烯酸、丙烯酰胺、乙烯吡咯烷酮和丙烯腈在内的组分放入反应器中搅拌溶解于水中,实验使用的水可为去离子水,在20~25℃条件下,然后调节溶液pH值等于5~7;再加热到50~80℃恒温水浴,同时保持0.5~3小时。
(2)向反应器内通入氮气排除氧气,待反应器内水溶液的温度达到60℃,在搅拌状态下加入少量引发剂,恒温搅拌状态下反应2~5小时。
(3)自然冷却至室温,得到具有一定粘度的水溶性较好的多元共聚的适用于磷铝酸盐水泥的缓凝剂。
本发明目的之三是提供本发明目的之二所述的制备方法制得的磷铝酸盐水泥多元共聚缓凝剂。
本发明目的之四是提供本发明目的之一所述的磷铝酸盐水泥多元共聚缓凝剂或者本发明目的之二所述的制备方法制得的磷铝酸盐水泥多元共聚缓凝剂的应用;所述应用的温度范围可为40~120℃。所述磷铝酸盐水泥多元共聚缓凝剂具体还可应用于配制不同用途的水泥浆,具体用量可为水泥的0.1~10%重量。
本发明目的之五是提供一种适用于深层页岩气固井的磷铝酸盐水泥浆,可包含本发明目的之一所述的适用于深层页岩气固井的磷铝酸盐水泥多元共聚缓凝剂或本发明目的之二所述制备方法制得的磷铝酸盐水泥多元共聚缓凝剂,具体可包含重量分数计的以下组分:
水泥100份,
所述磷铝酸盐水泥多元共聚缓凝剂0.1~20份,优选0.1~10份,
降失水剂1~10份,优选1~6份,
硅粉0~60份,优选0~50份,
水30~60份,优选40~55份。
所述水泥可为油井水泥。
所述降失水剂可为AMPS型的降失水剂中的至少一种。
本发明的技术效果:
与现有技术相比,本发明的有益效果是:1)本缓凝剂是一种针对磷铝酸盐水泥而合成的聚合物,通过枝接聚合物避免磷铝酸盐水泥中加入木质素磺酸钠缓凝剂而引起的水泥浆严重触变现象。2)解决了木质素磺酸钠对水泥浆硬化成为水泥石后水泥石抗压强度过低的问题。3)可以使用温度达到120℃。4)如与相配套的分散剂、降失水剂等一起配合使用,可配制出满足不同固井施工要求的的磷铝酸盐水泥浆。5)本缓凝剂化学性能稳定,加量没有敏感性,稠化曲线形态好。6)对磷铝酸盐水泥的其他性能无不利的影响,不会破坏水泥石的强度和发展。
本发明所述的适用于深层页岩气固井的磷铝酸盐水泥多元共聚缓凝剂,适用于40~120℃,可适用于深层页岩气固井领域,水泥石48小时强度>24MPa,水泥石养护7天抗压强度大于30MPa,利用本方法制备的缓凝剂配制的水泥浆稠化时间可调,满足现场施工需求。
随着国家页岩油气资源的勘探开发的力度日益加大,对深层页岩油气的开发进一步加大,随之而来的深层页岩气固井难度越来越大。本方法制备的缓凝剂方法简单、易于实现、使用方便,可满足深层页岩气固井高温下适应于磷铝酸盐水泥,具有广阔的应用前景。
具体实施方式
下面结合具体实施例对本发明进行具体的描述,有必要在此指出的是以下实施例只用于对本发明的进一步说明,不能理解为对本发明保护范围的限制,本领域技术人员根据本发明内容对本发明做出的一些非本质的改进和调整仍属本发明的保护范围。
在本文中所披露的范围的端点和任何值都不限于该精确的范围或值,这些范围或值应当理解为包含接近这些范围或值的值。对于数值范围来说,各个范围的端点值之间、各个范围的端点值和单独的点值之间,以及单独的点值之间可以彼此组合而得到一个或多个新的数值范围,这些数值范围应被视为在本文中具体公开。
原料来源
实施例与对比例中采用的原料,如果没有特别限定,那么均是现有技术公开的,例如可直接购买获得。
实施例1
水100重量份,2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸45重量份,腐植酸钾40重量份、木质素磺酸钙40重量份、甲基丙烯酸8重量份、丙烯腈2重量份,丙烯酰胺3重量份、乙烯吡咯烷酮5重量份,搅拌溶解于水中,使用的水为去离子水;加入氢氧化钠溶液,将pH值调为6,加热到60℃恒温水浴,同时保持1小时。将溶液加入到反应器内,将反应器放入60℃恒温水浴中,向反应器内通入氮气排除氧气,待反应器内水溶液的温度达到60℃后,加入0.5重量份过硫酸铵和0.5重量份亚硫酸氢钠引发反应,反应持续3h,冷却至室温,即制成本发明的适用于改性磷铝酸盐水泥的共聚缓凝剂,代号为样品1。
实施例2
将实施例1中2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸替换为55重量份,木质素磺酸钙替换为45重量份,反应器内水溶液的温度替换为70℃,反应替换成为4小时。代号为样品2。
实施例3
将实施例1中腐植酸钾替换为40重量份,丙烯酰胺替换为20份、乙烯吡咯烷酮替换为5份,反应器内水溶液的温度替换为65℃,反应替换成为3小时,代号为样品3。
对比例1
将实施例1中腐植酸钾替换为60重量份,丙烯酰胺替换为50份、乙烯吡咯烷酮替换为22份,反应器内水溶液的温度替换为65℃,反应替换成为3小时,代号为样品4。
性能测试
使用嘉华G级水泥,按照API标准(API Spec 10A)配制水灰比为0.44的水泥浆,水泥采用磷铝酸盐水泥,降失水剂采用中石化工程院研制的SCF,为液体,密度分别是1.03g/cm3。
按API标准(API Spec 10A)标准制备水泥浆,评定试验温度、稠化时间、过渡时间、抗压强度。抗压强度测定要按照标准制备水灰比为0.44水泥浆,将配置好的水泥浆倒入模具至于相应的温度、常压下条件下进行养护,24h后脱模测量水泥石的抗压强度。进行表1评定了以上实施例中样品在不同温度下对稠化时间的影响。
水泥浆配方1:100份嘉华G级水泥+3份降失水剂SCF(SCF的制备方法来自文献:刘学鹏,张明昌,方春飞,耐高温油井水利降失水剂的合成和性能。钻井液与完井液,2015,32(6);61-64.)+不同重量份本发明缓凝剂(0.1-1%)+水44份,密度为1.88g/cm3。水为现场水。
水泥浆配方2:100份嘉华G级水泥+35%硅粉+3份降失水剂SCF+不同重量份本发明缓凝剂(1-1.5%)+水50份,密度为1.88g/cm3。水为现场水。
对于水泥浆配方1,实施例1~3及对比例1,在不同加量下对稠化时间的影响,测试条件温度75℃,压力30MPa。结果如表1~4所示。
表1不同加量的实施例1本缓凝剂的稠化时间
表2不同加量实施例2缓凝剂的水泥浆稠化时间
表3不同加量实施例3缓凝剂的水泥浆稠化时间
表4不同加量对比例1缓凝剂的水泥浆稠化时间
对于水泥浆配方2,实施例1~3及对比例1,在不同加量下对稠化时间的影响,试验温度120℃,压力50MPa,如表5-8所示。
表5不同加量的实施例1缓凝剂的稠化时间
表6不同加量实施例2缓凝剂的水泥浆稠化时间
表7不同加量实施例3缓凝剂的水泥浆稠化时间
表8不同加量对比例1缓凝剂的水泥浆稠化时间
从表1~8可见,本申请实施例1~3均可以很好的适应于深层页岩气固井的温度,配置出的水泥浆稠化时间基本呈线性趋势,而对比例1则在高温条件下呈现不规律的趋势,可见本发明所述的缓凝剂满足75~120℃可调。
本发明的缓凝剂对温度的适应性评价
1)采用水泥浆配方1,分别加入0.6wt%的本缓凝剂实施例1~3及对比例1,根据按API标准(API Spec 10A)标准测量水泥浆在不同温度的稠化时间,测试压力为50MPa。实验结果见表9~表12。
表9不同温度下的加入实施例1的磷铝酸盐水泥浆的稠化时间
表10不同温度下的加入实施例2的磷铝酸盐水泥浆的稠化时间
表11不同温度下加入实施例3的磷铝酸盐水泥浆的稠化时间
表12不同温度下加入对比例1的磷铝酸盐水泥浆的稠化时间
2)采用水泥浆配方2,分别加入1.2wt%的本申请实施例1~3及对比例1的缓凝剂,根据按API标准(API Spec 10A)标准测量的磷铝酸盐水泥浆在110℃、120℃下的稠化时间,测试压力为50MPa。实验结果见表13。
表13 110℃、120℃下不同实施例及对比例的磷铝酸盐水泥浆的稠化时间
通过以上试验数据可以得到,实施例1~3在大于110℃条件下都满足深层页岩气固井所需要的稠化时间可调,且没有出现稠化时间与温度倒挂的现象,但是对比例出现了稠化时间与温度倒挂的现象,并不满足试验的需求。
本发明的缓凝剂对磷铝酸盐水泥浆抗压强度的适应性评价
1)采用水泥浆配方1,分别加入0.6wt%的本申请实施例1~3及对比例1的缓凝剂,根据按API标准(API Spec 10A)标准测量磷铝酸盐水泥浆在120℃温度下,养护一定龄期后的抗压强度,测试压力为50MPa。实验结果见表14。
表14磷铝酸盐水泥石的抗压强度
2)采用水泥浆配方2,分别加入1wt%的本申请实施例1~3及对比例1的缓凝剂,根据按API标准(API Spec 10A)标准测量磷铝酸盐水泥浆在120℃温度下,养护一定龄期后的抗压强度,测试压力为50MPa。实验结果见表15。
表15磷铝酸盐水泥石的抗压强度
由以上稠化时间测试、温度适应性评价和抗压强度测试实验可以看出本发明缓凝剂加量没有敏感性,对磷铝酸盐水泥的其他性能无不利的影响,不会破坏水泥石的强度和发展。本发明的缓凝剂在稠化时间测试下随温度的增加而缩短基本呈线性状态,证明本发明的缓凝剂具有较好的温度适应规律性。另外,在不同养护龄期下,抗压强度在48h均大于14MPa,随着养护龄期的增加,抗压强度越来越高。
Claims (10)
1.一种适用于深层页岩气固井的磷铝酸盐水泥多元共聚缓凝剂,其特征在于包含重量份计的以下组分:
水100份,
2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸40-80份,优选40~60份;
腐植酸钾,30-80份,优选30~50份;
木质素磺酸钙,30-80份,优选35~45份;
甲基丙烯酸,1-20份,优选1~10份;
丙烯腈,1-20份;优选1~10份;
丙烯酰胺,1-20份,优选1~10份;
乙烯吡咯烷酮,1-20份,优选1~10份。
2.根据权利要求1所述的适用于深层页岩气固井的磷铝酸盐水泥多元共聚缓凝剂,其特征在于包含重量份计的以下组分:
水100份,
2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸,40~60份;
腐植酸钾,30~50份;
木质素磺酸钙,35~45份;
甲基丙烯酸,1~10份;
丙烯腈,1~10份;
丙烯酰胺,1~10份;
乙烯吡咯烷酮,1~10份。
3.根据权利要求1或2所述的适用于深层页岩气固井的磷铝酸盐水泥多元共聚缓凝剂的制备方法,其特征在于包括以下步骤:
将所述2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸、腐植酸钾、木质素磺酸钙、甲基丙烯酸、丙烯腈、丙烯酰胺和乙烯吡咯烷酮在内的组分按所述用量溶解于水中,引发反应聚合即得。
4.根据权利要求3所述的适用于深层页岩气固井的磷铝酸盐水泥多元共聚缓凝剂的制备方法,其特征在于包括以下步骤:
(1)按所述用量将所述2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸、腐植酸钾、木质素磺酸钙、丙烯酰胺、乙烯吡咯烷酮、甲基丙烯酸和丙烯腈在内的组分溶解于水得到溶液,调节溶液pH值,加热;
(2)通入氮气,加入引发剂,进行反应;
(3)冷却至室温,得到所述磷铝酸盐水泥多元共聚缓凝剂。
5.根据权利要求4所述的适用于深层页岩气固井的磷铝酸盐水泥多元共聚缓凝剂的制备方法,其特征在于:
所述步骤(1)中,
所述溶解的温度为20~25℃;和/或,
所述调节溶液pH值等于5~7;和/或,
所述加热为加热到50~80℃,同时保持0.5~3小时。
6.根据权利要求4所述的适用于深层页岩气固井的磷铝酸盐水泥多元共聚缓凝剂的制备方法,其特征在于:
所述步骤(2)中,所述反应的反应温度为50~80℃,反应时间为2~5小时。
7.根据权利要求4所述的适用于深层页岩气固井的磷铝酸盐水泥多元共聚缓凝剂的制备方法,其特征在于:
所述引发剂包含氧化剂和还原剂;以所述水为100重量份计,所述氧化剂的用量为0.1~1重量份;所述还原剂的用量为0.1~1重量份;和/或,
所述氧化剂选自过硫酸铵、过硫酸钾中的至少一种;所述还原剂选自亚硫酸氢钠。
8.根据权利要求3~7之任一项所述的制备方法制得的磷铝酸盐水泥多元共聚缓凝剂。
9.根据权利要求1或2所述的适用于深层页岩气固井的磷铝酸盐水泥多元共聚缓凝剂或权利要求3~7之任一项所述制备方法制得的磷铝酸盐水泥多元共聚缓凝剂的应用;优选所述应用的温度范围为40~120℃。
10.一种适用于深层页岩气固井的磷铝酸盐水泥浆,包含权利要求1或2所述的适用于深层页岩气固井的磷铝酸盐水泥多元共聚缓凝剂或权利要求3~7之任一项所述制备方法制得的磷铝酸盐水泥多元共聚缓凝剂,其特征在于包含重量分数计的以下组分:
水泥100份,
所述磷铝酸盐水泥多元共聚缓凝剂0.1~20份,优选0.1~10份,
降失水剂1~10份,优选1~6份,
硅粉0~60份,优选0~50份,
水30~60份,优选40~55份。
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
CN202111159230.9A CN115893900A (zh) | 2021-09-30 | 2021-09-30 | 一种适用于深层页岩气固井的磷铝酸盐水泥多元共聚缓凝剂及其制法和应用 |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
CN202111159230.9A CN115893900A (zh) | 2021-09-30 | 2021-09-30 | 一种适用于深层页岩气固井的磷铝酸盐水泥多元共聚缓凝剂及其制法和应用 |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
CN115893900A true CN115893900A (zh) | 2023-04-04 |
Family
ID=86487028
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
CN202111159230.9A Pending CN115893900A (zh) | 2021-09-30 | 2021-09-30 | 一种适用于深层页岩气固井的磷铝酸盐水泥多元共聚缓凝剂及其制法和应用 |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
CN (1) | CN115893900A (zh) |
Citations (11)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN105061661A (zh) * | 2015-08-06 | 2015-11-18 | 中国石油集团渤海钻探工程有限公司 | 油井水泥用中高温缓凝剂及其制备方法 |
CN107162512A (zh) * | 2017-06-28 | 2017-09-15 | 四川宏升石油技术开发有限责任公司 | 一种超深井用抗高温水泥浆体系 |
WO2017158441A1 (en) * | 2016-03-17 | 2017-09-21 | Lubrizol Oilfield Solutions, Inc. | Carboxylic acid/acrylamidoalkane sulfonic acid/styrene sulfonate copolymers for ultrahigh temperature and pressure retardation of oil-well cement |
CN107418534A (zh) * | 2017-06-28 | 2017-12-01 | 四川宏升石油技术开发有限责任公司 | 适用于抗高温水泥浆体系的缓凝剂 |
CN107828393A (zh) * | 2017-11-24 | 2018-03-23 | 成都博世威科技有限公司 | 一种超高温缓凝剂及其制备工艺 |
CN107892514A (zh) * | 2017-11-24 | 2018-04-10 | 成都博世威科技有限公司 | 一种高温稳定防沉降的水泥浆料 |
CN108863140A (zh) * | 2018-06-05 | 2018-11-23 | 周荣 | 一种耐高温缓凝剂的制备方法 |
CN108929413A (zh) * | 2017-05-25 | 2018-12-04 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种适用于改性磷铝酸盐水泥的五元共聚缓凝剂及其制备方法和应用 |
CN111253519A (zh) * | 2020-03-11 | 2020-06-09 | 中国石油集团渤海钻探工程有限公司 | 抗高温油井水泥缓凝剂及其制备方法 |
US20200239760A1 (en) * | 2019-01-28 | 2020-07-30 | China University Of Petroleum (East China) | High-temperature retarder suitable for oil and gas well cementation, preparation method thereof and cementing slurry |
CN111689751A (zh) * | 2019-03-15 | 2020-09-22 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种防气窜固井体系 |
-
2021
- 2021-09-30 CN CN202111159230.9A patent/CN115893900A/zh active Pending
Patent Citations (11)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN105061661A (zh) * | 2015-08-06 | 2015-11-18 | 中国石油集团渤海钻探工程有限公司 | 油井水泥用中高温缓凝剂及其制备方法 |
WO2017158441A1 (en) * | 2016-03-17 | 2017-09-21 | Lubrizol Oilfield Solutions, Inc. | Carboxylic acid/acrylamidoalkane sulfonic acid/styrene sulfonate copolymers for ultrahigh temperature and pressure retardation of oil-well cement |
CN108929413A (zh) * | 2017-05-25 | 2018-12-04 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种适用于改性磷铝酸盐水泥的五元共聚缓凝剂及其制备方法和应用 |
CN107162512A (zh) * | 2017-06-28 | 2017-09-15 | 四川宏升石油技术开发有限责任公司 | 一种超深井用抗高温水泥浆体系 |
CN107418534A (zh) * | 2017-06-28 | 2017-12-01 | 四川宏升石油技术开发有限责任公司 | 适用于抗高温水泥浆体系的缓凝剂 |
CN107828393A (zh) * | 2017-11-24 | 2018-03-23 | 成都博世威科技有限公司 | 一种超高温缓凝剂及其制备工艺 |
CN107892514A (zh) * | 2017-11-24 | 2018-04-10 | 成都博世威科技有限公司 | 一种高温稳定防沉降的水泥浆料 |
CN108863140A (zh) * | 2018-06-05 | 2018-11-23 | 周荣 | 一种耐高温缓凝剂的制备方法 |
US20200239760A1 (en) * | 2019-01-28 | 2020-07-30 | China University Of Petroleum (East China) | High-temperature retarder suitable for oil and gas well cementation, preparation method thereof and cementing slurry |
CN111689751A (zh) * | 2019-03-15 | 2020-09-22 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种防气窜固井体系 |
CN111253519A (zh) * | 2020-03-11 | 2020-06-09 | 中国石油集团渤海钻探工程有限公司 | 抗高温油井水泥缓凝剂及其制备方法 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US6497283B1 (en) | Well cement additives, compositions and methods | |
US4700780A (en) | Method of reducing fluid loss in cement compositions which may contain substantial salt concentrations | |
EP0653547B1 (en) | Additive for well cement | |
US4806164A (en) | Method of reducing fluid loss in cement compositions | |
US5264470A (en) | Set retarding additives, cement compositions and methods | |
US7842652B2 (en) | Cement compositions comprising humic acid grafted fluid loss control additives | |
US7388045B1 (en) | Cement compositions comprising lignite grafted fluid loss control additives | |
US20010018470A1 (en) | Well cementing methods using compositions containing liquid polymeric additives | |
US7360598B1 (en) | Method of using lignite grafted fluid loss control additives in cementing operations | |
EP0217608A2 (en) | Cementing boreholes using salt-containing cement compositions | |
US5341881A (en) | Cement set retarding additives, compositions and methods | |
CN112961658B (zh) | 一种长封固段大温差固井用水泥浆体系 | |
CN106632842B (zh) | 一种油井水泥缓凝剂的制备方法及应用方法 | |
US6085840A (en) | Method for control of liquid loss and gas migration in well cementing | |
EP2102304B1 (en) | Cement compositions comprising humic acid grafted fluid loss control additives and methods of using them | |
CN113149507A (zh) | 一种综合保坍型聚羧酸减水剂的制备方法 | |
CN115893900A (zh) | 一种适用于深层页岩气固井的磷铝酸盐水泥多元共聚缓凝剂及其制法和应用 | |
CN116789894A (zh) | 超高温固井用缓凝剂的组成、制备及应用 | |
CN116925285A (zh) | 一种固井用超高温缓凝剂及其制备方法 | |
CN107892906B (zh) | 一种稠油热采井的防衰退水泥浆 | |
CN113072317A (zh) | 一种聚羧酸减水剂及其制备方法与应用 | |
CN107629771B (zh) | 大温差固井用低粘高切型油井水泥悬浮稳定剂的制备方法 | |
CN111471124A (zh) | 一种实心低密度固井水泥浆用胶乳及其制备方法 | |
CN113943401B (zh) | 一种油井水泥分散剂及其制备方法 | |
CN108929413A (zh) | 一种适用于改性磷铝酸盐水泥的五元共聚缓凝剂及其制备方法和应用 |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
PB01 | Publication | ||
PB01 | Publication | ||
SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
SE01 | Entry into force of request for substantive examination |