一种低温固井水泥浆体系及组成 |
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| 申请号 | CN201510786765.7 | 申请日 | 2015-11-16 | 公开(公告)号 | CN105462571A | 公开(公告)日 | 2016-04-06 |
| 申请人 | 中国石油大学(华东); | 发明人 | 王成文; 陈新; 徐伟祥; 孟凡昌; | ||||
| 摘要 | 本 发明 提供了一种低温固井 水 泥浆体系，该 水泥 浆体系具有低 密度 、低温早强、低失水量等特点，稠化时间、抗压强度等性能满足深水固井现场施工要求。该低温水泥浆体系各组份以及重量比例为：油井水泥100份、油井超细水泥62～175份、纳米 二 氧 化 硅 7.3～23份、活性 硅酸 钙 10～32份、中空玻璃微球15～50份、早强剂3.6～10份、降失水剂3.2～8.6份、分散剂0.8～2.0份、水120～195份。该低温固井水泥浆体系的密度在1.30～1.60g/cm3之间，特别适合于深水低温表层 套管 段的固井作业，对于降低海上固井成本，开发海上油气资源有着重要的意义。 | ||||||
| 权利要求 | 1.一种低温固井水泥浆体系，其特征在于各组份以及重量比例如下： |
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| 说明书全文 | 一种低温固井水泥浆体系及组成技术领域[0001] 本发明涉及低温固井技术，尤其涉及一种深水低温固井水泥浆体系，该水泥浆体系具有低温早强、低密度、低失水量等特点，且稠化时间以及抗压强度的发展也满足现场固井施工的相关要求。因此，该低温固井水泥浆体系特别适用于深水低温井段表层套管的固井作业。 背景技术[0002] 我国的海上油气资源主要分布在东海、渤海和南海，其中南海有着“第二个波斯湾”之称。南海蕴藏着非常丰富的油气资源，但是其大部分油气资源都埋藏于深水地区。随着我国陆上油田稳产难度日益增加，需要尽快开发海洋尤其是深水油气资源。而深水油气资源的勘探开发受恶劣复杂环境和油气藏特性的限制，具有高风险、高技术、高成本的特点。而依托于海上平台的海上钻井作业是整个海洋油气开发的核心环节，固井技术更是深水钻井发展中十分重要的组成部分。 [0003] 深水钻井本身面临着诸多的挑战，而复杂的深水环境也使固井作业有更多困难有待克服，如：深水将近0℃的低温、泥线以下的浅层水-气流动、地层孔隙压力和破裂压力之间“窗口”狭窄、水泥浆在环空中顶替效率低以及后勤保障困难等。 [0004] 深水复杂恶劣的环境对固井水泥浆性能提出了如下要求：水泥浆密度小，使其低于地层破裂压力梯度；候凝时间短，低温下能快速凝固，并形成一定的抗压强度；水泥石收缩率小，水泥石与地层的密封性和胶结性好；水泥浆失水量小等。 [0005] 近年来，针对深水低温固井对水泥浆提出的性能要求，学者们研究开发出一些能够用于深水低温环境的固井水泥浆体系。其中包括：“低温微细低密度水泥的实验研究”(陈英等，天然气工业，2005/12)一文中所研究的微细水泥体系，该体系的水泥粒径为1～15μm，能够有效促进低温下水泥的水化反应；“海洋深水用双充填低温低密度水泥浆体系研究”(许明标等，油田化学，2006/09)一文中通过向水泥浆中加入固相减轻材料、发泡剂，并配合早强剂的使用，研发出低密度低温早强的双充填水泥浆体系；“一种深水固井用硫铝酸盐水泥浆”(李嗣贵等，中国专利CN 101974317 A，2011/02)专利中通过向硫铝酸盐水泥中掺入多种添加剂，配制成的具有低温早强特性的硫铝酸盐水泥浆体系；“一种基于矿渣激活的深水固井水泥浆体系”(步玉环等，中国专利CN 102827593 A，2012/12)专利中以水淬处理后的冶炼生铁矿渣为固井材料，加入激活剂和其他添加剂而配制成的深水固井水泥浆体系；以及“一种深水固井防浅层流磷铝酸盐水泥浆”(许明标等，中国专利CN 104610948 A， 2015/05)专利中将磷铝酸盐水泥和超细高活性矿渣按9：1的比例配制成调和水泥，并加入其他添加剂以配制成具有防深水浅层流功效的磷铝酸盐水泥浆体系。虽然以上这几种水泥浆体系解决了部分深水低温固井的困难，但这些体系还存在一些不足，如：硫铝酸盐和磷铝酸盐水泥浆与其他水泥浆添加剂的配伍性较差，且成本较高；双填充水泥浆体系的现场配制工艺较为繁复，且体系中产生的气泡难以控制；向水泥浆体系中加入的添加剂(早强剂)，在促进水泥浆形成早期强度的同时，也会降低水泥浆体系的终凝强度；微细水泥浆的稠度较高，流变性较差，不易泵注。 [0006] 因此需要在目前深水固井水泥浆体系研究的基础上，开发新的低温固井方法，形成新的深水低温固井水泥浆体系。该低温水泥浆体系除了具有低密度的特点以及满足海上固井要求外，还需要在深水低温条件下具有较高的水化速率以缩短“候凝时间”，并尽快达到足够的强度以支撑套管重量，保证后续的钻井作业快速进行。 [0007] 随着我国加快海洋油气资源的勘探开发，深水低温固井将面临着更严峻的挑战。虽然国内目前已经开展了部分深水水泥浆体系的相关研究，但仍然无法完全满足深水复杂环境的固井作业要求。因此，积极研究新型的低温固井水泥浆体系，对于开发我国的海洋油气资源尤其是深水油气资源有着重要的意义。 发明内容[0008] 本发明的目的就是针对目前我国深水固井所面临的挑战以及现有低温固井水泥浆体系所存在的问题，通过优选高活性硅酸盐材料、硅酸盐纳米材料以及减轻剂、早强剂、降失水剂、分散剂等添加剂种类及加量，形成一套适用于深水复杂环境的低温固井水泥浆体系。 [0009] 本发明首先通过实验测试油井水泥、活性硅酸钙、油井超细水泥、纳米二氧化硅、中空玻璃微球在不同粒径、不同质量比例时的抗压强度、静胶凝强度发展规律，并根据实验结果调整各组分粒径和质量比例大小，使体系抗压强度、静胶凝强度性能达到最优，得到深水低温固井水泥浆体系中水泥及各外掺料的基本组成；然后，测试分析不同种类及比例的早强剂物质对水泥浆低温强度的影响，优选出提高抗压强度效果最优的早强剂物质及加量，同时该早强剂对水泥浆的流变性影响小、对水泥石长期抗压强度发展无副作用；最后，通过筛选低温条件下对水泥水化影响副作用较小的分散剂、降失水剂等外加剂物质，并测试分析水泥浆流变性能、失水量和沉降稳定性等性能，优选出分散剂、降失水剂等外加剂物质种类及最优加量，从而最终形成深水低温固井水泥浆体系配方。 [0010] 本发明的低温固井水泥浆体系是适用于深水低温环境的低密度早强防窜水泥浆体系。该水泥浆体系除了满足传统海上固井水泥浆体系低密度的要求外，其低温早强效果、防窜能力也特别明显，另外还具有低失水量、易泵注并且配制操作简单等优点，且其各项性能指标都完全满足现场固井要求，有助于缩短固井作业时间并降低成本。 [0011] 为实现上述发明目的，本申请的低温固井水泥浆体系，按照质量份数其组成为： [0012] 油井水泥 100份； [0013] 油井超细水泥 62～175份； [0014] 纳米二氧化硅 7.3～23份； [0015] 活性硅酸钙 10～32份； [0016] 中空玻璃微球 15～50份； [0017] 早强剂 3.6～10份； [0018] 降失水剂 3.2～8.6份； [0019] 分散剂 0.8～2.0份； [0020] 水 120～195份。 [0021] 所述的油井水泥可以是API油井G级水泥、油井A级水泥、油井C级水泥中的一种。 [0023] 所述的纳米二氧化硅为无定形白色粉末，微观结构呈球形，粒径为8.5～25nm。 [0024] 所述的活性硅酸钙为一种白色固体粉末，其平均粒径为8.0～22μm，分子式为CaO·mSiO2·nH2O，其中原子数m介于2～4，结晶水n的个数介于1～3。 [0027] 所述的降失水剂可以是油田固井常用的聚乙烯醇降失水剂、丁二烯-苯乙烯胶乳降失水剂、醋酸乙烯酯-乙烯胶乳降失水剂、丙烯酰胺与2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸(AMPS)聚合类降失水剂中的一种。 [0030] 本发明的低温固井水泥浆的密度为1.30～1.60g/cm3范围内可调，该低温固井水泥浆体系具有以下优点：(1)本发明通过在油井水泥中有针对性地加入一定粒径范围内的油井超细水泥、纳米二氧化硅、活性硅酸钙、中空玻璃微球，这些材料颗粒能够相互间形成紧密堆积体系，水泥石具有低密度、高强度和低渗透率的特点；(2)纳米二氧化硅能够与水泥水化产物氢氧化钙生成硅酸钙凝胶物，促进油井水泥的低温水化速率，使水泥浆体系具有低温早强的特点；(3)活性硅酸钙能够填充到水化硅酸钙的网状结构中，缩短油井水泥的水化诱导期，使水泥浆胶凝强度快速发展，水泥浆具有较好的防窜能力；(4)本发明的低温固井水泥浆体系原材料易得、成本低，并且与常规固井外加剂配伍性好，现场施工方便。 [0031] 本发明提供了一种具有低温早强、低密度、低失水量、防窜，且稠化时间以及抗压强度的发展也满足现场固井施工要求的低温固井水泥浆体系。该低温固井水泥浆体系特别适用于深水低温表层套管段的固井作业。随着我国加快海洋油气资源的开采，本发明的低温固井水泥浆体系有着十分广阔的应用前景。附图说明 [0032] 图1是本发明的低温固井水泥浆体系，在15℃、25MPa条件下采用美国Chandler公司Static Gel Strength Analyzer(Model 5265U with UCA functionality)测试的静胶凝强度发展曲线图。测试结果表明，低温固井水泥浆体系的静胶凝强度发展快，特别是静胶凝强度从48Pa发展到240Pa的过渡时间非常短，这说明低温固井水泥浆具有较好的防窜能力。 [0033] 图2是本发明的低温固井水泥浆体系与G级水泥原浆，在10MPa、不同温度条件下分别养护24h、48h的抗压强度柱状对比图。测试结果表明，低温固井水泥浆体系7℃的抗压强度都明显大于G级原浆体系的抗压强度，可以看出该水泥浆体系具有较优的低温早强性能；在20℃和40℃下该水泥浆体系同样具有较好的抗压强度，能够满足现场固井要求。 具体实施方式[0034] 实验方法：按标准GB/T 19139-2003“油井水泥试验方法”制备低温固井水泥浆、油井G级水泥原浆，并参考标准SY/T 6544-2003“油井水泥浆性能要求”测试固井浆体的各项性能。 [0035] 实施例1：低温固井水泥浆体系的组成 [0036] 一种低温固井水泥浆体系可由以下物质组成，各物质的质量份数具体为：油井水泥为100份、油井超细水泥为125份、纳米二氧化硅为10.5份、活性硅酸钙为24.6份、中空玻璃微球为26份、早强剂为6.2份、降失水剂为4.3份、分散剂为1.36份、水为165份。 [0037] 实施例2：低温固井水泥浆体系的浆体性能测试 [0038] 以实施例1的低温固井水泥浆体系为测试对象，先将配浆的低温固井水泥浆体系固体干灰组份和液体水组份各自称量好并混匀，然后按标准GB/T 19139-2003“油井水泥试验方法”制备浆体，参照标准SY/T 6544-2003“油井水泥浆性能要求”测定泥浆的密度、API失水量、流变性能等性能。试验结果见表1。 [0039] 表1 低温固井水泥浆体系的浆体性能 [0040] [0041] 实施例3：低温固井水泥浆体系的抗压强度测试 [0042] 以实施例1的低温固井水泥浆体系为测试对象，先将配浆的低温固井水泥浆体系固体干灰组份和液体水组份各自称量好并混匀，然后按标准GB/T 19139-2003“油井水泥试验方法”制备浆体，在10MPa、不同温度条件下分别养护24h、48h后测定抗压强度，并与油井G级水泥原浆(水灰比为0.44)的抗压强度进行对比。试验结果见表2。 [0043] 表2 低温固井水泥浆体系的抗压强度性能 [0044] [0045] 当然，以上所述仅是本发明的一种实施方式而已，应当指出本技术领域的普通技术人员来说，在不脱离本发明原理的前提下，还可以做出若干改进和润饰，这些改进和润饰均属于本发明权利要求的保护范围之内。 |
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