一种用于超高温深井的固井水泥及其制备方法和应用与流程

本发明属于石油钻井
技术领域：
，尤其涉及一种用于超高温深井的固井水泥及其制备方法和应用。
背景技术：
：固井是将水泥注入套管和地层之间的环形空间并经过凝固以形成水泥环的过程，其目的是利用水泥环的胶结作用和硬度，实现地层的有效层间封隔、支撑并保护套管，从而保障井筒长期密封完整性，延长油井寿命。良好的井筒长期完整性对油井正常生产、持续稳产具有重要意义。随着油气勘探的深入进行，深井、超深井等复杂油气藏钻井数量日益增加，井底温度高于200℃的超高温深井不断出现。固井水泥石在超高温环境下的强度极易发生快速衰退，导致层间封隔失效，将严重影响高温深井井筒长期完整性，缩短油井寿命。针对水泥石高温长期强度衰退的问题，国内外开展了大量研究。通用的做法，是在温度高于110℃的情况下，向水泥中加入硅粉、微硅等硅质材料作为强度稳定剂，其主要原理为：在温度高于110℃时，水泥主要水化产物csh凝胶结构不稳定，会逐渐转变成结构疏松、强度较低的α-c2sh晶相，导致水泥石强度降低、渗透率增加；而在加入硅粉、微硅等硅质材料后，水泥中的钙硅比降至1：1左右，从而生成结构致密、强度高的雪硅钙石(c5s6h5)等有利晶相，从而保障了水泥石的长期强度稳定。其中，针对不同的温度区间，硅粉等强度稳定剂的加量会有所不同，一般温度越高，硅粉掺量也相应增大。比如在110～150℃以下的高温环境下，硅粉合理掺量约为30％；在150～180℃的高温环境下，一般要求掺加35％～40％硅粉；温度超过180℃时，需要加入40％以上的细硅粉，或者更多的较粗硅粉。目前，国内外关于超高温水泥研究主要集中于稠油热采井领域。稠油热采井的热采环境温度较高(最高可达300℃以上)，大量研究表明，掺加40％～60％粗硅粉的热采井耐高温固井水泥石，在高于300℃环境下长期强度可保持基本稳定，满足稠油热采井固井要求。关于超高温深井(按国际和国内石油行业通用的概念，指井底静止温度高于200℃、井深超过4500m的井)水泥石的研究多局限于7天以内的短期强度研究，而长期强度衰退的研究相对较少。有研究表明，加入40％～60％的硅粉作为强度稳定剂，7天以内短期强度均不会发生明显变化，但是水泥石28天长期强度往往会产生较大程度的衰退，衰退率最多可达60％以上，直接影响井筒水泥环长期密封性能。超高温深井不同于稠油热采井固井，稠油热采井的耐高温水泥石采用低温(约50℃)成型后再高温养护的方式，而超高温深井耐高温水泥石则是直接模拟井下实际温度(一般200℃～240℃)进行养护，因此两者之间的高温水化过程存在明显不同，导致满足热采井(热采注蒸汽温度＞300℃)的耐高温水泥石配方，反而在超高温深井(200℃～240℃)环境下发生明显衰退。总体而言，对于超高温深井耐高温水泥石，如何有效抑制长期强度过大衰退，目前缺少有效应对手段。因此，提供一种用于超高温深井的固井水泥配方及配套的制备工艺，防止固井水泥石在200℃～240℃的超高温深井水热环境下的长期强度发生严重衰退，对于改善高温深井水泥石界面胶结能力，减少环空气窜风险，保障井筒水泥环长期密封完整性，延长油井寿命，具有非常实际的意义。技术实现要素：针对现有技术中的上述缺陷，本发明提供一种用于超高温深井的固井水泥，能够解决现有固井水泥石在200℃～240℃的超高温深井水热环境下长期强度发生严重衰退的问题。本发明还提供一种上述用于超高温深井的固井水泥的制备方法，具有工艺简单、生产可行的特点。本发明还提供上述用于超高温深井的固井水泥在超高温深井中的应用。采用该固井水泥所形成的固井水泥石，在200℃～240℃的超高温深井水热环境下的长期强度不会发生明显衰退。为实现上述目的，本发明首先提供一种用于超高温深井的固井水泥，包括如下重量份的组分：油井水泥：100份、第一抗强度衰退剂：40～80份、第二抗强度衰退剂：3～10份、填充剂：5～10份，其中：第一抗强度衰退剂为硅粉，第二抗强度衰退剂选自三氧化二铝、氢氧化铝、氧化锌、氢氧化锌和氯化锶中的一种或多种。根据本发明的技术方案，通过将第一抗强度衰退剂、第二抗强度衰退剂和填充剂进行合理配置，三者与油井水泥之间协同作用，使最终固井时所形成的水泥石的长期强度得以保持稳定状态，满足200℃～240℃的超高温深井要求。发明人结合实际效果，分析可能的原因是，该配方的固井水泥所形成的固井水泥石，在200℃～240℃的超高温深井环境下，能快速水化生成雪硅钙石和硬硅钙石等高温下热稳定性高的水化产物，有效抑制α-c2sh有害晶相的生成，使固井水泥石的长期强度得以保持稳定状态，很好的满足了200℃～240℃的超高温深井要求，因此能够有效提高高温下井身质量，实现层间有效封隔，确保井筒水泥环长期密封完整性，延长油井寿命。油井水泥是专用于油井、气井的固井工程的水泥。在本发明具体实施过程中，所用的油井水泥具体为g级油井水泥。g级油井水泥是油气井固井施工应用最为普遍的一种水泥材料，其主要成分及含量为cao：62～67份、sio2：20～24份、al2o3：3～7份、fe2o3：2～6份。作为固井水泥的主要成分，在高温水热环境下，g级油井水泥可与水及其它组分一起发生水化反应，生成高温下稳定的水泥石。具体的，g级油井水泥可通过商购获得。根据本发明的技术方案，第一抗强度衰退剂和第二抗强度衰退剂共同作为固井水泥的高温强度稳定剂。原则上，控制第二强度衰退剂质量占第一强度衰退剂质量的比例在10％～20％，具体可以根据实际养护温度等条件合理调整，使二者发挥最优的强度稳定作用。其中，作为高温强度稳定剂的主要组分，本发明选择硅粉作为第一抗强度衰退剂，其主要成分为结晶态的α-石英。在硅粉中，二氧化硅的质量含量大于96％。合理控制第一抗强度衰退剂的粒径组成，更有利于发挥其作用。在本发明具体实施过程中，所用硅粉中，500～600目的硅粉颗粒的质量含量大于50％，200～300目的硅粉颗粒的质量含量大于30％，200目以下的硅粉颗粒的质量含量小于20％。在本发明具体实施过程中，所使用的硅粉购自库尔勒郑豫石油物资有限公司，产品型号为sy-6型，其颗粒粒径分布满足上述要求。采用满足上述粒径分布要求的硅粉作为高温强度稳定剂主要组分，一方面可以使其在超高温环境下快速参与水化反应，与油井水泥反应更充分，生成更多的热稳定性好、强度高的水化产物，防止固井水泥石早期强度过度衰退；另一方面，在后期也有充足的硅粉参与反应，保证固井水泥石长期强度稳定。进一步控制第一抗强度衰退剂的加入量，有利于进一步发挥其强度稳定剂的作用。在本发明具体实施过程中，第一抗强度衰退剂的重量份可以为45～80份，比如45～75份，进一步如55～75份。作为高温强度稳定剂的辅助成分，本发明中，第二抗强度衰退剂可以选自三氧化二铝、氢氧化铝、氧化锌、氢氧化锌、氯化锶等中的一种，也可以是上述两种及以上组分的混合物，比如选用三氧化二铝和氧化锌的混合物作为第二抗强度衰退剂；再比如选择三氧化二铝、氧化锌和氯化锶的混合物作为第二抗强度衰退剂。其中，三氧化二铝具体晶形为γ-al2o3。上述抗强度衰退剂为辅助性的高温强度稳定剂，可参与水泥石高温水化反应，通过在水化产物中引入al3+、zn2+、sr2+等，改善主要水化产物晶相结构，生成的主要水化产物晶形在长期高温下更为稳定，有利于水泥石长期强度保持稳定。在本发明具体实施过程中，第二抗强度衰退剂一般为5～10重量份。上述构成第二抗强度衰退剂的所有组分，均可通过商购获得，一般选择工业级的产品即可，比如工业级氧化铝产品、工业级氢氧化铝产品、工业级氧化锌产品、工业级氢氧化锌产品、工业级氯化锶产品。当第二抗强度衰退剂是由上述两种及以上组分经复配得到时，本发明对于各组分之间的比例不做特别限定，比如选用三氧化二铝和氧化锌的混合物作为第二抗强度衰退剂，三氧化二铝与氧化锌之间的质量比可以是3：2，也可以是5：3；再比如选择三氧化二铝、氧化锌和氯化锶的混合物作为第二抗强度衰退剂，三者之间的质量比可以是5：3：2，也可以是4：2：4，还可以是3：2：5。合理控制第二抗强度衰退剂的粒径组成，更有利于发挥第二抗强度衰退剂的辅助作用。一般控制第二抗强度衰退剂的d50粒径≤5μm。在本发明具体实施过程中，所使用的第二抗强度衰退剂的d50粒径≤5μm、d90粒径≤10μm。本发明中，d50粒径指的是样品的累计粒度分布百分数达到50％时所对应的粒径；相应的，d90粒径指的是样品的累计粒度分布百分数达到90％时所对应的粒径。根据本发明的技术方案，所使用的填充剂为纳米二氧化硅、纳米碳酸钙、纳米氧化镁等中的一种或多种的混合物。在发明具体实施过程中，采用纳米二氧化硅与纳米氧化镁的混合物作为填充剂。当填充剂是上述组分的混合物时，本发明对于各组分之间的配比不做特别限定。具体的，一般控制填充剂颗粒的d50粒径≤200nm；在本发明具体实施过程中，所使用的填充剂的d50粒径≤200nm、d90粒径≤10μm。通过紧密堆积设计，填充剂一方面通过颗粒级配效应，填充在大颗粒孔隙中，提高颗粒体系密实度；另一方面通过与水泥水化产物之间发生的化学反应，产生结晶矿物学增强效应，降低水泥石孔隙率，从而降低水泥石渗透率。本发明还提供上述用于超高温深井的固井水泥的制备方法，包括：将油井水泥、第一抗强度衰退剂、第二抗强度衰退剂和填充剂按比例混合，得到用于超高温深井的固井水泥。具体的，可以将上述油井水泥、第一抗强度衰退剂、第二抗强度衰退剂和填充剂按照比例加入到混灰设备并混匀后，即得到用于超高温深井的固井水泥，并可用于现场施工。上述配置过程，工艺非常简单，利于实际大规模的推广和应用。并且，上述用于超高温深井的固井水泥，可以在固井施工时现场配置，也可以事先配置好之后运输到固井施工现场，因此具有施工作业方便的优点。本发明还提供上述用于超高温深井的固井水泥在超高温深井中的应用。如无特殊说明，本发明中，超高温深井的定义遵照国际和国内石油行业通用的概念，即井底静止温度高于200℃、井深超过4500m的井。本发明对如何将该固井水泥注入套管和地层之间的环形空间并形成水泥环的具体工艺不做特别限定，可采用目前针对超高温深井的施工工艺进行，不赘述。发明人研究发现，采用本发明所提供的用于超高温深井的固井水泥所形成的水泥石，在200℃～240℃的超高温深井水热环境下，28天强度相比2天强度的下降率不超过15％，说明28天长期强度不会发生明显衰退，能够很好的满足200℃～240℃的超高温深井要求。并且，本发明提供的用于超高温深井的固井水泥，与油井水泥外加剂相容性良好，对水泥浆的综合性能无不良影响。本发明提供的用于超高温深井的固井水泥，通过将第一抗强度衰退剂、第二抗强度衰退剂和填充剂进行合理配置，三者与油井水泥之间协同作用，使该固井水泥所形成的固井水泥石具有非常好的热稳定性，尤其是对于200℃～240℃的超高温深井环境，长期强度保持基本稳定，28天长期强度衰减幅度小于15％，有效提高高温下井身质量，实现层间有效封隔，确保井筒水泥环长期密封完整性，延长油井寿命。并且，该用于超高温深井的固井水泥，与油井水泥外加剂相容性良好，对水泥浆综合性能无不利影响。本发明提供的用于超高温深井的固井水泥的制备方法，只需将油井水泥、抗强度衰退剂以及填充剂按比例混匀即可现场施工，因此具有制备方法简单灵活、施工作业方便的优点。附图说明图1为本发明实施例1和对比例1-3中的固井水泥石抗压强度发展曲线(200℃)；图2为本发明实施例2-5中的固井水泥石抗压强度发展曲线(210℃～240℃)。具体实施方式为使本发明实施例的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。以下实施例和对比例中，所用硅粉(库尔勒郑豫石油物资有限公司，sy-6型)的d50粒径＝26μm；三氧化二铝为工业级氧化铝，其d50粒径＝6.5μm；氧化锌为工业级氧化锌，其d50粒径＝4.3μm；氯化锶为工业级氯化锶，其d50粒径＝3.6μm；纳米二氧化硅的d50粒径＝120nm；纳米氧化镁的d50粒径＝231nm。实施例1本实施例提供一种用于超高温深井的固井水泥，其各组分及重量份参见表1。表1用于超高温深井的固井水泥的配方根据上述配比，将上述各组分加入到混灰设备中，并充分混拌均匀，即得到用于超高温深井的固井水泥。实施例2本实施例提供一种用于超高温深井的固井水泥，其各组分及重量份参见表2。表2用于超高温深井的固井水泥的配方根据上述配比，将各组分加入到混灰设备中，并充分混拌均匀，即得到用于超高温深井的固井水泥。实施例3本实施例提供一种用于超高温深井的固井水泥，其各组分及重量份参见表3。表3用于超高温深井的固井水泥的配方根据上述配比，将各组分加入到混灰设备中，并充分混拌均匀，即得到用于超高温深井的固井水泥。实施例4本实施例提供一种用于超高温深井的固井水泥，其各组分及重量份参见表4。表4用于超高温深井的固井水泥的配方根据上述配比，将各组分加入到混灰设备中，并充分混拌均匀，即得到用于超高温深井的固井水泥。实施例5本实施例提供一种用于超高温深井的固井水泥，其各组分及重量份参见表5。表5用于超高温深井的固井水泥的配方根据上述配比，将各组分加入到混灰设备中，并充分混拌均匀，即得到用于超高温深井的固井水泥。对比例1本对比例提供一种固井水泥，其各组分及重量份参见表6。表6对比例1中固井水泥的配方项目组份重量份水泥g级油井水泥100第一抗强度衰退剂硅粉55第二抗强度衰退剂——0填充剂——0根据上述配比，将水泥和硅粉加入到混灰设备中，充分混拌均匀，即得到固井水泥。对比例2本对比例提供一种固井水泥，其各组分及重量份参见表7。表7对比例2中固井水泥的配方根据上述配比，将水泥、硅粉、两种填充剂加入到混灰设备中，充分混拌均匀，即得到固井水泥。对比例3本实施例提供一种固井水泥，其各组分及重量份参见表8。表8对比例3中固井水泥的配方将水泥、硅粉、三氧化二铝和氧化锌按上述配比加入到混灰设备中，充分混拌均匀，即得到固井水泥。以上述实施例1至实施例5中的用于超高温深井的固井水泥、对比例1至对比例3中的固井水泥为原料，分别制备固井水泥石，具体包括如下步骤：1、按照《gb/t19139-2012油井水泥试验方法》标准中规定的方法，将800g固井水泥与360g配浆水均匀混合，得到水泥浆，该水泥浆的浆体性能满足现场施工要求。其中，配浆水中，降失水剂、缓凝剂、分散剂的加入量分别为配浆水总质量的5.0％、1.0％～2.5％、2.0％。2、按照《gb/t19139-2012油井水泥试验方法》标准中规定的方法，对上述步骤1中得到的水泥浆进行装模成型，然后将得到的试模放入高压养护釜中进行高温高压养护，同一组试样养护时间分别为2d、7d、14d、28d，获得不同养护龄期水泥石的抗压强度，具体数据如表9所示。图1是实施例1中的用于超高温深井的固井水泥，以及对比例1-3中的固井水泥，按照上述方法所分别形成的固井水泥石的抗压强度发展曲线(200℃)。根据图1并结合表9的数据可以看出：在200℃高温养护条件下，对比例1-3中的固井水泥石的长期强度发生了非常明显的衰退，28d强度相比2d强度分别下降了77.4％、71.4％、51.8％。而在同样的200℃高温养护条件下，实施例1中的固井水泥石的2d早期强度和28d长期强度分别为42.2mpa和37.5mpa，经计算，28d强度比2d强度下降了11.1％，固井水泥石的长期强度未发生明显衰退。由此可见，实施例1中所提供的用于超高温深井的固井水泥，通过特定的第一抗强度衰退剂、第二抗强度衰退剂和填充剂与油井水泥之间的协同作用，使所形成的固井水泥石具有非常好的高温稳定性，有效了抑制固井水泥石在超高温环境下的强度衰退。图2是实施例2-5中的用于超高温深井的固井水泥按照上述方法所分别形成的固井水泥石抗压强度发展曲线(210℃～240℃)，根据图2并结合表9的数据可以看出：实施例2中，210℃高温养护条件下，水泥石2d早期强度和28d长期强度分别为38.9mpa和33.6mpa，经计算，28d强度相比2d强度下降了13.6％；实施例3中，220℃高温养护条件下，水泥石2d早期强度和28d长期强度分别为35.5mpa和30.9mpa，经计算，28d强度相比2d强度下降了13.0％；实施例4中，230℃高温养护条件下，水泥石2d早期强度和28d长期强度分别为37.6mpa和32.0mpa，经计算，28d强度相比2d强度下降了14.9％；实施例5中，240℃高温养护条件下，水泥石2d早期强度和28d长期强度分别为30.4mpa和27.2mpa，经计算，28d强度相比2d强度下降了10.5％。由此可见，本发明所提供的固井水泥配方，在200℃～240℃高温水热环境下，所得固井水泥石长期强度衰退率均小于15％，固井水泥石的28天长期强度保持稳定状态，说明本发明所提供的用于超高温深井的固井水泥配方具有良好的抗强度衰退能力，满足200℃～240℃的超高温深井要求。由此还可以显然推断出，本发明所提供的用于超高温深井的固井水泥配方，与油井水泥外加剂相容性良好，对水泥浆综合性能未产生不利影响。表9不同养护龄期水泥石的抗压强度性能测试需要说明的是，在本发明的描述中，术语“第一抗强度衰退剂”和“第二抗强度衰退剂”仅用于方便描述不同的抗强度衰退剂，而不能理解为指示或暗示顺序关系。最后应说明的是：以上各实施例仅用以说明本发明的技术方案，而非对其限制；尽管参照前述各实施例对本发明进行了详细的说明，本领域的普通技术人员应当理解：其依然可以对前述各实施例所记载的技术方案进行修改，或者对其中部分或者全部技术特征进行等同替换；而这些修改或者替换，并不使相应技术方案的本质脱离本发明各实施例技术方案的范围。当前第1页12