一种地热井固井水泥浆体系及其制备方法技术

本发明专利技术公开了一种地热井固井水泥浆体系及其制备方法，解决了现有技术中的水泥浆体系不适用于超高温与超大温差同时存在的地热井固井的问题。本发明专利技术包括干灰、油井水泥用降失水剂BFL‑12L和高温缓凝剂BRT‑22L；其中，以重量百分计，油井水泥用降失水剂BFL‑12L加入量为干灰的6％‑8％；高温缓凝剂BRT‑22L加入量为干灰的5％‑9％；干灰包括：油井G级水泥，占油井G级水泥质量50％‑100％的高温抗衰退剂BHS‑70S，占油井G级水泥质量0％‑5％的微硅，占油井G级水泥质量0.6％‑1.0％的抗高温稳定剂BCS‑400S。本发明专利技术水泥浆体系220℃稠化时间200min‑400min可调，72h内起顶部起强度，满足地热井固井中超高温与超大温差同时存在的需求；并且还能有效保证在200℃以上的抗压强度，防止水泥石强度的衰退。

Cement slurry system for geothermal well cementing and its preparation method

The invention discloses a cementing slurry system of geothermal well and its preparation method, and solves the problem that the cement slurry system in the existing technology is not applicable to the cementing of the geothermal well at the same time that the ultra high temperature and the superlarge temperature difference exist. The invention includes the dry ash, the water reducer BFL 12L and the high temperature retarder BRT 22L, in which the weight percentile of the oil well cement, BFL 12L, is added to 6% of the dry ash, and the high temperature retarder BRT 22L addition is 5% of dry ash 9%, and the dry ash includes the G grade cement in the oil well, which accounts for G grade of the oil well. The cement quality is 50% and 100%, the high temperature resistance and regression agent BHS 70S, which accounts for the G grade cement quality of 0% and 5% of the micro silicon, which accounts for the high temperature stabilizer BCS 400S of the G grade cement quality 0.6%. The cementing time of the cement slurry system at 220 degrees centigrade 200Min 400min can be adjusted, and the top of the 72h can rise in the top to meet the needs of the super high temperature and the superlarge temperature difference in the cementing of the geothermal well, and can also effectively guarantee the compressive strength above 200 centigrade, and prevent the deterioration of the strength of the cement stone.

【技术实现步骤摘要】
一种地热井固井水泥浆体系及其制备方法
本专利技术涉及水泥领域，具体涉及一种地热井固井水泥浆体系及其制备方法。
技术介绍
我国是地热资源相对丰富的国家，地热资源总量约占全球的7.9％，可采储量相当于4626.5亿吨标准煤，我国西部地区热地资源绝大部分以高温地热形式存在(高于150℃的蒸汽)，地热资源不仅能提供清洁能源而且还是一种可供提取溴、碘、硼砂、钾盐、铵盐等工业原料的热卤水资源和天然肥水资源。在环境压力巨大及推动新能源发展的今天，地热资源将会得到充分的利用。地热井固井与超高温油气井固井类似，水泥浆在注替过程中要经历井底超高温，通常高于200℃，水泥石在井下一定的环空长度内长期经受150℃以上的高温。地热井固井与超高温固井略有不同之处在于，油气井超高温固井大多数为尾管固井封固段不长温差不大，而地热井的高温地热资源均以高温蒸汽形式存在于地下，固井时要求封固完整性水泥浆均返到井口，因而在地热井固井中超高温与超大温差同时存在。目前国外厂商在地热井固井现场实际应用的水泥浆体系不多见，目前暂无180℃稠化时间达到200min返到井口，并且72h内起强度的水泥浆配方的报道。并且，现有水泥浆体系长期经受110℃以上的高温，会出现较大幅度的强度衰退。之前研究表明加入占水泥比例的35％或以上的硅粉能防止此类衰退，但是现有研究及现场实际生产表明：硅粉已不能有效抵抗此类衰退，即便是加有35％及以上硅粉(石英砂)水泥石，在150℃以上的高温条件下也会出现较大幅度的强度衰退，水泥石强度衰退后会出现环空带压、降低采收率等一系列问题，甚至导致该井报废。
技术实现思路
本专利技术所要解决的技术问题是：现有技术中的水泥浆体系不适用于超高温与超大温差同时存在的地热井固井的问题，目的在于提供一种地热井固井水泥浆体系，通过配方的优化，不仅仅能有效达到220℃稠化时间200min以上，水泥浆顶部72h内起强度，满足地热井固井中超高温与超大温差同时存在的需求；并且还能有效保证在220℃以上的抗压强度，防止抗压强度的衰退。本专利技术通过下述技术方案实现：一种地热井固井水泥浆体系，包括干灰、油井水泥用降失水剂BFL-12L和高温缓凝剂BRT-22L；油井水泥用减阻剂BFR-31L的加入量为干灰的0％-2％。其中，以重量百分计，油井水泥用降失水剂BFL-12L加入量为干灰的6％-8％；高温缓凝剂BRT-22L加入量为干灰的5％-9％；干灰包括：油井G级水泥，占油井G级水泥质量50％-100％的高温抗衰退剂BHS-70S，占油井G级水泥质量0％-5％的微硅，占油井G级水泥质量0.6％-1.0％的抗高温稳定剂BCS-400S。本专利技术中通过各个组成成分和配比的优化配合，能满足220℃稠化时间可调，稠化时间可达到200min以上，无超缓凝，满足施工工艺条件，保证井筒封固的完整性，满足地热井固井中超高温与超大温差同时存在的需求。同时，经过检测得知，本专利技术在72h起强度，在3天时可达到35.4MPa，到28天强度缓慢增长至37.8MPa然后长期保值稳定，98天的抗压强度达到37.2MPa，98天的抗压强度与28天保持基本一致。因而，本专利技术能有效保证在200℃以上的抗压强度，防止抗压强度的衰退，效果十分显著。上述油井水泥用降失水剂BFL-12L和油井水泥用减阻剂BFR-31L均为本公司在售产品，具体组成本专利技术中不再赘述。其中，以重量百分计，所述高温抗衰退剂BHS-70S包括：本专利技术中的高温抗衰退剂BHS-70S适用于国内所有厂牌的油井G级高抗硫酸盐水泥，该高温抗衰退剂BHS-70S在常温下表现出化学惰性不影响水泥浆的现场混配及注替。提高水泥浆在高温条件下防抗压强度衰退的效果，并且效果十分显著。所述高温缓凝剂BRT-22L包括：优选地，所述高温缓凝剂BRT-22L的单体浓度为20wt％-35wt％。所述抗高温稳定剂BCS-400S的原料包括：现有技术中聚合物缓凝剂几乎都使用单一羧酸根单体来达到缓凝作用，温度超过180℃的高温缓凝剂失效或加量急剧增大，缓凝剂加量与稠化时间不呈线性关系稠化时间不可调。现有技术中采用复配多羟基化合物、有机磷酸(盐)的方式来达到延长稠化时间、抗高温的目的，但是此类复配经常导致影响降失水剂的降失水效果、稠化曲线鼓包、不抗盐、大温差顶部超缓凝等情况限制了再高温条件下的使用。本专利技术优化了高温缓凝剂BRT-22L的复配配方，使其能应用在高温条件下，尤其是超过180℃以上的高温条件下，也能使缓凝剂加量与稠化时间呈线性关系，便于稠化时间的调整，方便操作。并且本专利技术通过该高温缓凝剂BRT-22L复配的优化，使本专利技术物质的侧基增加，进而能有效使高温下生成的苯磺酸基团减少，减少水解，避免影响降失水剂的降失水效果；同时，通过配方的优化还能有效避免稠化曲线鼓包，达到抗盐、在大温差顶部不会出现超缓凝等效果。一种地热井固井水泥浆体系的制备方法，包括：步骤一、分别配置高温抗衰退剂BHS-70S、高温缓凝剂BRT-22L、抗高温稳定剂BCS-400S；步骤二、将高温抗衰退剂BHS-70S、高温缓凝剂BRT-22L、抗高温稳定剂BCS-400S、微硅、油井水泥用减阻剂BFR-31L、油井水泥用降失水剂BFL-12L、G级油井水泥按照GB/T19139-2012《油井水泥实验方法》配制水泥浆进一步，所述抗高温稳定剂BCS-400S的制备方法如下：将乙烯基吡咯烷酮、丙烯酰胺、N,N-二甲基丙烯酰胺、丙烯酰吗啉和水混合均匀后配制成溶液，调节溶液pH至6.5～7.5后，加入到反应容器中，并在反应容器中通入N2保护，在40～50℃时加入溶液固含量2.0％-3.0％的引发剂进行反应；反应3～5h后，经过干燥获得成品。进一步，所述高温抗衰退剂BHS-70S的制备方法如下：将光伏硅、气相二氧化硅、重烧氧化镁和矿物纤维混合均匀即可。进一步，所述高温缓凝剂BRT-22L的制备方法如下：将AMPS、丙烯酰胺、衣康酸、马来酸酐、丙烯酰吗啉和水混合均匀并调节溶液pH至6.5～7.0后，加入到反应容器中，并在反应容器中通入N2保护，40～55℃时加入单体质量2.0％-3.0％的引发剂进行自由基聚合；当反应到达最高温度点时开始计时，计时1～1.5h后获得成品。优选地，所述高温缓凝剂BRT-22L的制备方法中通过NaOH调节pH，pH调节至6.5。所述引发剂加入时的温度为50℃，计时的时间为1h。本专利技术与现有技术相比，具有如下的优点和有益效果：1、本专利技术不仅仅能有效使220℃稠化时间达到200min以上，72h内起强度，满足地热井固井中超高温与超大温差同时存在的需求；并且还能有效保证在200℃以上的强度，降低强度的衰退；2、本专利技术的工艺简单、成本相对低廉，环境友好，效果十分显著。附图说明此处所说明的附图用来提供对本专利技术实施例的进一步理解，构成本申请的一部分，并不构成对本专利技术实施例的限定。在附图中：图1为实施例1制成的水泥石电镜照片。图2为实施例9制成的水泥石电镜照片。具体实施方式为使本专利技术的目的、技术方案和优点更加清楚明白，下面结合实施例，对本专利技术作进一步的详细说明，本专利技术的示意性实施方式及其说明仅用于解释本专利技术，并不作为对本专利技术的限定。实施例1一种地热井固井水泥浆体系，包括干灰、降失水剂BFL-12L、本文档来自技高网...

【技术保护点】
一种地热井固井水泥浆体系，其特征在于，包括干灰、油井水泥用降失水剂BFL‑12L和高温缓凝剂BRT‑22L；油井水泥用减阻剂BFR‑31L的加入量为干灰的0％‑2％。其中，以重量百分计，油井水泥用降失水剂BFL‑12L加入量为干灰的6％‑8％；高温缓凝剂BRT‑22L加入量为干灰的5％‑9％；干灰包括：油井G级水泥，占油井G级水泥质量50％‑100％的高温抗衰退剂BHS‑70S，占油井G级水泥质量0％‑5％的微硅，占油井G级水泥质量0.6％‑1.0％的抗高温稳定剂BCS‑400S。

【技术特征摘要】
1.一种地热井固井水泥浆体系，其特征在于，包括干灰、油井水泥用降失水剂BFL-12L和高温缓凝剂BRT-22L；油井水泥用减阻剂BFR-31L的加入量为干灰的0％-2％。其中，以重量百分计，油井水泥用降失水剂BFL-12L加入量为干灰的6％-8％；高温缓凝剂BRT-22L加入量为干灰的5％-9％；干灰包括：油井G级水泥，占油井G级水泥质量50％-100％的高温抗衰退剂BHS-70S，占油井G级水泥质量0％-5％的微硅，占油井G级水泥质量0.6％-1.0％的抗高温稳定剂BCS-400S。2.根据权利要求1所述的一种地热井固井水泥浆体系，其特征在于，以重量百分计，所述高温抗衰退剂BHS-70S包括：3.根据权利要求1所述的一种地热井固井水泥浆体系，其特征在于，以重量百分计，所述高温缓凝剂BRT-22L的原料包括：4.根据权利要求3所述的一种地热井固井水泥浆体系，其特征在于，所述高温缓凝剂BRT-22L的单体浓度为20wt％-35wt％。5.根据权利要求1所述的一种地热井固井水泥浆体系，其特征在于，所述抗高温稳定剂BCS-400S的原料包括：6.如权利要求1～5任一项所述的一种地热井固井水泥浆体系的制备方法，其特征在于，包括：步骤一、分别配置高温抗衰退剂BHS-70S、高温缓凝剂BRT-22L、抗高温稳定剂BCS-400S；...

【专利技术属性】
技术研发人员：罗杨，李仕勇，
申请(专利权)人：成都博世威科技有限公司，
类型：发明
国别省市：四川,51