油气井固井用防H2S气体腐蚀水泥浆体系转让专利
申请号 : CN201810811907.4
文献号 : CN108947344B
文献日 : 2021-07-02
发明人 : 赵启阳 , 张成金 , 严海兵 , 冷永红 , 袁龙
申请人 : 中国石油集团川庆钻探工程有限公司 , 中国石油天然气集团有限公司
摘要 :
本发明公开了一种油气井固井用防H2S气体腐蚀水泥浆体系，由以下按照重量份数计的原料组成：水泥100份，硅粉或石英砂0～35.0份，防酸性介质腐蚀剂3.0～4.0份，防腐蚀助剂5.0～6.0份，分散剂1.0～2.0份，降滤失剂3.0～4.0份，缓凝剂0.5～3.0份，消泡剂0.2～0.3份，水39.0～52.0份。本发明提供的水泥浆具有良好的工程性能，水泥石在高温、高浓度H2S条件下具有良好的抗腐蚀性能，满足高H2S酸性气藏水泥石长期封固的要求，保证了水泥环密封完整性以及后期井口安全，为勘探开发提供有效的技术保障。
权利要求 :
1.一种油气井固井用防H2S气体腐蚀水泥浆体系，其特征在于：由以下按照重量份数计的原料组成：水泥100份，硅粉或石英砂0～35.0份，防酸性介质腐蚀剂3.0～4.0份，防腐蚀助剂5.0～6.0份，分散剂1.0～2.0份，降滤失剂3.0～4.0份，缓凝剂0.5～3.0份，消泡剂0.2～0.3份，水39.0～52.0份。
2.根据权利要求1所述的油气井固井用防H2S气体腐蚀水泥浆体系，其特征在于：所述防酸性介质腐蚀剂为可分散丁苯胶乳粉和氧化镁按质量比5:1混合而成。
3.根据权利要求2所述的油气井固井用防H2S气体腐蚀水泥浆体系，其特征在于：所述分散剂为甲醛和丙酮缩合物CH2OHCH2COCH3按任意配比的混合。
4.根据权利要求3所述的油气井固井用防H2S气体腐蚀水泥浆体系，其特征在于：所述降滤失剂为AMPS类聚合物油井水泥降滤失剂。
5.根据权利要求4所述的油气井固井用防H2S气体腐蚀水泥浆体系，其特征在于：所述缓凝剂为有机膦酸盐或AMPS类聚合物油井水泥缓凝剂中的一种。
6.根据权利要求5所述的油气井固井用防H2S气体腐蚀水泥浆体系，其特征在于：所述消泡剂为有机硅氧烷或聚氧丙烯聚醚改性硅中的一种。
说明书 :
油气井固井用防H2S气体腐蚀水泥浆体系
技术领域
[0001] 本发明涉及一种油气井固井用防H2S腐蚀水泥浆体系，属于石油钻井工程领域。
背景技术
[0002] 我国大多数天然气藏均含有不同程度的H2S气体，在高温高浓度下H2S快速与油井水泥发生化学反应，降低固井水泥石的碱度，导致水泥石中胶结性组分减少，孔隙结构破
坏，渗透率增大，抗压强度降低甚至完全丧失，水泥环失去封隔性能，造成封隔失效，易出现
环空带压，发生井口气窜，影响到了井筒完整性，给油气井的安全生产带来严峻的挑战，同
时H2S是剧毒气体，上窜至地面对周围生命、财产和环境会造成严重的危害。
坏，渗透率增大，抗压强度降低甚至完全丧失，水泥环失去封隔性能，造成封隔失效，易出现
环空带压，发生井口气窜，影响到了井筒完整性，给油气井的安全生产带来严峻的挑战，同
时H2S是剧毒气体，上窜至地面对周围生命、财产和环境会造成严重的危害。
[0003] 在过去几十年里，国内外针对酸性气藏固井，加大了防腐蚀固井水泥浆体系的研究，取得了一定的成果，主要包括以硅酸盐水泥为主体材料的防腐技术和非硅酸盐水泥基
防腐技术。硅酸盐水泥基防腐技术主要采用超细材料降低水泥石的渗透率；改变钙硅比降
低水泥碱度，减少能与酸性气体发生化学反应的物质的量；掺入特殊的耐腐蚀材料在水泥
石表面形成保护层。多种手段都起到了一定的防腐效果，在现场得到了成功应用。但是仍存
在不足，其长期防腐蚀性能不理想，未根本解决。
防腐技术。硅酸盐水泥基防腐技术主要采用超细材料降低水泥石的渗透率；改变钙硅比降
低水泥碱度，减少能与酸性气体发生化学反应的物质的量；掺入特殊的耐腐蚀材料在水泥
石表面形成保护层。多种手段都起到了一定的防腐效果，在现场得到了成功应用。但是仍存
在不足，其长期防腐蚀性能不理想，未根本解决。
[0004] 非硅酸盐水泥基体系形成的硬化体具有更强的耐酸腐蚀性能，防腐蚀效果明显好于硅酸盐水泥，比如高铝‑磷酸盐水泥体系和特征树脂防腐材料。但不足是：高铝‑磷酸盐水
泥浆对硅酸盐水泥敏感，混入少量的硅酸盐水泥后会导致稠化时间大大缩短，易引起固井
事故，现场应用时需要将固井设备和管道进行彻底清洗，以防止残留的硅酸盐水泥浆污染
该水泥浆体系，这大大增加了固井作业的风险和成本；特种树脂等非水泥基防腐材料防腐
性能较好，但是浆体的综合性能调节困难，并且该体系在高含盐地层和高温条件下有机物
质不稳定，甚至失去防腐蚀作用，因此多数情况下只适用于浅井，对于高温高压深井很难满
足固井施工要求。
泥浆对硅酸盐水泥敏感，混入少量的硅酸盐水泥后会导致稠化时间大大缩短，易引起固井
事故，现场应用时需要将固井设备和管道进行彻底清洗，以防止残留的硅酸盐水泥浆污染
该水泥浆体系，这大大增加了固井作业的风险和成本；特种树脂等非水泥基防腐材料防腐
性能较好，但是浆体的综合性能调节困难，并且该体系在高含盐地层和高温条件下有机物
质不稳定，甚至失去防腐蚀作用，因此多数情况下只适用于浅井，对于高温高压深井很难满
足固井施工要求。
[0005] 腐蚀问题会随着地层温度和酸性气体浓度的升高变得更加严重，尤其是10%以上浓度的H2S，水泥石封隔性能得不到有效保证。开发相应的防H2S气体腐蚀水泥浆很有必要。
发明内容
[0006] 本发明的目的在于克服现有技术存在的上述问题，提供一种油气井固井用防H2S气体腐蚀水泥浆体系。本发明提供的水泥浆具有良好的工程性能，水泥石在高温、高浓度
H2S条件下具有良好的抗腐蚀性能，满足高H2S酸性气藏水泥石长期封固的要求，保证了水泥
环密封完整性以及后期井口安全，为勘探开发提供有效的技术保障。
H2S条件下具有良好的抗腐蚀性能，满足高H2S酸性气藏水泥石长期封固的要求，保证了水泥
环密封完整性以及后期井口安全，为勘探开发提供有效的技术保障。
[0007] 为实现上述目的，本发明采用的技术方案如下：
[0008] 一种油气井固井用防H2S气体腐蚀水泥浆体系，其特征在于：由以下按照重量份数计的原料组成：水泥100份，硅粉或石英砂0～35.0份，防酸性介质腐蚀剂3.0～4.0份，防腐
蚀助剂5.0～6.0份，分散剂1.0～2.0份，降滤失剂3.0～4.0份，缓凝剂0.5～3.0份，消泡剂
0.2～0.3份，水39.0～52.0份。
蚀助剂5.0～6.0份，分散剂1.0～2.0份，降滤失剂3.0～4.0份，缓凝剂0.5～3.0份，消泡剂
0.2～0.3份，水39.0～52.0份。
[0009] 所述防酸性介质腐蚀剂为可分散丁苯胶乳粉和氧化镁按质量比5:1混合而成。
[0010] 所述防腐蚀助剂为超细微硅粉，粒径为1～20um，D(0.5)<10um，SiO2的质量百分含量大于95%。
[0011] 所述分散剂为甲醛和丙酮缩合物CH2OHCH2COCH3按任意配比的混合。
[0012] 所述降滤失剂为AMPS类聚合物油井水泥降滤失剂。
[0013] 所述缓凝剂为有机膦酸盐或AMPS类聚合物油井水泥缓凝剂中的一种。
[0014] 所述消泡剂为有机硅氧烷或聚氧丙烯聚醚改性硅中的一种。
[0015] 采用本发明的优点在于：
[0016] 一、本发明适用于全国范围内高温高压高含H2S油气井固井作业，有效保障水泥环长期密封完整性和防治油气窜的发生，提供的水泥浆具有良好的工程性能，密度1.90g/
3
cm ，抗温130℃，流变性和稳定性良好，API滤失量小于50ml，稠化时间易于调节，水泥石1d
抗压强度达到20MPa以上，水泥浆性能系数SPN小于2。
3
cm ，抗温130℃，流变性和稳定性良好，API滤失量小于50ml，稠化时间易于调节，水泥石1d
抗压强度达到20MPa以上，水泥浆性能系数SPN小于2。
[0017] 二、本发明防酸性介质腐蚀剂主要成分丁苯胶乳粉，防腐蚀助剂为一种超细微硅粉，充分利用超细材料紧密堆积和聚合物成膜作用，使水泥石具有更低的渗透率、更高的密
实度和更细的孔径分布，从而阻止酸性气体的侵入，达到防腐蚀的目的。在80～130℃、20%
浓度H2S气体中腐蚀28d后抗压强度降低率小于15%，且腐蚀后强度大于14MPa；腐蚀后渗透
率小于0.01mD，腐蚀深度小于10mm，水泥石仍完整致密，具有高抗压强度、低渗透率和高抗
H2S腐蚀的性能，能够有效保障水泥环的长期密封完整性以及后期井口安全。
实度和更细的孔径分布，从而阻止酸性气体的侵入，达到防腐蚀的目的。在80～130℃、20%
浓度H2S气体中腐蚀28d后抗压强度降低率小于15%，且腐蚀后强度大于14MPa；腐蚀后渗透
率小于0.01mD，腐蚀深度小于10mm，水泥石仍完整致密，具有高抗压强度、低渗透率和高抗
H2S腐蚀的性能，能够有效保障水泥环的长期密封完整性以及后期井口安全。
[0018] 三、随着越来越多的酸性油气井开发，普通水泥石已经无法保证固井水泥环在H2S介质环境下的长期密封性能，经常出现油气井“环空带压”的现象，迫切需要防H2S气体腐蚀
水泥浆体系，本发明具有良好的工程性能，水泥石在高温、高浓度H2S条件下具有良好的抗
腐蚀性能，满足高H2S酸性气藏水泥石长期封固的要求，保证了水泥环密封完整性以及后期
井口安全，为勘探开发提供有效的技术保障，应用前景非常好。
水泥浆体系，本发明具有良好的工程性能，水泥石在高温、高浓度H2S条件下具有良好的抗
腐蚀性能，满足高H2S酸性气藏水泥石长期封固的要求，保证了水泥环密封完整性以及后期
井口安全，为勘探开发提供有效的技术保障，应用前景非常好。
具体实施方式
[0019] 实施例1
[0020] 称取800gG级油井水泥，40g防腐蚀助剂，24g防酸性介质腐蚀剂，8g分散剂，32g降滤失剂，4.8g缓凝剂，1.6g消泡剂，313.6g自来水。先将防腐蚀助剂、防酸性介质腐蚀剂和分
散剂与水泥干混均匀，再将降滤失剂、缓凝剂和消泡剂加入自来水中混合均匀，按GB/
T19139‑2012标准制备成水泥浆。
散剂与水泥干混均匀，再将降滤失剂、缓凝剂和消泡剂加入自来水中混合均匀，按GB/
T19139‑2012标准制备成水泥浆。
[0021] 实施例2
[0022] 称取600gG级油井水泥，200g硅粉，33g防腐蚀助剂，24g防酸性介质腐蚀剂，8g分散剂，24g降滤失剂，18g缓凝剂，1.6g消泡剂，308.4g自来水。先将防腐蚀助剂、防酸性介质腐
蚀剂和分散剂与水泥干混均匀，再将降滤失剂、缓凝剂和消泡剂加入自来水中混合均匀，按
GB/T19139‑2012标准制备成水泥浆。
蚀剂和分散剂与水泥干混均匀，再将降滤失剂、缓凝剂和消泡剂加入自来水中混合均匀，按
GB/T19139‑2012标准制备成水泥浆。
[0023] 实验方法：按GB/T19139‑2012标准制备水泥浆，评价密度，稳定性，流变性，稠化时间，滤失量，抗压强度和渗透率等性能。
[0024] 水泥浆性能性能SPN测定：
[0025] 式中，t100Bc—水泥浆稠度为100 Bc的时间，min；t30Bc—水泥浆稠度为30Bc的时间，min；FLAPI—水泥浆30min失水量，ml。
[0026] 水泥浆腐蚀评价方法的测定：按GB/T19139‑2012标准制备水泥浆，然后将配制好的水泥浆倒入Φ25mm×50mm的圆柱体钢制模具中，置于增压养护釜中养护，压力21MPa。2d
后取出，部分脱模测试水泥石的抗压强度和渗透率，其它试块不脱模编号放入自制的高温
高压腐蚀反应釜进行腐蚀养护，以H2S气体为介质，调节分压为2MPa，通入N2至总压为10MPa，
养护28d后泄压脱模，测试试块的抗压强度、渗透率和腐蚀深度。
后取出，部分脱模测试水泥石的抗压强度和渗透率，其它试块不脱模编号放入自制的高温
高压腐蚀反应釜进行腐蚀养护，以H2S气体为介质，调节分压为2MPa，通入N2至总压为10MPa，
养护28d后泄压脱模，测试试块的抗压强度、渗透率和腐蚀深度。
[0027] 表1 防H2S气体腐蚀水泥浆体系工程性能测试结果（80℃）
[0028]
[0029] 表2 防H2S气体腐蚀水泥浆体系抗腐蚀性能测试结果（80℃）
[0030]
[0031] 从表1、表2中可以看出，80℃条件下，该防H2S气体腐蚀水泥浆具有良好的工程性能，流变和稳定性良好，API滤失量小于50ml，稠化时间易于调节，水泥石1d抗压强度20MPa
以上，水泥浆性能系数SPN小于2，具有良好的防窜性能；20%浓度H2S腐蚀28d后抗压强度较
腐蚀前有所增加，腐蚀后渗透率达到0.01mD，腐蚀深度小于5mm，水泥石主体结构完整，抗
H2S腐蚀效果明显。
以上，水泥浆性能系数SPN小于2，具有良好的防窜性能；20%浓度H2S腐蚀28d后抗压强度较
腐蚀前有所增加，腐蚀后渗透率达到0.01mD，腐蚀深度小于5mm，水泥石主体结构完整，抗
H2S腐蚀效果明显。
[0032] 表3 防H2S气体腐蚀水泥浆体系工程性能测试结果（130℃）
[0033]
[0034] 表4 防H2S气体腐蚀水泥浆体系抗腐蚀性能测试结果（130℃）
[0035]
[0036] 从表3、表4中可以看出，130℃条件下，该防H2S气体腐蚀水泥浆具有良好的工程性能，流变和稳定性良好，API滤失量小于50ml，稠化时间易于调节，水泥石1d抗压强度20MPa
以上，水泥浆性能系数SPN小于2，具有良好的防窜性能；20%浓度H2S腐蚀28d后抗压强度降
低率在10%左右；腐蚀后渗透率达到0.01mD，腐蚀深度小于6mm，水泥石仍致密完整，抗H2S腐
蚀性能良好。
以上，水泥浆性能系数SPN小于2，具有良好的防窜性能；20%浓度H2S腐蚀28d后抗压强度降
低率在10%左右；腐蚀后渗透率达到0.01mD，腐蚀深度小于6mm，水泥石仍致密完整，抗H2S腐
蚀性能良好。
[0037] 实施例3
[0038] 一种油气井固井用防H2S气体腐蚀水泥浆体系，由以下按照重量份数计的原料组成：水泥100份，硅粉或石英砂0～35.0份，防酸性介质腐蚀剂3.0～4.0份，防腐蚀助剂5.0～
6.0份，分散剂1.0～2.0份，降滤失剂3.0～4.0份，缓凝剂0.5～3.0份，消泡剂0.2～0.3份，
水39.0～52.0份。
6.0份，分散剂1.0～2.0份，降滤失剂3.0～4.0份，缓凝剂0.5～3.0份，消泡剂0.2～0.3份，
水39.0～52.0份。
[0039] 所述防酸性介质腐蚀剂为可分散丁苯胶乳粉和氧化镁按质量比5:1混合而成。
[0040] 所述防腐蚀助剂为超细微硅粉，粒径为1～20um，D(0.5)<10um，SiO2的质量百分含量大于95%。
[0041] 所述分散剂为甲醛和丙酮缩合物CH2OHCH2COCH3按任意配比的混合。
[0042] 所述降滤失剂为AMPS类聚合物油井水泥降滤失剂。
[0043] 所述缓凝剂为有机膦酸盐或AMPS类聚合物油井水泥缓凝剂中的一种。
[0044] 所述消泡剂为有机硅氧烷或聚氧丙烯聚醚改性硅中的一种。