[发明专利]一种地热井固井水泥浆体系及其制备方法

说明书

本发明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。

技术领域

本发明涉及水泥领域，具体涉及一种地热井固井水泥浆体系及其制备方法。

背景技术

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以上返到井口，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。

发明内容

本发明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。

本发明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。

本发明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。