I中可W看出当HSlO IL降失水剂加量在4.0%时就能够控制水 泥浆的失水在l〇〇ml/30min W内。
[0043] 二、对本发明采用的HSlOlL降失水剂进行溫度对失水的影响试验，对两批次 服IOlL降失水剂分别进行试验，服IOlL降失水剂的加量为3.0%，试验压力为7MPa，水泥水灰 比为0.44,采用淡水。将试验结果绘制成图2,得到溫度对HSlOlL降失水剂的降失水性能影 响曲线。
[0044] 图2中横坐标为溫度，图2的纵坐标为30分钟的失水量。从图2中可W看出随着溫度 的升高，降失水的性能有所下降。但在溫度达130°C的高溫条件下，加量3.0%的HSlOlL降失 水剂仍然能够控制失水量小于100mL，加量5.0%可W控制水泥浆的失水量在50ml W下，可见 其抗溫性能良好。
[0045] S、对本发明采用的HS201L缓凝剂进行加量对稠化时间的影响试验，试验溫度为 120°C，水泥水灰比为0.44,采用淡水。将试验结果绘制成图3,得到HS201L缓凝剂加量对稠 化时间的影响曲线关系。从图3可W看出，HS201L缓凝剂与稠化时间具有良好的单调关系， 保证稠化时间易调节，克服了多种缓凝剂加量敏感、不呈线性等的缺点。
[0046] 四、按照《GB/T 19139-2012油井水泥试验方法》对实施例一至实施例S的水泥浆 体与传统Landy806体系水泥浆体进行流动度、析水率和失水量对比试验，试验溫度为120 °C。传统Landy806体系水泥浆体中Landy806降失水剂的重量含量为6%，水灰比为0.44,密度 为1.92g/cm 3,对比试验结果如表1所示。
[0047] 表 1
[004引从表1可W看出，本发明水泥浆体失水量远远低于传统Landy806体系水泥浆。
[0049]五、按照《GB/T 19139-2012油井水泥试验方法》对实施例一至实施例S的水泥浆 体进行稠化时间、稠化过渡时间和抗压强度试验，结果如表2所示。
[00'广。1
[0051] 表2中的实验溫度即为模拟井底的溫度，在实验溫度即井底溫度下，24小时的抗压 强度可达26~28. IMPad70°C即为模拟水泥浆在封固段顶部的溫度，与井底溫度相差50~70 °C，属于大溫差;在70°C下，48小时的抗压强度可W达到7.4~9.7MPa，没有发生"超缓凝"现 象。
[0052] W上所述仅为本发明之较佳可行实施例而已，非因此局限本发明的专利保护范 围。除上述实施例外，本发明还可W有其他实施方式。凡采用等同替换或等效变换形成的技 术方案，均落在本发明要求的保护范围内。本发明未尽描述的技术特征可W通过或采用现 有技术实现，在此不再寶述。
【主权项】
1. 一种油田固井用耐高温大温差的水泥浆体，其特征在于，该水泥浆体的原料组分及 重量含量如下，G级油井水泥:600份、HS101L降失水剂：（30~36)份、HS201L缓凝剂：（8~20) 份、HS-301S分散剂：1.8份、石英砂：150份、微硅粉:30份、HS-XF1S悬浮稳定剂：1.8份、水： (280~300)份和二(2-乙基己基)琥珀酸酯磺酸钠：1份;所述石英砂的粒径为80~120目，所 述微硅粉的粒径为300~400目且二氧化硅含量在90%以上。2. 根据权利要求1所述的油田固井用耐高温大温差的水泥浆体，其特征在于，所述 HS101L降失水剂的制备依次包括如下步骤:①在反应釜中将500重量份的2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸溶于500重量份的水中，充分搅拌均匀;②用氢氧化钠将溶液的pH值调节至5~ 8;③继续加入200重量份的2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸、200重量份的丙烯酸和100重量份 的N-乙烯基吡咯烷酮，并搅拌均匀;④向反应釜中持续通入氮气;⑤加入2重量份的过硫酸 铵和2重量份亚硫酸氢钠;⑥在搅拌且恒温60°C的状态下，反应4~6小时得到HS101L降失水 剂成品。3. 根据权利要求1所述的油田固井用耐高温大温差的水泥浆体，其特征在于，所述 HS101L降失水剂的制备还包括步骤⑦:按照API标准检测步骤⑥HS101L降失水剂成品的降 失水率，在90°C及6.9MPa试验条件下，降失水剂成品加量在6%时，测试水泥浆浆体的失水， 30min内失水小于等于100mL为合格;如果30min内失水大于100mL则重复步骤④至步骤⑥。4. 根据权利要求1所述的油田固井用耐高温大温差的水泥浆体，其特征在于，所述 HS201L缓凝剂的制备依次包括如下步骤:①在反应釜中将500重量份的2-丙烯酰胺基-2-甲 基丙磺酸溶于500重量份的水中，充分搅拌均匀;②用氢氧化钠将溶液的pH值调节至3~5; ③继续加入200重量份的N，N-二甲基丙烯酰胺、200重量份的磺化苯乙烯/丙烯酸共聚物、 100重量份的N-乙烯基吡咯烷酮和300重量份的富马酸，并搅拌均匀;④向反应釜中持续通 入氮气;⑤加入2重量份的过氧化二苯甲酰和2重量份N，N-二甲基苯胺;⑥在搅拌且恒温80 °C的状态下，反应4~6小时得到HS201L缓凝剂成品。5. 根据权利要求1所述的油田固井用耐高温大温差的水泥浆体，其特征在于，所述HS-301S分散剂的制备依次包括如下步骤:①将丙酮和甲醛在密闭的反应釜加样罐中混合均匀 得到丙酮甲醛混合液;②向反应釜中加入无水亚硫酸钠和水且搅拌均匀;③将反应釜内的 温度升高至50°C后，向反应釜中缓缓加入所述丙酮甲醛混合液，所述丙酮甲醛混合液加入 时呈不成线的滴状;④丙酮甲醛混合液加料完毕后，将反应釜内的温度升温至70°C，并恒温 反应1小时;⑤继续将反应釜内的温度升温至90 °C，并恒温反应1~2小时;⑥将反应产物的温 度降至室温，然后用甲酸调整其pH值至8;⑦将反应后的产物酮醛缩合物，在120°C条件下烘 干，研磨得到粉状的HS-301S分散剂;上述步骤中各组分的摩尔比为，丙酮：甲醛:无水亚硫 酸钠：水=0.2:0.53:0.12:2.5。6. 根据权利要求1所述的油田固井用耐高温大温差的水泥浆体，其特征在于，所述HS-XF1S悬浮稳定剂由改性植物纤维素、丙烯酰胺和氯化钾均匀拌和而成，且重量比为改性植 物纤维素:丙烯酰胺:氯化钾=5:2:5。7. 根据权利要求1所述的油田固井用耐高温大温差的水泥浆体，其特征在于，各原料组 分的重量含量如下，G级油井水泥:600份、HS101L降失水剂：30份、HS201L缓凝剂:8份、HS-301S分散剂：1.8份、石英砂：150份、微硅粉:30份、HS-XF1S悬浮稳定剂：1.8份、水:280份和 二(2-乙基己基)琥珀酸酯磺酸钠：1份。8. 根据权利要求1所述的油田固井用耐高温大温差的水泥浆体，其特征在于，各原料组 分的重量含量如下，G级油井水泥:600份、HS101L降失水剂：33份、HS201L缓凝剂：14份、HS-301S分散剂：1.8份、石英砂：150份、微硅粉:30份、HS-XF1S悬浮稳定剂：1.8份、水:290份和 二(2-乙基己基)琥珀酸酯磺酸钠：1份。9. 根据权利要求1所述的油田固井用耐高温大温差的水泥浆体，其特征在于，各原料组 分的重量含量如下，G级油井水泥:600份、HS101L降失水剂：36份、HS201L缓凝剂:20份、HS-301S分散剂：1.8份、石英砂：150份、微硅粉:30份、HS-XF1S悬浮稳定剂：1.8份、水:300份和 二(2-乙基己基)琥珀酸酯磺酸钠：1份。
【专利摘要】本发明涉及一种油田固井用耐高温大温差的水泥浆体，原料组分及重量含量如下，G级油井水泥：600份、HS101L降失水剂：（30～36）份、HS201L缓凝剂：（8～20）份、HS-301S分散剂：1.8份、石英砂：150份、微硅粉：30份、HS-XF1S悬浮稳定剂：1.8份、水：（280～300）份和二(2-乙基己基)琥珀酸酯磺酸钠：1份；石英砂的粒径为80～120目，微硅粉的粒径为300～400目且二氧化硅含量在90%以上。先在混浆搅拌容器中加入液相原料并混合均匀；然后在固相容器中加入各固相物质并搅拌均匀，再将固相混合物加入至混浆搅拌容器中，最后加入消泡剂并搅拌直至均匀。该水泥浆体在50~180℃的条件下均能够使用，耐大温差性能非常突出，能有效避免大温差造成的超缓凝现象发生。
【IPC分类】C04B28/00, C09K8/467
【公开号】CN105694832
【申请号】CN201610132458
【发明人】吴波, 吕志国, 肖庆昆, 郑舟, 姚文强, 刘金余, 刘小霞, 刘卫中
【申请人】中石化石油工程技术服务有限公司, 中石化江苏石油工程有限公司
【公开日】2016年6月22日
【申请日】2016年3月9日