CN103059824A - 一种固井用防止第一界面套管腐蚀水泥浆及其制备方法 - Google Patents
一种固井用防止第一界面套管腐蚀水泥浆及其制备方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN103059824A CN103059824A CN201310015899XA CN201310015899A CN103059824A CN 103059824 A CN103059824 A CN 103059824A CN 201310015899X A CN201310015899X A CN 201310015899XA CN 201310015899 A CN201310015899 A CN 201310015899A CN 103059824 A CN103059824 A CN 103059824A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- corrosion
- parts
- grout
- well cementation
- preventing
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Pending
Links
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 title claims abstract description 57
- 239000004568 cement Substances 0.000 title claims abstract description 17
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 title claims abstract description 9
- 239000002002 slurry Substances 0.000 title abstract description 4
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 claims abstract description 56
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 38
- 239000013530 defoamer Substances 0.000 claims abstract description 11
- 239000003129 oil well Substances 0.000 claims abstract description 11
- 239000011440 grout Substances 0.000 claims description 26
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 24
- 238000005303 weighing Methods 0.000 claims description 22
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims description 14
- 239000000843 powder Substances 0.000 claims description 14
- 238000003756 stirring Methods 0.000 claims description 14
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 claims description 11
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 10
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims description 7
- KRKNYBCHXYNGOX-UHFFFAOYSA-N citric acid group Chemical group C(CC(O)(C(=O)O)CC(=O)O)(=O)O KRKNYBCHXYNGOX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L barium sulfate Chemical compound [Ba+2].[O-]S([O-])(=O)=O TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 4
- ZCCIPPOKBCJFDN-UHFFFAOYSA-N calcium nitrate Chemical compound [Ca+2].[O-][N+]([O-])=O.[O-][N+]([O-])=O ZCCIPPOKBCJFDN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 4
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 4
- VWDWKYIASSYTQR-UHFFFAOYSA-N sodium nitrate Chemical compound [Na+].[O-][N+]([O-])=O VWDWKYIASSYTQR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- LPXPTNMVRIOKMN-UHFFFAOYSA-M sodium nitrite Chemical compound [Na+].[O-]N=O LPXPTNMVRIOKMN-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 4
- 239000005543 nano-size silicon particle Substances 0.000 claims description 3
- 229910052814 silicon oxide Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims description 3
- IRLPACMLTUPBCL-KQYNXXCUSA-N 5'-adenylyl sulfate Chemical compound C1=NC=2C(N)=NC=NC=2N1[C@@H]1O[C@H](COP(O)(=O)OS(O)(=O)=O)[C@@H](O)[C@H]1O IRLPACMLTUPBCL-KQYNXXCUSA-N 0.000 claims description 2
- KGWDUNBJIMUFAP-KVVVOXFISA-N Ethanolamine Oleate Chemical compound NCCO.CCCCCCCC\C=C/CCCCCCCC(O)=O KGWDUNBJIMUFAP-KVVVOXFISA-N 0.000 claims description 2
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 claims description 2
- -1 amine carboxylic acid Chemical class 0.000 claims description 2
- 239000007859 condensation product Substances 0.000 claims description 2
- 235000013312 flour Nutrition 0.000 claims description 2
- 239000010881 fly ash Substances 0.000 claims description 2
- WSFSSNUMVMOOMR-UHFFFAOYSA-N formaldehyde Substances O=C WSFSSNUMVMOOMR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- NVVZQXQBYZPMLJ-UHFFFAOYSA-N formaldehyde;naphthalene-1-sulfonic acid Chemical compound O=C.C1=CC=C2C(S(=O)(=O)O)=CC=CC2=C1 NVVZQXQBYZPMLJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 125000002485 formyl group Chemical group [H]C(*)=O 0.000 claims description 2
- 239000011521 glass Substances 0.000 claims description 2
- 239000011325 microbead Substances 0.000 claims description 2
- RAFRTSDUWORDLA-UHFFFAOYSA-N phenyl 3-chloropropanoate Chemical compound ClCCC(=O)OC1=CC=CC=C1 RAFRTSDUWORDLA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 229920000570 polyether Polymers 0.000 claims description 2
- 239000012256 powdered iron Substances 0.000 claims description 2
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 claims description 2
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 239000011734 sodium Substances 0.000 claims description 2
- 239000004317 sodium nitrate Substances 0.000 claims description 2
- 235000010344 sodium nitrate Nutrition 0.000 claims description 2
- 229940001516 sodium nitrate Drugs 0.000 claims description 2
- 235000010288 sodium nitrite Nutrition 0.000 claims description 2
- STCOOQWBFONSKY-UHFFFAOYSA-N tributyl phosphate Chemical compound CCCCOP(=O)(OCCCC)OCCCC STCOOQWBFONSKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 229910052710 silicon Inorganic materials 0.000 claims 1
- 239000010703 silicon Substances 0.000 claims 1
- 238000011161 development Methods 0.000 abstract description 2
- 238000005536 corrosion prevention Methods 0.000 abstract 2
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 abstract 1
- 239000002270 dispersing agent Substances 0.000 abstract 1
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 abstract 1
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 abstract 1
- 238000000034 method Methods 0.000 description 17
- 238000000576 coating method Methods 0.000 description 10
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 description 9
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 8
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 8
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 7
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 5
- CSCPPACGZOOCGX-UHFFFAOYSA-N Acetone Chemical compound CC(C)=O CSCPPACGZOOCGX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 230000008569 process Effects 0.000 description 4
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 3
- 230000007812 deficiency Effects 0.000 description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 3
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 3
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 3
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N Nickel Chemical compound [Ni] PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000002421 anti-septic effect Effects 0.000 description 2
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 description 2
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 2
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 2
- 230000002950 deficient Effects 0.000 description 2
- JEIPFZHSYJVQDO-UHFFFAOYSA-N iron(III) oxide Inorganic materials O=[Fe]O[Fe]=O JEIPFZHSYJVQDO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000007774 longterm Effects 0.000 description 2
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 2
- 239000003973 paint Substances 0.000 description 2
- 230000001681 protective effect Effects 0.000 description 2
- 238000006722 reduction reaction Methods 0.000 description 2
- VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N Chromium Chemical compound [Cr] VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004593 Epoxy Substances 0.000 description 1
- ZOKXTWBITQBERF-UHFFFAOYSA-N Molybdenum Chemical compound [Mo] ZOKXTWBITQBERF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000003723 Smelting Methods 0.000 description 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- 230000032683 aging Effects 0.000 description 1
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 230000005587 bubbling Effects 0.000 description 1
- 238000005266 casting Methods 0.000 description 1
- 238000004210 cathodic protection Methods 0.000 description 1
- 229910052804 chromium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011651 chromium Substances 0.000 description 1
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 1
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 1
- 239000012141 concentrate Substances 0.000 description 1
- 238000005238 degreasing Methods 0.000 description 1
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 1
- 238000009792 diffusion process Methods 0.000 description 1
- 239000012153 distilled water Substances 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 238000007667 floating Methods 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 1
- VKYKSIONXSXAKP-UHFFFAOYSA-N hexamethylenetetramine Chemical compound C1N(C2)CN3CN1CN2C3 VKYKSIONXSXAKP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 1
- 238000013332 literature search Methods 0.000 description 1
- WPBNNNQJVZRUHP-UHFFFAOYSA-L manganese(2+);methyl n-[[2-(methoxycarbonylcarbamothioylamino)phenyl]carbamothioyl]carbamate;n-[2-(sulfidocarbothioylamino)ethyl]carbamodithioate Chemical compound [Mn+2].[S-]C(=S)NCCNC([S-])=S.COC(=O)NC(=S)NC1=CC=CC=C1NC(=S)NC(=O)OC WPBNNNQJVZRUHP-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 238000003913 materials processing Methods 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 description 1
- 238000013508 migration Methods 0.000 description 1
- 230000005012 migration Effects 0.000 description 1
- 229910052750 molybdenum Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011733 molybdenum Substances 0.000 description 1
- 229910052759 nickel Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000001590 oxidative effect Effects 0.000 description 1
- 238000011056 performance test Methods 0.000 description 1
- 238000005554 pickling Methods 0.000 description 1
- 230000010287 polarization Effects 0.000 description 1
- 238000005498 polishing Methods 0.000 description 1
- 230000002335 preservative effect Effects 0.000 description 1
- 239000000047 product Substances 0.000 description 1
- 239000011241 protective layer Substances 0.000 description 1
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 1
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 238000010998 test method Methods 0.000 description 1
- 208000016261 weight loss Diseases 0.000 description 1
- 230000004580 weight loss Effects 0.000 description 1
- 238000004804 winding Methods 0.000 description 1
Landscapes
- Preventing Corrosion Or Incrustation Of Metals (AREA)
Abstract
本发明涉及一种固井用防止第一界面套管腐蚀水泥浆及其制备方法，该防止第一界面套管腐蚀水泥浆由以下各组分及重量份数：油井水泥100份，腐蚀阻抗剂0.5-10份，密度调节剂0-200份，稳定剂0-40份，降失水剂2-8份，缓凝剂0-5份，分散剂0.5-3份，消泡剂0-2份，水50-150份。本发明在满足固井所需的各项工程性能前提下，可有效解决油气井固井第一界面套管腐蚀的技术难题，抗腐蚀效率达到92%以上，降低油田开发成本，延长了油气井的使用寿命。
Description
技术领域
本发明涉及用于油气井固井中的防止套管腐蚀水泥浆及其制备方法。
背景技术
在油气井长期生产过程中，固井第一界面的套管受到地层流体和温度的作用，会引起套管钢全面腐蚀和严重的局部腐蚀，使得井筒发生早期腐蚀失效，井筒完整性遭到破坏，导致井口套管压力增加，每年对不合格井进行修补就要花费大量资金，甚至面临油气井停产或废弃，阻碍油气田的和谐与持续发展。到目前为止，防止套管腐蚀的方法主要有如下几种：1、改变套管钢材的成份：通过降低杂质含量或添加一些稀有金属，如锰、钼、铬或镍，提高套管耐腐蚀的能力，用此工艺得到的套管生成成本高，冶炼难度大；2、套管外涂层技术：各种有机和无机涂料在套管防护技术中广泛应用，涂层不与介质发生化学反应，起到隔离套管和腐蚀介质的物理屏障，起到减缓腐蚀的作用，用涂料涂层技术防腐存在涂层与套管结合力低，在套管下入过程中涂层容易被刮伤，导致套管表面裸露，形成严重的局部腐蚀；有机涂层还存在易老化和抗高温能力差等方面的不足，一旦涂层鼓泡也会导致严重的局部腐蚀；3、阴极保护技术：这种方法是指对套管提供负电流，通过阴极极化使其电极电位移至套管金属氧化还原反应时的平衡电位，从而阻止套管腐蚀的方法，它是一种控制金属电化学腐蚀的保护方法，在阴极保护系统构成的电池中，氧化反应集中在阳极上，从而抑制了作为阴极的被保护金属的腐蚀，阴极保护是一种基于电化学腐蚀原理而发展的电化学保护技术，这种方法存在应用难度大和油区环境难管理的问题。目前很多研究是用阴极保护外加涂层技术来保护套管。
经对现有技术的文献检索发现，中国专利名称：一种油田油水井套管外防腐工艺，公开号：CN1786278A，该专利采用防腐涂层和环氧冷缠带和牺牲阳极极化给套管提供保护电流的方法防止套管外腐蚀。由于采用此法存在成本高、实施和管理维护难的不足，仅适用于局部腐蚀严重的井段。
发明内容
本发明的目的在于针对现有技术中存在的不足，提供一种固井用防止第一界面套管腐蚀水泥浆及其制备方法，该水泥浆在满足固井所需的各项工程性能前提下，解决油气井生成过程中套管外腐蚀的技术难题，为油气井长期生产提供保证，克服了以往方法中存在的成本高，工艺复杂，实施困难的问题。本发明所要解决的技术问题还在于提供该防腐水泥浆的制备方法，该方法操作简单，原料成本低，易于形成性能稳定的固井水泥浆。
为达到以上技术目的，本发明是通过以下技术方案实现的。一种固井用防止第一界面套管腐蚀水泥浆，包括以下各组分及重量份数：油井水泥100份，腐蚀阻抗剂0.5-10份，密度调节剂0-200份，稳定剂0-40份，降失水剂2-8份，缓凝剂0-5份，分散剂0.5-3份，消泡剂0-2份，水50-150份。所述腐蚀阻抗剂为固态和液态中的任意一种：固态的为含钙、钠的金属盐与硅氧化物的混合物，如硝酸钙、硝酸钠、亚硝酸钙、亚硝酸钠和纳米氧化硅；液态的为含胺基类有机物和纳米氧化物的混合物，如乙醇胺、烷醇胺、羧酸胺和纳米氧化硅；所述密度调节剂为粉煤灰、中空玻璃微珠、重晶石粉和铁矿粉；所述稳定剂为硅粉或纯度大于95%的无定型二氧化硅；所述降失水剂为羟乙基纤维素或AMPS聚合物；所述缓凝剂为柠檬酸或β-羟基葡萄糖酸钙；所述分散剂为醛酮-甲醛缩聚物或萘磺酸钠甲醛缩合物；所述消泡剂为聚醚类或磷酸三丁酯。以上物质均为市售。
以下对本发明方法作进一步说明：一种固井用防止第一界面套管腐蚀水泥浆制备方法，称取100份油井水泥、密度调节剂0-200份，稳定剂0-40份和分散剂0.5-3份干混为干粉；量取水50-150份，称取降失水剂2-8份，缓凝剂0.5-5份，腐蚀阻抗剂0.5-10份，溶于水中得到水溶液。然后，将水溶液放在专用混合容器中，搅拌器以低速（4000±200转/分钟）转动，并在15秒内加完称取的干粉，盖上搅拌器盖子，并在高速（12000±500转/分钟）下继续搅拌35秒，加入消泡剂0-2份，用木棍轻轻搅动，除去气泡，即制备得到本发明所述固井中的防止套管腐蚀水泥浆。
与现有技术相比，本发明具有如下优点：
（1）本发明固井防止第一界面套管腐蚀的水泥浆起到了封固井眼和防套管腐蚀的作用，在固井注水泥过程同时完成，工艺简单，使得套管表面得到均匀保护，克服了当前套管外涂层防腐技术在下套管时涂层受到磨损的缺陷。
（2）本发明固井用防止套管外腐蚀水泥浆中的腐蚀阻抗剂通过扩散、运移等机制迁移到套管表面形成保护层，有效时间长，不需要维护，抗腐蚀效率高，从而保证了井筒的完整性，为油气田安全生产提供了保障。
（3）本发明固井用防止套管外腐蚀水泥浆，成本较低，普适性较高，腐蚀阻抗剂与其他外加剂配伍性好，水泥浆工程性能稳定，水泥石具有较高的抗压强度，不影响正常的固井作业。
具体实施方式
本发明固井防止第一界面套管腐蚀水泥浆的制备
实施例一：
称取100重量份油井水泥、密度调节剂200重量份，稳定剂40重量份和分散剂3重量份干混为干粉；量取水120重量份，称取降失水剂8重量份，缓凝剂5重量份，腐蚀阻抗剂10重量份，溶于水中得到水溶液。然后，将水溶液放在专用混合容器中，搅拌器以低速（4000±200转/分钟）转动，并在15秒内加完称取的干粉，盖上搅拌器盖子，并在高速（12000±500转/分钟）下继续搅拌35秒，加入消泡剂2重量份，用木棍轻轻搅动，除去气泡，得到本发明所述防止套管外腐蚀水泥浆。
实施例二：
称取100重量份油井水泥、密度调节剂100重量份，稳定剂25重量份和分散剂2重量份干混为干粉；量取水100重量份，称取降失水剂4重量份，缓凝剂3重量份，腐蚀阻抗剂5重量份，溶于水中得到水溶液。然后，将水溶液放在专用混合容器中，搅拌器以低速（4000±200转/分钟）转动，并在15秒内加完称取的干粉，盖上搅拌器盖子，并在高速（12000±500转/分钟）下继续搅拌35秒，加入消泡剂1份，用木棍轻轻搅动，除去气泡，得到本发明所述防止套管外腐蚀水泥浆。
实施例三：
称取100重量份油井水泥、分散剂0.5重量份干混为干粉；量取水50重量份，称取降失水剂2重量份，缓凝剂0.5重量份，腐蚀阻抗剂0.5重量份，溶于水中得到水溶液。然后，将水溶液放在专用混合容器中，搅拌器以低速（4000±200转/分钟）转动，并在15秒内加完称取的干粉，盖上搅拌器盖子，并在高速（12000±500转/分钟）下继续搅拌35秒，加入消泡剂0.2份，用木棍轻轻搅动，除去气泡，得到本发明所述防止套管外腐蚀水泥浆。
实施例四：
称取100重量份油井水泥、密度调节剂100重量份，稳定剂20重量份和分散剂0.5重量份干混为干粉；量取水80重量份，称取降失水剂6重量份，缓凝剂2重量份，腐蚀阻抗剂6重量份，溶于水中得到水溶液。然后，将水溶液放在专用混合容器中，搅拌器以低速（4000±200转/分钟）转动，并在15秒内加完称取的干粉，盖上搅拌器盖子，并在高速（12000±500转/分钟）下继续搅拌35秒，加入消泡剂1份，用木棍轻轻搅动，除去气泡，得到本发明所述防止套管外腐蚀水泥浆。
实施例五：
称取100重量份油井水泥、密度调节剂100重量份，稳定剂15重量份和分散剂3重量份干混为干粉；量取水150重量份，称取降失水剂4重量份，缓凝剂3重量份，腐蚀阻抗剂10重量份，溶于水中得到水溶液。然后，将水溶液放在专用混合容器中，搅拌器以低速（4000±200转/分钟）转动，并在15秒内加完称取的干粉，盖上搅拌器盖子，并在高速（12000±500转/分钟）下继续搅拌35秒，加入消泡剂2份，用木棍轻轻搅动，除去气泡，得到本发明所述防止套管外腐蚀水泥浆。
本发明固井防止第一界面套管腐蚀水泥浆的工程性能及防腐性能测试
实施例六：
按照油井水泥试验方法GB/T19139-2003测试该固井防止第一界面套管腐蚀水泥浆各项工程性能；同时采用失重法评价防腐效果：将常用J-55型套管材料加工成30mm*20*6mm的试件，将试件打磨除锈后、用乙醇或丙酮清洗，在干燥器中放置24小时后称重。将称重后的试件放入Ф50*50mm模具中，用上述实施例的水泥浆浇注成型，并在90℃水浴中养护48小时后取出，将试样放入模拟某一地层的介质、温度和压力的高温高压釜中腐蚀30天，实验结束后将试样取出，敲开试样取出钢材试件，用1:1体积比盐酸掺加0.5wt%乌洛托品酸洗除锈2min，除去表面疏松的腐蚀产物，再用蒸馏水冲洗、丙酮脱脂、冷风吹干，在干燥器中放置24小时后称重，参考石油天然行业标准SY/52731991计算抗腐蚀效率，对实施例1-5得到的水泥浆测试其防腐性能，测试结果见表1。
表1为本发明固井防止第一界面套管腐蚀水泥浆的性能测试结果
从表1可以看出，5个实施例中，各防止套管外腐蚀水泥浆工程性能优越，抗腐蚀效率达92%以上，防腐蚀效果明显。
Claims (9)
1.一种固井用防止第一界面套管腐蚀水泥浆，其特征在于，包括以下各组分及重量份数：油井水泥100份，腐蚀阻抗剂0.5-10份，密度调节剂0-200份，稳定剂0-40份，降失水剂2-8份，缓凝剂0-5份，分散剂0.5-3份，消泡剂0-2份，水50-150份。
2.根据权利要求1所述的固井用防止第一界面套管腐蚀水泥浆，其特征在于，所述腐蚀阻抗剂为固态和液态中的任意一种：固态的为含钙、钠的金属盐与硅的氧化物的混合物，如硝酸钙、硝酸钠、亚硝酸钙、亚硝酸钠和无定型二氧化硅；液态的为含胺基类有机物和纳米氧化物的混合物，如乙醇胺、烷醇胺、羧酸胺和纳米氧化硅。
3.根据权利要求1所述的固井用防止第一界面套管腐蚀水泥浆，其特征在于，所述密度调节剂为粉煤灰、中空玻璃微珠、重晶石粉和铁矿粉。
4.根据权利要求1所述的固井用防止第一界面套管腐蚀水泥浆，其特征在于，所述稳定剂为硅粉或纯度大于95%的无定型二氧化硅。
5.根据权利要求1所述的固井用防止第一界面套管腐蚀水泥浆，其特征在于，所述降失水剂为羟乙基纤维素或AMPS聚合物。
6.根据权利要求1所述的固井用防止第一界面套管腐蚀水泥浆，其特征在于，所述缓凝剂为柠檬酸或β-羟基葡萄糖酸钙。
7.根据权利要求1所述的固井用防止第一界面套管腐蚀水泥浆，其特征在于，所述分散剂为醛酮-甲醛缩聚物或萘磺酸钠甲醛缩合物。
8.根据权利要求1所述的固井用防止第一界面套管腐蚀水泥浆，其特征在于，所述消泡剂为聚醚类或磷酸三丁酯。
9.根据上述权利要求所述的一种固井用防止第一界面套管腐蚀水泥浆的制备方法，其特征在于，称取100份油井水泥、密度调节剂0-200份，稳定剂0-40份和分散剂0.5-3份干混为干粉；量取水50-150份，称取降失水剂2-8份，缓凝剂0.5-5份，腐蚀阻抗剂0.5-10份，溶于水中得到水溶液。然后，将水溶液放在专用混合容器中，搅拌器以低速（4000±200转/分钟）转动，并在15秒内加完称取的干粉，盖上搅拌器盖子，并在高速（12000±500转/分钟）下继续搅拌35秒，加入消泡剂0-2份，用木棍轻轻搅动，除去气泡，即制备得到本发明所述固井中的防止套管腐蚀水泥浆。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201310015899XA CN103059824A (zh) | 2013-01-16 | 2013-01-16 | 一种固井用防止第一界面套管腐蚀水泥浆及其制备方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201310015899XA CN103059824A (zh) | 2013-01-16 | 2013-01-16 | 一种固井用防止第一界面套管腐蚀水泥浆及其制备方法 |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN103059824A true CN103059824A (zh) | 2013-04-24 |
Family
ID=48102733
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN201310015899XA Pending CN103059824A (zh) | 2013-01-16 | 2013-01-16 | 一种固井用防止第一界面套管腐蚀水泥浆及其制备方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN103059824A (zh) |
Cited By (10)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN103361041A (zh) * | 2013-08-09 | 2013-10-23 | 卫辉市化工有限公司 | 一种高密度防气窜固井水泥浆的制备方法 |
| CN103694972A (zh) * | 2013-11-25 | 2014-04-02 | 辽河石油勘探局 | 一种定向钻随钻注浆加固地层用的水泥浆 |
| CN104610949A (zh) * | 2015-02-02 | 2015-05-13 | 中国海洋石油总公司 | 一种过饱和氯化钾固井水泥浆 |
| CN106536445A (zh) * | 2014-11-04 | 2017-03-22 | 株式会社Lg化学 | 包含聚羧酸共聚物、氧化锌颗粒和葡萄糖酸盐的水泥组合物添加剂 |
| CN106520083A (zh) * | 2016-09-30 | 2017-03-22 | 中国石油集团川庆钻探工程有限公司长庆固井公司 | 一种中高温型油井水泥降失水剂及其制备方法 |
| CN106947446A (zh) * | 2017-03-30 | 2017-07-14 | 中国石油集团川庆钻探工程有限公司工程技术研究院 | 一种防腐用低密度固井水泥浆体系及其制备方法 |
| CN106967399A (zh) * | 2016-01-13 | 2017-07-21 | 北京泰利新能源科技发展有限公司 | 低密度高温地热水泥浆的制备工艺及其固井方法 |
| CN107586538A (zh) * | 2017-09-27 | 2018-01-16 | 中石化石油工程技术服务有限公司 | 一种适合小尺寸油管用低摩阻高性能水泥浆体系 |
| CN109256566A (zh) * | 2018-08-28 | 2019-01-22 | 桂林电子科技大学 | 一种微生物电解池阳极用电极棒及其制备方法 |
| WO2020190956A1 (en) * | 2019-03-21 | 2020-09-24 | Baker Hughes Oilfield Operations Llc | Methods of cementing a wellbore |
Citations (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN102585788A (zh) * | 2012-01-20 | 2012-07-18 | 长江大学 | 一种过饱和氯化钠固井水泥浆体系 |
| CN102712548A (zh) * | 2009-12-31 | 2012-10-03 | 卡勒拉公司 | 使用碳酸钙的方法和组合物 |
-
2013
- 2013-01-16 CN CN201310015899XA patent/CN103059824A/zh active Pending
Patent Citations (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN102712548A (zh) * | 2009-12-31 | 2012-10-03 | 卡勒拉公司 | 使用碳酸钙的方法和组合物 |
| CN102585788A (zh) * | 2012-01-20 | 2012-07-18 | 长江大学 | 一种过饱和氯化钠固井水泥浆体系 |
Cited By (14)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN103361041B (zh) * | 2013-08-09 | 2015-10-21 | 卫辉市化工有限公司 | 一种高密度防气窜固井水泥浆的制备方法 |
| CN103361041A (zh) * | 2013-08-09 | 2013-10-23 | 卫辉市化工有限公司 | 一种高密度防气窜固井水泥浆的制备方法 |
| CN103694972A (zh) * | 2013-11-25 | 2014-04-02 | 辽河石油勘探局 | 一种定向钻随钻注浆加固地层用的水泥浆 |
| CN103694972B (zh) * | 2013-11-25 | 2015-12-30 | 辽河石油勘探局 | 一种定向钻随钻注浆加固地层用的水泥浆 |
| CN106536445A (zh) * | 2014-11-04 | 2017-03-22 | 株式会社Lg化学 | 包含聚羧酸共聚物、氧化锌颗粒和葡萄糖酸盐的水泥组合物添加剂 |
| CN104610949A (zh) * | 2015-02-02 | 2015-05-13 | 中国海洋石油总公司 | 一种过饱和氯化钾固井水泥浆 |
| CN106967399A (zh) * | 2016-01-13 | 2017-07-21 | 北京泰利新能源科技发展有限公司 | 低密度高温地热水泥浆的制备工艺及其固井方法 |
| CN106520083A (zh) * | 2016-09-30 | 2017-03-22 | 中国石油集团川庆钻探工程有限公司长庆固井公司 | 一种中高温型油井水泥降失水剂及其制备方法 |
| CN106947446A (zh) * | 2017-03-30 | 2017-07-14 | 中国石油集团川庆钻探工程有限公司工程技术研究院 | 一种防腐用低密度固井水泥浆体系及其制备方法 |
| CN107586538A (zh) * | 2017-09-27 | 2018-01-16 | 中石化石油工程技术服务有限公司 | 一种适合小尺寸油管用低摩阻高性能水泥浆体系 |
| CN109256566A (zh) * | 2018-08-28 | 2019-01-22 | 桂林电子科技大学 | 一种微生物电解池阳极用电极棒及其制备方法 |
| CN109256566B (zh) * | 2018-08-28 | 2021-03-26 | 桂林电子科技大学 | 一种微生物电解池阳极用电极棒及其制备方法 |
| WO2020190956A1 (en) * | 2019-03-21 | 2020-09-24 | Baker Hughes Oilfield Operations Llc | Methods of cementing a wellbore |
| US11597863B2 (en) | 2019-03-21 | 2023-03-07 | Baker Hughes Oilfield Operations Llc | Methods of cementing a wellbore |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN103059824A (zh) | 一种固井用防止第一界面套管腐蚀水泥浆及其制备方法 | |
| CN100509679C (zh) | 一种高性能水泥基无收缩防腐蚀灌浆剂 | |
| CN104276777B (zh) | 一种氯离子固化剂 | |
| CN104478286B (zh) | 一种复合型混凝土防腐阻锈剂 | |
| CN104291757B (zh) | 一种适用于腐蚀环境下的免蒸压phc管桩 | |
| CN101759390B (zh) | 一种有机钢筋混凝土阻锈剂 | |
| CN102965090B (zh) | 一种缓蚀剂组合物 | |
| WO2021082105A1 (zh) | 一种海工掺合料 | |
| CN102503237A (zh) | 一种新型钢筋阻锈剂的制备方法 | |
| CN104556819B (zh) | 一种海工混凝土抗腐蚀剂 | |
| CN103172290B (zh) | 一种环保型钢筋阻锈剂 | |
| CN104831328A (zh) | 一种铝合金阳极氧化膜复合封孔处理方法 | |
| CN110117424A (zh) | 一种粉煤灰地聚合物钢结构无收缩防腐涂料 | |
| WO2018119973A1 (zh) | 一种盐酸酸洗缓蚀剂及其制备方法 | |
| CN103626418A (zh) | 一种迁移性复合钢筋阻锈剂及其制备方法和应用 | |
| CN111592258A (zh) | 一种海工混凝土强化材料及其制备方法和应用 | |
| CN104591675B (zh) | 一种防腐混凝土 | |
| CN101786823A (zh) | 一种钢筋混凝土复合缓蚀剂及其制备方法 | |
| CN107265909A (zh) | 一种复合型硅酸钠/三羟甲基氨基甲烷钢筋混凝土阻锈剂及其应用 | |
| CN111072308B (zh) | 一种混凝土防腐蚀剂及其制备方法 | |
| CN104692702A (zh) | 一种高性能钢筋阻锈剂 | |
| CN103741707B (zh) | 盐渍土地区特高压输电线路的大开挖防腐基础及制备方法 | |
| CN106007441A (zh) | 一种低掺量环保型钢筋阻锈剂 | |
| CN112939546A (zh) | 一种水滑石基水泥浆钢筋表面靶向防护材料及其制备方法 | |
| CN107352829A (zh) | 一种阻锈组合物及复合型阻锈剂、复合型阻锈剂的制备方法和应用 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| C06 | Publication | ||
| PB01 | Publication | ||
| C10 | Entry into substantive examination | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| C02 | Deemed withdrawal of patent application after publication (patent law 2001) | ||
| WD01 | Invention patent application deemed withdrawn after publication |
Application publication date: 20130424 |