川东三高气井固井水泥浆设计应注意的问题以及现场应用效果＊

焦少卿 管红滨 郭小阳 房志毅 樊凌云

(1.中国石化西南油气分公司工程监督中心 2.“油气藏地质及开发工程”国家重点实验室·西南石油大学3.长城钻探国际钻修井公司 4.中国石化西北油田分公司完井测试中心)

川东三高气井固井水泥浆设计应注意的问题以及现场应用效果＊

焦少卿1管红滨1郭小阳2房志毅3樊凌云4

(1.中国石化西南油气分公司工程监督中心 2.“油气藏地质及开发工程”国家重点实验室·西南石油大学3.长城钻探国际钻修井公司 4.中国石化西北油田分公司完井测试中心)

川东高含硫气层具有高温、高压、压力窗口窄、高低压共存、气水同层、裂缝发育等特点,固井水泥浆设计难度大。固井期间经常又漏又喷,层内、层间窜通,水泥浆返高不够,导致固井后期出现窜槽、微间隙,形成长期窜流通道;同时高温、高压、高含硫使水泥石和套管受到腐蚀,影响水泥环的完整性及正常钻井和开发,给实施增产措施带来难以补救的困难。针对高温、高压、高含硫天然气井固井设计水泥浆时应注意的问题,对水泥性能、监控混灰、复核实验等进行了合理设计,包括平衡压力设计、材料选择、干混监控、组织协调等以及吸取 ××井水泥浆设计的教训,为类似的固井作业水泥浆设计提供了有效的借鉴。图 2表 3参 5

高温高压 高含硫天然气井 水泥浆设计 固井 窜流 监控混灰

1 前言

近年来,随着石油工业的迅速发展,高温、高压和高含硫天然气井的勘探与开发给钻井提出了挑战,而固井又是连接钻井和开发的关键环节,其成败直接影响单井产出,因而对固井的各个环节都要仔细考虑、严格把关。

2 高温、高压、高含硫气井设计水泥浆时应注意的问题

类似川东北裂缝性高温、高压、高含硫气井固井,水泥浆性能试验除了按照《GB/T19139油井水泥试验方法》执行外,还应该注意以下几点,否则可能引起作业失败。

2.1 防气窜设计原则

在平衡压力固井前提下,根据水泥浆失重机理设计合理的浆柱组合和施工参数,尽量延缓液态水泥浆胶凝速度,延长非胶凝时间;候凝过程中缩短水泥浆柱的失重时间,特别是胶凝态过渡期,加快过渡期胶凝强度的发展,减少因水泥浆失重后造成环空液柱压力下降引起地层流体窜流,在设计中应同时考虑由于胶凝引起的失重、体积收缩引起的失重以及桥堵引起失重所造成的气窜。以下重点介绍固井工程中容易被忽视的几个细节问题:材料选择、干混监控、组织协调。

2.2 材料选择

高温、高压和高含硫天然气井固井材料选择遵循的原则:

(1)使用高抗硫酸盐型 G级或 H级油井水泥。G级和 H级水泥成分完全一样,只是两者的粗细程度不同,所配置水泥浆的悬浮稳定性和流动能力不同。

(2)产层固井水泥中加入一定比例的微细材料,选用减轻剂、加重剂等外掺料时要充分考虑其粒径与水泥颗粒的粒径级配,提高水泥石的致密性,在不影响水泥浆综合性能的前提下降低水泥石渗透率。

(3)窄压力窗口漏失层,宜采用高强低密度防漏水泥浆体系,要求外掺减轻剂、堵漏纤维的技术指标满足施工要求,同时水泥石质量需满足致密性、冲击韧性、抗腐蚀、耐久性等性能要求。

(4)根据固井水泥浆设计选用合乎要求的水泥浆外加剂体系,降失水剂高效降失水提高有效粘度并增加触变性,有效地封堵孔隙、增大气体运移阻力;缓凝剂有效延长非胶凝时间,保证作业安全。

(5)井底静止温度大于 110℃时,应在水泥中加入至少 35%的晶态二氧化硅以增加高温下水泥石长期稳定性。井底静止温度大于 110℃时水泥石强度衰退,进而导致渗透率增加,使得水泥石强度在所处的环境下变得更容易减退。因此,高温井注水泥作业要特别重视长期的套管支撑和层间分隔。

2.3 干混监控

(1)干灰混合之前使用灰库材料对实验室配方进行复核 (主要是稠化时间、密度和强度),确保所用水泥、外掺料、外加剂和混合水等与现场作业要求的材料完全一致;

(2)设计循环温度大于 90℃的深井所使用的水泥性能一致,以免由于水泥性能不稳定导致作业失败,单井必须采用同牌号、同产地、同批号水泥;

(3)混灰完成后进行小样多点复核水泥浆性能,保证混配均匀;

(4)固井作业前在现场复查大样的稠化时间,满足施工设计要求。

2.4 组织协调

各个相关部门之间沟通协调与合作配合,充分发挥组织和个人的力量;上级提前通知设计方,保证有足够的库存水泥等材料和足够的时间设计合理的配方。

3 现场实例

3.1 ××井的基本概况

××井的地理位置为四川宣汉县桃花乡文凤村4社,所处构造位置为七里北构造南段高点较高部位,属于典型的三高 (高温、高压和高含硫)气井。设计井深 6250m,固井井深 4732m,静止温度为115℃,循环温度 100℃。分级箍位置井深 2100m处,静止温度为 60℃,第二级固井水泥试验温度取50℃。固井难点:温差大,存在漏层和多个高压气层,固井水泥浆用量大,飞仙关气层中硫化氢气体对水泥石腐蚀严重。

3.2 实验评价

(1)实验材料

嘉华 G级水泥 G、嘉华固井增强剂 GZ、四川江油德园漂珠 PZ、四川峨眉托阳微硅WG、重庆永川渝西石英砂 SS、稀释剂 SJ、降失水剂 HS-J、高温缓凝剂HJ、降失水剂 LJ-2、消泡剂 XJ、××井现场水样。

(2)防气窜水泥浆设计思路

遵循平衡压力固井原理和颗粒级配原理[4][5],设计防窜三凝直角稠化水泥浆体系。自上而下,缓凝水泥浆体系设计加入了油井水泥增强剂和微硅,密度高于当量地层压力,目的在于提高水泥石的强度,解决大温差水泥浆低温段强度低的问题,有效封盖气体的上窜。缓凝低密度水泥浆设计使用漂珠和微硅,由于微硅的平均粒径远比水泥和漂珠小 (微硅平均粒径约为 15μm,G级水泥约为 48μm,漂珠约为 250μm),能够充填漂珠和水泥颗粒之间的空隙,增加水泥浆固体含量和水泥石的强度,降低水泥浆的失水量和水泥石的渗透率,同时减缓套管和水泥环腐蚀。产层固井设计使用常规密度快干直角稠化抗温防窜水泥浆体系,其中加入了石英砂和微硅,一方面过平衡压力控制产层气窜,另一方面增加其强度和抗高温强度衰退。

3.3 实验室水泥浆设计及应用效果分析

根据上面的思路,设计出缓凝常规密度、缓凝低密度、快干常规密度抗温防窜三套体系,各种性能都达到高温、高压、高含硫气井固井的要求,其中防气窜能力良好,均为直角稠化且初稠较低 (表 1),稠化曲线见图 1、图 2、图 3。

配方1:G:GZ:WG(90:5:5)+0.5%SJ+0.7%LJ-2+0.8%HS-J+0.4%HJ+0.01%XJ+0.48W/S;

配方2:G:PZ:WG(70:20:10)+0.8%SJ+1%LJ-2+0.65%HS-J+0.01%XJ+0.58W/S;

配方3:G:SS:WG(100:30:5)+0.3%SJ+1.2%HS-J+0.1%HJ+0.01%XJ+0.42W/S。

由于第一次混灰时材料批号和实验室设计材料不一致 (表 2),混灰罐和运输车没有清理干净等原因导致 3个配方稠化时间均大大减少,其中配方 1和配方 3密度与设计误差大,现场取样观察可知快干常规密度防窜灰样中混有漂珠,确定为混灰过程误加漂珠或者是混灰罐中残存大量的漂珠。经研究决定,第一次混灰全部作废,按照实验室设计重新混灰,并严格监控每一个环节进行第二次混灰。

表1 实验室设计水泥浆性能参数(90℃)

图1 水泥浆 (配方 1)稠化曲线 (TT=357min)

图2 水泥浆 (配方 2)稠化曲线 (TT=223min)

图3 水泥浆 (配方 3)稠化曲线 (TT=170min)

第二次混灰使用与实验室设计同一批号的材料,水泥浆小样性能复核实验和实验室设计结果相当吻合 (表 3),固井质量合格率 90%以上、优质率高达 77.3%,较同区块其它井固井质量明显提高(同区块井大多数井固井优质率 40%左右,不同程度的存在气窜,严重的井口带压)。

表3 第二次水泥浆性能参数 (90℃)

此次失败带来了重大的经济损失,同时给固井作业敲响了警钟,让我们意识到成功固井作业除了需要合理的设计外,更重要的是严格控制每一个细节 (材料、混灰、组织协调等),任何一个环节出问题都可能导致前功尽弃,造成严重的后果。

4 结论与建议

(1)高温、高压、高含硫气井固井水泥浆设计需要准确的现场井底静止温度、循环温度、压力等参数,为设计合理的水泥浆配方提供科学的依据。同时,必须保证实验室设计材料与现场使用材料完全一致,严格监控混灰,并提高组织协调能力。并须按照相关标准认真准备,严格执行,否则可能引起作业失败。

(2)试验井固井质量合格率 90%以上、优质率高达 77.3%,固井质量较该区块其它井明显提高,无气窜迹象。

(3)固井是一项系统工程,影响固井质量的因素多且复杂,单一依靠固井作业提高固井质量是不可行的,必须优化钻井和固井的各个环节才能达到最佳效果。

1 郭小阳,张玉隆,刘硕琼,等 .低压易漏长裸眼注水泥工艺研究[J].天然气工业 .1998.9,18(5):40-44.

2 中国石油勘探与生产分公司工程技术与监督处 .钻井监督 (下册)[M].北京:石油工业出版社,2005.

3 刘崇建,黄柏宗,徐同台 .油气井注水泥理论与应用[M].北京:石油工业出版社,2001.

4 刘乃震,王廷瑞,刘孝良 .水泥浆防气窜性能设计及合理的浆体组成研究[J].天然气工业 .2002.22(3):49-50.

5 周明芳,倪红坚 .颗粒级配增强低密度油井水泥的实验研究[J].钻采工艺,2006.29(6):104-106.

CEM ENTING SLURRY DESIGN FOR HT/HP AND HIGH H2S CONTENT GASW ELLS

J IAO Shaoqing1,GUAN Hongbin1,GUO Xiaoyang2,FANG Zhiyi3and FAN Lingyun4(1.Engi
neering Supervision Center,Sinopec SouthwestOil&GasCompany;2.State KeyLaboratoryofOil and GasReservoir Geology and Exploitation,Southwest Petroleum University;3.Well Services International Company,CNPC GreatwallDrilling Company;4.Completion Testing Center,Sinopec Northwest Company).

HT/HP and high H2S content gaswells,similarwith one in eastern Sichuan Basin,are featured by narrow pres-sure window,coexistence of high and low pressure,gas/water in same layer and developed fractures.So it's difficult to design cementing slurry.During cementing some problems such as lost circulation and blowout,in-layer and interlayer crossflow,lower cement top may happen usually,resulting in channeling,micro-gap,and crossflow path in later cementing.Moreover,cement stone and casing are corroded by HT/HP and high H2S content.It can bring negative effectson the integrity of cement sheath,drilling development and stimulation.Aiming atproblems of cementing slurry designed for such kind of gaswells,this study designs the property of cement,solid chemical,fluid and compound monitoring,rechecking experiment etc.,including balanced-pressure design,chemicals selection,and organization coordination.Some design experiences from one well have been summarized.It can provide guidance for new design.

HT/HP,high H2S content gaswell,slurry design,cementing,crossflow,solid chemical,fluid and compound monitoring

＊此论文属四川省应用基础研究项目部份内容,项目编号:2007JY029-136。

焦少卿,男,1982出生,西南石油大学油气井工程硕士研究生毕业,从事油气井固井水泥浆体系设计、固井工作液、固井材料研究以及钻井监督工作。地址:(618000)四川省德阳市龙泉山南路二段 221号天韵休闲酒店中石化西南油气分公司工程监督中心钻井监督所。电话:15983830051,13882211190。E-mail:j.s.q0207@163.com

NATURALGAS EXPLORAT ION&DEVELOPMENT.v.33,no.2,pp.60-63,4/25/2010

(修改回稿日期 2009-06-19 编辑 文敏)