松科2井超高温水泥浆固井技术

2018-06-13李韶利宋韶光

钻井液与完井液 2018年2期

李韶利，　宋韶光

（中石化中原石油工程有限公司固井公司，河南濮阳457000）

松科2井设计井深为6 400 m，是迄今为止中国最深的大陆科学探井，也是国际上在沉积岩环境中实施最深的大陆科学探井。与国内外已竣工的各类深部科学钻井工程相比，其工程固井实施存在的难点为施钻区域大于4 000 m井深时平均地温梯度达3.9 ℃，该井6 000 m以深的井温将超过230℃，完钻之前可能超过260 ℃（距该井6 000 m处的古龙一井于井深6 300 m营城组完井时的井温即达226 ℃），井温环境要求固井技术上有大的突破。水泥浆超高温下稳定性不易保证，水泥浆“热稀释”现象严重，表现为水泥浆失水量大、稳定性差、析水量大，而且水泥石超过110 ℃易发生衰减，上部水泥浆强度发展缓慢等；尾管固井，环空间隙小，要满足安全提取钻具的需要，要求水泥浆在提钻时间内保持良好的性能，因此超高温水泥浆设计是一大技术难题[1]。中原固井研究人员通过对超高温缓凝剂和降失水剂的研究，优化石英砂细度及比例，加入纤维增韧防窜材料，设计了耐260 ℃（井底静止温度）的超高温水泥浆体系，通过评价其在松科2井四开尾管中的应用，水泥浆各项性能均满足松科2井固井要求，创下超高温固井新记录。

1　超高温水泥浆设计

1.1　超高温缓凝剂及降失水剂的优选

根据资料研究[2-10]，采用“四元”共聚抗高温降失水剂和三元共聚复合膦酸盐类缓凝剂，提高耐温稳定性，避免了“热稀释”现象带来的风险。

优选2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸（AMPS）、丙烯酸（AA）、丙烯酰胺（AM）和N-乙烯基吡咯烷酮（NVP）合成的四元共聚物降失水剂JSJ-Ⅱ。N-乙烯基吡咯烷酮（NVP），分子结构中的内酰胺基极性较大，具有亲水和亲核性基团的能力，而其分子环上及形成的聚合物长链中，又具有非极性的亚甲基和次亚甲基，使其具一定的疏水性，因此含有NVP单体的聚合物具有部分疏水缔合聚合物的特性。该四元聚合物降失水剂的分解温度为370 ℃左右，比一般的聚合物降失水剂要高，主要是因为在高分子链上引入了刚性的磺酸基和内酰胺基，提高了分子链的刚性，分子链的内旋转位阻增大，使得分子链的热运动困难，从而提高了聚合物的耐温性能。

优选的缓凝剂是由2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸（AMPS）、富马酸（FA）和衣康酸（IA）三元共聚物PAC与乙二胺四亚甲基膦酸钠（EDP）复配的一种抗高温缓凝剂HNJ-Ⅱ。该缓凝剂抗温达180 ℃，与降失水剂配合，抗温可达250 ℃，对水泥浆有一定的分散作用，加量在0.8%～2.0%时对抗压强度无不良影响，30～180 ℃下加量呈线性关系，温度在140～180 ℃范围内，稠化时间变化很小，在此温度区间内性能稳定。

1.2　硅砂的优选

选择合理的硅砂细度及加量，使硅钙比接近于1，以防止水泥石后期强度的衰退。普通硅酸盐油井水泥在大于110 ℃的高温下，强度骤然下降，水泥石渗透率急剧增大，为防止水泥石高温强度衰退，必须在水泥中添加高温稳定剂——硅砂（SiO2）。当水泥中加入SiO2后，SiO2一方面吸收水泥水化时析出的Ca（OH）2，降低液相中的Ca2+浓度，打破了C2SH2或C2SH（A）等高钙水化硅酸盐的水化平衡，同时与水泥中的α-C2SH起反应，生成一种低硅钙酸盐——托勃莫来石（C5S6H）和硬硅钙石（C6S6H），这2种单体的强度可达到32 MPa以上，因此提高了硅酸盐水泥在高温下的强度和热稳定性。硅砂（石英砂）是高含SiO2材料，所以提高了整个混合物中的硅和钙的物质的量的比，使物质的量的比更接近于1，这样有利于阻止高温非渗透水泥浆渗透率下降，内部结构更加密实，提高了水泥石抗压强度，防止了水泥石后期强度的衰退。

为保持水泥浆的稳定性，提高水泥石的致密度，根据颗粒匹配及紧密堆积原理，对硅砂的粒径和加量进行筛选，结果见表1。根据表1粒径组合实验确定了硅粉粒径组合为30% 80目（0.180 mm）+30% 120 目（0.125 mm）+37% 200 目（0.076 mm）+3% 270目（0.056 mm）。

根据表2硅砂不同加量下水泥石的强度实验，可以看出，60%硅砂加量基础强度值低于14 MPa，加量为40%、50%硅砂的水泥石均无强度衰退，且加量50%时强度增加的更多，由此确定硅砂的最佳加量为50%。

表1　硅砂粒径组合的优选

表2　硅砂不同加量下水泥石强度实验

1.3　优选弹塑剂

固井水泥石是一种先天带有一定缺陷和微裂缝的脆性材料，在射孔、高温高压注气、注水、酸化压裂等过程中会受到损伤，引起胶结面破坏或使水泥环产生径向破裂，地下流体对套管和水泥环的腐蚀加剧，套损率上升，引起油气井产量大幅度降低。为了提高水泥环的弹韧性，降低水泥环的脆性，通过在水泥浆中添加适当的增韧材料，来提高水泥石的性能。弹塑性材料颗粒充填于水泥石内部的孔隙中，与水泥的结晶体形成能够束缚微裂缝产生和发展、吸收应变能的变形结构中心，弹性材料产生的柔性膨胀补充水泥石体积收缩，改善水泥石的脆性，提高水泥石的变形能力。对普通水泥石和弹韧水泥石进行了三轴应力实验，结果见图1。

优选的新型弹韧性材料TR-G，由颗粒和纤维共同组成，改变了纤维单一材料塑性扩展区大的缺陷，提高水泥石的弹韧性；同时该弹塑剂可使纤维表面粗糙，提高与水泥石的摩擦力；亲和性强，提高了与水泥石的黏结力，而且在水泥浆中分散性好，不易结团。水泥石在大型压裂作用下不发生破裂，保持了水泥环的完整性，减少气窜发生。经测试，在70 MPa下弹韧水泥石的变形量大于φ177.8 mm套管的变形量。

图1　水泥石三轴应力实验（围压为30 MPa，温度为90 ℃）

2　超高密度水泥浆性能评价

通过优选抗高温外加剂材料，经过实验，研究出了抗180～240 ℃的超高温水泥浆体系，即G级油井水泥+ 50%砂+（7%～10%）降失水剂JSJ-Ⅱ+ （3.0%～7.0%）缓凝剂HNJ-Ⅱ+（2.0%～3.0%）弹性剂TR-G，对其基本性能进行了评价。

2.1　水泥浆性能

2.1.1沉降稳定性

配制超高温水泥浆，在增压稠化仪中分别在180、 210、 240 ℃及 90 MPa下养护 1 h后，拆出倒入500 mL量筒，静置2 h，测水泥浆上中下密度差，实验结果见表3。实验结果表明，超高温水泥浆体密度差不大于0.03 g/cm3，浆体稳定性好。

表3　超高温水泥浆沉降稳定性实验

2.1.2稠化性、失水量及流变性

实验测定了超高温水泥浆的基本性能，结果见表4。由表4可以看出，该水泥浆可抗240 ℃高温，浆体流动性好，稠化时间可调，具有直角稠化的特点，其失水量可控制在100 mL之内。实验水泥浆配方如下。

1#G级油井水泥+7%降失水剂JSJ-Ⅱ+50%砂+ 3.0% 缓凝剂HNJ-Ⅱ+2.0%TR-G

2#1#+3%JSJ-Ⅱ+2.5%HNJ-Ⅱ+0.5%TR-G

3#2#+1.5%HNJ-Ⅱ

表4　超高温水泥浆基本性能

2.2　水泥石强度性能

根据松科2井固井设计要求，评价了顶部160℃和180 ℃及底部静止温度260 ℃的抗压强度。

表5　超高温水泥石强度实验

由表5可知，该超高温水泥浆体系形成的水泥石饱满无收缩，压裂过程中保持了模块的完整性，有一定的韧性，最大的特点是强度高，超高温下后期强度无衰退，48 h强度大于14 MPa，21 d强度大于30 MPa。

3　固井工艺及技术措施

松科2井四开设计井深为5 800 m，φ177.8 mm套管下入深度为5 798 m，采用尾管悬挂方式固井，尾管悬挂于井深4 370 m处，采用尾管固井工艺，具有井深、尾管悬挂段长、环空间隙小，套管扶正居中困难，水泥浆在环空容易发生偏流，造成混浆带窜槽，井底液柱压力高，下套管及固井过程中漏失风险大。深井尾管悬挂固井，施工工艺流程相对复杂，对固井工具、附件的抗高温和安全可靠性能要求高，井底温度高，对水泥浆的抗高温、高压等性能要求高，封固段内水泥浆顶、底温差大，顶部水泥浆凝结时间长等难点。为确保本次固井施工成功，制定了以下技术措施。

1）所有入井的套管工具、附件必须满足抗温260 ℃以上的要求，浮鞋采用带侧循环孔的加长浮鞋，浮鞋上部使用2个弹浮式浮箍，生产厂家要在地面进行浮力装置的模拟实验，确保浮力设备关闭可靠。

2）悬挂器位置为井深4 369.13～4 374.17 m，固井采用密度为1.90 g/cm3的双凝抗高温水泥浆体系，双凝界面5 200 m，水泥浆返至井深4 269.13 m，悬挂器上部留水泥塞100 m。

3）为保证套管下到设计井深，测完井后采用本次完钻时钻具结构加双扶正器通井（通井钻具的刚性不低于套管的刚性)，对起钻遇阻、卡井段做短程起下钻和划眼，确保井眼畅通，对下入悬挂器处150 m进行刮壁作业，通井到底后大排量（排量不能低于钻进时最大排量）循环钻井液，确保井底无沉砂后，裸眼段打封闭液全封，为套管顺利地下入做好准备，对封闭液做抗老化实验。

4）下套管灌浆要求根根灌浆，每10根套管灌满浆1次，钻杆每5柱灌满1次，灌满后才能继续进行作业，下完全部套管后直接接上循环短接进行循环1周，破坏钻井液结构，当接上悬挂器后要锁死转盘，防止倒扣。下入下部附件时，与附件相联接的套管要涂强力密封胶，其他套管丝扣要涂好螺纹密封脂。

5）固井时采用高效耐高温冲洗隔离液，有效冲洗固井界面，隔离钻井液与水泥浆，提高浆体的顶替效率。

6）为防止井漏，要求做好以下4个方面： ①下尾管前对漏失井段进行堵漏，做好地层承压实验（井口加压为14.2 MPa），全井当量钻井液密度为1.54 g/cm3，上层套管鞋当量密度为1.61 g/cm3，与施工结束后环空当量密度相差0.16 g/cm3，如果压力无法稳住，则从井底向上进行分段加压实验，查找漏点，在钻井液中加入堵漏剂，进行分段循环堵漏； ②严格控制套管下放速度，下放速度控制在0.46 m/s保持匀速下放，禁止猛提猛放，防止引起压力激荡压漏地层，并在返出口安排专人观察返浆情况；③套管下完后先单凡尔小排量顶通，将井底钻井液循环至上层套管后，再根据现场泵压及井下情况逐步增大循环排量至正常排量（15～25 L/s），循环洗井2周，泵压无异常，振动筛处无明显岩屑，固井前调整好钻井液的性能；④根据现场实际情况，适当降低钻井液的黏度和切力；优选注灰排量和替浆排量，理论上返速度为0.8～1.0 m/s，现场根据环空返浆的情况及施工压力的变化，随时做出合理地调整。

7）地层压漏校核。冲洗液和隔离液各占环空高度400 m（在上层套管内共占630 m），对井深5 600 m处进行压漏校核，模拟顶替压力，井底环空压耗按6.0 MPa计算。

悬挂器下深为4 369.13 m，水泥浆返至井深4 269.13 m，4 270～5 912 m井段的水泥浆密度为1.90 g/cm3。计算当量密度如下。

ρ当=[600+630×1.05+（5600-4269.13）× 1.90+（4269.13-630）×1.34]÷5600=1.54 g/cm3

因此要求井口破试压力达到14.2 MPa，才能保证固井过程中井底不发生漏失。

此时上层套管鞋处钻井液当量密度为1.54+14.2/4269.13=1.61 g/cm3。

8）为了降低施工时的替浆压力，保证施工安全，同时防止浮箍浮鞋失效导致水泥浆倒返回尾管，要求井队准备密度为1.90 g/cm3的加重顶替液35 m3，保证入井24 m3（套管内体积为27.45 m3）。

9）替浆大小胶塞重合时降低替浆排量，前后4 m3要根据厂家要求降低排量，以确保大小胶塞重合。

10）替浆采用流量计、钻井液罐液面人工计量、累计泵冲3方面共同计量，确保替浆到位，若替浆量到位后仍不碰压可以允许比理论计算替量附加1 m3后停止替浆，不强行碰压。

11）固井施工结束后迅速起出钻具4柱，以25～30 L/s的排量循环洗出多余水泥浆。然后再循环洗井6 h以上，补充水泥浆失重减少的压力，保证水泥浆封固质量，然后起钻至井口候凝，起钻过程中做到边起边灌，确保井筒灌满钻井液（如果地层有后效，循环结束后，再起10柱钻具，现场根据实际情况加回压）。

12）候凝大于72 h后（最终根据实验情况而定），方可钻开尾管悬挂器处水泥塞，测声幅前不得改变井内介质密度，禁止进行套管试压等作业，起钻完后及时灌满钻井液，等待测声幅。

13）固井前做好水泥浆化验及水泥浆混浆实验，现场做好水泥浆复试实验后方可进行下套管作业。

14）为保证套管居中度，裸眼井段加1只弹性扶正器/2根套管，套管重叠段加1只弹性扶正器/3根套管，悬挂器附近3根套管1只刚性扶正器/1根套管。

4　现场应用

根据设计，松科2井四开设计井深为5 800 m，底部静止温度为260 ℃，循环温度为210 ℃，实验压力90 MPa。要求水泥浆在超高温下有良好的稳定性、相容性，稠化时间可调，强度不衰退等特性，为了保证套管串安全，特别要求在140 min时停机40 min，水泥浆性能仍能满足施工要求。表6为松科2井四开尾管超高温水泥浆性能实验，表7为混浆性能实验。水泥浆配方如下。

领浆G级油井水泥+50%砂+10%JSJ-Ⅱ+5.0% HNJ-Ⅱ+2.5%TR-G

尾浆G级油井水泥+50%砂+10%JSJ-Ⅱ+4.2% HNJ-Ⅱ+2.5%TR-G