水泥式附件在塔河油田的改进与应用

2019-07-11路飞飞赫英状

钻采工艺 2019年3期

路飞飞，李斐，赫英状

(中石化西北油田分公司石油工程技术研究院)

塔河油田碳酸盐岩储层埋藏深，多为深井、超深井(6 000～7 000 m)，为满足固井需求必须使用铝合金附件，但附件扫塞时间长，不利于降低钻井周期。为实现降本增效，决定对常规水泥式固井附件进行改进，替代铝合金附件，缩短扫塞时间。目前，塔河油田已开始大规模应用改进型水泥式附件，为实现在分公司的全面推广提供技术支撑。

一、问题分析

塔河油田深井、超深井多采用三级、四级或五级井身结构，为防止附件在固井施工中发生异常，全井使用铝合金固井附件[1]。但是铝合金附件硬度大，PDC钻头无法扫净，中完作业必须更换牙轮钻头，由此带来以下影响：

(1)牙轮钻头扫除固井附件，机械钻速低，扫塞时间长，降低钻井时效。

(2)单独更换牙轮钻头必须进行一趟起下钻作业，影响钻井周期。

(3)随井深增加，井身结构复杂化，钻井开次越多，扫塞给钻井周期带来的影响越大。

针对此问题，对比铝合金式和水泥式两种附件特点：①铝合金式附件加工周期短，但钻塞时间长(1～2 h/只)；②水泥式附件钻塞时间短(≤0.5 h/只)，但水泥强度发展缓慢，加工周期长。由于水泥式附件的扫塞优势，且井较浅，东部油田已广泛使用[2-3]，而塔河油田井较深，受水泥式附件质量影响而无法使用。因此，对水泥浆配方进行改进，以满足深井、超深井固井要求。

二、水泥式附件性能改进

1. 水泥式附件存在问题

为保证施工安全，塔河油田固井附件必须全部进行反向承压检测[4]。前期水泥式附件Ø508～Ø127 mm尺寸范围内，反向承压能力已达到行业标准SYT 5618-2009的最高等级(III级)[3-6]，但仍存在以下几个问题：

(1)塔河油田深井、超深井温度150℃～180℃，水泥石高温下强度衰退，附件抗温能力无法满足固井要求。

(2)使用早强微膨胀抗渗混凝土浇筑，附件渗透率仍然较高(>0.3 mD)，稳压期间会出现渗漏问题，清水试压合格率较低。

(3)混凝土浇筑的“出汗”现象，也会增加渗透率，降低附件致密性和抗压强度。

2. 水泥浆配方改进

(1)选择80目和120～180目硅粉复合[7-10]，既降低加砂粒度，增加吸水能力，又防止高温下水泥石强度衰退。

(2)掺入二级粉煤灰[11]，增加需水率，吸收多余水分。

(3)对固相颗粒进行粒度级配，增加水泥石致密性，并保证浇筑件性能均匀。

(4)加入纳米液硅，它是平均颗粒粒径为0.16 μm的悬浊液，不仅有充填作用，降低渗透率，还参与水泥水化反应，增强水泥石强度。

将改进配方在180 ℃×常压条件下养护后，测试水泥石力学性能明显改善：渗透率<0.01 mD，抗压强度>45 MPa，具体数据如表1。使用超声波静胶凝强度分析仪测试高温下水泥石强度在180 ℃×10 d条件下强度不衰退，如图1所示。

表1 水泥石力学性能

注：①养护条件180 ℃×常压；②水泥浆配方为G级+复合硅粉+粉煤灰+纳米液硅+降失水剂+早强剂+膨胀剂+消泡剂+膨润土+44%水。

图1 180 ℃水泥石超声波强度发展曲线

3. 改进型水泥式附件

目前，塔河油田已应用的改进型水泥式附件，具有以下特点：

(1)阀体材料为工程塑料，填充材料为高强度致密水泥，可钻性优于铝合金附件。

(2)具有良好的耐冲蚀性，反向承压能力等级高，按照行业标准SY/T 5618-2016规定[12]，除Ø339.7 mm附件压力级别为II级，其余尺寸均达到III级；为保证施工期间附件处于最佳状态，反向试压时要降低一个等级，性能如表2。

(3)满足150℃～180℃抗高温需求。

表2 水泥式浮箍、浮鞋性能表

以塔河油田使用的最小尺寸固井附件为例，描述其清水试压情况如下：Ø127 mm浮鞋反向试压30.4 MPa，试压5 min，压降<0.5 MPa；Ø127 mm浮箍反向试压30.5 MPa，试压5 min，压降<0.5 MPa，水泥式附件检测合格率为100%。

三、现场应用

1.管串组合

根据套管尺寸、井深和固井类型，合理设计各开次管串组合。

(1)除钻开目的层前的最后一开次，其余开次固井质量不影响储层测试，可全部使用水泥式附件，管串组合：1个浮鞋+2个浮箍。

(2)为保证深井固井施工安全，钻开目的层前的最后一开次固井和小尺寸尾管(Ø139.7 mm和Ø127 mm等)固井，使用“水泥式+金属式”组合附件：1个水泥式浮鞋+1个水泥式浮箍+1个铝合金浮箍。

2.现场应用

2016年7月，水泥式固井附件在YK25井试验成功。目前，塔河油田新井已全井推广使用水泥式附件，并推广至顺北油田表层套管固井中。无回压阀失灵事故，直接使用PDC钻头扫塞，附件扫除难度显著降低，较铝合金材质扫塞速度提高1.73倍，单井可节约钻井周期1.29 ～5.25 d，钻井综合效率提高。至今，已累计节约钻井费用5 000万元，经济效益显著。