川東三高氣井固井水泥漿設計應注意的問題以及現場應用效果＊

焦少卿 管紅濱 郭小陽 房志毅 樊凌云

(1.中國石化西南油氣分公司工程監督中心 2.“油氣藏地質及開發工程”國家重點實驗室·西南石油大學3.長城鉆探國際鉆修井公司 4.中國石化西北油田分公司完井測試中心)

川東三高氣井固井水泥漿設計應注意的問題以及現場應用效果＊

焦少卿1管紅濱1郭小陽2房志毅3樊凌云4

(1.中國石化西南油氣分公司工程監督中心 2.“油氣藏地質及開發工程”國家重點實驗室·西南石油大學3.長城鉆探國際鉆修井公司 4.中國石化西北油田分公司完井測試中心)

川東高含硫氣層具有高溫、高壓、壓力窗口窄、高低壓共存、氣水同層、裂縫發育等特點,固井水泥漿設計難度大。固井期間經常又漏又噴,層內、層間竄通,水泥漿返高不夠,導致固井后期出現竄槽、微間隙,形成長期竄流通道;同時高溫、高壓、高含硫使水泥石和套管受到腐蝕,影響水泥環的完整性及正常鉆井和開發,給實施增產措施帶來難以補救的困難。針對高溫、高壓、高含硫天然氣井固井設計水泥漿時應注意的問題,對水泥性能、監控混灰、復核實驗等進行了合理設計,包括平衡壓力設計、材料選擇、干混監控、組織協調等以及吸取 ××井水泥漿設計的教訓,為類似的固井作業水泥漿設計提供了有效的借鑒。圖 2表 3參 5

高溫高壓 高含硫天然氣井 水泥漿設計 固井 竄流 監控混灰

1 前言

近年來,隨著石油工業的迅速發展,高溫、高壓和高含硫天然氣井的勘探與開發給鉆井提出了挑戰,而固井又是連接鉆井和開發的關鍵環節,其成敗直接影響單井產出,因而對固井的各個環節都要仔細考慮、嚴格把關。

2 高溫、高壓、高含硫氣井設計水泥漿時應注意的問題

類似川東北裂縫性高溫、高壓、高含硫氣井固井,水泥漿性能試驗除了按照《GB/T19139油井水泥試驗方法》執行外,還應該注意以下幾點,否則可能引起作業失敗。

2.1 防氣竄設計原則

在平衡壓力固井前提下,根據水泥漿失重機理設計合理的漿柱組合和施工參數,盡量延緩液態水泥漿膠凝速度,延長非膠凝時間;候凝過程中縮短水泥漿柱的失重時間,特別是膠凝態過渡期,加快過渡期膠凝強度的發展,減少因水泥漿失重后造成環空液柱壓力下降引起地層流體竄流,在設計中應同時考慮由于膠凝引起的失重、體積收縮引起的失重以及橋堵引起失重所造成的氣竄。以下重點介紹固井工程中容易被忽視的幾個細節問題:材料選擇、干混監控、組織協調。

2.2 材料選擇

高溫、高壓和高含硫天然氣井固井材料選擇遵循的原則:

(1)使用高抗硫酸鹽型 G級或 H級油井水泥。G級和 H級水泥成分完全一樣,只是兩者的粗細程度不同,所配置水泥漿的懸浮穩定性和流動能力不同。

(2)產層固井水泥中加入一定比例的微細材料,選用減輕劑、加重劑等外摻料時要充分考慮其粒徑與水泥顆粒的粒徑級配,提高水泥石的致密性,在不影響水泥漿綜合性能的前提下降低水泥石滲透率。

(3)窄壓力窗口漏失層,宜采用高強低密度防漏水泥漿體系,要求外摻減輕劑、堵漏纖維的技術指標滿足施工要求,同時水泥石質量需滿足致密性、沖擊韌性、抗腐蝕、耐久性等性能要求。

(4)根據固井水泥漿設計選用合乎要求的水泥漿外加劑體系,降失水劑高效降失水提高有效粘度并增加觸變性,有效地封堵孔隙、增大氣體運移阻力;緩凝劑有效延長非膠凝時間,保證作業安全。

(5)井底靜止溫度大于 110℃時,應在水泥中加入至少 35%的晶態二氧化硅以增加高溫下水泥石長期穩定性。井底靜止溫度大于 110℃時水泥石強度衰退,進而導致滲透率增加,使得水泥石強度在所處的環境下變得更容易減退。因此,高溫井注水泥作業要特別重視長期的套管支撐和層間分隔。

2.3 干混監控

(1)干灰混合之前使用灰庫材料對實驗室配方進行復核 (主要是稠化時間、密度和強度),確保所用水泥、外摻料、外加劑和混合水等與現場作業要求的材料完全一致;

(2)設計循環溫度大于 90℃的深井所使用的水泥性能一致,以免由于水泥性能不穩定導致作業失敗,單井必須采用同牌號、同產地、同批號水泥;

(3)混灰完成后進行小樣多點復核水泥漿性能,保證混配均勻;

(4)固井作業前在現場復查大樣的稠化時間,滿足施工設計要求。

2.4 組織協調

各個相關部門之間溝通協調與合作配合,充分發揮組織和個人的力量;上級提前通知設計方,保證有足夠的庫存水泥等材料和足夠的時間設計合理的配方。

3 現場實例

3.1 ××井的基本概況

××井的地理位置為四川宣漢縣桃花鄉文鳳村4社,所處構造位置為七里北構造南段高點較高部位,屬于典型的三高 (高溫、高壓和高含硫)氣井。設計井深 6250m,固井井深 4732m,靜止溫度為115℃,循環溫度 100℃。分級箍位置井深 2100m處,靜止溫度為 60℃,第二級固井水泥試驗溫度取50℃。固井難點:溫差大,存在漏層和多個高壓氣層,固井水泥漿用量大,飛仙關氣層中硫化氫氣體對水泥石腐蝕嚴重。

3.2 實驗評價

(1)實驗材料

嘉華 G級水泥 G、嘉華固井增強劑 GZ、四川江油德園漂珠 PZ、四川峨眉托陽微硅WG、重慶永川渝西石英砂 SS、稀釋劑 SJ、降失水劑 HS-J、高溫緩凝劑HJ、降失水劑 LJ-2、消泡劑 XJ、××井現場水樣。

(2)防氣竄水泥漿設計思路

遵循平衡壓力固井原理和顆粒級配原理[4][5],設計防竄三凝直角稠化水泥漿體系。自上而下,緩凝水泥漿體系設計加入了油井水泥增強劑和微硅,密度高于當量地層壓力,目的在于提高水泥石的強度,解決大溫差水泥漿低溫段強度低的問題,有效封蓋氣體的上竄。緩凝低密度水泥漿設計使用漂珠和微硅,由于微硅的平均粒徑遠比水泥和漂珠小 (微硅平均粒徑約為 15μm,G級水泥約為 48μm,漂珠約為 250μm),能夠充填漂珠和水泥顆粒之間的空隙,增加水泥漿固體含量和水泥石的強度,降低水泥漿的失水量和水泥石的滲透率,同時減緩套管和水泥環腐蝕。產層固井設計使用常規密度快干直角稠化抗溫防竄水泥漿體系,其中加入了石英砂和微硅,一方面過平衡壓力控制產層氣竄,另一方面增加其強度和抗高溫強度衰退。

3.3 實驗室水泥漿設計及應用效果分析

根據上面的思路,設計出緩凝常規密度、緩凝低密度、快干常規密度抗溫防竄三套體系,各種性能都達到高溫、高壓、高含硫氣井固井的要求,其中防氣竄能力良好,均為直角稠化且初稠較低 (表 1),稠化曲線見圖 1、圖 2、圖 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。

由于第一次混灰時材料批號和實驗室設計材料不一致 (表 2),混灰罐和運輸車沒有清理干凈等原因導致 3個配方稠化時間均大大減少,其中配方 1和配方 3密度與設計誤差大,現場取樣觀察可知快干常規密度防竄灰樣中混有漂珠,確定為混灰過程誤加漂珠或者是混灰罐中殘存大量的漂珠。經研究決定,第一次混灰全部作廢,按照實驗室設計重新混灰,并嚴格監控每一個環節進行第二次混灰。

表1 實驗室設計水泥漿性能參數(90℃)

圖1 水泥漿 (配方 1)稠化曲線 (TT=357min)

圖2 水泥漿 (配方 2)稠化曲線 (TT=223min)

圖3 水泥漿 (配方 3)稠化曲線 (TT=170min)

第二次混灰使用與實驗室設計同一批號的材料,水泥漿小樣性能復核實驗和實驗室設計結果相當吻合 (表 3),固井質量合格率 90%以上、優質率高達 77.3%,較同區塊其它井固井質量明顯提高(同區塊井大多數井固井優質率 40%左右,不同程度的存在氣竄,嚴重的井口帶壓)。

表3 第二次水泥漿性能參數 (90℃)

此次失敗帶來了重大的經濟損失,同時給固井作業敲響了警鐘,讓我們意識到成功固井作業除了需要合理的設計外,更重要的是嚴格控制每一個細節 (材料、混灰、組織協調等),任何一個環節出問題都可能導致前功盡棄,造成嚴重的后果。

4 結論與建議

(1)高溫、高壓、高含硫氣井固井水泥漿設計需要準確的現場井底靜止溫度、循環溫度、壓力等參數,為設計合理的水泥漿配方提供科學的依據。同時,必須保證實驗室設計材料與現場使用材料完全一致,嚴格監控混灰,并提高組織協調能力。并須按照相關標準認真準備,嚴格執行,否則可能引起作業失敗。

(2)試驗井固井質量合格率 90%以上、優質率高達 77.3%,固井質量較該區塊其它井明顯提高,無氣竄跡象。

(3)固井是一項系統工程,影響固井質量的因素多且復雜,單一依靠固井作業提高固井質量是不可行的,必須優化鉆井和固井的各個環節才能達到最佳效果。

1 郭小陽,張玉隆,劉碩瓊,等 .低壓易漏長裸眼注水泥工藝研究[J].天然氣工業 .1998.9,18(5):40-44.

2 中國石油勘探與生產分公司工程技術與監督處 .鉆井監督 (下冊)[M].北京:石油工業出版社,2005.

3 劉崇建,黃柏宗,徐同臺 .油氣井注水泥理論與應用[M].北京:石油工業出版社,2001.

4 劉乃震,王廷瑞,劉孝良 .水泥漿防氣竄性能設計及合理的漿體組成研究[J].天然氣工業 .2002.22(3):49-50.

5 周明芳,倪紅堅 .顆粒級配增強低密度油井水泥的實驗研究[J].鉆采工藝,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

＊此論文屬四川省應用基礎研究項目部份內容,項目編號:2007JY029-136。

焦少卿,男,1982出生,西南石油大學油氣井工程碩士研究生畢業,從事油氣井固井水泥漿體系設計、固井工作液、固井材料研究以及鉆井監督工作。地址:(618000)四川省德陽市龍泉山南路二段 221號天韻休閑酒店中石化西南油氣分公司工程監督中心鉆井監督所。電話: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 編輯 文敏)