南堡36-P3001井高溫小間隙尾管固井技術

和建勇 黨冬紅 劉艷軍 陳 光 張玉平 朱澤鑫

（渤海鉆探第一固井公司，河北任丘 062552）

南堡36-P3001井高溫小間隙尾管固井技術

和建勇 黨冬紅 劉艷軍 陳 光 張玉平 朱澤鑫

（渤海鉆探第一固井公司，河北任丘 062552）

冀東油田南堡36-P3001井在四開鉆進過程中發生溢流、井漏，后效比較嚴重，且井底循環溫度150 ℃，下完尾管后環空間隙小，加之井斜較大，環空液柱流動阻力大。為了給五開欠平衡鉆井提供優質的井筒環境，針對該井固井難點，優選了性能良好的高溫水泥漿體系和相匹配的沖洗液，通過軟件模擬優化扶正器的安放方法，完善配套固井技術措施，最終實現了安全固井施工，固井質量得到有效提高，為冀東油田該區塊水平井小間隙尾管固井提供了技術支撐。

深井；高溫；尾管固井；南堡油田

南堡3號構造堡古2斷塊是冀東油田新開發的區塊，地質結構復雜，前期鉆井開發資料較少。前期鉆井實踐表明，該區塊地溫梯度達到3.7 ℃/100 m，油氣層比較活躍，易發生溢流、井漏等鉆井復雜事故。南堡36-P3001井是該區塊一口采氣井，對各層套管的固井質量相對于普通開發井要高，且產層段鉆進使用?215.9 mm鉆頭，下入?177.8 mm尾管，因而尾管固井具有抗高溫、防漏、防氣竄、小間隙固井等難點。針對該井固井難點，通過室內水泥漿配方的研究和現場固井工藝技術相結合，形成了一套抗高溫防漏防氣竄小間隙尾管固井技術，給冀東油田該區塊同類井固井提供了寶貴的經驗。

1 工程概況

南堡36-P3001井位于曹妃甸工業園區內。一開?508 mm表層套管下深326.45 m，二開?339.7 mm技術套管下深1 999.70 m，三開?244.5 mm技術套管下深4 112.45 m，四開?215.9 mm井眼中完井深5 212 m，垂深4 860.83 m，尾管懸掛器位置3 795.5 m，封固段長1 415.5 m。四開使用KCl抗高溫鉆井液（200 ℃），中完鉆井液密度1.43 g/cm3。鉆進至4 860 m井下發生漏失，計算油氣上竄速度最高為1 200 m/h。該井套管尺寸大，環空間隙小，無法下入管外封隔器封隔油氣活躍層，要求?177.8 mm套管下至5 211 m，保證封固段固井質量，為五開欠平衡鉆井提供優質的井筒環境。

2 固井技術難點

（1）井底溫度高，對水泥漿高溫穩定性要求高。井底靜止溫度160 ℃，循環溫度150 ℃［1］，水泥漿在高溫條件下穩定性差，失水及稠化時間不易調節，尾管懸掛器位置計算溫度92 ℃，要求封固段上下溫差58 ℃。高溫水泥漿敏感性較強，在低溫條件下易出現超緩凝現象［2-4］，將嚴重影響后期鉆井施工。

（2）水平段長，頂替效率不高。水平位移702 m，打鉆排量小，鉆井巖屑容易在井眼低邊形成沉積，不利于清替；由于套管自身重量的影響，在造斜段和水平段套管容易貼邊，頂替效率不易提高。

（3）地層承壓能力低且油氣層活躍。地層壓力系數僅1.2，在下套管及注替水泥漿過程中由于激動壓力或液柱壓力增高易造成井漏。該井四開鉆進過程中，4 856～4 860 m曾發生過溢流和井漏，替漿到位起出中心管后由于水泥漿的膠凝失重，液柱壓力無法壓穩地層，發生氣竄，嚴重影響固井質量。

（4）裸眼段環空間隙較小，懸掛器坐掛后，重合段懸掛器位置環空間隙更小，通井過程中受到壓力限制，無法提升通井排量，造成裸眼段井眼大肚子井段可能清洗不干凈，沉砂無法驅替。固井過程中水泥漿黏度較高，攜帶沉砂上返，容易在重合段懸掛器位置發生環空憋堵，造成水泥漿低返達不到設計要求。

（5）尾管固井施工時間長，壓力高，安全風險級別高，對固井施工設備性能的要求比較高［5-6］。

3 固井技術措施

3.1 先導漿技術

KCl抗高溫鉆井液與水泥漿是不相容的。在固井施工中，KCl抗高溫鉆井液與水泥漿直接接觸，水泥漿受到鉆井液污染而產生增稠的團塊狀絮凝物質。由于現場施工條件受到限制，不能配置性能良好的隔離液，為了有效隔離鉆井液和水泥漿，防止其相互接觸污染，采用先導漿技術。先導漿成分主要由膨潤土和重晶石粉組成，密度1.43 g/cm3，黏度40 s，提前水化，具有良好的流動性能。固井施工中，加大先導漿的用量，采用紊流頂替技術，延長紊流接觸時間。

3.2 水泥漿設計

3.2.1 水泥漿體系的選擇 根據鉆進過程中發生的溢流、井漏實鉆資料，選用高密度（1.90 g/cm3）雙凝水泥漿液柱設計。依據不同粒徑固體顆粒緊密堆積設計原理，使用水泥、微硅、硅粉3種不同粒徑的固體進行顆粒級配。一定量硅粉的加入保證了油井水泥在高溫條件下的長期強度和熱穩定性，微硅的加入提高了水泥漿的穩定性與水泥石的致密性。通過比較，選用了BXF-200L耐高溫液體降失水劑與BCR-300L高溫液體緩凝劑配伍，液體外加劑更易于混拌均勻，降失水劑也可以在水泥漿中很好地分散，達到水泥漿的最佳性能［7-8］。

3.2.2 水泥漿配方與性能 現場固井使用水泥漿配方為：嘉華G級水泥+30%硅粉+5%微硅+5%降失水劑BXF-200L（AF）+2.0%～2.5%緩凝劑BCR-300L+0.2%消泡劑G603+51%現場水。水泥漿性能見表1，稠化曲線見圖1。

表1 水泥漿綜合性能

圖1 水泥漿稠化曲線

從表1和圖1可以看出，選用的高溫水泥漿體系抗溫性能好，具有較強的防氣竄性能，流動性好，24 h抗壓強度高，完全滿足此次尾管固井的要求。

3.3 前置液選擇

前置液配方：現場水+沖洗液BCS-010L+緩凝劑BCR-300L。沖洗液在固井中主要用于沖洗井壁和套管壁，提高對鉆井液的頂替效率和水泥環第一、二界面膠結質量。該井選用BCS-010L沖洗液，加量控制在7%，此類沖洗液密度低，黏度低，基漿流型接近于牛頓型，即使在較小的排量下也能達到紊流頂替的效果，有效提高沖洗液的沖洗效率［9-10］。室內進行了前置液、鉆井液和水泥漿在不同條件下的相容性實驗，結果見表2。實驗結果表明，混漿流變性良好，無明顯絮凝現象。

表2 不同條件下的相容性實驗

3.4 現場固井施工技術措施

（1）模擬套管剛性合理選配鉆具組合，采用雙扶正器，通井循環排量保證環空返速達到1.2 m/s，通井過程中注入30 m3黏度120 s的稠漿，大排量循環，有效攜帶沉積在不規則井段的沉砂，通井起鉆之前注入的封閉漿禁止加入塑料小球潤滑，以免影響尾管懸掛器坐掛。

（2）為了保證套管順利下入，在浮鞋與浮箍連接的單根套管上加入1只進口剛性滾輪扶正器（外徑211 mm、內徑183 mm），裸眼段下部500 m每3根加1只國產螺旋剛性扶正器（外徑208 mm、內徑182 mm），重合段均勻安放3～5個剛性扶正器，懸掛器下部連續2單根各加入1只剛性扶正器，確保套管順利下入和保證下部井段固井質量。

（3）現場水配置過程中，為防止液體降失水劑沉入罐底，水泥車以1.1～1.3 m3/min排量循環，確保液體降失水劑和緩凝劑分散均勻，以及對送井干混水泥進行二次混拌；對現場水樣和灰樣進行室內復合化驗，合理調整稠化時間，保證固井施工安全。

（4）合理設計固井管外液柱分布，固井整體過程執行“三壓穩”，實現平衡壓力固井，利用縮短速凝稠化時間，封固曾經發生溢流井段。

（5）套管內使用密度1.70 g/cm3鉆井液頂替，降低頂替施工壓力3 MPa左右，預防候凝期間浮箍浮鞋失效、水泥漿倒返造成管外漏封。

（6）精確計算設計鉆桿和套管內間隔液的使用量，確保起出中心管后，管外液柱壓力高于管內液柱壓力1 MPa，防止因管內壓力過高致使鉆井液壓出管外與水泥漿接觸，發生水泥漿閃凝。

4 現場施工情況

下完套管坐掛之前循環排量1.8 m3/min，壓力15.4 MPa，坐掛之后排量1.3 m3/min，壓力10 MPa。固井前鉆井液密度1.43 g/cm3，黏度43 s，初終切2 Pa/ 5 Pa，塑性黏度23 mPa·s，動切力6 Pa。固井施工注入先導漿20 m3，BCS-010L前置液8 m3，低密度緩凝水泥漿6 m3（平均1.72 g/cm3），高密度緩凝水泥漿密度19 m3（平均密度1.84 g/cm3），速凝水泥漿10 m3（平均密度1.89 g/cm3），壓膠塞2.5 m3，頂替重漿22 m3，注入間隔液6 m3。泥漿泵注入密度1.43g/ cm3鉆井液35 m3，頂替排量1.0～1.4 m3/min，最高施工壓力9 MPa。水泥車頂替清水2.2 m3，壓力碰至12 MPa，開回水放壓正常，拆卸井口固井裝置，起鉆20柱，使用2.3～2.4 m3/min排量循環。整個固井施工過程中未發生漏失、憋堵等復雜事故，6 d后測聲幅固井質量合格。

5 結論

（1）從現場水泥漿混拌和施工結果分析，選用的抗高溫水泥漿體系能夠滿足該井的固井施工條件，為今后類似井的施工積累了寶貴的經驗。

（2）先導漿和沖洗液的合理設計，大幅度提升了對鉆井液的頂替效率，能夠有效清洗井壁和套管壁，提高水泥環的膠結質量。

（3）替漿過程中間隔液的使用，可提高施工安全系數，該技術已在尾管固井中得到廣泛應用。

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［10］王廣雷，吳迪，姜增東，等.固井沖洗液效率評價方法討論［J］.石油鉆探技術，2011，39（2）：77-80.

（修改稿收到日期 2013-12-24）

〔編輯 朱 偉〕

High temperature small annular space liner cementing techniques of Nanpu 36-P3001 well

HE Jianyong,DANG Donghong,LIU Yanjun,CHEN Guang,ZHANG Yuping,ZHU Zexin
（No.1Cementing Company of Bohai Drilling Engineering Co.Ltd.,Renqiu062552,China）

Overflow and lost circulation occurred to Nanpu 36-P3001 well in Jidong Oilfield during the 4th spud-in.The after-effect is very serious and the bottom hole circulating temperature is 150 ℃.The annular space is small after liner running.The well deviation is large and the flow resistance of annulus fluid column is large.To provide high-quality wellbore environment for under-balanced drilling for the 5th spud-in,high-performance high temperature cement slurry system and matching circulation fluid are selected according to the cementing difficulty of this well;the setup method of centralizer is simulated and optimized by software;and the auxiliary cementing technique and measures are improved to perform cementing construction safety,effectively improve the cementing quality and provide technical support for small annular space liner cementing of horizontal well of Jidong Oilfield.

deep well;high temperature;liner cementing;Nanpu Oilfield

和建勇，黨冬紅，劉艷軍，等.南堡36-P3001井高溫小間隙尾管固井技術［J］.石油鉆采工藝，2014，36（1）：48-50.

TE256

：B

1000-7393（2014）01-0048-03

10.13639/j.odpt.2014.01.013

和建勇，2005年畢業于西安理工大學應用化學專業，現從事固井技術研究工作，工程師。電話：0317-2717042。E-mail：hejianyong8246@163.com。