吳波

摘 要：針對勝利油田深井封固段長、井底溫度高、上下溫差大、頂部水泥漿易出現(xiàn)緩凝甚至超緩凝等固井技術(shù)難題，開展了高溫大溫差水泥漿體系的研究。運用降失水劑KCM008L、緩凝劑KCM007L、分散劑KCM002L和抑泡劑KCM003，開發(fā)出了新型高溫外加劑系列，并考察了其綜合性能。實驗結(jié)果表明，該水泥漿體系在高溫大溫差下性能穩(wěn)定；在溫差為80℃條件下，該體系起強快、候凝時間短，水泥石強度尤其是頂部強度高，能滿足溫度范圍在105～175℃，封固段長（垂深差）1041～3577m，最大溫差為73℃的油氣井固井施工要求。

關(guān)鍵詞：深井固井；大溫差；高溫外加劑；水泥漿

隨著勝利油田勘探開發(fā)向中深井、深井以及超深井方向發(fā)展，油氣井固井作業(yè)常遇到水泥封固段長（封固段大于2000m）、井底溫度高、上下溫差大的情況，上下溫差常常高達60℃甚至更高。在超高溫及大溫差環(huán)境下，由于現(xiàn)場水泥漿體系均以井底溫度進行設(shè)計，導致上部水泥強度形成緩慢，甚至長時間處于不凝固狀態(tài)，既不傳遞液柱壓力，又未形成膠結(jié)，極易造成油氣水竄槽，降低了固井施工質(zhì)量，影響了油氣田的勘探開發(fā)效果。目前，人們主要采用特殊固井工藝技術(shù)解決長封固段固井難題[1]，如：分級固井[2]、多凝水泥漿體系[3]等。為了適應(yīng)配套的固井技術(shù)，岳家平[4]、黎澤寒[5]等人對大溫差水泥漿體系進行了研究。

結(jié)合勝利油田實際需要，我們研發(fā)了高溫大溫差水泥漿體系，開發(fā)了新型高溫外加劑系列，使該體系能夠在高溫大溫差下性能穩(wěn)定、水泥石強度尤其是頂部強度高，綜合性能優(yōu)良，適應(yīng)超深井長封固段固井作業(yè)的需要。

1 水泥外加劑的特點

1.1 降失水劑KCM008L

KCM008L的溫度和水泥漿密度適用范圍很廣， 溫度范圍為37-204℃，水泥漿密度范圍為1.44-2.40g/cm3。試驗顯示，KCM008L對水泥品種不敏感，但會提高水泥漿的粘度，含有KCM008L的水泥漿體系通常游離液較低，且KCM008L對漿體無緩凝作用。在高溫井的固井施工中，KCM008L與絕大多數(shù)油井水泥外加劑相配伍，并且與KCM007L緩凝劑有協(xié)同效應(yīng)。

1.2 緩凝劑KCM007L

KCM007L是無機物緩凝劑，對水泥的水化效率不產(chǎn)生影響。它的溫度和水泥漿密度適用范圍很廣，溫度范圍為87-232℃，水泥漿范圍密度為1.68-2.4g/cm3。KCM007L與大多數(shù)水泥漿有較好的配伍性，并且對配漿水（淡水、海水、鹽水）、濃度、剪切力、溫度等諸多因素不敏感。

1.3 分散劑KCM002L

KCM002L的加入降低了水泥漿的摩阻，因此水泥漿注入時較易獲得紊流形態(tài)且泵送壓力可降至最低。當KCM002L應(yīng)用于小尺寸管柱固井和水泥漿粘度較高的施工時，其作用尤為明顯。KCM002L可以有效地分散水泥漿中的固相顆粒并使其均勻地懸浮在水泥漿中，從而阻止了水泥漿沉淀并減少了游離液的產(chǎn)生。

1.4 抑泡劑KCM003

KCM003能在水泥漿中有效抑制泡沫產(chǎn)生，從而避免了在水泥漿的混配過程中產(chǎn)生的氣泡。KCM003不是消泡劑，因此需要在氣泡產(chǎn)生前加入到配漿液中。在低溫井況應(yīng)用時，需要進行適當?shù)难h(huán)增加它的分散性能。

2 水泥漿體系的實驗數(shù)據(jù)

2.1 基本性能

以表1和表2總結(jié)了高溫大溫差井的常用密度（1.89～2.15g/cm3）及井底靜止溫度（105～160℃）下水泥漿體系的基本API性能。體系的常溫流變性能為PV100～180Pa·s/YP5～15Pa，85℃養(yǎng)護后變?yōu)镻V 50～150Pa·s/YP 0～10Pa。失水在30～150ml范圍內(nèi)可調(diào)，游離液通常小于0.5%，24h抗壓強度25～44MPa。

表2 高溫大溫差水泥漿體系基本性能

2.2 溫度對水泥石的強度影響

圖1列出了在不同溫度下，密度為1.89g/cm3中高溫大溫差水泥漿體系的強度變化。數(shù)據(jù)表明：在井底靜止溫度為175℃，溫差為80℃（底部175℃，頂部95℃）使用中高溫大溫差水泥漿體系固井時，體系具有起強及時而且候凝時間隨溫度變化不大的特點，為該體系在中高溫大溫差固井的應(yīng)用提供了技術(shù)上的保障，使中高溫大溫差固井施工真正做到起強快、候凝時間短、施工風險小、現(xiàn)場可操作性強。

圖1 抗壓強度隨溫度的變化關(guān)系

3 現(xiàn)場應(yīng)用情況

高溫大溫差水泥漿體系已經(jīng)取得密度范圍在1.6-2.3g/cm3，溫度范圍在105-175℃，封固段長（垂深差）1041～3577m，最大溫差為73℃油氣井固井施工的成功應(yīng)用。以下是坨深4井水泥漿體系的實驗情況：

3.1 坨深4井領(lǐng)尾漿配方

領(lǐng)漿：勝濰G級水泥591.29g+KCM002L 29.98g+KCM003 2.62g+KCM007L 27.39g+KCM008L 61.18g+硅粉206.95g+鹽40g+水226.58g 密度1.91g/cm3

尾漿：勝濰G級水泥592.67g+KCM002L 30.05g+KCM003 2.63g+KCM007L 23.36g+KCM008L 52.56g+硅粉207.43g+鹽43g+水237.28g 密度1.91g/cm3

3.2 試驗結(jié)果

（1）領(lǐng)尾漿流變性能（如表3所示）。

（2）領(lǐng)尾漿稠化以及失水性能（表4）：

表4

圖31 領(lǐng)漿稠化曲線（稠化時間421min/135℃*65MPa*60min）

高溫大溫差水泥漿體系在勝利油田已應(yīng)用了50余口井，通過對水泥漿體系的調(diào)整優(yōu)化，解決了一些高溫大溫差井固井施工中遇到的難題，提高了固井質(zhì)量，該技術(shù)對提高油田勘探開發(fā)的整體效益具有深遠意義和廣闊的應(yīng)用前景。

參考文獻

[1]張華，馮宇思，靳建洲，等.大溫差水泥漿體系的研究與應(yīng)用[J].鉆井液與完井液，2012，29（5）：54-57.

[2]嚴焱誠，肖國益，薛麗娜，等.川西地區(qū)須家河組氣藏深井固井的難點及對策[J].天然氣工業(yè)，2009，29（12）：38-40.

[3]房志毅，吳仕榮，姚坤全，等.三凝水泥漿體系在深井、超深井固井中的應(yīng)用[J].天然氣工業(yè)，2008，28（7）：58-59+69.

[4]岳家平，徐翔，李早元，等.高溫大溫差固井水泥漿體系研究[J].鉆井液與完井液，2012，29（2）：59-62.

[5]黎澤寒，李早元，劉俊峰，等.低壓易漏深井大溫差低密度水泥漿體系[J].石油鉆采工藝，2012，34（4）：43-46.