鐘福海， 費(fèi)中明， 高 飛， 孫萬興， 覃 毅， 鄭巖力

（1.渤海鉆探第一固井分公司，河北任丘062552；2.渤海鉆探第五鉆井工程分公司，河北河間062450）

高密度防竄水泥漿在紅北1井的應(yīng)用

鐘福海1， 費(fèi)中明1， 高 飛1， 孫萬興1， 覃 毅1， 鄭巖力2

（1.渤海鉆探第一固井分公司，河北任丘062552；2.渤海鉆探第五鉆井工程分公司，河北河間062450）

鐘福海等.高密度防竄水泥漿在紅北1井的應(yīng)用[J].鉆井液與完井液，2016，33（6）：91-94.

紅北1井是青海油田一級(jí)井控風(fēng)險(xiǎn)井，也是該油田地層壓力最高的一口井。為解決該井的防竄固井難題，研制了密度為2.40 g/cm3的高密度防竄水泥漿體系，該體系選用需水量相對(duì)較少的赤鐵礦粉作為加重劑；為提高穩(wěn)定性加入一種超細(xì)非晶態(tài)微粒CEA-1作填充劑，其能吸附大量自由水，并具有較高反應(yīng)活性；選用一種以乳膠纖維為主料，以氯化鈣、氧化鉀為輔料，經(jīng)混合研磨而成的防竄劑FLOK-2；優(yōu)選了在高固相含量水泥漿中減阻效果良好，以羧酸為主料以亞硫酸鈉為輔料聚合而成的減阻劑FS-13L。實(shí)驗(yàn)表明，水泥漿防竄性能SPN小于3；溫度變化±5 ℃時(shí)，體系稠化時(shí)間變動(dòng)值不超過44 min， 密度變化±0.05 g/cm3時(shí)， 流性指數(shù)在0.71～0.59之間變化， 稠度系數(shù)在1.06～3.14 Pa·sn之間變化， 體系穩(wěn)定性好，滿足現(xiàn)場(chǎng)施工要求。同時(shí)研制了與鉆井液相容性好的沖洗隔離液：水+320%赤鐵礦粉+35%沖洗劑OCW-1L+10%CEA-1+4%隔離劑O-SP。應(yīng)用效果表明，在提高漿體防竄能力的前提下，結(jié)合采取其他配套技術(shù)措施，保證了該井固井質(zhì)量和施工安全。

高壓；高密度；防竄；抗污染；水泥漿；固井

紅北1井是青海油田公司在柴達(dá)木盆地月牙山地區(qū)月2號(hào)斷背斜高部位的一口重點(diǎn)探井，是為尋找月牙山2號(hào)構(gòu)造的含油氣性、研究油氣分布規(guī)律，實(shí)現(xiàn)阿爾金山新的勘探領(lǐng)域而部署的。該井三開鉆至井深3 420 m處（鉆井液密度為1.28 g/cm3）發(fā)生溢流，關(guān)井50 min后套管壓力、立管壓力均達(dá)36 MPa。由于預(yù)測(cè)的地層壓力遠(yuǎn)低于實(shí)際地層壓力，且井位地處偏遠(yuǎn)，物資運(yùn)輸時(shí)間長(zhǎng)，被迫采用井場(chǎng)儲(chǔ)備的加重劑重晶石將鉆井液密度逐漸提至2.30 g/cm3，鉆進(jìn)至井深3 530 m提前完鉆，原設(shè)計(jì)三開使用φ139.7 mm生產(chǎn)套管完井，變更為三開使用φ177.8 mm技術(shù)尾管中途完鉆固井，尾管長(zhǎng)為1 329 m。由于采用重晶石加重的鉆井液固相含量高，鉆井液性能差，完鉆時(shí)鉆井液黏度達(dá)171 s；且在井深3 400 m以下井段存在2個(gè)高壓水層，井下垮塌嚴(yán)重，給固井施工安全和封固質(zhì)量帶來了很大難度。

1 固井施工存在的主要技術(shù)難點(diǎn)

①地層壓力高，流體活躍。水泥漿密度與鉆井液密度接近，壓穩(wěn)非常困難，候凝過程中水泥漿失重后，地層流體易侵入環(huán)空，嚴(yán)重影響固井質(zhì)量，甚至可能發(fā)生井涌。②鉆井液性能差。泥餅厚度達(dá)1.8 mm，影響水泥環(huán)與地層的膠結(jié)，會(huì)導(dǎo)致地層流體竄流；同時(shí)鉆井液黏度切力大，水泥漿頂替鉆井液時(shí)，流動(dòng)阻力大，施工泵壓高，固井前循環(huán)排量為1.3 m3/min時(shí)泵壓達(dá)16 MPa，頂替排量受到限制，鉆井液難以被頂替干凈，水泥漿易竄槽，影響封固質(zhì)量。③井徑極不規(guī)則。3 103～3 175 m井段井徑擴(kuò)大率高達(dá)78.32%， 最小井徑段井徑有縮徑現(xiàn)象，裸眼段平均井徑擴(kuò)大率達(dá)23.1%， 嚴(yán)重影響頂替效率。④水泥漿與鉆井液相容性差，接觸污染嚴(yán)重。該井采用甲酸鹽-聚磺鉆井液體系，與水泥漿接觸后形成難以破壞的膠凝結(jié)構(gòu)，套管壁和井壁黏附滯留的被污染鉆井液影響第一、二膠結(jié)面固井質(zhì)量。用水泥漿與鉆井液各一半（體積）混合進(jìn)行稠化實(shí)驗(yàn)時(shí)，稠化時(shí)間僅有25 min，給固井施工帶來極大安全隱患，尤其是在替漿結(jié)束后起出尾管送入鉆具時(shí)非常危險(xiǎn)，極易發(fā)生“插旗桿”事故。

2 高密度防竄水泥漿室內(nèi)實(shí)驗(yàn)

2.1 水泥漿外加劑的優(yōu)選

1）加重劑。根據(jù)地層孔隙壓力及破裂壓力，設(shè)計(jì)水泥漿密度為2.40 g/cm3，用密度為5.0 g/cm3的赤鐵礦粉作為加重劑，其粒徑小于45 μm的占80%，小于75 μm的占97%，這種加重劑需水量相對(duì)較少，對(duì)水泥漿增稠現(xiàn)象不嚴(yán)重，水泥漿的流變性能較好。

2）填充劑。為提高水泥漿的穩(wěn)定性，加入填充劑CEA-1，CEA-1是一種超細(xì)非晶態(tài)微粒，在水泥中能吸附大量自由水，充填水泥漿孔隙，并且有較高反應(yīng)活性，在提高穩(wěn)定性的同時(shí)，還能起到降低水泥漿析水、減輕水泥石體積收縮、降低水泥石滲透率，提高水泥漿綜合性能的效果。

3）防竄劑。選用的防竄劑FLOK-2在水泥漿內(nèi)能夠充分溶解，并構(gòu)建空間網(wǎng)架結(jié)構(gòu)，提高水泥漿基體對(duì)地層流體的抗竄能力。該水泥漿體系可以在環(huán)空頂替到位后在一定時(shí)間內(nèi)保持液態(tài)，靜止一定時(shí)間后能很快形成較高的膠凝強(qiáng)度，阻止環(huán)空竄流的發(fā)生，縮短水泥漿由液態(tài)轉(zhuǎn)化為固態(tài)的過渡時(shí)間，減少地層流體對(duì)環(huán)空水泥漿發(fā)生竄流的幾率。

4）減阻劑。FS-13L是一種以羧酸為主料，亞硫酸鈉為輔料聚合而成的油井水泥減阻劑，在高密度水泥漿中具有良好的減阻效果，可明顯提高水泥漿的流動(dòng)性，改善水泥漿流性指數(shù)，降低稠度[1]。

5）配套外加劑。降失水劑HX-12L具有水泥漿失水量低、游離液低，對(duì)稠化時(shí)間無影響，且與其他外加劑配伍性良好的特點(diǎn)。緩凝劑HX-36L具有良好的緩凝作用，且加量與稠化時(shí)間具有良好的線性關(guān)系，對(duì)水泥石的早期強(qiáng)度的發(fā)展影響較小。

2.2 水泥漿體系的組成及性能

實(shí)驗(yàn)研究得到密度為2.40 g/cm3的高密度防竄水泥漿的配方如下。領(lǐng)漿及尾漿的綜合性能見表1。

領(lǐng)漿 G級(jí)油井水泥+130%赤鐵礦粉+6%填充劑CEA-1+5%防竄劑FLOK-2+4%降失水劑HX-12L+4%減阻劑FS-13L+0.5%緩凝劑HX-36L+ 0.2%消泡劑DF-A+水

尾漿 G級(jí)油井水泥+130%赤鐵礦粉+6% CEA-1+5%FLOK-2+4%HX-12L+4%FS-13L+0.2% DF-A+水

表1 高密度防竄水泥漿（2.40 g/cm3）綜合性能

表1表明，水泥漿綜合性能好，滿足合適的失水量、零游離液、過渡時(shí)間短的要求，在地層壓力較高的情況下，有利于提高封固質(zhì)量。

2.3 水泥漿溫度密度敏感性評(píng)價(jià)

高密度水泥漿一般比常規(guī)密度水泥漿對(duì)溫度、密度的變化更敏感，為了保證施工安全和固井質(zhì)量，有必要對(duì)溫度、密度變化進(jìn)行實(shí)驗(yàn)驗(yàn)證，見表2、表3。從表2、表3可以看出，溫度改變后水泥漿稠化時(shí)間有所變化但變化不大，密度波動(dòng)后對(duì)水泥漿流變性穩(wěn)定性影響不大，依然可以滿足現(xiàn)場(chǎng)需要。

表2 高密度防竄水泥漿溫度敏感性實(shí)驗(yàn)

表3 高密度防竄水泥漿密度敏感性實(shí)驗(yàn)

2.4 防竄性能評(píng)價(jià)

評(píng)價(jià)了水泥漿尾漿的防竄性能，結(jié)果見表4。表4數(shù)據(jù)表明，加入FLOK-2后的水泥漿體系SPN值明顯減小，防竄性能顯著提高，在80～110 ℃下，水泥漿SPN小于3，表明其具有良好的防竄功能[2-4]。

表4 水泥漿的防竄性能

2.5 隔離液及其相容性實(shí)驗(yàn)

該井鉆井液與水泥漿不相容，需采用隔離液分隔。該井鉆井液在井壁上形成的泥餅厚，在水泥漿凝固后，濾餅干裂引起的界面微環(huán)隙易導(dǎo)致地層流體環(huán)空竄流[5]，因此隔離液還要有良好的清洗井壁效果，以便提高水泥石與2個(gè)界面的膠結(jié)強(qiáng)度。應(yīng)用了以隔離劑O-SP、沖洗劑OCW-1L為主劑，以赤鐵礦粉為加重劑的加重隔離液體系，配方為：水+ 320%赤鐵礦粉+35%OCW-1L+10%CEA-1+4%O-SP。該隔離液密度為2.35 g/cm3，φ600、φ300、φ200、φ100、 φ6、φ3讀數(shù)分別為85、53、38、20、7、6， 流性指數(shù)為0.68，稠度系數(shù)為0.58 Pa·sn，密度差為0.04 g/cm3。

隔離液沖洗效果評(píng)價(jià)[5]。采用范氏旋轉(zhuǎn)黏度計(jì)測(cè)量，將黏度計(jì)外筒在現(xiàn)場(chǎng)取回的鉆井液中浸泡24 h，然后把漿杯內(nèi)的鉆井液換成剛配制好的在90℃下養(yǎng)護(hù)20 min的隔離液，開啟旋轉(zhuǎn)黏度計(jì)在200 r/min時(shí)沖洗，測(cè)試的沖凈時(shí)間為3 min。從實(shí)驗(yàn)結(jié)果可以看出，沖刷力作用下能夠提高界面的清潔程度，增加界面與水泥石基體的膠結(jié)。

隔離液與鉆井液及水泥領(lǐng)漿的相容性實(shí)驗(yàn)見表5。隔離液升溫至90 ℃，恒溫20 min測(cè)流動(dòng)度；升溫升壓至90 ℃、60 MPa測(cè)稠化時(shí)間。由表5可以看出，隔離液與鉆井液及水泥領(lǐng)漿的相容性很好。

表5 水泥漿抗污染實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)

3 固井施工技術(shù)對(duì)策

①通井時(shí)采用φ212 mm鉆具扶正器通井，刮擦掉井壁上附著的虛泥餅，起鉆前用鉆進(jìn)時(shí)最大排量循環(huán)2周以上，直至進(jìn)出口鉆井液密度一致，泵壓穩(wěn)定。②高壓層段扶正器每根套管加1個(gè)，其余裸眼段每2根套管加1個(gè)，保證居中度大于67%。③固井前調(diào)整鉆井液動(dòng)切力小于15 Pa，塑性黏度小于75 mPa·s；④固井前注入25 m3低黏度切力的前導(dǎo)鉆井液， 降低環(huán)空流動(dòng)阻力， 稀釋和降低井內(nèi)鉆井液黏度、 切力， 提高頂替效率。⑤隔離液數(shù)量不少于10 m3， 使接觸時(shí)間達(dá)7 min以上，提高對(duì)井壁虛泥餅的沖洗效果。⑥控制注替排量不超過1.2 m3/min，防止泵壓高， 井下發(fā)生漏失。⑦尾管以上鉆桿內(nèi)替入6 m3隔離液作為保護(hù)液，預(yù)防水泥漿竄至喇叭口以上環(huán)空，避免提出送入鉆具后水泥漿與鉆井液直接接觸，水泥漿可能提前凝固導(dǎo)致的“插旗桿”事故[6-8]。⑧施工結(jié)束后，起出鉆具5柱，循環(huán)1周以上，關(guān)井憋壓2 MPa候凝，以補(bǔ)償水泥漿失重壓力。

4 現(xiàn)場(chǎng)施工

紅北1井φ177.8 mm尾管下深為3 529 m，尾管懸掛器位置為2 200.68～2 204.50 m。循環(huán)處理鉆井液9.5 h后，投球坐掛尾管懸掛器， 倒扣丟手成功，憋通球座， 開泵循環(huán)正常， 排量為1.2 m3/min，泵壓為14 MPa。固井前鉆井液性能及前導(dǎo)漿性能見表6。固井前注入25 m3低黏度切力的前導(dǎo)漿， 注入10 m3隔離液， 注44 m3水泥漿， 平均密度為2.39 g/cm3， 壓膠塞2 m3， 替漿42 m3（在懸掛器及以上位置替保護(hù)液6 m3）， 頂替最大排量為1.2 m3/min，碰壓，壓力由16 MPa突升至20 MPa。放回水檢查浮箍密封正常，起鉆5柱。以2.2 m3/min排量循環(huán)一周，正常，約返出水泥漿2 m3。停泵起鉆2柱，關(guān)封井器，環(huán)空憋壓3 MPa候凝。候凝48 h后鉆塞、通井至阻位，起鉆，電測(cè)，固井質(zhì)量合格。四開采用密度為1.55 g/cm3鉆井液鉆至井深4 000 m完鉆，井下情況正常，表明固井質(zhì)量滿足鉆完井要求。

表6 固井前鉆井液及前導(dǎo)漿性能

5 幾點(diǎn)認(rèn)識(shí)

1.高密度防竄水泥漿體系具有良好的流變性能，可降低水泥漿在井眼內(nèi)的流動(dòng)摩阻，體系穩(wěn)定性好，密度、溫度的輕微波動(dòng)對(duì)水泥漿性能影響不大，可以滿足現(xiàn)場(chǎng)需要。該體系稠化過渡時(shí)間短，對(duì)高壓油氣水層能夠起到良好的防竄作用。

2.配制的加重隔離液，保證了井下壓穩(wěn)和井壁的沖洗效果，并且能夠隔離水泥漿和鉆井液，提高了頂替效率，保證了界面膠結(jié)質(zhì)量和固井施工安全。

3.高壓油氣井固井時(shí)，除應(yīng)用性能良好的高密度水泥漿外，還應(yīng)采取其他的配套技術(shù)措施，采用綜合固井技術(shù)。

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Anti-channeling High Density Cement Slurry Used in Cementing Well Hongbei-1

ZHONG Fuhai, FEI Zhongming, GAO Fei, SUN Wanxing, QIN Yi, ZHENG Yanli
(1.The First Cementing Branch of CNPC Bohai Drilling Engineering Company Limited,Renqiu,Hebei062552; 2.The 5th Drilling Engineering Branch of CNPC Bohai Drilling Engineering Company Limited,Hejian,Hebei062450)

The well Hongbei-1 is a well with the first class well control risk drilled in the Qinghai oilfield. It is also a well with the highest formation pressure drilled in that oilfield. A high density (2.4 g/cm3) anti-channeling cement slurry was developed to cope with the cement slurry channeling. Hematite, a weighting material that needs less water in formulating drilling fluid, was selected to weight the cement slurry. To enhance the stability of the cement slurry, an ultra-fine amorphous particles, CEA-1, was used as extender. CEA-1 has the ability to adsorb large amount of free water and has a higher reactivity. An anti-channeling agent, FLOK-2, was developed by mixing a latex fiber as the primary component, with CaCl2and K2O as the secondary components. A high performance friction reducer, FS-13L, was developed by reaction between carboxylic acid as the primary raw material, and sodium sulfite as the secondary raw material. Laboratory experiment has shown that the SPN of the cement slurry was < 3. When temperature changed by ± 5 ℃, the thickening time of the cement slurry changed by less than 44 min. When the density of the cement slurry changed by ± 0.05 g/cm3, the flow index of the cement slurry varied between 0.71 and 0.59, and the consistency factor varied between 1.06 mPa·snand 3.14 mPa·sn. A flushing spacer compatible with the drilling fluid used was also developed. The composition of the spacer is: water + 320% hematite powder + 35%OCW-1L (flushing agent) + 10%CEA-1 + 4%spacer agent. Field application has shown that this cement slurry had good stability and anti-channeling performance. When used in combination with assorted technical measures, the quality of the cementing job can be enhanced, and operation safety ensured.

High pressure; High density; Anti-channeling; Contamination resistant; Cement slurry; Well cementing

TE256

A

1001-5620（2016）06-0091-04

2016-9-5；HGF=1605M2；編輯 馬倩蕓）

10.3696/j.issn.1001-5620.2016.06.016

中石油渤海鉆探工程有限公司重大科研項(xiàng)目“高溫高密度水泥漿體系及混配工藝研究”（2013ZD07K）。

鐘福海，教授級(jí)高級(jí)工程師，1983年畢業(yè)于江漢石油學(xué)院鉆井工程專業(yè)，長(zhǎng)期從事固井技術(shù)研究與現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用工作。電話（0317）2726725；E-mail：gujc_zhfh032@cnpc.com.cn。