羅宇維 陳 良 羅東輝 宋茂林 李占東

(中海油田服務(wù)股份有限公司 河北三河 065201)

深水高壓井負(fù)壓力窗口固井關(guān)鍵技術(shù)*

羅宇維 陳 良 羅東輝 宋茂林 李占東

(中海油田服務(wù)股份有限公司 河北三河 065201)

南海陵水區(qū)塊X1井鉆遇異常高壓氣層，地層孔隙壓力大于上層管鞋處的破裂壓力，鉆井液無(wú)法平衡地層壓力，造成上漏下噴。針對(duì)深水高壓井負(fù)壓力窗口固井技術(shù)難點(diǎn)，采用“防漏+快凝+自修復(fù)+緩凝擠堵”4段功能水泥漿技術(shù)和配套工藝，成功實(shí)現(xiàn)了帶鉆具注水泥塞對(duì)高壓氣層進(jìn)行有效封堵的固井作業(yè)，可為其他深水高壓井負(fù)壓力窗口固井作業(yè)提供借鑒。

深水；高壓井；負(fù)壓力窗口；固井；四段功能水泥漿技術(shù)

隨著全球能源需求的不斷擴(kuò)大，陸上大型油氣田日益枯竭，人們逐漸將目光投向海洋。海洋油氣資源主要分布在大陸架，約占全球油氣資源的60%，其中深水、超深水域的油氣資源潛力可觀，約占30%[1-4]。隨著南海深水勘探開(kāi)發(fā)的不斷深入，高壓天然氣層發(fā)現(xiàn)過(guò)程中深水高壓井鉆井壓力窗口窄、地層滲透率高、高投入、高風(fēng)險(xiǎn)、高回報(bào)的特點(diǎn)對(duì)固井質(zhì)量提出了更高要求[5-9]。由于深水地層壓力預(yù)測(cè)的復(fù)雜性，深水高壓井鉆探時(shí)常出現(xiàn)同一井段多種壓力體系、噴漏共存的負(fù)壓力窗口現(xiàn)象，在負(fù)壓力窗口井段固井中水泥漿經(jīng)過(guò)高壓層時(shí)與地下流體相混，使封隔性能變差；候凝過(guò)程中水泥漿不斷失重，液柱壓力不斷變小，地層流體壓力與環(huán)空液柱壓力之差不斷加大，加劇了高壓地層流體竄入，進(jìn)一步惡化了水泥漿性能；水泥漿經(jīng)過(guò)低壓層時(shí)，液柱壓力大于地層破裂壓力，產(chǎn)生裂縫漏失，導(dǎo)致水泥漿低返甚至失返而漏封地層。因此，負(fù)壓力窗口井采用常規(guī)的固井技術(shù)很難滿足封固要求，容易造成井控風(fēng)險(xiǎn)。筆者根據(jù)南海陵水區(qū)塊X1井高壓負(fù)壓力窗口固井作業(yè)技術(shù)難點(diǎn)，通過(guò)采用“防漏+快凝+自修復(fù)+緩凝擠堵”4段功能水泥漿關(guān)鍵技術(shù)措施及配套工藝，完成了帶鉆具注水泥塞作業(yè)，成功實(shí)現(xiàn)水泥漿返至上層套管鞋以上300 m，從而完成對(duì)高壓氣層進(jìn)行有效封堵。本文是對(duì)上述深水高壓負(fù)壓力窗口固井關(guān)鍵技術(shù)的總結(jié)，以期為類似固井作業(yè)提供借鑒。

1 深水高壓井負(fù)壓力窗口固井技術(shù)難點(diǎn)

南海陵水區(qū)塊X1井水深965 m，設(shè)計(jì)井深4 579 m，井身結(jié)構(gòu)數(shù)據(jù)見(jiàn)表1。該井φ311.15 mm井眼鉆進(jìn)至4 068 m時(shí)發(fā)生溢流，經(jīng)過(guò)循環(huán)壓井后上部管鞋發(fā)生漏失,形成了上漏下涌的作業(yè)難點(diǎn)而無(wú)法起鉆，決定帶鉆具注棄井封堵水泥塞。該井在上層管鞋處破裂壓力為1.72 g/cm3、井底壓力大于1.76 g/cm3的負(fù)壓力窗口井段帶鉆具注棄井水泥塞，其主要技術(shù)難點(diǎn)有：

表1 南海陵水區(qū)塊X1井井身結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)表

1) 鉆具水眼小，堵漏材料易堵。

2) 水泥漿出鉆頭后與下部高壓地層流體相混，水泥漿性能變化復(fù)雜。

3) 裸眼上部地層破裂壓力低，水泥漿無(wú)法使用堵漏材料，低返、失返風(fēng)險(xiǎn)大。

4) 井底地層壓力高，上部地層破裂壓力低，無(wú)法壓穩(wěn)候凝，封堵高壓氣層難度大。

5) 深水壓力高、井口溫度低，竄入環(huán)空的高壓氣易形成水合物而堵塞管道。

2 負(fù)壓力窗口固井技術(shù)思路

嚴(yán)格按照棄井規(guī)范，力爭(zhēng)一次封堵成功，并創(chuàng)造第一次作業(yè)失敗后有利于第二次作業(yè)的條件。因此，南海陵水區(qū)塊X1井負(fù)壓力窗口固井的技術(shù)思路如下：

（五）在資金扶持方面 牛羊保險(xiǎn)政策有待商榷，在不暴發(fā)重大動(dòng)物疫病的情況下，對(duì)于牛而言，生病或者其他意外死亡幾率很小，因此與其每年投入成百上千萬(wàn)的資金在牛的保險(xiǎn)方面，不如利用這些資金改善基礎(chǔ)設(shè)施建設(shè)。

1) 保證環(huán)空水泥返至上層管鞋以上300 m左右，封住裸眼上部薄弱層，防止水泥漿漏失到上層管鞋薄弱地層中，同時(shí)滿足水泥塞封堵高壓層萬(wàn)一失敗時(shí)能夠達(dá)到加重鉆井液進(jìn)行壓井的要求。

2) 力爭(zhēng)一次成功封堵高壓氣層，減少井控風(fēng)險(xiǎn)，滿足棄井規(guī)范。

3) 鉆桿內(nèi)水泥塞長(zhǎng)度保持200 m左右，在滿足棄井規(guī)范的同時(shí)使水泥面盡可能低，以便水泥塞封堵高壓氣層失敗后可以射孔擠水泥封堵。

4) 確保在快凝水泥漿上部還有一道自修復(fù)水泥漿備用屏障，如果高壓氣竄過(guò)快凝水泥漿后，還有一道防線可以保證徹底把氣鎖死在自修復(fù)水泥漿以下。

根據(jù)上述技術(shù)思路，形成了“防漏+快凝+自修復(fù)+緩凝擠堵”4段功能水泥漿和配套工藝。

1) 防漏水泥漿，封固漏失層。采用PC-B66S小粒徑復(fù)合堵漏劑，最大粒徑0.8 mm；使用合適的漿柱結(jié)構(gòu)和注替排量，使管鞋處薄弱層循環(huán)當(dāng)量密度小于破裂壓力當(dāng)量1.72 g/cm3；采用緩凝水泥漿，使作業(yè)安全時(shí)間大于2 h，保證堵漏漿順利返到漏失層以上300 m左右。

2) 快凝水泥漿，封固高壓氣層的蓋層。采用稠化時(shí)間對(duì)溫度不敏感的水泥漿體系，確保水泥漿在蓋層井段的替漿過(guò)程中快速凝固，起到緩凝擠堵漿的“水泥封隔器”作用。

3) 自修復(fù)水泥漿，密實(shí)快凝漿。利用油氣混進(jìn)水泥漿越多導(dǎo)致水泥漿越粘稠的特性，加強(qiáng)快凝漿的封堵效果。

此外，防漏水泥漿返至上層管鞋后關(guān)BOP，并根據(jù)快凝漿的可泵時(shí)間和剩余替量調(diào)節(jié)替速，確保鉆桿內(nèi)水泥塞高度在設(shè)計(jì)范圍內(nèi)，使快凝漿在替漿過(guò)程中凝固。

3 負(fù)壓力窗口固井關(guān)鍵技術(shù)

3.1 水泥漿稠化實(shí)驗(yàn)溫度選擇

深水鉆井時(shí)海水的溫度梯度與地層的溫度梯度相反,海水同隔水管或鉆桿內(nèi)流體的對(duì)流熱交換計(jì)算方法與地層同井筒熱交換計(jì)算方法不同。由于海底的低溫會(huì)影響深水井底的循環(huán)溫度,考慮到深水高壓井負(fù)壓力窗口固井循環(huán)排量低、地層流體不斷竄入井筒以及井底循環(huán)溫度比常規(guī)固井溫度高，因此取鉆進(jìn)時(shí)與常規(guī)井?dāng)D水泥設(shè)計(jì)溫度的中間值，并通過(guò)軟件模擬，最終取井底循環(huán)溫度90±10 ℃進(jìn)行水泥漿稠化實(shí)驗(yàn)。

3.2 水泥漿性能評(píng)價(jià)

3.2.1 PC-Resin水泥漿性能評(píng)價(jià)

PC-Resin水泥漿主要由降失水劑PC-G80L和防氣竄劑PC-B83組成。與傳統(tǒng)的膠乳體系水泥漿相比，PC-Resin水泥漿中混入不同體積的鉆井液后，水泥石的強(qiáng)度仍可達(dá)到封固地層的目的(圖1)。圖1中，實(shí)驗(yàn)溫度140 ℃，水泥漿密度2.15 g/m3,膠乳加量18%，PC-B83加量5%，鉆井液為高壓PF-THERM體系。

圖1 PC-Resin水泥漿和膠乳水泥漿抗壓強(qiáng)度對(duì)比圖

由于深水復(fù)雜井注水泥井底循環(huán)濕度預(yù)測(cè)的復(fù)雜性，如果水泥漿的稠化時(shí)間對(duì)溫度非常敏感，則室內(nèi)實(shí)驗(yàn)溫度比井下實(shí)際溫度高時(shí)快凝水泥漿的稠化時(shí)間就會(huì)延長(zhǎng)，水泥漿在頂替過(guò)程中不易凝固；反之，快凝水泥漿的稠化時(shí)間就會(huì)縮短，水泥漿在頂替過(guò)程中易于凝固。以上2種情況都無(wú)法實(shí)現(xiàn)快凝水泥漿在規(guī)定的時(shí)間里到達(dá)規(guī)定的位置后凝固，因此就無(wú)法起到緩凝擠堵水泥漿的“水泥封隔器”的作用，高壓氣層就不能一次封堵成功[10]。

PC-Resin水泥漿溫敏性能實(shí)驗(yàn)結(jié)果見(jiàn)表2，可以看出，正負(fù)10 ℃溫差下水泥漿稠化時(shí)間差小于30 min，其他基本性能良好，滿足作業(yè)設(shè)計(jì)的要求。

表2 PC-Resin水泥漿溫敏性能實(shí)驗(yàn)結(jié)果

注：水泥漿配方為100%JH“G”水泥+35%硅粉PC C81- +0.5%消泡劑PC-X60L +0.4%緩凝劑PC-H21L +3%降失水劑PC-G80L+4%防氣竄劑PC- B83+6%增強(qiáng)劑Micro-Block +2%分散劑PC-F41L +135%加重劑PC-D20+鉆井水。

3.2.2 自修復(fù)水泥漿性能評(píng)價(jià)

自修復(fù)水泥漿是由PC-Resin水泥漿和遇油遇氣膨脹添加劑PC-SH1組成。自修復(fù)水泥漿混入地層油氣后，PC-SH1被激活膨脹，水泥漿變稠，可以堵塞快凝水泥的孔隙通道，起到加強(qiáng)“水泥封隔器”的效果。實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，添加PC-SH1后的自修復(fù)水泥漿，其溫敏性能良好(表3)。

凝固好的自修復(fù)水泥漿，因應(yīng)力破裂后遇到油氣時(shí)，能自愈合，實(shí)驗(yàn)結(jié)果如圖2所示。從圖2可以看出，帶裂縫的常規(guī)水泥石在通煤油前后的壓差變化不大,說(shuō)明常規(guī)水泥石不具備裂縫自我修復(fù)能力；而帶裂縫加自修復(fù)材料的水泥石在通煤油前后壓差越來(lái)越大，最終達(dá)到7 MPa，說(shuō)明自修復(fù)水泥石在120 ℃條件下具備自我修復(fù)的能力，能防止后期氣竄風(fēng)險(xiǎn)。

表3 自修復(fù)水泥漿常規(guī)性能實(shí)驗(yàn)結(jié)果

注：水泥漿配方為100%JH“G”水泥+35%硅粉PC C81- +0.5%消泡劑PC-X60L +0.4%緩凝劑PC-H21L +3%降失水劑PC-G80L+4%防氣竄劑PC- B83+6%增強(qiáng)劑Micro-Block +2%分散劑PC-F41L +135%加重劑PC-D20+鉆井水+8%自修復(fù)劑PC-SH1。

圖2 120 ℃、2.25 g/cm3水泥石自修復(fù)能力評(píng)價(jià)

3.3 配套工藝措施

1) 首先在井眼中注入全防水合物鉆井液，防止由于深水井壓力高、井口溫度低，竄入環(huán)空的高壓氣形成水合物而堵塞管道。另外，為了防止水泥漿和鉆井液接觸發(fā)生污染，在注水泥漿之前注入密度為1.88 g/cm3的隔離液12.7 m3。

2) 依次注入緩凝堵漏水泥漿、速凝水泥漿、自修復(fù)水泥漿、緩凝擠堵水泥漿，水泥漿柱設(shè)計(jì)如圖3所示。其中，緩凝堵漏水泥漿密度為2.0 g/cm3，其目的在于返到上層管鞋處封堵漏層；速凝水泥漿密度為2.25 g/cm3，其目的在于頂替到位后迅速起強(qiáng)度，形成擠水泥的回壓屏障；自修復(fù)水泥漿密度為2.25 g/cm3，其目的在于進(jìn)一步保證速凝漿的封固效果；緩凝擠堵水泥漿密度為2.25 g/cm3，其目的在于作為擠堵水泥漿把高壓氣層徹底擠死。

圖3 南海陵水區(qū)塊X1井水泥漿柱結(jié)構(gòu)示意圖

4 應(yīng)用效果

深水高壓井負(fù)壓力窗口固井關(guān)鍵技術(shù)措施及配套工藝在南海陵水區(qū)塊X1井固井實(shí)踐中取得了良好成效。固井泵頂替鉆井液至27 m3時(shí)壓力開(kāi)始快速上漲，環(huán)空無(wú)返出，快凝漿初凝，隨后壓力持續(xù)上漲，最終擠入壓力8 MPa；憋壓候凝24 h后，環(huán)空試壓5.6 MPa合格，實(shí)現(xiàn)了對(duì)漏失層的封固。泄鉆桿壓力后，未見(jiàn)氣泡，未見(jiàn)溢流；打開(kāi)阻流管匯，泄鉆桿環(huán)空壓力，氣測(cè)值逐步降低為零，無(wú)溢流，實(shí)現(xiàn)了對(duì)高壓層的有效封固。

5 結(jié)論

1) “防漏+快凝+自修復(fù)+緩凝擠堵”4段功能水泥漿技術(shù)和配套工藝適合上漏下噴負(fù)壓力窗口的深水高壓井應(yīng)急搶險(xiǎn)固井作業(yè)。

2) 快凝水泥漿返至高壓油氣層頂部后，邊返邊凝和緩凝尾漿高壓擠堵是成功封堵底部高壓層的關(guān)鍵。

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(編輯：孫豐成)

Key technology for negative pressure-window cementing in high pressure deep water wells

Luo Yuwei Chen Liang Luo Donghui Song Maolin Li Zhandong

(ChinaOilfieldServicesLimited,Sanhe,Hebei065201,China)

An abnormal high pressure gas reservoir was encountered during drilling operation of Well X1 in Lingshui block in the South China Sea. The pore pressure of the reservoir is higher than the formation fracturing pressure at the above casing shoe, so the reservoir pressure-cannot be balanced by drilling fluid, resulting in kick (probably evolving to blowout) at the hole bottom and lost circulation in the upper section. Aiming at the technical difficulties in negative pressure-window cementing in high pressure deep water wells, four special functional cement slurry slugs were employed, i.e., “l(fā)eak-proof slurry, quick-setting slurry, self-healing slurry and retarded slurry”. The cement slugs were effectively displaced into position and the high pressure gas reservoir was successfully blocked with drill string. The cementing technology will be a good reference for negative pressure-window cementing in other wells in the future.

deep water; high pressure well; negative pressure-window; cementing; four functional cement slug technology

*中國(guó)海洋石油總公司科研項(xiàng)目“深水固井關(guān)鍵技術(shù)研究與應(yīng)用(編號(hào)：CNOOC-KJ 125 ZDXM 12 LTD YF 2015-01)”部分研究成果。

羅宇維，男，教授級(jí)高級(jí)工程師，現(xiàn)為中海油田服務(wù)股份有限公司油田化學(xué)事業(yè)部總工程師，主要從事固井技術(shù)研究和作業(yè)支持工作。地址：河北省三河市燕郊開(kāi)發(fā)區(qū)行宮西大街81號(hào)(郵編：065201)。E-mail:luoyw@cosl.com.cn。

1673-1506(2016)04-0083-05

10.11935/j.issn.1673-1506.2016.04.013

TE256

A

2015-08-21 改回日期：2016-03-19

羅宇維，陳良，羅東輝，等.深水高壓井負(fù)壓力窗口固井關(guān)鍵技術(shù)[J].中國(guó)海上油氣，2016,28(4)：83-87.

Luo Yuwei，Chen Liang，Luo Donghui,et al.Key technology for negative pressure-window cementing in high pressure deep water wells[J].China Offshore Oil and Gas,2016,28(4):83-87.