陳宇，紀經(jīng)，馮穎韜，張浩，王有偉

深水開發(fā)井表層套管固井水泥漿研究與應用

陳宇1，紀經(jīng)2，馮穎韜1，張浩1，王有偉1

（1. 中海油田服務股份有限公司油田化學研究院， 河北 廊坊 065201； 2. 中海油田服務股份有限公司油化事業(yè)部湛江作業(yè)公司， 廣東 湛江 524057）

深水開發(fā)井固井作業(yè)關乎油氣田開發(fā)壽命，深水低溫、水合物、淺層氣、窄壓力窗口等復雜地質環(huán)境給深水開發(fā)井表層套管固井作業(yè)帶來風險與挑戰(zhàn)，加之深水開發(fā)井表層套管固井作業(yè)量大，水泥漿的水化熱、防竄、抗壓強度、外加劑狀態(tài)等性能都面臨新的技術挑戰(zhàn)。研發(fā)了一套低密度低水化熱全液體水泥漿體系，水泥漿性能穩(wěn)定，具有低密度、低水化熱、防竄、強度滿足下部鉆進需求、適用于LAS系統(tǒng)的特點?，F(xiàn)場應用作業(yè)順利，固井質量優(yōu)，為深水開發(fā)井表層套管固井作業(yè)具有借鑒意義。

深水；開發(fā)井；全液體；低水化熱

深水開發(fā)井表層套管固井由于深水低溫環(huán)境和淺部復雜地質狀況，與淺水固井和傳統(tǒng)的陸地固井有著顯著區(qū)別，面臨著低溫、天然氣水合物、淺層流、窄壓力窗口、地層承壓能力弱等諸多難題[1-3]，給深水開發(fā)井表層套管固井帶來了極大的挑戰(zhàn)。

1 深水開發(fā)井表層套管固井技術難點

1.1 深水低溫環(huán)境水泥漿抗壓強度發(fā)展緩慢

隨著水深不斷加深，海水溫度逐漸降低，當海水深度超過2 000 m時，泥線溫度不超過4 ℃。在低溫、超低溫環(huán)境下，水泥漿水化速率降低，抗壓強度發(fā)展緩慢，水泥漿候凝時間延長，降低了鉆井時效[4-5]。要求深水開發(fā)井表層套管固井水泥漿具有低溫早強的特點，抗壓強度能夠滿足下部鉆進要求。

1.2 水合物、淺層氣等地質災害

深水淺部地層復雜，易形成天然氣水合物和淺層流/氣等地質災害地層，控制不好會影響固井質量，嚴重時可能造成井噴沉船等惡性井控安全事故，深水淺層地質災害給深水固井帶來極大的挑戰(zhàn)，嚴重威脅著井控安全[6-8]。要求深水開發(fā)井表層套管固井水泥漿具有低水化熱、防氣竄的特點。

1.3 深水開發(fā)井表層套管固井作業(yè)量大

深水開發(fā)井采用雙井架表層批鉆作業(yè)，表層套管固井候凝時間短，作業(yè)量大，施工強度高，并且平臺灰罐容積有限，常用的微珠混材體系無法滿足一次完成長封固段大水泥漿量固井作業(yè)，傳統(tǒng)大水灰比水泥漿體系，低溫下抗壓強度低難以滿足開發(fā)井批量快速鉆井要求[9-10]。這就要求深水開發(fā)井表層套管固井水泥漿盡可能實現(xiàn)外加劑全液體化，便于現(xiàn)場作業(yè)。

1.4 窄壓力窗口和淺部地層欠壓實

深水淺部地層壓實程度較差，地層承壓能力較弱，導致淺部地層安全作業(yè)窗口變窄，極易發(fā)生井漏現(xiàn)象[11-12]。要求深水表層套管固井水泥漿能夠實現(xiàn)低密度調節(jié)，并且能夠實現(xiàn)窄壓力窗口平衡地層壓力，降低漏失的風險。

2 低密度低水化熱全液體水泥漿技術

2.1 水泥漿材料優(yōu)選

2.1.1 液體懸浮材料優(yōu)選

針對壓力窗口窄、平臺空間有限、水合物易受熱分解的難題，本文通過室內(nèi)實驗研選了液體懸浮劑來解決該難題。液體懸浮劑是構建全液體低密度低水化熱水泥漿體系的核心外加劑，起到降低水泥含量和水泥漿密度、增加水泥漿造漿率的作用。根據(jù)實驗結果表1可以看出，液體懸浮劑S1相比于S0與S2，能夠提高水泥漿懸浮性，并且有利于低溫條件下水泥漿早期強度發(fā)展。

2.1.2 防竄材料優(yōu)選

針對淺層流的風險，本文采用具有防竄和降濾失雙重效果的防竄降濾失劑F1來解決該難題。根據(jù)表2可以看出，與普通降濾失劑F2相比，該防竄降濾失劑能夠縮短水泥漿靜膠凝過渡時間，并且在低溫環(huán)境下具有輔助早強的作用。

表1 不同液體懸浮劑水泥漿性能對比

配方：100% G級水泥+S/W+8%液體懸浮劑+4%早強劑A1+1%消泡劑D，水泥漿密度1.5 g·cm-3。

表2 不同降濾失劑水泥漿性能對比

配方：100% G級水泥+5%降失水劑+2%早強劑A1+1.0%分散劑J6+0.51%消泡劑D+S/W，水泥漿密度1.9 g·cm-3。

2.1.3 早強材料優(yōu)選

針對深水低溫水泥石強度發(fā)展緩慢的難題，本文利用低溫早強劑來提高水泥石早期強度，同時考慮到低水化熱的需要，要求早強劑對水泥漿水化熱影響盡可能低。圖1對比了不同早強劑對水化熱的增加幅度，本文選擇了早期強度發(fā)展快，同時水化熱增加幅度小的早強劑A1，進行低水化熱水泥漿體系構建。

圖1 不同早強劑水泥漿性能對比

2.2 水泥漿體系構建

深水開發(fā)井表層套管固井水泥漿作業(yè)量大，采用海水構建配方可節(jié)省淡水運輸成本，便于現(xiàn)場作業(yè)。以我國南海某區(qū)塊為例，BHCT為25 ℃，BHST為40 ℃，泥線溫度4 ℃，水合物層溫度8 ℃，壓力18 MPa，要求水泥漿密度1.5 g·cm-3。根據(jù)實驗條件和材料研選結果，構建的低密度低水化熱全液體水泥漿基礎配方為：“100% G級水泥+8%液體懸浮劑S1+8%防竄降濾失劑F1+5%早強劑A1+1%緩凝劑R2+1%消泡劑D+S/W”。

3 水泥漿體系性能評價

3.1 常規(guī)性能評價

構建的低密度低水化熱全液體水泥漿的基礎性能如表3所示，水泥漿流變性能良好，濾失量可控，25 ℃、48 h抗壓強度9.3 MPa，泥線溫度4 ℃有一定強度，整體而言，水泥漿性能滿足作業(yè)要求。

表3 水泥漿體系性能

圖2 低密度低水化熱全液體水泥漿體系稠化時間和抗壓強度發(fā)展

3.2 水化熱性能評價

TAM Air等溫量熱儀能夠測定恒定溫度環(huán)境下水泥漿的水化放熱量。根據(jù)表4可以看出，與常規(guī)水泥漿體系相比，低密度低水化熱全液體水泥漿體系水化速率峰值降低25%，24 h水化熱降低37.7%，72 h水化熱降低18.4%，有效降低了固井水泥漿水化放熱量，避免了固井過程中發(fā)生集中放熱引起的劇烈溫升導致井周水合物發(fā)生分解。

表4 低水化熱水泥漿配方水化熱

3.3 水合物分解模擬評價

本文根據(jù)海上固井環(huán)境，研制了水合物分解模擬評價的實驗裝置，如圖3所示。該裝置能夠模擬水合物地層的生成、水泥漿候凝過程中水合物地層的相態(tài)變化，從而能夠評價構建的低密度低水化熱全液體水泥漿體系是否會因引起水合物的受熱分解。

圖3 水合物分解模擬實驗裝置示意圖

根據(jù)現(xiàn)場作業(yè)環(huán)境，在釜體內(nèi)生成水合物模擬水合物地層。注入配制的低密度低水化熱全液體水泥漿，測試水泥漿與地層的溫度、壓力變化，實驗結果如圖4所示。根據(jù)實驗結果可以看出，實驗過程中水泥漿最大溫升4 ℃，水合物地層最大溫升0.6 ℃，地層壓力保持穩(wěn)定，水合物未見分解。

4 現(xiàn)場應用

我國南海某區(qū)塊淺部地層可能存在天然氣水合物和淺層氣等地質異常體，給固井作業(yè)帶來風險與挑戰(zhàn)。其中，表層套管固井采用本文構建的水泥漿體系，首漿使用密度1.55 g·cm-3的低密度低水化熱全液體水泥漿，具有良好的穩(wěn)定性、水化熱較低，抗壓強度滿足作業(yè)要求，水泥漿設計上返至泥線，有效封固了淺層地質異常體；尾漿采用密度1.90 g·cm-3的低溫早強水泥漿體系，設計封固返高至套管鞋以上150 m，能夠有效封固套管鞋，滿足下部鉆進要求?，F(xiàn)場施工順利，無氣竄現(xiàn)象發(fā)生，測井結果顯示膠結質量優(yōu)，完成了深水開發(fā)井表層套管安全高效固井作業(yè)。

圖4 模擬地層溫度和壓力變化曲線

5 結 論

通過實驗研選出液體懸浮劑S1、防竄型降濾失劑F1、早強劑A1等液體外加劑，構建出一套低密度低水化熱全液體水泥漿體系，該體系滿足LAS系統(tǒng)自動添加，造漿率高，固體材料僅使用純水泥，避免了現(xiàn)場灰罐使用受限的問題，適用于深水開發(fā)井表層套管高作業(yè)量施工。

新型低密度低水化熱全液體水泥漿體系，具有低水化熱、低濾失量、零自由水、造漿率高、低溫環(huán)境下抗壓強度滿足作業(yè)要求的特點，能夠有效應對深水表層套管固井。

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Research and Application of Cement Slurry for Surface Casing in Deepwater Development Wells

1,2,1,1,1

（1. COSL Oilfield Chemistry Research Institute, Langfang Hebei 065201, China;2. COSL Oilfield Chemicals Zhanjiang Branch, Zhanjiang Guangdong 524057, China）

Cementing operations of deepwater development wells are related to the development life of oil and gas fields. The complex geological environment of deep water low temperature, hydrates, shallow gas, narrow pressure window brings risks and challenges to deepwater development well surface casing cementing operations. In addition, the volume of cement slurry needed by the surface casing cementing is large, and the properties of cement slurry such as hydration heat, anti-gas migration, compressive strength, and additive state are all facing new technical challenges. In this paper, a low-density and low hydration heat cement slurry system with liquid additives was developed. The cement slurry has stable performance, low density, low hydration heat, and the compressive strength can meet the needs of operation, and is suitable for the LAS system. The field operation is smooth, and the cementing quality is excellent, which is of reference significance for the surface casing cementing operation of deepwater development wells.

Deepwater; Development wells; Liquid additive; Low hydration heat

中海油田服務股份有限公司科研項目，海上窄壓力窗口精細控壓固井技術研究（項目編號：YHB20YF015）部分研究成果。

2021-11-08

陳宇（1993-），女，助理工程師，碩士研究生，河北省石家莊市人，2018年畢業(yè)于中國石油大學（北京），研究方向：固井水泥漿材料研發(fā)與體系構建。

TE256

A

1004-0935（2022）01-0108-04