深水开发井表层套管固井水泥浆研究与应用-辽宁化工2022年01期

摘      要： 深水开发井固井作业关乎油气田开发寿命，深水低温、水合物、浅层气、窄压力窗口等复杂地质环境给深水开发井表层套管固井作业带来风险与挑战，加之深水开发井表层套管固井作业量大，水泥浆的水化热、防窜、抗压强度、外加剂状态等性能都面临新的技术挑战。研发了一套低密度低水化热全液体水泥浆体系，水泥浆性能稳定，具有低密度、低水化热、防窜、强度满足下部钻进需求、适用于LAS系统的特点。现场应用作业顺利，固井质量优，为深水开发井表层套管固井作业具有借鉴意义。

关  键  词：深水;开发井;全液体;低水化热

中图分类号：TE256     文献标识码： A     文章编号： 1004-0935（2022）01-0108-04

深水开发井表层套管固井由于深水低温环境和浅部复杂地质状况，与浅水固井和传统的陆地固井有着显著区别，面临着低温、天然气水合物、浅层流、窄压力窗口、地层承压能力弱等诸多难题^[1-3]，给深水开发井表层套管固井带来了极大的挑战。

1  深水开发井表层套管固井技术难点

1.1  深水低温环境水泥浆抗压强度发展缓慢

随着水深不断加深，海水温度逐渐降低，当海水深度超过2 000 m时，泥线温度不超过4 ℃。在低温、超低温环境下，水泥浆水化速率降低，抗压强度发展缓慢，水泥浆候凝时间延长，降低了钻井时效^[4-5]。要求深水开发井表层套管固井水泥浆具有低温早强的特点，抗压强度能够满足下部钻进要求。

1.2  水合物、浅层气等地质灾害

深水浅部地层复杂，易形成天然气水合物和浅层流/气等地质灾害地层，控制不好会影响固井质量，严重时可能造成井喷沉船等恶性井控安全事故，深水浅层地质灾害给深水固井带来极大的挑战，严重威胁着井控安全^[6-8]。要求深水开发井表层套管固井水泥浆具有低水化热、防气窜的特点。

1.3  深水开发井表层套管固井作业量大

深水开发井采用双井架表层批钻作业，表层套管固井候凝时间短，作业量大，施工强度高，并且平台灰罐容积有限，常用的微珠混材体系无法满足一次完成长封固段大水泥浆量固井作业，传统大水灰比水泥浆体系，低温下抗压强度低难以满足开发井批量快速钻井要求^[9-10]。这就要求深水开发井表层套管固井水泥浆尽可能实现外加剂全液体化，便于现场作业。

1.4  窄压力窗口和浅部地层欠压实

深水浅部地层压实程度较差，地层承压能力较弱，导致浅部地层安全作业窗口变窄，极易发生井漏现象^[11-12]。要求深水表层套管固井水泥浆能够实现低密度调节，并且能够实现窄压力窗口平衡地层压力，降低漏失的风险。

2  低密度低水化热全液体水泥浆技术

2.1  水泥浆材料优选

2.1.1  液体悬浮材料优选

针对压力窗口窄、平台空间有限、水合物易受热分解的难题，本文通过室内实验研选了液体悬浮剂来解决该难题。液体悬浮剂是构建全液体低密度低水化热水泥浆体系的核心外加剂，起到降低水泥含量和水泥浆密度、增加水泥浆造浆率的作用。根据实验结果表1可以看出，液体悬浮剂S1相比于S0与S2，能够提高水泥浆悬浮性，并且有利于低温条件下水泥浆早期强度发展。

2.1.2  防窜材料优选

针对浅层流的风险，本文采用具有防窜和降滤失双重效果的防窜降滤失剂F1来解决该难题。根据表2可以看出，与普通降滤失剂F2相比，该防窜降滤失剂能够缩短水泥浆静胶凝过渡时间，并且在低温环境下具有辅助早强的作用。

2.1.3  早强材料优选

针对深水低温水泥石强度发展缓慢的难题，本文利用低温早强剂来提高水泥石早期强度，同时考虑到低水化热的需要，要求早强剂对水泥浆水化热影响尽可能低。图1对比了不同早强剂对水化热的增加幅度，本文选择了早期强度发展快，同时水化热增加幅度小的早强剂A1，进行低水化热水泥浆体系构建。

2.2  水泥浆体系构建

深水开发井表层套管固井水泥浆作业量大，采用海水构建配方可节省淡水运输成本，便于现场作业。以我国南海某区块为例，BHCT为25 ℃，BHST为40 ℃，泥线温度4 ℃，水合物层温度8 ℃，压力18 MPa，要求水泥浆密度1.5 g·cm^-3。根据实验条件和材料研选结果，构建的低密度低水化热全液体水泥浆基础配方为：“100% G级水泥+8%液体悬浮剂S1+8%防窜降滤失剂F1+5%早强剂A1+1%缓凝剂R2+1%消泡剂D+S/W”。

3  水泥浆体系性能评价

3.1  常规性能评价

构建的低密度低水化热全液体水泥浆的基础性能如表3所示，水泥浆流变性能良好，滤失量可控，25 ℃、48 h抗压强度9.3 MPa，泥线温度4 ℃有一定强度，整体而言，水泥浆性能满足作业要求。

3.2  水化热性能评价

TAM Air等温量热仪能够测定恒定温度环境下水泥浆的水化放热量。根据表4可以看出，与常规水泥浆体系相比，低密度低水化热全液体水泥浆体系水化速率峰值降低25%，24 h水化热降低37.7%，72 h水化热降低18.4%，有效降低了固井水泥浆水化放热量，避免了固井过程中发生集中放热引起的剧烈温升导致井周水合物发生分解。

3.3  水合物分解模拟评价

本文根据海上固井环境，研制了水合物分解模拟评价的实验装置，如图3所示。该装置能够模拟水合物地层的生成、水泥浆候凝过程中水合物地层的相态变化，从而能够评价构建的低密度低水化热全液体水泥浆体系是否会因引起水合物的受热分解。

根据现场作业环境，在釜体内生成水合物模拟水合物地层。注入配制的低密度低水化热全液体水泥浆，测试水泥浆与地层的温度、压力变化，实验结果如图4所示。根据实验结果可以看出，实验过程中水泥浆最大温升4 ℃，水合物地层最大温升0.6 ℃，地层压力保持稳定，水合物未见分解。

4  现场应用

我国南海某区块浅部地层可能存在天然气水合物和浅层气等地质异常体，给固井作业带来风险与挑战。其中，表层套管固井采用本文构建的水泥浆体系，首浆使用密度1.55 g·cm^-3的低密度低水化热全液体水泥浆，具有良好的稳定性、水化热较低，抗压强度满足作业要求，水泥浆设计上返至泥线，有效封固了浅层地质异常体;尾浆采用密度1.90 g·cm^-3的低温早强水泥浆体系，设计封固返高至套管鞋以上150 m，能够有效封固套管鞋，满足下部钻进要求。现场施工顺利，无气窜现象发生，测井结果显示胶结质量优，完成了深水开发井表层套管安全高效固井作业。

5  结 论

tb6hAfzBz4qh0idpHE/vmw9iosLOMZp7n6zoce9H7dU=通过实验研选出液体悬浮剂S1、防窜型降滤失剂F1、早强剂A1等液体外加剂，构建出一套低密度低水化热全液体水泥浆体系，该体系满足LAS系统自动添加，造浆率高，固体材料仅使用纯水泥，避免了现场灰罐使用受限的问题，适用于深水开发井表层套管高作业量施工。

新型低密度低水化热全液体水泥浆体系，具有低水化热、低滤失量、零自由水、造浆率高、低温环境下抗压强度满足作业要求的特点，能够有效应对深水表层套管固井。

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

CHEN Yu¹， JI Jing²， FENG Ying-tao¹， ZHANG Hao¹， WANG You-wei¹

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

Abstract： 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 additioFWqfRmyq2GCU4GCzWpODqQ4sOsXcM2J5UojlQQ0W/W4=n， the volume of cement slurry needed by the surface casinAq37/Duu+MWJoAPuudOAqo3mkVhOaXOXt1dBVD4ZOSo=g 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.

Key words： Deepwater; Development wells; Liquid additive; Low hydration heat