鶯歌海盆地東方13-1氣田高溫高壓尾管固井技術

吳　江， 朱新華， 李炎軍， 楊仲涵

(1.中海石油(中國)有限公司湛江分公司，廣東湛江 524057；2.中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術分公司，廣東湛江 524057)

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鶯歌海盆地東方13-1氣田高溫高壓尾管固井技術

吳江1， 朱新華2， 李炎軍1， 楊仲涵1

(1.中海石油(中國)有限公司湛江分公司，廣東湛江 524057；2.中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術分公司，廣東湛江 524057)

為解決鶯歌海盆地東方13-1氣田小井眼尾管固井時存在的氣竄和CO2腐蝕問題，研發(fā)了高密度高效清洗液和新型抗高溫高密度水泥漿，并采用旋轉尾管固井工藝，形成了高溫高壓氣井尾管固井技術?？垢邷馗呙芏人酀{配方中引入了膠乳顆粒、非滲透劑、超細填充顆粒及膨脹劑，有效改善了水泥漿的非滲透性和抗CO2腐蝕性，并采用顆粒級配技術提高了其穩(wěn)定性。室內(nèi)試驗表明，密度2.20 g/cm3的水泥漿可抗160 ℃高溫，24 h抗壓強度為15.1 MPa，防氣竄系數(shù)為0.59。該固井技術在南海東方13-1氣田6口開發(fā)井固井中進行了現(xiàn)場應用，水泥膠結測井結果表明，高壓氣層及重疊段固井質(zhì)量優(yōu)良率100%，生產(chǎn)期間氣井井口無異常帶壓情況，應用效果良好。研究與應用表明，高溫高壓氣井尾管固井技術能夠滿足鶯歌海盆地東方13-1氣田高溫高壓開發(fā)井尾管固井的需求。

高溫高壓；尾管固井；固井質(zhì)量；氣竄；井漏；東方13-1氣田；鶯歌海盆地

高壓油氣井在尾管固井時，由于地層流體高壓及地質(zhì)特性復雜，極易發(fā)生環(huán)空氣竄導致的井口帶壓問題[1-5]，而該問題制約了高溫高壓氣田的開發(fā)。隨著南海鶯歌海盆地中深層高溫高壓氣田獲得商業(yè)發(fā)現(xiàn)，國內(nèi)海上高溫高壓氣田的開發(fā)提上日程，但海上油氣田開發(fā)受海洋環(huán)境限制，通常只能在固定的平臺設施上鉆叢式井進行開發(fā)，平臺面積有限，井槽集中，一旦發(fā)生環(huán)空帶壓問題，將嚴重影響生產(chǎn)安全，甚至造成重大事故，如何避免氣竄帶來的環(huán)空帶壓問題將是海上高溫高壓氣田開發(fā)的關鍵[6-9]。為防止氣竄，國內(nèi)陸上油田在水泥漿配方、水泥外加劑及固井工藝方面進行了研究，形成了適應于不同地區(qū)固井需求的防氣竄固井技術，如川東北龍崗地區(qū)的碳酸鹽巖油氣藏高溫防竄防腐固井技術、四川普光氣田超高壓防氣竄尾管固井技術等，在一定程度上解決了高溫高壓氣井固井所面臨的一些問題[10-16]，但是海上高溫高壓氣田開發(fā)尚處于起步階段，對于高溫、高壓、高含CO2情況下水泥漿及固井工藝的研究還不多。因此，為了提高高溫高壓氣井尾管固井質(zhì)量，筆者研發(fā)了新型抗高溫高密度水泥漿及高密度高效清洗液，同時采用旋轉尾管固井工藝，形成了高溫高壓氣井尾管固井技術,并在鶯歌海盆地東方13-1氣田高溫高壓生產(chǎn)井固井中進行了應用，并取得良好的應用效果。

1　東方13-1氣田固井難點

1) 高溫高壓氣藏地層壓力系數(shù)高達2.0，固井時易發(fā)生氣竄，嚴重影響固井質(zhì)量。

2) 尾管與套管重疊段間隙最大19.49 mm，最小5.40 mm，φ177.8 mm尾管與裸眼環(huán)空間隙19.05 mm，并且由于水泥漿密度高達2.20 g/cm3，固井時會產(chǎn)生較高的循環(huán)壓耗，在安全密度窗口較窄的情況下，易造成水泥漿壓漏薄弱地層而發(fā)生漏失。

3) 斜井段尾管居中難度大，存在套管偏心問題，如果不進行有效預防，會因井眼清洗效果差而影響頂替效率。

4) 高密度鉆井液固相含量高，濾餅韌而厚，導致濾餅清除困難，易造成水泥膠結質(zhì)量差。此外，水基鉆井液潤滑性差，摩阻較大，易造成尾管下入困難。

5) 目的層CO2含量高達50%，開發(fā)過程中CO2將對固井水泥石產(chǎn)生腐蝕作用，不斷降低水泥石強度并增大水泥石的滲透率等，易導致水泥環(huán)封隔地層和保護套管的作用逐漸降低甚至失效。

2　尾管固井關鍵技術

針對東方13-1氣田的固井難點，從提高濾餅清除效率和水泥膠結質(zhì)量，增強水泥漿的防腐、防竄性能以及可提高固井質(zhì)量的配套工藝措施等方面進行了研究。

2.1高密度高效清洗液

氣井φ215.9 mm井段完鉆后鉆井液密度為1.95～2.00 g/cm3，井壁會附著較厚的濾餅，如果濾餅清除效果不好，會影響水泥膠結質(zhì)量。為提高清洗效果，沖洗液應具備有效的濾餅沖洗能力。為此，選用粗細顆粒搭配合理的加重劑,模擬砂輪打磨原理來解決高密度粗砂易沉淀的問題。通過大量的室內(nèi)試驗，優(yōu)選出密度為1.95 g/cm3的高效沖洗液，其配方為：1.0%消泡劑+1.0%降濾失劑+35.0%清洗液+鐵礦粉(1 200目∶250目=70∶30)；優(yōu)選出密度為2.05 g/cm3的隔離液，其配方為：1.0%消泡劑+0.6%隔離液+5.0%懸浮劑+10.0%清洗液+1 200目鐵礦粉+重晶石粉。室內(nèi)采用旋轉黏度計對高效沖洗液的效果進行了模擬測試，結果表明，與常規(guī)沖洗液相比，高密度高效沖洗液清洗后的儀器表面濾餅附著量少且光潔，沖洗效率達到85%以上，沖刷效果更好。

2.2抗高溫高密度水泥漿

針對東方13-1氣田氣井井底溫度、地層壓力和CO2含量高的地層特性，在常規(guī)水泥漿基礎上，引入新型膠乳顆粒，添加非滲透劑、超細顆粒及膨脹劑，增強水泥漿的非滲透性和抗CO2腐蝕性能，并應用顆粒級配技術進行顆粒粒徑優(yōu)化，研發(fā)了密度2.20 g/cm3的抗高溫高密度水泥漿，其配方為：水泥+35.0%硅粉+0.5%消泡劑+2.0%分散劑+3.5%降濾失劑+1.5%納米增強劑+4.0%膠乳+6.0%增強劑+0.7%高溫緩凝劑+2.0%高溫膨脹劑+0.5%膠乳消泡劑+35.0%鐵礦粉(250目)+55.0%鐵礦粉(1 200目)+56.5%水，加重至密度為2.20 g/cm3，基本性能見表1。

表1　新型抗高溫高密度水泥漿基本性能

由表1可以看出：該水泥漿在160 ℃和60 MPa條件下的濾失量為39.6 mL，降濾失效果良好，24 h抗壓強度達到15.1 MPa。

2.2.1防氣竄性能

利用Halliburton公司評價水泥漿防氣竄性能的經(jīng)驗公式計算抗高溫高密度水泥漿的防氣竄系數(shù)，評價其防氣竄能力。Halliburton公司的防氣竄系數(shù)計算公式為：

SPN=AQAPI

(1)

(2)

式中：SPN為水泥漿防氣竄系數(shù)；A為阻力變化系數(shù)；QAPI為水泥漿API濾失量，mL；t100，t30分別為水泥漿稠度達到100 Bc和30 Bc所需的時間，s。

式(1)反映了水泥漿濾失量及水泥漿凝固過程中阻力變化系數(shù)A對氣竄的影響，A值越小，SPN值也越小，防氣竄能力越強。根據(jù)經(jīng)驗，SPN值小于3時，水泥漿防氣竄的效果好。根據(jù)式(1)計算得到，抗高溫高密度水泥漿在160 ℃、60 MPa條件下的SPN值為0.59，防氣竄效果良好。該水泥漿在160 ℃、60 MPa條件下的稠化曲線如圖1所示，可看出該水泥漿呈近似直角稠化，防氣竄效果良好。

圖1　抗高溫高密度水泥漿稠化曲線Fig.1　Thickening curve of high-density temperature-resistance cement slurry

2.2.2防CO2腐蝕性能

使用高溫高壓水泥石腐蝕評價裝置評價抗高溫高密度水泥漿的防CO2腐蝕性能，試驗溫度160 ℃，壓力21 MPa，CO2分壓15 MPa。18個月的腐蝕試驗表明，膠乳加量4%的水泥石腐蝕深度較普通水泥石降低10%，隨著膠乳加量增大，水泥石腐蝕速率呈降低趨勢(見表2)。由于膠乳加量增大會降低水泥石的抗壓強度，因此優(yōu)選膠乳加量為4%。經(jīng)過回歸分析測得的18個月的腐蝕深度數(shù)據(jù)，可以得出20年后普通水泥石的腐蝕深度為22.7 mm，膠乳加量4%的水泥石腐蝕深度為15.6 mm，可見水泥漿添加膠乳可以有效延緩CO2對水泥石的腐蝕。

表2不同膠乳加量水泥石腐蝕深度隨時間的變化

Table 2Changes of corrosion depth of cement paste with time under different latex volume

腐蝕時間/月不同膠乳加量水泥石的腐蝕深度/mm04%8%12%18%12.52.52.31.80.223.53.43.22.40.434.04.03.62.10.565.24.84.41.80.696.15.55.01.60.7126.86.14.51.40.8157.36.63.21.20.9187.86.93.11.11.0

2.3旋轉尾管固井工藝

2.3.1旋轉尾管配套工具

采用FLEX-LOCK型液壓式尾管懸掛器，該懸掛器采用旋轉型的滾錐軸承總成，坐掛后可實現(xiàn)尾管旋轉，其卡瓦在施加軸向載荷時可大幅降低上層套管和懸掛器錐形體的應力，采用內(nèi)嵌式卡瓦能提供最大的液流旁通面積(見圖2)。液壓釋放送入工具在處于拉伸、壓縮或平衡狀態(tài)時均可以順時針旋轉尾管。封隔系統(tǒng)能保證坐封工具管柱與尾管頂部之間的雙向密封，封隔器可以承受高速循環(huán)的抽汲壓力，確保井眼壽命和尾管頂部的密封性，密封元件采用糙面設計可以抵抗高循環(huán)速率下的抽汲作用和機械損傷，從而實現(xiàn)較快的尾管下入速度。

圖2　可旋轉尾管懸掛器的基本結構Fig.2　Basic structure of rotating line hanger

2.3.2尾管串組合設計

尾管串組合為引鞋+1根尾管+雙浮箍短節(jié)+止膠塞球座+尾管串+懸掛器+封隔器+回接筒+φ127.0 mm送入鉆桿。管串下到位后投球，通過固井泵加壓實現(xiàn)坐掛、丟手及剪切球座。旋轉尾管懸掛器通過其上的止推軸承實現(xiàn)坐掛后卡瓦以下部分在送入工具驅(qū)動下旋轉，解決下套管遇阻技術難題。同時，尾管旋轉可以使鉆井液產(chǎn)生旋流，有利于沖刷井壁上的鉆井液和濾餅，提高頂替效率，從而提高固井質(zhì)量。

2.3.3旋轉扭矩及摩阻分析

由于尾管旋轉時會產(chǎn)生較大的扭矩，為不超過尾管上扣扭矩，現(xiàn)場實測了15和20 r/min時的扭矩和尾管停轉時上提、下放的懸重，并利用Landmark軟件的Wellplan模塊反算尾管旋轉時的扭矩，從而確定合理的轉速，以避免超過尾管的安全上扣扭矩。

3　現(xiàn)場應用

鶯歌海盆地東方13-1氣田開發(fā)一期共部署6口生產(chǎn)井，其中5口為定向井，1口為水平井，水深63.00 m，開發(fā)主要目的層為黃流組一段，儲層溫度144～151 ℃，儲層地層壓力系數(shù)1.91～2.00，平均完鉆井深3 207.20 m，垂深2 867.10 m。6口井尾管段采用抗高溫高密度水泥漿、帶封隔器的尾管懸掛器、尾管單膠塞固井和單尾漿封固。水泥漿密度2.10～2.30 g/cm3，返至尾管懸掛器以上50.00 m，參考探井裸眼附加量100%。固井結束后，采用水泥膠結測井儀對6口井尾管段進行了SBT扇區(qū)測井，6口井固井質(zhì)量合格率100%。下面以F3井為例說明現(xiàn)場施工情況。

F3井套管程序為φ762.0 mm隔水導管+φ508.0 mm套管+φ339.9 mm套管+φ244.5 mm套管+φ177.8 mm尾管(回接至井口)，完鉆井深3 013.00 m，完鉆井斜角30.5°，井底靜止溫度151 ℃，井底循環(huán)溫度116 ℃，目的層最高孔隙壓力系數(shù)1.93，完鉆鉆井液密度1.94 g/cm3。

3.1尾管下入作業(yè)

F3井完鉆后起鉆至坐掛位置，測鉆具上提懸重864.0 kN，下放懸重727.0 kN，鉆具轉速為15 r/min時的旋轉扭矩為24.0 kN·m。按要求連接提升工具、尾管懸掛器總成、球座/套管膠塞和尾管，井口測試坐封工具組合和密封組合正常，下放尾管。在引鞋到達裸眼段前，接頂驅(qū)循環(huán)，以確保沒有碎屑進入尾管。以不超過50%坐掛壓力的泵壓進行循環(huán)，待循環(huán)壓力穩(wěn)定，環(huán)空返出正常后停泵。尾管下入過程中，下壓4.5 kN無法通過遇阻點時，可以順時針旋轉尾管，但旋轉扭矩不能大于0.8倍的尾管上扣扭矩，尾管一旦開始旋轉，嚴禁突然釋放扭矩，否則會導致送入工具緊急丟手。

3.2判斷坐掛及丟手成功與否

在尾管串下至設計井深后，測試懸掛位置處的上提和下放懸重，通過懸重對比判斷懸掛器是否正常坐掛。一般情況下，在下放尾管串過程中，懸重降至正常下放懸重后，不會再繼續(xù)降低；若下放遇阻，可根據(jù)鉆桿和套管的伸長量及下放距離和懸重下降的幅度判斷懸掛器是否成功坐掛。

3.3旋轉尾管固井作業(yè)

送入工具丟手后，循環(huán)鉆井液清洗井眼，循環(huán)過程中以20～30 r/min的轉速旋轉管柱(旋轉扭矩不超過0.8倍尾管上扣扭矩)。循環(huán)期間采用批量混漿罐配制水泥漿，按照固井施工程序注入清洗液、隔離液、混合水和水泥漿。頂替時，鉆井泵以達到紊流要求、同時循環(huán)壓耗低于上層套管鞋破裂壓力的排量進行頂替至碰壓。水泥漿出尾管鞋前，以10～20 r/min的速度旋轉管柱，以提高頂替效率，固井施工順利完成。

3.4固井質(zhì)量評價

F3井的固井質(zhì)量評價結果表明，主要目的層黃流組一段的IIb氣組(2 955.00～2 982.50 m井段為高壓氣層)及重疊段封隔良好，固井質(zhì)量合格，能夠滿足后期完井射孔要求(見表3)。

表3F3井φ177.8 mm尾管固井質(zhì)量評價結果

Table 3Quality evaluation ofφ177.8 mm liner casing cementing of Well F3

井段/m水泥石強度/MPa聲波變密度測井結果固井評價2637.50～2641.0013.1套管波無良2641.00～2644.0013.8套管波弱至無優(yōu)2644.00～2943.0028.3套管波無優(yōu)2943.00～2952.0011.7套管波弱至清晰合格2952.00～2965.5028.3套管波無優(yōu)2965.50～2982.5028.6套管波無優(yōu)

4　結論與建議

1) 針對鶯歌海盆地東方13-1氣田高溫高壓氣井固井要求，研發(fā)了抗高溫高密度水泥漿及高密度高效清洗液，并配合旋轉尾管固井工藝，形成了高溫高壓氣井尾管固井技術。

2) 高溫高壓氣井尾管固井技術在東方13-1氣田6口井進行了現(xiàn)場應用，水泥膠結測井結果表明，尾管固井井段高壓氣層及重疊段封固質(zhì)量均達到良好，有效降低了氣井的環(huán)空帶壓風險，可為南海西部鶯歌海盆地、瓊東南盆地高溫高壓氣田開發(fā)中的固井施工提供借鑒。

3) 研究抗高溫高密度水泥漿時重點考慮了其防腐蝕和防氣竄性能，未對開發(fā)過程中應變和溫變引起的水泥石強度變化進行研究，需進一步研究開發(fā)周期內(nèi)水泥環(huán)的完整性，以延長氣井壽命。

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[編輯滕春鳴]

HTHP Liner Cementing Techniques in the Dongfang 13-1 Gas Field in the Yinggehai Basin

WU Jiang1，ZHU Xinhua2，LI Yanjun1，YANG Zhonghan1

(1.ZhanjiangBranchofCNOOCLtd.,Zhanjiang,Guangdong, 524057，China；2.CNOOCEnerTech-Drilling&PorductionCo.，Zhanjiang,Guangdong, 524057,China)

Technical challenges related to gas channeling and CO2corrosion were encountered in liner cementing operations in slime holes in the Dongfang 13-1 Gas Field of the Yinggehai Basin. To eliminate these problems, high density and high efficiency flushing fluids and innovative temperature-resistance high density cement slurry systems were developed to cope with rotating liner cementing techniques for liner cementing in HTHP wells. With the deployment of latex particles, non-penetrating agents, ultra-fine filling particles and expansion agents in the temperature-resistant high density cement, impermeability and resistance to CO2of cement slurry could be enhanced significantly. In addition, proper grading of particles would dramatically enhance the stability of the cement slurry system. Experimental results showed that the cement slurry with a density of 2.20 g/cm3could endure high temperatures up to 160 ℃ with a compressive strength of 15.1 MPa in 24 hours and anti-gas channeling factor of 0.59. The newly developed cementing techniques have been applied in 6 wells in the Dongfang 13-1 Gas Field in the South China Sea. Logging data showed cementing operations in high-pressure gas formations and in overlapping intervals were fully qualified with no abnormal pressures observed at the wellhead during production. Research results and application performances demonstrated that the newly developed liner cementing techniques for HTHP gas wells could meet operational requirements in the Dongfang 13-1 Gas Field.

high temperature high pressure; liner cementing; cementing quality; gas channeling; well leak; Dongfang 13-1 Gas Field; Yinggehai Basin

2015-10-11；改回日期：2016-04-28。

吳江(1983—)，男，河南鄭州人，2007年畢業(yè)于長江大學應用化學專業(yè)，2010年獲中國石油大學(北京)油氣井工程專業(yè)碩士學位，工程師，主要從事海洋鉆井工藝研究工作。E-mail：wujiang2@cnooc.com.cn。

中海石油(中國)有限公司綜合科研項目“海上油田鉆完井關鍵技術及裝備研制”(編號：CNOOC-KJ 125 ZDXM 12 LTD)部分內(nèi)容。

doi:10.11911/syztjs.201604004

TE256+.4

A

1001-0890(2016)04-0017-05

?鉆井完井?