高溫大溫差水泥漿體系在勝利油田中的應用

吳波

摘 要：針對勝利油田深井封固段長、井底溫度高、上下溫差大、頂部水泥漿易出現緩凝甚至超緩凝等固井技術難題，開展了高溫大溫差水泥漿體系的研究。運用降失水劑KCM008L、緩凝劑KCM007L、分散劑KCM002L和抑泡劑KCM003，開發出了新型高溫外加劑系列，并考察了其綜合性能。實驗結果表明，該水泥漿體系在高溫大溫差下性能穩定；在溫差為80℃條件下，該體系起強快、候凝時間短，水泥石強度尤其是頂部強度高，能滿足溫度范圍在105～175℃，封固段長（垂深差）1041～3577m，最大溫差為73℃的油氣井固井施工要求。

關鍵詞：深井固井；大溫差；高溫外加劑；水泥漿

隨著勝利油田勘探開發向中深井、深井以及超深井方向發展，油氣井固井作業常遇到水泥封固段長（封固段大于2000m）、井底溫度高、上下溫差大的情況，上下溫差常常高達60℃甚至更高。在超高溫及大溫差環境下，由于現場水泥漿體系均以井底溫度進行設計，導致上部水泥強度形成緩慢，甚至長時間處于不凝固狀態，既不傳遞液柱壓力，又未形成膠結，極易造成油氣水竄槽，降低了固井施工質量，影響了油氣田的勘探開發效果。目前，人們主要采用特殊固井工藝技術解決長封固段固井難題[1]，如：分級固井[2]、多凝水泥漿體系[3]等。為了適應配套的固井技術，岳家平[4]、黎澤寒[5]等人對大溫差水泥漿體系進行了研究。

結合勝利油田實際需要，我們研發了高溫大溫差水泥漿體系，開發了新型高溫外加劑系列，使該體系能夠在高溫大溫差下性能穩定、水泥石強度尤其是頂部強度高，綜合性能優良，適應超深井長封固段固井作業的需要。

1 水泥外加劑的特點

1.1 降失水劑KCM008L

KCM008L的溫度和水泥漿密度適用范圍很廣， 溫度范圍為37-204℃，水泥漿密度范圍為1.44-2.40g/cm3。試驗顯示，KCM008L對水泥品種不敏感，但會提高水泥漿的粘度，含有KCM008L的水泥漿體系通常游離液較低，且KCM008L對漿體無緩凝作用。在高溫井的固井施工中，KCM008L與絕大多數油井水泥外加劑相配伍，并且與KCM007L緩凝劑有協同效應。

1.2 緩凝劑KCM007L

KCM007L是無機物緩凝劑，對水泥的水化效率不產生影響。它的溫度和水泥漿密度適用范圍很廣，溫度范圍為87-232℃，水泥漿范圍密度為1.68-2.4g/cm3。KCM007L與大多數水泥漿有較好的配伍性，并且對配漿水（淡水、海水、鹽水）、濃度、剪切力、溫度等諸多因素不敏感。

1.3 分散劑KCM002L

KCM002L的加入降低了水泥漿的摩阻，因此水泥漿注入時較易獲得紊流形態且泵送壓力可降至最低。當KCM002L應用于小尺寸管柱固井和水泥漿粘度較高的施工時，其作用尤為明顯。KCM002L可以有效地分散水泥漿中的固相顆粒并使其均勻地懸浮在水泥漿中，從而阻止了水泥漿沉淀并減少了游離液的產生。

1.4 抑泡劑KCM003

KCM003能在水泥漿中有效抑制泡沫產生，從而避免了在水泥漿的混配過程中產生的氣泡。KCM003不是消泡劑，因此需要在氣泡產生前加入到配漿液中。在低溫井況應用時，需要進行適當的循環增加它的分散性能。

2 水泥漿體系的實驗數據

2.1 基本性能

以表1和表2總結了高溫大溫差井的常用密度（1.89～2.15g/cm3）及井底靜止溫度（105～160℃）下水泥漿體系的基本API性能。體系的常溫流變性能為PV100～180Pa·s/YP5～15Pa，85℃養護后變為PV 50～150Pa·s/YP 0～10Pa。失水在30～150ml范圍內可調，游離液通常小于0.5%，24h抗壓強度25～44MPa。

表2 高溫大溫差水泥漿體系基本性能

2.2 溫度對水泥石的強度影響

圖1列出了在不同溫度下，密度為1.89g/cm3中高溫大溫差水泥漿體系的強度變化。數據表明：在井底靜止溫度為175℃，溫差為80℃（底部175℃，頂部95℃）使用中高溫大溫差水泥漿體系固井時，體系具有起強及時而且候凝時間隨溫度變化不大的特點，為該體系在中高溫大溫差固井的應用提供了技術上的保障，使中高溫大溫差固井施工真正做到起強快、候凝時間短、施工風險小、現場可操作性強。

圖1 抗壓強度隨溫度的變化關系

3 現場應用情況

高溫大溫差水泥漿體系已經取得密度范圍在1.6-2.3g/cm3，溫度范圍在105-175℃，封固段長（垂深差）1041～3577m，最大溫差為73℃油氣井固井施工的成功應用。以下是坨深4井水泥漿體系的實驗情況：

3.1 坨深4井領尾漿配方

領漿：勝濰G級水泥591.29g+KCM002L 29.98g+KCM003 2.62g+KCM007L 27.39g+KCM008L 61.18g+硅粉206.95g+鹽40g+水226.58g 密度1.91g/cm3

尾漿：勝濰G級水泥592.67g+KCM002L 30.05g+KCM003 2.63g+KCM007L 23.36g+KCM008L 52.56g+硅粉207.43g+鹽43g+水237.28g 密度1.91g/cm3

3.2 試驗結果

（1）領尾漿流變性能（如表3所示）。

（2）領尾漿稠化以及失水性能（表4）：

表4

圖31 領漿稠化曲線（稠化時間421min/135℃*65MPa*60min）

高溫大溫差水泥漿體系在勝利油田已應用了50余口井，通過對水泥漿體系的調整優化，解決了一些高溫大溫差井固井施工中遇到的難題，提高了固井質量，該技術對提高油田勘探開發的整體效益具有深遠意義和廣闊的應用前景。

參考文獻

[1]張華，馮宇思，靳建洲，等.大溫差水泥漿體系的研究與應用[J].鉆井液與完井液，2012，29（5）：54-57.

[2]嚴焱誠，肖國益，薛麗娜，等.川西地區須家河組氣藏深井固井的難點及對策[J].天然氣工業，2009，29（12）：38-40.

[3]房志毅，吳仕榮，姚坤全，等.三凝水泥漿體系在深井、超深井固井中的應用[J].天然氣工業，2008，28（7）：58-59+69.

[4]岳家平，徐翔，李早元，等.高溫大溫差固井水泥漿體系研究[J].鉆井液與完井液，2012，29（2）：59-62.

[5]黎澤寒，李早元，劉俊峰，等.低壓易漏深井大溫差低密度水泥漿體系[J].石油鉆采工藝，2012，34（4）：43-46.