高溫高壓泡沫水泥環完整性研究

卓興家，秦 宇

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高溫高壓泡沫水泥環完整性研究

卓興家，秦 宇

（東北石油大學 石油工程學院， 黑龍江 大慶 163318）

高溫高壓泡沫水泥固井存在很多挑戰，例如：鉆井液循環和固井泥漿充填過程中的漏失；頂替鉆井液和泥漿位置的確定；游離水和氣的竄槽；套管接頭載荷損失；水泥環不完整性；氣體環空壓力過大。針對以上問題，在工程方面分析討論了在高溫高壓條件下最佳泡沫水泥環完整性在整個井壽命期間的性能。此外，本文也對挪威、北海在高溫高壓條件下泡沫固井常規程序進行研究分析，對比不同類型的泡沫水泥和常規水泥泥漿的性能，建立水泥系統評價體系。同時，研究氮在高溫高壓條件表現和泡沫體的流變性能，并指出解決問題的關鍵。

高溫高壓；泡沫水泥；水泥環；頂替效率

傳統工業上集中考慮水泥漿短期的使用屬性，并未考慮長期效果。然而，長期以來，井筒完整性取決于水泥環的材料性能和機械性能，如楊氏模量，抗拉強度和井下耐化學侵蝕等。根據以往的經驗表明，在對井進行完井，壓力試驗，注入，增產改造等施工過程中，水泥環可能會失去它的固有性能。水泥環完整性失效的原因是通常在井施工過程中壓力和溫度的差異性變化，導致水泥漿體系的變化。如果在有效壽命期間水泥環失效，安全和經濟地生產的目標可能無法實現。因此，水泥環應具有最佳性能以便能夠承受作業的壓力。高溫高壓條件下，保證水泥環的長期完整性能是至關重要［1］。

1 泡沫水泥漿體系

1.1 鉆井液頂替和漏失

泡沫水泥漿與常規泥漿相比，具有優質的頂替特性和充填循環漏失空間的能力。泡沫水泥的兩個階段均能降低整個泥漿流體的漏失，眾所周知，控制氣體和液體的流入是主要屬性之一。更重要的是，當水泥體積減小時，氣體能使發泡系統不斷增大。而在水泥水化期間，維持水泥管柱壓力恒定。油井水泥通常在水化反應過程中有4％的收縮量，水泥內的氣泡可以彌補這種收縮。因此，泡沫水泥優點在于控制油氣遷移和地層流體浸入，可以緩解水泥環的流體竄槽。如果得到合適的充填效果，置換成比流體的粘度或凝膠強度高頂替液。一般來說，泡沫泥漿已經比其他水泥漿拉伸粘度要高，比其它水泥漿有一個更好的填充空間的趨勢。然而泡沫水泥的這種屬性尚未被實驗證實。

1.2 流變

憑經驗發現在25％質量發泡水泥的粘度曲線滿足米切爾等研究的泡沫流定義的模型。在高溫高壓井中，泡沫紊流流動的研究是在井底壓力比預期值較低時進行的。拜爾等人發現，壓力通過影響泡沫質量從而影響了泡沫的流變。因此，利用數值模擬軟件對井下泡沫質量進行分析。在對大多數泡沫的評價中，當井下處于高溫高壓條件下，其質量約為25％，該泡沫用作起泡液體。此時，材料75%的性能會顯現類似水泥環，如果此處收縮量過高，溶解氮氣將產生新的泡沫。

1.3 增加彈性

泡沫水泥比無硝化作用的水泥彈性形變強，同時，也能抵抗溫度和循環壓力下的誘導應力。當套管管徑擴大時，水泥環發生彎曲，其后又反彈到原始條件下。由于這種靈活性，水泥環在很長一段時間內是不太可能被損壞的。

1.4 拉伸強度

由于水泥環向應力誘導井下的壓力增加，拉伸破壞是水泥環失效的最常見的模式之一。此外，套管壓力測試或壓裂措施過程中經常發生環向應力。環向應力作用在水泥環環向的平面中垂直于縱向軸并且由套管內的流體的壓力產生的。有研究表明，如果常規水泥在套管內的壓力至少以3 000 psi的增加，將會失去拉伸作用。而泡沫水泥漿保持不變。因此，泡沫水泥的彈性可以防止水泥環的開裂［2］。

2 高溫高壓條件下氮氣的溶解度

在高溫高壓條件下水泥漿中氮氣的溶解度可能影響配制得到的泡沫質量。如果氮氣大溶解在泥漿中，井下泥漿的密度會增加，在充填過程中可能破壞地層，除非氮氣、濾液擴散或滲入地層，從而增加鄰近井筒壓力，在端部可改善地層的斷裂強度。此外，這樣的水泥可能不具有所需的抗張強度或適當的機械性能。基于以往學者對泡沫水泥漿中氮的溶解度的這種分析，氮氣可以存在大約2％的誤差。因此，在井下氮氣的溶解量不能顯著的表現泥漿液密度的差異。這個效應也被由在高溫高壓條件下進行實際作業的質量平衡和水泥頂部位置驗證。在深井中，泡沫水泥泵送入井筒，并且達到與表層套管連接處的泥漿返高線。水泥樣品是棄井和探井井口。在圖1照片中，氮氣泡可以清楚地看到。樣品設定在大約2 200 psi和6 ℃下，氮的溶解度大約是2 cm3/cm3。測得的密度為10.1l b/gal。

如果實際注入氮氣濃度在施工泡沫水泥目標濃度以下（不夠注入），使最終的泥漿密度和所得靜壓力梯度是相當的（平均0%至5％的變化）。然而，如果注入氮過量，使最終的泥漿密度和所得靜壓力梯度是過度的（30%至40％期望值或目標值）。這個梯度顯示出準確測量注入氮的含量。

圖1 2 200 psi、6 ℃時掃描電子顯微鏡下的泡沫水泥漿照片

圖2、圖3是不同井深表層氮氣補償量與泡沫水泥漿密度、靜壓力梯度的關系圖。對于泡沫水泥固井施工表層注入氮氣的質量影響井下泥漿的最終密度，因此，根據預測結果繪制出不同深度水泥管柱。軸表示計劃氮氣的補償百分比率和軸表示不同井底泡沫水泥漿密度相應變化百分比，以及在整個過程中最終靜水壓力梯度相應的變化。通過關系圖表明：不可壓縮的流體在較低的靜水壓力或低泥漿的密度對固井施工作業很有影響［3］。

圖2 泡沫水泥漿密度

圖3 靜水壓力梯度

3 案例實例

在某高溫高壓區域成功應用高溫高壓泡沫水泥固井工藝，滿足以往常規水泥未能達到生產套管273.05 mm×244.48 mm尺寸。這兩種情況原井底溫度分別為140 ℃和144 ℃，以及相應的水泥放置溫度估計是95 ℃。為成功實現兩口井泡沫固井，首先，提供一個200 m已封固的管柱設定封隔器深度；其次，在套管級差的破裂壓力及等效循環密度穩定條件下，為防止后位置的氣竄、油氣運移和環空壓力的變化，提供足夠的鉆井液排量。特別是，在作業期間避免或減少環空損失。前期作業時，循環過程中鉆井液漏失，固井后期氣泡頂替返回，高濃度鉆井液或鹽水帽有利于油套環形空施工穩定進行。注入水泥漿后在339.73 mm×238.13 mm的套管環空處形成重晶石塞使其穩定。而對于B處環空壓力問題主要解決方法：確保水泥頂高度位于339.73 mm套管鞋以下，以便形成相對薄弱的泄漏通道；充填自由流體鹽水以便防止B環空處形成堵頭（B環空是生產套管和上層套管之間的環形空間）；監測B環空壓力，保持管內的預測壓力。在六口井中三口井，水泥凝固后重金屬鹽水無法注入，因此必須適用潤滑油注入B環形空間，以便氣體滲入持續壓縮和形成自由流動流體。在最后三口井，鹽水可以通過擠入B環空內，滿足339.73 mm套管鞋以下薄弱區注入［4］。

3.1 獲取適宜頂替效率

在安裝四個生產套管后，等效循環密度的限制無充足的動力投入到水泥充填獲得適當的鉆井液頂替效率。 因此，對于最后兩口井而言，主要改變隔離液中損失循環材料和泡沫水泥漿，獲取最佳頂替效率。隨著頂替效率的變化，頂替速度顯著降低，等效循環密度也隨之減少，套管環形空間中流體的摩擦阻力導致降低循環速率（圖4）。

圖4 頂替效率與井眼關系圖

3.2 泡沫水泥固井

泡沫固井前期作業是將套管鞋設定在5 474 /3 754 mMD/TVD，井斜角由56°降到42°。在這口井，大約半開井眼為311 mm，而上半部分是擴到342.9 mm，以減少鉆井時的等效循環密度。泥漿返回率在10%~60％之間，并且水泥返高高于要求深度，頂替效率滿足預期的1 000 L/min，施工人員利用水泥膠結測井技術進行泡沫固井。第二次泡沫固井作業中，套管鞋是位于3678 m/4719 m MD/TVD，311.15 mm×342.9 mm的井段有大約45°的導向傾角。這一次打開342.9 mm的井眼遇到復雜因素，利用較低尺寸套管（54%~64％的標準尺寸井眼）鉆穿已封固層段。在此作業的也實現頂替速度大約為1 000 L/min，這代表管道集中差的245 mm×342.9 mm環形空間是一次突破。在這口井，鉆井液性能穩定，通過改變其成分，有助于減少重晶石沉降及泥漿密度穩定［5］。

4 結 論

1）針對泡沫水泥漿體系的漏失、流變性、增加彈性、較高的拉伸強度的理論分析作為基礎，從而對井下泡沫水泥漿中氮氣的溶解度進行研究，發現泡沫水泥注入過量N2時，導致井下質量過差，產生較大的誤差；同時也很難精準預測。

2）現場情況表明，泡沫水泥漿可以有效地使用在水泥膠結測井上，并且利用水泥膠結測井測量結果，分析不同井眼尺寸，頂替效率也不同。通過改變機械性能，降低環空壓力，提高頂替效率和后續封隔建立。

［1］ 牟月倩. 高溫高壓固井技術研究[J]. 西部探礦工程，2006，120(4): 104-106.

［2］ 顧軍，尹會存，高德利，等. 泡沫水泥穩定性研究[J]. 油田化學，2004，4：12-14.

［3］ 朱禮平. 液氮泡沫水泥固井工藝及施工技術研究[D]. 西南石油大學，2007: 18-20．

［4］ 張慶. 印尼高溫高壓井固井技術研究及應用[D]. 長江大學, 2013．

［5］ 許樹謙. 充氣泡沫水泥漿固井技術研究[D]. 西南石油學院, 1998．

Study on the Integrity of Foam Cement Sheath Under High Temperature and Pressure

ZHUO Xing-jia，QIN Yu

（Department of Petroleum Engineering，Northeast Petroleum University, Heilongjiang Daqing 163318，China）

There are many challenges during high temperature and high pressure foam cementing, such as the leakage in drilling fluid circulation and cementing slurry filling process, determining the location of replacing drilling fluid and mud, free water and gas channeling, spigot load loss, imperfection of cement sheath, large gas annulus pressure. To solve these problems, the best engineering foam cement sheath integrity performance under high temperature and pressure conditions was analyzed and discussed during the entire life of the well. In addition, the foam cementing regular program under high temperature and pressure conditions in Norway and North Sea was researched, properties of different types of foam cement and conventional cement slurry were compared, and the evaluation system of the cement system was established. Meanwhile, properties of nitrogen under high temperature and pressure conditions and rheological properties of the foam were studied, and the key to solving the problem was pointed out.

High temperature and pressure; Foam cement; Cement sheath; Displacement efficiency

TE 357

A

1671-0460（2016）06-1188-03

2016-05-01

卓興家（1965-）,男,黑龍江省大慶市人,副教授,碩士學位,東北石油大學石油工程實驗中心,主要從事油藏描述研究工作。E-mail：zhuoxingjia@163.com。

秦宇（1988-），女，黑龍江省大慶市人，東北石油大學在讀碩士研究生，研究方向：油藏動態分析、壓裂產能評價等。E-mail：2982253762@qq.com。