川渝地区深井超深井固井水泥浆防污染试验

1、第 30 卷第 8 期钻 井 工 程51川渝地区深井超深井固井水泥浆防污染试验刘世彬1郑锟1 张弛2 曾凡坤1 冷永红1 唐炜1 王纯全11. 川庆钻探工程有限公司井下作业公司 2. 中国石化西南石油局西南油气分公司工程技术处刘世彬等. 川渝地区深井超深井固井水泥浆防污染试验. 天然气工业, 2010, 30( 8) : 51 54.摘 要 为解决深井、超深井固井水泥浆与钻井液的相容性问题, 在分析钻井液对水泥浆稠化时间的影响以及深井常用钻井液处理剂与深井常用高温水泥浆进行混合流体的流变性能、高温、高压稠化时间试验的基础上, 提出将深井常用的聚磺、钾聚磺两种中高温钻井液体系与深井常用的高温水泥

2、浆体系进行体系间混合流体相容性试验的方法。由此筛选出对水泥浆有促凝作用的钻井液处理剂, 来指导钻井液处理剂的选择; 并对现有水泥浆相容性试验标准和防污染工艺技术措施进行了评价, 总结出适合深井井下实际情况的水泥浆相容性试验方法和固井前钻井液性能调整技术、偏心环空隔离液技术、提高套管居中度技术、水泥浆防污染等措施。现场实践结果表明, 固井水泥浆防污染技术能确保深井、超深井固井作业的安全。最后建议根据不同地区特点建立一套较为全面的水泥浆防污染体系, 以此来提高固井质量。关键词 深井 超深井 固井 水泥浆 防污染 钻井液 相容性 工艺技术 DOI: 10. 3787/ j. issn. 1000 0

3、976. 2010. 08. 014深井一般井深较大, 井底温度、压力高, 小间隙, 封高压段的易塌地层钻进。固段长, 地层复杂、不稳定, 地层流体显示活跃, 井径不2) 钾聚磺钻井液, 密度为 1.26 2. 50 g/ cm3 , 具规则, 同一裸眼井段存在多个压力层系, 压力安全窗口有防塌能力强、抗高温( 可达 150) 、抗膏盐污染、流小, 容易发生井漏、井涌、气窜, 这就大大增加了深井固变性易调节等优点, 广泛应用于井深超过 2 500 m 的井水泥浆防污染技术的难度。有时为了解决水泥浆与地层。钻井液的相容性问题, 需要反复调节水泥浆配方、调整3) FS 31L+ SD10 水泥浆体

4、系, 密度为 1. 35钻井液性能, 既延长了固井施工周期, 又无法确保施工2. 50 g/ cm3 , 具有抗高温、失水量小、稠化时间易调整、安全( 如 LG001 3 井 127 mm 尾管插 旗杆 ) , 事倍过渡时间短、防气窜性能好等特点, 常用于深井尾管段功半。因此, 有必要开展水泥浆防污染技术研究, 找出井底循环温度大于 105 条件下的固井。进行 3 种流因钻井液与水泥浆不相容导致其混合流体稠化时间试体的体系评价时, 采用的常见配方见表 1, 其中钻井液验难以达标的具体原因, 并提出针对性的解决办法, 确配方中处理剂加量按照中等加量添加。结合深井固井保固井施工作业安全, 同时提高

5、固井质量 1 2 。流体混浆模拟试验成果, 混合流体比例按照水泥浆 / 钻1 中高温常用钻井液体系评价井液为 70/ 30 进行, 稠化时间试验条件为 125 70 MPa, 试验结果见表 1。目前, 川渝地区深井常用的聚磺、钾聚磺两种钻井表 1 的试验结果表明, 在该试验条件下水泥浆与液体系和高温水泥浆体系, 其体系特点及应用情况上述两类钻井液会发生污染, 混合流体较纯水泥浆稠如下:化时间最高缩短 35% , 在施工中应引起重视。水泥浆1) 聚磺钻井液是中、深井段应用最广的钻井液体与钻井液接触污染问题是一个互相污染的过程, 判断系, 密度为 1. 06 2. 40 g/ cm3 , 具有性能

6、稳定、抗高污染源可从 2 个方面出发: 根据混合流体的流变性温、抗膏盐污染、防塌能力强等特点, 常用于深井高温、能判别, 如果混合流体流动度低则判别为钻井液抗钙基金项目: 国家科技重大专项 大型油气田及煤层气开发项目 ( 编号: 2008Z X05022 005) 子课题的研究成果。作者简介: 刘世彬, 1973 年生, 高级工程师; 从事固井科研和现场服务工作。地址: ( 610051) 四川省成都市二环路北四段瑞丰巷6 号井下作业公司研发中心。电话: ( 028) 86019026,E mail: lsbww lnx 163. co m52天然气工业2010 年

7、8 月表 1 FS 31L+SD10 水泥浆体系与常用的两种中高温钻井液体系混合流体 HTHP 稠化时间表min体系 名 称T 40BCT 70BCT 100BCFS 31L+ SD10 水泥浆1)385388389FS 31L+ SD10 水泥浆/ 聚磺钻井液= 70/ 302)265267268FS 31L+ SD10 水泥浆/ 钾聚磺钻井液= 70/303)278280282注: 1) FS 31L+ SD10 水泥浆, 密度为 1. 90 g/ cm3 , 四川省夹江 G 级水泥+ 35% 硅粉+ 3. 0% SDP 1+ 8. 0% S D10+ 0. 2% S D52 +1.5%

8、S D66+ 2. 0% FS 31L+ 2. 0% 微硅;2) 聚磺钻井液, 密度为 1. 30 g/ cm3 , 0. 5%PH P+ 1% XY 27+15%SM C + 20% SEB +S M T 10% + 35%FK 10+ 30% SM P I + 5% SF 4+ 5% RGJ+ 10% NaOH+ 5% CaO+ 2% SP 80+ 2% JD 1; 3) 钾聚磺钻井液, 密度为1.30 g/ cm3 , 10%钠土+ 0. 2% KPAM + 0.2% JJ Z 1+ 5% DR + 20% DHD+ 30%S M P+ 20% RS TF+20%RLC101+ 10%

9、KCl+3%CaO。性差, 是由于钻井液中的黏土颗粒聚结造成的, 即是水泥浆污染了钻井液的表现。如果混合流体的流变性能保持良好则说明钻井液的抗钙能力较强, 水泥浆对钻井液基本没有不良影响; 根据混合流体的稠化时间来判别, 如果混合流体稠化时间较水泥浆稠化时间缩短, 说明是水泥浆受到钻井液污染后带来缓凝剂失效造成的。2 部分单一钻井液处理剂对水泥浆性能的影响为了进一步分析水泥浆受到钻井液污染后带来缓凝剂失效的原因, 需要开展钻井液的处理剂对水泥浆的相容性试验。首先根据两种钻井液体系常用处理剂的使用情况, 选取了降滤失剂( SH E 7、SM P I、RST F、 DR II、KH M ) 、防卡

10、润滑剂( RLC 101、FRH A、FK 10、ZFRJ、DH D、PPL) 、乳化剂( SP 80) 、页岩抑制剂( NRH ) 、稀释剂( SM T) 5 大类 15 种处理剂进行评价。在进行单一钻井液处理剂对水泥浆的评价时, 按两步来进行, 一是通过混合流体的流变性能( 常流、高流、初凝、终凝) 试验, 初步筛选出对水泥浆可能有促凝作用的钻井液处理剂; 二是通过混合流体的高温、高压稠化时间试验, 确定筛选出的这些钻井液处理剂是否对水泥浆真正具有促凝作用。2. 1 流变性能试验试验过程如下: 配黏土含量为 5% 的钻井液备用; 水泥浆配置同前; 将黏土含量为 5% 的钻井液稀释至 3%,

11、 然后逐一加入单一钻井液处理剂, 按最大加量添加, 充分搅拌分散, 待用; 将水泥浆与配制好的钻井液按不同的比例混合( 水泥浆/ 钻井液= 100/ 0、 90/ 10、70/ 30、50/ 50、30/ 70、10/ 90) 进行混合流体的常流、高流试验, 并观察其 2h、4h 的凝结情况。经过上述试验可以得出, 钻井液处理剂 SP 80、FK 10、DH D、ZFRJ、DR II、RSTF 、SH E 7、RLC 101、NRH 、KH M、 FRH A 在该试验条件下表现出对水泥浆有促凝作用, 且促凝主要发生在水泥浆/ 钻井液= 70/ 30、30/ 70 的混合比例下。2. 2稠化时间

12、试验将在流变性能试验中表现出对水泥浆有促凝作用的钻井液处理剂进行高温、高压稠化时间试验时, 试验方法如下: 水泥浆配置同前; 将黏土含量为 5% 的钻井液稀释至 3% 含量, 然后加入单一钻井液处理剂( 采用最大加量添加) , 充分搅拌分散, 待用; 按比例配置混合流体, 进行高温、高压稠化时间试验, 试验结果见表 2。根据试验结果可以将这些处理剂按照对水泥浆促凝作用的强弱进行归类。具有促凝作用的有: FRH A、KH M、NRH 、RST F、SP 80; 而 RLC 101、 SH E 7、DR II、ZFRJ、DH D、FK 10 没有促凝作用。3 相容性试验方法研究3. 1 API R

13、P 10B 与川渝地区深井固井相容性试验方法国外对井下流体相容性较重视, 严格按照 A PI RP 10B 油井水泥试验推荐做法 执行。但在国内一般采用配浆药水或稀释处理了的钻井液作为隔离液,规范性差 3 5 。API RP 10B 与川渝地区深井固井相容性试验方法的特点及区别见表 3。3. 2 深井固井相容性试验推荐做法川渝地区深井固井相容性试验简单易行, 测试数据直观, 能宏观反映混合流体的流动性能, 最大限度地考虑了井下流体掺混的复杂情况, 但是无法指导施工摩阻计算。API RP 10B 中井下流体相容性试验考虑了井下流体接触顺序, 根据试验结果可计算混合流体的流变性能, 能够指导施工摩

14、阻计算。因此, 可考虑结合两相标准, 取长补短, 为相容性试验提供参考依据。第 30 卷第 8 期钻 井 工 程53表 2水泥浆与钻井液混合流体稠化时间试验情况表钻井液处加量水泥浆/T 40BC / minT 100BC / min备 注理剂名称钻井液1)F RH A6.0%70/ 309597试验中第二组混合流体发生包心现象, 稠度值随时间30/ 70 400-逐渐升高, 420 min 未达到 100 BC, 停止试验KH M2.0%70/ 307881试验中第二组混合流体发生包心现象, 稠度值随时间30/ 70 400-逐渐升高, 410 min 未达到 100 BC, 停止试验NR H

15、50.0%70/ 307678试验中第二组混合流体发生包心现象30/ 70115135RL C 1015.0%70/ 30 400-试验中第二组混合流体发生包心现象, 稠度值随时间30/ 70 400-变化不大, 440 min 停止试验SH E 78.0%70/ 30 400-试验中第二组混合流体发生包心现象, 稠度值随时间30/ 70 400-变化不大, 450 min 停止试验RST F5.0%70/ 30254256试验中第二组混合流体发生包心现象, 稠度值随时间30/ 70 400-变化不大, 440 min 停止试验DR II1.0%70/ 30 400-试验中第一组混合流体在 4

16、10 min 停止试验; 第二组30/ 70 400-混合流体在 460 min 停止试验ZFR J6.0%70/ 30 400-试验中第一组混合流体在 425 min 停止试验; 第二组30/ 70 400-混合流体在 420 min 停止试验DH D6.0%70/ 30-试验中第二组混合流体发生包心现象30/ 70 400-FK 105.0%70/ 30-试验中第二组混合流体发生包心现象30/ 70 400-SP 800.6%70/ 30-30/ 70129130注: 1) 为混合流体比例。表 3 API RP 10B 与川渝地区深井固井水泥浆相容性试验方法对比表类别项目特 点区 别流动性

17、能试验AP I RP 10B多为两相、一个三项混合流体类型及比例不同、测量方法不同川渝地区相容性试验重视三相污染试验试验条件、仪器不同稠化时间试验AP I RP 10B隔离液能有效隔离水泥浆和钻井液考察重点不同川渝地区相容性试验考虑深井固井井下复杂情况混合流体类型及比例不同流动性能试验方面: 增加水泥浆、钻井液、隔离液的旋转黏度测试, 为流变学设计提供依据; 增加钻井液与隔离液的流动性能试验( 70/ 30、30/ 70) 两组; 当循环温度低于 90 时, 高温养护时间应大于注水泥施工作业总时间 , 循环温度高于 90 时, 高温养护时间取 120 min。稠化时间试验方面: 当封固段上下温

18、差较大时, 可采取模拟井下升降温过程进行水泥浆、钻井液、隔离液混合流体的稠化时间试验; 当混合流体的流动性能试验不能满足设计要求而稠化时间满足设计要求时, 视为相容性试验合格。4 结论1) 防污染工艺技术的关键就是采取一系列的工艺技术措施, 提高顶替效率, 防止或减少接触污染( 图 1) 。2) 水泥浆与钻井液相容性差是由两者相互作用引起的。水泥浆污染钻井液是因为水泥浆中的 Ca2+ 与钻井液中黏土的 Na+ 发生离子交换, 导致钻井液中的黏土颗粒聚结形成絮凝物质, 钻井液失去可泵性; 钻井液污染水泥浆是因为钻井液的某些处理剂引起水泥浆缓凝剂部分或者全部失效甚至反向, 导致水泥浆稠化54天然

19、气 工 业2010 年 8 月图 1固井防污染工艺技术图时间急剧缩短, 水泥浆失去可泵性。3) 目前川渝地区深井超深井常用钻井液处理剂按照对水泥浆有促凝作用的强弱进行归类, 具有促凝作用的有 FRH A、KH M 、NRH 、RST F、SP 80; 没有促凝作用的有 RLC 101、SH E 7、DR II、ZFRJ、DH D、 FK 10。4) 良好的深井井下条件是避免水泥浆被污染的必要前提, 钻井液性能调整、隔离液技术、提高套管居中度等措施是解决水泥浆与钻井液相容性最直接的手段。5) 现场实践表明, 川渝地区现行井下流体相容性试验方法是从深井固井井下条件复杂出发, 注重水泥浆、钻井液、隔

20、离液三相混合流体的稠化时间试验, 是宏观的评价方法; API RP 10B 中井下流体相容性试验认为隔离液能够有效隔离钻井液与水泥浆, 二者接触机会很小, 注重水泥浆、钻井液两相相容性试验, 是微观的评价方法。因此, 应根据不同地区特点建立一套较为全面的水泥浆防污染技术。参 考 文 献 1 李静, 郭小阳, 杨香艳, 等. 隔离液合理选材设计以改善与水泥浆相容性实验探索 J . 钻井液与完井液, 2007, 24( 4) : 43 46. 2 杨香艳, 郭小阳, 李云杰, 等. 高密度抗污染隔离液在川中磨溪气田的应用 J . 天然气工业, 2006, 26( 11) : 83 86. 3 刘东

21、清, 周济福, 李家春. 固井工程中的流动问题 J . 力学与实践, 2006, 28( 5) : 8 15. 4 曹权. 固井前置隔离液的研究发展 J . 内蒙古石油化工, 2008( 9) : 167 168. 5 石凤岐, 陈道元, 周亚军, 等. 超高温高密度固井隔离液研究与应用 J . 钻井液与完井液, 2009, 26( 1) : 47 49.( 收稿日期2010 05 27编辑 钟水清)中石油第一口页岩气井威 201 井完成加砂压裂施工2010 年 7 月 31 日下午, 中国石油天然气集团公司( 以下简称中石油) 川庆钻探工程有限公司井下作业公司顺利完成了中石油第一口页岩气井

22、威 201 井的加砂压裂施工任务。这次试水标志着中石油进入页岩气开发的实战阶段。威 201 井是中石油针对页岩气开发的第一口试探井, 整体设计、配套工艺、施工均由该公司自行承担。早在今年 6 月底, 川庆钻探工程有限公司井下作业公司就与 EO G、BJ、贝克休斯等多家国内外公司联手完成了角 68 1H 井页岩层 6 段加砂压裂改造作业 , 为在川渝地区进行页岩气开发作业积累了宝贵经验。7 月 31 日上午 9 点 28 分, 加砂压裂正式开始, 近 5 h 的施工没有出现 1 s 停歇, 连续泵注井筒总液量 1 937. 75 m3 , 排量达6. 42 m3 / min。( 井下作业公司新闻

23、站供稿)116N atur al Gas I ndustr y , V ol. 30, I ssue 8, 2010er was finally developed. M or eover , it s w or king principles ar e intro duced as follo ws: in casing running of cementing, the hang er isfirst connect ed to t he to p o f the liner str ing and run in ho le to co mplete the liner hang ing

24、job; a ball is then dro pped to the ball seatand hydraulic pressure ex erted t o force the upper and lo wer cy linders t o wo rk so as to move the upper and lower slips to mo ve up and ex pand and eventua lly get stuck inside the internal w all of the upper casing . T his hang er has been successful

25、ly used at t he w ell Jian men 1, prov iding va luable experience for the small clear ance long liner cement ing in similar ultradeep H PH T w ells.Key words: deep w ell, ultradeep w ell,double slip, high temperature,high pressur e, liner, hanger , development, applicationDOI: 10. 3787/ j. issn. 100

26、0 0976. 2010.08. 013Chen Yushu, eng ineer, bo rn in 1954,g raduat ed in drilling engineeringfr om So uthw est Petr oleum Institute in 1990. H e is no w eng aged in desig n, r esear ch and ser vice reg arding cementing engineer ing and cementing to ols.Add: N o. 6, Ruifeng L ane,No rth Sec. 4, 2nd Ri

27、ng R d. , Cheng du, Sichuan 610051, P. R. ChinaMobile: + 86 mail: chenyushu136 163. comAn experimental study on the prevention of cement slurry contamination during deep or ultradeep well cementing at Sichuan and Chongqing oil/ gas fieldsLiu Shibin1 , Zheng Kun1 , Zhang Chi2 , Zeng Fank

28、un1 , Leng Yo ng ho ng1 , Tang Wei1 , Wang Chunquan1( 1. Dow nhole Op er ation Comp any , Chuanqing Drilling E ngineering Co . , L td. ,CN P C, Chengdu, S ichuan610051, China; 2. Engineering T echnology Dep ar tment, S inop ec S outhw est Br anch Comp any , Dey ang, Si chuan 610700, China)NATUR. GAS

29、 IND. VOLUME 30, ISSUE 8, pp. 51 54, 8/ 25/ 2010. ( ISSN 1000 0976; In Chinese)Abstract: T o ensur e the co mpat ibility betw een the cement slur ry and the drilling fluid used in deep and ult radeep w ell dr illing, a com patibility experiment is co nducted using the commonly used po ly sulphonate

30、drilling fluid and po tassium poly sulphonate w ith hig h temper atur e cement slur ry sy st ems o n the basis of an analysis of t he effects of dr illing fluid on cement slurr y s thickening time and the test results of the r heo log y and hig h pressure high temperature thickening time of the co n

31、v entional dr illing fluid addit ives/ cement slurr y mix ture used in deep w ell dr illing . T he dr illing fluid additives helpful fo r flo cculat ion in cement slur ry ar e chosen as fut ur e dr illing fluid additiv e candidates. T he exist ing cement slurr y compatibility test crit eria and cont

32、aminatio n prev ention measures a re also ev aluated herein, and a set of slur ry co mpat ibility test methods and a set of measures like dr illing fluid pro per adjust ment befor ecementing o per atio n, eccentr ic annulus spacer fluid placement, casing cent ralizing impro vement,and cement slur ry

33、 contaminationpr evention ar e summed up. T he field a pplicat ion show s that the cement slurr y co nt aminat ion pr ev ent ion technolo gy can pro vide a safe way for deep and ultr adeep w ell cementing. It is recommended t hat a cement slurr y co ntam inat ion pr event ion sy stem be set up to im pro ve the cementing quality under differ ent conditio ns at differ ent ar eas.Key words: deep w ell, ultr adeep w ell, cementing , cement slurr y, contamination prev ention, dr