适合小井眼单通道井固井水泥浆体系研究

金勇,许明标,王晓亮 (长江大学石油工程学院,湖北 武汉 430100)

适合小井眼单通道井固井水泥浆体系研究

金勇,许明标,王晓亮 (长江大学石油工程学院,湖北 武汉 430100)

小井眼单通道井将小井眼钻井技术与单通道井技术相结合,由于环空间隙小以及只有一个油管通道的特点,在固井中对水泥浆的性能及安全性提出了更高的要求。通过室内比较研究,针对小井眼单通道井固井的特点,提出了一套用D级水泥配制的低黏聚合物水泥浆体系,该体系流变性能好,滤失量小,零自由水,稳定性好,密度和稠化时间可调,韧性好,安全性能好,能满足小井眼单通道井固井对水泥浆的各项要求,具有良好的应用前景。

小井眼;单通道井;固井;水泥浆

在油田开发的中后期,开采未被开发的储量难度越来越大,采用常规的钻完井模式开采的话,投入高,风险大,经济效益不高。此外,针对一些边际油田和那些单井产量不高的区块,也不适宜采用常规的钻完井模式。小井眼单通道井将小井眼钻井技术与单通道井技术相结合,采用小的井眼尺寸,简化的井身结构设计和生产管柱设计,完井作业不占用钻机时间,能够最大限度地降低钻完井费用。同时根据调研的国外成功开发经验,小井眼单通道井技术可用于开发煤层气、页岩气资源,因此单通道井可为非常规油气资源的开发提供重要的技术基础[1]。

1 小井眼井与单通道井的区别

小井眼井指的是70%的井深直径小于177.8mm的井[3],其主要特点就是井径较常规井小,环空间隙小;单通道井是一种用油管代替套管,并对油管实施固井和射孔的一种油气生产井钻完井方式。小井眼井与单通道井的主要区别在于二者井身结构的不同,小井眼井与常规井的井身结构相同,完井后存在2个流通通道,一个是用于油气生产的油管,一个是用于压井用的油管与套管的环形空间;而单通道井只有一个用于油气生产的油管通道,油管与地层 (或套管)之间直接用水泥环封死。因此,单通道井可能是小井眼井钻井后完井,也可能是常规井钻井后完井。

2 小井眼单通道井固井技术难点

小井眼单通道井固井的难点既包括小井眼固井难点,也包括单通道井固井难点。因此,小井眼单通道井固井难点主要体现在以下几个方面:

1)小井眼井由于环空间隙小,在注水泥过程中阻力大,需要较高的施工压力,风险较大。

2)小井眼井顶替效率低、套管居中度低,对固井质量影响较大。

3)小井眼井水泥环薄,水泥石强度低,水泥石与地层、套管的胶结质量难以保证[4]。

4)小井眼较窄的环空间隙容易导致水泥浆处于高的剪切状态下,从而引起水泥浆的快速失水或脱水,造成桥堵、憋泵甚至压漏地层。

5)单通道井没有传统井眼的压井通道,固井风险较大,需要下入井下安全阀,为保证安全阀不受固井水泥浆的不良影响,对水泥浆的性能提出了更高的要求。

6)单通道井与常规井相比,井身结构较为简单,在井下遇到问题需要大修时,不能像常规井那样使用井下工具,而是采用侧钻的方式,在固井设计水泥浆返高时要考虑侧钻的要求。

3 小井眼单通道井固井水泥浆体系性能评价

3.1 低黏聚合物水泥浆体系常规性能

小井眼单通道井固井水泥浆体系需要水泥浆具有低黏、零自由水、滤失小、稳定性好、抗压和抗折强度高以及稠化性能和安全性能良好。室内研究出了适用于小井眼单通道井固井水泥浆体系,表1为低黏聚合物水泥浆体系性能评价。由表1可知,该水泥浆体系具有较好的抗压强度。

1#低黏聚合物水泥浆低温配方:D级水泥+37.0%实验室淡水+0.5%消泡剂CX66L+2.0%弹性乳液GR1+3.5%降失水剂CG83L-D10+8.0%孔隙支撑剂MX+1.0%分散剂CF44L+0.15%缓凝剂H63L+0.2%纤维BING-Ⅰ(配方中百分数为质量分数,下同)。

2#低黏聚合物水泥浆高温配方:D级水泥+35.0%硅粉SSA1+42.0%实验室淡水+0.5%消泡剂CX66L+2%弹性乳液GR1+5%降失水剂CG83L-D10+8.3%孔隙支撑剂MX+1.5%分散剂CF44L+ 0.3%～0.8%缓凝剂H63L+0.3%纤维BING-Ⅰ。

表1 低黏聚合物水泥浆体系常规性能

3.2 水泥浆体系流变性能评价

室内针对不同温度下低黏聚合物水泥浆与胶乳水泥浆流变性进行了对比,并确定其流变模式,试验结果见表2。

3#胶乳水泥浆配方:G级水泥+37.0%实验室淡水+0.5%消泡剂CX66L+2.0%弹性乳液GR1+ 3.5%降失水剂CG83L-D10+8.0%孔隙支撑剂MX+1.0%分散剂CF44L+0～0.5%缓凝剂H63L+ 0.2%纤维BING-Ⅰ。

表2 不同温度下低黏聚合物水泥浆与胶乳水泥浆流变性

图1、2确定了低黏聚合物水泥浆与胶乳水泥浆体系的流变模式,对室温、50、70、90℃条件下的流变参数进行了回归分析。根据图1、2中曲线的特征和回归系数 (R2)可以分析出,低黏聚合物水泥浆体系和胶乳水泥浆体系都符合宾汉塑性流体的特征,且低黏聚合物水泥浆体系的R2更大更接近1,因此其相对于胶乳水泥浆体系而言流变性能更好。

图1 低黏聚合物水泥浆体系流变性回归分析 图2 胶乳水泥浆体系流变性回归分析

3.3 水泥浆沉降稳定性评价

根据GB/T 19139—2003,室内利用流变数据研究了水泥浆的沉降稳定性。在室温下,室内对比评价了用D级水泥配制的低黏聚合物水泥浆体系与用G级水泥配制的胶乳水泥浆体系的沉降稳定性,二者只是所用水泥不同,其他添加剂均相同。结果如表3、4所示。

表3 D级水泥配制的低黏聚合物水泥浆体系沉降稳定性评价

表4 G级水泥配制的胶乳水泥浆体系沉降稳定性评价

根据流变数据判定水泥浆沉降稳定性标准。当递增读数/递减读数的比值均近似为1时,表明水泥浆在平均试验温度下无沉降,流变性能与时间无关;当递增读数/递减读数的比值大多数大于1时,表明水泥浆在平均试验温度下可能发生沉降;当递增读数/递减读数的比值大多数小于1时,表明水泥浆可能发生胶凝。从表3、4试验数据可以看出,低黏聚合物水泥浆体系和胶乳水泥浆体系都具有较好的沉降稳定性,但低黏聚合物水泥浆体系明显优于胶乳水泥浆体系。

3.4 水泥浆体系力学性能评价

1)水泥石抗压强度 考虑单通道井钻完井技术应用与海洋油气的开发,海洋钻井对固井水泥浆早期强度的发展要求更高,水泥石强度越早达到3.5MPa,越有利于钻井成本的控制。室内对小井眼单通道井固井水泥石的早期抗压强度进行了详细的评价。在该水泥浆体系配方中,孔隙支撑剂MX能够有效地提高水泥石早期强度的发展,室内重点对孔隙支撑剂MX质量分数与水泥石抗压强度的关系进行了评价,结果如表5所示。

4#配方为:D级水泥+39.0%实验室淡水+0.5%消泡剂CX66L+2.0%弹性乳液GR1+3.5%降失水剂CG83L-D10+1.0%分散剂CF44L+0.5%缓凝剂H63L+0.2%纤维BING-Ⅰ+0～10%孔隙支撑剂MX。

5#配方为:D级水泥+35.0%硅粉SSA1+47.0%实验室淡水+0.5%消泡剂CX66L+2%弹性乳液GR1+5%降失水剂CG83L-D10+1.5%分散剂CF44L+0.8%缓凝剂H63L+0.3%纤维BING-Ⅰ+0～10%孔隙支撑剂MX。

表5 孔隙支撑剂MX质量分数与水泥石抗压强度的关系

由表5可以看出,孔隙支撑剂MX的增加,能明显提高水泥石的抗压强度;在质量分数为8%时,可满足小井眼单通道井对水泥石性能的要求。

2)水泥石韧性 主要是通过测试其抗压强度、抗冲击强度、抗拉伸强度及抗剪切强度来实现的。室内评价结果如表6所示。

6#配方为:G级水泥+40%实验室淡水+0.3%消泡剂CX66L+5%降失水剂CG83L-D10+0.5%分散剂CF44L+0.5%缓凝剂H63L。

7#配方为:G级水泥+39%实验室淡水+0.5%消泡剂CX66L+2.0%弹性乳液GR1+3.5%降失水剂CG83L-D10+8.0%孔隙支撑剂MX+1.0%分散剂CF44L+0.6%缓凝剂H63L+0.2%纤维BING-Ⅰ。

表6 水泥石韧性评价

由表6可以看出,采用D级水泥配制的低黏聚合物水泥浆体系的抗压强度明显低于用G级水泥配制的韧性水泥浆体系,但D级水泥配制的低黏聚合物水泥浆体系的抗冲击强度、抗剪切强度和抗拉伸强度都相对较高。因此,并不是水泥石的抗压强度越大,其抗冲击强度、抗剪切强度和抗拉伸强度就一定越大,二者并不存在必然的对应关系。

表7 升温时间对水泥浆稠化性能影响

3.5 水泥浆安全性能评价

任何井在固井中都存在着风险,为保证小井眼单通道井固井过程水泥浆的安全泵送,室内选用1#、2#配方水泥浆体系进行升温稠化性能以及不同压力下的滤失量的研究,结果如表7、8所示。由表7可以看出,随着升温时间的延长,稠化时间略有增加,但总体平稳,均在安全泵送范围之内;升温时间对水泥浆的稠化时间影响不大,不会影响该体系的安全泵送。由表8可以看出,模拟井底压力变化情况,随着压差的增大,水泥浆滤失量随之增大,其中2#配方增大较为明显;但总体来说,整个滤失量都在可控的范围之内,水泥浆具有良好的抗滤失效果。综合分析,采用D级水泥配制的低黏聚合物水泥浆体系具有良好的安全性能。

表8 不同压力对水泥浆滤失量的影响

4 结论

1)低黏聚合物水泥浆体系各项性能满足小井眼单通道井固井要求,它具有低黏、零自由水、滤失小、稳定性好、抗压和抗折强度高以及稠化性能和安全性能可调的特点。

2)低黏聚合物水泥浆体系采用D级水泥配制,其流变性能及沉降稳定性能均优于采用G级水泥配制的胶乳水泥浆体系。

本文属中海石油 (中国)有限公司北京研究中心项目 “单通道井固井质量检测技术及水泥浆体系研究(CCL2012RCPS0201ESN)”产出论文。

[1]周建良,刘书杰,耿亚楠,等.单通道井钻完井技术在边际油田应用前景分析[J].石油科技论坛,2012,31(4):13～17.

[2]谢梅波.单通道钻完井技术及其在我国海上油气田应用的可行性[J].中国海上油气,2005,17(2):112～115.

[3]刘硕琼,谭平,张汉林,等.小井眼钻井技术[M].北京:石油工业出版社,2005.

[4]孟庆拥,秦文革.小井眼固井工艺技术研究及现场应用[J].石油天然气学报(江汉石油学院学报),2005,27(2):217～218.

[编辑]帅群

TE254

A

1000-9752(2014)02-0105-05

20130920

金勇(1987),男,2011年大学毕业,硕士生,现主要从事钻完井方向的学习与研究工作。