高温高压泡沫水泥环完整性研究

卓兴家，秦 宇



高温高压泡沫水泥环完整性研究

卓兴家，秦 宇

（东北石油大学 石油工程学院， 黑龙江 大庆 163318）

高温高压泡沫水泥固井存在很多挑战，例如：钻井液循环和固井泥浆充填过程中的漏失；顶替钻井液和泥浆位置的确定；游离水和气的窜槽；套管接头载荷损失；水泥环不完整性；气体环空压力过大。针对以上问题，在工程方面分析讨论了在高温高压条件下最佳泡沫水泥环完整性在整个井寿命期间的性能。此外，本文也对挪威、北海在高温高压条件下泡沫固井常规程序进行研究分析，对比不同类型的泡沫水泥和常规水泥泥浆的性能，建立水泥系统评价体系。同时，研究氮在高温高压条件表现和泡沫体的流变性能，并指出解决问题的关键。

高温高压；泡沫水泥；水泥环；顶替效率

传统工业上集中考虑水泥浆短期的使用属性，并未考虑长期效果。然而，长期以来，井筒完整性取决于水泥环的材料性能和机械性能，如杨氏模量，抗拉强度和井下耐化学侵蚀等。根据以往的经验表明，在对井进行完井，压力试验，注入，增产改造等施工过程中，水泥环可能会失去它的固有性能。水泥环完整性失效的原因是通常在井施工过程中压力和温度的差异性变化，导致水泥浆体系的变化。如果在有效寿命期间水泥环失效，安全和经济地生产的目标可能无法实现。因此，水泥环应具有最佳性能以便能够承受作业的压力。高温高压条件下，保证水泥环的长期完整性能是至关重要［1］。

1 泡沫水泥浆体系

1.1 钻井液顶替和漏失

泡沫水泥浆与常规泥浆相比，具有优质的顶替特性和充填循环漏失空间的能力。泡沫水泥的两个阶段均能降低整个泥浆流体的漏失，众所周知，控制气体和液体的流入是主要属性之一。更重要的是，当水泥体积减小时，气体能使发泡系统不断增大。而在水泥水化期间，维持水泥管柱压力恒定。油井水泥通常在水化反应过程中有4％的收缩量，水泥内的气泡可以弥补这种收缩。因此，泡沫水泥优点在于控制油气迁移和地层流体浸入，可以缓解水泥环的流体窜槽。如果得到合适的充填效果，置换成比流体的粘度或凝胶强度高顶替液。一般来说，泡沫泥浆已经比其他水泥浆拉伸粘度要高，比其它水泥浆有一个更好的填充空间的趋势。然而泡沫水泥的这种属性尚未被实验证实。

1.2 流变

凭经验发现在25％质量发泡水泥的粘度曲线满足米切尔等研究的泡沫流定义的模型。在高温高压井中，泡沫紊流流动的研究是在井底压力比预期值较低时进行的。拜尔等人发现，压力通过影响泡沫质量从而影响了泡沫的流变。因此，利用数值模拟软件对井下泡沫质量进行分析。在对大多数泡沫的评价中，当井下处于高温高压条件下，其质量约为25％，该泡沫用作起泡液体。此时，材料75%的性能会显现类似水泥环，如果此处收缩量过高，溶解氮气将产生新的泡沫。

1.3 增加弹性

泡沫水泥比无硝化作用的水泥弹性形变强，同时，也能抵抗温度和循环压力下的诱导应力。当套管管径扩大时，水泥环发生弯曲，其后又反弹到原始条件下。由于这种灵活性，水泥环在很长一段时间内是不太可能被损坏的。

1.4 拉伸强度

由于水泥环向应力诱导井下的压力增加，拉伸破坏是水泥环失效的最常见的模式之一。此外，套管压力测试或压裂措施过程中经常发生环向应力。环向应力作用在水泥环环向的平面中垂直于纵向轴并且由套管内的流体的压力产生的。有研究表明，如果常规水泥在套管内的压力至少以3 000 psi的增加，将会失去拉伸作用。而泡沫水泥浆保持不变。因此，泡沫水泥的弹性可以防止水泥环的开裂［2］。

2 高温高压条件下氮气的溶解度

在高温高压条件下水泥浆中氮气的溶解度可能影响配制得到的泡沫质量。如果氮气大溶解在泥浆中，井下泥浆的密度会增加，在充填过程中可能破坏地层，除非氮气、滤液扩散或渗入地层，从而增加邻近井筒压力，在端部可改善地层的断裂强度。此外，这样的水泥可能不具有所需的抗张强度或适当的机械性能。基于以往学者对泡沫水泥浆中氮的溶解度的这种分析，氮气可以存在大约2％的误差。因此，在井下氮气的溶解量不能显著的表现泥浆液密度的差异。这个效应也被由在高温高压条件下进行实际作业的质量平衡和水泥顶部位置验证。在深井中，泡沫水泥泵送入井筒，并且达到与表层套管连接处的泥浆返高线。水泥样品是弃井和探井井口。在图1照片中，氮气泡可以清楚地看到。样品设定在大约2 200 psi和6 ℃下，氮的溶解度大约是2 cm3/cm3。测得的密度为10.1l b/gal。

如果实际注入氮气浓度在施工泡沫水泥目标浓度以下（不够注入），使最终的泥浆密度和所得静压力梯度是相当的（平均0%至5％的变化）。然而，如果注入氮过量，使最终的泥浆密度和所得静压力梯度是过度的（30%至40％期望值或目标值）。这个梯度显示出准确测量注入氮的含量。

图1 2 200 psi、6 ℃时扫描电子显微镜下的泡沫水泥浆照片

图2、图3是不同井深表层氮气补偿量与泡沫水泥浆密度、静压力梯度的关系图。对于泡沫水泥固井施工表层注入氮气的质量影响井下泥浆的最终密度，因此，根据预测结果绘制出不同深度水泥管柱。轴表示计划氮气的补偿百分比率和轴表示不同井底泡沫水泥浆密度相应变化百分比，以及在整个过程中最终静水压力梯度相应的变化。通过关系图表明：不可压缩的流体在较低的静水压力或低泥浆的密度对固井施工作业很有影响［3］。

图2 泡沫水泥浆密度

图3 静水压力梯度

3 案例实例

在某高温高压区域成功应用高温高压泡沫水泥固井工艺，满足以往常规水泥未能达到生产套管273.05 mm×244.48 mm尺寸。这两种情况原井底温度分别为140 ℃和144 ℃，以及相应的水泥放置温度估计是95 ℃。为成功实现两口井泡沫固井，首先，提供一个200 m已封固的管柱设定封隔器深度；其次，在套管级差的破裂压力及等效循环密度稳定条件下，为防止后位置的气窜、油气运移和环空压力的变化，提供足够的钻井液排量。特别是，在作业期间避免或减少环空损失。前期作业时，循环过程中钻井液漏失，固井后期气泡顶替返回，高浓度钻井液或盐水帽有利于油套环形空施工稳定进行。注入水泥浆后在339.73 mm×238.13 mm的套管环空处形成重晶石塞使其稳定。而对于B处环空压力问题主要解决方法：确保水泥顶高度位于339.73 mm套管鞋以下，以便形成相对薄弱的泄漏通道；充填自由流体盐水以便防止B环空处形成堵头（B环空是生产套管和上层套管之间的环形空间）；监测B环空压力，保持管内的预测压力。在六口井中三口井，水泥凝固后重金属盐水无法注入，因此必须适用润滑油注入B环形空间，以便气体渗入持续压缩和形成自由流动流体。在最后三口井，盐水可以通过挤入B环空内，满足339.73 mm套管鞋以下薄弱区注入［4］。

3.1 获取适宜顶替效率

在安装四个生产套管后，等效循环密度的限制无充足的动力投入到水泥充填获得适当的钻井液顶替效率。 因此，对于最后两口井而言，主要改变隔离液中损失循环材料和泡沫水泥浆，获取最佳顶替效率。随着顶替效率的变化，顶替速度显著降低，等效循环密度也随之减少，套管环形空间中流体的摩擦阻力导致降低循环速率（图4）。

图4 顶替效率与井眼关系图

3.2 泡沫水泥固井

泡沫固井前期作业是将套管鞋设定在5 474 /3 754 mMD/TVD，井斜角由56°降到42°。在这口井，大约半开井眼为311 mm，而上半部分是扩到342.9 mm，以减少钻井时的等效循环密度。泥浆返回率在10%~60％之间，并且水泥返高高于要求深度，顶替效率满足预期的1 000 L/min，施工人员利用水泥胶结测井技术进行泡沫固井。第二次泡沫固井作业中，套管鞋是位于3678 m/4719 m MD/TVD，311.15 mm×342.9 mm的井段有大约45°的导向倾角。这一次打开342.9 mm的井眼遇到复杂因素，利用较低尺寸套管（54%~64％的标准尺寸井眼）钻穿已封固层段。在此作业的也实现顶替速度大约为1 000 L/min，这代表管道集中差的245 mm×342.9 mm环形空间是一次突破。在这口井，钻井液性能稳定，通过改变其成分，有助于减少重晶石沉降及泥浆密度稳定［5］。

4 结 论

1）针对泡沫水泥浆体系的漏失、流变性、增加弹性、较高的拉伸强度的理论分析作为基础，从而对井下泡沫水泥浆中氮气的溶解度进行研究，发现泡沫水泥注入过量N2时，导致井下质量过差，产生较大的误差；同时也很难精准预测。

2）现场情况表明，泡沫水泥浆可以有效地使用在水泥胶结测井上，并且利用水泥胶结测井测量结果，分析不同井眼尺寸，顶替效率也不同。通过改变机械性能，降低环空压力，提高顶替效率和后续封隔建立。

［1］ 牟月倩. 高温高压固井技术研究[J]. 西部探矿工程，2006，120(4): 104-106.

［2］ 顾军，尹会存，高德利，等. 泡沫水泥稳定性研究[J]. 油田化学，2004，4：12-14.

［3］ 朱礼平. 液氮泡沫水泥固井工艺及施工技术研究[D]. 西南石油大学，2007: 18-20．

［4］ 张庆. 印尼高温高压井固井技术研究及应用[D]. 长江大学, 2013．

［5］ 许树谦. 充气泡沫水泥浆固井技术研究[D]. 西南石油学院, 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

卓兴家（1965-）,男,黑龙江省大庆市人,副教授,硕士学位,东北石油大学石油工程实验中心,主要从事油藏描述研究工作。E-mail：zhuoxingjia@163.com。

秦宇（1988-），女，黑龙江省大庆市人，东北石油大学在读硕士研究生，研究方向：油藏动态分析、压裂产能评价等。E-mail：2982253762@qq.com。