气井生产期间井筒内温度变化对水泥环密封完整性影响的研究及应用

李德旗, 张 华, 郭玉超, 刘斌辉, 纪宏飞, 付 志, 刘硕琼

(1中国石油浙江油田公司 2中国石油集团钻井工程技术研究院 3天津大学 4中国石油西南油气田公司工程技术研究院)

随着天然气井勘探开发的不断深入，井下地质条件及井身结构也越来越复杂，固井后环空带压或井口窜气问题也越来越突出。通过资料调研可知引起环空带压的主要原因是：油管或套管的螺纹连接不好，腐蚀、内管柱热应力破裂或机械破损，封隔器、滑套等密封不严的泄露；井眼条件差、前置液设计不合理、固井工艺不合适或现场施工中出现问题等导致顶替效率差，影响界面胶结质量；水泥浆失水量大、稳定性差，失重时水泥基质渗透性高、防窜性差，水泥石体积收缩等的水泥浆体系设计的不合理[1-6]。通过提高管柱的气密封性，优化井眼条件，合理设计前置液的用量，控制水泥浆失水量、提高稳定性及防窜能力等技术措施优化改进，整体固井质量有所提高。虽然目前在钻完井及生产期间的环空带压属于可控性带压，但该问题仍然比较突出。

为了更好地减缓环空带压风险，在前期分析环空带压问题的基础上，本文采用水泥环密封完整性模型分析了生产期间影响环空带压的原因，并提出了解决措施，初步形成了提高高石梯-磨溪地区水泥环密封完整性的固井配套技术措施，减缓了环空带压风险，为天然气井的安全生产运行提供了强有力的技术支撑。

一、生产期间的温度变化情况及对环空带压的影响

生产期间的工况变化情况容易出现：高温腐蚀下水泥石晶相变化影响水泥石内部结构及完整性；高温条件下强度衰退降低了水泥石对后续作业环境的长期适应性；温度和压力越高，对水泥环结构完整性影响越大；井下工况下，温度对结构完整性的影响大于压力的影响等导致水泥环密封完整性失效，出现环空带压现象。为了分析高压气井在温度、压力变化条件下井筒应力分布及水泥环失效风险，建立了考虑温度、压力变化的套管-水泥环-地层组合体力学模型[7-8]。模型首先计算组合体温度场的分布，根据温度场变化，计算井筒应力场的分布。

1. 生产期间的井筒内温度升高对水泥石抗压强度的影响

在四川高石梯-磨溪区块的天然气井在生产期间，大约70%井的井口温度超过85℃，最高达103℃。通过调研分析可知，由于技术套管和生产尾管回接固井的垂深都在2 800～3 200 m，井底静止温度一般80℃～90℃，固井水泥浆均采用纯水泥浆体系，虽然固井质量优质率和合格率都比较高，但是并没有考虑天然气井生产期间井筒内温度会升高甚至在上部井段井筒内温度超过110℃，当水泥石的环境温度超过110℃时，高温下纯水泥石的结构易被破坏、抗压强度衰退严重(见表1)，影响水泥石的环空封隔能力甚至失去密封能力[9]。

表1 120℃对水泥石强度的影响

2. 生产期间的井筒内温度升高对水泥环密封完整性的影响

(1)工况Ⅰ：Ø177.8 mm尾管固井后，四开完钻前，Ø177.8 mm尾管上部；井口按地表温度20℃，井底温度135℃，则3 200 m处温度可简化计算得：90.7℃。

(2)工况Ⅱ：生产期间，Ø177.8 mm尾管上部；若井口温度90℃，井底温度150℃，则3 200 m处温度可简化计算得：124.9℃。

(3)工况Ⅲ：生产期间，Ø177.8 mm尾管下部；若井口温度90℃，井底温度150℃，则4 990 m处温度可简化计算得：144.4℃。

从表2可知，工况Ⅱ相比工况Ⅰ，虽套管内压下降近20 MPa，但由于温度升高，导致水泥环的两种应力并未下降。工况Ⅲ相比工况Ⅰ，套管内压相近，但由于温度大幅升高，导致水泥环的两种应力大幅上升，Tresca应力达60.3 MPa。

表2 三种工况下的应力状态

二、提高水泥环密封完整性的配套技术措施

1. 针对套管内温度变化造成的环空微间隙问题的应对措施

1.1 韧性改造水泥石降低水泥石弹性模量

由图1可知，随着井深的增加，弹性模量不同的水泥石的一界面压力均逐渐增大；在同一井深处，水泥石弹性模量由5 GPa依次增加到10 GPa时，一界面压力随着弹性模量的增加而增大。因此对水泥石进行韧性改造，降低水泥石弹性模量能够提高界面接触力，提高水泥环密封完整性能。

图1 水泥石的不同弹性模量对一界面压力的影响

1.2 采用抗高温水泥浆体系

对水泥浆体系的性能设计，不但要考虑钻完井期间井筒内的温度情况，也应该考虑生产期间井筒内的温度升高情况，因此在技术套管和回接套管固井时，应采用抗高温水泥浆体系，防止水泥石高温条件下发生强度衰退，提高层间封隔质量。

1.3 采用DR常规密度高强韧性水泥浆体系

DR常规密度高强韧性水泥浆配方为:嘉华G级+25%高温增强材料DRB-2S+5%膨胀增韧材料DRE-300S+5%防窜增韧材料DRT-100S+4%微硅+3%降失水剂DRF-300S+1.5%分散剂DRS-1S+0.3%消泡剂DRX-1L+0.3%抑泡剂DRX-2L+X%缓凝剂DRH-100L+50%水。该体系的沉降稳定性上下密度差为0，API失水量12 mL，游离液量为0，稠化时间120～360 min可调，低温强度发展快(在30℃下水泥浆12.8 h起强度，水泥石强度11.3 MPa/24 h)；水泥石弹性模量6.47 GPa，体积膨胀率0.13%,且模拟生产期间温度升高情况，先将水泥浆放置在30℃×20.7 MPa养护48 h后，再升温至120℃×20.7 MPa进行养护后其水泥石强度53.8 MPa/48 h，62.1 MPa/168 h。由以上实验数据可知，该水泥浆体系高温强度无衰退，满足工程应用要求。

2. Ø244.5 mm套管和Ø177.8 mm尾管回接固井配套技术

为提高水泥胶结质量、减少生产期间环空带压现象，针对Ø244.5 mm套管和Ø177.8 mm尾管回接固井提出了以下技术措施：采用双凝水泥浆双胶塞固井，水泥浆返出地面5～10 m3；在井不漏的情况下，尽可能提高注替排量，提高冲洗顶替效率，确保水泥封固质量；全封固段采用抗高温韧性水泥浆体系。

三、现场应用

2014年高石梯-磨溪区块完井试油期间有4口井环空带压；因此通过优化Ø244.5 mm套管和Ø177.8 mm尾管回接固井水泥浆体系及工艺技术措施，初步形成了提高水泥环密封完整性的固井配套综合技术措施。通过技术推广应用，2016年高石梯-磨溪区块完井试油期间的环空带压现象未发生，生产期间的环空带压风险也有所降低。

(1)Ø244.5 mm套管固井。固井前大排量循环2周，排量1.8～2.4 m3/min；固井浆柱结构为抗污染冲洗隔离液30 m3+间隔缓凝药水6 m3+1.90 g/cm3缓凝水泥浆+1.90 g/cm3快干水泥浆，采用大排量1.8～2.4 m3/min注替；环空憋压3～5 MPa候凝48 h测井。磨溪008-H26井Ø244.5 mm套管固井质量合格率96.9%，优质率77%。

(2)Ø177.8 mm尾管回接固井。固井前大排量循环2周，排量1.8～2.0 m3/min；固井浆柱结构为抗污染冲洗隔离液15 m3+间隔缓凝药水8 m3+1.90 g/cm3缓凝水泥浆+1.90 g/cm3快干水泥浆，采用大排量1.8～2.0 m3/min注替；环空憋压3～5 MPa候凝48 h测井。如磨溪009-3-X3井Ø177.8 mm尾管回接固井质量合格率99.8%，优质率99.5%。

四、结论

(1)生产期间井筒内温度升高，高温下纯水泥石强度易衰退影响水泥环力学性能，降低层间封隔能力，增加环空带压风险。

(2)生产期间井筒内温度升高，温度变化引起的套管和水泥环的应力变化容易形成环空微间隙。

(3)对于技术套管和生产尾管回接固井，应考虑钻完井期间和生产期间井筒内的温度变化情况，合理设计水泥浆体系，建议采用抗高温韧性水泥浆体系。