高密度防窜水泥浆在红北1井的应用

钟福海， 费中明， 高 飞， 孙万兴， 覃 毅， 郑岩力

（1.渤海钻探第一固井分公司，河北任丘062552；2.渤海钻探第五钻井工程分公司，河北河间062450）

高密度防窜水泥浆在红北1井的应用

钟福海1， 费中明1， 高 飞1， 孙万兴1， 覃 毅1， 郑岩力2

（1.渤海钻探第一固井分公司，河北任丘062552；2.渤海钻探第五钻井工程分公司，河北河间062450）

钟福海等.高密度防窜水泥浆在红北1井的应用[J].钻井液与完井液，2016，33（6）：91-94.

红北1井是青海油田一级井控风险井，也是该油田地层压力最高的一口井。为解决该井的防窜固井难题，研制了密度为2.40 g/cm3的高密度防窜水泥浆体系，该体系选用需水量相对较少的赤铁矿粉作为加重剂；为提高稳定性加入一种超细非晶态微粒CEA-1作填充剂，其能吸附大量自由水，并具有较高反应活性；选用一种以乳胶纤维为主料，以氯化钙、氧化钾为辅料，经混合研磨而成的防窜剂FLOK-2；优选了在高固相含量水泥浆中减阻效果良好，以羧酸为主料以亚硫酸钠为辅料聚合而成的减阻剂FS-13L。实验表明，水泥浆防窜性能SPN小于3；温度变化±5 ℃时，体系稠化时间变动值不超过44 min， 密度变化±0.05 g/cm3时， 流性指数在0.71～0.59之间变化， 稠度系数在1.06～3.14 Pa·sn之间变化， 体系稳定性好，满足现场施工要求。同时研制了与钻井液相容性好的冲洗隔离液：水+320%赤铁矿粉+35%冲洗剂OCW-1L+10%CEA-1+4%隔离剂O-SP。应用效果表明，在提高浆体防窜能力的前提下，结合采取其他配套技术措施，保证了该井固井质量和施工安全。

高压；高密度；防窜；抗污染；水泥浆；固井

红北1井是青海油田公司在柴达木盆地月牙山地区月2号断背斜高部位的一口重点探井，是为寻找月牙山2号构造的含油气性、研究油气分布规律，实现阿尔金山新的勘探领域而部署的。该井三开钻至井深3 420 m处（钻井液密度为1.28 g/cm3）发生溢流，关井50 min后套管压力、立管压力均达36 MPa。由于预测的地层压力远低于实际地层压力，且井位地处偏远，物资运输时间长，被迫采用井场储备的加重剂重晶石将钻井液密度逐渐提至2.30 g/cm3，钻进至井深3 530 m提前完钻，原设计三开使用φ139.7 mm生产套管完井，变更为三开使用φ177.8 mm技术尾管中途完钻固井，尾管长为1 329 m。由于采用重晶石加重的钻井液固相含量高，钻井液性能差，完钻时钻井液黏度达171 s；且在井深3 400 m以下井段存在2个高压水层，井下垮塌严重，给固井施工安全和封固质量带来了很大难度。

1 固井施工存在的主要技术难点

①地层压力高，流体活跃。水泥浆密度与钻井液密度接近，压稳非常困难，候凝过程中水泥浆失重后，地层流体易侵入环空，严重影响固井质量，甚至可能发生井涌。②钻井液性能差。泥饼厚度达1.8 mm，影响水泥环与地层的胶结，会导致地层流体窜流；同时钻井液黏度切力大，水泥浆顶替钻井液时，流动阻力大，施工泵压高，固井前循环排量为1.3 m3/min时泵压达16 MPa，顶替排量受到限制，钻井液难以被顶替干净，水泥浆易窜槽，影响封固质量。③井径极不规则。3 103～3 175 m井段井径扩大率高达78.32%， 最小井径段井径有缩径现象，裸眼段平均井径扩大率达23.1%， 严重影响顶替效率。④水泥浆与钻井液相容性差，接触污染严重。该井采用甲酸盐-聚磺钻井液体系，与水泥浆接触后形成难以破坏的胶凝结构，套管壁和井壁黏附滞留的被污染钻井液影响第一、二胶结面固井质量。用水泥浆与钻井液各一半（体积）混合进行稠化实验时，稠化时间仅有25 min，给固井施工带来极大安全隐患，尤其是在替浆结束后起出尾管送入钻具时非常危险，极易发生“插旗杆”事故。

2 高密度防窜水泥浆室内实验

2.1 水泥浆外加剂的优选

1）加重剂。根据地层孔隙压力及破裂压力，设计水泥浆密度为2.40 g/cm3，用密度为5.0 g/cm3的赤铁矿粉作为加重剂，其粒径小于45 μm的占80%，小于75 μm的占97%，这种加重剂需水量相对较少，对水泥浆增稠现象不严重，水泥浆的流变性能较好。

2）填充剂。为提高水泥浆的稳定性，加入填充剂CEA-1，CEA-1是一种超细非晶态微粒，在水泥中能吸附大量自由水，充填水泥浆孔隙，并且有较高反应活性，在提高稳定性的同时，还能起到降低水泥浆析水、减轻水泥石体积收缩、降低水泥石渗透率，提高水泥浆综合性能的效果。

3）防窜剂。选用的防窜剂FLOK-2在水泥浆内能够充分溶解，并构建空间网架结构，提高水泥浆基体对地层流体的抗窜能力。该水泥浆体系可以在环空顶替到位后在一定时间内保持液态，静止一定时间后能很快形成较高的胶凝强度，阻止环空窜流的发生，缩短水泥浆由液态转化为固态的过渡时间，减少地层流体对环空水泥浆发生窜流的几率。

4）减阻剂。FS-13L是一种以羧酸为主料，亚硫酸钠为辅料聚合而成的油井水泥减阻剂，在高密度水泥浆中具有良好的减阻效果，可明显提高水泥浆的流动性，改善水泥浆流性指数，降低稠度[1]。

5）配套外加剂。降失水剂HX-12L具有水泥浆失水量低、游离液低，对稠化时间无影响，且与其他外加剂配伍性良好的特点。缓凝剂HX-36L具有良好的缓凝作用，且加量与稠化时间具有良好的线性关系，对水泥石的早期强度的发展影响较小。

2.2 水泥浆体系的组成及性能

实验研究得到密度为2.40 g/cm3的高密度防窜水泥浆的配方如下。领浆及尾浆的综合性能见表1。

领浆 G级油井水泥+130%赤铁矿粉+6%填充剂CEA-1+5%防窜剂FLOK-2+4%降失水剂HX-12L+4%减阻剂FS-13L+0.5%缓凝剂HX-36L+ 0.2%消泡剂DF-A+水

尾浆 G级油井水泥+130%赤铁矿粉+6% CEA-1+5%FLOK-2+4%HX-12L+4%FS-13L+0.2% DF-A+水

表1 高密度防窜水泥浆（2.40 g/cm3）综合性能

表1表明，水泥浆综合性能好，满足合适的失水量、零游离液、过渡时间短的要求，在地层压力较高的情况下，有利于提高封固质量。

2.3 水泥浆温度密度敏感性评价

高密度水泥浆一般比常规密度水泥浆对温度、密度的变化更敏感，为了保证施工安全和固井质量，有必要对温度、密度变化进行实验验证，见表2、表3。从表2、表3可以看出，温度改变后水泥浆稠化时间有所变化但变化不大，密度波动后对水泥浆流变性稳定性影响不大，依然可以满足现场需要。

表2 高密度防窜水泥浆温度敏感性实验

表3 高密度防窜水泥浆密度敏感性实验

2.4 防窜性能评价

评价了水泥浆尾浆的防窜性能，结果见表4。表4数据表明，加入FLOK-2后的水泥浆体系SPN值明显减小，防窜性能显著提高，在80～110 ℃下，水泥浆SPN小于3，表明其具有良好的防窜功能[2-4]。

表4 水泥浆的防窜性能

2.5 隔离液及其相容性实验

该井钻井液与水泥浆不相容，需采用隔离液分隔。该井钻井液在井壁上形成的泥饼厚，在水泥浆凝固后，滤饼干裂引起的界面微环隙易导致地层流体环空窜流[5]，因此隔离液还要有良好的清洗井壁效果，以便提高水泥石与2个界面的胶结强度。应用了以隔离剂O-SP、冲洗剂OCW-1L为主剂，以赤铁矿粉为加重剂的加重隔离液体系，配方为：水+ 320%赤铁矿粉+35%OCW-1L+10%CEA-1+4%O-SP。该隔离液密度为2.35 g/cm3，φ600、φ300、φ200、φ100、 φ6、φ3读数分别为85、53、38、20、7、6， 流性指数为0.68，稠度系数为0.58 Pa·sn，密度差为0.04 g/cm3。

隔离液冲洗效果评价[5]。采用范氏旋转黏度计测量，将黏度计外筒在现场取回的钻井液中浸泡24 h，然后把浆杯内的钻井液换成刚配制好的在90℃下养护20 min的隔离液，开启旋转黏度计在200 r/min时冲洗，测试的冲净时间为3 min。从实验结果可以看出，冲刷力作用下能够提高界面的清洁程度，增加界面与水泥石基体的胶结。

隔离液与钻井液及水泥领浆的相容性实验见表5。隔离液升温至90 ℃，恒温20 min测流动度；升温升压至90 ℃、60 MPa测稠化时间。由表5可以看出，隔离液与钻井液及水泥领浆的相容性很好。

表5 水泥浆抗污染实验数据

3 固井施工技术对策

①通井时采用φ212 mm钻具扶正器通井，刮擦掉井壁上附着的虚泥饼，起钻前用钻进时最大排量循环2周以上，直至进出口钻井液密度一致，泵压稳定。②高压层段扶正器每根套管加1个，其余裸眼段每2根套管加1个，保证居中度大于67%。③固井前调整钻井液动切力小于15 Pa，塑性黏度小于75 mPa·s；④固井前注入25 m3低黏度切力的前导钻井液， 降低环空流动阻力， 稀释和降低井内钻井液黏度、 切力， 提高顶替效率。⑤隔离液数量不少于10 m3， 使接触时间达7 min以上，提高对井壁虚泥饼的冲洗效果。⑥控制注替排量不超过1.2 m3/min，防止泵压高， 井下发生漏失。⑦尾管以上钻杆内替入6 m3隔离液作为保护液，预防水泥浆窜至喇叭口以上环空，避免提出送入钻具后水泥浆与钻井液直接接触，水泥浆可能提前凝固导致的“插旗杆”事故[6-8]。⑧施工结束后，起出钻具5柱，循环1周以上，关井憋压2 MPa候凝，以补偿水泥浆失重压力。

4 现场施工

红北1井φ177.8 mm尾管下深为3 529 m，尾管悬挂器位置为2 200.68～2 204.50 m。循环处理钻井液9.5 h后，投球坐挂尾管悬挂器， 倒扣丢手成功，憋通球座， 开泵循环正常， 排量为1.2 m3/min，泵压为14 MPa。固井前钻井液性能及前导浆性能见表6。固井前注入25 m3低黏度切力的前导浆， 注入10 m3隔离液， 注44 m3水泥浆， 平均密度为2.39 g/cm3， 压胶塞2 m3， 替浆42 m3（在悬挂器及以上位置替保护液6 m3）， 顶替最大排量为1.2 m3/min，碰压，压力由16 MPa突升至20 MPa。放回水检查浮箍密封正常，起钻5柱。以2.2 m3/min排量循环一周，正常，约返出水泥浆2 m3。停泵起钻2柱，关封井器，环空憋压3 MPa候凝。候凝48 h后钻塞、通井至阻位，起钻，电测，固井质量合格。四开采用密度为1.55 g/cm3钻井液钻至井深4 000 m完钻，井下情况正常，表明固井质量满足钻完井要求。

表6 固井前钻井液及前导浆性能

5 几点认识

1.高密度防窜水泥浆体系具有良好的流变性能，可降低水泥浆在井眼内的流动摩阻，体系稳定性好，密度、温度的轻微波动对水泥浆性能影响不大，可以满足现场需要。该体系稠化过渡时间短，对高压油气水层能够起到良好的防窜作用。

2.配制的加重隔离液，保证了井下压稳和井壁的冲洗效果，并且能够隔离水泥浆和钻井液，提高了顶替效率，保证了界面胶结质量和固井施工安全。

3.高压油气井固井时，除应用性能良好的高密度水泥浆外，还应采取其他的配套技术措施，采用综合固井技术。

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Anti-channeling High Density Cement Slurry Used in Cementing Well Hongbei-1

ZHONG Fuhai, FEI Zhongming, GAO Fei, SUN Wanxing, QIN Yi, ZHENG Yanli
(1.The First Cementing Branch of CNPC Bohai Drilling Engineering Company Limited,Renqiu,Hebei062552; 2.The 5th Drilling Engineering Branch of CNPC Bohai Drilling Engineering Company Limited,Hejian,Hebei062450)

The well Hongbei-1 is a well with the first class well control risk drilled in the Qinghai oilfield. It is also a well with the highest formation pressure drilled in that oilfield. A high density (2.4 g/cm3) anti-channeling cement slurry was developed to cope with the cement slurry channeling. Hematite, a weighting material that needs less water in formulating drilling fluid, was selected to weight the cement slurry. To enhance the stability of the cement slurry, an ultra-fine amorphous particles, CEA-1, was used as extender. CEA-1 has the ability to adsorb large amount of free water and has a higher reactivity. An anti-channeling agent, FLOK-2, was developed by mixing a latex fiber as the primary component, with CaCl2and K2O as the secondary components. A high performance friction reducer, FS-13L, was developed by reaction between carboxylic acid as the primary raw material, and sodium sulfite as the secondary raw material. Laboratory experiment has shown that the SPN of the cement slurry was < 3. When temperature changed by ± 5 ℃, the thickening time of the cement slurry changed by less than 44 min. When the density of the cement slurry changed by ± 0.05 g/cm3, the flow index of the cement slurry varied between 0.71 and 0.59, and the consistency factor varied between 1.06 mPa·snand 3.14 mPa·sn. A flushing spacer compatible with the drilling fluid used was also developed. The composition of the spacer is: water + 320% hematite powder + 35%OCW-1L (flushing agent) + 10%CEA-1 + 4%spacer agent. Field application has shown that this cement slurry had good stability and anti-channeling performance. When used in combination with assorted technical measures, the quality of the cementing job can be enhanced, and operation safety ensured.

High pressure; High density; Anti-channeling; Contamination resistant; Cement slurry; Well cementing

TE256

A

1001-5620（2016）06-0091-04

2016-9-5；HGF=1605M2；编辑 马倩芸）

10.3696/j.issn.1001-5620.2016.06.016

中石油渤海钻探工程有限公司重大科研项目“高温高密度水泥浆体系及混配工艺研究”（2013ZD07K）。

钟福海，教授级高级工程师，1983年毕业于江汉石油学院钻井工程专业，长期从事固井技术研究与现场应用工作。电话（0317）2726725；E-mail：gujc_zhfh032@cnpc.com.cn。