深水固井.pdf

第24卷第2期油 田 化 学Vol.24No.22007年6月25日OilfieldChemistry25 June,2007文章编号:100024092(2007)0220175204国外深水固井水泥浆技术进展张清玉,邹建龙,朱海金(中国石油工程技术研究院,天津 塘沽300451)摘要:近20多年来,深水海域的油气勘探和开发变得越来越重要。本文讨论了深水固井中存在的问题:固井温度一般比较低;地层孔隙压力和破裂梯度之间的窗口比较窄,地层易漏;容易发生水、气窜等。介绍了目前国内外常用的几种深水固井水泥浆技术:水泥粒径优化技术、高铝水泥浆技术、快凝石膏水泥浆技术和泡沫水泥浆技术。图3表1参8。关键词:固井;固井水泥浆;深水井;低温;粒径优化;综述中图分类号:TE256+.7:TE256+.6:TE5256+.1 文献标识码:A 近20多年来,浅水区域油气储量已接近枯竭,勘探程度很低的深水区域更有潜力获得大的油气发现;管理经验的增多降低了深水区油气勘探开发的成本;主权政府对深水区域的勘探开发制定了有利的财政政策;深水区新油气田不断发现并投入开发。以上诸多因素有力地促进了深水油气勘探,向深海要石油是今后较长时间发展的必然趋势。我国所属的深水海域基本处于未开发状态。据预测,我国的深水海域特别是南海,蕴藏着丰富的油气资源。中石油公司于2005年开始实施两海战略,并成立了海洋工程有限公司,全面开拓深水海域的油气勘探和开发。1 深水固井中存在的问题深海的开采技术与传统的开采技术不同,对设备和技术的要求更为严格。尤其是深水导管或表层套管固井中,受到海底低温及海床地层情况的影响,对固井工作提出了新的要求。深水固井中主要的问题有:温度低 深水固井中水泥浆硬固时的温度低,深海海底温度通常在011 之间,这将影响水泥石抗压强度的发展。地层易漏 深海操作中,井眼穿过的地层通常在海床和泥浆线之间,深度在305914 m甚至更深,这里的地层通常不太稳固、易破裂、地层孔隙压力和破裂梯度之间的窗口较窄,地层易漏。存在浅层水、气窜 深水条件使得水泥浆的过渡时间延长,当环空中注入的水泥开始硬固时,水泥浆一部分重量被自身支撑而失去传递液压的能力。当被传递的液压小于地层压力时,地层流体便进入环空中未完全硬固的水泥形成通道,这些通道在水泥完全凝固后仍会存在,严重影响层间封隔的完整性。因此,深水固井对水泥浆性能的要求是:低温下良好的强度发展;过渡时间短,防止水、气窜,保证良好的层间封隔;密度低、防漏性能好。2 深水固井水泥浆技术国外从20世纪70年代开始深水油气勘探。在深水固井遇到低温、易窜情况时,常用的油井水泥浆体系很难满足要求。因此,解决水泥浆在深水低温条件下的强度发展,缩短候凝时间,防止发生水、气 收稿日期:2006210231。作者简介:张清玉(1979-),女,工程师,天津大学化学工程与工艺学士(2001)、硕士(2004),目前在中国石油工程技术研究院渤星固井公司从事固井外加剂的技术开发工作,通讯地址:300451天津市塘沽区津塘公路40号中国石油集团工程技术研究院,电话:[phone],E2mail:zhangqy。窜的问题引起高度重视,目前已开发和应用了多种水泥浆体系。2.1 粒径优化水泥浆目前深水固井技术中介绍和应用最多的是利用粒径优化技术提高水泥颗粒的堆积密度,使水泥浆具有高固相含量和良好的流变性,从而提高水泥浆的综合性能。Shlumberger公司的DeepCRETE水泥浆经过粒径优化组合,加入不缓凝分散剂和促凝剂缩短了水泥浆候凝时间,水泥石强度发展比传统波特兰水泥浆体系快(即使是在温度很低的地层),可以获得提供低失水、低渗透率、低流变、胶凝强度发展快的水泥浆,控制浅水层流动。图1为DeepCRETE与传统水泥浆体系的强度发展对比。Anadarko公司首先在墨西哥湾将DeepCRETE水泥浆技术用于深水勘探井中26英寸(660.4 mm)和20英寸(50810mm)的表层套管柱固井。在Marcopolo公司的Green Canyou区域开发项目中,Anadarko用Deep2CRETE水泥浆注了6个20英寸(508.0 mm)的套管柱,漏失测试结果比预期好,返高到泥线。图1 低温(18)下DeepCRETE水泥浆与传统G级水泥浆强度发展对比专利1介绍的水泥浆体系堆积率大于0.75,水泥石孔隙率小于50%,具有良好的泵送性能、强度发展性能。该体系中所用水泥由20%45%(以体积计,下同)G级波特兰水泥、5%25%粒径612m的G级微细水泥及35%65%粒径150200m的中空微珠组成,促凝剂氯化钙掺量1.5%。微细水泥的组成(正价氧化物质量百分数)如下:氧化钙45%,二氧化硅30%,三氧化二铁1%,二氧化锰5%6%。2.2 高铝水泥浆高铝水泥浆体系适用于深海或寒冷环境和易发生流体侵入的井眼,是一种非常好的水泥浆体系,具有无可比拟的早期强度。该体系可防止井眼受到流体侵蚀,可用于高强低密度水泥浆固井,一般由大量活性铝、水化水泥和合适外加剂组成。该体系的缺点是对外界污染比较敏感。2000年,Villar2提出由铝酸盐水化水泥20%45%(固相体积比,下同;部分可以用硅粉代替,掺量5%30%),微细粒子5%25%,中空微珠35%65%以及分散剂、促凝剂等组成,与足量水可形成空隙率25%50%的体系。微细粒子可以是石英、微细碳酸钙、微硅、碳黑、飞灰等,直径0.0757.5m。微珠直径是铝酸盐水泥颗粒直径的220倍,平均粒径150m。铝酸盐水泥碳铝比C/A为1,铝酸钙CA含量不小于40%,硅含量比普通水泥低。水化时,CA形成CAH10六角形化合物,有利于快速形成抗压强度。在20 时,80%的强度在24 h内形成(如图2),而普通波特兰水泥则需要几天。该体系用于封固北极地区深水井的导管,效果良好。图2 高铝水泥石的强度发展(20)另一专利3中提到一种硅酸铝水泥浆体系:ASTM 级水泥或其他合适的水硬水泥,加入的活性硅酸铝占水泥质量的1%75%(包括高岭土、金属高岭土、多水高岭土、地开石、珍珠石等),水泥外加剂有快凝石膏、聚乙烯醇类降失水外加剂0.4%、促凝剂(包括氯化钙0.5%和硅酸钠0.2%)、丙酮2甲醛缩聚物分散剂0.6%,水足量。该水泥浆体系可以泡沫化(如用氮气可形成稳定的低密度水泥浆)。该体系注入35分钟后就可发展足够的静胶凝强度防止浅层水、气窜流。另外,该体系在海底条件671油 田 化 学2007年下10小时内就可产生初始抗压强度345 kPa。2.3 快凝石膏水泥浆技术快凝石膏水泥实际上是油井水泥和半水石膏的混合物。加入半水石膏的目的是促进水泥早期强度的发展,这在水泥浆密度较高、井底温度相对较高的情况下是可以实现的。如文献4介绍了一种密度为1156 g/cm3的石膏水泥浆,在15 下15小时的抗压强度为345 kPa,16.5小时为3450 kPa,22小时为7452 kPa。2.4 泡沫水泥浆技术普通低密度水泥低温强度发展缓慢,过渡时间长,易引起水、气窜,会增加外围设备的使用成本。泡沫水泥浆是在上世纪70年代末期发展起来的。这种水泥浆具有较低的密度和良好的抗压强度发展,密度在01962116 g/cm3范围内时性能最好。Griffith5推荐以大量氯化钙作促凝剂,由波特兰水泥、部分微细水泥组成的泡沫水泥浆。缺点是混合料拌合不充分时促凝剂分布不匀,易引起早凝和凝固时间不均匀。1998年,Stiles等6介绍了一种低温强度发展快、可良好控制疏松地层的水泥浆体系。该体系包括波特兰水泥、熟石膏、水、发泡剂、泡沫稳定剂。发泡剂必须为惰性气体,石膏为水泥质量的0.6%3%,水灰比0.30.5。该体系与普通水泥浆体系的稠化曲线对比如图3。可以看出该体系稠化过渡时间远比普通水泥浆体系短。图3 水泥浆稠化曲线对比2003年,Raghava7等介绍了只含一种高铝酸三钙的水化水泥(如含量低,可加入铝酸钙或其他铝酸盐),所用铝酸钙中CaO占20%40%,Al2O3占60%80%,水可以是淡水、盐水(饱和盐水或不饱和盐水或海水),水灰比0.300.40。分散剂为聚冬氨酸,缓凝剂为木质素磺酸盐,促凝剂为可溶性钙盐,发泡剂为氮气,密度1.321.44 g/cm3,稳泡剂可以是乙氧基乙醇醚硫酸盐(60%64%)、烷基或烯烃基氨基丙基三甲铵乙内酯(30%33%)和烷基、烯烃基氨基丙基三甲铵乙内酯氧化物(3%10%)的混合物,掺量占水的2%3%。所有这些外加剂均液混,且可环境降解。由表1可见,该体系在低温下24 h即有很好的强度发展。表1 泡沫水泥的稠化时间和抗压强度(浆体密度1.96 g/cm3,泡沫化后密度1.44 g/cm3)序号水灰比外加剂掺量3/%发泡稳泡剂液体分散剂液体缓凝剂液体促凝剂稠化时间/h:min抗压强度(10,24h)/MPa10.401.001.00(A)-350-20.401.001.00(A)-1110-30.361.001.00(A)-6.0800-40.361.001.00(A)-6.0721-50.361.001.00(A)-8.03401.2460.401.001.00(B)-1200-70.381.001.00(B)-4.0540-80.361.000.75(B)-8.0100-90.381.000.75(B)0.254.0239-100.381.000.75(B)0.254.0305-110.381.001.00(B)0.1254.04552.64120.371.001.20(B)0.1504.8-2.323 发泡稳泡剂掺量为与水的体积百分比,其余3种外加剂掺量为与水泥的质量百分比;发泡稳泡剂为50%水溶液,含63.3%乙氧基乙醇醚硫酸盐,31.7%烷基或烯烃基氨基丙基三甲铵乙内酯和5%烃基氨基丙基三甲铵乙内酯氧化物;分散剂为分子量30000(A)或50000(B)的聚冬氨酸的40%水溶液;缓凝剂为33%木质素磺酸盐水溶液;促凝剂为33%氯化钙水溶液。771第24卷第2期张清玉,邹建龙,朱海金:国外深水固井水泥浆技术进展Brothers等8介绍的泡沫水泥浆体系组成为:高氧化铝含量的铝酸钙水泥;锂盐促凝(硬)剂(氯化锂、碳酸锂、硫酸锂或氢氧化锂),掺量占水泥质量的0.2%0.5%;缓凝剂柠檬酸、葡糖二酸或酒石酸,掺量0.5%1.5%;发泡剂为氮气或空气,密度可达1.321.44 g/cm3;稳泡剂为乙氧基乙醇醚硫酸盐(60%64%)、烷基或烯烃基氨基丙基三甲铵乙内酯(30%33%)和烷基、烯烃基氨基丙基三甲铵乙内酯氧化物(3%10%)混合物,掺量占水的2%3%;水与铝酸钙水泥质量比为0.400.50。另外,还可以加入降失水剂、调黏剂、触变剂和防沉降剂。该体系密度1.11.4 g/cm3,稠化时间35小时、713 的低温下强度发展迅速、水泥石渗透率低、防窜性能好,可以提供良好的层位封隔。3 结语目前海洋深水井的开发已成为油气增产的重要来源,国内对深水固井的研究尚处于起步阶段,国外与深水井配套的固井技术也在发展完善之中。深水固井是一项复杂的系统工程,必须根据油田的实际情况灵活运用合适的固井技术,仔细评估固井作业的所有方面,不断发展新的设备、工艺和材料。新型固井材料的开发对提高固井质量起着十分重要的作用,目前国内低温早强剂、特种水泥等方面的研究还较少,需加强这方面的研究。参考文献:1 Garnier A,Michaux M,Revil P.Cementation product and use forcementing oil wells or the like P.US 6 656 265,2003212202.2 Villar J,Baret J F,Michaux M,et al.Cementing compositions andapplications ofsuch compositions tocementing oil P.US6 060 535,2000205209.3 Boncan V G,Mueller D T,Rogers M J,et al.Method and composi2tions for use in cementing P.US 6 145 591,2000211214.4 Ewout Biezen,Kris Ravi.Designing effective zonal isolation forhigh2pressure/high2temperature and low temperature wells Z.SPE/IADC 57583,1999.5 Griffith J E.Method for cementing in a formation subject to waterinflux P.US 5 484 019,1996201216.6 Stiles D A,De RozieresJ M.Compositions and methodsfor cement2ing a well P.US 5 806 594,1998209215.7 Raghava R B,Fitzgerald R M.Cementing casing strings in deep wa2ter offshore wells P.US 6 630 021,2003201209.8 Brothers L E,Palmer A V.Cementing in deep water offshore wells P.US 2 001 030 044,2001210218.Advances in Deep Water Cementing TechnologyZHANG Qing2Yu,ZOU Jian2Long,ZHU Hai2Jin(CNPC Research Institute of Engineering Technology,Tanggu,Tianjin 300451,P R of China)Abstract:In the recent 20 years,the oil and gas exploration and development in deep water areas become more and more important.The problems encountered in deepwater well cementing are low temperatures of boreholes,narrow gap between pore and fracturingpressures in formations,high susceptibility to fluid intrusion,and creation of interzonal channellings.Several cement slurriesfor deep2water wells developed abroad and in China are presented and these are:slurries of cement with optimized particle size distribution,high aluminous cement slurries,quick setting gypsum slurries,and foamed cement slurries.Keywords:well cementing;cementing slurries;deepwater wells;low temperatures;particle size distribution optimization;re2view(上接第187页。continued from p.187)Abstract:The plugging/sealing agents and technologies used in Henan oil fields at their late developmental stage with ultrahigh watercut are reviewed.The plugging/sealing agents presented are:modified urea/formaldehyde resin based water plugging agent HN2DS205 of high strength;ultrafine cement sealing slurry;causticized sludge based particulated profiling/plugging agent for steam huff2puffwells;and particulated solids for plugging edge water in heavy oil wells.The methods and technologies decribed are:treating mea2sures for low efficacy oil wells including water plugging;plugging big passages in water injection wells;sealing interzonal channellingsoutside casing;sealing casing leackages;plugging interwell steam channellings and passages;and plugging edge water in heavy oilwells.Keywords:plugging/sealing agents;chemical plugging/sealing technologies;ultra high watercut reservoirs;Henan oil f ield;review871油 田 化 学2007年