低密高强防气窜水泥浆体系在PL19-3油田一期项目上的应用
王同友朱剑锋王景建孙立诰刘富芳杨云君杨彬
中海油服油田技术事业部固井中心菲利普斯（中国）有限公司
摘要
菲利普斯中国有限公司担当作业者的PL19-3合作油田，是迄今中国海域发现的最大的整装油田。作为竞标的固井服务商之一，中海油田服务有限公司固井事业部以完整的技术和作业支持，以及先进的低密高强防气窜水泥浆体系为后盾，成功承担并完成了该油田一期工程的所有固井作业。该种低密高强防气窜水泥浆体系，很好的适应了该地区的地质需要，实现了对PL19-3油田浅层气的有效封固，满足了油层保护固井的质量要求。本文结合该体系水泥浆在PL19-3一期项目上的应用，重点说明该体系设计原理及现场应用情况。
关键词
低密高强，短过渡，防气窜，紧密堆积理论，超声波成像测井（USIT）
1.引言
常规低密度水泥浆作为一种水泥浆体系，已经广泛地应用于许多油田固井作业，并且1）在非目的层填充固井，2）在长封固段固井作业中，简化作业程序，实现一次上返，3）在低压易漏层的固井作业，防止压漏和污染地层的目的等井况下取得了显著的效果，得到业内认可。但是，在低压易漏地区或欠平衡钻井作业时，这种以“水＋黏土类”材料为手段的常规低密度水泥浆在性能上，已经满足不了油层保护固井的基本要求（3），因此，在性能上等效于通常油层固井水泥浆的低密高强水泥浆体系就呼之欲出了。
中海油田服务有限公司固井事业部和中石油施工技术研究院联合开发的一种新型的以工业漂珠为主要原料的低密高强防气窜水泥浆体系，已经成功应用在PL19-3油田一期工程二十四口井的固井作业中（24层次399.7mm表层套管，24层次244.5mm油层套管，四层次177.8mm尾管及2次的挤水泥作业），在对任意选择的其中3口井进行了USIT测试，固井质量结果显示为优。实践表明，该套新型低密高强水泥浆体系综合性能完全满足油层固井作业的技术要求，具有低失水，高强度，短过渡，防气窜等特点，并且简化了固井作业程序，使用和施工方便。
1.1.低密高强防气窜水泥浆体系设计
该水泥浆体系是在紧密堆积（1）（5）和颗粒级配理论（2）的基础上，以提高干混水泥的堆积体积和减少液态水泥浆固相间的有效孔隙为方向而进行研究设计的。它是由水泥，漂珠，增强剂及与之配套的水泥外加剂组成的低密高强防气窜水泥浆体系（见图表一）。水泥浆具有沉降性稳定，游离液低，失水量少，水泥石强度高，水泥石致密等特点。低密高强防气窜水泥浆体系的主要组成：
图表一线性堆积和颗粒充填的模型以及水泥组成成分
1 API油井水泥（JH“G”） 干混材料 2 漂珠（CP61） 3 增强剂（CRET1） 4 防气窜剂（CG701S） 5 调凝剂（CA901L/CH201L） 水混 6 分散剂（CF401L） 水混
紧密堆积理论
随着科技的不断进步，人类对物质的微观应用研究已经进入了超微细颗粒及分子原子间的化学键力与颗粒间范德华力（3）的深度。通过对材料各组成颗粒间的宏观力学与微观力学可以得到材料颗粒间范德华力与颗粒中心间距的对应关系即所谓的紧密堆积理论。根据这个理论研究水泥浆的组成，并使水泥浆体系实现良好的孔隙充填（4），使水泥浆体系中含有尽可能多的固相。根据紧密堆积理论，确定一定颗粒分布的超细材料，利用合理的物料颗粒级配，同时通过改善物料的表面性质减少物料颗粒间的充填水和物料表面的润滑水，提高单位体积水泥浆中的固相，形成更加致密的水泥石，从而得到高性能的低密度水泥浆体系。
核心外加剂设计――减轻剂
通过与其他一般的低密度水泥浆减轻剂的比较（如膨润土，硅藻土，煤灰粉，膨胀珍珠岩，火山灰，水玻璃以及一些超细粉末材料等），本套低密度水泥浆体系筛选筛选使用电厂废弃物――漂珠（3）（6）作为减轻剂，漂珠为空心、密闭、壁薄、粒细的玻璃球体，视密度0.65~0.75g/cm3，主要成分氧化硅、氧化铝，及少量的氧化铁、氧化钙等，这些物质使其表面具有一定活性，能与水泥水化析出的羟钙石或石膏等水化产物反应，生成具有胶凝性质的化合物，在水泥浆中可与水泥生成具有胶凝性质的化合物，来达到减轻水泥浆密度提高水泥石强度的目的。漂珠作为减轻剂的水泥浆其密度可低达1.2g/cm3，且具有零游离液量，强度高，渗透率低和微膨胀等优点。
核心外加剂设计――增强剂
为了更大限度的提高整个水泥浆系统的堆积密度，以期达到更佳的水泥浆性能，低密高强防气窜水泥浆的设计通过活性材料的选择和颗粒级配，使用一种密度较低，合理颗粒级配，具有活性的超细胶凝材料作为增强剂（CRET1），它是一种充填性好，表面积比相对较低，表面光滑致密化学活性高的矿物混合物。通过对增强剂中组成物质的细度、掺量及组成进行的一系列有针对性的性能实验表明：使用增强剂的低密高强防气窜水泥浆比普通漂珠低密度水泥浆的抗压强度和稳定性有明显的优越性能（见图表二）。
图表二：低密高强防气窜水泥浆与普通漂珠低密度水泥浆的抗压强度和稳定性比较
编号 重量 高度 强度 面积 密度 漂珠水泥60℃养20min #1-1 166.00 42.0 22.3 21.34 1.532 #1-2 218.75 52.0 23.4 26.42 1.630 #1-3 229.60 51.8 29.7 26.31 1.718 #1-4 255.33 52.2 39.1 26.52 1.895 漂珠水泥未养护 #2-1 102.45 24.5 17.7 12.45 1.620 #2-2 224.04 51.5 21.7 26.16 1.686 #2-3 217.50 52.0 20.2 26.42 1.621 #2-4 226.34 52.0 25.2 26.42 1.687 漂珠＋早强剂增强剂未养护 #3-1 199.77 44.0 33.8 22.35 1.759 #3-2 219.94 51.5 30.7 26.16 1.655 #3-3 223.29 51.5 27.6 26.16 1.680 #3-4 230.05 52.1 34.2 26.47 1.711 漂珠＋早强剂增强剂养护 #4-1 190.46 44.0 30.7 22.35 1.677 #4-2 218.25 51.0 30.3 25.91 1.658 #4-3 221.15 51.0 32.7 25.91 1.680 #4-4 227.94 52.0 40.4 26.42 1.699
2.PL19-3油田地质情况
PL19-3油田位于渤海盆地，在该地区储层主体内共发现6个油组分布于700~1500米的地层中（其中1、2油组于明化镇组，3~6油组于馆陶组），油层总厚度大于100米，基本属正常温度和压力系统，一期工程所控区获得探明地质储量15607×104m3。同时油藏属河流相沉积，储层非均质性强，分选性差，岩性为胶结疏松的砂岩地层，砂岩空隙度主要分布于15~30%，空隙结构以原生粒间孔为主，次生空隙不发育，而多达130条的发育断层，使该区域内的构造复杂化，固井发生漏失的风险更大（7）。
2.1.低密高强防气窜水泥浆体系在PL19-3油田一期工程的应用情况
作为PL19-3油田一期工程固井作业主要材料,低密高强防气窜水泥浆体系在整个项目中具有举足轻重的作用。这套水泥浆体系对工作环境与工作人员的操作要求尤为严格，特别是在陆地将几种干粉材料混合储存，运输以及在现场混合水泥浆的过程，都要有针对性的做出控制质量措施。在已经进行的PL19-3油田一期项目固井工程中，完成了13次表层和12次的油层钻井作业，在所有作业过程中，未发生任何因水泥浆体系引起作业事故和固井质量问题，在已经完成的固井质量检测USIT结果优秀，表明本体系已经在实践中得到成功的应用。
2.1.1.自动化混灰流程控制
干混水泥的流程控制是控制水泥浆体系质量保证的关键，由于干混的材料有多种，且各种材料密度不一，细度不同，尤其是漂珠与水泥的密度相差较大(0.70与3.15g/cm3)，漂珠容易漂浮离析，在混灰或输灰过程中不易混合均匀易造成干水泥在不同层位混合配比不同从而影响水泥浆性能。为能够均匀混合各种材料保证水泥浆的性能带来潜在危险。为解决这个问题，我们使用自动化干混装置，用层叠法精确控制干混过程，使水泥浆的性能保持稳定。具体操作如下：
按水泥浆设计将一次干混的各种材料按比例分开，设定计算机控制程序；
依次向不同地罐中依次加入袋水泥，漂珠，增强剂和降失水剂；
由计算机控制安比例向立罐中重复层叠铺垫水泥、漂珠、增强剂和降失水剂；
待立罐中物料重量达到25吨左右时，把这些物料气混15分钟左右；
然后把这些物料倒入另一个立罐中，这样倒3次后，每倒罐1次，取样检验分析，合格后方可使用；检验不合格，应重复倒罐，一直到合格为止；
在干混水泥输到拖轮或平台上后，无特殊情况禁止倒罐。
2.1.2.针对油基泥浆的典型前置液设计
针对PL19-3的油基泥浆特点，结合中海油服中心化验室的试验和筛选，在项目的前期选用了如下前置液设计，取得了良好的清洗转化结果：
基油：3～6m3，保证100m
隔离液：(300m)配方：F/W100g+CSP213S5g+CPA-3L1.2g+CW20620g
冲洗液：(300m)配方：F/W100g+CW103A5g+CW103B10g
2.1.3.PL19-3油田一期项目典型固井设计
2.1.3.1.油层套管固井作业条件
1）、钻井液：水基泥浆，油基泥浆（1.1g/cm3）
2）、井深：1500~2700米（见图表三）
3）、油藏地质特点：储层浅多为疏松的砂岩且浅层气发育良好
4）、套管扶正器的加放原则：封固层段2根1个
5）、BHST//BHCT：55~64℃//41~45℃
6）、水泥将返高：油顶以上100米
7）、裸眼环空水泥浆附加量：按标准井眼附加25~30%
8）、作业方式：单级单塞
2.1.3.2.水泥浆设计（见图表四）
1）、密度：1.5g/cm3
2）、稠化时间：240~300min
3）、API失水：＜30ml
4）、自由水（倾斜45°）：0ml
5）、流动度：≤22cm
6）、24小时抗压强度：≥15Mpa
7）、40~100Bc过度时间：＜30min
图表四：PL19-3油田一期工程固井作业水泥浆化验配方
套管层次 133/8“表层固井 95/8“油层固井 水泥浆密度ppg 12.5 12.5 混合水型 F/W F/W
添
加B
剂W
配O
方C CP61漂珠 25% 25% CRET1增强剂 32.5% 32.5% CG701S防气窜剂 82.5% 82.5% CA901L促凝剂 1.75% CH211L缓凝剂 1.1% CF401L分散剂 2% 1% CX60L消泡剂 0.1% 0.1% 井底循环温度0C 27 45 API失水量ml 20 15 自由水量% 0 0 24/48hr抗压强度psi 1300 2500 稠化时间min 190 259
23口井的油层套管固井作业，平均井深约1800米，最大井深2680米，最大井斜达73°。在所有的油层套管固井作业中，除A4井和A12井由于固井前没有循环处理泥浆，固井过程中出现井漏情况外，其他井均未出现任何异常情况。PL19-3油田一期工程所用钻井液为水基泥浆和油基泥浆两种，油田作业者随机抽检了A10，A11井和A17井的固井质量，通过USIT的固井质量检测和压裂充填，证明本套体系对用两种泥浆钻井的固井作业均达到了良好的封固要求，满足了作业者的要求。
2.2.现场应用中有待于完善的问题
2.2.1.水泥外加剂的活性问题
干混于水泥中的外加剂如早强剂（CA909S）、漂珠（CP61）、增强剂（CRET1）等都是些具有表面活性的固体微粒，而体系也正是利用这些微粒表面活性所产生的物理化学作用来保证体系性能的稳定。在体系的使用过程中，曾发现由于混合水泥储放时间长或受潮的情况下，水泥浆失水、自由水增大的情况。这个问题的出现使得大家对如何保证和提高固体外加剂的活性重视起来，通过对供应厂家的选择和对体系不断的改进，这一问题目前已得到有效的解决。
2.2.2．干混水泥的储运问题
这一问题主要基于体系内各成分的配比对体系的性能影响较大，由于灰的输送主要靠气推动，以及灰罐内陈灰清除不干净，因此，可能造成体系内各成分配比关系的变化，进而影响水泥浆性能，同时如何保证送出的水泥能及时使用，防止由于存放时间过长，外加剂活性降低影响水泥浆性能。这些问题主要靠现场、船舶、基地三方面及时沟通协调解决。
3.结论
1、该水泥浆体系在现场应用中，性能优异。同时，使用该体系简化了现场作业程序，节约现场作业人力。固井质量满足了作业者的要求。
2、该水泥浆体系完全满足PL19-3油田的浅油藏及浅层气发育地层对固井作业的要求。
3、通过对体系内各种参数的调整，可使该体系的温度适用范围更广，适用的油藏类型和井型更多。
4、鉴于该体系优异的性能和良好的表现，可将其作为我公司新一代的核心固井技术和产品加以宣传和推广。
参考书目：
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SPE/IADC39276UsingConcreteTechnologytoImprovethePerformanceofLightweightCements
刘大为等，现代固井技术,辽宁大学出版社,1993年
欧阳东等,混凝土矿物减水剂的概念、理论及应用,混凝土,2000,44~47
黄柏宗,紧密堆积理论优化的固井材料和工艺体系,钻井液与完井液,2001,(6),6~8
马开华等，LDAM低密度防气窜水泥浆体系的研究与应用,石油钻采工艺,2000,(1),22~26
PL19-3OILFEILDOVERALLDEVELOPMENTPLAN
95r
95Pr
95D
m
valvestocementingunits;
Stopcementingpump,thendroptopplug.
11、
Items
Volume
TotalRigPumpStrokes@xx%PumpEfficiency
bbl
DisplacingFluid
WOC.
Stopcementingpump,thendroptopplug
停泵,钻台投顶塞.
3.泥浆泵循环一周,检查振动筛无砂屑,停泵,将阀门转至固井管线.
Pumpbehindwater10bbl;
注入尾水10bbl
1.安装固井水泥头.
2、
4、
5、
6、
7、
10、
Operator:PCI
Contractor:Cementing-CNOOCService,LTD
Rig:BoHai8
中海油田服务有限公司固井事业部（天津）
CEMENTING-CNOOCSERVICES，LTD(TIANJIN)
1、
Rigupquick-latchsub&cementinghead;
3、
N/Dcementinghead&quick-latchsub;
WellDepth:
F/SDepth:
F/CDepth:
JobDate:
JOBDESCRIPTION
TIME
ITEM
QUANTITY
PUMPRATE
PUMPPRESSURE
FROM
TO
bbls/min
ppg
psi
Rigupcementinghead
mixandpumpslurry
400~550
microspherecement
freshwater
droptopplug
behindwater
10bbl
displaceseawater
bumppressure
L/Dcementinghead&quicklatch
OPERATIONPERSONNEL
ENGINEER
PUMPOPERATOR
LASOPERATOR
ZhuJianfeng
GaoShixun
LambertoTe
PL19-3-A11WELL9-5/8"CASINGCEMENTINGJOBREPORT
PL19-3-A11井9-5/8”套管固井程序
PL19-3-A11WELL9-5/8"CASINGPRIMARYCEMENTINGPROCEDURE
PL19-3-A119-5/8"CASINGPRIMARYCEMENTINGPROCEDURE
Pumpbaseoil30bblasspacer;
8、
12、
13、
14、
15、
16、
Pressuretestcementinglineto4000psi5min;
固井泵试压4000psi5min
Pumpbasoil30bbl;
Pumpspacer60bbl;
bleedoffthepressureslowly.
缓慢放压
bleedoffthepressure,checkthefloats,repressurethecasingto4000psifor10minutes
放压检查浮阀，套管试压至4000psi10分钟
Pumppreflush60bbl
泵注隔离液60bbl
泵注冲洗液60bbl
泵注基油30bbl
5.固井泵试压4000psi5min
6.固井泵泵注基油30bbl
7.固井泵泵注隔离液60bbl
8.固井泵泵注冲洗液60bbl
12.固井泵注入尾水10bbl
14.碰压至高于最后顶替压力1000PSI.蹩压5MIN.
15.放压观察回流，固井泵套管试压4000PSI10MIN，放压.
16.拆下固井水泥头,快速接头.
17.候凝.
2.小泵冲（30SPM）打通循环,10MIN后提至40SPM,此后按10SPM/5MIN渐提泵速,
Well:PL19-3-A11
Pumptailslurry199.15bbl,density12.50ppg,requirefreshwater99.96bbl,microspherecement32tons;
混注尾浆32m3,密度1.5sg,淡水100BBL,水泥32吨
9.固井泵混注尾浆199.15bbl,
Stopcementingpump,switchvalvestorigpump,displaceseawater340.23bbl;
13.停固井泵,阀门转至泥浆泵,替海水340.23bbl.
100%泵效---2764冲.
97%泵效-----2849冲
96%泵效-----2879冲
泵速控制在>150SPM,至2400冲降低泵速到30SPM，直到碰压
Mixandpumptailslurry199.15bbl,density12.5ppg,requirefreshwater99.96bbl,microsphere
cement32ton;
9、
Flushcementinglinewith2bblfreshwater;
flushthecementinglinewith2bblfreshwater.
泵入2bbl清水
11.固井泵停泵,钻台投顶塞.
10.固井泵注淡水2bbl
Breakandcirculateonecasingvolume,checkshaleshaker,nodebris,thenstoprigpumpandswitch
Flushcementinglinewithfreshwater;
Pressuretestcementinglineto4000psi5minwithfreshwater;
Pumpspacer60bbl,density9.5ppg;
Pumppreflush60bbl,density8.34ppg;
Userigpumpbumpplugto1000psioverthefinaldisplacingpressure
Controlrigpumprateat150~180strokes/min,from2400stroksdecreasepumprateto30spmtillbump
pressure;
Bleedoffpressure,checkfloats,thenusecementunitrepressurethecasingto4000psifor10minutes,
bleedoffslowly;
4.固井泵通淡水打通.
Flushcementinglinewithfrshwater;
通淡水
1492m
1481.62m
1458.07m
flushsurfaceline
3bbl
pressuretest
pumpbaseoil
30bbl
pumpspacer
60bbl
pumppreflush
FLUIDDENSITY
199.15bbl
32tons
99.96bbl
pumpfreshwater
2bbl
3.6~11.1
320~900
testcasing
bleedoffthepressureslowly,checktheflowback,OK!
TongZhixi
转盘面
图表三油层套管固井示意图
井底深度
导管鞋
水泥返高
m
生产平台
339.7mm套管
339.7套管鞋
311.2mm裸眼
244.5浮箍
244.5套管鞋
2002-5-22
23:15:00
23:15:00
23:18:00
.00
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23:18:00
23:23:00
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23:40:00
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0:55:00
1:00:00
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1:05:00
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1:05:00
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1:20:00
1:30:00
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2:55:00
3:25:00
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3:25:00
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3:26:00
3:30:00
3:30:00
3:32:00
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3:32:00
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4:11:00
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4:42:00
4:31:00
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