平湖油气田大斜度井段套管固井技术
方满宗黄卫东
中海油服有限公司油田技术事业部固井中心
摘要：与直井和常规定向井相比，大斜度井和水平井的大斜度井段的固井作业更复杂和困难，对提高大斜度井段的固井质量的研究在不断的进行发展中。本文就平湖油气田AA5井和平湖七井的244.5mm套管固井中实际使用的技术措施进行论述，探讨适合平湖区域大斜度井段的套管固井技术，并为其它地区的大斜度固井提供借鉴。
关键词：大斜度下入居中水泥浆前置液钻井液性能控制顶替
平湖油气田以生产天然气为主，所钻的生产井大多为大斜度井或水平井，所有生产井的增斜、稳斜和降斜的关键井段主要用244.5mm技术套管或油层套管封固，其固井质量的好坏直接影响着后面油层井段的钻进及开采等后续工作。平湖AA5井和平湖七井的244.5mm技术套管固井，采用了近期国内外固井界提出的一系列新的技术研究和技术思路，并在实际应用中取得了良好的效果。这些技术措施的应用对平湖油气田后期以及其它区域的大斜度套管固井有着实际的借鉴作用。
1大斜度井段套管固井的特点和技术关键
井斜度大于55度的井称为大斜度井，井斜度达到85度以上并在目的层有水平延伸井段的井称为水平井。水平井中从造斜点开始增斜至最大井斜而开始进入目的层的窗口井段时，一般先下入技术套管，这时的套管固井和大斜度井的套管固井一样属于大斜度井固井范畴。
1.1大斜度井段的特点和对固井注水泥的要求
由于大斜度井和水平井的轨迹特点，下入的套管柱将可能要承受地层纵向下塌应力，故要求水泥环要具备良好的支撑作用。一般说，大斜度井段对固井作业有以下要求：
封隔注水泥井段内各组渗透性岩层或产层，防止层间窜通；
形成连续且坚固的水泥环以支撑和保护套管柱；
支撑并巩固易垮塌的砂岩层等；
为射孔提供均匀的环空间隙及填充良好的中间介质；
控制地层压力等。
1.2大斜度井段套管固井注水泥作业的技术关键
对于大斜度井与水平井来说，其固井作业成功的关键在于两个方面：一个是如何设计合理强度的套管柱并保证套管柱能顺利的下至设计井深；另一个是如何在大斜度井与水平井段中填充水泥。以下是大斜度井与水平井固井设计中要注意的几个重点问题：
套管的下入。大斜度井与水平井中套管柱如何顺利的下入至设计井段，主要在于井身轨迹及其剖面质量以及所使用的钻井液的性能等。固井设计方面则应在管柱强度设计、管串结构设计和扶正器设计等方面考虑如何适应这类特殊井的要求，保证套管柱的顺利下入并能保持一定的居中度。
地层的垂直应力直接作用在套管柱上造成的套管挤扁变形而破坏的强度设计问题以及相应的水泥环保护作用。
井身结构特点造成的椭圆形井眼、岩屑床等、由于套管自重造成的套管柱偏心等以及为稳固井壁而采用的高密度钻井液等原因导致的水泥浆顶替效率问题。
水泥浆凝固过程中，自由水在井眼高边聚集导致的窜槽等。
2套管的下入、居中与套管附件的选用
在大斜度井中，特别是轨迹较为复杂的大斜度井中扶正套管，并使套管顺利下到井底是较困难的。弯曲裸眼井段的摩擦角大，其摩擦系数也较大，套管下入时在井壁上有较大的摩擦阻力，在55度以上的井斜角时，套管柱将不可能靠自身重量而下行，需要加上一定压力才能克服阻力下滑。套管下入的设计是大斜度井钻井作业的重要部分。只有在套管顺利下入到井底，并具有一定的居中度，循环正常建立后，才能进行正常的固井作业。
在油气井中，套管的下入受到井眼轨迹、井身质量及所用套管附件的影响。在井眼轨迹确定以后，如何按设计钻成一个轨迹顺畅、井壁光滑的井眼是套管顺利下入的第一步。因此，要采取各种有利于控制井眼轨迹的钻井措施，如定向钻井工具、合适的钻井液、井眼轨迹的控制措施，划眼的方法等，使钻成的井眼顺畅、光滑和井径符合要求，使其利于套管的下入。
2.1AA5井和平湖七井井眼轨迹情况分析
AA5井是水平井，平湖七井则为大斜度井，两井的轨迹如下（图1和图2）：
图1AA5井井眼轨迹图
AA5井的244.5mm套管下深3194米，水泥封固段为3194米到2219米。套管下入较深，且通过井的增斜、稳斜和降斜井段，造斜率高，井斜角大，方位角变化也较大，狗腿度大，套管必然受到较大阻力的影响，下入和居中都较为困难。表1为AA5井的井身数据。
表1AA5井的井身数据
水泥封固段（m） 造斜率（0/30m） 井斜角（0） 方位角（0） 最大狗腿度（0/30m） 3194～2219 3～5 26.23～72.57 339.62～50.15 4.617
图2平湖七井井眼轨迹图
平湖七井的244.5mm套管下深3394.74米，水泥封固段为3394.74米到2394.74米。套管通过井的稳斜和降斜井段，套管的下入和居中也是非常困难。表2为平湖七井的井身数据。
表2平湖七井的井身数据
水泥封固段（m） 造斜率（0/30m） 井斜角（0） 方位角（0） 最大狗腿度（0/30m） 3394.74～2394.74 3～5 45.30～29.10 351.7～354.3 4.88
2.2保证套管下入和居中的具体措施
2.2.1套管附件的选用
套管附件的设计，是大斜度井中套管能否顺利下入的另一个关键因素。套管扶正器的设计包括套管附件的选型，安放方法特别是套管扶正器的安放位置，和下套管要考虑的措施等。
在大斜度井和轨迹复杂的井眼中，扶正器对套管下入的影响较大。套管扶正器对大斜度井和轨迹复杂的井眼的套管的下入影响主要有两个方面，即套管扶正器对套管下入的摩阻的影响，以及通过套管扶正器的使用，提高套管居中度对套管下入摩阻力的影响。
在大斜度井和复杂轨迹井眼中，套管的居中度和套管下入摩阻力有一定的关系。套管居中度越高，套管下入的摩阻力越小，套管就越容易下入。反之，套管居中度越低，套管下入摩阻就越大，套管就越难下入。
滚轴刚性扶正器不同形状的套管扶正器对摩阻的影响是不同的，外形光滑，无突变台阶的套管扶正器，可以减少套管下入的摩阻。带滚轮的扶正器可以最大程度地减少套管下入的摩阻，在大斜度井，大位移延伸井中被大量使用。
双弓弹性扶正器套管居中度与所选用的扶正器类型和安放的间隔有关。刚性扶正器的扶正效果最好。对于弹性扶正器，恢复力越高的扶正器，扶正效果越好。因此，在大斜度井中，具有较高恢复力的双弓弹性扶正器也大量使用。
2.2.2套管扶正器的使用及实际效果
套管扶正器使用以AA5井为例，表3为其244.5mm套管扶正器使用情况
表3AA5井244.5mm套管扶正器使用情况
井段(米) 3194-3170 3170-2508 2508-2281 2281-1600 总数 扶正器类型 双弓 双弓 双弓 双弓 双弓 安放间隙(米) 8 24 36 不定 安放数量(个) 3 27 7 6 43
套管居中效果AA5井实际套管居中效果较好，见图3
图3套管居中情况
套管下入摩阻分析图4为AA5井实际套管下入摩阻分析图
图4套管下入过程大钩载荷
2.3小结
平湖油气田的钻井井眼轨迹较为复杂，多处的井斜和方位的变化大大增加套管下入的难度，同时给套管的扶正也带来困难。选用合适的套管附件并合理的使用可以提高套管的扶正效果，减少套管下入的摩阻力，保证大斜度井段套管的顺利下入并具有较高的居中度，也是提高固井质量的关键。
水泥浆和前置液设计及性能控制
3.1水泥浆体系
水泥浆的性能是提高固井质量的最主要的因素。平湖油气田的井中，大多为井眼轨迹较为复杂的大斜度井和水平井，固井水泥浆的性能要适合这一特点；同时该地区气的含量较高，固井设计也必须考虑防止气窜的措施，水泥浆的防窜性能也是水泥浆设计中必备的因素。影响大斜度井固井的水泥浆的性能主要是水泥浆的API失水和自由液含量等。而水泥浆的防窜性能主要从水泥浆的API失水、自由液和浆体本身的防止气体窜移的能力来评价。
气井中大斜度井段的套管固井水泥浆的性能应满足以下的主要要求：
自由水的含量尽可能趋于零。以确保替换后，不至于在环形空间因游离水的析出和聚集而形成高边连通水窜槽。
提高水泥浆的沉降稳定性，以消除低边水泥颗粒的沉降而窜槽。
控制水泥浆失水和胶凝强度预防气窜。
水泥浆要有较好的流动性和近直角稠化性能。
水泥浆与隔离液和钻井液等的综合性能考虑。
3.1.1水泥浆配方
AA5井和平湖七井的244.5mm套管固井水泥浆均采用非渗透低失水的水泥浆体系。该水泥浆比较适合循环温度低于110oC的套管固井作业，其特点是水泥浆失水较容易控制，自由水低于1%，容易混配，流动性好，并具有一定的防气窜的能力，可以防止中等程度的气窜。实际采用水泥浆配方见表4
表4水泥浆配方（BHST:1150C,BHCT:860C）
材料名称 加量 单位 重量(g) 密度 体积(ml) 取样地点 质检号 F/W 5.42 GPS 48.142 1.000 48.142 SHMT CX603L 0.03 GPS 0.300 1.000 0.300 SHMT CJ103S 0.110 %,bwoc 0.110 1.300 0.085 SHMT CT103L 0.07 GPS 0.700 1.160 0.603 SHMT CF401L 0.141 GPS 1.500 1.200 1.250 SHMT CG703L 0.552 GPS 5.000 1.020 4.902 SHMT CH203S 0.22 %,bwoc 0.22 1.48 0.149 SHMT CG304S 0.10 %,bwoc 0.100 1.26 0.079 SHMT C80 35 %,bwoc 35 2.63 13.308 SHMT J/H"G" 100 %,bwoc 100 3.15 31.746 SHMT
3.1.2水泥浆配方性能实际水泥浆配方性能见表5。
表5水泥浆配方性能
密度Density: 1.90 g/ml 15.86 ppg, 稠化时间ThickeningTime 流变性Rheology 造浆率Yield: 100.6 l/100kg 1.51 ft3/sk 稠度Bc 时间Hr:min FannRPM Reading 混合水M/W 55.51 l/100kg 6.25 gps 19 Initial 600 175 游离水FreeFluid: 0 ml 0.12 % 30 4:52 300 104 失水FluidLoss: 36 ml/30minx7MPa 50 4:55 200 73 抗压强度CompressiveStrength: 70 5:05 100 44 序号(No.) 时间(Hrs) 温度(℃) 强度(psi) 100 5:10 6 15 1 24 115 3125 3 14 实际使用的水泥浆性能是比较理想的，硅粉水泥浆的初始稠度为19Bc，初凝到终凝时间间隔为18分钟，表现出良好的流动性及直角稠化性能。强度较大，自由水控制也较好，倾斜45度测量为0.12％，高温高压失水为36ml。这些良好的性能条件为大斜度气井固井的成功奠定了良好的基础。
3.1.3水泥浆流变性能分别按幂律流形和宾汉流形计算的水泥浆流变性能见表6。
表6水泥浆流变性能
幂律流形 宾汉流形 性能参数 数值 性能参数 数值 K（Pa.sn） 0.7815 ηp（Pa.s） 0.09 n 0.4062 τo（Pa） 7.154 临界雷诺数Rec 2913.5 水泥浆稠度系数 0.0944 PV(s) 90 YP（Pa） 14
3.1.4稠化时间曲线图水泥浆的实际稠化时间曲线见图5
图5水泥浆稠化时间曲线
3.2水泥浆性能控制
3.2.1自由水含量控制
自由水含量是大斜度井固井水泥浆体系中重要的性能参数，零自由水的水泥浆可把环空高边的积水带控制在最小。水泥浆设计时要按API标准测定自由水含量：模拟井下条件，采用实际的井下循环温度与压力，然后降温度到87.70C（1900F）以下，保持在倾斜450状态，两小时后再进行自由水的测量。
3.2.2提高水泥浆的沉降稳定性
水泥浆的沉降稳定性是大斜度井固井水泥浆体系中另一个重要的性能参数。水泥浆发生沉降现象会导致体系中固相颗粒在环空的低边聚集，也会导致窜槽，且其固相沉降随井眼的倾斜而加剧。水泥浆中，即使其自由水含量为零，仍然可能发生固相沉降。设计时要做水泥浆沉降稳定性试验：保持水泥浆在垂直的状态下一定时间，目测其沉降情况；水泥浆凝固后，将水泥石分顶部、中部和底部分别测量其密度，密度差应不大于0.059g/cm3，若密度差大于0.06g/cm3，则表明水泥浆存在严重沉降，不适合在大斜度井段固井中使用。
3.2.3水泥浆的失水控制
水泥浆的失水对固井质量有很大的影响，尤其是含气井段的固井作业。气井的水泥浆失水量要求在50ml以内，失水越小对防气窜越有利。但失水性能的控制会影响水泥浆的其它性能，设计中不能仅仅为了控制失水而牺牲其它性能，一般失水量在30～40ml即较为理想。
3.2.4水泥浆胶凝强度和稠化时间的控制
水泥浆的胶凝强度和稠化时间也是影响大斜度气井固井质量的重要因素。设计要求水泥浆封固的底部和顶部井段的水泥石的强度均较高且早期强度发展较快。稠化时间设计上要形成近直角稠化性能曲线，即保证在施工安全的前提下，水泥浆在达到其可泵性极限之前仍能保持液态，减少水泥浆的胶凝，保持整个水泥浆的液柱压力，防止气窜。
3.2.5水泥浆的其它性能控制
水泥浆是与前置液共同使用的，并不可避免的会与钻井液接触。水泥浆设计中要做与前置液和钻井液的相容性试验，确保水泥浆与前置液和钻井液相容，不因含少量的前置液或钻井液而导致胶凝强度的大幅度下降或其它主要性能的剧烈改变。同时水泥浆应具备良好的流动性能，其粘度、屈服值和动切比等性能应对顶替前置液和钻井液有利。
3.3前置液体系
前置液分为冲洗液和隔离液。使用前置液能很好的提高固井质量，在水泥浆前面先注入冲洗液和隔离液可有效的冲洗和清除岩屑以及胶凝钻井液，清洁井眼。前置液的使用原则是，能够使用冲洗液的尽量不使用隔离液，能够使用紊流隔离液的尽量不使用粘性隔离液。
在大斜度井中，冲洗液和隔离液的优选在考虑冲洗效果的同时，还要考虑携砂能力，对地层的敏感性以及与钻井液和水泥浆的相容性等。隔离液的密度、稠度和流动性性能的选择一般根据钻井液<隔离液密<水泥浆的原则确定。
3.3.1隔离液配方
平湖油气田大斜度井套管固井使用CSP系列隔离液。该隔离液是一种高效的隔离液，可根据需要提高粘度和加重，也可不提高粘度、不加重而作为冲洗型隔离液。配方及性能见表7和表8：
表7隔离液配方
隔离液配方SPACERCOMPOSITION 材料名称 重量 密度 体积 Code Weight(g) Density Volume(ml) gal/bbl kg/bbl F/W 100 1 100 35.723 135.221 CSP213S 4 1.2 3.333 1.191 5.409 CX62L 0.5 1 0.5 0.179 0.676 CPA-3L 1.1 1.03 1.07 0.382 1.487 CW-2BL 2 1.14 1.75 0.627 2.704 BARITE 44.74 4.23 10.58 3.779 60.501 隔离液 152.842 1.300 117.571 42.00 158.980
表8隔离液性能
密度 漏斗粘度600/300/200/100/6/3）读数 （g/cm2） （秒） 热浆 冷浆 1.22 65 52/38/30/22/9/8 90/63/52/33/9/8
3.3.2隔离液性能控制
隔离液在性能确定的情况下，一个重要的要求就是要与水泥浆和钻井液均要有良好的相容性。隔离液设计时要充分考虑这点。AA5井和平湖七井使用的隔离液与水泥浆的相容性情况见表9、表10和表11。(流变性数据除标注以外都是Fann50C测试结果。)
表9隔离液对水泥浆流变性的影响1
SP:SL 流变性(室温) Φ600 Φ300 Φ200 Φ100 Φ6 Φ3 PV YP YP/PV 0:100 163 91 67 45 22 72 19 0.26 0:100 147 80 57 32 8.5 7.5 Chan35LS测 5:95 137 80 49 29 5 57 23 0.40 25:75 156 89 57 34 6 67 22 0.34 50:50 142 92 78 59 32 50 42 0.84 75:25 85 58 47 34 12 27 31 1.15 50:25:25 77 49 39 30 7 28 21 0.75
表10隔离液对水泥浆流变性的影响2
SP:SL 流变性(75℃) Φ600 Φ300 Φ200 Φ100 Φ6 Φ3 PV YP YP/PV 0:100 119 65 51 38 25 54 11 0.20 0:100 96 48 34 19 6 6 Chan35LS测 5:95 63 36 29 10 6 27 9 0.33 25:75 87 56 35 18 5 31 25 0.81 50:50 106 66 54 42 29 40 26 0.65 75:25 46 29 22 15 5 17 12 0.71 50:25:25 50 30 22 15 1 20 10 0.50
表11隔离液对水泥浆稠化时间和水泥石强度的影响
SP:SL 稠化时间
(86℃×52MPa)min 抗压强度
(115℃×24hrs)Mpa 0:100 310 21.55 5:95 322 19.32 25:75 376 11.23 50:50 ＞400(未稠) 2.21 75:25 ＞400(未稠) － 50:25:25(泥浆) ＞400(未稠) －
4提高固井质量的技术措施
注水泥的最终目的是在套管与地层之间的环空形成高强度和致密的水泥石，支撑套管柱并封隔地层。提高水泥浆顶替效率，使更多的水泥浆取代原套管和井壁之间的环空中的钻井液、残留钻屑和疏松泥饼等，是提高固井质量的另一个关键因素。
为了提高固井质量，使环空有较好的水泥环，必须采取各种有效的措施，提高固井的替浆效率。影响水泥浆顶替效率的有以下一些主要因素：
良好的井眼条件和井眼清洁度；
套管柱居中度；
井眼处理和适合固井的钻井液性能调整；
前置液的用量及紊流接触时间；
合理的替浆技术；
活动套管柱等其它的工艺措施。
在大斜度井段的套管固井作业中，光滑且规则的增斜、稳斜和降斜等井段，能较好的保证套管下入和居中，并能提高水泥浆的顶替效率。在井眼轨迹已定的情况下，其它如套管柱的居中和钻井液性能调整等一些因素更应要重点考虑。
4.1套管柱居中度
管柱居中度是影响顶替效率的重要原因。套管柱在井眼中偏心后，对水泥浆的顶替将产生较大的影响，主要表现在环空各间隙的流速和流态均不一致。DOWELL公司与英国牛津大学的实验室研究表明，不居中的管柱在同一流速下，其宽边和窄边的流体的流动速度是不一致的。一般的会认为窄边的流速比宽边的要大，实际上并不完全是这样的。在试验中可见，宽边的液体先流动，窄边的后流动，而随着两者比例的增大，宽边的液体甚至已呈紊流流态而窄边的液体还没有流动。因为液体总是会向着所受阻力最小的方向即间隙最宽的部分流动。
套管柱在井下不可避免的会发生偏心，大斜度井更是如此。套管偏心将导致环空窄边的流动阻力大，排量小，不易实现水泥浆的紊流或塞流顶替，甚至会出现水泥浆绕开该区域上行，形成钻井液滞留区，从而导致固井质量的降低。图6是根据密度为1.2g/cm3，动切力为4.8Pa的液体流过152.2mm套管与228.6mm井眼环空时的情况作出的结果。
图6偏心环空窄边流速比值
可见，套管柱偏心度为50％时，平均流速小于1.16m/s，窄边的液体还不会流动，即使平均流速超过2.32m/s，其窄边的液体的流速也绝不会达到平均流速的60％。
套管居中时，除了环空各间隙的阻力相等外，水泥浆与前置液和钻井液在环空截面各位置以同一流速流动则是另一重要原因。这些条件，保证了这几种液体的均匀推进。
4.2井眼处理
4.2.1钻井液性能处理
钻井液性能直接影响着固井质量的好坏。目前在使用的钻井液体系基本上都无助于固井质量的提高。大多数的钻井液都是高切力和高失水的，这会直接导致钻井液难以被有效顶替，钻井液的这些情况会影响固井质量。实验室试验表明，随着钻井液切力等的降低，钻井液被有效顶替的百分比明显提高。而钻井液粘度的降低则会减小循环泵压。总的来说，钻井液性能越符合固井作业，就越容易得到好的固井质量。高切力、高失水性能的钻井液更难以被有效顶替。低切力、低失水性能的钻井液更适合固井作业。表12为AA5井244.5mm套管固井前钻井液的实际性能参数。
对大斜度井固井作业而言，好的钻井液应具备以下特点：
·良好的携砂功能。
·保持良好的流动性能：
·易于循环，循环压力小。
·与清洗液、隔离液和水泥浆相容。
表12AA5井244.5mm套管固井前钻井液的实际性能参数
密度（g/cm3） 1.14 切力10s/10m(Pa) 4/9 钙离子（mg/l） 240 粘度（s） 47 失水（ml） 2.8 含砂（％） 0.25 塑粘（mpa.s/c） 16 泥饼（mm） 0.5 MBT(kg/m3) 36 屈服值（Pa） 20 氯离子（mg/l） 35000 K+(ppm) 1.32
以下是为适合大斜度井段套管固井的钻井液性能调整的基本原则：
屈服值对大斜度井来说，由于井斜度的存在，钻井液中的固相物质会在井环空的低边沉降，形成不易被水泥浆顶替的条带，当水泥浆顶替不干净时，就会产生固相窜槽。相对较大的钻井液屈服值能有效的控制岩屑向环空低边沉降。13是不同井斜角下防止沉降对钻井液最小屈服值的要求：
表13不同井斜角下钻井液的最小屈服值：
井斜角，（度） 常温下的最小屈服值，（Pa） 45 7.20 60 9.69 85 13.44 90 14.40 由表可见，不同的井斜角对屈服值的要求是不同的，防止沉降的出现所需要的屈服值随着井斜角的减小而减小，若屈服值小于该最小要求的屈服值，钻井液将出现连续的固相沉降，导致固井质量的下降。但过高的屈服值也会使循环压力增大，导致泵压升高。故实际屈服值性能的调整要综合考虑，并要使该屈服值要适应从井底到井口的温度变化，以保证其悬浮和携带岩屑的能力。
触变性钻井液的触变性可用10分钟静切力表示，它对水泥浆的顶替效率有明显的影响，在低速下这种影响尤为突出。对钻井来说，钻井液必须具有一定的触变性能，但在固井时应调节钻井液的触变性，使其达到一个合理的数值，提高水泥浆顶替效率。图7表明钻井液触变性能对顶替效率的影响：
对固井作业而言，不管用何种流速顶替，高的钻井液触变性能均是一个困难，在安全的情况下，越小的钻井液触变性能值对提高顶替效率越有利，10分钟静切力值小于2Pa是最理想的状况。
图7钻井液触变性对顶替效率的影响
动塑比和其它性能：大斜度井固井作业的对钻井液的动塑比性能也是有特殊的要求，一般的要求钻井液的动塑比大于1，在1～2之间较好。失水较小的钻井液即使在渗透性的地层也不会在形成过厚的泥饼而影响固井质量。同时，钻井液中应加入润滑剂等降低摩擦系数，使井筒具有较小的摩擦阻力等。
总的来说，要得到好的固井质量，固井作业前必须对钻井液性能进行调整，使其符合固井作业的需要。很多情况下，即使不能对井内全部的钻井液进行全面的性能调整，也应该预先准备一到两池性能符合的固井优质钻井液。大斜度井套管固井前对全井钻井液性能调整的标准是，屈服值控制在7～12帕之间，漏斗粘度40～50秒，朔性粘度20-30毫帕·秒，失水<5毫升，摩阻系数﹤0.1，切力2/3帕，出口和进口的泥浆性能基本一致。经过调整处理后的钻井液应具有优良的流变性能，为随后固井提高泥浆驱替效率创造良好的条件。
4.2.2注水泥前循环洗井
井眼的清洁和钻井液性能的调整靠循环钻井液来实现。通过循环钻井液把岩屑从井筒中携带出井口并通过固控设备清除掉，。在大斜度井中，完钻后，在通井过程中，充分洗井，把井下的岩屑特别是低边的岩屑床洗替干净，同时调整钻井液的性能，是提高固井替浆效率的重要步骤。
循环排量及体积量测井和下套管等作业会使井眼维持静止状态，长时间的处于静止状态会对井眼和钻井液产生不利的影响。岩屑和钻井液中的固相颗粒等会因静止而沉淀聚集，钻井液会发展胶凝强度，同时由于大斜度井井身结构特点造成的椭圆形井眼和岩屑床等均会影响水泥浆的顶替效率。
在大斜度井段中，需要较高的环空流量产生足够的管壁剪切应力以克服环空低边的钻井液胶凝强度，促进岩屑和固相的清除和胶凝层的破坏。而保持岩屑的被携带所需要的最低环空流速为0.917~1.52m/s，表14是不同井身结构情况下，要求的环空排量数据。
表14环空排量
井身结构（mm） 循环排量（m3/min） （井径X套管外径） 环空流速0.917m/s 环空流速1.52m/s 311.1X244.5 1.59 2.66 215.9X177.8 0.70 1.08 177.8X139.7 0.525 0.875 158.7X108.0 0.458 0.76
活动管柱边循环边活动套管柱能较好的提高固井质量，活动套管柱包括旋转、上下活动及边旋转边上下活动等几种。而活动管柱，包括旋转和上下活动均能帮助打破胶凝状和固定不动的钻井液，同时破坏钻井液凝结成的泥饼，活动井斜度大的和台阶等处的静止岩屑，分解较大的岩屑和固相颗粒，也有利于清除聚集在井底的松散的岩屑口袋，并加强钻井液的携砂功能，提高井眼清洁度。同时活动套管柱还将改善其在环空中的接触面积，从而减少套管的活动阻力，弥补其不完全居中造成的偏移问题。
4.3顶替技术
4.3.1增加紊流接触时间
增加前置液和水泥浆通过某位置的接触时间，对偏心环形空间的顶替效率有明显的作用。但当前置液和水泥浆处于层流时，这种作用对窄间隙钻井液的顶替效果并不明显；即使是在有效层流或较低程度的紊流时，其效果仍不理想；而随着紊流程度的加强，提高顶替效率所需的接触时间相应减少。见图8
固井作业时我们都希望用紊流流态来顶替钻井液。紊流流态时，其流体的流速剖面呈平板流形状，加上紊动扩散、涡旋等作用，将促使顶替液与被顶替液之间横向掺混。同时紊流边界层远小于层流，这些都将有助于顶替。
不同流变性能的流体，其达到同一流态所需的流速是各不相同的，一般的说，越稀的流体越容易达到紊流状态。所以，清洗液、隔离液和水泥浆达到紊流状态的难度是递增的。固井中可以采用先导稀水泥浆作为隔离液来增加紊流接触时间。先导稀水泥浆不能封固主要井段，其用量一般为井眼环空稠度150～200米容积量，与主体水泥浆的密度差要大于0.3g/cm3，其流变性能尽可能接近于牛顿流体，使其易于达到紊流状态。同时其流性指数要大于主体水泥浆的，其动塑比要小于主体水泥浆的，以保证不能达到紊流时，主体水泥浆可以以塞流流态顶替先导稀水泥浆。
4.3.2漂浮居中和双速替浆技术
对有漏失可能的井来说，增加顶替排量来增大流体的环空速度以达到水泥浆的紊流状态就意味着要增加循环泵压，从而增加漏失的可能性，同时也增加设备的负荷。同时，在井眼不规则的情况下，特别是存在“大肚子”和“糖葫芦窜”井段，以及套管居中度较差时，一味强调紊流顶替也是不现实的。
固井作业顶替过程中，在井眼条件允许的情况下，一般可采用双速替浆的方法来提高顶替效率。在“U”形管效应之前，采用较高的排量顶替，使该速度下，清洗液、隔离液、先导稀水泥浆和水泥浆均是紊流流态。“U”形管效应之后，随着循环压力的增大，改用清洗液、隔离液和先导稀水泥浆为紊流而水泥浆为有效层流来顶替。随着顶替后期水泥浆垂直高度的增大，循环压力也进一步增大，可采用前置液和水泥浆均为塞流流态来顶替，利用钻井液、隔离液和水泥浆的稀稠程度，它们的比重的递增关系，来达到顶替要求的效果。
固井作业应尽量避免采用层流流态来进行顶替。如果不能实现紊流顶替，则可以提高顶替液与被顶替液之间的密度差，利用密度差产生的浮力使关键层位处的套管串上浮居中，以提高水泥浆的顶替效率。
5结论
大斜度井通常是井眼轨迹和井身结构均较复杂的井，套管的顺利下入和提高大斜度井的固井封固质量是固井作业的主要目的和内容。
对套管附件的设计、下入摩阻的模拟能确保套管的顺利下入和居中。
水泥浆和前置液的体系选择和性能控制是环空封固的质量保证。
固井技术措施的合理使用，将会有效的提高大斜度井的固井质量。
参考文献
[1]刘崇建，黄柏宗等，油气井注水泥理论与应用，石油工业出版社，2001年9月
[2]刘崇建等，幂律流体在偏心环空的流动规律及应用，天然气工业，1996，（3）
[3]Clark,C.R.,andCarter,L.G.:“MudDisplacementwithCementSlurries,”PaperSPE4090.
[4]袁恩熙编，工程流体力学，石油工业出版社
[5]HalliburtonEnergyServices:“CementingTechnologyWorkshop,”Mar,1995.
[6]国外注水泥技术，中国石油情报社，1994
图8顶替效率试验
|
|
