无候凝固井技术的研究与应用
王永松蔡久能李邦和訾士龙房恩楼
中海石油技术服务固井公司
1998年9月
摘要
无候凝固井技术即是在固井作业完成后不需要等候水泥凝固而可以继续进行下一步钻井作业或固井质量检测的一整套固井技术方案和措施。
为满足中国海洋石油渤海公司实施优快钻井作业的要求，中海石油技术服务固井公司自1995年初开始与科研单位联合研究和探索实施无候凝固井作业所需的前提条件和必要技术，并经过先后在渤海QK18-1、SZ36-1-J平台、QK17-3和JZ9-3西平台等几个油田生产井的优快钻井作业中的探索－实践－总结－再实践过程，形成了一套实用且具有极大推广价值的无候凝固井技术；通过在渤海地区全面推广应用该套技术，为油公司降低成本和缩短钻井周期，刷新中国钻井界近十项记录作出了突出贡献。
本文简要介绍了无候凝固井技术的基本设计思路、水泥浆性能设计特点和现场主要施工技术措施等。
关键词：无候凝固井技术优快钻井单级双封早期强度
1.0无候凝固井技术的基本设计思路
要实现无候凝固井作业，仅靠一套单纯的固井工艺措施是不够的。无候凝固井作业是优快钻井模式中的一个组成部分，它需要钻井工程、泥浆系统、钻井设备、固井设备、水泥浆性能设计、钻井组织程序和作业人员等多方面的有机配合。如何抓住诸多矛盾中的主要矛盾，并采用有针对性的设计思路是实现无候凝固井作业的关键。
1.1生产井表层套管无候凝固井作业的主要技术难点：
根据优快钻井作业的程序要求，生产井表层套(导)管固井结束后到下一个井段或下一口井开钻的准备时间一般只需3-5个小时；另一方面海上生产平台丛式井的井距仅为1.5-2.5米。这就要求固井作业结束后水泥浆要在下一次作业之前产生足以支撑套管和巩固井壁的抗压强度。
因此，缩短水泥浆的稠化时间和提高水泥石的早期抗压强度，是实现表层套管无候凝固井作业的主要技术难点。
1.2技术/油层套管无候凝固井作业的主要技术难点：
根据优快钻井作业的程序要求，技术/油层套管固井作业结束后到下一井段的开钻或下一步作业，其准备时间(包括安装防喷器和组合钻具与处理泥浆等)一般仅需8-12小时。因此，要使水泥浆的性能不仅满足确保技术/油层套管固井质量对其的要求，而且还必需满足下一井段的开钻或进行固井质量检测对抗压强度的要求。由此可知，对水泥浆性能的设计和采用有效的技术措施以确保固井质量是实现技术/油层套管无候凝固井作业的主要技术难点。
另一方面，在丛式井油层套管固井作业时，大都存在裸眼段长(一般大于1500米)、油层压力低和井眼易漏等特点。为保证井眼的稳定和缩短钻井作业周期以及确保将来油田生产时的安全，油公司将钻井设计中的双级固井作业改为单级双封固井作业，即在一次固井作业中要求第一段水泥浆封固上层套管鞋与其附近裸眼井段，第二段水泥浆封固油层井段。因此两段水泥浆的温差较大和固井作业程序复杂也是实现油层套管无候凝固井作业所必须要考虑的技术难点。
1.3无候凝固井技术的基本设计要点：
中海石油技术服务固井公司根据油公司推广优快钻井作业模式的要求，经过近三年的摸索、研究和实践，通过在QK18-1、SZ36-1-J区和JZ9-3西平台等油田生产开发井的作业检验，总结出了一套满足无候凝固井作业要求的基本设计原则。现将其要点简要介绍如下：
具备满足表层套管和技术/油层套管无候凝固井作业水泥浆性能设计要求的高早强水泥外加剂体系；
根据生产丛式井推行优快立体交叉钻井作业模式的特点，结合海洋固井作业的特殊性，提出一套适合无候凝固井作业技术要求的具体施工程序；
在确保井眼稳定的前提下，根据钻井设计的要求，优化固井设计，将按常规需要双级固井作业的技术/油层套管固井改为单级双封固井设计；
提高水泥浆顶替效率和简化作业程序；在正确设计套管扶正器安放位置和数量的基础上，采用完井液作顶替液并确保套管内无多余水泥塞，以简化和取消固井质量检测前的通井和刮管作业以及完井作业前用完井液置换井内泥浆等钻机作业步骤；
采取不占用钻机进行固井质量检测的新工艺；
发扬团队精神，提出强化施工作业过程控制的具体措施，确保作业安全。
2.0无候凝固井作业水泥浆性能设计
2.1表层套管无候凝固井水泥浆性能设计要点：
常规表层套管一般采用纯水泥浆固井，由于体积收缩量较大和水泥浆稠化时间长且早期抗压强度发展缓慢，已经不能满足海上优快钻井作业的要求。
根据优快钻井作业模式对固井工程的要求和海上固井作业的特点，满足表层无候凝固井作业要求的水泥浆性能应达到如下主要指标：
A.密度：1.75-1.92Kg/L；
B.稠化时间：80-100分钟之内可调；
C.稠化过渡时间：≤10分钟；
D.3小时抗压强度：≥3.5Mpa.；
8小时抗压强度：≥10Mpa.；
E.体系稳定，体积收缩率低。
为了实现表层套管无候凝固井作业的目标，中海石油技术服务固井公司经过与有关研究单位近两年的共同探索和攻关，并经过现场实践检验，终于研究和开发出了一套能满足无候凝固井水泥浆性能设计要求的新型低温速凝早强水泥外加剂体系和中低温低密度高早强速凝特种油井水泥。
通过室内试验和现场实践检验，新型低温速凝早强水泥外加剂体系配制的水泥浆和中低温低密度高早强速凝特种油井水泥配制的水泥浆可达到如附表1和附表2所示性能指标。
技术/油层套管无候凝固井水泥浆设计要点：
海上丛式生产井采取同一井段集中钻井且井位交叉的钻井作业方式,技术/油层套管固井作业后采用不占用钻机井口测固井质量的作业施工步骤。所以对技术/油层套管固井作业水泥浆达到下一作业程序要求的早期抗压强度性能的时间要求相对表层套管可长一些。而长裸眼单级双封固井作业中的中高温体系水泥浆在温差较大的情况下其油层井段的稠化时间和上部井段的抗压强度的控制就成为水泥浆性能设计的主要技术难点。
根据海上优快钻井作业程序，结合生产井的油层保护和对固井质量的要求，技术/油层套管固井作业水泥浆应具备如下性能：
A.密度：1.80-1.90Kg/L;
B.稠化时间：160－210分钟之内可调(油层水泥浆)；
260－300分钟之内可调(上部水泥浆)；
C.API失水量：＜50ml/30min,7Mpa.；
D.自由液含量：＜0.5%；
E.抗压强度：≥15Mpa(12Hr.油层水泥浆)；
≥3.5Mpa(8Hr.上部水泥浆)；
F.流变性能：满足地面配浆施工要求；
G.体系稳定性：稳定无沉降，水泥石上下密度差≤0.05Kg/L。
中海石油技术服务固井公司根据渤海生产井作业时间跨度大和气温变化大的特点，经过优化筛选，确定在常温常压中深生产井中使用常规型CS31L和防冻型PF-CS31L非渗透防气窜水泥外加剂系列。该体系水泥浆性能的可调性好，温差跨度大，中温水泥浆外加剂配方在较低温度环境下同样具有较好的性能，可满足无候凝固井作业的要求。
该体系水泥浆的主要特点为：成膜、初始稠度低、低失水、自由液含量低和直角凝结与易泵送等。
表1新型低温速凝早强水泥外加剂(CA901L和CA902S)体系水泥浆部份性能(试验温度为25℃)
序号
水泥类型
混合液水型和水灰比 水泥浆密度
Kg/L CA901L
BWOC
(%) CA902S
BWOC
(%) CX60L
BWOC
(%) 抗压强度
Mpa 初终凝时间Min. 稠化时间
Min. 4hr 6hr 8hr 初凝 终凝 100BC 1 SD
G 海水
0.51 1.85 3.0 1.5 0.1 2.8 4.6 6.8 90 170 102 2 SD
G 海水
0.5 1.87 2.0 1.0 0.1 3.1 5.7 7.8 95 150 100 3 SD
G 海水
0.46 1.90 2.7 1.4 0.1 4.2 6.0 8.3 75 135 84
表2中低温低密度高早强（HCS）特种油井水泥部份试验性能统计结果
编
温度和
压力 水
泥
浆
密
水
灰
比 外
加及
剂加
名量 15-30
min
稠
度 API
失
水
量
稠化时间
（min）
抗压强度MPa
号 ℃/Mpa 度
g/cm3 称％ V/BC ml/30min
7Mpa
1V
9Bc
2V
21Bc
3V
32Bc
4V
43Bc
5V
54Bc
10V
100Bc 3.0h 3.5h 4h 4.5h 8h 12h 24h 1 15/5
1.81 0.44 A:3.0
B:0.2 1.5/15 51 73 81 90 2.4 6.2 7.5 33.7 2 20/6
1.81 0.44 A:3.0
B:0.3 1.5/15 59 75 85 92 10 12.1 37.3 3 25/5 1.81 0.44 B:0.4 1.5/15 68 81 87 99 8.9 41.7 4 30/10 1.81 0.44 B:0.5 1.2/13.5 82 90 96 103 7.2 44.4 5 40/10 1.81 0.44 B:0.6 1.4/13.7 62 78 84 89 11.1 12.7 22.5 28.6 20/10 1.81 0.44 B:0.6 1.4/13.7 (19H)
32.0 32.3 6 45/26.7 1.77 0.5 B:0.5 8 43 100 105 107 109 109
27℃养护时： 19.7
20.9 25.6
31 7 52/35.6 1.77 0.5 B:0.6 7 70 98 106 109 111 111 60℃养护时：
38℃养护时： 27.6
18.3 36.2
29.4 8 62/51.6 1.77 0.5 B:0.75 8 105 139 143 144 145 145 77℃养护时： 25.3 33.3 9 80/40 1.78 0.46 B:0.9 14.4 174 191 197 197 197 52℃养护时：
100℃养护时：
17.2 34 39.3
32.1 10 95/33 1.65 0.6 B:1.22 6.0 155 200 202 202 202 202
14.4 11 100/33 1.65 0.6 B:1.31 6.0 218 220 221 221 221 221 17.8 12 50/35.6 1.65 0.6 B:1.2%
A:0.8% 12.5 68 48 112 204 214 218 218 60℃养护时： 21.5
3.0无候凝固井技术的现场主要施工技术措施
3.1表层套管无候凝固井技术的现场应用实例简介
表层套管无候凝固井技术在渤海海域的勘探和开发井的作业中已获得了广泛的推广应用。下面以 QK17-9-3井13-3/8”表层套管的固井作业来简述表层套管无候凝固井技术的现场主要施工技术措施。
QK17-9-3井是中国海洋石油总公司渤海公司在QK17-9区快钻的一口予探井，13-3/8”表层套管下深500米，采用内管固井方式进行固井作业。
A.该层套管固井示意图见(图1）；
B.水泥外加剂体系选用CA901L＋海水体系；
C.固井作业主要程序与有关数据：
由油公司现场钻井监督组织召开固井作业安全和职责分工会议；
固井作业人员对与固井作业有关的设备和管线以及工具等进行全面检查，确保设备性能满足施工设计要求；
按设计要求下套管到预计位置，下入钻杆内管柱；
配制水泥浆混合液；
循环泥浆，清洗井眼；
固井管线试压合格；
固井泵注入海水冲洗液：14方；
固井泵注入水泥浆混合液：1.5方；
固井泵混配并注入领浆：50方；
固井泵混配并注入尾浆：21.5方；
固井泵注入尾随液(混合液)：1.59方；
固井结束，起出钻杆柱。
固井结束后，钻台开始进行组合下一井段的钻具和安装防喷器等作业，共历时五个小时。上述作业结束后，直接开钻，水泥石抗压强度满足支撑套管和巩固地层以及钻井作业的要求。
图1：表层套管固井示意图
3.2技术/油层套管无候凝固井技术的现场应用实例简介
技术/油层套管无候凝固井作业目前主要应用于海上生产平台的丛式开发井中，探井中的油层套管固井作业采用无候凝固井技术正在探索中。
海上生产平台丛式开发井作业中采用无候凝固井技术的主要特点有：
拥有满足技术/油层套管无候凝固井作业要求的外加剂体系和水泥浆性能试验结果；
采用同一井段集中交叉井位钻井作业的程序；固井作业结束后立即将钻机移位到另一井位并进行钻进作业。
优化固井设计，在确保井眼稳定的前提下，油层套管固井作业采用单级固井多封固井段的固井方式；
固井作业替泥浆时以完井液代替泥浆做顶替液，并采取措施确保碰压塞之上无水泥浆，以满足不刮管和无钻机测固井质量作业一次成功的要求；
采用低返速固井技术中的替泥浆技术进行替泥浆作业，以提高水泥浆的顶替效率。
下面以SZ36-1-J9井油层套管固井作业来简述技术/油层套管无候凝固井技术的现场主要施工技术措施。
SZ36-1油田是中国海洋石油总公司渤海公司于1987年在辽东湾海域发现，探明面积24平方公里，地质储量为1.2亿吨。SZ36-1-J区位于辽西断层上升盘构造的下倾部位。储层为第三系东营组砂岩油层。经资料分析，J区含油面积1.9平方公里，地质储量1411万吨，总布井数为16口，井口中心距离为2米，其中三口井为17-1/2”井眼加12-1/4”井眼，其余为17-1/2”井眼加9-5/8”井眼完钻。平均完钻深度约2000米。
SZ36-1-J9井95/8”油层套管固井作业采用单级双封固段方式，其作业程序简介如下：
A.该层套管固井示意图见图2；
B.水泥外加剂体系选用：PF-CS31L非渗透防气窜防冻型体系；
C.固井作业主要程序与有关数据：
由油公司现场钻井监督组织召开固井作业安全和职责分工会议；
固井作业人员对与固井作业有关的设备和管线以及工具等进行全面检查，确保设备性能满足施工设计要求；
按设计要求下套管到预计位置；
配制水泥浆混合液；
循环泥浆，调整泥浆性能；清洗井眼，确保井内无沉砂和钻屑；
固井管线试压合格；
投底塞；
固井泵注入海水冲洗液：19方；
固井泵注入粘稠隔离液：11方；
固井泵注入水泥浆混合液：4.77方；
固井泵混配并注入前置水泥浆：4方；
固井泵注入中间液(淡水＋防腐剂)：33.07方；
固井泵混配并注入领浆：4方；
固井泵混配并注入尾浆：21.5方；
投顶塞；
清洗固井泵至水泥头之间管线内的水泥浆；
固井泵注入尾随液(混合液)：1.59方；
用泥浆泵顶替完井液：3100冲(前1600冲以160冲
/分的排量替完井液，后1500
冲以30冲/分的排量替完井
液至碰压，碰压压力值为套
管试压压力值即20Mpa.)。
固井作业结束后，立即将钻机移位到SZ36-1-J10井并开始钻井作业；20小时后，进行无钻机测固井质量作业，一次成功，固井质量全优。
图2：油层套管单级双封无候凝固井示意图
4.0：实施无候凝固井作业所必备的其它条件
实施无候凝固井作业，必须在确保作业安全的前提下来缩短作业时间并达到提高固井质量的目的。要实现无候凝固井作业，除了前述设计要点和作业程序外还必须强调如下要素：
A.为实现无候凝固井作业，必须对油田的油藏特点、地层压力和岩性
情况做详细的了解；并针对水泥浆稠化时间短、施工时间长、作业
不可间断和施工程序复杂等问题提出具体的组织措施和应变程序，
以确保施工作业的安全性。
B.实行项目管理，制定详细的作业质量策划并优化人力资源配置；
C.根据无候凝固井作业的特点，对固井设备和钻井平台相关设备进行
改造和完善，以满足施工作业的要求；
D.与油公司和其它承包商密切配合，发扬团队精神。
无候凝固井技术不仅仅是一项单纯的固井技术，它还是在优快钻井作业管理模式条件下探索出来的一种集人员、设备、工程技术和项目管理于一体的多元固井作业集合体，其所有元素密不可分，缺一不可。
5.0无候凝固井技术推广应用的前景和经济效益分析
第十五届石油大会明确指出，未来的钻井要求节约成本30%。因此加快钻井速度、节约钻井液成本、缩短固井候凝时间和减少钻井事故等成为世界钻井承包商的热衷研究项目。尤其在当前国际油市低迷，油价大幅下跌的情况下，推广应用无候凝固井技术，缩短钻井周期，无疑是降低钻井成本的极有效的途径之一。
无候凝固井技术自1995年以来在中国海上油田的生产开发井的作业中得到了广泛的推广应用，已在150余次表层套管和100余次油层套管的固井作业中实施了无候凝固井技术，共计为油公司节约船天240天以上，直接经济效益达5000万元以上，油田提前开发而产生的间接经济效益不可估量。值得一提的是，在渤海JZ9-3油田西平台30口生产井的固井作业中，中海石油技术服务固井公司全面采用了无候凝固井技术，30口生产井的固井质量获得全优。单井表层钻井作业仅用6.79个小时，平均每天进行固井作业四次，无一次发生井与井之间水泥浆互窜和套管下沉等现象，为油公司实施优快钻井技术作出了突出贡献。
现在，中海石油技术服务固井公司正在积极探索探井和评价井油层套管的无候凝固井技术并已取得了初步的成果。
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