高温高压气井水泥环封隔能力评价实验研究

李炎军， 张万栋， 吴 江， 杨玉豪， 张国山， 杨焕强

(1中海石油(中国)有限公司湛江分公司 2中石油集团渤海钻探工程有限公司第一固井分公司 3长江大学石油工程学院)

南海勘探开发前景广阔，是南海大气区建设和国家南海能源基地建设的重点区域，据调查南海高温高压领域天然气资源量达15×1012m3，占南海总资源量的2/3，资源潜力巨大[1]。随着南海地区勘探开发的进一步深入，井下温度与压力越来越高，如乐东3口探井井底温度接近200℃，压力系数达到2.2，对固井质量和后期水泥环密封完整性提出了极大挑战[2-3]。水泥环封隔能力是高温高压气井密封完整性评价的关键，国内外针对水泥环的密封完整性问题从实验分析[4-5]、理论计算[6-9]及数值模拟[10-12]等方面开展了大量研究，相继研制了一系列水泥环密封完整性评价装置，然而，国内外前期建立的水泥环密封失效评价装置大都基于相似原理进行了缩小，较少考虑地层对水泥环密封失效的影响，且温度、压力等关键参数的施加能力有限，无法满足南海高温高压井的实际需要[13-18]；陶谦[19]利用研制的全尺寸试验装置开展了高温高压下水泥环密封能力评价实验，然而该实验未考虑水泥浆凝固后的初始应力状态。

基于此，考虑南海高温高压气井的实际地层条件及井眼条件，在充分分析水泥环密封失效影响因素的基础上，研制了一套全尺寸高温高压水泥环封隔能力实验评价装置，开展了水泥浆养护温度、养护时间、封隔长度以及套管偏心等因素下的水泥环封隔能力评价实验。

一、水泥环封隔能力评价实验

1. 实验装置

研制了一套高温高压气井水泥环封隔能力评价实验装置，装置考虑了如下因素：

(1)高温。实验装置具备200°C的加热能力，以及温度升高及降低的控制。

(2)复杂压力体系。实验设备考虑了全尺寸的套管、水泥环以及模拟地层，可施加及控制套管内压力(0～70 MPa)、围压(0～70 MPa)、环空压力(0～40 MPa)以及气体窜流压力(0～40 MPa)。

(3)井眼条件。针对南海西部油田的井身结构特点，采用Ø212.73 mm钻头钻开油气层以及Ø177.8 mm生产套管固井，考虑到下套管过程中产生的套管偏心情况，实验设备模拟了10%、20%、30%三种套管偏心度。

(4)复杂地层。考虑到水泥环与地层的软硬程度，采用R52.5标号的水泥与黄砂组成不同配比的水泥砂浆制备模拟地层，使模拟地层具有不同的强度、弹性模量及泊松比。

该全尺寸实验装置由围压施加及控制、环空压力施加及控制、套管内压施加及控制、气窜压力施加与控制、温度施加及控制等系统组成，如图1所示。

图1 高温高压水泥环密封完整性评价装置总装图

1套管 2套管堵头 3固井水泥环 4水泥环端面密封腔 5模拟地层 6氟橡胶胶套 7高压釜体 8高强度螺栓 9法兰 10压力表 11阀门 12气体增压系统 13高压泵 14气体流量监测仪 15低温水浴槽 16恒温槽 17低温螺旋循环管 18耐压加热管

2. 实验材料

选用南海西部油田Ø177.8 mm油层套管抗高温固井水泥浆体系为实验材料，密度为2.35 g/cm3，测试得到160℃养护2 d的水泥石弹性模量为5.6 GPa，其组成如表1所示。

表1 实验用水泥浆体系配方

3. 实验方法

3.1 实验原理

通过测试气体突破水泥环的压力进行水泥环封隔能力评价，为防止模拟地层中的游离液及养护过程中的水泥浆进入到气管线，实验前对装置的进气口进行处理，采用200目纱网与高磁力磁铁封隔进气口(如图2)，从而只允许气体通过；实验过程中施加的围压模拟地应力，环空压力模拟水泥浆液柱压力，本实验通过控制环空压力大小模拟水泥浆的失重压力，套管内压力模拟井内工作液液柱压力。

3.2 实验步骤

3.2.1 模拟地层的制备

为模拟不同硬度的地层，采用R52.5标号的水泥与黄砂、水通过不同配比的水泥砂浆浇筑到预制的模具中，形成不同强度及硬度的地层，地层配比及其力学参数如表2所示。制备前，为了脱模方便，首先对预制模具进行处理，处理过程包括模具的表面涂抹一层黄油并贴上两层不透水的牛皮纸；其次，将配制好的水泥砂浆浇筑到模具中，12 h后取出模具的内衬管，24 h后拆除模具，并进行养护，7 d后形成满足强度要求的模拟地层试件。

3.2.2 水泥浆的配制

水泥浆的配制与养护采用如下方法：首先，安装氟橡胶胶套以及高压釜体，并将最外层法兰与高压釜体连接，下入套管；其次，利用高转速搅拌机配制一定量的水泥浆，并将水泥浆沿套管外壁缓慢注入到模拟地层与套管之间的环空中，其中，水泥浆上部与法兰间留有10 cm的高度并注满水。

图2 气体突破水泥环示意图表2 模拟地层配比及参数

材料配比弹性模量/GPa泊松比抗压强度/MPaR52.5水泥∶黄砂∶水1∶2∶0.428.90.34621∶3∶0.420.60.35551∶6∶0.44.80.48.7

3.2.3 各压力控制

安装所有法兰及高压管线并完成套管内注满水、加热系统通电等操作步骤，并将加热控制系统调整到实验预设温度；通过压力控制系统将围压控制到20 MPa、环空压力15 MPa、套管内压力30 MPa。

3.2.4 水泥浆失重模拟

在实际固井过程中，由于水泥浆凝固过程中的失重现象，套管-水泥环-地层组合体应力发生改变，为了模拟水泥浆的失重压力，待实验装置温度、压力稳定48 h后，将环空压力按照水泥浆失重后密度降至1.0 g/cm3的情况逐步释放一定值。

3.2.5 实验数据记录

打开下法兰上的进气阀，逐步提高气体增压系统压力，直到装置上法兰出气口有气泡冒出，记录此时气体增压泵的压力，并将此时的气体窜流压力作为水泥环封隔能力的评价标准。

二、实验结果与分析

1. 水泥浆养护温度的影响

为了评价水泥浆养护温度对水泥环封隔能力的影响，在相同的养护时间(2 d)测试了120℃、140℃、160℃、180℃、200℃温度下的气体窜流压力，实验结果如图3所示。

对于同样的养护时间，随着养护温度的升高，气体窜流压力逐渐增大，且超过160℃时，窜流压力增大趋势减缓；说明地层温度越高，相同时间内的水泥环封隔能力越强。

图3 养护温度对水泥环封隔能力的影响

2. 水泥浆养护时间的影响

本实验在相同养护温度(160℃)条件下测试了1 d、2 d、3 d、5 d、7 d的封隔能力，结果如图4所示。

图4 养护时间对水泥环封隔能力的影响

对于同样的养护温度，随着养护时间的增加，气体窜流压力逐渐增大，且养护时间超过3 d时，窜流压力基本不变；说明固井后3 d左右的时间水泥环的封隔能力达到峰值。

3. 水泥环封隔长度的影响

本实验所用水泥浆密度2.35 g/cm3，水泥浆失重后的密度1.0 g/cm3，实验所取水泥环封隔段长度分别为200 mm、400 mm、600 mm、800 mm、1 000 mm、1 200 mm，则实验时分别将环空压力降低2.65 MPa、5.3 MPa、7.95 MPa、10.6 MPa、13.25 MPa、15.9 MPa，实验结果如图5所示。

图5 水泥环封隔段长度对封隔能力的影响

随着水泥环封隔段长度的增加，水泥环封隔能力呈线性增加的趋势，因此，对于气井，应尽可能增大水泥环封隔段长度。

4. 套管偏心的影响

设置了10%、20%、30%等3种套管偏心度，模拟地层分别采用表2所示配比，分别用Ec、Ef代表水泥环与地层的弹性模量，进行了套管偏心对水泥环封隔能力的影响实验，结果如图6所示。

图6 套管偏心对水泥环封隔能力的影响

对于不同的地层与水泥环弹性模量比，随着套管偏心度的增大，气体窜流压力减小，说明套管偏心对水泥环的封隔能力有较大影响，同时，套管偏心对水泥环封隔能力的影响与Ec/Ef有关，Ec/Ef之比越接近于1，水泥环封隔能力越好。

三、结论

(1)全尺寸高温高压水泥环密封完整性评价装置可施加200℃高温、70 MPa围压及套管内压力、40 MPa环空压力，模拟套管偏心及井径扩大率等实际井眼条件。

(2)环空窜流压力随着养护温度的升高或养护时间的增加呈现先增大后基本不变的趋势，水泥环封隔段长度的增加有助于对环空气体的封隔，套管偏心对水泥环的封隔能力有较大影响，套管偏心下的水泥环封隔能力受地层与水泥环弹性模量比的影响。