保证固井施工安全的水泥浆监督对策

王福云,郑友志,卿阳,夏宏伟,宋文豪,张伟

1.中国石油西南油气田分公司工程技术研究院（四川 广汉618300）2.国家能源高含硫气藏开采研发中心 采气工程技术研究所（四川 成都610017）3.中国石油西南油气田分公司 川中油气矿（四川 遂宁 629000）4.中国石油西南油气田分公司 开发事业部（四川 成都610066）5.中国石油集团川庆钻探工程有限公司 井下作业公司（四川 成都610051）

固井是一次性工程，地质、固井工艺、井下工具、固井设备及固井水泥浆等因素都会影响固井施工安全。而水泥浆的性能好坏是直接影响固井施工安全的重要因素。沈伟[1]通过现场发生的几个事例，对影响固井作业安全的各种水泥浆因素进行分析，提出了完善加强水泥浆技术管理标准化工作。高伟军[2]提出了固井施工现场的安全生产管理措施，要求控制合理的水泥浆性能参数达到设计的固井施工质量标准。通过对西南油气田出现的固井事故进行研究和总结，从而完善西南油气田固井水泥浆监督检测对策，并提出加强水泥浆技术管理工作的一系列措施，为保障川渝深井超深井固井现场安全、顺利施工及保证固井质量提供重要参考[1]。

1 几例固井事故的原因分析

对西南油气田固井施工过程中遇到的典型案例,着重从水泥浆影响固井施工安全方面进行分析如下。

1）2014 年王纯全[3]等报道了四川某区块出现了连续3口井的油层套管固井高塞事故，3口井均为直井，下深3 300～3 500 m，上层套管为Φ193.7 mm，下层油层套管采用Φ127 mm，下深4 500～4 700 m。裸眼井段均为须家河致密砂岩，地层孔隙压力高。3口井均在施工过程中顶替完井液出现高泵压而蹩压，无法顶替到位从而造成套管内存在超长水泥塞以及环空存在部分裸眼段。

该井固井大样水、水泥灰样正常，水泥浆领浆和尾浆稠化时间均满足设计要求，且水泥浆、钻井液、隔离液相容性好。最终事故确认是水泥浆体系对部分添加剂加量敏感造成而不是胶塞损坏后Ca-Cl2完井液污染水泥浆引起。

2）截至2015年7月，西南油气田L区块投产后只有2口井未带压，其余井均存在环空带压现象，其中3口井环空关井压力上涨，取样含硫，判定为A环空异常带压。制定并实施强化固井措施后，244.5 mm技术套管固井13口井，177.8 mm回接套管固井14口井，钻完井期间未发现环空带压现象。

根据下发固井强化措施前后的对比差异，可以看出对水泥浆的现场质量管控非常重要，如现场对水泥大样的各项基本性能及力学性能检测不到位，不仅对施工造成安全风险，也使固井后期的井筒完整性存在隐患。

3）2020年5 月，西南油气田JG1井Φ282.58 mm套管固井采用Φ333.4 mm钻头，钻进至5 020.00 m中完。在固井现场进行水泥浆监督复核中，固井水泥浆、钻井液、隔离液、先导浆的相容性试验不稳定无法满足施工要求，后将隔离液及先导浆全部重新配制，导致施工延后3天，影响钻井进度。

固井水泥浆、钻井液、隔离液、先导浆的相容性较差，对钻井液中的各种单剂都能在隔离液的条件下满足施工要求，但整个有机盐钻井液体系对固井水泥浆的污染很严重，需要调节隔离液的性能以达到固井水泥浆与钻井液的相容性满足施工条件。

以上分析说明固井水泥浆因素对固井施工安全影响，而实际过程中影响固井安全的因素还有很多，需要不断地发现并加以改进。

2 固井水泥浆影响施工安全因素分析

固井水泥浆影响施工安全的因素,主要包括以下几个方面。

2.1 现场供料与室内小样不一致

现场固井作业安全的前提条件是保证室内小样与现场供料的一致性。实验室内实验样品与现场施工提供的材料不一致是造成固井施工失败的重要原因。

水泥与外加剂小样实验与现场供料不是同批次，水泥应该严格按照GB∕T 10238—2015《油井水泥》的规定进行取样[4]，而外加剂室内小样应与现场供料保持一致性，如果实际供料与取样存在较大的误差，将会严重影响室内小样无法代表现场情况。

大样水陈化问题，大样水应保持盛装罐体干净，超过一定时间应进行再次复核检测。若在现场配制的大样水因罐体不净导致缓凝剂等材料失效，容易导致固井事故的发生。

2.2 水泥浆混配不均导致密度不一致

现场施工质量和作业安全的必要条件是保证注入井内的流体与现场试验的结果保持一致，水泥大样灰混配不均必然导致水泥浆的密度不一致，稠化时间性能存在较大差异。水样在加入各种外加剂后必须进行一段时间的搅拌，灰样特别是低密度或高密度的样品在灰库混好后应在现场倒灰均匀，如发现密度不一致，还需要重新进行倒灰混匀直至密度保持与设计一致。

2.3 水泥浆大样稠化时间及相容性现场复核检测

水泥浆大样的稠化时间现场复核检测是保证固井作业最后一道关卡。水泥浆与钻井液因为作用机理的不同，导致两者不能相容，特别是油基钻井液为亲油型，而水泥浆为亲水型，按照西南油气田的相容性检测标准为721（水泥浆∶隔离液∶钻井液=7∶2∶1）需要满足施工时间才能进行施工，因此，需要对现场稠化时间及相容性进行固井施工前的复核，才能避免事故隐患发生。

3 关于固井水泥浆监督检测对策

3.1 加强油井水泥质量的检查

油井水泥的质量是影响固井施工及后续工况安全的重要因素之一。但从实际看，油井水泥作为特种水泥，对其出厂标准执行情况并不理想。按照GB∕T 10238—2015《油井水泥》[4]标准执行油井水泥不同批次的检测，其工程性能都能满足性能要求，但未对其C3S等含量及陈化稳定性进行检测，导致现场仍然存在同一批次样的稠化时间存在较大的差距。

油井水泥质量问题的主要原因：厂家对油井水泥的出厂质量执行力度低，油田公司应针对其制定抽检制度；油田固井入井材料质检部门对水泥质量检测不够全面，目前还未形成有效的质量把关部门，使得不合格水泥蒙混过关。

固井水泥浆是整个固井作业的基础及重点，提高水泥生产质量是现场固井施工的重要环节，是各种外加剂评价的基础。针对油田企业形成的固井质量管控体系，加大《油井水泥》标准的执行力度，确保进入油田企业的外加剂满足标准。因此，为了保证每批次的固井水泥满足现场要求，应每月对其生产的油井水泥进行工程性能抽检。

3.2 建立油田公司固井外加剂的评价标准

国内对水泥外加剂性能与质量评价尚无统一的检测标准及评价方法。现行的评价有些按照厂家产品标准进行检验，有些按照企业的办法在配套体系中评价或者采用行业标准，但相对来说就比较宽泛。而各厂家都有产品的不同执行标准，导致差异性大没有统一的规范来执行。同一类型外加剂的检验项目差异性很大，企业的标准只规定了该类型外加剂的共性指标，针对差异性的性能指标认可度较低。如有的缓凝剂产品标准要求稠化时间超过100 min或者延长2倍以上就算合格，这些指标外加剂生产商家基本可以达到，而在应用中，导致无法根据井上实际情况进行调整，存在固井施工风险。因此，西南油气田公司除了严格按照SY∕T 5504—2018的固井外加剂行业标准以外，也正在积极地制定关于固井外加剂的西南油气田分公司标准，保证进入西南油气田的固井外加剂满足性能要求。

3.3 加大外加剂规范化抽查的力度

添加固井外加剂是调节固井水泥浆性能的主要手段。不同的外加剂所起到的作用不同，跟G级水泥一样，同一种外加剂的不同批次性能都有所偏差。通过西南油气田建立的外加剂评价标准对其进入内部市场进行把控，不同的区块、不同的厂家、不同的类型采取不定时、不定点、不定量的抽检，一旦发现不符合项立刻叫停，避免厂家以次充好，确保固井作业安全。目前，西南油气田都需要提前对固井外加剂小样进行实验室检测合格后才能进入市场。同时，在施工现场对不同的类型进行不定点的大样抽查，严格保证入井材料的合格。

3.4 加强对固井水泥浆大样的现场监督检测

现场大样的检测作为入井前的最后一道关卡，需要进行把控，进入西南油气田的外部服务单位都必须按照西南油气田固井管理办法执行，应统一外加剂取样方法标准,确保取样均匀性与准确性[5]。固井水泥浆满足西南油气田对其性能要求，如水泥浆与钻井液的相容性实验应为（缓凝水泥浆∶钻井液=7∶3的稠化时间≥施工时间+附件时间，缓凝水泥浆：钻井液∶隔离液=7∶2∶1的稠化时间≥施工时间+附件时间）。目前，西南油气田下发了《固井管理办法》，规定了重点井、一类井都需要检测机构进行现场监督检测，以保证固井施工安全。

3.5 固井水泥石特殊性能的评价方法建立及体系检验

目前，井筒完整性的概念深入油田，而水泥环的完整性又是井筒完整性中最主要的组成部分，如何让水泥环在气井整个生命周期保持长期稳定性，需要对水泥石在高温高压条件下的长期稳定性、膨胀收缩性能、冲击力学性能等进行前期的评价，目前西南油气田正在积极地对各项固井水泥石特殊性能制定评价方法与标准。除了保证固井施工的安全性，同时还要对气井整个生命周期负责，因此，需要在固井前对水泥石的各项特殊性能进行评价使其满足要求，更加有利于固井后期的井筒完整性。

4 结论

固井水泥浆是保证固井施工安全的一个重要因素。西南油气田通过制定以下管理办法加强固井施工安全作业管控，有效保证了其固井施工安全，近年来未出现“灌香肠”“插旗杆”等重大固井作业事故。

1）通过对一类井或重点井的水泥浆小样室内评价以及水泥浆现场大样监督复核，使水泥浆性能满足现场工程要求，保证现场施工安全。

2）对固井水泥进行每月的定期检查和不定期的抽检，对进入市场的固井外加剂的小样加强检测和现场大样抽检，有效保证原材料的质量。

3）制定西南油气田公司的外加剂检测标准及固井水泥石特殊性能评价方法，优良的固井水泥环质量更加有利于气井在整个生命周期安全高效的开采。

通过上述的水泥浆监督对策，有助于降低固井事故率，提高油气层封固质量，延长油气井使用寿命。