第３９卷第２期 ２０１１年３月 石 油 钻 探 技 术 Ｖｏ１．３９ Ｎｏ．２ Ｍａｒ．，２Ｏ１１ ＰＥｌ、ＲＯＩ ＥＵＭ ＤＲＩＩ ＬＩＮＧ－ＴＥＣＨＮＩＱＵＥＳ 深水钻井技术专题 ｄｏｉ：１０．３９６９／ｊ．ｉｓｓｎ．１００１—０８９０．２０１１．０２．００４ 深水油气井浅层固井水泥浆性能研究 屈建省 席方柱 谭文礼 熊钰丹 （１．中国石油海洋工程有限公司，北京 １００１７６；２．天津中油渤星工程科技有限公司，天津３００４５１） 摘要：针对深水油气井浅层固井存在的逆向温度场，对水泥浆在低温下的稠化时间、抗压强度和流变性能进 行了分析，结果显示：在低温下水泥浆的稠化时间明显延长，抗压强度发展缓慢，流变性能变差。因此，针对深水固 井试验中温度模拟方法与陆地固井的不同，介绍了深水固井循环温度和静止温度的确定方法，设计了可以用来测 试深水固井水泥浆性能的稠化试验装置及静胶凝试验装置。同时设计了不同密度的深水固井水泥浆配方，并对其 性能进行了测试，结果表明，所设计的不同密度深水固井水泥浆，在低温条件下早期强度发展快（４ ＭＰａ／１６ｈ），流变 性好，防气窜能力强，沉降稳定性能好，能满足深水表层套管固井的需要。 关键词：深水钻井；浅层固井；水泥浆『ｆ生能；实验室试验 中图分类号：ＴＥ２５６ ．７ 文献标识码：Ａ 文章编号：１００卜０８９０（２０ｌ１）０２—００２２—０５ Ｓｔｕｄｙ ｏｎ Ｓｈａｌｌｏｗ Ｆｏｒｍａｔｉｏｎ Ｃｅｍｅｎｔ Ｓｌｕｒｒｙ Ｐｅｒｆｏｒｍａｎｃｅ ｉｎ Ｄｅｅｐｗａｔｅｒ Ｄｒｉｌｌｉｎｇ Ｑｕ Ｊｉａｎｓｈｅｎｇ Ｘｉ Ｆａｎｇｚｈｕ Ｔａｎ Ｗｅｎｌｉ Ｘｉｏｎｇ Ｙｕｄａｎ （１．Ｏｆｆｓｈｏｒｅ Ｅｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇ Ｃｏ．Ｌｔｄ．，ＣＮＰＣ，Ｂｅｉｊｉｎｇ，１００１７６，Ｃｈｉｎａ；２．Ｔｉａｎｊｉｎ Ｂｏ—Ｘｉｎｇ Ｅｎｇｉｎｅｅｒ— ｉｎｇ Ｓｃｉｅｎｃｅ ａｎｄ Ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ Ｃｏ．Ｌｔｄ．，ＣＮＰＣ，Ｔｉａｎｊｉｎ，３００４５１，Ｃｈｉｎａ） Ａｂｓｔｒａｃｔ：Ｆｏｒ ｔｈｅ ｐｒｏｂｌｅｍ ｏｆ ｒｅｖｅｒｓｅ ｔｅｍｐｅｒａｔｕｒｅ ｇｒａｄｉｅｎｔ ｉｎ ｓｈａｌｌｏｗ ｆｏｒｍａｔｉｏｎ ｃｅｍｅｎｔｉｎｇ ｆｏｒ ｄｅｅｐｗａ— ｔｅｒ ｄｒｉｌｌｉｎｇ，ｔｈｅ ｔｈｉｃｋｅｎｉｎｇ ｔｉｍｅ，ｃｏｍｐｒｅｓｓｉｖｅ ｓｔｒｅｎｇｔｈ，ａｎｄ ｒｈｅｏｌｏｇｙ ｏｆ ｃｅｍｅｎｔ ｓｌｕｒｒｙ ａｔ ｌｏｗ ｔｅｍｐｅｒａｔｕｒｅ ｗｅｒｅ ａｎａｌｙｚｅｄ．Ｔｈｅ ｒｅｓｕｌｔｓ ｉｎｄｉｃａｔｅ ｔｈａｔ ａｎ ｏｂｖｉｏｕｓ ｌｏｎｇ ｔｈｉｃｋｅｎｉｎｇ ｔｉｍｅ，ａ ｓｌｏｗ ｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔ ｏｆ ｃｏｍｐｒｅｓ— ｓｉｖｅ ｓｔｒｅｎｇｔｈ ａｎｄ ａ ｐｏｏｒ ｒｈｅｏｌｏｇｙ ｗｅｒｅ ｏｂｓｅｒｖｅｄ ａｔ ｌｏｗ ｔｅｍｐｅｒａｔｕｒｅ．Ｓｉｎｃｅ ｔｈｅ ｔｅｍｐｅｒａｔｕｒｅ ｓｉｍｕｌａｔｉｏｎ ｍｅｔｈｏｄ ｉｎ ｄｅｅｐ ｗａｔｅｒ ｃｅｍｅｎｔｉｎｇ ｅｘｐｅｒｉｍｅｎｔ ｉｓ ｄｉｆｆｅｒｅｎｔ ｗｉｔｈ ｔｈａｔ ｏｆ ｏｎｓｈｏｒｅ，ｔｈｉｓ ｐａｐｅｒ ｐｒｅｓｅｎｔｓ ｔｈｅ ｍｅｔｈ— ｏｄ ｆｏｒ ｐｒｅｄｉｃｔｉｎｇ ｂｏｔｔｏｍｈｏｌｅ ｃｉｒｃｕｌａｔｉｎｇ ｔｅｍｐｅｒａｔｕｒｅ（ＢＨＣＴ）ａｎｄ ｂｏｔｔｏｍｈｏｌｅ ｓｔａｔｉｃ ｔｅｍｐｅｒａｔｕｒｅ（ＢＨＳＴ）． Ｔｅｓｔ ｅｑｕｉｐｍｅｎｔ ｔｏ ｍｅａｓｕｒｅ ｔｈｅ ｐｅｒｆｏｒｍａｎｃｅ ｏｆ ｄｅｅｐｗａｔｅｒ ｓｌｕｒｒｙ ｔｈｉｃｋｅｎｉｎｇ ａｎｄ ｓｔａｔｉｃ ｇｅｌ ｔｅｓｔ ｅｑｕｉｐｍｅｎｔ ｗｅｒｅ ｄｅｓｉｇｎｅｄ．Ｔｈｅ ｄｅｅｐ—ｗａｔｅｒ ｓｌｕｒｒｙ ｆｏｒｍｕｌａ ｗｉｔｈ ｄｉｆｆｅｒｅｎｔ ｄｅｎｓｉｔｉｅｓ ｗａｓ ｄｅｖｅｌｏｐｅｄ，ａｎｄ ｔｈｅ ｐｅｒｆｏｒｍａｎｃｅ ｗａｓ ｔｅｓｔｅｄ．Ｔｈｅ ｔｅｓｔ ｒｅｓｕｌｔｓ ｉｎｄｉｃａｔｅ ｔｈａｔ ｔｈｅ ｃｅｍｅｎｔ ｓｌｕｒｒｙ ｈａｓ ａ ｒａｐｉｄ ｃｏｍｐｒｅｓｓｉｖｅ ｓｔｒｅｎｇｔｈ ｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔ ａｔ ４℃（４ ＭＰａ／１６ ｈ），ａ ｇｏｏｄ ｒｈｅｏｌｏｇｙ，ａｎｔｉ—ｇａｓ ｍｉｇｒａｔｉｏｎ ａｂｉｌｉｔｙ ａｎｄ ｎｏ ｓｅｄｉｍｅｎｔａｔｉｏｎ．Ｔｈｅ ｃｅｍｅｎｔ ｓｌｕｒｒｙ ｃａｎ ｍｅｅｔ ｔｈｅ ｒｅｑｕｉｒｅｍｅｎｔ ｆｏｒ ｃｅｍｅｎｔｉｎｇ ｔｈｅ ｕｐｐｅｒ ｃａｓｉｎｇ ｓｔｒｉｎｇ ｉｎ ｄｅｅｐｗａｔｅｒ ｗｅｌｌｓ． Ｋｅｙ ｗｏｒｄｓ：ｄｅｅｐｗａｔｅｒ ｄｒｉｌｌｉｎｇ；ｓｈａｌｌｏｗ ｚｏｎｅ ｃｅｍｅｎｔｉｎｇ；ｃｅｍｅｎｔ ｓｌｕｒｒｙ ｐｒｏｐｅｒｔｙ；ｌａｂｏｒａｔｏｒｙ ｔｅｓｔｉｎｇ 深水固井与陆地固井有所不同，海水的温度随 着水深的增加有一降低过程ｎ］，深水固井还有温度 低、破裂压力低 ］、破裂压力与孔隙压力当量密度窗 口窄口］、浅层水流或气流等＿４ 难点。深水固井水泥 收稿日期：２Ｏ１１一Ｏ２ ０９；改回日期：２０１１—０２—１４ 基金项目：国家高技术研究发展计划（“８６３”计划）课题“深水钻 完井关键技术”（编号：２００６ＡＡ０９Ａ１０６）资助 作者简介：屈建省（１ ９５９ ），男，１ ９８９年毕业于石油大学（北京） 浆应当满足以下几个要求Ｉ６］：１）密度低；２）强度发展 快；３）过渡时间短；４）固井后水泥环完整；５）长期封 隔。因此，需要采用一种新的试验方法测试深水固 研究生部油气田开发工程专业，获硕士学位。教授级高级工程师，主 要从事固井工程方面的研究工作。 联系方式：（０１０）６ ７８８６０９５，ｑｕｊｓ．ｃｐｏｅ＠ｃｎｐｃ．ｃｏｉｎ．ｃｎ 第３ ｃ）巷第！期 屈连省等：深水油气井浅层固井水泥浆性能研究 井水泥浆性能。为此，笔者介绍了一种测试深水固 井水泥浆性能的试验方法，并设计了不同密度的深 水固井水泥浆，采用该方法测试了其性能，结果表 明，所设计的不同密度水泥浆可满足深水表层套管 固井的需要。 １试验方法的建立 深水固井水泥浆试验包括稠化时间、抗压强度 和流变性测试。与陆地不同，由于海水的温度是随 着水深的增加而降低的，因此，ＡＰＩ的标准方法不适 用于计算深水表层固井的井底静止温度（ＢＨＳＴ）和 井底循环温度（ＢＨＣＴ）。 １．１稠化时间测试 稠化时间表征水泥浆的可泵时问，应当满足现 场注水泥的需要，使水泥浆能够顶替至预定层位。 温度对稠化时间的影响很大，温度降低２～３℃稠化 时间可能延长几十分钟，可能会严重影响深水固井 施工的安全及后续作业。因此，进行室内试验时应 尽可能模拟水泥浆在井下顶替期间所经过的时间、 所承受的压力和所处环境的温度，以保证固井施工 的安全。测试水泥浆稠化时间的温度程序应建立在 计算或实测基础上。 １．２抗压强度测试 。 模拟过程对抗压强度的影响也很大，不同试 验温度下抗压强度的发展有很大的差别，温度降 低，抗压强度发展缓慢，当温度由１０℃降至５℃ 时，常规水泥浆所形成水泥石的抗压强度达到３．５ ＭＰａ的时间由２０ ｈ延长至４８ ｈ。ＢＨＳＴ是决定抗 压强度发展的主要因素，因此在测试水泥石的抗 压强度时，养护过程应尽可能反映顶替后的实际 温度和压力情况，可采用非破坏性声波法和破坏 性试验等方法测试。 １．３温度对流变性能的影响 表１为一水泥浆在不同温度下的流变性数据。 由表１可知，当温度由２Ｏ℃降至５℃时，水泥浆的 流变读数上升明显，塑性黏度增大，使水泥浆顶替摩 阻增大，对于表层疏松地层，更容易导致漏失发生， 因此，应当根据现场温度设计水泥浆配方，改善水泥 浆的流变性能。 表１ 温度对水泥浆流变性的影响 Ｔａｂｌｅ １ Ｔｅｍｐｅｒａｔｕｒｅ ｅｆｆｅｃｔ ｏｎ ｃｅｍｅｎｔ ｓｌｕｒｒｙ ｒｈｅｏｌｏｇｙ Ｎ／￣／￣Ｃ￣３００／￣２０ｏ／￣ｌｏｏ／￣６／￣３塑性黏度／Ｐａ・ｓ动切力／Ｐａ １．４井底循环温度与静止温度 测试水泥浆稠化时间、流变性和游离液时的温 度要与井底循环温度相同。ＡＰＩ在大量油田数据统 计的基础上，提出了ＢＨＣＴ、井深和温度梯度之间 的数值关系和计算方法 ，但是这种关系是建立在 油田数据统计基础上的，只能应用在特定的区域，不 适用于普遍的深水领域。现在深水ＢＨＣＴ能够利 用数值模拟器进行计算：国外的一些能源服务公司 （如Ｈａｌｌｉｂｕｒｔｏｎ，Ｓｃｈｌｕｍｂｅｒｇｅｒ）和国内的中国石油 大学提出采用数值模拟法１］ 计算ＢＨＣＴ，并建立了 数学模型，编制了数值模拟器。由于建立数学模型 时综合考虑了水深、隔水管尺寸、海流、泥线温度、海 面温度、井底静止温度、套管直径、钻杆直径、裸眼直 径和总井深，所以利用数值模拟器计算出的ＢＨＣＴ 比ＡＰＩ方法更准确ｌ７ ｊ。因此，笔者推荐在进行试 验设计时，采用数值模拟器计算的结果，并根据钻井 过程的实测数据进行复核调整。某一深水井井深 １ ９３０ ｍ，水深１ １６７ ｍ，未下隔水管，海水流速为０， 泥线温度３．３℃，海水表面温度２４．５℃，井底静止 温度３５℃，套管尺寸５０８．０ ｍｍ，井眼尺寸６６０．４ ｍｍ，钻杆尺寸１２７．０ ｍｍ１］ 。采用Ｓｃｈｌｕｍｂｅｒｇｅｒ 公司的数值模拟器计算了该井表层固井时注水泥及 水泥候凝过程中的温度分布，结果见图１和图２。 温度／℃ ２０ ３０ Ｏ ５００ １ ０００ 鲁１ ５００ 账２ ０００ ２ ５００ ３ ０００ ３ ５００ 图１注水泥时钻柱内温度分布 Ｆｉｇ．１ Ｔｅｍｐｅｒａｔｕｒｅ ｄｉｓｔｒｉｂｕｔｉｏｎ ｏｆ ｄｒｉｌｌｉｎｇ ｓｔｒｉｎｇ ｄｕｒｉｎｇ ｃｅｍｅｎｔｉｎｇ ・２４・ 石 油 钻 探 技 术 ２Ｏｌ１年３月 一般按照图１进行稠化时间试验，按照图２进行强 低温试验的要求。为此，高温高压稠化仪外接温控装 度发展试验。 置，以控制釜体温度模拟深水固井时的温度场变化， ４０ 并通过压力控制器模拟固井时的压力变化，进行深水 ３５ 固井水泥浆的稠化试验，从而调整水泥浆稠化时间以 ３０ 满足工程要求，保证施工的有效性和安全性。 ２５ 对超声波强度分析仪进行了低温改造，设计了 ｐ ２０ 外接温控装置，其工作温度为４～３５℃。采用静胶 赠 ｌ５ 凝强度测试仪检测水泥浆候凝过程中的抗压强度和 ｌ０ 静胶凝强度发展状况。 ） ０ ２深水表层固井水泥浆性能测试 ｎ￣ｔＷｍｉｎ 图２注水泥及候凝过程中套管鞋和泥线的温度变化 利用建立的试验方法测试深水表层固井水泥浆 Ｆｉｇ．２ Ｃａｓｉｎｇ ｓｈ０ｅ ａｎｄ ｍｕｄ ｌｉｎｅｔｅｒｎｐｅｒａｔｕｒｅｖａｒｉａｔｉｏｎ 的性能。水泥浆的材料为：低温早强水泥ＤＷＣ－２，低 ｄｕｎ“ｇ ｃｅｍｅｎｔｉｎｇ ａｎｄＷａｉｉｒｎｇ ｏｆ ｃｅｍｅｎｔ 密度减轻材料０．７ ｋｇ／Ｌ空心微珠（ＰＺ），低密度增 １．５试验设备 釜 根据文献调研及模拟计算结果来看，深水井表层 材料配制了密度为１．２、１．４、１．５和１．７ ｋｇ／Ｌ的水泥 套管固井时的循环温度及静止温度一般低于１Ｏ℃， 浆（其组成见表２），并测试了其稠化时间、强度发展 而目前的水泥浆试验装备无法满足深水固井水泥浆 情况、流变性、稳定性、静胶凝强度发展等性能。 表２不同密度水泥桨的组成 Ｔａｂｌｅ ２ Ｃｏｍｐｏｓｉｔｉｏｎ ｏｆ ｃｅｍｅｎｔ ｓｌｕｒｒｙ ｗｉｔｈ ｄｉｆｆｅｒｅｎｔ ｄｅｎｓｉｔｙ 密度／ｋｇ．Ｌ一１ ＤＺＷ／ｇ ＰＺ／ｇ ＤＷＤ一１／ｇ ＤＷＦ／ｇ ＤＷＺ一１／ｇ Ｊ．ｋ／ｇ ＤＷＣ一２／ｇ Ｏ６０３／ｇ １．２ ３０ ７０ １ ４．０ ３ １Ｏ０ １０Ｏ １．４ ２５ ３５ １ ４．０ ３ ７４ １Ｏ０ １．５ ２５ ２５ １ ４．０ ３ ７０ １００ １．７ ２０ ５ １ ３．５ ３ ５７ １Ｏ０ ２．１ 稠化时间 表４ １．５ ｋｇ／Ｌ水泥浆在不同温度下的稠化时间 Ｔａｂｌｅ ４ Ｔｈｉｃｋｅｎｉｎｇ ｔｉｍｅ ｏｆ ｃｅｍｅｎｔ ｓｌｕｒｒｙＩ １．５ ｋｇ／Ｌ） 测试了不同密度水泥浆在不同温度下的稠化时 ａｔ ｄｉｆｆｅｒｎｅｔ ｔｅｍｐｅｒａｔｕｒｅ 间，结果见表３～６。 缓凝剂加量， 稠化时间／ｍｉｎ ３０℃ ２Ｏ℃ １０℃ 表３ １．７ ｋｇ／Ｌ水泥浆在不同温度下的稠化时间 １６Ｏ １Ｏ１ ２２４ Ｔａｂｌｅ ３ Ｔｈｉｃｋｅｎｉｎｇ ｔｉｍｅ ｏｆ ｃｅｍｅｎｔ ｓｌｕｒｒｙ（１．７ ｋｇ／Ｌ） １６７ ３２１ ａｔ ｄｉｆｆｅｒｅｎｔ ｔｅｍｐｅｒａｔｕｒｅ ２２８ ４０３ ３２５ 稠化时间／ｍｉｎ 缓凝剂加量， ３Ｏ℃ ２Ｏ℃ １Ｏ℃ 表５ １．４ ｋｇ／Ｌ水泥浆在不同温度下的稠化时间 Ｏ．４ Ｔａｂｌｅ ５ Ｔｈｉｃｋｅｎｉｎｇ ｔｉｍｅ ｏｆ ｃｅｍｅｎｔ ｓｌｕｒｒｙ（１．４ ｋｇ／Ｌ） ０．８ ａｔ ｄｉｆｆｅｒｅｎｔ ｔｅｍｐｅｒａｔｕｒｅ １．２ 缓凝剂加量， 稠化时间／ｍｉｎ １．５ ３０℃ ２Ｏ℃ １０℃ ２．Ｏ １７０ ２Ｏ３ 由表３～６可以看出，在不同温度下，密度为 １１７ ２８７ １．２～１．７ ｋｇ／Ｌ的水泥浆可以通过改变缓凝剂加量 １８３ ４０８ ２２７ 来改变其稠化时间，以满足不同现场注水泥的要求。 ２８４ 第 ｛９卷第 期 屈建省等：深水油气井浅层固井水泥浆性能研究 表６ １．２ ｋｇ／Ｌ的水泥浆在不同温度下的稠化时闻 Ｔａｂｌｅ ６ Ｆｈｉｃｋｅｎｉｎｇ ｔｉｍｅ ｏｆ ｃｅｍｅｎｔ ｓｌｕｒｒｙ（１．２ ｋｇ／ｌ ） ａｔ ｄｉｆｆｅｒｅｎｔ ｔｅｍｐｅｒａｔｕｒｅ 稠化时间／ｒａｉｎ 缓凝剂加量， １５２ ２１３ ３０８ ＞４２０ ２．２水泥浆强度 测试了不同密度水泥浆所形成水泥石在４℃条 件下，养护１６ ｈ后的抗压强度，结果见图３。 缓凝剂加量，％ 图３不同缓凝剂加量对强度发展的影响（４℃） Ｆｉｇ．３ Ｔｈｅ ｅｆｆｅｃｔ ｏｆ ａｍｏｕｎｔ ｏｆ ｒｅｔａｒｄｅｒ ｏｎ ｃｅｍｅｎｔ ｃｏｍｐｒｅｓｓｉｖｅ ｓｔｒｅｎｇｔｈ ｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔ（４℃１ 从图３可看 ，当缓凝剂加量由０．８ 增至 １．６ 时，不同密度水泥浆所形成水泥石养护１６ ｈ 后的抗压强度都呈现不同程度的下降，这说明增大 缓凝剂加量会影响水泥石的早期强度。 为保证水泥环在低温下长期封固，测试了不同 密度水泥浆所形成水泥石在１０℃下的强度发展情 况，结果见图４。从图４可以看出，在１０ ｏＣ温度下， 不同密度水泥浆所形成水泥石的强度能保持长期稳 定，维持水泥环的封隔及支撑功能。 ２．３水泥浆流变性 测试了不同密度水泥浆在２Ｏ℃下的流变性，同 时测试了密度为１．５ ｋｇ／Ｉ 的水泥浆在不同温度下 的流变性能，结果见表７和表８。 从表７可以看出，不同密度水泥浆在２０℃温度 下的流变性能较好。 ＼ 骥 出 养护时间／ｄ 图４不同密度水泥浆所形成水泥石的强度发展曲线（１０℃） Ｆｉｇ．４ Ｃｅｍｅｎｔ ｃｏｒｎｐｒｅｓｓｉｖｅ ｓｔｒｅｎｇｔｈ ｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔ ｗｉｔｈ ｄｉｆｆｅｒｅｎｔ ｄｅｓｉｔｙ（１０℃） 表７不同密度水泥浆的流变性能（２０℃】 Ｔａｂｌｅ ７ Ｃｅｍｅｎｔ ｓｌｕｒｒｙ ｒｈｅｏｌｏｇｙ ｗｉｔｈ ｄｉｆｆｅｒｅｎｔ ｄｅｎｓｉｔｙ（２０℃） 翟脚…… ｓ 。塑 表８温度对水泥浆流变性能的影响（１．５ ｋｇ／Ｌ） Ｔａｂｌｅ ８ Ｔｅｍｐｅｒａｔｕｒｅ ｅｆｆｅｃｔ ｏｎ ｃｅｍｅｎｔ ｓｌｕｒｒｙ ｔｈｅｏｌｏｇｙ（１．５ ｋｇ／Ｌ】 温度，／℃ ≠３００ ￣，２ｏｏ ≠１００ ≯６ ≯３ 从表８可以看出，随着温度降低，水泥颗粒间粘 聚力增大，但在低温条件下水泥浆仍然能够保持较 好的流变性。 ２．４水泥浆的沉降稳定性 采用ＢＰ国际股份有限公司Ｓｕｎｂｕｒｙ研究中 心制定的测试水泥浆稳定性的试验方法，测定了 不同密度水泥浆在４℃下的沉降稳定性，结果见 表９。 从表９可以看出，不同密度水泥浆所形成水泥 石的上下密度差低于０．０５ ｋｇ／Ｌ，表明水泥浆的沉 降稳定性良好。 ・２６・ 石 油 钻 表９不同密度水泥浆稳定性试验结果 Ｔａｂｌｅ ９ Ｓｔａｂｉｌｉｔｙ ｔｅｓｔ ｒｅｓｕｌｔｓ ｏｆ ｄｉｆｆｅｒｅｎｔ ｄｅｎｓｉｔｙ ｃｅｍｅｎｔ ｓｌｕｒｒｙ 注：①为水泥浆的密度。 ２．５水泥浆的静胶凝强度 深水低温水泥浆的静胶凝强度发展趋势如图５ 所示。从图５可以看出，深水低温水泥浆具有很好 的静胶凝强度发展速度，过渡时间仅为１５ ｒａｉｎ，表 明水泥浆一旦从液态向固态转变，其静胶凝强度发 展迅速，这种发展速度减少了气体进入水泥基体的 时间，表明该水泥浆具有较好的防窜性。 － 讪＼ ● ＿ 时间／ｒａｉｎ 图５ １５℃下低温水泥浆胶凝强度发展曲线（１．５ ｋｇ／Ｌ） Ｆｉｇ．５ Ｇｅｌ ｓｔｒｅｎｇｔｈ ｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔ ｏｆ ｃｅｍｅｎｔ ｓｌｕｒｒｙ（１．５ ｋｇ／Ｌ）ａｔ １５＂（２ ３ 结 论 １）温度降低会延缓水泥浆的强度发展、延长稠 化时间，使水泥浆流变读数变大，影响水泥浆设计， 因此在进行深水水泥浆试验时，应尽能地模拟现场 的注水泥过程条件，以获取合理的水泥浆设计。 探 技 术 ２０１１年３月 ２）井底循环温度（ＢＨＣＴ）应当采用基于实际 操作参数和流体物性的数值模拟器进行计算或进行 现场实测数据。根据深水固井温度低的特点，设计 并制造了适用于深水固井水泥浆性能的稠化试验装 置和静胶凝测试装置，用来测试深水固井水泥浆的 性能。 ３）利用设计制造的测试装置，测试了深水表层 固井水泥浆的性能，结果表明，所设计的不同密度深 水表层固井水泥浆在低温条件下早期强度高，防窜 能力强，沉降稳定性好，稠化时间可调，可满足深水 表层套管固井的需求。 参 考 文 献 Ｅｌｉ 王清顺，张群，徐绍诚，等．海洋深水固井温度模拟技术［Ｊ］．石 油钻探技术，２００６，３４（４）：６７—６９． Ｗａｎｇ Ｑｉｎｇｓｈｕｎ，Ｚｈａｎｇ Ｑａｎ，Ｘｕ Ｓｈａｏｃｈｅｎｇ，ｅｔ ａ１．Ｔｅｍｐｅｒａ— ｔｕｒｅ ｐｒｅｄｉｃｔｉｏｎ ｔｅｃｈｎｉｑｕｅ ｆｏｒ ｄｅｅｐｗａｔｅｒ ｃｅｍｅｎｔｉｎｇ ｏｐｅｒａｔｉｏｎｓ 口］．Ｐｅｔｒｏｌｅｕｍ Ｄｒｉｌｌｉｎｇ Ｔｅｃｈｎｉｑｕｅｓ，２００６，３４（４）：６７—６９． Ｅ２３ Ｓｉｍｍｏｎｓ Ｅ Ｌ，Ｒａｕ Ｗ Ｅ．Ｐｒｅｄｉｃｔｉｎｇ ｄｅｅｐｗａｔｅｒ ｆｒａｃｔｕｒｅ ｐｒｅｓ— ｓｕｒｅ：ａ ｐｒｏｐｏｓａｌ［Ｒ］．ＳＰＥ １８０２５，１９８８． ［３］ Ｇｒｉｆｆｉｔｈ Ｊ，Ｆａｕｌ Ｒ．Ｃｅｍｅｎｔｉｎｇ ｔｈｅ ｃｏｎｄｕｃｔｏｒ ｃａｓｉｎｇ ａｎｎｕｌｕｓ ｉｎ ａｎ ｏｖｅｒ ｐｒｅｓｓｕｒｅｄ ｗａｔｅｒ ｆｏｒｍａｔｉｏｎ［Ｒ］．ＯＴＣ ８３０４，１９９７． ［４］ Ａｌｂｅｒｔｙ Ｍ Ｗ，Ｈａｌｌｅ Ｍ Ｅ，Ｍｉｎｇｌｅ Ｊ Ｃ，ｅｔ ａ１．Ｍｅｃｈａｎｉｓｍｓ ｏｆ ｓｈａｌｌｏｗ ｗａｔｅｒｆｌｏｗｓ ａｎｄ ｄｒｉｌｌｉｎｇ ｐｒａｃｔｉｃｅｓ ｆｏｒ ｉｎｔｅｒｖｅｎｔｉｏｎ［Ｒ］． ＳＰＥ ５６８６８，１９９９． ［５３ Ｐｅｌｌｅｔｉｅｒ Ｊ Ｈ，Ｏｓｔｅｒｍｅｉｅｒ Ｒ Ｍ，Ｗｉｎｋｅｒ Ｃ Ｄ．Ｓｈａｌｌｏｗ ｗａｔｅｒ ｆｌｏｗ ｓａｎｄｓ ｉｎ ｔｈｅ ｄｅｅｐｗａｔｅｒ Ｇｕｌｆ ｏｆ Ｍｅｘｉｃｏ：ｓｏｍｅ ｒｅｃｅｎｔ ｓｈｅｌｌ ｅｘｐｅｒｉｅｎｃｅ：ｐｒｏｃｅｅｄｉｎｇｓ Ｉｎｔｅｒｎａｔｉｏｎａｌ Ｆｏｒｕｍ ｏｎ Ｓｈａｌｌｏｗ Ｗａｔｅｒ Ｆｌｏｗｓ，Ｌｅａｑｕｅ Ｃｉｔｙ，Ｔｅａｘａｓ，Ｏｃｔｏｂｅｒ ６－９，１９９９［Ｃ］． ［６］ Ｂｉｅｚｅｎ Ｅ，Ｒａｖｉ Ｋ．Ｄｅｓｉｇｎｉｎｇ ｅｆｆｅｃｔｉｖｅ ｚｏｎａｌ ｉｓｏｌａｔｉｏｎ ｆｏｒ ｈｉｇｈ— ｐｒｅｓｓｕｒｅ／ｈｉｇｈ—ｔｅｍｐｅｒａｔｕｒｅ ａｎｄ ｌｏｗ ｔｅｍｐｅｒａｔｕｒｅ ｗｅｌｌｓ［Ｒ］． ＳＰＥ／ＩＡＤＣ ５７５８３，１９９９． ［７］ Ｒｏｍｅｒｏ Ｊ，Ｔｏｕｂｏｕｌ Ｅ．Ｔｅｍｐｅｒａｔｕｒｅ ｐｒｅｄｉｃｔｉｏｎ ｆｏｒ ｄｅｅｐｗａｔｅｒ ｗｅｌｌｓ：ａ ｆｉｅｌｄ ｖａｌｉｄａｔｅｄ ｍｅｔｈ０ｄ０ｌ０ｇｙ［Ｒ］．ＳＰＥ ４９０５６，１９９８． ［８］ Ｒｏｍｅｒｏ Ｊ，Ｌｏｉｚｚｏ Ｍ．Ｔｈｅ ｉｍｐｏｒｔａｎｃｅ ｏｆ ｈｙｄｒａｔｉｏｎ ｈｅａｔ ｏｎ ｃａ— ｍｅｎｔ ｓｔｒｅｎｇｔｈ ｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔ ｆｏｒ ｄｅｅｐ ｗａｔｅｒ ｗｅｌｌｓ［Ｒ］．ＳＰＥ ６２８９４，２０００． ［９］ ＡＰＩ ＲＰ １０Ｂ－２ Ｒｅｃｏｍｍｅｎｄｅｄ ｐｒａｃｔｉｃｅ ｆｏｒ ｔｅｓｔｉｎｇ ｗｅｌｌ ｃｅｍｅｎｔ ［Ｓ］． ［１０］ Ｃａｌｖｅｒｔ Ｄ Ｇ，Ｇｒｉｆｆｉｎ Ｔ Ｊ．Ｄｅｔｅｒｍｉｎａｔｉｏｎ ｏｆ ｔｅｍｐｅｒａｔｕｒｅｓ ｆｏｒ ｃｅｍｅｎｔｉｎｇ ｉｎ ｗｅｌｌｓ ｄｒｉｌｌｅｄ ｉｎ ｄｅｅｐ ｗａｔｅｒ［Ｒ］．ＳＰＥ ３９３１５， １９９８． ［１１］ 高永海，孙宝江，王志远，等．深水钻探井筒温度场的计算与分 析［Ｊ］．中国石油大学学报：自然科学版，２００８，３２（２）：５８—６２． Ｇａｏ Ｙｏｎｇｈａｉ，Ｓｕｎ Ｂａｏｊｉａｎｇ，Ｗａｎｇ Ｚｈｉｙｕａｎ ｅｔ ａ１．Ｃａｌｃｕｌａｔｉｏｎ ａｎｄ ａｎａｌｙｓｉｓ ｏｆ ｗｅｌｌｂｏｒｅ ｔｅｍｐｅｒａｔｕｒｅ ｆｉｅｌｄ ｉｎ ｄｅｅｐｗａｔｅｒ ｄｒｉｌｌ— ｉｎｇ［Ｊ］．Ｊｏｕｒｎａｌ ｏｆ Ｃｈｉｎａ Ｕｎｉｖｅｒｓｉｔｙ ｏｆ Ｐｅｔｒｏｌｅｕｍ：Ｅｄｉｔｉｏｎ ｏｆ Ｎａｔｕｒａｌ Ｓｃｉｅｎｃｅ，２００８，３２（２）：５８－６２．