川东北地区深井超深井复杂情况下固井技 术春石油工程邓子波已修改Word格式.docx

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(3)补充论文中的固井具体技术细节。

目录

第1章前言…………………………………………………………………………………1

第2章深井下套管技术……………………………………………………………………2

第3章深井长封固段固井技术……………………………………………………………4

3.1长封固段固井的技术难题…………………………………………………………4

3.2解决的技术措施………………………………………………4

第4章深井超深井小井眼、小间隙固井技术……………………………………………7

4.1扶正短节的研究与应用……………………………………………………………7

4.2小井眼小间隙尾管固井前置液的应用……………………………………………8

4.3采取多种技术措施实现层间的有效封隔………………………………………84.4深井超深井小间隙短尾管固井漏失情况下固井…………………………………9

第5章深井超深井固井防气窜技术………………………………………………………10

5.1气窜的原因分析……………………………………………………………………10

5.1.1气体流动通道形成的原因……………………………………………………10

5.1.2造成地层与井内压力失衡的原因……………………………………………10

5.2深井超深井固井气窜控制方法……………………………………………………10

第6章结论…………………………………………………………………………………12

参考文献……………………………………………………………………………………13

致谢……………………………………………………………………………………14

第1章前言

随着我国经济的高速发展,对石油、天然气资源产生了巨大需求和依赖,为了保证国家经济和能源安全的需要,石油勘探开发力度加大,转向埋深更深地层,深井超深井数量不断增加。

深井超深井目的层埋藏深,地质条件复杂,钻井勘探深度的加大,井下情况更趋复杂,固井难度不断增加。

川东北地区高含H2S及CO2,根据四川气井固井经验,各层套管水泥均要求返至地面,导致固井封固段长;

地层倾角大,软硬变化多,井斜角大;

油气层多且分布段长,地层压力高、气层活跃;

随着油田的深一步勘探开发,钻井向深井定向井、侧钻井、水平井等发展。

因此深井超深井固井中,通常面临下述固井复杂问题:

(1)套管下入困难;

(2)长封固段固井技术难题;

(3)小井眼、小间隙固井难题;

(4)窄安全压力窗口、固井漏失及防气窜问题;

近年来通过对深井技术的不断完善,深井套管的顺利下入、深井长封固段固井、深井小井眼小间隙固井、高压防气窜固井、深井大斜度井及深井水平井固井等系列深井复杂情况下固井工艺技术日趋成熟,深井固井成功率和固井质量全面提高,这对加快该地区油气勘探进度和勘探效益具有重要意义。

第2章深井下套管技术

川东北地区多数深井完井井深超过5000m,个别井处于构造边缘,地层特性差,带有井斜、井漏、局部缩径,井壁稳定性差,事故多发等复杂情况;

侧钻井、定向井、水平井井斜角大,存在不同程度的狗腿度;

小井眼小间隙使入井扶正器使用受限;

窄压力窗口等复杂情况增加了套管下入难度,套管不能下至设计井深而导致目的层位漏封。

深井固井作业中,尤其是尾管或封隔目的层顶部先期完成的井及封隔特殊层位的井,如何将套管下至设计井深,是下步正常钻进或油气开采的基本保证。

因此,为了解决套管下入困难的问题,主要从下面几个方面考虑:

(1)合理设计井眼轨迹及在钻井过程中合理控制钻井施工参数,严防出现大的狗腿度。

在钻进过程中形成狗腿、遇阻及缩径井段需重复划眼,以修正井眼,减小套管下入难度。

[1]

(2)下套管前充分循环洗井,彻底清除井内沉砂和浮泥皮。

特别是在定向大斜度井和水平井套管下入的井眼准备过程中,下套管前的循环洗井尤显重要,只有彻底清除井眼底边沉积的沉砂和岩屑,才能确保套管顺利下至设计位置。

(3)调整钻井液性能,降低泥饼摩阻系数,减小套管下入摩组。

由于套管下入的摩擦阻力与泥饼的摩阻系数是成正比关系的,因此,改善泥皮质量,降低泥皮摩阻系数,降低套管下入的摩擦阻力,有利于实现套管的顺利下入。

在实际施工中,主要是通过在泥浆中加入钻井液润滑剂或玻璃微球来实现。

(4)加入套管扶正器,提高套管居中度,减小套管下入摩阻。

当井斜角较大时,套管与井壁间的接触为面接触,由于套管与井壁接触面大,因此下入摩阻大,套管下入困难。

通过加入适当的扶正器后,套管居中度提高,套管在井内与井壁接触变成了扶正器与井壁的点接触,降低了阻力,保证了套管顺利下入。

在大斜度井和水平井中,扶正器选型十分关键,必要时使用刚性扶正器可避免使用弹性扶正器破损造成下套管事故。

在薄节箍或无节箍套管的小井眼小间隙套管下入过程中,可考虑加工特殊的扶正短节来提高套管居中度。

(5)在下套管过程中,科学合理地利用起吊套管单根等间隙不间断灌浆,或者利用自动灌浆装置,减少下套管的中途停顿时间,对易塌易漏地层合理控制下放套管的速度,可大大降低套管下不到位的工程质量事故。

(6)在深井复杂条件下下入套管,必要的中途循环,能有效解决套管到位后开泵困难、漏失失返或套管下不到位的问题,大大减少下套管事故。

在套管下入过程中,套管接箍、扶正器不断刮落井壁浮泥皮和岩屑,情况严重时会在扶正器处形成“泥包”,对井底形成较大的激动压力导致井漏,井漏的情况下更易导致环空浮泥皮或岩屑下行堆积,导致套管下入困难。

在深井长封固段下套管作业中,2到3次的中途循环能有效解决上述难题,循环过程中需上下活动套管,防止套管粘卡。

通过上述技术的综合运用,深井下套管成功率有了明显提高,从一定程度上解决了深井套管下入难的问题。

第3章深井长封固段固井技术

在四川川西和川东北地区,经常面临深井长封固段固井技术难题。

川东北普光气田273.1mm技术套管下深通常在4000-4500m左右,177.8mm油层套管(也兼作技术套管)下深在5500-6000米左右。

由于考虑到双级固井、尾管固井存在着一定的风险,可能会形成套管串密封的薄弱环节,或由于井下固井工具失效导致无法正常固井,导致固井工程质量问题,对后期钻井或地层改造造成较大影响,因此很多情况下采用单级固井实行一次性封固,且要求水泥浆返至地面,由此带来长封固段固井的主要技术难题。

3.1长封固段固井的技术难题

(1)深井长封固段水泥浆注替施工量大,施工时间长

深井长封固段固井一次性注入水泥量大(有时高达300多吨),施工时间长,对水泥浆混注替设备提出较高要求。

(2)深井长封固段顶部固井质量差的问题

由于深井长裸眼封固段长,水泥浆液柱的上下温差大(40℃~65℃),会造成水泥石在低温下强度发展缓慢或长时间不凝,影响上部井段的封固质量。

(3)深井长封固段带来固井漏失问题

在川东北普光气田地区,上部易坍塌,而且存在不同的压力体系,在满足稳定井壁的钻井液密度下易漏,技术套管固井过程经常发生井漏,造成水泥浆低返,影响固井质量。

由于存在不同压力体系,在下完套管后循环时通常会发生井漏,同样存在长封固段固井防漏的问题。

(4)深井长封固段高压防窜问题

在川东北地区长封固段固井中,普遍面临地层高压、气层多、气层分布段长、气显示活跃,因此也面临高压防气窜的固井难题。

3.2针对以上技术难题,采取的技术措施

(1)保证注入水泥浆密度的水泥车和批量混合装备

由于深井长封固段固井施工量大,施工时间长,要求前置液、水泥浆密度具有优良的稳定性能,要求选用的水泥车具有高能混浆能力,配合使用批混罐,确保混配出的浆体均匀稳定,保证施工安全。

目前,胜利黄河固井在川东北使用的水泥浆注入设备是SNC400型水泥车,现场施工时两台是设备施工,1台设备备用,若出现紧急情况时,则及时进行更换。

对于水泥浆密度的控制则采取水泥浆批混装置,该装置每次批混8方,密度达到固井设计要求后才泵送到井内,最大限度保证了入井的水泥浆密度的平稳。

(2)深井长封固段套管扶正技术

由于深井长封固段井眼不规则,存在“糖葫芦”大肚子井眼,刚性扶正器难以获得较高的套管居中度。

在现场实际应用中选用弹性扶正器,利用计算机软件设计,能更容易获得井壁的支撑以提高套管居中度,便于获得更高的固井顶替效率。

对于狗腿度大的井段则可采取加密扶正器设计,对于主要封固井段也可采取类似的扶正器加法,这样确保了封固质量。

(3)深井长封固段防漏、防窜的水泥浆浆柱结构的选择

采用双凝水泥浆或者三凝结构。

领浆采用低密度水泥浆体系、尾浆采用常规密度防气窜水泥浆体系的浆柱结构组合在现场成功应用,实现了长裸眼平衡压力固井和防气窜要求。

在固井防漏失时,针对井内漏失情况,在漂珠低密度水泥浆中结合加入适量的堵漏纤维,能起到明显防漏效果;

并以此为参考附加水泥浆注入量和确定施工注替排量,能保证水泥返高符合设计要求;

尽管在水泥浆中加入堵漏纤维能有效的封堵漏层,但由于抖搂纤维对浮箍及浮鞋的密封产生了不良的影响,在普光气田及南方公司施工的多口井中均出现了浮鞋、浮箍失灵的情况,为此,我们针对性的在注水泥浆后10方不加入堵漏先问,有效的解决了浮箍及浮鞋失灵的出现。

另外一个防漏措施就是下套管前的预防,通过动态地层承压来确保固井施工的安全。

即通过计算固井施工结束后液柱的压力,换算成当量密度后,通过提高完井泥浆密度,加大循环排量,通过循环2周后,观察地层的漏失情况,若无漏失,则逐步再降低钻井液密度至固井设计范围之内,通过模拟水泥浆对地层的承压能力,来保证固井施工过程中不发生漏失。

虽然该方法比较繁琐,但在川东北地区已经普遍采用,能有效的防治漏失的发生。

若动态承压失败,则可以逐步降低承压密度,来实现,并通过调整水泥浆密度来实现。

在钻井液循环过程中漏失严重或无法建立循环、固井过程中发生严重漏失或漏失失返的固井施工中,正注反挤也是解这类固井难题的较好的方法。

该方法主要局限在技术套管固井施工中,对于尾管固井则有很大的局限性。

该方法最大限度的保证了漏失层井段的固井质量问题,并能有效的节约钻井周期。

(4)深井长封固段水泥浆材料的选择及水泥浆体系的设计

在进行水泥浆设计时,既要考虑水泥浆的稠化时间满足安全固井施工的要求,又要考虑封固段顶部水泥石强度发展的问题,因此在水泥浆领浆的外加剂选型上,要充分考虑选用对温差敏感性小的外加剂材料,其适应温度范围在60℃~110℃较为理想。

在进行漂珠低密度水泥浆体系的设计时,要充分考虑井深施工压力高的特点,优选漂珠、微硅等低密度水泥减轻材料,优化颗粒级配和配比关系,优化低密度水泥体系综合性能,防止其在高温高压施工条件下、高渗地层中其实际密度升高而偏离室内实验设计值过多,导致水泥浆稠化时间提前出现固井高泵压或蹩泵。

第4章深井超深井小井眼、小间隙固井技术

在川东地区深井超深井的油气勘探开发中,限于井身结构,揭开目的层通常采用小尺寸井眼,加之后期生产对下入油管尺寸大小的要求,固井工程作业中不可避免地遇到小井眼、小间隙固井问题。

如川东通南巴构造在使用197.3mm套管固井后,用165.1mm钻头钻至井深5500m左右下入146.1mm尾管固井,套管与地层环空理论间隙只有9.5mm。

面临的小井眼小间隙固井问题显得特别突出:

(1)环空间隙小,扶正器选型困难,套管居中度难以保证。

由于套管与上层套管和环空的间隙小,通常采用无接箍或薄接箍套管,无法安放扶正器,套管居中度不能保证,从而影响固井顶替效率。

(2)封固段短,难以对油气水层实施有效封隔;

水泥浆量小、运移段长,水泥浆容易受到污染,同时由于接触时间短,不能确保对钻井液的有效驱替。

(3)水泥环薄,在射孔和压裂等后期地层改造作业时,容易发生脆性破碎,导致水泥环的密封能力受到破坏甚至丧失。

(4)井内安全压力窗口窒窄,环空流道窄,在静液柱压力满足平衡地层压力的情况下,排量选择稍大则会压漏地层。

(5)经常出现套管下到设计井深位置困难或到底后开泵困难或井口失返的现象。

(6)井底温度高,水泥石在超过110℃条件下会发生强度衰退,导致水泥环的密封能力降低甚至丧失。

(7)尾管胶塞运移段长,加之小尺寸尾管通常需要使用复合钻具送入,胶塞在钻具中运行距离长,磨损较大,经常不能碰压。

由于小尺寸尾管内容积小,如果计量不准确,很容易造成替空或水泥塞过高。

由于小井眼小间隙固井难题普遍存在于深井超深井的油气勘探作业中,因此各大油田对小井眼小间隙固井技术进行科研立项攻关,不断总结完善,小井眼小间隙固井技术日趋成熟。

4.1扶正短节的研究与应用

针对小井眼小间隙固井作业中使用薄接箍或无接箍小尺寸套管,使用常规弹性扶正器或刚性扶正器时无法使扶正器固定定位,根据钻杆扶正器的原理设计加工套管扶正短节,通过丝扣串接于套管串上,既保证了套的顺利下入,也提高了套管居中度,扶正短节的应用较好地解决了小井眼小间隙固井作业中套管居中困难的问题。

如在河坝2井油层尾管固井中,165.1mm钻头至井深5222.11m,146.1mm尾管下深为4655-5220m,共下入12个扶正短节,取得了良好的效果。

4.2小井眼小间隙尾管固井前置液的应用

由于小井眼小间隙尾管固井水泥浆量少、接触时间短,要依靠水泥浆本身去替净环空钻井液十分困难,因此前置液的设计与使用就显得特别重要。

(1)要求前置液要具有良好的综合性能,即具有较好的流变性、较低的失水、较低的环空紊流临界流速和高温稳定性,要有良好的相容性和隔离效果。

在钻井液含油量高时要考虑加入适量的表面活性剂。

(2)前置液用量能够达到紊流触时间7至10min,必要时可使其用量达到足以保证对环空封固段钻井液的全部置换。

在毛坝1井中,149.2mm钻头至井深4746.31m,127mm尾管下深为4731.31-3753m,其中冲洗液占环空高度为100m,2.05g/cm3的加重隔离液占环空高度为400m,减小了水泥浆与泥浆直接的污染,并提高了顶替效率。

4.3采取多种技术措施实现层间的有效封隔

深井超深井短尾管、小间隙固井是深井超深井中通常面临的固井难题,主要表现为:

后期的射孔与压裂过程中,会使水泥环破坏失效,导致层间封隔失效;

不同地层距离近,难以对层间实施有效封隔;

高温水泥石解体导致层间封隔失效。

可以从特殊工具和特殊水泥浆体系方面来解决:

4.3.1塑性水泥浆的研究与应用

在一般情况下,水泥凝固体是脆性材料,其抗拉、抗剪和抗冲击力较差,用于深井小井眼小间隙注水泥作业,其固结井壁的水泥环较薄,在油气层射孔和增产措施中,水泥环受到较大的冲击、振动和内压力用作用,从而造成水泥环的破碎和封固质量下降,裂缝大时则可能导致层间互窜,同时地层流体进入水泥石裂缝后,长期对水泥石进行腐蚀破坏,慢慢造成水泥环封固失败,直接影响到油气田的产能和合理的开发。

采用以改性纤维和活性微粒为主要材料的早强增塑剂,能提高塑性水泥体系石抗冲击能力,增强水泥石弹塑性,满足小间隙油层套管的后期作业要求。

4.3.2加入高温稳定剂防止水泥石强度高温衰退

深井超深井油层尾管固井时井底温度大多超过110℃,在不同的温度下,硅酸三钙和硅酸二钙与水反应生成不同组份的硅酸钙水化物和氢氧化钙。

水泥浆硬化时,孔隙开始闭合,水泥内部的水不再有可能自由运动。

当温度增加到到约110℃时,CSH凝胶体转变成其它的晶形,如果存在过量的氢氧化钙就会产生一种强度低、多孔性物质а-硅酸二钙(а-C2SH)。

C/S小于或等于1的水泥化合物在高温下一般具有高强度低渗透性,在油井水泥中加入高含硅材料以降低C/S比,防止а-硅酸二钙水化物的产生,提高油井水泥在高温下的稳定性,因此选择加量不少于35%的高纯硅粉作为水泥高温强度衰退抑制剂,能有效防止水泥石强度高温下的强度衰退。

4.4深井超深井小间隙短尾管固井漏失情况下固井

在深井超深井小间隙尾管固井作业中,经常遇到尾管到位坐挂后流道变小,重新开泵蹩泵漏失的情况,由于尾管已坐挂,其后续处理手段有限,因此下套管和坐挂前的准备工作特别重要。

(1)下套管前通井循环一定要充分,井内浮泥皮和沉砂清除要干净。

(2)对存在漏失的井,在下套管前一定要进行堵漏提高地层的承压能力。

(3)尾管到底后要充分循环,待井底沉砂及浮泥皮返至悬挂器上方安全距离、井口压力稳定、循环排量达到水泥浆注替排量要求时方能坐挂。

(4)应对比选用悬挂锥体部位过流面积较大的悬挂器,防止坐挂后流道变小节流,环空流阻增大,造成井内漏失。

[5]

(5)根据漏失情况,实施正注反挤,可避免裸眼地层漏封。

第5章深井超深井固井防气窜技术

气窜是一个包含多种因素在内的复杂物化现象,它与液体的密度控制、泥浆的驱替、水泥浆性能、水泥的水化及水泥与套管、水泥与地层的胶结等有关。

气层气窜的发生必须具有两个基本条件:

一是气体流动通道;

二是水泥浆候凝过程中气层压力大于环空有效静液压力与通道流动阻力之和。

气窜具有较大的危害性,可能导致井眼报废或形成严重的安全环保事故,从而引起了高度重视。

5.1气窜的原因分析

5.1.1气体流动通道形成的原因

(1)固井顶替效率不高造成钻井液窜槽;

(2)泥饼质量差、水泥浆凝固时体积收缩,水泥石界面胶结质量差,形成微间隙;

(3)水泥浆自由水析出。

5.1.2造成地层与井内压力失衡的原因

(1)由于设备性能差或操作技能不高,实际入井水泥浆密度低于设计要求,导致环空液柱压力小于气层压力;

(2)当水泥浆顶替到位后,随着水泥浆胶凝和水化,造成环空水泥浆“失重”,引起环空液柱压力损失。

(3)水泥浆水化及水泥浆滤失引起体积收缩和内部孔隙压力降低。

5.2深井超深井固井气窜控制方法

深井超深井长封固段固井与油层尾管固井中,要实现有效的防气窜,按照“压稳、居中、替净、封严”的要求,需要作到:

在水泥浆注替和凝结过程,必须保证浆柱当量压力与地层压力的平衡关系,作到水泥浆不漏,油气水不因水泥浆失重而造成窜流问题;

清除和替净环空泥浆,提高水泥浆的顶替效率和水泥环的胶结质量;

提高水泥石的密封质量,无局部水槽、横向水带和窜槽现象等。

具体归纳起来有以下几个方面:

(1)深井超深井长封固段固井,应采用多凝水泥浆柱结构,确保候凝过程中能维持气层段的液柱压力;

深井超深井尾管作业中,由于悬挂器以上为钻井液,水泥浆柱短,上部钻井液能在水泥浆的候凝过程中维持向下传递压力。

(2)要求钻井液泥饼薄而韧;

采取有效的套管扶正技术提高套管的居中度;

采取水泥浆减阻剂改善水泥浆流变性,进行水泥浆流变学优化设计,提高水泥浆顶替效率和水泥浆胶结质量;

[2]

(3)使用性能先进的水泥浆混注设备,条件具备时,可采用批混罐,确保混配出的水泥浆体稳定。

(4)深井超深复杂情况下水泥浆体系的选用

①采用优质高效非渗透防气窜剂,失水小于50ml,形成致密滤饼,减少水泥浆在由液态向固态的过渡阶段的失水速率;

②采用可压缩水泥浆体系,补偿水泥水化造成的孔隙压力损失;

③采用膨胀剂使水泥水化生成的结晶物进一步转化,使晶格增大,补偿水泥浆水化收缩对失重的影响,提高界面的胶结质量;

④提高环空浆柱结构的静液柱压力和初始过平衡压力,防止高压气井固井后环空气窜。

⑤油气层段水泥浆加入高温早强剂,稠化过渡时间要短,当水泥浆柱压力下降到气层压力时快速关闭通道,使得地层气体很难进入水泥基体,即使进入,行程也很短,根本无法形成层间窜槽或环空气窜。

[3]

第6章结论

(1)在深井超深井下套管作业中,会面临许多井下复杂情况,导至套管下入到设计井深困难。

通过对泥浆性能的调整、充分通井循环、科学合理的扶正器选型与安放、必要的中途循环等措施,能有效地提高套管下入的成功率。

(2)深井超深井长封固段固井施工中,需要从混注设备、套管扶正、浆柱结构、水泥浆体系及外加剂选型、前置液的设计及顶替技术等方面综合考虑,才能有效解决其大温差、不规则井眼的固井质量问题。

[4]

(3)通过扶正短节、分体式耐磨钻杆胶塞、裸眼封隔器的应用、小井眼小间隙固井前置液置换原理、塑性水泥浆等技术的研究与应用等系列技术措施,能有效解决深井超深井小井眼小间隙套管扶正居中困难、水泥浆量少顶替效率低、层间封隔困难及薄水泥环等固井难题。

(4)围绕如何避免产生气体流动通道、如何避免水泥浆候凝过程中气层压力大于环空有效静液压力与通道流动阻力之和两个主题,遵照“压稳、居中、替净、封严”原则,能有效实现深井超深井固井防气窜。

参考文献

[1]杨玉坤.川东北地区深井井身结构优化设计.石油钻探技术,2008,(3)

[2]牛新明.川东北地区高压防气窜固井技术.石油钻探技术,2008,(3)

[3]赵英泽.双作用防气窜固井水泥浆体系的研究与应用.石油钻采工艺,2007,(6)

[4]张宏军深井固井技术研究及应用,石油钻探技术,2006,(5)

[5]马兰荣川东北地区特殊尾管悬挂器的研发与应用石油钻探技术,2008,(3)

参考文献太少!

并将参考文献序号在文中标出。

致谢

本论文是在王成文老师的悉心指导下完成的。

王成文老师渊博的专业知识,严谨的治学态度,精益求精的工作作风,严以律己、宽以待人的崇高风范,朴实无华、平易近人的人格魅力对我影响深远。

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