中原油田139.7mm开窗侧钻井固井技术

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中原油⽥139.7mm开窗侧钻井固井技术
中原油⽥5 1/2"开窗侧钻井固井技术
⼀、前⾔
中原油⽥⽬前处于开发的中后期,勘探上没有重⼤突破,原油⽣产任务艰巨。

由于中原油⽥先天具有的⾼温、⾼压、盐层发育等特点,造成⽣产套管挤毁、错断、腐蚀;井内有落物沙埋等。

由于地质因素,造成部分井未钻遇可采油层,需要改变地质设计⽅案、更换新井底位置等等。

为了
恢复井⽹,减少损失储量,救活⽼井降低油⽥开采成本, 5 1/
2"套管开窗侧钻,在5 1/
2
"井眼内
下4"套管、或采⽤尾管固井等⼯艺,但是由于井下复杂加上新井眼尺⼨⼩固井施⼯难度较⼤,常导致固井憋泵和⼀次作业成功率低,固井质量差等现象。

为此,今年来我们专门针对开窗侧钻井固井技术进⾏研究⼯作,对不合格井及事故井进⾏分析,形成了⼀套较为成熟的⼩井眼固井技术,较好的解决了固井⼀次成功率和固井质量问题。

⼆、固井难点分析
1、环空间隙⼩,形成的⽔泥环薄。

φ118mm钻头与φ101.6mm套管间形成的间隙仅有8.2mm,远⼩于常规固井要求套管外环空的最⼩间隙值19.1mm,如此薄的⽔泥环抵抗外载能⼒差,容易发⽣断裂和脆性破坏,因此对⽔泥⽯强度要求更⾼。

2、环空摩阻⼤,施⼯压⼒⾼。

⼩间隙内摩擦系数相对较⼤,使环空⽔泥浆流动阻⼒增⼤,导致固井过程中泵压⾼,甚⾄产⽣压漏地层和憋泵等重⼤事故。

3、井斜⼤。

井眼中下⼊扶正器的难度和风险也很⼤,有时根本不能下⼊扶正器,因⽽套管在井眼中不易居中,从⽽严重影响了环空中顶替效益的提⾼。

4、⽔泥浆整体性能的细微变化对⽔泥环的质量都将产⽣很⼤影响。

如很少的析⽔可产⽣很长的环空⾃由⽔窜槽,⽽⽔泥浆稳定性差,稍有固相颗粒下沉,将会在井斜段井筒上部产⽣疏松胶结现象,导致地层间封固失效。

5、声幅测井容易产⽣遇阻现象。

这主要是计量不准和拔出中⼼管后,开泵不妥造成喇叭⼝附近⽔泥浆下沉留⽔泥塞现象。

6、油⽓⽔窜槽现象。

这主要是油⽓⽔层活跃或⽔泥浆在候凝过程产⽣失重致使油⽓⽔层⽋压
稳,以⾄产⽣窜槽,影响封固质量。

7、替浆窜槽现象。

这主要是由于地层或钻井等因素造成井眼轨迹不规则从⽽影响顶替效率以⾄窜槽。

8、送⼊钻具内径⼩,2 7/8"钻具内径为54.65mm,⽽⼩胶塞本体外径为38mm,加上⽪碗的厚度,最⼤外径能达到44-
46mm,如果钻具内有铁屑、泥饼等物质,很容易造成⼩胶塞卡在钻具内,造成⽔泥浆顶替不到位,造成固井失败。

9、周围注⽔井影响较⼤,钻井⼯程中注⽔井不关,造成井内出⽔,为了压稳地层钻井队加重钻井液造成漏失,经常出现漏涌并存的现象。

三、固井技术措施
针对⼩井眼固井中存在的问题,主要采⽤了以下技术措施:
1、强化井眼准备
①下钻通井阻卡井段。

缩径井段进⾏扩眼;
②通井下钻到底后⽤性能较好的钻井液⼤排量(钻进时的最⼤排量)循环1-2周。

对于有落
块、井径较⼤的井可先⽤⾼粘钻井液携带⼀周,后再⼤排量循环。

(⼤排量循环可以清洗井筒考验井壁)。

③下⼊尾管的井,采⽤⼩胶塞对⼊井钻具进⾏通径,确保⼩胶塞全部通过。

④下完套管后先⼩排量顶通、循环,再逐渐增⼤排量。

(循环可⽤的最⼤排量未做计算,循环最⼤排量时所产⽣的泵压应⼩于
通井时最⼤排量所产⽣的泵压。


2、充分保证套管居中
研究表明,套管在井眼中的居中度<67%,不管采⽤什么顶替⽅式均不能将环空的钻井液驱替⼲净。

因此保证套管居中度是⾮常重要的,由于套管外环空最⼤间隙仅有8.2mm,显然弹性扶正器是难以起到扶正作⽤,⽽且还会增加下套管的风险性。

为此采取了在套管本体上加焊扶正块的办法,扶正块外形为圆弧轮廓,以防⽌下⼊过程中刮破外层套管,可以保证套管顺利下⼊和居中。

3、隔离液的选⽤及使⽤
此类井环容较⼩1-2m3便可占环空⾼度(裸眼井段)200-300m,选⽤1-2m3配浆⽔即可起到较
好的冲洗及隔离作⽤。

四、优选⽔泥浆体系
针对⼩井眼环空间隙⼩,流动阻⼒⼤,⽔泥环薄,井斜度⼤等问题,对⽔泥浆性能实⾏了严格控制,要求⽔泥浆在⾼温⾼压条件下滤失⽔量<50ml,稠化时间=施⼯时间+1⼩时;倾斜450条件下⽔泥浆析⽔=0,养护的⽔泥⽯上中下密度差<0.02kg/cm3,以保证⽔泥浆有较好抗沉降稳定性,实现返速≤1m/s条件下的紊流顶替,同时流动度≥22cm,⽔泥⽯抗压强度
≥14.0MPa/24h。

根据上述要求,采⽤了嘉华G级⽔泥+降失⽔剂+分散剂+缓凝剂(催凝剂)的⽔泥浆体系,对于存在有⾼压油、⽓、⽔的井还加⼊防窜剂,并实⾏多段⽔泥浆体系。

五、采⽤尾管完井
采⽤尾管⽅式完井,可以减少套管重合段,减少⼩间隙环空的长度,从⽽减少环空流动摩擦阻⼒,降低施⼯泵压和压漏脆弱地层带的危险性,尾管的下⼊和坐挂应该注意以下问题:
①严格控制套管下放速度。

不⼩于30秒/根,每下完15根套管灌满钻井液⼀次,下完全部尾管灌满钻井液并称悬重做好记录;
②尾管挂⼊井前卸下倒扣接头清洗检查,涂抹黄油,并在反扣上下装好机油,⽤链钳紧扣到位后松⼀扣;
③尾管挂⼊井时要扶正慢慢通过转盘、井⼝导管,不得磕碰尾管挂,以免损坏卡⽡和弹簧;
④下钻杆时要锁死转盘,卡死底钳,不能让其转动,防⽌提前倒开扣;
⑤尾管出窗⼝后要控制钻具下放速度(<4柱/min),每下⼀柱要灌钻井液,每下3根灌满⼀次,同时在下放过程中要密切关注井⼝返出情况,若井漏要起出全部管柱进⾏堵漏处理;
⑥下完全部管柱后,灌满钻井液,称悬重做好记录并核对;
⑦下完尾管后⽤⽔泥车⼩排量顶通,循环好后再坐挂,然后准备固井施⼯。

六、悬挂器的选择
1、SGY-A型液压尾管悬挂器
2、主要性能参数
3、操作程序
:管串排列:浮鞋+套管+浮箍+套管+球座+套管组合+悬挂器总成+送⼊钻具+⽔泥头。

:施⼯准备:校核尾管长度,仔细计算钻杆回缩距,配好送⼊钻具。

⽤通径规对送⼊钻具逐⼀通径,要求通径规直径
≥¢48mm,4〞尾管通经规直径≥¢80mm,3?〞油管通经规直径≥¢60mm;钻具接头、配合接头不许有直⾓台阶。

:下尾管时,每下5根需灌满泥浆。

:接尾管悬挂器。

先提起整个悬挂器总成,在中⼼管接箍上接上尾管胶塞,并⽤管钳上紧
扣。

:下送⼊钻具。

接送⼊钻具时打好背钳,严禁下部钻具转动,每下5根⽴柱⾄少灌满⼀次泥浆。

严格控制下放速度。

中途遇阻接⽅钻杆循环时,开泵泵压不得超过8.0MPa。

:将尾管下⾄预定深度;开泵循环泥浆,控制循环泵压,应使尾管内外流阻之和不⼤于8.0Mpa ?:停泵后投球,开泵以⼩排量泵送投球。

密切注意泵压变化,当球到达球座位置后,泵压开始上升。

憋压13-14Mpa,稳压2分钟后,缓慢下放。

当总悬重下降到等于送⼊钻具总重量时,即座挂成功。

:下压3-5t,继续憋压剪断球座,并循环泥浆,直⾄泥浆性能符合固井要求。

:确保载荷⽀撑套承压3-5t,然后正转进⾏倒扣。

累计有效倒扣圈数应不少于20圈。

平稳上提钻具0.8-1.2m,根据悬重判断反扣是否倒开。

将钻具平稳放回到倒扣前位置,准备注⽔泥。

:⽤常规⽅法注⽔泥。

⑴:压钻杆胶塞。

替泥浆时,特别注意泵压表的变化。

如观察到泵压明显上升后⼜回到正常值,说明胶塞已经复合,此时应校核替浆计量。

当替浆量剩1.5m3左右时降低排量,碰压。

⑵:放回压,卸管汇。

正转2-4圈,上提钻具,开泵冲出多余⽔泥浆。

⑶:起钻,侯凝。

4:有关计算
4、其它加强及保障措施
①悬挂器使⽤的措施
②增加⽔泥附加量、低密度导浆的使⽤
增加⽔泥浆⽤量可提⾼⽔泥浆与井壁的接触时间从⽽提⾼顶替效率,低密度导浆可起到冲刷清洗井壁、提⾼顶替效率等作⽤。

③施⼯时的排量控制
固井施⼯注隔离液和注⽔泥的最⼤排量应⼩于或等于下完套管后最⼤循环排量,压塞和替浆起压后应根据压⼒情况逐渐减⼩排量。

(这样做的⽬的主要是防漏。


④压塞液的选⽤及数量
根据井上情况不同可分别经处理的钻井液或深井型压塞液。

数量⼀般⽤3-4m3。

压塞液数量⼤的原因:第⼀、给⽔泥车充分的冲洗及备顶替液时间,避免有⽔泥进⼊钻井液造成插旗⼲或蹩泵。

第⼆、便于计量顶替。

第三、在尾管固井时尽量使尾管内都是压塞液,以保证电测⼀次成功。

⑤计量的准确性
⽔泥浆的计量是通过⽔泥车和流量计来监测
顶替液的计量是通过⽔泥车、流量计和⽔柜来监测
⑥固井后的压稳及加回压
对于套管固井和长尾管固井通过使⽤双凝⽔泥浆达到固井后的压稳。

尾管固井后起出钻杆循环时,循环钻井液密度不低于固井前钻井液循环密度;当循环出⽔泥浆后,加⼤循环排量,使之不低于通井是最⼤循环排量。

循环时间应⼤于8⼩时,(利⽤循环阻⼒产⽣的泵压,对下部⽔泥浆实施加回压。

)也可在确认井下钻具安全时停⽌循环,然后加回压。

⑦钻井液与⽔泥浆的混合实验
⑧尾管固井后起出钻杆循环时,钻井液与⽔泥浆会发⽣混合,若⽔泥浆增稠,将会导致循环泵压增⾼,可造成压漏下部地层或其它复杂情况的产⽣。

钻井液与⽔泥浆的混合实验就显得⾮常重要。

在固井施⼯中应尽量避免钻井液与⽔泥浆的直接接触。

⑨其它注意事项
当替浆量⽐柔性胶塞到达空⼼胶塞处少0.5m3时,要密切观察泵压变化,当泵压突然上升时,说明⼤⼩胶塞相碰,应⽴即校核排量和替⼊量,为正确碰压提供参考依据,当替⼊总量余下0.5m3时要适当降低排量,操作平衡,压⼒突升时⽴即停泵,核定替⼊量,确认碰压,放回⽔检查回流情况。

⽆问题后⽴即卸掉⽔泥头,再接上⽅钻杆,⽤⽔泥车向管内憋压8-10MPa,慢慢上提钻具,泵压下降时继续⽤⽔泥车或钻井泵进⾏循环,这样可以冲洗掉喇叭⼝附近的多余⽔泥浆,防⽌其掉⼊套管内造成声幅遇阻现象,循环过程中坐好卡⽡进⾏转动,以防⽌⽔泥浆在钻具外环空偏流造成固住钻具的现象。

⑩固井前后密切关注周围注⽔井情况,确保固井到候凝结束整个过程不受注⽔井影响。

四、2008-2011年尾管固井统计
六、存在的问题(这之前加⼊现场应⽤实例)
1、钻井队对通径措施尤其是⼩胶塞通径落实不到位,造成⽂51-188H和⽂122侧两⼝井卡胶塞事故;
2、套管居中问题没有解决,⽬前扶正块仅在个别井下(现在没有在使⽤扶正块了,之前有使⽤你可以统计⼀下,但是焊了扶正块以后套管易发⽣锈蚀、应⼒集中造成的变形等损害);
3、对于漏失井,堵漏⼯作不到位,造成固井过程发⽣漏失,建议固井前模拟固井施⼯压⼒做地层承压实验,成功后⽅可下套管,防⽌固井过程井漏;
4、⼯具附件⼚家多,产品质量参差不齐,如做挂不住、倒不开扣、及回压凡尔失灵、⼤⼩胶塞重合不了等问题时有发⽣。

5、通井措施执⾏不到位,造成套管下不到设计井深,如濮2-侧98井、胡12-侧136井;胡47-侧侧24井卡套管后泡解卡剂解卡。

6、固井结束后,注⽔井就开或者注⽔井从未泄压,造成固井候凝过程中油⽓层上窜,固井质量差,如胡47-侧侧24井。

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