固井技术规范宣贯材料(50页)

➢ 与油勘字[2004]32号文件《固井技术规定》相同，来源与大港油田 的实践和甲乙双方的共同认可
➢ 在油勘字[2007]67号文件《高压、酸性天然气井固井技术规范(试
行) 》中规定高压酸性天然气井油气上窜速度小于10m/h，与1976年
原钻井局关于“压而不死、活而不喷”的钻井液保护储层的规定相
同
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度指标 – 强调了环空加回压候凝技术 – 认可了反挤注水泥方法
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重要内容
• 其他
– 增加了内管注水泥内容 – 增加了注水泥塞和挤水泥的内容 – 对尚不成熟的技术未在规范中体现，如储气
库井、煤层气井、页岩气井等
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汇报提纲
• 编制过程简介 • 规范主要内容 • 技术指标释义
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第九条 井底温度的确定方法
➢ 详见邹来方主编《大港钻井工程师手册》
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第六十二条 到井套管检查和准备问题
➢ 规定了到井套管摆放规则、入井套管要求和备用套管数量
– 到井套管应按下井顺序卸车，在管架上摆放时不宜超过三层
– 不能入井的套管：接箍余扣超过2扣、接箍有裂纹、螺纹有损伤；本体 有裂纹、弯曲、凹痕深度超过名义壁厚12.5%；本体表面锈蚀程度超过 名义壁厚12.5%；无法辨认的套管
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第二十五条 水泥浆稠化时间问题
➢ 针对一次注水泥、尾管固井、分级固井规定了稠化时间 的一般要求
– 固井水泥浆的稠化时间一般应为施工总时间附加1～2h – 尾管固井的水泥浆稠化时间至少应为配浆开始至提出（或倒开）
中心管并将多余水泥浆冲洗至地面的总时间附加1～2h – 分级固井的一级水泥浆稠化时间至少应为从配浆开始至打开循环
– 备用套管数量推荐方法：
• 表层套管一般备用1根；
• 技术套管和生产套管总长不超过2500m时备用3根
• 技术套管和生产套管总长2500～3000m时备用5根
• 技术套管和生产套管总长超过3500m时备用6根
➢ 有一种意见按百分比准备套管，但讨论后未采纳
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第七十二条 关于含外加剂混合水的问题
➢ 现场需要提前配制混合水，对于含有外加剂特别是含缓 凝剂的混合水，防止时间过长后容易失效，因此规定了 进行现场复核试验的时间 – 配制完成48h后仍未固井时，固井前应重新进行现场 复核试验 – 特殊复核时间要求各油田可以根据需要确定
➢ 水泥浆密度一般应比同井使用的钻井液密度高0.24g/cm3 以上
– 孔隙地层相对容易通过堵漏措施将漏失压力提高 0.24g/cm3 ，因 此“一般”的含义主要针对孔隙地层
➢ 漏失井和异常高压井应根据地层破裂压力和平衡压力原 则设计水泥浆密度
– 主要指裂缝性地层和窄安全密度窗口条件，在天然气井固井中另 行规定密度差不超过0.12g/cm3
– 给出了采用固井过程质量评价结果进行固井质量评价 的条件
– 提出试压压力高于25MPa时应根据水泥石强度发展 情况确定试压时间
– 给出了在碰压后进行试压的试压方法
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重要内容
• 第六章 特殊井固井—天然气井
– 明确了对套管螺纹的要求 – 对分级固井的适应性进行了明确界定 – 提出了尾管重合段的技术指标 – 提出了更高的水泥浆稳定性、水泥石性能、水泥浆密
➢ 与国外技术服务要求相同，国内部分油田和生产厂家已 采用该指标
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第八十四条 下套管时的螺纹变形问题
➢ 针对悬重较大的大尺寸套管的下套管时容易出现螺纹变 形进而引起螺纹旋合不到位的问题，特别规定了使用气 动卡盘
– 悬重超过100t的大尺寸套管宜采用气动卡盘下入井内
➢ 根据经验339.7mm套管在大约悬重120t以后螺纹旋合余 扣增加， 244.5mm套管在大约悬重180t以后螺纹旋合余 扣增加
➢ 未完全采纳三轴应力设计方法，SYT 5322-2000《套管 柱强度设计方法》
– 三轴应力： Sc=1.00～1.125，Si =1.05～1.15，St =1.60～ 2.00，标准隐含的系数Stri ≥1.3
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第十三条 盐膏层井段的高强度管柱长度
➢ 按油勘字[2004]32号文件《固井技术规定》和中 油钻字[1992]196号文件《固井技术规定》
孔并将多余水泥浆冲洗至地面的总时间附加1～2h
➢ 与油勘字[2004]32号文件《固井技术规定》相同
– 保持法规连贯性
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第二十六条 水泥浆滤失量问题
➢ 控制水泥浆的滤失量是必须的工作
– 一般井固井时水泥浆滤失量应小于150ml（6.9MPa，30min） – 气井、定向井、大位移井和水平井以及固井尾管时应控制水泥浆
– 表层套管和技术套管的套管鞋至浮箍以上2～3根套管 的螺纹应采用螺纹粘接剂粘接，必要时可以同时采用 铆钉冷铆
➢ 技术原理在《甲方手册》中有论述
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第五十七条 压稳油气层的指标问题
➢ 规定了下套管前必须压稳油气层，给出了窄安全密度窗口条件下的 压稳油气层指标
– 窄安全密度窗口条件下控制气井的油气上窜速度小于20m/h，控 制油井的油气上窜速度小于15m/h
滤失量小于50ml – 根据地层条件，充填水泥浆滤失量一般不大于250ml
➢ 新的研究结果显示
– 控制水泥浆的滤失量不仅能够保持井下水泥浆性能与地面试验尽 量一致，提高水泥浆稳定性，保护产能，而且对于提高环空水力 胶结具有重要意义
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第二十七条 水泥石抗压强度问题
➢ 水泥石强度指标有两种意见：12MPa或14MPa，实际差 异不大，因此讨论后取高限
– 高密度和超低密度水泥浆固井、尾管固井、水平井固井宜采用批 混、批注方式注水泥
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第七十五条 水泥头的压力级别选择问题
➢ 水泥头选用原则
– 508mm、339.7mm水泥头试压21MPa – 244.5mm、177.8mm水泥头试压35MPa – 小于177.8mm的水泥头试压49MPa
➢ 该指标高于SYT 5394—2004 《固井水泥头及常规固井 胶塞》
编制情况汇报
1ቤተ መጻሕፍቲ ባይዱ
汇报提纲
• 编制过程简介 • 规范主要内容 • 技术指标释义
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重要内容
• 总则
– 确认了“固井是钻井工程环节” ，指出固井质量的 作用是“延长油气井寿命和发挥油气井产能”
– 适应国情需要提出应采用“先进适用固井技术” – 突出了固井设计的严肃性，再次强调“应严格按设计
施工”
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重要内容
– 套管抗挤载荷计算取上覆地层压力梯度值，且该段高 强度套管柱长度在膏盐层段上下至少附加100m
➢ 因现场实际使用较少，未规定采用超厚壁套管、 双层套管等情况
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第十六条 套管螺纹的一般选用原则
➢ 按李克向.实用完井工程.北京:石油工业出版社;2002:173-174 ➢ 数据来源与管材研究所研究结果
➢ 与油勘字 [2007] 67号文件《高压、酸性天然气井固井技术规范 (试行) 》和SYT 6592—2004《固井质量评价方法》相同
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第九十七条 注水泥时的水泥浆密度要求
➢ 根据现场实际情况，给出了注水泥时的水泥浆密度保持 均匀的指标
➢ 与第七十七～七十九条的仪器仪表要求对应
– 注水泥应按设计连续施工 – 平均密度与设计密度误差不超过0.02g/cm3
➢ 气动卡盘在国外是常规工具，我国使用情况不普遍
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第九十五条 注水泥前钻井液性能调整问题
➢ 根据现场经验和文献研究结果，给出了固井前钻井液性能调整指 标
– 注水泥前应以不小于钻进时的最大环空返速至少循环2周 – 钻井液粘切控制
• 钻井液密度<1.30g/cm3时，屈服值<5Pa，塑性粘度10～30 mPa.s • 钻井液密度1.30～1.80g/cm3时，屈服值<8Pa，塑性粘度22～30mPa.s • 钻井液密度>1.80g/cm3时，屈服值<15Pa，塑性粘度40～75mPa.s
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重要内容
• 第四章 固井施工
– 明确了大尺寸套管在悬重超过100t时应采用卡盘
– 提出了较全面的下套管速度控制因素
– 给出了注水泥前的钻井液性能指标
– 给出了水泥浆密度均匀的指标
– 明确了同时采用仪表计量和人工计量
– 给出了施工过程质量的评价方法
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重要内容
• 第五章 固井质量评价
– 提出了声幅变密度综合评价不合格的井如经过试油、 射孔等作业证实不影响开发，可视为水泥胶结质量合 格
– 生产套管固井时，封固段顶部水泥石24～48h抗压强度应不小于 7MPa，产层段水泥石24～48h抗压强度应不小于14MPa
– 养护压力和温度依据井深条件而定
➢ 强度指标与其他力学指标密切相关
– 强度、弹性模量等与井下条件和密度有关 – 渗透率和更高的强度指标天然气井固井中另行规定
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第三十一条 高温固井水泥石强度衰退问题
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第二十二条 前置液使用量问题
➢ 按环空水力学原理和实践经验，考虑到环空尺寸和容 积不同，讨论确定了两个控制指标，任选一个即可
– 在不造成油气侵及垮塌的原则下，一般占环空高度300～ 500m或接触时间7～10min
➢ 与油勘字[2004]32号文件《固井技术规定》相同
– 保持法规连贯性
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第二十四条 水泥浆密度差问题
• 第二章 固井设计
– 规定了设计依据和设计内容 – 明确了影响固井质量的五大方面 – 指出了重要数据应获得验证，暗示现场数据
可能存在误差
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重要内容
• 第二章 固井设计
– 温度预测中认可了温度模拟器的井下循环温度计算结果 – 给出了套管螺纹的一般选用原则 – 给出了必须安放扶正器的位置，并暗示应采用专用软件
优化扶正器 – 首次明确提出了水泥浆沉降稳定性和水泥石渗透率试验
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重要内容
• 第二章 固井设计
– 明确了采用软件模拟固井过程 – 提出了水泥量计算时容易忽略的问题 – 明确了应尽量采用环空憋压候凝 – 明确了施工组织和应急预案原则
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重要内容
• 第三章 固井准备
– 给出了窄安全密度窗口条件下的压稳指标 – 给出了通井时调整钻井液的性能指标 – 给出了不同井况固井时对水泥车的额定压力指标要求 – 给出了与国外招投标要求一致的水泥头技术指标 – 明确提出了对流量计的要求：流量、压力、密度三参数计量
➢ 西南油气田、塔里木油田等有更严格的要求，需在实施 细则中体现
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第七十三条 水泥车的型号选择问题
➢ 按额定工作泵压级别规定了不同井况的水泥车选 用原则
– 浅井、中深井可以使用最高工作泵压不小于40MPa的水泥车 – 深井、超深井和特殊作业井宜使用工作泵压70～100MPa的水泥
车
➢ 特殊条件固井时水泥车应具备批混、批注能力
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第十九条 套管扶正器安放最低要求
➢ 根据井径、井斜和方位测井数据进行套管扶正器设计并 结合具体井下情况优化套管扶正器数量和位置
– 暗示采用计算机模拟技术
➢ 结合实践经验，给出了套管扶正器数量和位置最低要求
– 套管扶正器安放至少应做到套管鞋及以上30～50m每根套管安 放一只、含油气层井段每根套管安放一只、分级箍等工具上下 30～50m每根套管安放一只
➢ 确定井底温度以实测为主
– 目前的技术水平除了可以通过测井方法得到静止温度外，也可 以在通井循环时测量循环温度
➢ 根据各油田的经验，给出了经验法确定静止温度和循环 温度的公式
– 钻井液出口温度取循环1～2周，经验系数取0.75～0.90
➢ 认可了数值模拟器的温度模拟结果
– 数值模拟技术已广泛应用于固井设计软件，在初始参数准确的
情况下精度高于经验法
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第十二条 管柱强度校核的安全系数
➢ 按油勘字[2004]32号文件《固井技术规定》
– 在第十条规定了等安全系数设计方法并采用双轴应力校核，在 高压油气井、深井超深井、特殊工艺井采用三轴应力校核
– 双轴应力：Sc≥1.125，Si ≥ 1.10，244.5mm(含244.5mm)以上 的套管St ≥1.6，244.5mm以下的套管St ≥1.8
➢ 现行的API水泥以硅酸盐水泥为基本材料 ➢ 硅酸盐水泥在高温下存在强度衰退现象规定了一
般的高温条件下硅粉掺量
– 井底静止温度超过110℃时应在水泥中加入30%～40% 的硅粉
➢ 更高的掺量要求在热采井固井中另行规定
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第三十六条 管柱下部的连接问题
➢ 表层套管和技术套管下部的几根套管可能在钻进 时发生脱扣引起钻井事故，因此规定：
第五十九条 通井时钻井液性能调整问题
➢ 针对钻井液滤饼的摩阻系数给出了定量指标
– 水平位移≤500m的定向井摩阻系数控制在0.10之内 – 水平位移>500m的定向井摩阻系数控制在0.08之内 – 井深≤3500m的直井摩阻系数控制在0.15之内 – 井深>3500m的直井摩阻系数控制在0.12之内