塔河油田超深井窄间隙尾管固井技术
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塔河油田超深井窄间隙尾管固井技术
发表时间:2019-07-17T12:47:19.073Z 来源:《基层建设》2019年第12期作者:谷云峰
[导读] 摘要:随着石油勘探开发深度的加大,深井超深井数量增加,井下情况更趋复杂,固井难度不断增加。
江汉钻井一公司固井工程大队湖北潜江 433121
摘要:随着石油勘探开发深度的加大,深井超深井数量增加,井下情况更趋复杂,固井难度不断增加。
在塔河油田深井超深井油气勘探开发中,由于各种油藏分布情况不同,目的地层地质条件复杂,给固井工程带来了许多难题和挑战。
在受到超高温、超高压、盐膏层、复杂地层等诸多因素的影响下,出现了更多的超深井窄间隙尾管固井技术。
因此加强对超深井窄间隙尾管固井技术的探讨与研究,对加快西北油气勘探进度和勘探效益具有重要意义。
关键词:超深井;窄间隙;尾管固井
1、前言
在石油可采、易采储量不断减少的情况下,各大油田勘探开发已向复杂地层、超深井方面发展。
由于各种油藏分布情况不同,目的地层地质条件复杂,给固井工程带来了许多难题和挑战。
由于受到超高温、超高压、盐膏层、复杂地层等诸多因素的影响,部分井被迫采用“非常规”的井身结构。
在塔河油田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、窄间隙固井问题。
2、窄间隙尾管固井的难点及技术措施
2.1难点分析
(1)套管下入风险较大
油层埋藏深度>7000m;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、水平井井斜大,存在不同程度的狗腿度;小井眼窄间隙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。
(2)套管居中度差
对于侧钻井来说井斜偏大,一般小井眼固井下入无接箍套管,不下扶正器,在拉力和自重作用下,大斜度井段套管与上下井壁大面积接触,套管严重偏心,套管居中度难以保证。
(3)井深、井底温度高,顶部固井质量差的问题
超深井产层大都在7000m以上,井底静止温度达到150℃以上,尾管固井一次性封固井段长大多井在2500m以上,上、下部温差最高可达60℃。
低密度领浆低温下强度发展缓慢或长时间不凝,造成上部固井质量差是。
因此,对水泥浆体系及其外加剂性能提出更高的要求。
(4)环空间隙小,水泥环薄
如Φ190.5mm井眼与Φ168.3mm套管形成的间隙仅11.1mm,远小于常规固井所要求的套管外环空的最小间隙值19mm,如此薄的水泥环的抵抗外载的能力差,容易发生断裂和脆性破坏,因此对水泥石强度的要求更高。
(5)排量受限,顶替效率差
部分井段井壁不稳定,井径扩大率高,下部井眼环空间隙小,套管易偏心,循环摩阻大,泵压高,导致替浆排量低,难以实现紊流顶替,顶替效率低,影响着水泥环胶结质量
(6)环空摩阻大,施工压力高
小井眼、窄间隙井的环空间隙小,使环空水泥浆流动阻力增大,导致固井过程中泵压升高,甚至产生压漏地层和憋泵等重大事故。
(7)高压防窜问题
在三高深井固井中,普遍面临地层高压、气层多、气层分布段长、气显示活跃、灰绿岩地层出盐水。
同时桑塔木组地层存在微裂缝,地层出高压盐水。
顺北1-4H井泥浆密度1.73g/cm3出盐水,1.76g/cm3发生漏失。
2.2技术措施
针对塔河油田超深井窄间隙尾管固井存在的难点,从井眼、泥浆、水泥浆、前置液等方面着手,设计和落实以下技术措施:
(1)为防止固井漏失及压稳油气层需要,最后一次通井对地层进行承压,结合考虑施工时窄间隙的的动摩阻,承压值选择≥8MPa。
(2)下套管前,用扶正器或六棱通径规通井,确保套管能顺利下入。
(3)采用刮管工具对悬挂器坐挂位置处的进行刮管作业,确保悬挂器坐挂成功。
(4)钻具送放尾管进入裸眼段后,严格控制套管下放速度,防止激动压力过高压漏地层。
(5)注水泥前充分循环洗井并处理泥浆;固井前注入不含油泥浆;注入驱油冲洗液及加重隔离液,改善胶结界面,提高第一、第二界面的胶结质量。
(6)为保证重叠段的封固质量,及保证凡尔失灵后重叠段还有水泥,水泥浆量附加足够。
即使倒返管内外同平后,也使重叠段还要有水泥。
(7)采用整体硫化钻杆胶塞进行替浆作业,为了防止套管鞋替空事故,要求井底要多留水泥塞,人工计量到量即停。
(8)在水泥浆中加入35%的石英砂来防止高温水泥石的衰退,严格控制失水小于50mL,加入稳定剂来提高水泥浆的稳定性,适当减少水泥浆的流性指数,增大稠度系数,提高壁面剪应力,提高顶替效率。
(9)优选高温智能缓凝剂在一定加量范围内对温度、水质、水泥质量的变化能进行自我调节,保持水泥浆性能基本不变,在密度
±0.05g/cm3或温度±5℃范围内,水泥浆稠化时间±30min以内。
温差在60℃左右,水泥浆的早期强度发展快,24小时顶部强度能达到3.5MPa 以上。
3、现场应用案例
以顺北1-9井及顺北5-3井为试验井,全面落实上述固井质量保证技术措施,两井均采用抗高温液硅防气窜水泥浆体系及前置液体系,其配方、性能及特点如下。
3.1固井液体系构成及性能
(1)水泥浆配方组成及性能
配方:AG水泥+40%SiO2+5%WG+3.5%JH-33S+0.3JHJZ+1.5%JH-401+ 1.2%JH-403+2.4%JH-8S+8%液硅JH-SCLS+42%水,该水泥浆体系具有良好的沉降稳定性,有利于保证凝固的水泥石基质均匀、防止沉稳窜槽的产生。
其稠化过渡迅速、强度发展快,有利于压稳地层流体,防止层间窜。
(2)前置液组成及性能:冲洗液:井场水+驱油剂+缓凝剂,隔离液:井场水+隔离剂+加重剂+缓凝剂,前置液体系具有良好的高温沉降稳定性,优秀的泥饼冲蚀效果及界面润湿能力,有利于改善水泥环的界面胶结强度,提高小井眼窄间隙下水泥环的抗冲击能力。
3.2固井质量分析
对于超深井窄间隙尾管固井,为确保压稳和提高水泥石胶结质量,在拔出中心管后,均采用起钻反循环再关井蹩压候凝方式。
水泥塞满足设计要求,套管试压合格。
其CBL曲线经评定两口窄间隙尾管固井质量均为优秀。
4.认识和体会
通过塔河油田顺北1-9井及顺北5-3井的成功应用,对塔河油田超深井窄间隙尾管固井有如下认识:(1)最后一次通井对地层进行承压,有效预防了固井漏失,也为后期蹩压候凝,压稳油气层创造了有利条件。
(2)对泥浆降粘、降切,增强润滑性,降低了下套管摩阻,保证套管顺利到位,也降低了泥浆流动时的摩阻,有利于预防固井漏失的发生。
(3)进行刮管作业,确保了悬挂器坐挂成功。
(4)井底温度高,设计合理的浆柱结构,防止事故的发生。
(5)化学冲洗液改善了两胶结界面,蹩压候凝,防止油气水窜的发生,保证了固井质量。
(6)优选固井工具和套管附件,确保性能良好。
参考文献
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