油田固井技术

油田固井技术（通用8篇）

油田固井技术 篇1

1 中原油田漏失井难点

(1) 井眼中多套压力系统的存在, 压稳和漏失都需要兼顾考虑, 堵漏工作困难, 堵漏后极限压差小, 固井作业安全窗口小, 这种现象主要发生在文留地区;

(2) 地层亏空严重, 钻井过程中漏失严重, 如濮3-468井漏失达千方, 堵漏形成的强度不够, 易造成固井再次发生漏失;

(3) 井底漏失现象严重, 堵漏工作不扎实, 造成固井替浆后期漏失, 油顶或盐顶封固不好, 此种现象各个地区均存在;

(4) 个别地区在注水泥过程中发生漏失后, 井口就不能见液面, 水泥返高不能封过油顶, 甚至不能封住主要油气层, 这种现象多发生于户部寨地区;

(5) 部分地区发生漏失后, 由于液柱压力下降, 井眼发生垮塌, 不能再次建立循环, 使固井工作不能正常进行, 此种现象多发生于濮城地区的濮3块;

(6) 堵漏材料在井壁上附着和存在于钻井液中, 为了防漏不能筛除, 造成钻井液流动性差, 水泥浆顶替困难, 第二界面胶结质量差。

2 针对性技术措施

2.1 固井前井眼准备

2.1.1 钻井完井过程中的防漏堵漏工作

我们知道下完套管和固井过程中发生井漏, 其处理余地都非常小, 往往许多钻井堵漏行之有效的技术措施都不能使用, 从而导致固井失败, 固井质量达不到要求。因此, 做好钻井完井过程中的防漏堵漏工作对于固好漏失井尤为重要。必须坚决树立“堵得住, 堵得牢”的思想, 目前比较成熟的堵漏工艺技术有:先期随钻预堵漏法、静止堵漏法、物理堵漏法、化学堵漏法、物理化学堵漏法等一系列堵漏工艺技术措施。

2.1.2 模拟固井时井下条件, 做好地层承压实验

当井队堵漏后, 在下套管前应模拟固井井下压力, 根据普光气田防止固井过程中漏失的经验, 做地层承压实验是行之有效的方法。地层承压实验分为静态承压和动态承压实验。

(1) 静态承压实验。根据固井设计和固井时的循环压力, 确定固井施工时环空增加的压力, 然后附加1-2MPa作为关封井器后的憋压值, 如果井口加压过大, 可能造成上层套管鞋发生漏失, 也可在井底注入一定量的高密度钻井液, 来降低井口加压的数量。

(2) 动态承压实验。根据固井施工设计, 计算出施工时井底的最大压力, 并转换成当量密度。将钻井液密度加重并要求高于最大当量密度0.01-0.02g/cm3, 以固井时的排量循环, 不漏方可进行下套管作业。普光区块用此办法做承压实验, 如果地层不漏, 那么固井时发生漏失的井不超过5%。

如果以上条件不具备, 那么也可加大循环排量来做地层动态承压。不过用此办法做地层承压实验, 固井时发生漏失的可能性比全井加重钻井液大的多。

2.2 固井设计方案

2.2.1 双凝或多凝双密度水泥浆方案

(1) 为了保证在固井中不漏失, 满足水泥返至设计返高要求, 全井可采用低密度+常规密度水泥浆固井。

(2) 为防止水泥浆在凝固过程中“失重”引起井底压力不平衡, 常规密度水泥浆可采用双凝或多凝水泥浆体系固井。

2.2.2 平衡压力固井方案

众所周知, 在钻井和固井过程中, 时刻考虑地层破裂压力Pf和最大孔隙压力PP, 所有的固井施工必须保证在大于PP而小于Pf的情况下完成, 首先必须保证Pf>PP, 其次P f>P P值越大, 施工越安全。因此, Pf-PP=0即为施工安全底限, 钻井过程中一般都要求Pm>Pp, 以免发生油、气、水侵;同时又必须保证Pf>PP以防漏失, 根据这一理论, 可以注入一定数量低于钻井液密度的平衡液, 如濮3-468井、濮7-28井等, 均采用平衡压力固井。当平衡液进入环空后, 液柱压力等于或略大于地层孔隙压力达到平衡, 而水泥浆全部采用高于Pm的密度, 使之所有的压力差控制在Pf-PP=0范围内, 这样既可以保证施工顺利, 又可以保证固井质量。

2.2.3 双级固井方案

如果由于一次封固段太长, 压差过高, 容易引起固井漏失的井, 可以采用双级箍来解决低压易漏失井在固井时的漏失问题。

根据平衡压力固井原理, 分级箍一般要求置于漏层以上100-150m, 一级水泥浆返高应在分级箍以上50-100m。浆柱设计同样可以用平衡液+采用双凝双密度水泥浆体系, 以防止一级固井中发生漏失。二级固井可以采用高强低密度水泥浆体系, 防止固井过程发生漏失。

如果一级施工完毕后, 不能建立循环, 则压入关闭塞, 关闭循环孔, 待一级水泥浆强度大于3.5MPa后从环空反挤, 以此达到封固目的。如果一级施工完毕后, 能建立循环则将多余水泥浆全部循环出环空;如果循环过程中发生漏失, 则必须循环满一周后方可停止循环, 防止多余水泥浆凝固后将环空堵死不能进行后续作业。

2.2.4 正注反挤方案

对于承压实验不成功的井可以考虑采用正注反挤方案。正注水泥浆一般不封主漏层, 主要封好漏失层以下至油层套管鞋段的环空。一般正注水泥浆量较小, 而反挤水泥浆量大, 反挤水泥浆设计时也应考虑顶替效率, 选择性能良好的冲洗液和隔离液, 水泥浆设计可采用双凝, 即先注快凝水泥, 主要封固漏失层和目的层, 后注缓凝水泥浆, 利用其液柱压力平衡油气水层。快凝水泥浆稠化时间应略长于从地面混拌开始运行到漏失层的时间, 一般附加时间不超过20min。缓凝水泥浆稠化时间应大于快凝水水泥浆120min, 确保施工安全和有效压稳。

2.3 注替排量的选择

合理设计施工排量, 采用紊流、塞流及复合顶替技术, 提高顶替效率, 保证井下施工安全。

虽然堵漏成功并建立了正常的循环, 由于时间短, 地层的承压能力仍然有限, 如果全部采用紊流注替水泥浆和钻井液就有可能造成井漏, 替浆应该选择小于循环排量, 在替浆最后5-10m3参考短段稠化时间, 采用塞流顶替, 并考虑稠化时间, 尽量做到替到位后余5-10分钟时间稠化, 这样不仅解决了防漏问题, 而且可以防止水泥浆候凝时间长, 加不上回压造成油气水窜槽问题。

3 现场应用

漏失井固井工艺技术通过推广, 在濮2区块、濮3区块、濮7等区块10口井进行了现场应用, 固井一次成功率100%, 固井质量优良率高达90%, 应用效果明显。

4 结论与认识

(1) 对于漏失井固井, 井队在完钻后能针对漏层进行有效堵漏, 并做好地层承压试验是固井过程不发生漏失的前提。

(2) 采用平衡压力固井, 能有效防止固井过程中发生漏失。

(3) 双凝或多凝双密度水泥浆方案结合井口加回压技术, 能有效防止水泥浆在候凝过程由于失重造成油气水层窜槽。

(4) 超低密度水泥浆的研究, 可增加对漏失井固井工艺的选择。

参考文献

[1]孙新华, 冷雪, 郭亚茹, 吴传高.高强低密度水泥浆体系的研究[J].钻井液与完井液, 2009, 26 (1) [1]孙新华, 冷雪, 郭亚茹, 吴传高.高强低密度水泥浆体系的研究[J].钻井液与完井液, 2009, 26 (1)

[2]路宁.提高油水井固井质量的防窜水泥浆.钻井液与完井液, 1998, 16 (1) :24-26[2]路宁.提高油水井固井质量的防窜水泥浆.钻井液与完井液, 1998, 16 (1) :24-26

[3]孙东营.中原油田易漏失井固井前井眼准备技术[J].石油天然气学报, 2008, 30 (2) :491-493[3]孙东营.中原油田易漏失井固井前井眼准备技术[J].石油天然气学报, 2008, 30 (2) :491-493

开窗侧钻井固井技术研究 篇2

关键词侧钻;开窗;固井

中图分类号TE243文献标识码A文章编号1673-9671-(2009)112-0031-01

1小井眼固井的技术难点及技术关键

由于开窗侧钻,造成小井眼完井,对固井注水泥作业以及如何提高固井质量带来了新的问题,主要表现在下列几个方面:

1)小环空间隙造成薄水泥环,使得水泥石强度设计要求更高;小间隙固井对于常规油气层固井而言,水泥环较薄,尤其是套管接箍处,若考虑井眼缩径因素,水泥环厚度将会更薄,这样先天不足的井眼小,使得水泥浆在环空中迅速失水,在小井眼处发生蹩堵,导致替压高,从而留水泥塞。因此,对水泥浆性能要求高(即析水接近于0、低失水),水泥浆注入过程中密度的暂时波动将会影响环空一大段水泥环质量,同时水泥环还需要有足够的强度和韧性以承受住井下作业时产生的震动、撞击。

2)在小环空间隙中,由于小套管的刚度小、容易弯曲、偏心和贴壁,使顶替效率下降,套管居中度是保证固井质量的重要因素之一。固井实践证明,常规固井要求套管柱居中度不低于67%。而对小间隙固井施工来讲,实际井身质量如井斜、方位的变化将使套管更难居中。另外由于环空间隙小,考虑到完井管柱下放摩阻和完井液、水泥浆流动阻力,套管扶正器的数量不可能太多。套管不居中造成水泥浆的偏流,影响水泥浆的驱替效果。所以套管的扶正问题以及如何提高顶替效率应予以特别考虑。

3)流体通道整体变小,使得注水泥作业时流动阻力明显增大,造成泵压增高,导致水泥浆易于失水和脱水,发生桥堵和蹩泵的几率随之增加,同时易于压漏地层,不利于产层保护,因此对水泥浆的流变性、滤失量、稳定性等要求更高,对于注替速率也应进行更科学的设计。

4)由于环空间隙小、完井管柱下入到预定井深困难。小间隙井的井身质量是影响套管下入的重要因素,全角变化率过大和井眼缩径将直接阻碍套管下入到预定位置。由于环空间隙小,井壁对套管的粘附作用比常规井眼更强,粘卡套管的可能性更大。环空间隙小增大了套管下入过程中与井壁接触的机会,亦就增大了套管下入的摩阻。水泥环薄,加之油气的开采,油气上窜发生的几率和危害性随之增大,对于工艺措施和水泥浆的防窜能力要求更高。

2提高开窗侧钻井固井质量的技术措施

2.1控制好井身质量及钻井液性能

井身质量指井径及井眼轨迹的变化,在井径规则及井眼轨迹变化平稳的情况下有利于提高顶替效率,而当井眼有大肚子或井径呈锯齿状时,顶替效率较难保证,因此,钻井过程中应采取一切措施提高井身质量,为固井创造良好的条件。如果井身质量的先天不足,那么我们必须在固井设计中,通过合理设计前置液,增加前置液用量,使前置液紊流接触时间达5min以上,以提高洗井及顶替效率。同时固井前泥浆性能对顶替效率也有很大影响,对于小间隙固井来说,要求固井前泥浆具有低粘切。

2.2控制套管居中度

为满足套管居中度不低于67%的要求,以便在较低排量下也能对窄边泥浆有效清除,我们采用固井设计软件对套管居中度进行模拟,在兼顾实际施工情况下,使扶正器安放数量、位置最优化。

2.3选择合理的施工参数

对于小间隙井,注替排量选择很重要,过分强调排量和环空返速,会导致流动压耗增大,发生井漏的机率加大;排量过小,井壁冲洗效果低,因此选择合适的注替排量十分重要,我们通过固井设计软件进行注水泥模拟,根据环空压耗和环容进行施工排量选定。

2.4严格控制水泥浆各项性能指标

1)水泥浆游离水的控制。

2)沉降稳定性。应具有较好的沉降稳定性,从配置、顶替到凝固不发生分层及自由水的大量析出。因此化验室要对水泥浆浆体初始稠度进行合理调配,保证水泥浆体系具备良好的稳定性。

3)控制水泥浆过渡稠化时间。

4)控制水泥浆失水量。

3固井工艺技术要求

为确保开窗侧钻井的固井质量,达到保护储层、满足完井要求及提高产量的目的,主要固井工艺要求:

1)根据地层特点、固井工艺及固井质量要求,科学合理编写固井施工设计。

2)针对小井眼、小间隙尾管固井的特殊性,选用性能优越、质量可靠的固井工具及管串附件,同时根据7"套管的套损状况、密封性及水泥返高,确定合理的悬挂位置,严格按照尾管固井的工艺要求及操作规程进行现场施工,确保现场施工正常、顺利、安全。

3)固井前井眼及钻井液准备要求:(1)针对易漏、出水地层进行堵漏治水,提高地层承压能力,确保固井质量。(2)完钻固井前要求钻井液做到粘切低、动塑比低、泥饼薄而韧,满足固井要求。(3)针对井眼质量及井下情况,适当控制循环时间,不可长时间循环,确保井下安全。

4)加强下套管前的井眼准备及井眼净化, 下生产尾管前必须认真细致通井,确保井下安全及井眼畅通,通井时应带大接头或欠尺寸稳定器,防止下套管遇阻和卡钻,气层段反复划眼,以清除井壁的泥饼,充分循环稀释泥浆,大排量洗井,确保井眼畅通,无漏失、井塌,井底无沉沙。

5)严格按照下套管操作规程进行下套管作业,认真检查固井工具及管串附件,合理加放扶正器,确保套管居中度,必须使用套管钳、扭矩仪及螺纹密封脂(CASTTA101、CASTTA102),螺纹扭矩必须符合要求,确保丝扣的密封性。

6)根据地层特性、井眼质量、井眼轨迹及井下情况,通过固井软件优化计算,科学合理符合实际情况的加放扶正器(钢性、弹性),保证复合井眼的套管居中度≥67%,同时进行下套管摩阻计算,确保生产尾管顺利下入及封固质量。

7)采用平衡压力固井,依据防气侵、气窜的原理,在确保压稳气层、水层及防止漏失的情况下,尽可能降低环空动、静液柱压力,严格控制水泥浆(失水、析水、固相颗粒)进入产层,引起产层伤害。

8)科学全面的进行油气侵、油气窜综合评价及预测,为优化注水泥施工参数提供理论依据,同时根据井下工况及管内外液体的流变性能,进行流变性计算,优选前置液性能,科学合理应用顶替技术,提高大斜度、小间隙尾管顶替效率及一、二界面水泥环胶结质量。

9)根据电测井径及现场经验,准确计算水泥浆量,采用干混工艺,确保水泥、外掺料及外加剂混拌均匀。

10)采用性能优越的水泥车(40-17型或50-30型)进行水泥浆混拌、注替及碰压。

11)精细现场施工措施,加强施工连续性,强化施工人员责任性, 确保设备正常运转,水泥浆密度均匀,现场施工连续、安全。

4结束语

本文在分析影响小井眼固井质量主要因素的基础上,筛选出了适合小井眼固井的体系稳定、失水、析水小、强度高、流变性好,稠化时间可调,具有一定的抗冲击性和微膨胀性的两种水泥浆体系3个配方,可满足侧钻小井眼固井。

参考文献

[1]高德利 著.油气钻探新技术[M].北京:石油工业出版社,1998.

[2]孟英峰,罗平亚,杨龙.国外低压钻井技术调研分析[M].北京:电子科技大学出版社,1996.

[3]焉捷年,黄林.钻井(完井)液优化设计与实用技术[M].北京:石油大学出版社,1992.

油田水平井固井新技术探讨 篇3

(1) 基于水平井内部轨迹不好掌控的原因, 进行套管下放时会产生较大摩擦和阻力, 因而对于钻井液基本性能具有较高要求, 并且在下放套管前必须对其摩阻和弯曲度进行认真校核。

(2) 由于套管在自重和拉力作用下, 易居于井壁下侧较难居中, 水平段套管大面积和井壁下侧接触, 而产生较大的流动阻力, 严重影响了注水泥驱替的实际效果, 经试验测试表明, 只有达到67%以上的居中度, 才能确保驱替效率和封固质量。

(3) 在一些砂岩地质的井段, 地层具有较高渗透率, 若水泥浆失水率过快, 使其较易过早凝结, 而影响了油气层和水平井的坚固程度, 因而必须严格控制水泥浆的滤失量, 尽可能将其降到最低, 应保证小于50m L的API失水量为宜。

(4) 钻井液一般多采用改良高分子海水钻井液体系, 其较易与水泥浆发生直接接触, 产生一定的胶凝反应, 而造成相互污染, 使套管和井壁之间的胶结作用达不到标准, 而严重影响了顶替效率和固井质量的提高。

2 油田水平井固井施工新技术分析

2.1 采用韧性胶乳水泥浆体系

胶乳水泥浆主要由水泥和胶乳组合而成, 为了提高水泥浆的物理和化学稳定性, 可适当加入适量的表面活性剂和分散剂, 同时须加入适量的消泡剂以减少配浆中泡沫的产生, 还需要加入适量的降失水剂和调凝剂以控制水泥浆的失水量和体系调凝情况。韧性胶乳水泥浆体系具有失水量较低、防漏失性能, 流变性、韧性、强度和胶结性能较强, 有利于水平井固井顶替效率和封固质量的提高。

韧性胶乳水泥浆应控制为1.85~1.90 g c m3的密度, 并将水泥浆失水量控制在100m L以内, 使其保持较好的流动性, 有效实现紊流的作用, 使流动指数控制为0.75以上, 游离液控制在0.5 m L以内, 水泥浆中的表面活性剂和大量胶乳可减小水泥间空隙, 防止气泡和泡沫的产生, 同时确保胶乳水泥石在24 h内抗压强度要大于20 MPa。在相同养护条件下, 胶乳水泥浆与普通水泥浆比较来说, 具有更强的抗压性能, 强度、弹性和稳固性等综合性能都得到提高。

2.2 择优选择隔离液和前置液

选用S102高效易冲洗的隔离液, 通过紊流的状态对套管内壁及井壁进行冲洗, 将混浆控制为50米以内长度, 以提高水泥浆顶替效率和胶结质量。施工前应注入20m3水泥浆驱替和隔离井内含油泥浆, 再加入4 m 3具有分散剂和表面活性剂的冲洗液, 再加入1.40g/c m高粘比重的加重隔离液34m3, 在井斜角大于85°的水平井中, 使钻井液达到14P a的动切力才能清除沉积通道;当动切力值降至12.5 Pa时, 中下部约为67%的钻井液会被良好顶替;当为60°井斜角时, 钻井液达到12.5 Pa的动切力就能消除沉积通道。这样的方式降低了钻井液的粘度和切力, 而且冲洗了井壁及套管壁, 确保在较低泵排量下实现紊流的目的。

2.3 合理设置扶正器利于套管下放

为实现套管顺利下放及位置居中的目的, 首先应充分旋转和活动套管, 上下充分移动套管以增加切利, 使驱替液充满套管内壁及环空, 使钻井液能充分地实现紊流。根据对于井径和油层情况进行实测之后, 在合适的位置安置质量合格、数量适当的扶正器, 确保将套管在水平井内不低于80%的居中度。将引鞋套管上端安装1支弹性扶正器加以固定, 支撑起引鞋使其上翘, 牵引套管顺利下放而增大了与井壁接触的距离, 统计为共有几个浮箍, 第一个浮箍上端套管安置1支刚性扶正器, 第二个浮箍共有几根套管分别各增加1支弹性扶正器, 同时再增加1支刚性扶正器, 水平段套管可采用1支刚性扶正器与3支弹性扶正器间隔相加的方法。非油层井段可采用一根套管安置1支弹性扶正器, 水平套管连加2支刚性扶正器与5支弹性扶正器的方法, 使表层套管内壁与油层套管外壁产生直接硬接触, 不仅提高了套管居中度, 而且增强了固井质量。

2.4 择优选择固井配套设施及附件

在进行水平井固井施工过程中, 普通的浮鞋和浮球式浮箍根本不能实现固井施工完毕后防回压作用, 还会引起水泥浆返流入套管或整压候凝无法到井底。因此, 进行水平井固井时应选用优质的钢质浮鞋和浮箍, 凭借弹簧自身回复力发挥单流阀的作用, 并采用胶塞上下固井, 使用带有平衡管和胶塞指示器、且与之配套的双塞水泥头达到固井的目的, 有效避免了水泥浆发生窜槽的可能。在水平段可采用刚性扶正器和弹性扶正器相互隔加的方式, 并采用卡箍做好固定确保其稳固性, 扶正器的配套辅助附件确保扶正器发挥其最大作用, 而且对于扶正器间隙小引起水泥上返的不足进行了弥补, 这样不仅保证了套管的居中度, 而且也利于水平井固井顶替效率和封固质量的提高。

3 结语

综上而论, 对于水平井通过固井施工新技术进行的施工, 比如韧性胶乳水泥浆体系、滚轮扶正器、优质前置液及钻井液顶替新工艺等对于提高水平井固井质量具有十分显著的效果, 这些施工新技术的成功应用为油田的研究和开发指明了方向。为此, 应不断完善固井的施工技术及各项措施, 并逐渐形成一套行之有效的水平井固井施工配套工艺和技术, 对于推进各大油田油藏的广泛、深入开发具有十分重要的现实意义。

摘要：目前来看, 我国油田水平井固井施工仍存在套管较难居中、固井驱替效率低和封固质量较差的质量通病, 导致水平井固井达不到使用要求, 使水平井根本不能发挥其具有的优势作用。为有效提高水平井固井质量, 应采用行之有效的新型施工工艺技术, 比如选用韧性胶乳水泥浆体系、高效易于冲洗且具有固井作用的冲洗液、扶正器的合理安装, 以及其他配套施工工艺技术等, 确保水平井固井质量的提高, 以满足水平井实际优势作用的有效发挥。

关键词：油田,水平井,固井,施工新技术

参考文献

[1]陈超, 邹传元, 李鹏飞, 等.塔河油田YK7CH双台阶水平井固井技术[J].中外能源, 2011, 16 (10) :79-82

[2]王文斌, 刘小利, 魏周胜, 等.长庆油田天然气水平井固井技术[J].特种油气藏, 2010, (2) :111-115

吉林油田浅层水平井固井技术研究 篇4

1 浅层水平井固井技术施工要素探讨

1.1 浅层水平井固井技术

随着油田勘探程度的不断加深, 导致勘探过程中遇到复杂的地质结构, 浅层水平井一般主要是指井斜角大于或等于86°, 并且井身轨迹在油气层中穿行一定长度的定向井。林区域油藏低温、低渗、埋深钱, 油藏水平井位比普通水平井位普遍大于2.0, 该种情况下需要解决的突出问题表现在两方面, 一方面是保证有足够强度的套管柱能够克服阻力, 另一方面是在大斜度或水平井段完全充满优质水泥浆的问题。这是水平井钻井的一个关键技术, 利用水平井钻井手段, 保护和解放油气层, 从而提高油田开采采收率, 增加油田开采油层产能, 促进油田开发水平。

1.2 浅层水平井固井技术难点

1.2.1 井身结构

浅层水平井的“地面定向”的浅水平井技术主要有浅层水平井和大斜度井, 下入的套管一定需要承受底层纵向下榻应力, 水泥环控支撑作用显得极其重要。浅层水平井和大斜度井中尤其需要甄别的是生产层出水还是入水, 出现滤液渗入油页岩裂缝而导致施工难度加大等现象, 这些技术实施要点都需要特别注意。在进行水平井和大斜度井固井时对固井技术要求也有所不同。

首先, 对水泥浆性能的要求。在水平段, 水泥浆注入井内后, 由于重力的作用难以保持原有的稳定性, 水泥颗粒很容易在套管下层凝结沉淀, 致使自由水析出。套管上侧的水泥浆凝固后的水泥石强度降低, 导致油气水通道形成, 所以在这一环节, 提高水泥浆的稳定性能, 降低水泥浆析水是确保油田固井质量的关键。为此, 在进行固井时全面提高水泥浆性能, 保证水泥浆具有较好的稳定性, 严格控制水泥浆失水量。一般控制在50ml以内。

其次, 分割注水泥井段内各组产层和其他渗透性岩层, 确保井段内不会因为环空窜道引起出水。这就需要在水平井中, 通过调整泥浆性能, 确保自由水析出量较少, 那么水泥浆稳定性能越强, 要求是在水平固井中, 水泥浆API<50ml/30min。

1.2.2 注水泥特点和技术控制要点

注水泥浆的流变性。常规注水泥过程中, 为了获得更高的水泥浆顶替效率, 都是通过降低水泥浆的胶凝强度、屈服值改善水泥浆流变性能, 通过不断摸索试验配方, 调整水泥浆性能, 在进行水平井水泥浆设计时, 一定要保证水泥浆的稳定性, 确保水泥浆的屈服值控制在15Pa左右。

水泥浆的稠化时间。水泥浆自由水析出是致使水平井固井质量降低的最主要原因, 在水平井中, 由于油气层裸眼段比较长, 裸眼环容比小间隙处环容大于1倍时, 水泥浆与油气层接触面大, 水泥浆的失水量控制成为难点, 但是自由水析出是与水泥浆胶凝强度的紧密相关的, 所以在进行施工时, 设计水泥浆水平井时, 一定要保证注水泥施工安全, 做好充分保障措施, 尽量的减少水泥浆稠化时间, 做到“直角”稠化。

1.3 水泥浆外加剂的选用

根据各地区水平井的完钻出口温度情况, 通过室内化验与性能对比, 选择DSHJ将试水外加剂, 此种外加剂主要是由降失水剂、降粘剂、抑泡剂以及速凝剂等组合而成, 是一种可溶于水的固体粉末, 通过DSHJ降失水剂的应用, 借助降粘剂和交联剂改变分子化合物, 相互产生交联作用, 当浓度到达一定时, 增大水泥浆体系的流动阻力, 与水泥颗粒产生交叉网状链接, 改善水泥浆粘稠现象, 会在水泥颗粒周围形成屏蔽层, 降低水泥浆的流动性。

1.4 对水泥浆体系性能综合性评述

为保证水泥浆体系性能可通过控制水泥浆失水量和析出量, 确保水泥浆低滤失、高沉降稳定性, 失水量可以控制在30mL, 析水量为0。稠化时间按要求, 保证固井施工顺利, 提高水泥环封隔地层的能力。首先, 选用高效降滤失剂, 可有效把水泥浆API失水控制在小于50ml以内;其次, 确保水泥浆流动性和稠化时间, 确保水泥浆稠化强度和性能;最后, 由于水泥浆凝固后, 水泥石强度会增长, 为防止水泥石体积収缩形成微间隙, 需要增强抵抗底层流体的能力。

2 吉林浅层水平井固井技术与配套措施

2.1 固井施工前进行地层承压堵漏试验

依据吉林地区油田钻井工程设计的固井注水泥方案, 为有效提高井眼的承压力, 在进行下套管前进行承压堵漏, 并为接下来的固井完井奠定良好的井眼基础。

2.2 提高注水泥性能措施

浅层水平井固井需要的水泥浆量大, 在进行水泥浆封浆工作时, 通过降低水泥浆的胶凝强度、屈服值改善水泥浆流变性能, 在进行水平井水泥浆设计时, 一定要保证水泥浆的稳定性, 利用降低水泥浆紊流顶替排量, 确保水泥浆的屈服值控制在15Pa左右, 通过提高注水泥排量达到或接近顶替排量, 提升注水泥顶替效率具。

3 合理确定顶替排量

在实际油田勘测中, 大排量顶替有利于提高顶替效率, 但大排量顶替会给该地区埋下较大的井漏风险, 因此, 根据实测井径数据, 利用降低水泥浆紊流顶替排量, 确保井段内不会因为环空窜道引起出水, 确保环空流速达到1.0-1.2m/s即可。

4 现场应用

根据吉林地区油田实际生产量将浅层水晶古井技术进行现场应用, 采用性能优良的双凝微膨水泥浆体系, 选用DSHJ降失水剂, 在进行浅水层固井前做好充分准备, 确保固井技术、注水泥浆性能等完善稳定的基础保障下, 进行浅层水平井固井技术实施。在当地要考虑到地质情况、工程情况和成本预算等三方面的基础上, 在扶余、红岗、新庙地区完成了35口水平井, 再经电测解释:固井一界面优质、二界面合格, 其中, 优质井量占到80%以上, 为吉林油田的1000万多吨的浅层石油地质储量求得切实可行的新方法。

5 结语

在进行浅层水平井设计和钻眼施工时, 必须结合当地油田储存的实际情况, 从井身轨迹设计和实钻井眼的符合方面保证套管的安全下入, 选用科学合理的水泥注浆体系, 采用合适的水泥浆体系与合理的施工参数及技术措施, 确保钻井液具有良好携带和悬浮能力以及不影响开采成本, 提高封固质量, 跟上油田上产的需求, 不断在实践中丰富和完善固井技术, 提高浅层水平固井技术的整体开发效益, 推动吉林油田的开发与发展, 从而提升我国油田的原油开采率。

参考文献

[1]陶红胜, 王涛, 于小龙等.延长石油浅层大位移水平井固井技术[J].石油矿场机械, 2015, (06) :17-20.

[2]常博, 马小龙.白音查干区块浅层稠油水平井固井技术[J].中国石油和化工标准与质量, 2012, (16) :231-231.

[3]刘云.延长油田浅层大位移水平井固井优化技术[J].延安大学学报:自然科学版, 2015, 34 (3) :72-75.

[4]杨博, 陈波.浅层水平井钻井工艺相关探讨[J].中国石油和化工标准与质量, 2013, (01) :141-141.

[5]马小月, 信伟, 李强.浅层水平井钻井工艺的研究[J].中国化工贸易, 2012, 4 (5) :264-264.

声波测井技术在油田固井中的应用 篇5

关键词：声波测井,油田固井,应用

1 声波测井技术浅析

声波测井有着自身独特的优势, 特别是采用这种方法可以有效的避免由于泥浆性质差异和泥浆侵入而产生的测井结果差异。声波测井技术的发展, 是对多种科学知识的综合与总结, 最为典型的就是岩石声学, 只有当对声波在岩石中的传播特征、性能等有全面和正确的理解后, 才能逐步建立声波测井技术。

利用声波技术进行测井, 通常需要依靠声波测井仪器来完成, 这种仪器最基本的组成部分应该包括两个, 一个是声波的发射器, 另一个则是声波的接收器。声波是一种弹性波, 这种弹性取决于它的传播介质, 我们利用声波测井的范围是有限的, 主要是指在井壁上的滑行波探测范围。利用声波进行侧击工作, 它的原理就是通过记录声音穿过岩石的声速, 在岩石中衰减的规律来判断岩石的性质以及对井壁附近的岩层的性质。声波测井是一种抽象的表述, 根据声波的特性和原理, 我们常常会采用不同的声波测井技术, 比较常见的有以下三种。

1.1 声波速度测井

顾名思义, 这种测井技术的原理主要以声波的速度为依据, 也就是在不同的岩层中, 声波的传播速度是有着差距的, 通过对速度的分析, 可以了解到井剖面岩石的性质以及在岩层中的孔隙度。这种测井方法需要相互比较参照进行, 也就是根据在一定的间距中, 声波不同的传播速度来分析岩石的性质。在油田中, 进行声波测井最基本的就是要判断油井中的水油分布和岩层的状态。在油井中, 岩层的空隙中会充填油或者水, 这些填充在空隙中的油或者水会对声波的传播速度产生影响, 由于水的声波传递速度要高于油的传播速度, 所以, 声波在填充的是水的岩层中要比填充油的岩层要快, 这样我们就能大致的区分油井中的水油分布情况。

1.2 声波幅度测井

声波幅度测井的依据是声脉冲频, 它常用在固井检测以及检查套管胶结的情况。进行声波的信号幅度检测, 我们一般将声脉冲频调整到20Hz。声波幅度的体现, 往往以声波能量为依据, 当声波在岩层中传播时, 能量会随着传播的延续以及声波必须经受的内摩擦而不断递减。声幅测井的用途决定了我们在进行检测时一般是在套管中进行, 声波必须通过套管来进行传播, 而套管的材质、套管的厚度以及套管外的介质包括水或者泥浆等, 都会影响声波的传播, 所以采用此种方法检测, 必须重视套管的声波传播特性。因为波的能量与振幅的平方成正比, 声波幅度测井就是要观测与声波能量传递岩层时声能损失的程度。

1.3 声波全波列测井

无论我们是采用速度还是幅度的声波检测方法, 所观察和重视的声波信息都是片面的, 一些续至波的信息完全被忽视。为了更为精准和细致的检测, 综合各种声波检测方式的特点出现了全波测井技术。全波测井, 就是对体波和面波进行双重的检测, 通过声波的速度, 幅度来测量与记录, 目前声波全波列测井一般采用三种记录方式:1、全波调辉变密度测井2、全波调宽变密度测井3、全波扫描变密度测井。

2 声波测井技术在油田固井中的应用

油田固井是一项重要的基础工作, 它关系到油井后期的工作状况以及安全性能, 声波测井在油田固井工作中, 主要体现为一种质量检测控制的功用。利用声波检测, 我们能够发现在整个油井水力封隔系统的能力和性能, 是否能够避免窜槽现象的发生。

上文我们已经分析了声波测井的三种常见方法, 在油田固井的检测工作中, 如果采用声幅测井的方法, 其最终的检测结果并不能全面的反应固井的情况。这是因为声幅测井只能对一界面的胶结情况进行反应, 无法反应出二界面的胶结情况, 这样整个固井的水泥胶结情况是无法得到全面反应的。为了避免这种弊端, 我们采用声波密度的检测方法来进行固井检测, 它能够更加全面的反应固井的水泥胶结状况。

2.1 波形记录方式

采用声波密度测井, 我们就必须用到相关的仪器, 本文中就是声波变密度测井仪 (CBL/VDL) 为例, 这个仪器的工作原理就是单发双收, 采集套管波幅度 (C B L) 测井和全波列并以变密度图形显示 (V D L) 测井。利用C B L我们可以检测出套管与水泥环之间的胶结状况, 利用V D L我们可以对水泥环和地层之间的胶结情况进行评价。这样就做到了对第一界面与第二界面全面的检测。通过这种方法进行检测, 是以声波密度图的方式呈现出来, 对于波形的记录采用调辉记录的方式, 也就是以颜色的变化来反映声波能量的变化。当声波信号越强时, 颜色就越深, 反之, 声波能量较弱, 颜色也就越强。

2.2 波形特征与胶结关系判断

在套管井中进行固井检测, 需要考察的层面很多, 包括套管自身、套管与水泥环之间、地层与水泥环之间各自的胶结情况。不同的波形变化, 会反应出这些层面之间不同的胶结情况。第一, 自由套管的检测。在整个系统中, 套管是不需要与地层胶结的, 也就是套管与地层之间没有过多的声波传递介质, 这样我们在进行声波检测时候, 所反映出来的波形特征就是套管中声波很强, 但是只有少部分声能能够耦合到地层中, 也就是密度图上反应套管声波是近乎平行的直线。

第二, 全面胶结状态。全面胶结状态是我们固井检测最为理想的状态, 要达到这个标准, 套管、水泥环、地层之间必须都有良好的胶结, 在这种状态下, 声波才能传入地层, 地层波才能在密度上清晰的出现。这种状态的密度图反映就是当套管中的声波逐渐减弱消失时, 地层中的声波开始清晰的出现, 这是声波正常的延展状态。

第三, 不全面胶结。不全面的胶结, 就意味着在水泥环、套管、地层之间必然有某一个或者两个界面上出现了部分胶结的情况。这种情况较为复杂, 它一般又包含三种具体的情形, 一界面完全胶结、两界面部分胶结、一界面未胶结。由于声音的耦合在套管与水泥之间要胜于水泥和地层之间的强度, 所以当之有一面胶结时, 我们在密度图上可以看到, 套管波和地层波是微弱的, 整个声能在水泥环中已经大部分被消耗了。两界面都部分胶结, 意味着声波在三个介质中是能传播, 但是声能的传递效果是受到影响的, 也就是在密度图上我们只能看到不明显的地层波和套管波, 在传递到套管波时, 整个密度图颜色较浅, 因为此时还没有出现地层波的叠加, 但是当传递到地层波是, 密度图的颜色就会加深, 因为这是有残余套管波的叠加。当套管与水泥环没有胶结时, 声波的传递类似于自由套管, 也就是我们只能看到套管幅度微弱的变化。

综上, 我们分析了声波测井的基本原理, 对声波密度测井仪作用在油田固井工作中的方式进行了简要的介绍, 从当前的发展趋势看, 声波检测在我国的油田矿井工作中, 将会继续发挥重要的作用。

参考文献

[1]A, 蒂穆尔主编, 章兆淇, 尚作源, 冯启宁译, 声波测井[M]石油工业出版社, 2005, 12[1]A, 蒂穆尔主编, 章兆淇, 尚作源, 冯启宁译, 声波测井[M]石油工业出版社, 2005, 12

[2]尉中良, 邹长春, 地球物理测井[M]地质出版社, 2005, 08[2]尉中良, 邹长春, 地球物理测井[M]地质出版社, 2005, 08

[3]楚泽涵, 声波测井原理[M]石油工业出版社, 2007, 04[3]楚泽涵, 声波测井原理[M]石油工业出版社, 2007, 04

[4]刘康和, 浅析声波测井中的几个问题[J]人民长江, 2005, 26 (8) [4]刘康和, 浅析声波测井中的几个问题[J]人民长江, 2005, 26 (8)

油田固井技术 篇6

为了提高固井质量, 防止固井后油气水窜, 国内外进行了大量研究和试验, 已研究出多种型式的固井振动装置。按其安放位置分有地面的、井口套管上的、井底套管上方的和非固定式振动波发生器。按作用原理分有机械式、磁致伸缩式等。大体可以分为三种:

(1) 顶部水泥浆脉冲振动固井技术;

(2) 底部水力脉冲振动固井技术;

(3) 非固定式固井振动技术[1]。

2 变频式固井水泥浆振动器工作原理:

固井水泥浆振动器由井下振动器和地面变频电源控制系统两部分组成, 二者通过测井电缆连接。地面变频电源控制系统采用380V/50Hz动力电源, 工作时, 由该系统变频变压后给井下振动器供电。振动器在套管井中产生100Hz~160Hz的机械振动波, 经过泥浆-套管传递到管外水泥浆, 在波的振动下, 对水泥浆进行振动“捣实”, 水泥浆中的气泡被排出, 从而可以增加水泥浆的密实度, 增强固井水泥环的强度, 达到改善固井质量的目的。

设备的技术指标如表1所示。

3 试验方法

结合江苏油田固井施工情况, 在固井作业结束, 及时采用电缆快速下井, 点振动和连续振动结合的方法, 在水泥浆稠化时间允许的情况下快速实施振动作业。

试验作业程序步骤:

(1) 固井前提前做好施工设计, 明确目标和任务, 为施工缩短时间。

(2) 固井时做好仪器刻度和检查, 并做好下井准备。

(3) 接井口后及时下井, 在安全条件下快速下到目的层段底部。

(4) 启动地面变频电源控制系统;设置振动频率。

(5) 启动井下振动器;按照设计的振动时间完成振动。

(6) 关闭井下振动器, 上提电缆到下一个振点深度。

(7) 重复步骤 (5) 和 (6) , 直至完成点振作业。

(8) 对于连续振动井段, 采用慢速 (一般采用1m/min) 上提电缆, 启动振动器连续振动。

(9) 在水泥浆稠化时间允许的条件下完成全部振动作业任务;结束振动。

(10) 提出井下仪器, 结束施工。

(11) 参考固井质量检测图对振动结果进行分析。

4 试验结果分析

根据固井质量图来检验和分析振动效果。试验井采用的固井检测技术均是扇区水泥胶结测井仪, 测井成果包括声幅、声波变密度和扇区水泥胶结成像。

第一界面:用声幅测井、能量、扇区声波成像测井来评价

第二界面:主要用声波变密度测井来评价

通过现场试验, 五口井的固井均达到优质, 现仅对Z11-9井进行具体分析:

该井于2013年8月7日振动施工, 振动井段1955-2440m, 点振8个点, 连续振动2段累计37m。

从声幅-变密度测井和扇区水泥胶结测井结果看, 本井1240-1923m大部分井段声幅低值, 声波变密度无套管波信号, 少部分井段套管波信号弱, 地层波信号较强-强, 扇区声成像图色深均匀 (局部色较淡) , 反映一界面和二界面固井质量以胶结良好为主, 局部为中等。

1923-2523m出现胶结好、中、差交互, 但是胶结好的累计厚度明显大于胶结中等和差的累计厚度。胶结好的井段, 声幅值小于5mv, 声波变密度无套管波信号, 地层波信号强, 扇区声成像图色深均匀;胶结中等的井段, 声幅值小于10mv, 声波变密度套管波信号较弱-较强, 地层波信号较强-较弱, 声成像图色较淡, 周向不均匀;胶结较差的井段, 声幅值大于10mv, 声波变密度套管波信号较强-强, 地层波信号较弱-无, 声成像图色淡-白色, 周向不均匀。

2424m振点位于37号层 (水淹层) 和38号层 (油水同层) 之间, 振动后水泥胶结情况变好, 表现在声幅低值, 地层波信号增强, 第一、第二界面胶结质量提高, 对提高产层间的封隔防窜具有重要意义。2440m振点位于39号层 (水层) 的下部, 也具有相同的结果。充分说明振动作业对提高该段水泥环的胶结强度具有较大的帮助。

5 几点认识

(1) 5口井的现场试验表明, 固井水泥浆振动作业对管外水泥浆具有“捣实”作用, 对增加水泥浆的密实度、提高固井质量具有较好的作用, 通过与固井质量图进行对比分析, 见到了较好的应用效果。

(2) 资料表明, 点振动的效果好于连续振动。一般情况下, 应首先选择点振动作业方式。

(3) 振点深度选择比较分散对振动的效果也有影响。建议振点选择应相对集中在某一目的井段, 间隔5m左右, 每点振时4-5min为宜。

(4) 固井振动作业无法克服地层产液造成的“混浆”影响。面对这样的层段, 振动效果不明显。

参考文献

油田固井技术 篇7

自近年来, 大庆油田为了落实安全生产。由于所受地质条件的影响, 总体来讲实行油田固井工艺比其他油田的难度要大。在固井过程中经常出现的“窜气”现象严重。对于固井过程中的后期工作有一定的影响。由此也可以进一步看出来, 对于大庆油田来说, 对提高本油田的固井施工工艺, 保证油田安全是一项非常重要的工作。

1 地理及地质条件的先天不足

大庆油田由于所处地理环境中的土壤密度和粘度都比一般地区的高, 随着油井开采过程中的深度的增加, 地质的密度也随着深度而逐步的增长, 在本油田的固井施工时候, 当井下气温超过温度临界点时, 水泥浆会形成水泥石, 如果温度进一步升高, 水泥浆的强度与硬度也会进一步地降低, 从而不能起到固井的效果, 达不到对油田固井安全施工与生产的安全与有效的保障。

2 单级双封固井技术工艺在大庆油田中的应用

大庆油田的深层是天然气的储层, 由于主要是由基岩经过风化作用所产生的壳、断陷内部的主要构成成分砂砾岩、火山岩等组成的, 导致了原油在储层的空间空隙与和裂缝都比一般地区的空间大。

在油田比较深的油层, 地层孔隙之间的压强都在0.9兆帕~1.2兆帕之间, 井底的温度有时候能够高达200℃以上。再加上大庆油田地表层的火山岩由于本身的物理性质, 导致都比较脆弱, 井壁不够牢固, 发生脱落与掉块现象比较常见, 给施工工作带来了巨大的难度与考验。油田的井深都在四千米左右, 在固井工艺中, 三层套管的运行体系, 以密度为1.15~1.25克每立方厘米的有机硅为钻井液体系, 且技术套管下深约为三千米左右。大庆油田的固井技术难以提高还表现为在其作业过程中采用了尾管进行悬挂的固井方式与方法, 悬挂尾管的斜角一般都大于80度, 并且水平段相对较长, 给提升固井施工工艺带来了很大的难度, 为了解决这一难题在石油生产中采用了单级双封固井技术。单级双封固井技术工艺是大庆油田固井施工技术中的关键技术工艺, 与一般油田固井中使用的常规的双级与多级固井技术作对比不难发现:采用单极双封固井技术具有使得恭敬效果更为明显和突出的特点, 也具有较大的经济优势。与常规的固井技术相比较不难发现, 在结构上单极双封固井技术中省去了个分级箍, 有效的缩短了工艺完成时间, 节省了不低于小时左右的施工程序时间;通过交叉进行施工与作业, 最有效的时间综合利用, 比如无钻机的时间进行油井的侯凝;通过单级双封固井技术还能够进一步达到节省时间的目的, 以便在施工过程中进一步强化对固井质量的监督、管理与检测。

3 单级双封固井技术工艺的施工要求

大庆油田单级双封固井施工技术存在一定的障碍与难度, 这主要是取决于大庆油田自身的环境条件限制以及单级双封固井施工工艺的技术要求。

3.1 技术条件的限制

固井工艺受到大庆油田的技术与油田所处的地理条件的约束。大庆油田的油气存储位置比较深层的状况下, 储藏的油气在勘测与开采过程中受地质横向连通性比较差和地质构造上的非均匀物质构成的影响, 容易在施工过程中发生劈裂现象, 产生较大的压力变化, 经详细勘测, 大庆油田的矿井的地质压力系数一般集中在在1.5兆帕~2.0兆帕之间的油气存储层, 在施工过程中由于巨大的压力, 还有可能伴有钻井液漏失的可能, 大庆油田比较深的存储层是天然气为主, 油田产生的气流是以天然气和二氧化碳作为主要构成成分, 其中二氧化碳腐蚀气体含量最高可达90%, 对套管及水泥有较强的腐蚀性。根据大庆油田的测井资料显示, 油田的地温梯度在每往井下发掘每一百米可以升高3.4到4摄氏度, 井底最高温度有时可以达到200摄氏度以上, 但是固井水泥浆的上下温差一般都要控制在60到85摄氏度之间, 因而对水泥浆具有较高的要求, 但是高温对固井工艺造成了一个很难克服的问题。井径扩大率比较高, 是另外一个障碍。当前, 大庆油田的井段平均井径达250.81mm, 井径扩大率为16.17%, 在施工过程中, 收到的压力比较大, 顶替排量受到限制, 在水泥浆环空返速为1.1m/s~1.2m/s的情况下, 注水泥量不容易受控, 在洗出水泥浆的时候, 可能造成一定的污染。另外, 在大庆油田深井作业中, 井口深在4000m左右, 水泥浆的密度为1.9克每立方厘米, 每级封固井段在1.7到2.3千米, 所以产生的压力也是非常的大, 即便是采用重浆顶替技术, 压力也可能达到20兆帕。

3.2 应用技术条件的限制

受环境条件比较恶劣的影响, 油田在施工过程中采用单级双封固井技术的技术、参数等各方面的要求较一般固井工艺较为严格。在笔者所在的大庆油田施工过程中, 运用单级双封固井技术具有很大的技术与人员优势, 主要是由于单级双封技术本身所具有的各种特点所决定的。单级双封固井技术是对不相邻的两个断面进行同一时间实施封固, 当技术层管套需要对两个层段进行有效的封固的时候, 实现中间液的分别注入。一方面, 单级双封固井技术一般运用于定向井或者直井进行作业, 对其技术套管以及油层套管进行固井作业的操作, 但是, 单级双封固井技术一般不运用于高温、高压或者压力比较敏感的井。另一方面, 单级双封固井施工中在进行作业的时候, 需要提前准备进行作业所需的各种附件。

4 取得的成效

大庆油田的固井技术通过研究的学者与实践者长期的摄入研究和详细勘察, 在利用单级双封固井工艺进行油田的固井施工过程中取得了可喜的成绩, 单级双封固井施工工艺在油田固井施工过程中的得到十分广泛的运用, 在垂直井中对该工艺进行充分的应用能够有效的保障固井工作的质量, 节省工作所需要的时间, 提高油田施工的固井的安全程度与固井技术的效率。

在大庆油田的固井施工过程中, 单级双封固井技术的具体设计思路与施工流程如下:注入冲洗液 (将前置水泥浆发挥到上层的套管, 保障有足够的前置水泥浆能够返回到预设的位置, 然后对整个裸眼环空进行冲洗, 注入隔离液进行前置水泥浆的封固) —释放底塞 (保障水泥浆注入之后还能有效的释放底塞, 然后投入底塞, 注入前置水泥浆。) —进行前置水泥浆的注入 (根据工程的需要和井内的压力状况和环空精液柱压力等的实际情况和数据, 注入与该密度相符合的水泥浆, 能够在固井过程中进一步较好的满足固井工程的各方面的需要。) —注入中间液—后置水泥浆注入—进行候凝。

按照大庆油田的具体实际情况与所得主要数据进行充分分析, 油田固井工艺中采用单级双封固井技术的某油田的横向井距为15米, 纵向为17米, 339.7毫米表层套管的下深在2.5千米, 大多数井的造斜点在2.8到3千米之间。在钻井深3.9千米, 244.5分米油层套管的下深为4千米, 泥浆密度1.22, 黏度58mP·s, 油顶深度3.7千米。因此技术上封固要求为:前置水泥浆封固339.7mm套管鞋以上100m至该套管鞋以下200米;后置水泥浆返高至3.5千米。

由以上论述可以看出, 在大庆油田的石油、天然气的开采过程中, 采用单级双封工压、小排量、长时间的洗井方式, 有效控制洗井排量。

抽油机井热洗设计经验公式:

式中:

C—热载体比热J/ (Kg, 0C) :

Q—热载体总用量Kg:

—进出口温差0 C (一般取

W—结蜡量Kg

K—经验常数 (空心杆取26151, 油套环形空间取34868)

如果抽油机井结蜡点按1000米计算, 油管体积3.019m3/1000m, 地下原油密度0.68T天, 清防蜡效果明显, 排水周期较短, 影响油井产量幅度小。

2) 对含水30%~50%的油井, 采取950C热水, 低泵压、小排量、长时间的节流洗井方式。这样由于每次的使用洗液量小, 有时还缩短了清洗的周期, 所以不一定能达到原定的清洗蜡的目的, 所以在采用清洗的过程中, 也要注重防蜡工作。

3) 对低产低能井 (产量小于5 t, 含水低于30%) 一般采取40天撬装热洗洗井8~10m3, 于加药防蜡相结合 (每旬加0.2m3清蜡剂) 。

4) 对产量较高的 (5~1 0 t含水低于30%) 的油井, 每月撬装、加药热洗8m3艺够有效的降低石油、天然气的开采成本, 提高固井质量, 进一步降低安全问题发生的机率。

参考文献

[1]李东涛.冀东油田单级双封固井工艺的应用[J].中国科技博览, 2011, (6)

[2]钟福海, 李合龙, 韩俊杰.大张坨地下储气库注采井固井实践[J].石油钻采工艺, 2000, (6)

油田固井技术 篇8

免钻分级固井是当前解决低压易漏井固井的重要手段, 免钻分级固井技术首次在大港油田应用, 免去了钻塞过程, 并且能够实现连续一级注水泥和二级注水泥, 极大地简化了施工工序, 节约了时间和成本, 高质量的固井也为后续的采油作业提供了保障。本文从工具设计和施工工艺原理的角度介绍了该工艺在大港油田的首次应用情况, 为其以后的大规模应用起到了推动和参考作用。

1 免钻分级固井工艺简介

1.1 配套工具结构原理

此次应用的免钻分级固井工具外径为Φ139.7mm (5 1/2英寸) 。配套工具主要由分级注水泥器、扰性塞、重力塞、关闭塞、球座、套管外封隔器、浮箍和浮鞋组成。

其核心部件分级注水泥器的结构见图1。

1-关闭桶;2-注水泥孔;3-重力塞坐;4-扰性塞坐;5-壳体;6-空心桥塞

1.2 工艺原理

按照设计, 双级固井, 注完第一级水泥后, 释放挠性塞, 顶替泥浆, 当挠性塞到达分级固井内部的空心胶塞处碰压, 加压剪断销钉, 挠性塞和空心胶塞一起下行到碰压座碰压后。释放井口压力, 并投入重力塞, 当重力塞靠自由落体坐入打开塞座后开泵加压, 剪断打开塞座上的销钉, 打开塞座下行, 打开循环孔建立循环, 循环出分级注水泥器以上多余的水泥浆。

注完第二级水泥后, 释放关闭塞, 顶替泥浆, 当关闭塞下落到分级注水泥器的关闭塞座后, 井口憋压, 剪断关闭塞座上的剪钉, 关闭套和内部附件一起下行, 当关闭套上的挡块到达本体的凹槽内, 关闭套关闭循环孔。同时内部附件与关闭套脱开, 并在自重的作用下下行落到井底, 达到其脱落的目的。

1.3 性能特点

(1) 采用内关闭结构;

(2) 打开、关闭动作均不存在小腔液体压缩问题;

(3) 上下滑套能落到井底, 内部附件不用钻除, 省工省时;

(4) 分级固井内部增加了空心胶塞, 保证了顶替效率, 使套管内壁清洁, 可以有效的防止在一级固井完后留水泥塞;

(5) 关闭套上采用了限位机构, 打开循环孔后才能实现分级固井的关闭动作;

(6) 关闭套到达关闭位置后, 内部附件才能下落;

(7) 在胶塞上面加上特制的压塞液, 能够保证内部附件全部脱落下行到位。

2 现场实施

免钻分级固井工艺在西8-8-6井的应用中, 井深1548m, 最大井斜27.96度, 分级注水泥器位置1161m, 采用免钻分级固井技术, 避免了由于钻塞带来的各种问题, 充分体现了其操作简便, 工作可靠的特性, 在整个施工过程中工具性能可靠, 各级压力显示明显。该技术为提高固井质量、缩短施工周期、降低固井成本起到了积极的推动作用。施工后套管内通径一致, 为后续施工的顺利进行提供了先决条件[3]。

2.1 入井管串组合

根据固井设计排列好套管串结构:5 1/2in浮鞋 (0.42m) +5 1/2in短套 (2.92m) +5 1/2in浮箍 (0.22m) +51/2in套管 (11.11m) +51/2in球座 (0.22m) +51/2in套管串+51/2in封隔器 (3.18m) +5 1/2in套管 (11.13m) +51/2in分级注水泥器 (1.14m) +51/2in套管串 (至井口) 。

2.2 免钻分级固井工艺步骤

(1) 根据固井设计下入固井附件、套管外封隔器、分级固井及套管。

(2) 下完套管接水泥头及固井管线, 将水扰性塞装在水泥头内。

(3) 循环好后按照固井设计要求进行第一级注水泥作业。

(4) 注入专用压塞液300升, 压挠性塞、替泥浆、碰压;继续加压剪断销钉, 挠性塞和空心胶塞下行, 至碰压座处碰压。

(5) 膨胀封隔器。继续憋压17~20MPa, 稳压5~10min, 如果压力回落, 及时补压。

(6) 停泵, 从井口释放压力, 投重力打开塞, 将关闭塞装在水泥头内。

(7) 当预计重力塞座于分级注水泥器打开塞座后, 用水泥车开泵憋压, 打开分级注水泥器循环孔。

(8) 循环。

(9) 按固井设计要求进行第二级注水泥作业。

(10) 压关闭塞, 注专用压塞液300升, 替泥浆, 碰压。表压应为最终循环压力+附加压力。附加压力应≥分级注水泥器关闭压力。注意:在条件允许的情况下尽量提高关闭附加压力, 以利于双级箍关闭。

(11) 停泵, 从井口释放压力, 检验关闭套关闭效果。重新开泵, 加压关闭压力至25MPa以上, 井口泄压, 再打压至25MPa两次, 每次稳压5min, 确保内部附件的顺利下落。

(12) 卸管汇, 固井施工结束。

3 时效和效益分析

西8-8-6井的时效分析结果如表1。

效益分析:

(1) 免钻分级固井作业后套管内不会残留水泥塞段, 由此可省掉一级注水泥候凝、接小钻杆、下钻和钻水泥塞等完井工序, 从而大大缩短完井时间28h, 大幅降低固井材料成本约2万元, 效益显著。 (2) 该技术可以大幅提高油井的生产寿命, 同时减少生产后期产生的修井费用。 (3) 采用免钻分级固井技术, 除降低固井、修井费用外, 缩短投产周期所增加的产量也是该技术的主要经济来源。

4 结语

(1) 双级固井方式能有效地降低注水泥时环空液注压力, 防止低压井的漏失。 (2) 通过现场应用表明, 免钻式分级固井技术适合我们现场的工况, 性能可靠, 操作方便, 施工成功率100%。 (3) 免钻式分级固井时间和经济效益显著, 在以后类似井固井中可以推广应用提供参考。

摘要：固井是钻完井过程中的重要作业, 随着油田的逐步开发, 地下地层情况越来越复杂, 在高压下地层变得非常容易漏失, 给固井作业带来了极大的困难和挑战。目前的常规分级固井工艺还存在很多不足, 免钻分级固井是能解决该困难的比较前沿的一项固井工艺技术, 该工艺免去了注水泥后的钻塞流程, 缩短了工程周期, 降低了施工成本。在固井质量方面, 一级注水泥后涨封隔器, 保证二级注水泥的封固质量。同时该技术延长了油井的开采寿命, 对提高其综合开采价值效果显著。免钻分级固井技术首次在大港油田现场应用情况良好, 为以后的现场应用提供参考, 前景广阔。

关键词：免钻,分级固井,应用

参考文献

[1]柳文杨.免钻式分级固井在滴南7井的应用[J].西部探矿工程, 2013, 3:83~84.

[2]张明华.低压易漏失井双级固井技术探讨[J].石油天然气学报, 2013, 35 (8) :103~106.