长水平段水平井固井技术探讨.pdf

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江汉石油职工大学学报2014年01月JournalofJianghanPetroleumUniversityofStaffandWorkers第27卷第1期长水平段水平井固井技术探讨刘华祺(长江大学石油工程学院，湖北武汉430100)[摘要]长水平段水平井固井作业技术要求高，作业风险大。保障长水平段水平井固井质量，必须全面考虑实施作业中各种技术困难，从井眼轨迹校验、模拟通井、套管安全下入、入井套管居中保障、固井前的井壁清洗、泥浆优选等方面充分做好准备工作，保障固井质量。[关键词]长水平段水平井；固井技术；套管居中；井壁清洗；泥浆优选[中图分类号]TE256[文献标识码]A[文章编号]1O09—301x(2014)01一O036—03水平井钻井技术是高效开发低渗薄层油(气)藏的最水泥浆凝固后会出现体积收缩现象，致使水泥石与井壁和佳技术手段。随着江汉油田勘探开发力度的进一步加套管壁形成间隙，从而影响第一、二胶结面固井质量。大，近两年开始逐步开展低孔、低渗岩性油(气)藏水平井5)水泥石脆性影响油气开发。常规水泥石最大特点开发的试验性研究，为了提高单井产能，扩大油层的泄油是脆性大，射孔冲击会使水泥石产生裂缝，将底水与油气面积，增加了水平段在油层中的穿行长度，加大了固井的层沟通，油气生产过程可能会出现底水锥进现象，从而影难度。因此，系统分析影响水平井固井质量的各种因素，响油气正常生产。研究和探讨长水平段水平井固井技术，对于提高水平井2水平井固井技术问题探讨固井质量有着十分重要的意义。2．1水平井套管安全下入问题1影响水平井固井质量的因素和难点套管安全下入是长水平段水平井一个最主要的问1)套管下入困难。由于水平段长，造斜率高，在大斜题。目前，国内、外各研究单位及院校有关此方面的研究度井段和水平井段套管对井壁的侧压力很大，从而大大很多，考虑也比较全面。综合来说，影响套管安全下人的增加了下套管摩擦阻力，使套管很难顺利下至预定位置，主要因素有：尤其是较浅的水平井更为突出。1)井身结构设计。井眼轨迹、地层特性、复杂地层封2)水泥浆顶替效率低。套管受自重作用会使水平段固、井眼控制的难易程度、井眼和套管尺寸配合等；上下环空间隙不一样，这样相应增大高边宽环空间隙临界2)套管柱设计。设计的套管允许下人的最小曲率半紊流顶替排量，施工时出现层流顶替现象；低边窄环空间径能否满足井眼的曲率，套管柱强度、安全系数等；隙中岩屑与虚泥饼含量高，相应增大循环摩阻。因此在斜3)实钻井眼控制及规则程度(大狗腿角、糖葫芦井眼)；井段和水平段套管居中降低，直接影响水泥浆顶替效率。4)下套管的摩擦阻力计算；3)泥浆中混有原油或油基泥浆影响水泥胶结质量。5)井眼干净程度、钻井液携沙能力、井壁的稳定性等。在造斜和水平段钻进时，为了提高泥浆润滑性，泥浆中混2．1．1井眼准备入1O9／6左右原油，这样在井壁和套管壁形成油膜，由于1)下套管前，认真进行通井和模拟通井，净化井眼和原油的疏水性，水泥浆凝固后在第一、二胶结面形成微环钻井液，保持良好的泥浆性能；隙，从而影响水泥石与井壁和套管壁的界面胶结质量。2)通井下钻过程中分段大排量循环，循环过程中要油基泥浆的使用使这一问题显得更加突出。活动管柱，结合短起下钻破环岩屑修整井壁，使井眼更规4)水泥浆性能影响固井质量。水平井固井时对水泥则，以振动筛面无砂子为原则；浆性能要求最为苛刻。水泥浆稳定性差或析水量大，水泥3)起钻前调整好钻井液性能，在斜井段和水平段注颗粒会出现沉降现象，致使斜井段或水平段高边形成水入润滑泥浆；带，影响水泥石与井壁胶结质量；水平段井眼轨迹在凝析4)严禁固井前钻井液密度低于完钻钻井液密度，控油气层中，候凝时油气窜入水泥浆影响水泥石结构；常规制油气上窜速度小于15m／h；[收稿日期]2013-11—1O[作者简介]刘华祺(1991一)，男，长江大学石油工程学院石油工程专业(本科)在读。 刘华祺．长水平段水平井固井技术探讨375)下套管时加密灌浆频率，禁止长时间禁止；度低的液体，如清水，尽量提高环空钻井液与套管内该段6)下完套管后，以不小于正常钻进时环空返速的排流体的密度差，增加其浮力，从而降低摩阻。量至少洗井两周，钻井液性能达到固井施工要求，在8h2．1．5套管加压装置的使用内必须进行注水泥施工作业。使用套管加压装置，通过套管顶部加压，为套管下2．1．2套管安全下人校核行提供额外的驱动力。全角变化率很大的井眼内，套管能否顺利通过首先2．2提高套管居中度技术方法取决于套管管体允许的弯曲半径应小于井眼实际的弯套管居中是提高固井质量的前提和基本措施之一，曲半径。水泥浆最佳顶替流态为紊流，研究表明水泥浆在同心环钻井中套管管体允许的半径为：空中的顶替是非常均匀的，而套管偏心是注水泥时钻井R一／K)K1K2／2ooy,液窜槽的主要原因，偏心环形空间液体的流速、流量及流式中：R一允许的套管弯曲半径(cm)；E一钢材弹性态在不同间隙处将发生变化，而临界紊流排量随套管偏模量(206×10kPa)；D一套管的外径(cm)；Yp一钢材的心度增加而增大，当套管居中度由100下降至67屈服极限(kPa)；K1一抗弯安全系数(推荐K一1．8)；K2和5O时，套管环空紊流顶替排量分别增加1倍和3一螺纹连接处的安全系数(推荐Kz一3)。倍。大量实验证明，保证环空钻井液被有效顶替，套管居井眼弯曲半径：中度应等于或大于67。当小于679／6时，钻井液驱替Ro==5730／Ko难度会大大增加。道威尔一斯伦贝谢公司提出，套管居式中：R一井眼曲率半径，(m)；Ko一井眼曲率，中度大于7O，套管与井眼间隙25．4mm~37．1iilin(。／lOOmm)。顶替效率将会更高。因此为降低水泥浆紊流顶替临界排当套管允许曲率半径R小于井眼的曲率半径即能量，提高水泥浆顶替效率，需提高套管居中度。下入井内。2．2．1扶正器安放2．1．3摩阻校核套管扶正器是提高套管居中度的唯一可靠方法，通当套管下行的驱动力大于套管对井壁的摩擦力时，过软件进行模拟计算，确定扶正器的下入位置。长水平套管才能顺利下人。段水平井要求扶正器有足够的支撑力和一定的弹性形变1)摩擦力的确定。通井钻具对井壁的摩擦力F等于能力。目前在长水平段水平井使用的扶正器主要有整体管柱对井壁的法向合力P乘以摩阻系数，即：F=：=P。式双弓弹性扶正器和刚性树脂旋流扶正器(见图1，2)。浮重的法向分力：P一0．001LQB式中：P一为水平井段浮重的法向分力(kN)；L一为水平井段在水平面上的投影长度(m)；Q一为钻具单位质量(N／m)；B一为浮力系数。2)模拟计算。运用模拟软件对下套管进行模拟计图1双弓弹-陛扶正器算，确保套管顺利下入。目前这方面的软件很多，我们主要运用的是兰德马克软件，但每口井的井下情况不同，应在软件模拟计算的基础上，根据单井情况进行具体分析。2．1．4漂浮下套管技术在长水平段水平井固井中，为保证套管的安全下入，国内、外目前采取较多的下套管辅助措施，主要是应用漂图2刚性树脂旋流扶正器浮下套管技术，来有效减少大斜度井段的摩擦阻力，以保2．2．2增加套管在井眼中的浮力效应证套管的安全下入。漂浮下套管技术主要体现在两方面：在大斜度和水平井段，套管在自重作用下往往靠近1)采用漂浮接箍，使下部管串在下套管过程中处于井壁下侧，因此，在替浆过程中，在大斜度和水平井段替漂浮状态，降低套管对井眼低边正压力，从而减小了下套入密度低的液体，如清水或者柴油作为替浆液，尽量提高管时的摩擦阻力。环空钻井液与套管内该段流体的密度差，增加其浮力，帮2)下套管灌浆过程中，在大斜度和水平井段灌入密助套管扶正居中，从而提高其顶替效应。 38江汉石油职工大学学报2．3固井前的井壁清洗较薄，在后续各种工况作业时易于导致其碎裂。因此，提在水平井钻井过程中，为了顺利钻达设计井深和顺高用于封固长水平段水平井固井水泥浆体系水泥石的利下套管，在钻井液中往往要加人原油，使固井前井壁和抗冲击韧性，有利于提高油气井在大斜度及水平井段的套管壁上粘附有一层油浆、油膜，它将导致水泥环界面胶封隔完整性和正常生产寿命。结性能较差。室内试验表明，这种情况下水泥石的界面5)具有一定的微膨胀特性。用微膨胀水泥浆体系封胶结强度近似为零，严重地影响固井质量及油田的勘探固长水平段水平井，有利于有效封隔地层，防止层间窜流。开发。因此，注水泥前必须采用合理的冲洗液，乳化、冲6)水泥浆具有防窜性能。由于井斜角大，在水泥浆洗、携带粘附在井下环空界面上的油浆、油膜，并改善井凝结过程中，容易形成较大的自由水和产生体系沉降，井壁、管壁的亲水性。眼高边易形成油气窜流的通道。因此，对水泥浆体系的目前，主要采用的方法是多层次驱替，以化学型驱防窜特性要求更高。油剂清洗井壁为主，通过增加冲洗液与井壁的接触时间，7)为防止顶替时水平段发生窜槽，一般要求水泥浆改变冲洗流态来达到提高冲洗效果的目的。具体方法初始稠度在15Pa左右。为：先导浆+高效驱油型冲洗液+隔离液+冲洗领浆，使2．5油气层压稳问题冲洗液与井壁的紊流接触时间达到10rnin以上。1)环空蹩压。根据水泥浆胶凝失重后的液柱压力与2．4固井水泥浆体系油气层地层压力计算环空蹩压压力，确保压稳油气层。固井水泥浆体系有以下主要技术要求：2)地层提承压。根据水泥浆液柱压力和环空蹩压压1)水泥浆的自由水(析水)为零。测定用于大位移水力计算环空当量密度，并进行提承压，确保固井施工不会平井固井水泥浆的自由水，应将配制水泥浆先在井下循环发生漏失。温度条件下预制后，再置于测试量筒中，并倾斜至实际井3)特殊套管附件。通过使用特殊套管附件(如封隔下井斜角或45。，测定其自由水量，严格控制到零。这样，器等)，封隔活跃地层，确保固井质量。可以有效的防止大位移水平井高边出现自由水带窜槽。3结论及建议2)具有良好的稳定性。要求水泥石上下密度差<0．03g／crn，否则在大斜度井段或水平井段的垂直剖面上1)长水平段水平井下套管作业困难，且风险大，实施易形成上稀下稠，井眼高边强度偏低，渗透性偏高的水泥作业前应做好充分的准备工作。封隔截面，易产生高渗透性封隔带窜槽。2)良好的井眼轨迹和固井前模拟通井是套管安全3)API失水≤50ml／30rain；在大位移水平井中，油下人的前提，应足够重视。气层裸眼段长，水泥浆与油层接触面积大，由于水泥浆失3)泥浆性能、泥饼质量对于下套管作业至关重要。水，不仅会加大油气层污染，而且会导致水泥浆变稠，流4)提高套管居中度和水泥浆顶替效率是提高固井动阻力增大，泵压异常。因此，应严格控制水泥浆失水，质量的前提和基本措施之一，应加强实验研究。要求水泥浆API失水量<50ml。[参考文献]4)水泥石具有一定的抗冲击韧性。水平井套管难[1]陈庭根，管志川．钻井工程理论与技术EM]．山东东于居中，往往存在偏向于井眼低边，则此时的低边水泥环营：中国石油大学出版社，2006．DiscussionofCementingTechnologyofLongHorizontalSectionWellL1UHua—qi(SchoolofPetroleumEngineering，YangtzeUniversity，Wuhan，Hubei，430100，China)Al~traet：Facinglargerisks，cementingoperationoflonghorizontalsectionwelldemandshigh-leveltechnology．Inordertoensurecementingquality，itisnecessarytotakeintofullconsiderationtechnologytroublesinthecementingoperationandgetfullreadyforitincheckingwelltrack，simulatingpigging，safelyrunningeasing，ensuringcasingcentralization，cleaningboreholewallbeforecementingandoptimizingslurry．Keywords：LongHorizonta1SectionWell；CementingTechnology；CasingCentralization；BoreholeWallCleaning；SlurryOptimization[责任编辑周显斌]