大位移井固井影响因素分析与技术对策

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1、大位移井固井影响因素分析与技术对策大位移井固井影响因素分析与技术对策［摘耍］同直井相比，大位移井固井难度增大。本文介绍了大位移井固井中的技术难点，分析了套管居中度、水泥浆体系、顶替效率等影响因素，提出提高套管居中度、实施低密度高强度水泥浆作业、优化钻井液性能、调整前置液结构以及提高顶替技术等措施，提高了大位移井的固井质量。［关键词］大位移井；固井技术;居屮度；顶替效率；对策中图分类号：TE25文献标识码：A文章编号:1009-914X（2014）27-0387-01前言大位移定向井具有较大的水平位移和井斜角，这对于套管的下入及保证固井质量提出了难题，大位移井一般指水平位移与垂深之比

2、大于或等于2、测深大于3000m或水平位移超过3000m的井。当水平位移与垂深之比超过3、测深大于3000m时，为高水垂比大位移井。与常规井相比，大位移井具有高难度、高投入、高风险的特点。在大位移井固井施工中普遍存在的问题主要有：井眼状况不佳、地层承压能力低、裸眼段长、套管下入困难、套管居中难、顶替效率不高以及油基钻井液影响水泥胶结强度等。笔者通过研究发现，提高套管居中度、优化水泥浆体系、提高顶替效率可以有效解决上述问题，从而提高固井质量。1固井技术难点（1）套管在拉力和自重的作用下，斜井段套管与井眼的上、下井壁发生长段面积的多处接触，造成环空严重偏心，使窄边钻井液不能有效的清除，

3、影响顶替效率及固井质量。（2）下套管的阻力较大，当井斜角＞55。时，管柱重要的80%作用于井眼下侧，如方位变化大，则情况更为严重，易阻卡套管。（3）在高边易形成集中的水带，导致水带窜槽，成为地层层间的流通通道。大位移定向井固井工艺技术国内于20世纪80年代末开始该项技术的研究。根据国内外各大油田对大位移井固井工艺的研究和实践，其技术措施包括以下方面：2套管下入摩阻分析套管下入摩阻分析关系到套管柱下入的安全和顺利，利用大位移井摩阻分析软件对井下井套管管柱的摩阻进行计算分析。如套管下入位置1700米时，理论计算28.7t,实际测得26t。乂分别检测10个点，相对误差均在4.0%以内。计

4、算分析表明，摩阻计算模式对大位移井套管下入时摩阻分析计算出的理论值与实测值和对误差较小，有较好的吻合度，满足大位移井套管下入的工程需要。3低密度高强度水泥浆4提高套管居中度研究显示，当套管居中度大于65%时，固井质量可以得到很好的保证；当居中度低于45%、钻井液顶替效率小于80%,固井质量就难以得到保证。为了在现场作业中提高套管居中度，合理地设计套管扶正器的数量显得至关重要。如**井套管尺寸9-5/8in,裸眼段长4272m,最大井斜/为83.34度，使用扶正器216个。现场固井作业中必须适吋使用扶正器，而且保证扶正器合理的加装数量，才能大幅度地提高套管居中度，从而保证固井作业顺利

5、进行。5提高顶替效率5.1优化钻井液性能调整钻井液性能和循环洗井是提高顶替效率必不可少的重要步骤。套管下到位后，以还空返速为01917〜1152ni/s的速度循环钻井液2周以上，减少钻井液的胶凝，扫除下套管时刮下的岩屑和软泥饼。同时优化钻井液性能，将和关性能参数控制如下：钻井液屈服值为7~12Pa；漏斗粘度为20〜30s；塑性粘度为20~30mPa#s；失水＜5ml；摩阻系数＜011；初/终切力为2/3Pa。尽量避免岩屑床和软泥饼的存在，保持井眼清洁，为良好顶替打下基础。5.2改进顶替技术不同的顶替流态下水泥浆和钻井液的接触吋间对顶替效率的影响，分别显示在层流和紊流状态下接触时间对

6、顶替效率的影响。可知宽间隙到达完全顶替所需的接触吋间最短，窄间隙所需的吋间最长；达到完全顶替吋，紊流顶替比层流顶替所需的接触吋间要短。所以，固井作业过程中，在保证施工安全的前提下，可适当加大泵压，，让顶替处于紊流状态，最大程度地提高顶替效率。5.3调整前置液结构绝大多数钻井液与水泥浆是不相容的，一口水泥浆与钻井液接触，钻井液将发生水泥侵污而产生粘稠的团状絮凝物质，从而使水泥浆形成的水泥石失去强度,影响固井质量。使用前置液的目的是为了提高钻井液的顶替效率和水泥环的界面胶结质量，因而前置液的使用必不可少。前置液按其功能可分为冲洗液和隔离液，冲洗液侧重于稀释钻井液，并冲洗井壁和套管壁；隔

7、离液侧重于隔离钻井液，防止钻井液和水泥浆相互接触。由于油基钻井液在海上钻井作业中使用Fl益频繁，如何提高油基钻井液顶替效率是冃前亟待解决的问题。现场作业表明，合理的前置液结构是提高油基钻井液顶替效率的主要因素。在顶替作业过程屮，基油经常被选放在最前面，用以稀释油基钻井液，接着使用高浓度的双效冲洗液（润湿反转型表面活性剂）冲刷井壁，将环空地层和套管的亲油性环境转换为亲水性环境，有悬浮能力的粘性隔离液将大部分的油基钻井液和井里的残余岩屑携带出来，使后续表面活性剂能更有效地