南海东部大位移井固井技术.pdf

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1、石油天然气学报(江汉石油学院学报)2013年10月第35卷第10期JournalofOilandGasTechnology(J．JpI)Oct．2013Vo1．35No．10南海东部大位移井固井技术康建平(中海油服油田化学事业部，广东~*lll518067)[摘要]以南海东部西江油田、惠州油田大位移井固井的成功作业为例，分析了大位移井固井的技术难点，并针对该区域大位移井的特点，优选出一套较为全面的大位移固井技术，包括采用偏心引鞋和漂浮接箍的漂浮下套管技术、低密高强防窜水泥浆体系，并顺利施工。最终提出了保证大位移井固井质量

2、的相关技术措施，现场取得了显著效果，形成了成熟的大位移井固井技术，对大位移井固井质量的提高有指导作用。[关键词]大位移井；固井；套管居中度；漂浮接箍；水泥浆；钻井液；西江油田[中图分类号]TE256[文献标志码]A[文章编号]1000—9752(2013)10—0108—04近年来，南海东部地区大位移井作业频繁。尤其是康菲一西江油田和CACT惠州油田等对外合作项目，康菲一西江24—3油田目前已完成对西江24—1区块开采的A-22ST2井、A-24ST2井、A-14ST2井3口大位移井及CACT惠州油田目前已完成HZ25—

3、4区块开采的3～8号6口大位移井，均采用油基钻井液钻进；固井时主要存在的问题有：地层承压能力低；封固段长，水泥浆量大。针对该区域大位移井的特点，中海油服优选出一套较为全面的大位移固井技术，确保固井施工的安全和固井质量的要求。1大位移固井难点1)大位移井的井眼清洁较困难，易形成岩屑床，且井壁不稳定。2)地层承压能力低。裸眼段长，XJ24—1区块中目的层地层压力当量密度为1．O0～1．49g／cm。，HZ25—4区块为1．o0～1．43g／cm。。各井均穿过断层，存在漏失风险。3)套管下入困难。上面提到的9口大位移井，水垂比

4、均大于2．9，下入管串长度最短2835m，最长4823m，套管下人风险高。4)套管居中难。通常情况下为了减少摩阻，便于套管下入，一般会控制套管扶正器数量以降低风险，使套管居中度无法保证。5)顶替效率不高。ECD(当量循环密度)的限制影响水泥浆的顶替速度，泵送排量偏低，环空流体很难达到紊流。而塞流顶替速度太慢，而且顶替量较大，施工安全无法保障。套管低边的泥浆、岩屑难以清除，容易形成窜槽。管串的摩阻大，在顶替过程中上下活动及旋转套管很难实现。由于体积庞大，用低密度液体顶替使套管漂浮的措施无法实现。6)自由水难控制。水泥浆在胶

5、结过程中析出自由水，自由水极易聚集在井眼上侧形成连续的水槽或水带，影响固井质量。7)油基钻井液影响水泥胶结强度。为保障井壁稳定、减少钻具摩阻及保护产层，该9口大位移井全部使用油基钻井液钻进。渗透性地层形成的油性泥饼胶结良好，不易被冲洗清除掉，造成水泥与地层的胶结强度降低；水泥浆与油基钻井液的相容性差，地层、泥饼的亲油性和少量的残留油基钻井液可导致水泥浆超缓凝甚至不凝固而失去封隔能力。8)水泥浆性能要求高，如密度、流变性能、自由水、失水、沉降稳定性、强度要求高；水泥浆的抗污染性要求高；水泥浆的稠化时间、井底循环温度难于确定

6、。9)设备要求高，固井质量的补救难度大。[收稿日期]2013—03一o7[作者简介]康建平(I976一)，男，2009年大学毕业，助理工程lJ雨，现主要从事海上固井技术管理及研究工作。第35卷第1O期康建平：南海东部大位移井固井技术2保证大位移井固井质量的技术要点2．1优选水泥浆配方为防止大位移井出现高边水带，保证水平段油层上部隔盖层的封固质量和施工安全，强化了水泥浆的性能控制，特别强调了近零自由水、低失水、直角稠化和紊流的高流动性能_2]。2．1．1水泥浆体系针对南海东部片区大位移井裸眼段长、斜度大、油水层多、易漏失的

7、特点，结合油基钻井液影响固井质量的主要因素，通过长期的室内水泥浆配方设计、外加剂体系的优选与改进和反复的研究性试验，成功优选出了一套适合该区域大位移井的低密高强水泥浆体系。低密高强水泥浆体系的基本配方以漂珠为减轻材料，辅以增强材料和多种外加剂配制而成，具有密度低、强度高的特点。体系以线性堆积模型和固体悬浮模型为基础，以紧密堆积技术为理论，提高了单位体积水泥浆中的固相含量，增强了水泥石的致密性；利用合理材料改善物料的表面性质，减少物料颗粒间的充填水和表面的润滑水，使水泥有良好的流变性，改善了水泥浆的整体性能。其基本组成及性

8、能见表1、2。表1低密高强水泥浆体系的基本组成—N6ooN~20069323时抗压强度10623时抗压强度混合水率造浆率游离液量!：!二：!!!!!!!!：二!!：：!1．551一／250149／82‘8／510．3414．650．621．260．0注：N600、3。。、N≠20。、N~i00、N≠6、。分别为六速旋