钻井固井新技术课件.ppt

1、钻井院特色固井技术钻井院特色固井技术胜利石油工程有限公司钻井工艺研究院二零一三年十二月目目 录录一、低密度水泥浆返井口保护套管固井技术二、塑性微膨胀水泥浆固井技术三、稠油热采井抗高温水泥浆固井技术四、膨胀悬挂器固完井技术 问题的提出问题的提出p 断层活动，营8断块有40%套损井p 泥岩吸水膨胀和蠕动，辛50断块35口井套损，其中25口井表现为套管缩径p 地应力集中导致p 出砂导致，永66断块34口套损井中出砂导致11口深度深度 H/m套损井数套损井数 n/口口比例比例/%05008929.550010004314.21000150010233.8150020004615.22000227.3东

2、辛套损深度及分布规律20072012年，东辛套损井302口，水泥浆返高以上（1500）为套损高发区，占77.5，套损类型以破漏为主，占67.5。由此可见，东辛油田浅部未固井段套管腐蚀严重。原因分析原因分析地质原因p 套管设计不合理p 腐蚀导致套管损坏p 作业施工对套管造成的硬伤害工程原因（一）低密度水泥浆返井口保护套管固井技术常规密度水泥浆会压漏地层；低密度水泥浆能有效减少漏失。漏失漏失常规密度1.9g/cm3低密度1.4g/cm3 目前3000m以上的井循环压耗都较高，因此在固井后期如何降低顶替压力，保证施工的安全性问题显得尤为重要。相对于常规固井技术，低密度固井技术可以降低固井施工过程中的

3、井底压力，避免固井压漏地层。（一）低密度水泥浆返井口保护套管固井技术 解决何种问题 低密度水泥浆泡沫低密度漂珠低密度实心低密度 技术简介（一）低密度水泥浆返井口保护套管固井技术低密度水泥浆固井示意图泡沫低密度水泥浆p 化学发气型；p 导热率：0.25-0.7W/M；p 密度（井底密度1.50-1.55 g/cm3）；p 适用井深在2500m以内。（一）低密度水泥浆返井口保护套管固井技术漂珠低密度水泥浆p 水泥浆密度1.30-1.50 g/cm3；p 48h抗压强度大于14MPa；p 适用井深可达4000m。漂珠水泥增强材料1增强材料22002年，在东辛营11更24井上实现了3400米一次封固；

4、2011年，在河口义80斜13井上实现了3495米一次封固；2012年，在东辛盐22-斜20、21、33等井实现了3900米一次封固。（一）低密度水泥浆返井口保护套管固井技术实心低密度水泥浆n液柱压力大于20MPa时，泡沫水泥浆、漂珠低密度水泥浆会出现泡沫被压缩、漂珠破裂或渗水现象，使浆体密度升高，易压漏地层；n实心低密度水泥体系不受井深限制，密度始终保持恒定，适用于高压力地层及井深超过4000m的井。p 水泥浆密度1.20-1.40g/cm3；p 48h抗压强度大于14MPa；实心减轻剂（一）低密度水泥浆返井口保护套管固井技术 应用情况u 截止到2013年底，共完成低密度施工2000余井次；

5、u 所有油水井在低密度保护段均未套损，有效延长了油水井使用寿命；u 有效解决易漏地层固井问题：如孤东垦东区块；u 有效解决新投产井套管保护问题：如东辛莱1、营11高矿化度水腐蚀、纯梁注水井。05010015020025030035040045020062007200820092010201120122013低密度固井施工统计85103129176214280380420时间/年井数/口（一）低密度水泥浆返井口保护套管固井技术存在多油水系统、多压力系统,压裂后窜槽严重,如永3断块、梁38区块、孤东油水夹层；老区常年注水开发，导致调整井井下压力体系紊乱，固井射孔后很快窜槽，如东辛调整井、河50区块

6、。问题的提出（二）塑性微膨胀水泥浆体系p弹性材料产生弹性形变，起到缓冲作用，提高水泥石抗冲击性能；p微膨胀材料具有微膨胀效果，抵消水泥浆凝固体积收缩，提高第二界面胶结质量；p塑性增韧材料增韧止裂作用，减少射孔压裂时水泥环的破坏；p该体系在胜利油田应用420余口井。塑性水泥塑性水泥常规水泥纤维抗裂膨胀率较普通水泥提高13%技术简介010203040506070809020062007200820092010201120122013塑性微膨胀水泥应用统计2634474351717580时间/年井数/口（二）塑性微膨胀水泥浆体系 抗压强度抗压强度Mpa(90Mpa(9021MPa21MPa12h)1

7、2h)1414 抗折强度抗折强度80800.1MPa0.1MPa48h48h比基浆增加比基浆增加10%10%抗冲击强度抗冲击强度80800.1MPa0.1MPa48h48h裂缝和破坏程度比裂缝和破坏程度比基浆小基浆小抗折强度实验结果普通水泥普通水泥塑性水泥塑性水泥普通水泥普通水泥塑性水泥塑性水泥塑性微膨胀水泥性能参数塑性微膨胀水泥性能参数射孔实验结果（二）塑性微膨胀水泥浆体系常规加砂水泥经300高温，20MPa养护72小时后，抗压强度仅34MPa；高温热应力导致水泥环产生破坏，层间封隔失效，造成井口冒油冒气。问题的提出水泥环套管蒸汽沿套管-水泥石间隙上返示意图常规加砂水泥30021MPa72h

8、（三）稠油热采井抗高温水泥浆固井技术常规加砂水泥钙硅比约2.0，150其水化产物-C2S将产生晶形转变，出现“强度衰退”现象；抗高温高强水泥钙硅比约1.0，其水化主要产物硬硅钙石接近800才会发生晶形转变。技术原理（三）稠油热采井抗高温水泥浆固井技术流动性好，初始稠度低，API失水在50mL以下，满足现场施工要求。技术特点根据紧密堆积理论、颗粒级配原理，由低温活性材料、抗高温增强材料复配而成；水泥石强度衰减缓慢，具有良好的抗高温强度衰退性能，保证后期高温注蒸汽或高温吞吐过程中水泥环的封隔效果；水泥石具有一定的微膨胀性，具有良好的界面胶结能力，保证了水泥环环空封隔效果，有利于提高固井质量。编号编

9、号密度密度/g/cm3温度温度/流动度流动度/cm初稠初稠/Bc自由水自由水/mLAPI失水失水/mL抗压强度抗压强度/MPa/5024h0.1MPa0.1MPa稠化稠化时间时间/min11.88505022903919.620621.89505022120401918031.905050211204018.9164基本性能（三）稠油热采井抗高温水泥浆固井技术抗温性能n 抗高温水泥养护4轮次，水泥石抗压强度20MPa。养护时间和养护时间和条件条件24小时小时3天天6天天9天天12天天50，0.1 MPa30021 MPa强度（强度（MPa）19.637.934.132.930.1抗高温水泥高温

10、评价实验抗高温水泥高温评价实验（三）稠油热采井抗高温水泥浆固井技术抗高温水泥浆累计应用85井次，其中在滨南采油厂累计应用35井次，新春采油厂12井次，纯梁采油厂13井次，现河采油厂8井次，河口采油厂7井次。提高了稠油油藏固井质量，固井质量优质率达到96%。井号井号投产时间投产时间初期日产油初期日产油/t 累产油累产油/t目前状态目前状态郑郑365-平平12012.4.9356336第第3轮注汽轮注汽郑郑365-平平22013.5.614993第第2轮注汽轮注汽郑郑365-平平32012.7.9121273第第2轮注汽轮注汽郑郑365-平平42012.6.28162649第第2轮注汽轮注汽郑郑3

11、65-平平52012.8.2318.52231第第2轮注汽轮注汽郑郑365-平平62012.6.22153087第第3轮注汽轮注汽郑郑365-平平72012.6.27183559第第2轮注汽轮注汽郑郑365-平平82012.7.18114788第第2轮注汽轮注汽郑郑365-平平92012.4.6193898第第3轮注汽轮注汽郑郑365-平平102012.4.9354953第第3轮注汽轮注汽郑365区块部分热采井开采情况 现场应用情况郑365-平4井油层段固井质量图郑365-平10井油层段固井质量图（三）稠油热采井抗高温水泥浆固井技术u采用卡瓦坐挂采用卡瓦坐挂，要求重叠段，要求重叠段150150

12、200m200m，以水泥浆密，以水泥浆密封重叠段，封重叠段，密封性能仍然较差密封性能仍然较差，极易发生水力泄露。，极易发生水力泄露。u卡瓦装置易造成卡瓦装置易造成悬挂失效悬挂失效；u常规悬挂器内径较小，常规悬挂器内径较小，悬挂尾管尺寸悬挂尾管尺寸受到限制；受到限制；u复杂地层、小间隙复杂地层、小间隙尾管固井质量难以保证。尾管固井质量难以保证。尾管固井完井存在问题尾管固井完井存在问题（四）膨胀悬挂器固完井技术（四）膨胀悬挂器固完井技术技术优势技术优势u 尾管头密封，防止水窜。胜利油田侧钻井套管重叠段目前由150200m减少为2030m；u 优化侧钻井窗口深度，减少裸眼井段长度，降低钻井成本；u

13、内径大，可悬挂更大直径套管；u 悬挂点稳定，消除对上层套管造成的损伤；u 裸眼井段与套管内完全隔离，候凝时降低水泥浆对地层的污染。膨胀悬挂示意图膨胀悬挂示意图压缩的胶筒压缩的胶筒密封悬挂截面密封悬挂截面（四）膨胀悬挂器固完井技术（四）膨胀悬挂器固完井技术产品规格产品规格技术参数139.7114.3mm177.8139.7mm193.7139.7mm 244.5177.8mm 膨胀前外径/mm102114.3139.7152146160193208膨胀前内径/mm88.8124.26130173膨胀后外径/mm114152160208膨胀后内径/mm100.5135.5144186悬挂器长度/m

14、3.5579胶塞复合压力/MPa12121212密封压差/MPa50454040悬挂力/t507080150应用应用纪录纪录尾管长度尾管长度/m975.351639.56/971.56尾管深度尾管深度/m3050.174654.14/3970.27（四）膨胀悬挂器固完井技术（四）膨胀悬挂器固完井技术 形成系列膨胀悬挂器完井、修井及钻井配套工艺技术，拓展悬挂器应用领域，在探井、开发井、侧钻井及加深井中成功应用200余口井，创造多项应用纪录及技术指标。膨胀悬挂器解决了井下不同规格的技术套管和尾管之间的机械连接和密封问题，杜绝了尾管头漏失现象。u解决钻井中辅助封隔高压层、漏失层等复杂难题（中海油BB

15、5井）；u尾管头密封，优化侧钻井窗口深度，减少裸眼段长度；u悬挂小套管修井和二次回接密封；u悬挂更大尺寸直连型尾管，增大完井内径（滨674-平3）。现场应用现场应用（四）膨胀悬挂器固完井技术（四）膨胀悬挂器固完井技术177.8mm139.7mm膨胀悬挂器127mm无节箍尾管114mm割缝筛管遇油遇水封隔器高压层低压层244.5mm177.8mm膨胀悬挂器原井射孔井段钻井辅助封堵：钻井辅助封堵：中海油中海油B BB B5 5井井 四开：国内首次膨胀悬挂器海上钻井辅助封堵套管射孔井段及裸眼段低压层。五开：防砂及对泥岩段提供支撑，简化施工程序。（四）膨胀悬挂器固完井技术（四）膨胀悬挂器固完井技术优化

16、井身结构：优化井身结构：滨滨674-674-平平3 3井井利用膨胀悬挂器大通径的特点优化井身结构，增大完井井眼，解决了常规悬挂器内径小无法悬挂大尺寸尾管的瓶颈。技术难点：6 井眼钻遇复杂地层时，无法下入技套封隔，采用常规的技术手段和井身结构，后续钻进无法实施。（四）膨胀悬挂器固完井技术（四）膨胀悬挂器固完井技术优化侧钻井窗口深度：优化侧钻井窗口深度：梁梁8-5-侧侧9井井可避免钻遇窗口附近高压水层或漏失层，避开原井套管射孔井段或套漏影响，优化侧钻井开窗点至套损段以下，采用膨胀悬挂器进行尾管头封隔，从而减少裸眼钻井段长度。（四）膨胀悬挂器固完井技术（四）膨胀悬挂器固完井技术回接密封膨胀密封钻采工

17、具不配套：钻采工具不配套：渤页平渤页平1-21-2井井采用膨胀悬挂器悬挂139.7mm套管解决钻采工具不配套难题；同时也实现回接及密封，为尾管头漏失严重的老井建立二次密封提供了新的补救思路。177.8mm套管内悬挂114.3mm筛管完井，与139.7mm套管配套的抗硫大四通及封隔器不配套，造成后期试油及投产作业短期内无法实施。（四）膨胀悬挂器固完井技术（四）膨胀悬挂器固完井技术水平井套损治理：水平井套损治理：埕南埕南91-91-支平支平1 1井井套损情况：主井眼采用无内管免钻塞滤砂筛管顶部注水泥工艺，分支井眼裸眼完井；A点附近发生套管缩径及漏失；解决方法：采用膨胀悬挂器悬挂无节箍小套管加固。阻流环小套管膨胀悬挂器原井套管（四）膨胀悬挂器固完井技术（四）膨胀悬挂器固完井技术敬请提出宝贵意见敬请提出宝贵意见谢谢！谢谢！