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高温高压井固井设计原则

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高温高压井固井设计原则

高温高压井固井设计原则

高温高压概念
哈里巴顿提出
温度：地层温度＞150℃（大于300℉）属于高 温度：地层温度＞150℃（大于300℉） 300℉ 温，地层温度＞180℃属于超高温； 地层温度＞180℃属于超高温； 属于超高温 压力：地层孔隙压力＞ 压力：地层孔隙压力＞69MPa(10000psi) 或地 层孔隙压力系数＞1.80为高压。 层孔隙压力系数＞1.80为高压。 为高压
水泥浆性能设计要求
失水实验。在失水实验中是在1000psi 7MPa)的压差进 1000psi（ 6. 失水实验。在失水实验中是在1000psi（7MPa)的压差进 行的。控制失水就是控制滤饼的渗透率。 行的。控制失水就是控制滤饼的渗透率。动态条件下的 失水量比静态的失水量高， 失水量比静态的失水量高，目前可在动态中测量失水 量。 在作业中控制失水的要求和程度是很关键的， 在作业中控制失水的要求和程度是很关键的，下面给出 了挤水泥失水量的具体要求， 了挤水泥失水量的具体要求，也适用于套管固井。
抗压强度实验。 5. 抗压强度实验。 恢复钻进、 恢复钻进、射孔等对于抗压强度的要求是非常重要 的。当井下循环温度大大地超过水泥柱顶部温度 水泥柱顶部强度的增长可能成问题。 时，水泥柱顶部强度的增长可能成问题。当固尾管 时常常发生这种现象。 时常常发生这种现象。在这种情况下还应该测量水 泥柱顶部抗压强度的增长。 泥柱顶部抗压强度的增长。
结合油田实际认定地层孔隙压力69mpa10000psi或地层孔隙压力系数180井底温度130bhct110都为高温高压地层孔隙压力破裂压力窗口窄钻井液密度安全窗口小井漏井身结构复杂小间隙固井工艺复杂水泥浆体系复杂水泥外加剂品种多气窜的潜在性121417121338395mm111mm高温高压深井固井设计的基本原则包含对如下问题的考虑1高温高压深井固井的难点分析2井底循环温度bhct的准确计算3高密度水泥浆的稳定性设计4提高技术套管固井质量问题大段多套岩盐层复合盐层固井关键技术的应用6提高深井固井成功率的有效措施7窄压力窗口易喷易漏井固井要求8深井尾管长水泥段温差过大如何固井的问题高温高压深井固井设计基本原则抗高温水泥浆设计注意配方性能水泥量

固井设计规范

固井设计规范
应满足抵御海洋恶劣环境和保护环境所提出的要求 ；
应符合平衡压力固井原则；
六、水泥浆返高常规设计
•注：返高设计要参考浆柱动静态下的经验计算公式
七、水泥浆附加量设计
•注：水泥浆的附加量可根据实钻情况适当调整。
八、顶替水泥浆设计
九、前置液设计
•注：考虑防漏窜，地层孔隙压力＜前置液液柱压力＜地层破裂压力 ；
4. 据上措施，参照cemSAIDS模拟实际井眼轨迹的结果，再作适 当的调整。
5. 具体情况根据油层位置和地质情况，现场进行适当调整。
2、直井油气层套管和尾管
应根据主要封固井段的地层岩性、井眼条件、钻井 液性能以况每2根套管宜安装1只 符合要求的弹性扶正器或/和刚性扶正器：
3、冲洗液、隔离液的使用
冲洗液、隔离液的性能和用量，参照本章节前述执 行。
4、固井胶塞的使用
单级固井应使用双塞，深井、大位移井、水平井应 使用三塞，分级固井的第一级固井应使用双塞。
5、U型管效应
技术套管或油气层套（尾）管固井，应考虑U型管 效应的作用，计算环空水泥浆上返最大排量与设计 排量之比值应小于1.25。
固井设计规范
第五讲内容
一、固井设计规范
一、固井工艺设计依据
主要依据
1. 设计的井深结构或实际的井深结构、套管规范、下入深度 及固井水泥的返高要求；
2. 实钻地层岩性和地质分层数据； 3. 油、气、水层或其他要求封固地层的孔隙压力梯度和温度
梯度； 4. 要求封固地层的最小破裂压力梯度； 5. 井径、井斜及方位等井眼基本数据； 6. 实钻井眼的钻井液性能数据和钻井工程概况； 7. 地质和钻井工程或生产开发工程对固井提出的其他特殊要
度g/cm3
ρm----------一级固井前钻井液密度g/cm3 H------------漏失地层垂直深度m

QHS 14005—2011高温高压井钻井指南

QHS 14005—2011高温高压井钻井指南

Q/HS 中国海洋石油总公司企业标准Q/HS14005—2011高温高压井钻井指南Guideline for high pressure-high temperature well drilling2011－08－03发布2011－11－01实施中 国 海 洋 石 油 总 公 司发布Q/HS 14005—2011目次前言 (Ⅱ)1 范围 (1)2 规范性引用文件 (1)3 术语和定义 (1)4 设计要求 (1)4.1 设计原则 (1)4.2 基础资料 (1)4.3 井身结构和套管柱设计 (2)4.4 井控设计 (2)4.5 钻井液设计 (2)4.6 固井设计 (2)4.7 钻具组合设计 (3)4.8 风险分析及应急处理预案 (3)5 作业要求 (3)5.1 钻前检验 (3)5.2 作业时间窗口 (3)5.3 钻开高温高压地层前的安全检查 (3)5.4 高压地层钻进 (3)5.5 井控 (4)5.6 起下钻 (4)5.7 钻井液降温 (4)5.8 钻井液的配置与维护 (4)5.9 电缆测井作业 (4)5.10 下套管作业 (5)5.11 固井作业 (5)5.12 弃井作业 (5)附录A（资料性附录）钻开高温高压层之前的安全检查表 (6)IQ/HS 14005—2011II前言本标准的起草依据GB/T 1.1-2009《标准化工作导则 第1部分：标准的结构和编写》。

本标准由中国海洋石油总公司钻完井专业标准化技术委员会提出并归口。

本标准起草单位：中海石油（中国）有限公司湛江分公司。

本标准主要起草人：黄凯文、张勇、汪顺文、黄熠、李炎军、罗黎敏。

本标准主审人：周俊昌、罗勇。

Q/HS 14005—2011高温高压井钻井指南1 范围本标准给出了海上高温高压井钻井设计和作业的指南。

本标准适用于中国海洋石油总公司在中华人民共和国的内水、领海、毗连区、专属经济区、大陆架，以及中华人民共和国海管辖的其他海域内进行的高温高压井钻井。

高温高压固井技术研究

高温高压固井技术研究

高温高压固井技术研究作者：叶兆军来源：《中国科技博览》2018年第25期[摘要]固井是整个钻井作业过程中的最后一环，起着至关重要的作用，现实将油气井中的油、气、水层分隔开来，为分层测试或开采提供保障，确保油气井开采的生命周期。

高温高压固井技术多运用在中深井、深井、超深井、复杂地层及海洋等油气勘探与开采中，同时配合可靠、高性能的井下工具来保障固井作业的顺利实施，满足钻井工程及固井工程的需要。

本文主要研究高温高压固井技术，旨在充分利用高温高压固井技术来提升固井施工效率和质量。

[关键词]高温；高压；固井技术；研究中图分类号：TE256 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2018）25-0028-01固井工程是钻井工程中最为关键和复杂的作业过程的统称。

固井技术是多学科综合应用的技术，具有系统性、一次性和施工时间短的特点，其主要目的是保护和支撑油气井内的套管，封隔油、气和水等地层。

在异常高压和超深井等的油气勘探与开发过程中会运用到高温高压固井技术，该技术具有很高的可靠性和安全性，能够提高固井工程施工过程的效率和质量。

一、高温高压固井发展概况高温高压井具有温度变化大，井底温度和压力高的特点，温度大于150℃，地层孔隙压力大于69MPa。

同时，它的地层比较复杂，不同压力体系的地层较多、差别较大。

近些年来，世界各国对于油气资源的需求与日俱增，油气资源的开采量也不断攀升。

同时，油气资源的钻采技术和工艺都在不断发展和提升。

早期，油气资源的勘探与开采都在比较容易勘探和钻采的区域进行。

而现在的勘探与开采方向大多是在开采较困难及深储层区域，在这些地质条件较为复杂及深储层的油气资源开采具有良好的收益，但这些区域存在许多挑战与风险，例如：高温高压、漏失、气体腐蚀、盐膏等地质风险。

英国、加拿大、美国等国家的技术和设备名列世界前茅，像哈里伯顿、斯伦贝谢、贝克休斯等国际公司拥有先进的固井技术和设备，尤其在高温高压、深水、大位移等难度挑战较大的井，优势尤为突出，目前他们是国际市场上固井服务争夺的强大竞争者；我国的固井技术和设备也在不断的发展，在高温高压、深水、盐膏、大位移等固井领域技术不断的积累；2017年底，由我国自主研发的首套电驱固井泵成功通过验收，标志着曾因国外技术垄断而严重制约我国深水油气开发和海外市场开拓的枷锁被打破；固井公司方面，我国培育出了很多专业的固井公司，例如：中海油服、长城钻探、川庆等，目前在国际服务市场上也经常见到他们的身影。

高压气井固井技术

高压气井固井技术
高压气井固井工艺技术
一、概述
二、难点分析 三、技术对策 四、国内外相似问题的处理方法
五、毛坝-1井7套管固井技术实例
六、结论
关于“高压”的说明
当钻井液密度大于1.40g/cm3以上时，一 般认为已属于高压油气井了。我国某些 高压气田，其地层压力系数在1.80以上， 以四川的川东、川西北以及云贵地区的 灰岩气藏为代表。
5、固井工艺优选
1）双级固井工艺。 2）尾管固井及回接技术 3）封隔器应用技术。
四、国内外相似问题的处理方法
• 对环空油气水窜发生机理的研究分析 • 触变水泥 • 非渗透水泥浆体系 • 高密度高性能水泥浆体系 • 膨胀套管封隔复杂地层技术
毛坝1井7寸尾管固井实例
一、钻井基本情况
毛坝1井是中石化南方勘探开发公司在川东 地区部署的一口天然气预探井，设计井深 4500m，位于四川省达州市宣汉县毛坝乡，地 面海拔550m，构造位置是四川盆地东断褶带 黄金口构造带毛坝场-双庙场潜伏背斜带毛坝 场背斜南西翼
因此在实际的高压气井固井设计和作业中，要全面考虑 井眼的各种复杂条件，结合其它地区普遍的、成熟的固井工 艺和方法，积极借鉴国内外先进的技术和理论，并持续开展 研究，有选择性、针对性地综合利用各种技术措施，以达到 提高固井质量的目的。
谢谢大家！
11 醉翁亭记
1．反复朗读并背诵课文，培养文言语感。
施工评述
该井尾管固井及回接施工完全 达到设计要求，水泥浆全井封 固，质量合格,试压合格，该井 试气日产量33万m3，无阻流量 100万m3。
结论
通过对川东地区地质构造和固井技术难点的分析，提出 了适用于川东地区的固井技术对策。需要特别指出的是，不 同地区地质结构的复杂性，不同构造、不同井眼内遇到的固 井技术难点也不尽相同，

固井技术规定

固井技术规定

固井技术规定第一章总则第一条固井是钻井工程的关键环节，其质量好坏不仅关系到钻井工程的成败和油气井的寿命，而且影响到油气田勘探开发的整体效果。

为保证固井工程质量，特制定本规定。

第二条固井工程必须从设计、准备、施工、检验四个环节严格把关，采用适合地质特点及各种井型的先进固井工艺技术，确保质量，达到安全、可靠、经济。

第三条固井作业必须按固井设计执行，否则不得施工。

第二章固井设计第一节设计格式与审批第四条固井设计格式按勘探与生产分公司发布的《xx井xx套（尾）管固井设计》要求执行。

第五条固井审批程序按勘探与生产分公司发布的《中油股份公司勘探与生产工程技术管理办法》执行。

第二节套管柱强度要求第六条套管柱强度设计方法SY/5322-2000执行。

其中，在高压气井和超深井的强度设计时，必须考虑密封因素。

对安全系数的要求见下表数据。

第七章套管柱抗挤载荷计算在正常情况下按已知产层压力梯度、钻井液压力梯度或预测地层孔隙压力值计算。

遇到盐岩层等特殊地层时，该井段套管抗挤载荷计算取上覆地层压力梯度值，且该段高强度套管柱长度在盐岩层段上下至少附加50m第八条套管柱强度设计应考虑热采高温注蒸汽过程中套管受循环热应力的影响。

第九条对含有硫化氢等酸性气体井的套管柱强度设计，在材质选择上应明确提出抗酸性气体腐蚀的要求。

有关压裂酸化、注水、开采方面对套管柱的技术要求，应由采油和地质部门在区块开发方案中提出，作为设计依据。

第三节冲洗液、隔离液和水泥浆要求第十条冲洗液及隔离液1、使用量：在不造成油气侵及垮塌的原则下，一般占环空高度的300～500m。

2、性能要求：冲洗液和隔离液能有效冲洗、稀释、隔离、缓冲钻井液，与钻井液及水泥浆具有良好的相容性，并能控制失水量，不腐蚀套管，不影响水泥环的胶结强度。

第十一条水泥浆试验按SY/T5546-92执行，试验内容主要包括：密度、稠化时间、滤失水、流变性能、抗压强度等。

对于定向井的自由水测定，应先将水泥浆置于井底循环温度条件下，测试装置倾斜至实际井下斜度或45°，然后测定自由水。

固井技术规范

中国石油天然气集团公司固井技术规范中国石油天然气集团公司工程技术分公司2008年目录第一章总则 (1)第二章固井设计 (1)第一节设计依据和内容 (1)第二节压力和温度 (1)第三节管柱和工具、附件 (2)第四节水泥浆和前置液 (4)第五节注水泥和技术措施 (5)第六节施工组织和应急预案 (6)第三章固井准备 (6)第一节钻井设备 (7)第二节井口准备 (7)第三节井眼准备 (7)第四节套管和工具、附件 (9)第五节水泥和外加剂 (11)第六节固井设备 (12)第七节仪器仪表 (13)第四章固井施工 (13)第一节下套管作业 (13)第二节注水泥作业 (14)第三节施工资料整理 (14)第四节施工过程质量评价 (15)第五章固井质量评价 (16)第一节基本要求 (17)第二节水泥环评价 (17)第三节质量鉴定 (18)第四节管柱试压和井口装定 (18)第六章特殊井固井 (19)第一节天然气井 (19)第二节深井超深井 (21)第三节热采井 (22)第四节定向井、大位移井和水平井 (22)第五节调整井 (23)第六节煤层气井 (24)第七章挤水泥和注水泥塞 (24)第一节挤水泥 (24)第二节注水泥塞 (26)第八章特殊固井工艺 (27)第一节分级注水泥 (27)第二节尾管注水泥 (27)第三节内管法水泥 (29)第九章附则 (29)中国石油天然气集团公司固井技术规范第一章总则第一条固井是钻井工程的关键环节之一，固井质量对于延长油气井寿命和发挥油气井产能具有决定性作用。

为提高固井管理和技术水平，保障作业安全和质量，更好地为勘探开发服务，制定本规范。

第二条固井工程须从设计、准备、施工、检验4个环节严格把关，采用适应地质和油气藏特点及钻井工艺的先进适用固井技术，达到安全、优质、经济、可靠的要求。

第三条固井作业应严格按照固井施工设计执行。

第二章固井设计第一节设计依据和内容第四条应依据地质设计、钻井工程设计、实钻资料和有关技术规定、规范、标准进行固井设计，并在施工前完成设计审批。

龙16井高温高压小井眼尾管固井技术

中 图分 类 号 ：Ｔ ２ ６ ． Ｅ ５ ４ 文 献 标 识 码 ：Ｂ 文 章 编 号 ：１０ ０ ６—７８ ２０ ）４— ０ ７—０ ６ Ｘ（０ ８ ０ ０ ２ ３
九龙 山构造 位 于 四川 盆地 北 部 山 区 ， 油 气 勘 其
５７ ５ １ 。１ ７ ８ ｍ 套 管 固 井 后 ， 用 １ ９ ２ ７ ． ６ｉ ７ ． ｍ ｎ 采 ４．
志 留 系
组 地层 完钻 并 固井 ， 为储 层产 能评 价提 供依 据 管采 用 悬挂 、 ２４ ５ａ １７ ８ｎ ｎ套 回接 固井 。
、
井 的 基本 情 况
表 ２ 龙 １ 实 际 井 身 结 构 ６井 钻头 程 序
６ ． ａｍ ×１ ２ｍ ６０ ４ｒ ０ ４ ． ｌｌ ×１ ０ ４４ ５ｌｌ ７ ０ｍ ３１ ． ａｍ ×４ ５ １ ２ｒ ７ ２ｍ
地 层 仅 ２口， 明程度 低 ， 造 飞仙 关 以下 地 层 ， 探 构 压 力 系数 在 １９ ２０ ．５～ ．２之 间 ， 向裂 缝 发 育 ， 漏 频 纵 井 繁 ， 井液 密 度 安 全 窗 口窄 ， 易 出现 “ 喷 同存 ” 钻 极 漏 复杂 情况 。龙 ｌ 钻 井 过 程 中 因井 下情 况 过 于 复 ６井 杂 ， 前下 入 １７８ｍ 油层 套 管 固井 ， 改钻 井 设 提 ７ ． ｍ 更
１ ． ａｍ ×５ ８８ ４９ ２ｒ ９ ｍ
１ ７ｍｍ ×５９ ４． ６ｍ ２ ７ ６
注：４ ． ｍ ２ ５ ｍ套管采 用分 级 固井 、７ ． ｒｍ套 管采用 悬挂 、 １７ ８ ａ 回 接 固井， 完钻层位 茅口纽 。
钻至井深 ５８６～ ２ 发生严重气侵、 ２ ５８８Ｉ ｎ 井漏 ， 后经
摘
要 ：龙 １ ６井是四川盆地川 北低 平褶 皱 带九龙 山构 造上 的一 口重点预探 井， 设计 四开 四完 井身结 构 ， 原

固井技术规范

2009年5月第一条 固井是钻井工程的关键环节之一，固井质量对于延长油气井寿命和发挥油气井产能具有重要作用。

为提高固井管理和技术水平，保障作业安全和质量，更好地为勘探开发服务，依据有关规定制定本规范。

第二条 固井工程应从设计、准备、施工和检验环节严格把关，采用适应地质和油气藏特点及钻井工艺的先进适用固井技术，实现安全、优质、经济、可靠的目的。

第三条 固井作业应严格按照固井设计执行。

第二章 固井设计第一节 设计依据和内容第四条 应以钻井地质设计、钻井工程设计、实钻资料和测井资料为基础，依据有关技术规定、规范、标准进行固井设计并在施工前按审批程序完成设计审批。

第五条 进行固井设计时应从井身质量、井眼稳定、井底清洁、钻井液和水泥浆性能、固井施工等方面考虑影响施工安全和固井质量的因素。

第六条 固井设计中至少应包含以下内容：（1）构造名称、井位、井别、井型、井号等信息。

（2）实钻地质和工程、录井、测井资料等基础数据。

（3）管柱强度校核和管串结构设计、水泥浆化验数据、固井施工参数等关键施工数据的计算和分析结果。

（4）固井施工方案和施工过程的质量控制、安全保障措施。

（5）应对固井风险的技术预案和HSE预案。

第七条 用于固井设计的重要基础数据应从多种信息渠道获得验证，尽量避免以单一方式获得数据。

第二节 压力和温度第八条 应根据钻井地质设计、钻井工程设计、实钻资料、测井资料评估或验证地层孔隙压力、破裂压力和坍塌压力。

第九条 确定井底温度应以实测为主。

根据具体情况也可选用以下方法：第三节 管柱和工具、附件第十条 套管柱强度设计应采用等安全系数法并进行双轴应力校核，高压油气井、深井超深井、特殊工艺井还应进行三轴应力校核。

第十一条 高压油气井和深井超深井的管柱强度设计应考虑螺纹密封因素。

热采井的管柱强度设计应考虑高温注蒸汽过程中的热应力影响。

定向井、大位移井和水平井的管柱强度设计应考虑弯曲应力。

第十二条 对管柱载荷安全系数的一般要求为：抗外挤安全系数不小于1.125，抗内压安全系数不小于1.10，管体抗拉伸安全系数不小于1.25。

16-青海油田高温、高压小间隙固井技术


抗压强度 （MPa）
西部钻探青海钻井公司
3高密度水泥浆体系的研究
柴达木盆地的探井钻探过程中，经常会遇到高压水层，泥浆密度多 为2.0 g/cm3以上，因此，在柴达木盆地该类井的固井过程中，高温 降失水剂、加重材料的选择和应用对加重水泥浆体系有着重要的意义。 降低水灰比是一种最简单的方法，但其主要缺点是无法同时获得满意的 失水控制和流变性能，也难以保证不发生固相沉降。可配制的最大水泥 浆密度为2.16g/cm3。 添加加重剂是一种高密度材料：颗粒粒度分布应与水泥相容，太大易沉 淀，太小易增稠；用水量要少；在水泥水化过程中呈惰性，与其它外加 剂相容性好。我公司目前所用的加重材料有两种：重晶石（BaSO4） 和赤铁矿（Fe2O3）。
50
40
30
比表面积为2363cm2/g
20
比表面积为1253cm2/g
10
比表面积为576cm2/g
0
0 10 20 30 40 50 60 70
硅粉加量（％）
以南10井列，完井井深4100 米，下入Φ139.7mm的油层套管， 电测井底静止温度167.6度，循环 温度：120度，我们应用了抗高温 水泥浆体系，在水泥浆配方中加入 了中等比表面积、35%的石英砂， 其48小时强度为24MPa,完全满 足了该井的固井需要，固井质量优 质。
5)、在封堵4879.60～4899.00m井段时，由于地层漏失较大，造成两次封堵 失败。后来决定先采取高温堵漏剂堵漏，然后再注水泥塞封堵，经堵漏后成功。
西部钻探青海钻井公司
5应用实列
高温、高压小间隙打水泥塞技术应用
应对技术措施 6)、在施工精度控制上，因该井水泥浆量少，采用搅拌测试合格后入井的方式， 使用排量表、物理标尺、施工压力推算结合方式控制水泥浆入井方量。在顶替计 量上采用多点测量、排量校核、压力推算结合的方法控制计量精度。
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高温高压概念
塔里木油田油气井一般比较深， 塔里木油田油气井一般比较深，地层压 力较高，温度梯度较低。结合油田实际， 力较高，温度梯度较低。结合油田实际， 认定地层孔隙压力＞ (10000psi)， 认定地层孔隙压力＞69MPa (10000psi)， 或地层孔隙压力系数＞1.80， 或地层孔隙压力系数＞1.80，井底温度 ＞130℃（BHCT＞110℃）都为高温高压 130℃（BHCT＞110℃） 井。
水泥、 水泥、外加剂品种多
12 1/4″ 9 5/8″ 8 1/2″ 7″ 5 7/8″ 5″
3.95mm
11.1mm
气窜的潜在性
一 高温高压深井固井设计基本原则
1 高温高压深井固井设计的基本原则包含对如下问题的考虑 1）高温高压深井固井的难点分析 井底循环温度（BHCT） 2）井底循环温度（BHCT）的准确计算 3）高密度水泥浆的稳定性设计 4）提高技术套管固井质量问题 大段、 5) 大段、多套岩盐层复合盐层固井关键技术的应用 6）提高深井固井成功率的有效措施 窄压力窗口（易喷易漏） 7）窄压力窗口（易喷易漏）井固井要求 8）深井尾管长水泥段温差过大如何固井的问题
高温高压深井固井设计基本原则
稠花时间=泵送时间+1小时的安全余量。 +1小时的安全余量 5. 稠花时间=泵送时间+1小时的安全余量。 6. 对尾管固井都根据尾管顶部的BHST和压力做水泥浆强度试验从而规 对尾管固井都根据尾管顶部的BHST和压力做水泥浆强度试验从而规 BHST 定最短的候凝时间。顶部强度不得低于500psi/24hr 3.5MPa/24hr）。 500psi/24hr（ 定最短的候凝时间。顶部强度不得低于500psi/24hr（3.5MPa/24hr）。 控制水泥浆失水量。用于层间的封隔， 7. 控制水泥浆失水量。用于层间的封隔，不管是技术套管还是生产套管规定 水泥浆失水量在100mL以下；尾管固井30mL以下。 100mL以下 30mL以下 水泥浆失水量在100mL以下；尾管固井30mL以下。 尾管顶部按国外的先进方法留60~152m的水泥塞。 60~152m的水泥塞 8. 尾管顶部按国外的先进方法留60~152m的水泥塞。 顶替速度应小于1.5m/min 1.5m/min。 符合国外专家提出的低替速技术, 9. 顶替速度应小于1.5m/min。 符合国外专家提出的低替速技术,他们已经验 证过,如果泵速在0.79~1.29m /min,可能破坏井眼 激动压力压漏地层。 可能破坏井眼, 证过,如果泵速在0.79~1.29m3/min,可能破坏井眼,激动压力压漏地层。 隔离液密度低于水泥浆而高于钻井液至少0.12g/cm 10. 隔离液密度低于水泥浆而高于钻井液至少0.12g/cm3，隔离液长度占环形空 230m接触时间不少于10min。 接触时间不少于10min 间230m接触时间不少于10min。 处理泥浆按国外的最佳要求：泥浆塑性粘度≦5.7帕 泥浆屈服值≦ 11. 处理泥浆按国外的最佳要求：泥浆塑性粘度≦5.7帕；泥浆屈服值≦2.39 泥浆失水量≦5mL。 帕；泥浆失水量≦5mL。 如果地层含有H 12. 如果地层含有H2S和CO2应按复杂井处理 13. 如果是大套盐膏层或长尾管长水泥浆段固井应使用新的固井方法
水泥浆性能设计要求
自由水的测量： 8. 自由水的测量： 规范中只要求确定G级和H级水泥的自由水， 在API 规范中只要求确定G级和H级水泥的自由水， 但在大斜度井中注水泥， 但在大斜度井中注水泥，自由水是一个主要的考虑因 素，因为套管顶部一侧的液体成为井内流体窜槽的通 在高温井中测试自由水的步骤， 道。在高温井中测试自由水的步骤，把水泥浆加热到 井低循环温度，而后冷却到194℉ 90℃）， 194℉（ ），再把它 井低循环温度，而后冷却到194℉（90℃），再把它 倒入250ml 的量筒用塑料薄摸把顶部封闭以防蒸发。 倒入250ml 的量筒用塑料薄摸把顶部封闭以防蒸发。 最后按API规范要求，在室温73 API规范要求 73± 最后按API规范要求，在室温73±2℉ 22.8℃±1.1℃） （22.8℃±1.1℃） 把量筒保持与注水泥的井眼具有 相同的倾斜角，静置2hr,析出水量。（ 2hr,析出水量。（API 相同的倾斜角，静置2hr,析出水量。（API SPEC 10 第五版） 第五版）
1级为高温高压井，定义是油藏的压力为15000psi， 级为高温高压井，定义是油藏的压力为15000psi， 15000psi 温度为350℉（176℃）； 温度为350℉ 176℃）； 350 2级为“超”高温高压井，油藏压力为20000psi，温 级为“ 高温高压井，油藏压力为20000psi， 20000psi 度为400℉ ），墨西哥湾的深水油气井都属 度为400℉（204℃ ），墨西哥湾的深水油气井都属 400 于2级； 3级为“极端”高温高压井，油藏压力高达30000psi, 级为“极端”高温高压井，油藏压力高达30000psi, 温度高达500℉ 温度高达500℉（260℃ ）。 500
高温高压井潜在的问题
地层孔隙压力/破裂压力窗口窄（ 地层孔隙压力 破裂压力窗口窄（钻井液密度安 破裂压力窗口窄 全窗口小）， ），井漏 全窗口小），井漏 井身结构复杂， 井身结构复杂，
小间隙,固井工艺复杂 小间隙,
17 1/2″ 13 3/8″
钻井液性能差， 钻井液性能差，清除 水泥浆体系复杂， 水泥浆体系复杂，
抗压强度实验。 5. 抗压强度实验。 恢复钻进、 恢复钻进、射孔等对于抗压强度的要求是非常重要 的。当井下循环温度大大地超过水泥柱顶部温度 水泥柱顶部强度的增长可能成问题。 时，水泥柱顶部强度的增长可能成问题。当固尾管 时常常发生这种现象。 时常常发生这种现象。在这种情况下还应该测量水 泥柱顶部抗压强度的增长。 泥柱顶部抗压强度的增长。
水泥浆性能设计要求
流变性： 7. 流变性： 特别指出的是，因为泵注水泥时， 特别指出的是，因为泵注水泥时，水泥常常 承受的是较低的剪切速率， 承受的是较低的剪切速率，目前主要使用的 是较低转速的读数，特别是200rpm 200rpm和 是较低转速的读数，特别是200rpm和100rpm 的读数。只要有可能， 的读数。只要有可能，现在的水泥流变性都 是在井下循环温度下测量的。 是在井下循环温度下测量的。
高温高压深井固井设计基本原则
（不同公司在高温井中水泥浆设计） 不同公司在高温井中水泥浆设计） 1.美国西方公司在高温井中水泥浆设计： 1.美国西方公司在高温井中水泥浆设计： 美国西方公司在高温井中水泥浆设计 BHCT132℃： 级水泥+35%硅粉+0.8%降失水剂+0.75% +35%硅粉+0.8%降失水剂+0.75%的缓 BHCT132℃：H级水泥+35%硅粉+0.8%降失水剂+0.75%的缓 凝剂+0.02%消泡剂+46%淡水，配成常规密度的水泥浆。 +0.02%消泡剂+46%淡水 凝剂+0.02%消泡剂+46%淡水，配成常规密度的水泥浆。 BHCT190℃： 级水泥+35%硅粉+0.8%降失水剂+0.4% +35%硅粉+0.8%降失水剂+0.4%分散 BHCT190℃： H级水泥+35%硅粉+0.8%降失水剂+0.4%分散 适量的缓凝剂+0.02%消泡剂+加重材料， +0.02%消泡剂 剂+适量的缓凝剂+0.02%消泡剂+加重材料，配成高密度的 水泥浆。 水泥浆。 2.中东阿布扎比地区在BHCT超过221℃的水泥浆设计： 中东阿布扎比地区在BHCT超过221℃的水泥浆设计： 中东阿布扎比地区在BHCT超过221℃的水泥浆设计 G+35%硅粉+0.5%降失水剂+3.5%缓凝剂 改性磺化液体） 硅粉+0.5%降失水剂+3.5%缓凝剂（ G+35%硅粉+0.5%降失水剂+3.5%缓凝剂（改性磺化液体） +3.5%的增强剂+20.6L/袋的水 的增强剂+20.6L/袋的水， +3.5%的增强剂+20.6L/袋的水，可配成如下性能的水泥 ——淡水水泥浆密度 淡水水泥浆密度： 造浆率：43L/袋 浆——淡水水泥浆密度：2.53g/cm3，造浆率：43L/袋， 稠花时间3 50，抗压强度： 稠花时间3：50，抗压强度：34.5MPa/24hr@238℃
高温高压深井固井设计基本原则
2. 抗高温水泥浆设计 注意配方、性能、水泥量：选用API水泥， API水泥 注意配方、性能、水泥量：选用API水泥，合理的缓凝 衰退的外加剂和加重材料。 剂，防止强度 衰退的外加剂和加重材料。例如温度高于 110℃， 强度衰退剂。 110℃，可选用硅粉作防止 强度衰退剂。根据使用经 各用17.5%的粗、 17.5%的粗 验，各用17.5%的粗、细硅粉的配方有较好的流动性和防 窜效果。细目硅粉的波特兰水泥在315℃ 315℃有 窜效果。细目硅粉的波特兰水泥在315℃有3年以上的强 度稳定性。 度稳定性。 3. 超深井尾管固井水泥浆设计重点在于解决尾管尾管顶部 的水泥强度发展问题。 的水泥强度发展问题。 4. 大套岩盐层固井设计关键技术是使用阴离子聚合物水泥 浆。
水泥浆性能设计要求
失水实验。在失水实验中是在1000psi 7MPa)的压差进 1000psi（ 6. 失水实验。在失水实验中是在1000psi（7MPa)的压差进 行的。控制失水就是控制滤饼的渗透率。 行的。控制失水就是控制滤饼的渗透率。动态条件下的 失水量比静态的失水量高， 失水量比静态的失水量高，目前可在动态中测量失水 量。 在作业中控制失水的要求和程度是很关键的， 在作业中控制失水的要求和程度是很关键的，下面给出 了挤水泥失水量的具体要求， 了挤水泥失水量的具体要求，也适用于套管固井。
水泥浆性能设计要求
失水控制） （失水控制）
（1) （2) （3) （4)