YF-ED-J2519
可按资料类型定义编号
天然气井固井质量分析及技术措施实用版
In Order To Ensure The Effective And Safe Operation Of The Department Work Or Production, Relevant Personnel Shall Follow The Procedures In Handling Business Or Operating Equipment.
（示范文稿）
二零XX年XX月XX日
天然气井固井质量分析及技术措
施实用版
提示：该解决方案文档适合使用于从目的、要求、方式、方法、进度等都部署具体、周密，并有很强可操作性的计划，在进行中紧扣进度，实现最大程度完成与接近最初目标。下载后可以对文件进行定制修改，请根据实际需要调整使用。
一、固井质量统计
截止4月16日，共固气井24口，固井质
量不合格1口（苏36-16-16井），1口井留水
泥塞75米（双24）。优质18口。
二、存在的问题
（一）苏36-16-16井固完井替空
1、苏36-16-16井固井数据：
40636钻井队承钻的苏36-16-16井3月27
日开钻，4月7日完钻，4月10日固井，完钻
井深3497m。
井身结构：
?311mm×505m+?244.5mm×504.90m+?222mm ×2460m+ ?216mm×3497mm+?139.7mm×3483.23mm
最大井斜2.4°/1625m
气层顶界：3348~3352m 气层底界：
3443~3446m
阻位：3476.83m
短位：3263.56~3269.39m
全井为?139.7mm ×N80×9.19mm套管，扶正器30只。
理论替量：41.0m?
水泥量：尾浆20t，领浆20t。
下套管前泥浆性能：
比重1.08，粘度56，失水5，泥饼0.5，
切力3/7，含砂0.2，PH11
固井时泥浆性能：
比重1.08，粘度47，失水7，泥饼0.3，切力3/5，含砂0.1，PH9
2、施工情况：
14：00-12：00 下套管
12：15-14：35 循环泥浆
14：59-15：10 注隔离液10 m?
15：10-15：39 注水泥28 m?尾浆造浆
12m3，领浆造浆16m3。
15：40-16：25 压胶塞、顶替、碰压，0-16-21MPa。单车压胶塞，双车替量。08472水泥车替32m3，新车替12m3时压力15MPa因未碰压停止替量。卸水泥头顶盖检查胶塞是否压下去，观察后确认胶塞已被压下去。考虑到其中
一水泥车因上水不好可能造成替量不够，08472车继续替量至36m3碰压16-21MPa，碰压明显。当时40636队队长陶海军和技术员同时观察碰压全过程。碰压后不稳压，又用水泥车憋压两次，共替入清水800升，最后开井候凝，正注水泥浆平均密度1.94g/cm3。18：30-18：55反挤水泥浆20 m?（最高压力3.8MPa，停泵压力2MPa）
3、测声幅情况
24小时测声幅显示3475.39～3239.39为空段，长236米。实测人工井底3475.39米。
4、原因分析：
（1）胶塞先期破坏（破坏原因是胶塞行程长直径磨小或档销挂卡、套管毛刺不平坦处造成），在下行过程中和碰压前有5方清水进入
到胶塞以下,虽然碰压但还是造成了替空。
（2）下套管过程中换掉22根套管节箍，有可能管内有毛刺将胶塞刮坏，导致替入清水进入井内。
（3）固井技术人员未严格执行固井应急预案，是造成多替替空的主观原因。
5、挤水泥方案:
射孔段： 1.上部：3262～3262.5米，0.5米6孔
2.下部：3470～3470.5米，0.5米6孔
甲方要求人工井底3467米。
6、下一步主要采取的措施：
（1）苏里格用水泥车顶替，确保计量准确。
（2）严格执行20xx年固井应急预案，在
替量够时最多可替总量的3%，严禁多替造成事故的发生。
（3）固井胶塞试验扬州特制的耐磨产品，防止因胶塞质量造成替空事故。
（4）在固井前装胶塞时，在胶塞上涂抹黄油，使胶塞能够在下行时顺利。
（5）加强胶塞的管理，每批胶塞到库后要检验质量，胶塞不能挤压，碰撞，有个别胶塞装入困难时，换掉不用。
（二）双24井固井留水泥塞74米
1、该井固井数据如下：
40586钻井队承钻的苏双24井3月11日开钻，4月12日完钻，4月14日固井。
井身结
构：?346mm*507m+?273mm*506.5m+?241mm*2355
m
+?177.8mm*2351.62mm，
最大井斜1.66/775.0m
气顶：1660-1665.0m 气底：2311-2314.0m 阻位：2341.99m
短位：1625.10-1630.34，1975.66-1981.79，2229.87-2235.99
扶正器75只。
理论替量：47.2.0m?
水泥量：尾浆44.0t，领浆27.0t。中浆：36.0t
下套管前泥浆性能：
比重1.08，粘度60，失水5，泥饼0.5，切力6/10，含砂0.1，PH10
固井时泥浆性能：比重1.08，粘度48，失
水6，泥饼0.3，切力4/8，含砂0.1，PH10 2、施工情况
3：00-15：00下套管
15：30-17：55 循环泥浆
18：00-18：04注隔离液8 m?
18：04-19：05注水泥尾浆造浆26 m?，中浆36.0 m?领浆造浆33.0 m?。
19：05-20：29压胶塞、顶替至44.2 m?（距实际替量还有3m3），泵压20MPa时，误认为替量完成，在泵房将2#泵停掉。
采取措施：
（1）泵房卸压，重新挂2#泵替，泵压
21MPa时井队气囊烧坏。与1#泵连接的泥浆罐的泥浆已替完。
（2）用水泥车替，泵压24MPa高压管线破
裂。
（3）倒1#泵替，泵压24MPa泵保险销蹩掉。
（4）换高压管线，用水泥车替，压力从0逐步升至29MPa。卸压井口完全断流。
以上时间段为20：29-21：00，用时31分钟。
3、补救措施
水泥塞面2063米，留水泥塞74米（2063-2337米），钻水泥塞后电测固井质量优质。
（三）召23井固井质量
本井第一次测井，声幅曲线质量差，据说，测井仪器有些问题，第二次换仪器重测后质量合格。
本井使用水泥浆体系为：一级为泡沫-漂
珠。二级为早强-粉煤灰体系。
测声幅情况：160 ~2290 合格
2290~2990（700米）中等
2990~3163（173米）优质
3163~3184（21米）合格
3184~3242（58米）优质
3242~3256（14米）合格
结论：合格
（四）靖平27-16井95/8"分级箍试不住压情况
1、基本情况
本井为工程院技术服务井，从固井设计到水泥浆配方、工具、材料全是工程院的；95/8"分级箍是油田公司准备的，固井公司负责固井施工。套管下深：2641.69米，分级箍位置：
2069.53-2070.35米，层位在纸坊组（1867-2178米）。
2、施工情况：
固井前泥浆性能：密度1.07g/cm3, 粘度46s, 失水4mL,泥饼0.5mm, 初终切力3-5pa，含砂0.2%，PH值9。
下套管：4月9日14：00-10日12：00
13：00-14：30 循环泥浆
14：00-14：06注隔离液10 m?
14：06-14：34注水泥42m?尾浆16 m?，领浆26 m?。
14：34-14：37水泥浆1.5方压胶塞、顶替、碰压，0-6-11MPa,单车压胶塞，正常。下胶塞过分级箍前顶替排量1方/分,固井施工一切正常。
15：10打开分级箍循环孔,打开压力7MPa
15：10-17：40 循环泥浆
18：01-18：07注隔离液10 m?
18：07-19：15注水泥110m?(尾浆18m3，领浆92m3)。
19：15-19：17水泥浆1.5方压胶塞、单泵顶替、碰压，0-11-22Mpa,憋压、稳压22MPa 5分钟，放回水断流，二级固井一切正常。
4月15日钻开分级箍对管串进行试压，试压压力只能稳到10.4M Pa。
3、漏失层位判断
声幅质量：0-90米，优质；90-660米差；-1870米合格；-1995米，优质；-2070米，合格；-2110米，差；-2170米，合格；-2615米，优质。声幅质量总体判断为合格。
试压情况：试压压力只能稳到10.4Mpa。
该井有2个浮箍1个浮鞋，浮箍之上有9米水泥塞，套管鞋处不漏失，应该判断为分级箍漏失。
4、挤水泥情况：
试吸收指数：用0.5方/分钟的排量，压力16 MPa可以注入。
钻具下至2080米（分级箍以下10米），打前置液3方，注水泥7.2方，顶替17.5方，起钻10柱，循环25分钟，挤水泥。第一次挤3方，最高压力17 MPa，停泵12.5 MPa ，30分钟降至12 MPa；第二次挤入0.5方，最高压力17 MPa，30分钟降至13 MPa；第三次挤0.4方，最高压力27 MPa，停泵压力不降，60分钟稳至26MPa；卸压起钻。共挤入3.9方。
凝固24小时钻水泥塞，钻完水泥塞试压25 MPa，试压时间4月17日00：00-00：00 30分不降，合格。
三、固井质量保证措施
20xx年启动开始，固井公司第三项目组对天然气固井技术规定及技术措施进行了进一步
完善，组织技术人员学习了固井应急预案，从
固井施工设计、审批、水泥浆配方选择、复核
试验等环节入手，精心准备，做了大量的实验
及准备工作；对第一轮气探井及GP27-16水平
井提前上井进行检查、督导，确保套管串结构
准确、可靠，固井准备工作充分、扎实，满足
固井施工要求，除苏36-16-16井外其它井固井胶结质量比较好。尽管如此，还是出现了一口
井替空，一口井分级箍试不住压，一口井留水