复杂深井尾管固井及回接技术实践

造成井漏；井口和井底温差大，往往造成井口的水泥　浆不能正常凝固。同时，由于封固段有大量气层段存　在，压稳和防漏矛盾突出。于是，川东北使用了双级固　井工艺。在分级固井作业时必须做好“四要”：要合理　确定分级箍位置；要精确计算水泥用量和控制好水泥　浆密度：要在分级箍上下设计保护液；要有足够的分　级候凝时间。　３）尾管及回接固井工艺　为了减少深井或长裸眼井全井下套管和固井的难　度，减少复杂性，川东北地区采用了尾管及回接固井　工艺。ＪＩｌ东北地区尾管及回接固井的关键是：重叠段　应有足够长度，一般在１５０～２００ｍ，并使水泥上返至悬　挂器以上１００～２００ｍ，以保证重叠段固井质量；大尺寸　（１０３］　ｉｎ）套管浮鞋上一根套管要割长１ＩＴＩ左右的旋流　孑Ｌ，防止由于套管重量大悬挂器打滑，浮鞋进入领眼　造成固井失败。　回接固井时要调整好回接管串长度，以利于井口　顺利坐挂，并保证回接插头处的密封质量；要安装套　管刮泥器，使套管下人过程中刮削黏附在套管壁上的污　物；要设计好冲洗液和前置液浆体系结构；要在注水　泥和替浆全过程中不断地上下往复活动套管柱，活动　范围控制在２ｍ以内；冲洗完后进行回插改为碰压后先　将插头插人两道密封圈后再冲洗（插头一共三道密封　圈），等冲洗完后再将最后一道密封圈插入。　４）平衡压力固井工艺　就这一地区的地质情况而言，如果固井前井眼达　不到固井设计要求的承压能力，必须通过堵漏提高地　层承压能力，并采用合理的浆柱结构，以平衡压力。有　漏失层的井，可以进行先期堵漏；有高压气层的井，采　用双凝或多凝水泥浆体系：采用憋压候凝措施以避免　失重引起的窜槽；采用合理的施工排量，固井设计要　根据实际井眼情况，用固井软件模拟出合理的施工排　量，防止井漏的发生。　５）反挤水泥固井工艺　川东北地区有的构造上部地层压力较低，表层和　技套钻井过程中漏失严重，地层承压堵漏后抗破能力　仍然有限，有的在下完套管后循环发生漏失，有的在　固井施工过程中发生漏失，达不到固井设计要求。为　了保证整井水泥封固，需要挤水泥作业。甲方为了保　｜　自　｜　１　｝　｝眷　｜誊｜　龙嗣源等：川东北地区深井固井技术综述　证套管的强度不受到破坏，不允许对套管进行射孔挤　水泥作业，所以只能采用井口反挤水泥。反挤水泥通　常采用以下两种方法：　——单级固井漏失挤水泥。　下套管过程、固井前或固井过程中发生漏失，不　管何种情况下发生漏失都要先进行正注水泥作业，然　后根据漏失发生的阶段采取不同的下步措施。根据漏　层位置可采用正注反挤的固井工艺。　——双级固井漏失挤水泥。　下有分级箍进行分级注水泥的井，如果发生漏　失要进行分别对待，如果漏层发生在分级箍位置以　下，则不要打开分级箍，采用单级固井漏失挤水泥　方法即可。如果漏层发生在分级箍位置以上，先进　行第一级注水泥作业，第一级作业完后打开分级箍，　将返至分级箍以上的水泥浆循环到地层中去，然后　进行堵漏作业，堵漏成功后，再进行正常的注水泥　作业。　２．提高顶替效率的技术措施　１）优选前置液体系　采用先导浆加冲洗液、隔离液、冲洗液的复合体　系，先导浆具体的性能指标是要达到低黏切，黏度小　于５５ｓ，静切力小于２Ｐａ，动切力小于１２Ｐａ，密度根据　气层活跃程度可低于钻井液密度０．０５～０．１　５ｇ／ｃｍ　，降　低环空液柱压力。冲洗液要求对界面有良好的化学　冲洗及水润湿效果，加重隔离液具有携带能力强、流　变性能调节范围宽、沉降稳定性好等特点。具体用量　一般为先导浆３０ｍ，＋冲洗液５ｍ，＋加重隔离液１５ｍ，＋　冲洗液５ｍ３。现场应用表明，提高了顶替效率，降低　了井漏等施工风险，增加界面胶结强度，提高了固井　质量。　２）保证套管居中度。提高顶替效率　利用固井设计软件，根据井眼轨迹和井下实际井　径情况进行扶正器安放，一般在裸眼主力气层段１根　套管加１只编织式弹性扶正器，非产层段３根套管加　１只编织式弹性扶正器，在套管重叠段采用刚性螺旋　扶正器。大斜度定向井和水平井则全井采用树脂螺旋　扶正器，在裸眼主力气层段１根套管加１只，非产层　段２根套管加１只，确保套管顺利下入和居中度在６７％　以上，以充分提高顶替效率。　一　黪鬻　２０１０年第２期・石油科技论坛

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.. z. 固井技术基础（量大、多图、易懂）

概述

1、固井的概念

为了达到加固井壁，保证继续安全钻进，封隔油、气和水层，保证勘探期间的分层测试及在整个开采过程中合理的油气生产等目的而下入优质钢管，并在井筒与钢管环空充填好水泥的作业，称为固井工程。

2、固井的目的

1. 封隔易坍塌、易漏失的复杂地层，巩固所钻过的井眼，保证钻井顺利进行；

2. 提供安装井口装置的基础，控制井口喷和保证井泥浆出口高于泥浆池，以利钻井液流回泥浆池；

3. 封隔油、气、水层，防止不同压力的油气水层间互窜，为油气的正常开采提供有利条件；

２００６年Ｏ３月　江汉石油职工大学学报　Ｊｏｕｒｎａｌ　ｏｆ　Ｊｉａｎｇｈａｎ　Ｐｅｔｒｏｌｅｕｍ　Ｕｎｉｖｅｒｓｉｔｙ　ｏｆ　Ｓｔａｆｆ　ａｎｄ　Ｗｏｒｋｅｒｓ　第ｌ　９卷第２期　

双庙１井复杂条件下的固井技术　

崔云海，谢国云　（１．中国石化江汉油田分公司地质　Ｌ程设计监督中心，湖北潜江４３３１２４　２．中国石化南方勘探开方公司，云南昆明６５０２００）　［摘要］南方勘探开发分公司和江汉钻井工程公司根据全井固井施工的特点，从长封固段固并、扩眼固并和小并眼　小间隙固井三个方面对双庙ｌ并固并工艺技术进行具体分析后，提出川东地区防漏堵漏提高承压能力、双密度固井、　尾管悬挂回接固并、选用防气窜水泥浆体系等固并对策，章乏好地完成了该并在复杂条件下的固并施工任务。　［关键词］　双庙ｌ井；固井技术；小并眼；封固段　［中图分类号］ＴＥ＇２５［文献标识码］Ｂ［文章编号］　ｌ００９—３Ｏｌｘ（２ｏｏ６）Ｏ２一ｏｏ２７一Ｏ４　１概述　双庙ｌ井是中国石化股份有限公司南方勘探开发分　公司在川东地区部署的一口预探井，地理位置位于四川　省达州市宣汉县，构造位置位于四川盆地ｊｉＩ东断摺带黄　金口构造带毛坝场——双庙场潜伏背斜带双庙场构造　高点。设计井深：４４４２ｍ，完钻井深：４４８１　ｍ。它具备了　川Ｉ东北地区典型的地质特点：产层以天然气为主，地层压　力高，多数地层纵向上有２～３个气层，甚至更多，并交丰Ｈ　出现从异常低压到异常高压多个压力系统，在同一产层　地层压力梯度差异很大，同一裸眼段喷漏同存：须家河、　雷口坡、嘉陵江组、飞仙关组均存在漏喷同存的状况，目　的层埋藏深，下人套管长，地层含腐蚀性介质多。特别是　要钻遇膏盐层、煤层等复杂地层，除产层天然气以外，目　的层飞仙关、长兴等含有Ｈ２Ｓ等酸性气体，上述特点增　加了固井作业的难度。在该井实钻过程中，先后钻遇石　膏层和盐层、低压漏失层、高压气层等复杂地层，油、气、　水显示层位多，压力层系复杂。嘉二段（３５７３ｍ）在钻井　液密度为１．７２ｇ／ｃｒｎ＇￣时的关井套压高达２５ＭＰａ～　３０ＭＰａ，压力系数达１．８８，飞仙关压力系数达２．］ｇ／ｃｒｎ。。　南方勘探开发分公司和江汉钻井工程公司结合本井ｌ的　钻井实际情况，根据原设计和调整后的井身结构，详细　分析了各井段固井工艺技术难点，有针对性地制定了多　压力层序固井的技术方案，顺利地完成了固井施工任务，　确保了固井质量达到设计要求（见表１）。　在双庙ｌ井固井施工过程中，通过技术引进与技术　合作，综合应用了插入式固井、双级固井、尾管悬挂、套管　回接等固井方式以及正打反注、挤水泥、小井眼扩眼、提　高地层承压能力、高低密度固井、防漏防气窜水泥浆体系　等固井工艺技术，满足了该井复杂工况条件下多种固井　工艺要求。　表１双庙１井井身结构和套管程序　钻头　钻深　套管　套管　套管　固井　序号　名耪　外径　壁厚　下深　备　注　／Ｈｍ　／ｍ　方式　１，三开固井前在　导管　６６０　２３．７ｇ　５Ｏ＆００　１０．００　２ｚ－２２　２５【ｘ】ｍ～２６５ｏｍ　和　３２４０ｍ一　插入法　３３９ｏｍ井段，将　一并　表套　４４４．５　２０４　３３　９＿７０　９．６Ｓ　２０３．４６　啦！５．９ｍｍ的井　固井　眼扩至啦４１．　３ｍｍ．下　人　双缀　９３．６８ｍｍ无　二ｌ开　技套　３１１．１　１９５３．５　２４４．５　１１．９９　１９５１．９７　节箍套管．悬挂　固井　器位置１７４９．　９３ｍ一１７５２．　１７５０￣　尾管　ｆｏｒｅ．　三开　技套　２１５．９　３４００　１９３．６８　１　２．７０　２、四开采用尾管　３３９１．ｏ０　固井　固井，再回接技　术．悬挂　１４６．　产尼　３１７＆７３～　尾管悬　０５ｒａｍ无节箍套　四ｌ开　１６５．１　４３０７．７６　１４６．０５　１２．３４　管后，将　７７．　套曾　４３００，２７　挂回拄　８ｍｍ套管回接　至井口。　３、产层采用先期　五开　产层　１１６　４４８１．００　操眼完井方式　２固井工艺技术方案实施及效果　该井为高压气井，安全技术规范要求水泥浆返至地　面，因井深裸眼段长，固井封固段相应增加，长封固段固　井是该井固井的难题之一。固井工程在考虑过长的封固　段造成水泥量大、施工压力高可能引起压漏的同时，还需　考虑如何提高水泥浆的顶替效率，克服水泥浆失重来提　高封固质量。　２．１长封固段固井　２．１．１固井技术难点　（１）封固段长环空液柱压力高　该井二开井段技术套管封固段长为１９５１．９７ｍ，在钻　井过程中从井深７６４ｍ（下沙溪庙组）开始漏失，直至二开　钻进完（井深１９５３．５０ｍ），共发生井漏２４次，漏失密度为　１．１４ｇ／ｃｍ＂～１＿ｌ７ｇ／ｃｍ，的钻井液３２１２．７４　，堵漏采用　桥浆１６次，随钻堵漏剂堵漏３次，注水泥７次，但地层承　压能力并没有达到设计的要求，直到固井施工前还在继　

- 23 -第10期

大牛地气田压裂用尾管回接关键技术

冯丽莹，孙泽秋，陈秀华

（中国石化石油工程技术研究院德州大陆架石油工程技术有限公司， 山东 德州 253005）

[摘 要] 为了进一步提高单井产量，大牛地气田盒2气层应用了尾管回接分段压裂技术。针对尾管回接压裂技术的技术难题，文章提出了尾管固井+回接不固井的完井方式，并对压裂用尾管回接关键技术展开研究。

[关键词] 大牛地气田；压裂；尾管固井；回接；封隔器

作者简介：冯丽莹（1987—），女，辽宁铁岭人，2009年长江大学机械设计制造及其自动化专业毕业，学士学位，工程师。现从事固完井井下工具研发工作。大牛地气田处于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡北部

东段，其盒2气层属低孔隙度、低渗透率的储集

岩。为进一步提高单井产量，调整了开发方式，

采用水平井尾管回接压裂技术，通过射孔定点裂

缝起裂，充分沟通储层，增大单井控制天然气储

量和供气范围。本文提出了尾管固井+回接不固井

的完井方式，并对压裂用尾管回接关键技术进行

了研究。

1 技术难点分析

1.1 尾管固井施工难度大

大牛地气田三开6″钻头，水平裸眼长1000m

左右，采用7″外层套管悬挂4-1/2″尾管固井，属

于长水平段、环空小间隙的尾管固井，存在以下

施工风险：环空小间隙下水泥环薄弱，长水平段

下套管居中困难，严重影响固井质量，存在气侵

气窜的风险。为确保尾管悬挂器位置管内承高压

的压裂施工要求，尾管悬挂器外环空必须有水泥

浆封固，大大增加了尾管固井施工难度。

1.2 高承压全通径及可回收

水平井尾管回接压裂技术与常规水平井裸眼

封隔器分段压裂技术不同的是，用水泥浆封固裸

眼段的方式实现地层之间的封隔，尾管回接建立

一个高承压、全通径及可回收的井筒环境。常规

尾管回接插头为铝合金材质、“和尚头”结构，

需单独下钻钻除，钻除后回接筒底有反向台阶，

无法实现后续射孔设备和封隔器正常作业。压裂

结束后要求起出回接套管，由于砂堵和高压对回

接工具的影响比较大。

1.3 高压管柱上顶力