深井大尺寸套管固井技術(shù)在塔里木油田的應(yīng)用

孫萬(wàn)興高 飛歐陽(yáng)斌劉振通吳永超張小建（.渤海鉆探工程有限公司第一固井分公司，河北任丘 06550；. 渤海鉆探工程有限公司鉆井技術(shù)服務(wù)分公司，天津 0080；.渤海鉆探工程有限公司油氣井測(cè)試分公司，河北廊坊 065000）

引用格式：孫萬(wàn)興，高飛，歐陽(yáng)斌，等. 深井大尺寸套管固井技術(shù)在塔里木油田的應(yīng)用［J］.石油鉆采工藝，2015，37（5）：54-57.

深井大尺寸套管固井技術(shù)在塔里木油田的應(yīng)用

孫萬(wàn)興1高 飛1歐陽(yáng)斌2劉振通1吳永超3張小建1（1.渤海鉆探工程有限公司第一固井分公司，河北任丘 062550；2. 渤海鉆探工程有限公司鉆井技術(shù)服務(wù)分公司，天津 300280；3.渤海鉆探工程有限公司油氣井測(cè)試分公司，河北廊坊 065000）

引用格式：孫萬(wàn)興，高飛，歐陽(yáng)斌，等. 深井大尺寸套管固井技術(shù)在塔里木油田的應(yīng)用［J］.石油鉆采工藝，2015，37（5）：54-57.

摘要：克深2-1-14井是塔里木盆地庫(kù)車(chē)坳陷克拉蘇構(gòu)造帶上的一口重點(diǎn)天然氣開(kāi)發(fā)井，完鉆井深為5 541 m。該井地質(zhì)結(jié)構(gòu)復(fù)雜，第四系、新近系和古近系上段蘇維依組為易吸水膨脹坍塌的泥巖段，同時(shí)存在礫石及砂巖層，為低壓易漏地層。針對(duì)該地層特點(diǎn)和工程現(xiàn)狀，二開(kāi)采用?365.13 mm + ?339.7 mm大尺寸組合套管，下至深度5 541 m，同時(shí)應(yīng)用了低黏切先導(dǎo)鉆井液、黏性加重隔離液和雙凝水泥漿的體系，完成了該深井、大尺寸套管、大井眼環(huán)空的固井施工作業(yè)，施工后電測(cè)檢驗(yàn)封固質(zhì)量?jī)?yōu)。該井的成功經(jīng)驗(yàn)可為今后同類(lèi)型井的固井施工提供有益的借鑒。

關(guān)鍵詞：深井； 分級(jí)固井； 厚壁套管； 加重隔離液； 配伍性

大尺寸套管固井技術(shù)主要是針對(duì)采用常規(guī)固井方法在固大尺寸套管時(shí)，容易出現(xiàn)的管內(nèi)替漿量大、時(shí)間長(zhǎng)、水泥漿返速低、頂替效率差、套管下入存在風(fēng)險(xiǎn)等問(wèn)題?？松?-1-14井是塔里木盆地庫(kù)車(chē)坳陷克拉蘇構(gòu)造帶上的一口重點(diǎn)天然氣開(kāi)發(fā)井，目的層為古近系和白堊系［1］。一開(kāi)507 m，水泥返至地面。二開(kāi)鉆遇第四系砂、泥巖互層和礫巖層，漏失、垮塌和縮徑嚴(yán)重，鉆進(jìn)1 670~3 057 m井段時(shí)起下鉆阻、卡嚴(yán)重，劃眼頻繁。二開(kāi)采用?365.13 mm+?339.7 mm組合套管，套管下入深度5 540 m，封固第四系、新近系和古近系易漏層，為三開(kāi)2.30 g/cm3高密度鉆井液鉆穿庫(kù)姆格列木群鹽膏層創(chuàng)造條件［2］。通過(guò)采取一系列技術(shù)措施，較好解決了二開(kāi)大尺寸井眼的下套管作業(yè)和固井質(zhì)量問(wèn)題。

1　固井難點(diǎn)及固井方案

1.1 固井難點(diǎn)

（1）地質(zhì)條件復(fù)雜。裸眼井段5 041 m，鉆穿了多套不同巖性、不同壓力體系的地層，第四系、新近系和古近系上段蘇維依組為泥巖砂巖互層，井壁吸水膨脹和坍塌落塊共存，地層承壓能力低，極易發(fā)生漏失。

（2）水泥漿性能要求高。水泥封固段長(zhǎng)，井底最高溫度117 ℃，上下溫差大，該次固井作業(yè)需混水泥量665 t，混拌注水泥漿500 m3，漿體在管內(nèi)外行程一萬(wàn)多米，作業(yè)時(shí)間長(zhǎng)，增加了施工風(fēng)險(xiǎn)和難度。水泥驅(qū)替時(shí)流速較低，流阻大，易發(fā)生井漏水泥低返，對(duì)水泥漿和隔離液的性能穩(wěn)定性要求高［3］。

（3）套管下入風(fēng)險(xiǎn)大。上部套管軸向載荷大，吊卡下套管作業(yè)，套管接箍在軸向拉力作用下，易失穩(wěn)變形，上扣連接困難，絲扣易滑脫斷裂，同時(shí)較高的鉆井液密度對(duì)大口徑套管徑向的承壓載能也是一個(gè)考驗(yàn)。

1.2 固井方案

（1）套管設(shè)計(jì)。為提高井口套管抗拉、抗內(nèi)壓和下部抗擠強(qiáng)度，中部采用高鋼級(jí)、中等壁厚氣密扣套管，底部采用高強(qiáng)度、厚壁非標(biāo)套管［4-5］，二開(kāi)井身結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)見(jiàn)表1。套管自由重量606 t，在1.65 g/cm3鉆井液中的浮力系數(shù)為0.79，套管浮重4 692 kN。井口套管三軸抗拉強(qiáng)度11 203 kN，三軸抗內(nèi)壓強(qiáng)度36.75 MPa，抗拉安全系數(shù)為2.38；按有效載荷方法計(jì)算，井口套管抗內(nèi)壓安全系數(shù)為1.24；井底液柱壓力89.59 MPa， 底部套管三軸抗外擠強(qiáng)度為95.46 MPa，套管全部掏空狀態(tài)下，抗外擠安全系數(shù)為1.06，大于1。以上3項(xiàng)安全系數(shù)均滿(mǎn)足負(fù)荷要求。

表1　二開(kāi)井身結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)

（2）選用套管卡盤(pán)進(jìn)行下套管作業(yè)，將套管重力分解為徑向力和軸向力，作用在套管本體上，避免套管接箍承受過(guò)大軸向載荷失穩(wěn)變形，導(dǎo)致套管上扣困難、套管滑扣、脫扣及絲扣密封失效等事故發(fā)生［6-7］。

（3）井深2 000 m以下井段，每3根套管加放雙弧高彈性扶正器1只，以上井段每5根套管加放剛性扶正器1只。提高套管居中度，減少套管與井壁接觸面積；下套管采用連續(xù)灌漿方式，減少套管靜止灌漿時(shí)間，降低套管黏卡機(jī)率。

（4）采用非連續(xù)式分級(jí)固井。分級(jí)箍下深2 500 m，縮短單次固井施工封固段長(zhǎng)度，降低施工壓力，縮短水泥漿在環(huán)空的流動(dòng)行程，減少水泥漿的混竄污染［8］。

（5）水泥漿體系設(shè)計(jì)?？刂扑酀{的失水，優(yōu)化水泥漿性能保證水泥漿良好的流動(dòng)性和穩(wěn)定性。一級(jí)固井采用雙凝水泥漿體系，在滿(mǎn)足安全施工時(shí)間的前提下，依據(jù)電測(cè)井底溫度和作業(yè)時(shí)間需要，合理確定水泥漿領(lǐng)、尾漿稠化時(shí)間。降低超長(zhǎng)封固段大溫差對(duì)上部封固段水泥漿低溫超緩凝的影響。

2　水泥漿體系的室內(nèi)設(shè)計(jì)及性能

固井液設(shè)計(jì)遵循鉆井液密度＜隔離液密度＜水泥漿密度和鉆井液膠凝強(qiáng)度＜隔離液膠凝強(qiáng)度＜水泥漿膠凝強(qiáng)度，并用相對(duì)較高的膠凝強(qiáng)度液體驅(qū)替較低膠凝強(qiáng)度的液體［9］，其中鉆井液使用BH-WEI體系，其性能參數(shù)見(jiàn)表2。

表2　二開(kāi)鉆井液性能

固井施工前，注入與水泥漿及鉆井液相容性、流動(dòng)性較好，具有低失水，對(duì)泥頁(yè)巖有較好抑制性的防漏先導(dǎo)鉆井液和黏性加重隔離液，密度設(shè)計(jì)分別為1.65 g/cm3和1.70 g/cm3，沖洗隔離段長(zhǎng)分別為450 m和200 m，防止鉆井液與水泥漿接觸污染，降低鉆井液與水泥漿的混竄機(jī)率，提高頂替隔離效果。

2.1 先導(dǎo)鉆井液配方及性能

先導(dǎo)漿配方采用淡水+2.3%膨潤(rùn)土+加入0.3%聚合物抑制劑+重晶石，密度1.65 g/cm3，馬氏漏斗黏度45 s，動(dòng)切力17 Pa，API失水4 mL。 聚合物抑制劑具有高溫降濾失和封堵抑制性能及較強(qiáng)的抗鹽作用。該先導(dǎo)漿可抑制泥頁(yè)巖水化分散及膨脹，保持井壁穩(wěn)定，預(yù)防井下漏失，同時(shí)具有良好的潤(rùn)滑性，改善鉆井液流變性，利于稀釋置換不規(guī)則井筒內(nèi)的鉆井液。

2.2 隔離液配方及性能

隔離液采用淡水+0.8%懸浮劑O-SP+5%分散劑Landy-906L +4%緩凝劑LANDY-606L+鐵礦粉，密度1.70 g/cm3，馬氏漏斗黏度56 s，動(dòng)切力21 Pa，API失水為7 mL，沉降穩(wěn)定性實(shí)驗(yàn)上下密度差0.02 g/cm3，漿體穩(wěn)定，對(duì)先導(dǎo)鉆井液具有較好的沖洗、推移、隔離及緩沖作用。

2.3 水泥漿配方及性能

一級(jí)固井尾漿中，加入35%硅粉，以延緩下部封固井段水泥石高溫強(qiáng)度的衰減。水泥漿基本性能見(jiàn)表3。其中：一級(jí)領(lǐng)漿：G級(jí)水泥+4%降失水劑LANDY-806L+1.4%LANDY-606L+0.5%分散劑LANDY-906L+0.2%消泡劑LANDY-19L；一級(jí)尾漿：（G級(jí)水泥∶硅粉=100∶35）+ 4%LANDY-806L + 1.4%LANDY-606L+0.5%LANDY-906L+LANDY-19L；二級(jí)水泥漿：G級(jí)水泥+2%LANDY-806L+ 0.5%LANDY-606L+0.5%LANDY-906L+0.2% LANDY-19L。

表3　水泥漿的基本性能

2.4 漿體配伍性實(shí)驗(yàn)

從施工現(xiàn)場(chǎng)取得先導(dǎo)鉆井液、隔離液和水泥樣品，實(shí)驗(yàn)前將先導(dǎo)漿和隔離液充分?jǐn)嚢?，破壞漿體膠凝結(jié)構(gòu)并懸浮起固相沉淀物，水泥用現(xiàn)場(chǎng)水按API規(guī)范配制成水泥漿，將先導(dǎo)鉆井液、隔離液和水泥漿按不同比例混合，測(cè)量混合漿體的高溫流變性［10-11］，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見(jiàn)表4。

先導(dǎo)鉆井液∶隔離液∶水泥漿= 25∶50∶25時(shí)的初始稠度為9 Bc，稠化時(shí)間600 min未稠化，說(shuō)明先導(dǎo)鉆井液、隔離液和水泥漿之間具有良好的相容性。同時(shí)較低的初終稠度，能夠滿(mǎn)足施工安全要求。

3　現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

3.1 工藝措施

（1）下套管前采用大于套管剛性的雙扶正器滿(mǎn)眼鉆具結(jié)構(gòu)通井，對(duì)起下鉆遇阻、卡及縮徑井段進(jìn)行劃眼處理，井下暢通后，短程起下鉆一趟，驗(yàn)證井下穩(wěn)定情況。

（2）進(jìn)行大排量循環(huán)洗井2周，并注入防卡潤(rùn)滑鉆井液，起鉆下套管。

表4　先導(dǎo)鉆井液、隔離液與水泥漿的配伍性

（3）為實(shí)現(xiàn)大排量注漿，縮短施工時(shí)間，連接2條?127 mm注漿管線(xiàn)至水泥頭，用4臺(tái)7025型雙機(jī)雙泵水泥車(chē)同時(shí)進(jìn)行水泥漿混配和向井內(nèi)注漿作業(yè)。

（4）施工前進(jìn)行地層承壓試驗(yàn)，最大循環(huán)排量達(dá)到67 L/s。

（5）一級(jí)固井施工：注入先導(dǎo)鉆井液40 m3，密度1.65 g/cm3，黏度45 s；注隔離液20 m3，密度1.70 g/cm3，黏度56 s；注水泥領(lǐng)漿185 m3，密度1.90 g/cm3；注水泥尾漿85 m3，密度1.88 g/cm3；后置液壓膠塞15 m3，密度1.70 g/cm3；頂替重泥漿145 m3，密度1.85 g/cm3；注分級(jí)箍開(kāi)孔液20 m3，密度1.65 g/cm3；頂替鉆井液248.6 m3，密度1.65 g/cm3，替漿結(jié)束。施工排量60 L/min，施工壓力8.5 MPa。

（6）二級(jí)固井施工：注先導(dǎo)鉆井液40 m3，密度1.65 g/cm3，黏度45 s；注加重隔離液20 m3，密度1.70 g/cm3，黏度56 s；注水泥漿226 m3，密度1.89 g/cm3；后置液壓膠塞10 m3，密度1.70 g/cm3；頂替鉆井液193 m3，密度1.65 g/cm3；施工排量50 L/s，施工完成。

3.2 施工質(zhì)量

施工作業(yè)及候凝期間，未發(fā)生井漏和氣竄，實(shí)現(xiàn)了平衡壓力固井。CBL升幅和VDL變密度固井質(zhì)量檢測(cè)結(jié)果為全井段質(zhì)量?jī)?yōu)秀。該井套管下深5 541 m，空重617 t，累計(jì)注替量1 167.6 m3。

4　結(jié)論與認(rèn)識(shí)

（1）深井大尺寸套管固井作業(yè)，應(yīng)選用高強(qiáng)度厚

壁套管，特別是頂、底兩端套管，以滿(mǎn)足抗拉、抗內(nèi)壓及抗外擠強(qiáng)度要求。

（2）采用雙級(jí)分段固井技術(shù)，較好地解決了深井，大尺寸套管固井注、替漿量大，漿體流動(dòng)行程長(zhǎng)，水泥漿竄槽混漿嚴(yán)重，及上下溫差大對(duì)水泥漿配方及性能的影響。

（3）優(yōu)選水泥漿體系并調(diào)整其性能，在大井眼環(huán)空中形成紊流頂替，同時(shí)使用相容性和流動(dòng)性較好的先導(dǎo)鉆井液和加重隔離液，有效地保證了大井眼環(huán)空的頂替效率和固井質(zhì)量。

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（修改稿收到日期 2015-08-27）

〔編輯 薛改珍〕

Application of large size casing cementing technology about deep wells in Tarim Oilfield

SUN Wanxing1, GAO Fei1, OUYANG Bin2, LIU Zhentong1, WU Yongchao3, ZHANG Xiaojian1
（1. NO.1 Cementing Company of Bohai Drilling Engineering Co. Ltd., CNPC, Renqiu 062550, China;
2. Drilling Technology & Service Branch of Bohai Drilling Engineering Co. Ltd., CNPC, Tianjin 300280, China;
3. Well Testing Branch of Bohai Drilling Engineering Co. Ltd., CNPC, Langfang 065000, China）

Abstract:Well KES2-1-14 is a key development well for natural gas located on Crassus belt of Kuqa depression of Tarim Basin and drilled well depth of 5 541 m. The well had complex geological structure. The Quaternary, Neogene and Paleogene section on Suweiyi Formation is a section of mudstone which is susceptive to swelling and collapse when contacted with water. There are also conglomerate and sandstone layers, which are low pressure leaking formations. In view of the formation characteristics and engineering Status, the ?365.13 mm + ?339.7 mm large size combination casing was used for 2nd spud and was run in to a depth of 5 541 m; Meanwhile, a low-viscosity lead drilling fluid, viscosity weighted spacer and separable setting cement slurry were used to finish cementing of large size casing in this deep well with large wellbore annulus. Electric log showed very good cementation quality. The casing setting depth in this well is 5 541 m, its bare weight is 617 t and cumulative injected and displaced volume is 1 167.6 m3, which are three new records in cement job at home.

Key words:deep well; staged cementing; heavy casing; weighted spacer; compatlibility

作者簡(jiǎn)介：孫萬(wàn)興，1963年生。2005年畢業(yè)于中國(guó)石油大學(xué)石油與天然氣工程專(zhuān)業(yè)，副總工程師。電話(huà)：13667518899。E-mail：2602829709@qq.com。

doi:10.13639/j.odpt.2015.05.014

文章編號(hào)：1000 – 7393（2015）05 – 0054 – 04

文獻(xiàn)標(biāo)識(shí)碼：B

中圖分類(lèi)號(hào)：TE256