川东北固井规范宣贯.ppt

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1、川东北天然气井固井技术规范,标准号：QSH00142009,主讲人： 陈 雷,主 要 内 容,修订工作简要过程 标准的主要内容构成 与原标准的对比 修订内容确定依据 几点认识与建议,一、修订工作简要过程,任务来源 据中国石油化工集团公司油田企业标准文件的通知，修订中石化企业标准“川东北天然气井固井技术规范” 随着川东北地区勘探开发的不断深入，井况越来越复杂，固井也出现了一些新的难题，有些方面本标准还没有覆盖到或者阐述不明确，比如尾管固井的侯凝加压措施等,编写过程 2009年4月28日-29日，在重庆召开了川东北标准重新修订审查会，会议确定了本标准的修订内容 2009年5月-6月，成立编写工作组

2、，开展编写。形成送审稿和编制说明 2009年7月15日，在成都对本规范的修改后的送审稿进行专家评审，提出进一步修改意见 2009年7月-9月，完成修改、报批,一、修订工作简要过程,编制单位与主要编写人 中国石油化工股份有限公司石油工程技术研究院 周仕明、许建华、杨广国、杨红歧、初永涛 本标准所代替标准的历次版本发布情况 Q/SH 00142006、Q/SH 00142007,一、修订工作简要过程,二、标准的主要内容构成,前言 范围 规范性引用文件 队伍资质与设备配备要求 固井作业 固井设计 作业程序 特殊固井工艺技术 固井监督 固井质量评价,附录A 固井基本设备要求 附录B 固井资料现场收集检

3、查表 附录C 固井施工设计格式 附录D 固井施工报告,2.1 前言,本部分主要阐述了本次修订的和增加的主要内容，以及明确了本标准的提出单位、起草单位和起草人等内容 对通井钻具组合不再做具体规定，根据井眼实际情况确定通井措施，并遵循通井钻具的刚度不低于套管串刚度的原则（见4.3.4） 对钻井液API滤失量要求从宜小于5 ml改为宜小于4 ml（见4.3.5） 增加了候凝要求（见第7章） 附录C固井设计格式中增加固井后的侯凝、测井及试压措施。,2.2 范围,本部分规定了：川东北天然气井固井施工队伍资质和设备配备要求、作业准备、工程设计、作业程序、固井质量评价、固井监督程序以及特殊工艺固井技术的主要

4、内容和技术要点。 本标准适用于：川东北地区天然气井固井作业施工，南方海相其它探区天然气井固井也可参照执行,2.3 规范性引用文件,本部分说明了本规范引用的相关标准 GB/T 191392003 油井水泥试验方法 SY/T 5412 下套管作业规程 SY/T 5467 套管柱试压规范 SY/T 57242008 套管柱结构与强度设计 SY/T 59552004 定向井井身轨迹质量 SY/T 6426 钻井井控技术规程 SY/T 6592 固井质量评价方法,2.4 队伍资质和设备配备要求,队伍资质 固井队应达到中国石化集团规定的甲级固井队资质 固井服务单位应取得中国石化川气东送工程建设指挥部市场准

5、入资格 设备 承担川东北地区固井的基本设备要求见附录A,2.5 固井作业,资料收集 收集地质和钻井工程资料以及固井设备与工具资料 固井协调会 了解地质、工程、油气水及特殊地层情况 商讨固井施工方案，提出固井要求 进行组织分工，明确各方职责，协调解决问题 检查钻井设备、固井设备、工具、送井套管及附件等准备情况，对存在的问题提出整改意见 检查井眼准备情况，并对存在的问题提出整改意见和措施 检查水泥浆分析化验和材料准备情况 安排固井日程及准备工作 会后形成会议纪要，填好表格，列会人员签字，分发每单位一份,2.5 固井作业,井眼准备 油气上窜速度 通井措施 承压试验 钻井液性能 设备准备 井队设备 固

6、井队设备 套管、工具及附件 套管检查、标记 固井工具附件检查,2.5 固井作业,固井材料准备 水泥存放 配浆水配制与大样复查 前置液准备 顶替液准备 其它准备工作,2.6 固井设计,固井设计格式 固井设计审核与审批 每次固井施工（包括打水泥塞、挤水泥）都应有固井施工设计。 固井施工设计由固井施工单位或者由油公司委托的有资质的单位完成。 固井施工设计由油公司或油公司委托授权的单位负责审核。 固井施工设计由油公司负责审批 套管串结构与扶正器设计 套管串结构设计方法按SY/T 5724 套管串强度校核按SY/T 5322规定 套管附件要求 扶正器安放按SY/T 5724的规定,2.6 固井设计,前置

7、液设计 冲洗液性能要求 能降低钻井液粘度、切力，稀释性能好，冲刷井壁、套管壁 与钻井液、隔离液及水泥浆有良好的相容性，不发生闪凝、增稠现象 具有较低的紊流临界流速0.3 m/s0.5 m/s 隔离液性能要求 密度可调节，宜大于钻井液密度而小于水泥浆密度，密度差为0.12 g/cm30.36 g/cm3 控制隔离液屈服值泥浆隔离液水泥浆的范围内 API滤失量应低于250 ml 相容性试验稠化时间不短于水泥浆稠化时间 高温条件下的沉降稳定性好，上下密度差应小于0.03 g/cm3 前置液用量 一般占环空高度300500m,2.6 固井设计,水泥浆设计 水泥浆性能实验及其要求,2.6 固井设计,水泥

8、浆设计 水泥浆实验温度 实测法：实测井下循环温度或静止温度； 经验推算法 TC=-50.6+8.05Gt+(1.342-0.1222Gt)Ts,2.6 固井设计,水泥浆设计 各层套管固井的实验项目,2.6 固井设计,水泥浆设计 密度 至少比同井使用的钻井液密度高0.1g/cm30.2g/cm3 流变学设计,水泥浆流动摩阻（管内）,水泥浆流动摩阻（环空）,来源于SY/T5480-92注水泥流变性设计,2.6 固井设计,水泥浆设计 防气窜性能评价 SPN3时，防气窜能力好；36时，防气窜性能差。,2.6 固井设计,水泥浆量的设计 井径的确定 按测井公司负责提供的双井径测井电子版数据计算 水泥浆量计

9、算 设计注入水泥浆量应为套管外环空容积、水泥塞、下套管口袋容积及附加量之和 水泥塞长度的确定 水泥塞的长度一般应为20 m50 m，浅井取低值，深井取高值 附加量的确定 水泥浆量的附加量可根据地区经验而定 裸眼井段在实测井径计算容积基础上附加10%20%,2.6 固井设计,施工参数设计 施工压力 环空静液柱压力与环空流动阻力之和应小于地层承压能力 注水泥施工应根据井下情况和设备状况控制施工最高压力 水泥浆失重与防气窜压稳设计,2.6 固井设计,主要技术措施 水泥浆体系选择 井眼准备 注水泥替浆 候凝与胶结测井 应急预案设计 下套管时发生井漏、井涌、遇阻、井下落物等复杂情况的处理措施 开泵循环时

10、发生井漏、井涌、循环通道堵塞等复杂情况的处理措施 固井工具和附件失效的处理措施 注替水泥时发生蹩高压、井漏、井涌，或注替设备、工具、管线不能正常工作等复杂情况的处理措施。,2.7 作业程序,下套管作业 双防合金套管下入作业 注水泥浆施工前协调会 施工作业要求,2.8 候凝要求,现场取样与养护要求 取样点不少于6个，并标明取样时间和样品密度，密封保存。 养护温度按水泥浆顶部静止温度 侯凝时间 侯凝时间是从固井施工结束到现场所取水泥浆样品养护强度达到设计要求的时间 表层和技术套管固井现场样品养护强度应达到3.5 MPa 产层套管固井现场样品养护强度达到7.0 MPa 侯凝要求 气层固井施工结束后，

11、应关井侯凝。根据水泥浆的失重压力和地层承压能力确定憋压压力 关井侯凝期间监测井口压力并做记录。井口压力变化幅度超过1 MPa，应及时补压或泄压 侯凝期间，不得进行起下钻等井筒作业 高压油、水层的候凝要求宜视同气层,2.9 特殊工艺固井,内插法固井 主要用于导管和表层套管固井 双级固井 主要用于技术套管固井 尾管固井 主要用于技术尾管和产层尾管固井 常规尾管固井 旋转尾管固井 定向井水平井固井 套管居中措施 套管弯曲强度校核,2.10 固井监督,水泥浆大样复查,2.10 固井监督,水泥浆大样复查 在固井施工前两日内将现场水泥干混料、现场配浆水样送至指定实验室。所送现场水泥干混料、配浆水数量均不少

12、于3 kg。 检测单位对送样单位、井号、送样日期、送样人进行登记，并至少保留一周时间。 检测单位在固井施工前完成大样的复查工作，并出具大样复查报告。 现场监督按照固井设计审核水泥浆大样性能 水泥浆大样复查不合格时，应进行调整并重新做大样复查，合格方可施工。,2.10 固井监督,现场监督 主持现场协调会 固井准备工作检查 下套管检查 固井现场监督 主持施工数据统一工作,2.11 固井质量评价与套管试压,固井质量评价方法 固井质量应达到地质、工程设计要求，满足正常条件下的试采作业需要，固井质量依据SY/T 6592进行综合评价 套管试压 套管柱试压方法按SY/T 5467的规定进行 高压气井、高含

13、硫化氢井试压压力可高于标准规定，但试压压力均不能超过套管抗内压屈服强度的80%，否则应采用试压封隔器,三、与原标准对比,修改 对通井钻具组合不再做具体规定，根据井眼实际情况确定通井措施，并遵循通井钻具的刚度不低于套管串刚度的原则（见4.3.4） 对钻井液API滤失量要求从宜小于5 ml改为宜小于4 ml（见4.3.5） 附录C固井设计格式中增加固井后的侯凝、测井及试压措施。 增加 增加了候凝要求（见第7章）,四、修订内容确定依据,河飞203井固井后溢流过程分析 钻井液密度2.20g/cm3 水泥浆设计密度：领浆2.30g/cm3，尾浆2.30g/cm3,四、修订内容确定依据,河飞203井固井后

14、溢流过程分析 2月21日18:00开始下尾管，22日20:00尾管送放到位 23日12:30送放钻具倒扣成功，15:00开始固井施工 泵注顺序是：1.05g/cm3冲洗液2m3；2.20g/cm3隔离液10m3；1.05g/cm3冲洗液2m3；领浆40m3,平均密度2.24g/cm3；尾浆50m3,平均密度2.27g/cm3；大泵替浆80m3；水泥车替浆3.5m3 19:00替浆结束，没有碰压，起钻拔中心管，钻柱内反喷泥浆 20:15起20柱后开始循环，循环出受污染的泥浆 至22:20起钻3柱后关井憋压3MPa侯凝。按固井设计和固井协调会要求憋压2Mpa关井候凝，侯凝时间不少于72小时，憋压时

15、间不少于24小时（有甲方、固井、井队和钻井监督四方签字的书面材料）,四、修订内容确定依据,河飞203井固井后溢流过程分析 23日22:3024日20:00憋压候凝期间井口压力无变化 24日20:00（23:00）25日2:00(3:00)起钻；累计憋压时间 21小时30分 25日2:00(3:00)开始下钻，25日13:30下钻至3160m开始开泵循环划眼探塞，15:30下探至3571.9m（录井仪显示）遇阻，钻时很慢，振动筛有铁屑返出。实际那时钻具已下到回接筒顶部即3624m，钻具计算误差有50.1m。,四、修订内容确定依据,河飞203井固井后溢流过程分析 25日17:3018:00循环；

16、25日18:0026日6:00起钻，井内剩余254米钻具时发现溢流，此时累计候凝55小时。 26日6:30分，溢流量0.7方； 关井至6:40分套压上升至6.5Mpa 26日7:00开泵节流循环，循环10余分钟后泵压6-7Mpa，套压降至1.5Mpa；泥浆密度2.15-2.16 g/cm3 。 26日7:45泄压抢下钻具10柱，井内钻具总长517m，溢流逐渐增大；关井求压，套压6Mpa； 26日8:46开泵节流循环，立压和套压均为12Mpa， 26日8:55点火。,四、修订内容确定依据,原因分析 侯凝时间不够,水泥浆未凝 本次固井领浆的设计密度均为2.30g/cm3，实际入井领浆的平均密度是2

17、.24g/cm3。密度降低会导致水泥浆稠化时间延长，顶部强度发展缓慢。经复检现场所留大样灰和大样水，稠化时间是520min，40小时没有强度，63小时强度7MPa 而设计中2.30g/cm3领浆的稠化时间是440min，48小时顶部强度是16.8MPa 井队在下钻探塞过程没有遇阻证实水泥浆没有强度,四、修订内容确定依据,原因分析 井队麻痹大意，候凝措施执行不力 钻具算错 探不到上塞仍往下扫 起钻不灌浆 甲方候凝监管不到位 对井队提前下钻的举动没有及时制止 后果 由于回接筒被扫掉，多种补救方案最终都无法实施，等待7个月后，最终被放弃，损失巨大 该事件导致多名领导、技术干部被处分,五、几点认识与建议,高压气井在固井和候凝过程中要有保证井控安全的措施 重视标准的作用，标准对施工单位规范施工操作过程中的行为习惯能起到潜移默化的作用 标准是对质量和安全的保障，无论油公司和施工单位都必须严格执行标准。,欢迎提出宝贵意见 谢谢！,