固井质量一次控制研究及应用.doc

江汉石油管理局科学技术研究项目 开 题 报 告 项目名称：套管内固井复杂情况的预防技术的研究应用 负责单位：钻 井 工 程 处 审 查 人： (签字) 起止年月：2000年10月(2001年10月 申报日期：2000年10月30日 一、项目来源及目的意义 固井是钻井工程的最后一道重要工序，固井质量的好坏不仅关系到钻井作业的成败，而且关系到油田合理开发和长期生产的百年大计。而固井质量的评价是通过声幅测井来考核的，合格与否关系到后续采油作业能否按时投入施工，其重要性可见一斑。 在声幅测井过程中，频繁出现套管内电测遇阻的问题。根据遇阻情况可分为两种：一种是由结构较强的胶体或絮凝物造成的遇阻；另一种是由水泥团块或水泥石造成的遇阻，前者称为软遇阻，后者叫硬遇阻。经多方面分析，造成套管内电测遇阻的主要原因有：胶塞结构不合理、耐磨性与抗高温性能差等；压塞液悬浮固相能力差，与钻井液、水泥浆的相容性差，水化不充分在高温下易絮凝；回压凡尔及自锁式胶塞密封不严，导致水泥浆回流进套管，形成水泥团块或水泥石。 早期解决这类电测遇阻通常的做法：在仪器下部挂接加重杆，采取高速冲击或低速慢溜的做法，这种方法可能导致电测仪器落井或冲坏。目前管理局测井处已严正明确，不能使用此方法。为此，只能通过下小钻杆通井清除阻塞物，完成声幅侧井，这样将无形增加钻井费用。 减少损失情况分析： 1、下一次小钻杆的综合损失为16.6万元/井次，每年平均有1(2口井需下小钻杆通井，年平均损失为：33.2万元。 1.1小钻杆使用及运输费用为：6万元(井次； 1.2井队定额为2.4万元(天（大庆130型钻机），一般下小钻杆通井作业时，从准备到完工到第二次测井成功，至少需4天时间，合计为：9.6万元(井次； 1.3二次测井费用为1.0万元(井次。 2、电测遇阻，通过使用加重杆等措施加以解决，其损失为13万元(年。 2.1通过仪器在套管内的快冲、慢溜或挂加重杆等手段电测成功延长了电测时间，也延长了井队的完井时间。一般平均延长10小时(井次，2000年截止8月底已有13口井电测遇阻，后采取措施才电测成功。其损失为：(10/24) ×13×2.4=13万元。 开展项目研究可以解决套管内电测遇阻的问题，每年可减少损失46.2万元/年。同时可使油水井及早投产，经济和社会效益比较显著。 二、国内外现状及发展趋势 关于套管内电测遇阻的问题，国外没有见到相关报道。 在新疆塔里木油田，井较深、封固段较长且通常采用尾管悬挂或分级注水泥方式固井，下小钻杆通井属正常作业程序。只有为数不多的井采用单级注水泥方式固井，但套管内电测遇阻的问题很少出现。中原、辽河油田也用大泵替浆，也极少发生此类情况。初步分析与这些油田所用胶塞及浮箍浮鞋的结构、质量有关，同时与其使用的压塞液、钻井液性能有关 南阳油田则不分深井、浅井而一律采用清水替浆，有效地防止了套管内电测遇阻现象的发生。 三、主要研究内容(包括基本原理、研究思路、技术关键、主要技术指标及试验内容等) 研究思路： 首先从胶塞结构，压塞液，水泥浆，泥浆等在现场运用中的效果调研入手，分析造成套管内测井遇阻的主要原因，然后通过室内外各项试验，研究制定一套安全有效的固井配套技术。 研究内容： 压水泥浆整体式胶塞的设计 （1）橡胶的选择及硫化工艺 （2）胶塞结构及尺寸 水泥浆及替浆介质的性能优化设计 （1）泥浆、水泥浆、压塞液单项性能 泥浆的固相沉降稳定性、塑性粘度 压塞液的高温稳定性、对固相的悬浮能力 （2）钻井液、水泥浆、压塞液相容性 套管下部结构优化设计 浮箍、浮鞋的强度、耐高温性能、密封性能、反应灵敏性 固井替水泥浆工艺设计、施工的综合配套措施 （1）固井工具、工艺的研究与配套 （2）固井顶替介质的研究与配套 （3）井身质量控制 技术关键： 压水泥浆整体式胶塞的设计 水泥浆及替浆介质的性能优化设计 主要技术指标： 现场实验10口井 电测遇阻率控制少于3井次(年 电测遇阻后下小钻杆少于1井次(年 四、开题条件(包括前期工作、参加研制人员情况、现有仪器设备及实验条件等) 由于套管内电测遇阻的问题由来已久，在近几年也作了大量的技术革新，压塞液的选择上已经历了用混浆水、CMC胶液等过程，胶塞的结构、强度及耐高温性能不断改进，对水泥浆的研究工作也从未停顿过，在固井准备前期加强了对完井泥浆的性能监测和调整。对套管内的残留物也作过现场取样分析。 具有全套水泥浆、钻井液、压塞液化验设备和性能良好的固井设备。 项目人员： 张国仿 工程师 大学 组长 负责组织和全面协调 喻先进 高工 大学 副组长 负责现场试验工作的管理和协调 童