CN108240196B - 控制压力敏感性地层环空当量密度的尾管固井方法 - Google Patents
控制压力敏感性地层环空当量密度的尾管固井方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN108240196B CN108240196B CN201711348935.9A CN201711348935A CN108240196B CN 108240196 B CN108240196 B CN 108240196B CN 201711348935 A CN201711348935 A CN 201711348935A CN 108240196 B CN108240196 B CN 108240196B
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- pressure
- density
- well
- drilling fluid
- max
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Active
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 68
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 119
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 114
- 239000002002 slurry Substances 0.000 claims abstract description 66
- 239000004568 cement Substances 0.000 claims abstract description 60
- 238000010276 construction Methods 0.000 claims abstract description 57
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 claims abstract description 41
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 21
- 238000013461 design Methods 0.000 claims abstract description 16
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 13
- 230000000694 effects Effects 0.000 claims abstract description 9
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 26
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 26
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 claims description 20
- 125000006850 spacer group Chemical group 0.000 claims description 11
- 230000003828 downregulation Effects 0.000 claims description 8
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 claims description 5
- 238000007789 sealing Methods 0.000 claims description 5
- 230000001133 acceleration Effects 0.000 claims description 4
- 230000005284 excitation Effects 0.000 claims description 4
- 230000005484 gravity Effects 0.000 claims description 4
- 238000002955 isolation Methods 0.000 claims description 4
- FGUUSXIOTUKUDN-IBGZPJMESA-N C1(=CC=CC=C1)N1C2=C(NC([C@H](C1)NC=1OC(=NN=1)C1=CC=CC=C1)=O)C=CC=C2 Chemical compound C1(=CC=CC=C1)N1C2=C(NC([C@H](C1)NC=1OC(=NN=1)C1=CC=CC=C1)=O)C=CC=C2 FGUUSXIOTUKUDN-IBGZPJMESA-N 0.000 claims description 3
- 230000033001 locomotion Effects 0.000 claims description 3
- 239000012224 working solution Substances 0.000 claims 1
- 230000002265 prevention Effects 0.000 abstract description 3
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 abstract description 2
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 abstract description 2
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 14
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 9
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 7
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 5
- 230000005465 channeling Effects 0.000 description 4
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 3
- 238000011161 development Methods 0.000 description 2
- 238000001125 extrusion Methods 0.000 description 2
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000015271 coagulation Effects 0.000 description 1
- 238000005345 coagulation Methods 0.000 description 1
- 238000007796 conventional method Methods 0.000 description 1
- 230000007547 defect Effects 0.000 description 1
- 230000003116 impacting effect Effects 0.000 description 1
- 230000009545 invasion Effects 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 1
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- 238000007711 solidification Methods 0.000 description 1
- 230000008023 solidification Effects 0.000 description 1
- 230000000087 stabilizing effect Effects 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
- 239000010913 used oil Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/13—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like
- E21B33/14—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like for cementing casings into boreholes
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
本发明公开了一种控制压力敏感性地层环空当量密度的尾管固井方法，以保持井筒稳定的最低当量密度和地层不发生漏失的最高当量密度为基础，在固井前降低钻井液密度，从而降低漏失风险、提高水泥浆顶替效率；完钻后，以钻进过程中的水力学参数及漏失、油气水显示情况为依据，计算环空压力，确定保持井筒稳定的最低当量密度ρmin及地层不发生漏失的最高当量密度ρmax。以ρmin、ρmax为基础进行固井施工设计，以环空水泥浆顶替效率大于90%为目的，通过降低钻井液密度、井口施加回压及合理设计注替排量等方法达到压稳和防漏的效果。
Description
技术领域
本发明涉及一种控制压力敏感性地层环空当量密度的尾管固井方法，属于石油和天然气工程领域。
背景技术
随着勘探开发的逐步深入，海上、深层等难动用油气藏进入快速发展时期，钻完井工程的难度越来越大。油气井固井时遭遇压力敏感性地层的几率愈发增大，这些地层的地层孔隙压力与地层破裂压力接近，钻井过程中井漏与油气水显示同存，固井施工中压稳与防漏的矛盾突出，环空浆柱结构、注替排量设计难度大，如环空压力高于地层孔隙压力可能很小范围即可能造成井漏，一旦发生井漏则极易诱发井涌、井喷等事故，威胁井下和井控安全，如水泥充填效果差则可能发生环空窜流，影响后期作业及生产安全，固井难度极大。
对于压力敏感性地层的尾管固井作业，常规方法是降低施工排量以降低井漏风险或采取“正注反挤”的技术措施等，但是上述方法或难以保证固井质量，影响后期的钻完井作业，或可能对储层造成污染，影响油气采收率，均未能达到固井目的，亦无法解决压力敏感性地层的固井难题。
发明内容
本发明的目的在于克服现有技术存在的上述问题，提供一种控制压力敏感性地层环空当量密度的尾管固井方法。本发明实现了在固井过程中既能压稳油气水显示层、避免发生环空窜流，又能避免承压薄弱地层发生漏失。
为实现上述目的，本发明采用的技术方案如下：
一种控制压力敏感性地层环空当量密度的尾管固井方法，其特征在于，包括如下步骤：
a、通过钻进过程中的水力学参数及漏失、油气水显示情况，确定保持井筒稳定的最低当量密度ρmin，及地层不发生漏失的最高当量密度ρmax；
b、进行固井施工设计，水泥浆密度ρc、隔离液密度ρs、钻井液密度ρ1关系为：ρc＞ρs＞ρ1，获取入井浆体在井底循环温度下的流变性数据，计算注替施工排量Qs、制定注替施工参数；
c、在下套管前的最后一次通井起钻前，调整钻井液密度为ρ0，此密度钻井液将在井筒内产生的静液柱压力P0，P0需满足：维持地层稳定的最低压力Pp+抽吸压力≤P0＜Pmax-激动压力，Pmax为井筒不发生漏失情况下井底所承载的最大动压力，能够正常起钻且下套管过程中不压漏地层；
d、下送套管至上层套管鞋位置Hs时循环下调钻井液密度至ρ1，此密度钻井液及裸眼段钻井液将在井筒内产生静液柱压力P1，P1需满足：Pmax-激动压力≥P1+Pk0≥Pp+抽吸压力，Pk0为井口旋转控制头胶芯所能承受的最大动压力，经过该步骤后，上层管鞋位置以上的井筒中的钻井液密度均为ρ1；
e、在裸眼段下送套管过程中，在井口施加回压Pk1，满足Pmax≥P1+Pk1+激动压力≥Pp+抽吸压力；
f、套管下送至设计位置后，循环下调全井钻井液为ρ1，之后继续循环钻井液；
g、进行固井注替施工作业，在井口施加回压Pks，要求Pp-Phs-Pfs＜Pks＜Pmax-Phs-Pfs，Pfs为注替施工中环空产生的流动压耗，Phs为注替施工中环空的静液柱压力；
h、注替施工结束后，拆卸水泥头并检查回压凡尔密封效果，起钻至水泥浆面以上；
i、起钻至水泥浆面后，开泵循环，循环过程中控制井口回压为Pkx，要求Pp-Phz-Pfx＜Pkx＜Pmax-Phz-Pfx，Pfx为循环时在环空产生的流动压耗，Phz为注替结束时环空静液柱压力。
所述步骤a中，最低当量密度ρmin和最高当量密度ρmax通过如下公式计算得出：
ρmin=ρm （1）
Pmax=ρm＇×g×Hb×10-6+Pf （2）
式中
ρm为维持井筒稳定的最低钻井液密度，kg/m3；
g为重力加速度，取9.81m/s2；
Hb为中完井深，m；
Pmax为井筒不发生漏失情况下，井底所承载的最大动压力，MPa；
Pf为密度ρm＇的钻井液在环空的流动阻力，MPa；
ρm＇为钻进至井深Hb时未发生井漏的最大钻井液密度，kg/m3；
fi＇为环空摩擦系数，无因次，该参数通过钻井液高温高压流变性得到；
Li为钻具的长度，m；
vi为最大排量下的环空流速，m/s；
Dhi为井径，m；
Dpi为钻具外径，m。
所述步骤b中固井施工设计的具体流程如下：
b1、确定固井前钻井液密度ρ1，隔离液密度ρs，水泥浆密度ρc；
b2、计算注替过程中每次停泵时的环空静液柱压力Ph，要求Ph＞Pp-Pk0；
b3、计算注替施工排量Qs；
b4、计算在Qs条件下水泥浆的顶替效率η，要求η＞90%；
b5、计算在Qs条件下环空动压力Pd，要求Pd＜Pmax；
b6、计算注替施工中各不同工序需要在井口施加的回压Pks，要求Pp-Pd＜Pks＜Pmax-Pd；
b7、如水泥浆的顶替效率小于90%、或Pd、Pks不能满足要求，则继续调整固井前钻井液密度，并重新设计水泥浆、隔离液密度及注替水泥浆排量。
所述步骤b中，注替施工参数通过如下公式计算：
Pd=Ph+Pfs （5）
式中
Pfs为注替施工中环空产生的流动压耗，MPa；
fsi为各入井浆体的流动摩擦系数，无因次，通过各工作液的高温高压流变性计算得出；
ρsi为各入井浆体密度，kg/m3；
Lsi为各入井浆体的环空高度，m；
vsi为各入井浆体在环空的流动速度，m/s。
所述步骤b7中，调整钻井液密度时，从密度ρm开始每次下调0.02～0.03g/cm3，通过上述步骤进行计算，达到水泥浆顶替效率η大于90%、且满足Pp＜Pd+ Pks＜Pmax即可。
所述步骤f中，循环的钻井液总容积至少为环空容积的2倍以排除油气水后，逐渐提高循环排量，控制井底循环压力小于Pmax、大于Pp。
所述步骤g中，施工中如有停泵、起泵操作，则应降低或提高排量，降低或提高排量过程应在30～40s内完成。
所述步骤h中，需在井口施加回压Pkq，要求Pp-Phz＜Pkq＜Pmax-Phz，Phz为注替结束时环空静液柱压力。
所述步骤i中，如Pp-Phz-Pfx＜0，打开旋转控制头开井循环。
采用本发明的优点在于：
（1）本发明依据钻进及下套管后循环过程中环空压力变化精确计算出地层压力和地层所承载的最大压力，以此2项数据为基础调整钻井液密度、水泥浆及隔离液性能和注替水泥浆的排量，降低了发生井漏和溢流的风险。
（2）本发明在确保水泥浆顶替效率的基础上极大降低了井漏几率，克服了常规尾管固井方法为避免井漏而无法兼顾水泥浆顶替效率的不足，提高了固井质量，降低了环空窜流风险。
（3）本发明克服了“正注反挤”尾管固井方法水泥浆对油气层的污染及水泥浆流动路径的不确定性，既提高了封隔效果又兼顾了储层保护。
具体实施方式
实施例1
一种控制压力敏感性地层环空当量密度的尾管固井方法，包括如下步骤：
a、通过钻进过程中的水力学参数及漏失、油气水显示情况，确定保持井筒稳定的最低当量密度ρmin，及地层不发生漏失的最高当量密度ρmax；
b、进行固井施工设计，水泥浆密度ρc、隔离液密度ρs、钻井液密度ρ1关系为：ρc＞ρs＞ρ1，获取入井浆体在井底循环温度下的流变性数据，计算注替施工排量Qs、制定注替施工参数；
c、在下套管前的最后一次通井起钻前，调整钻井液密度为ρ0，此密度钻井液将在井筒内产生的静液柱压力P0，P0需满足：维持地层稳定的最低压力Pp+抽吸压力≤P0＜Pmax-激动压力，Pmax为井筒不发生漏失情况下井底所承载的最大动压力，能够正常起钻且下套管过程中不压漏地层；
d、下送套管至上层套管鞋位置Hs时循环下调钻井液密度至ρ1，此密度钻井液及裸眼段钻井液将在井筒内产生静液柱压力P1，P1需满足：Pmax-激动压力≥P1+Pk0≥Pp+抽吸压力，Pk0为井口旋转控制头胶芯所能承受的最大动压力，经过该步骤后，上层管鞋位置以上的井筒中的钻井液密度均为ρ1；
e、在裸眼段下送套管过程中，在井口施加回压Pk1，满足Pmax≥P1+Pk1+激动压力≥Pp+抽吸压力；
f、套管下送至设计位置后，循环下调全井钻井液为ρ1，之后继续循环钻井液；
g、进行固井注替施工作业，在井口施加回压Pks，要求Pp-Phs-Pfs＜Pks＜Pmax-Phs-Pfs，Pfs为注替施工中环空产生的流动压耗，Phs为注替施工中环空的静液柱压力；
h、注替施工结束后，拆卸水泥头并检查回压凡尔密封效果，起钻至水泥浆面以上；
i、起钻至水泥浆面后，开泵循环，循环过程中控制井口回压为Pkx，要求Pp-Phz-Pfx＜Pkx＜Pmax-Phz-Pfx，Pfx为循环时在环空产生的流动压耗，Phz为注替结束时环空静液柱压力。
所述步骤a中，最低当量密度ρmin和最高当量密度ρmax通过如下公式计算得出：
ρmin=ρm （1）
Pmax=ρm＇×g×Hb×10-6+Pf （2）
式中
ρm为维持井筒稳定的最低钻井液密度，kg/m3；
g为重力加速度，取9.81m/s2；
Hb为中完井深，m；
Pmax为井筒不发生漏失情况下，井底所承载的最大动压力，MPa；
Pf为密度ρm＇的钻井液在环空的流动阻力，MPa；
ρm＇为钻进至井深Hb时未发生井漏的最大钻井液密度，kg/m3；
fi＇为环空摩擦系数，无因次，该参数通过钻井液高温高压流变性得到；
Li为钻具的长度，m；
vi为最大排量下的环空流速，m/s；
Dhi为井径，m；
Dpi为钻具外径，m。
所述步骤b中固井施工设计的具体流程如下：
b1、确定固井前钻井液密度ρ1，隔离液密度ρs，水泥浆密度ρc；
b2、计算注替过程中每次停泵时的环空静液柱压力Ph，要求Ph＞Pp-Pk0；
b3、计算注替施工排量Qs；
b4、计算在Qs条件下水泥浆的顶替效率η，要求η＞90%；
b5、计算在Qs条件下环空动压力Pd，要求Pd＜Pmax；
b6、计算注替施工中各不同工序需要在井口施加的回压Pks，要求Pp-Pd＜Pks＜Pmax-Pd；
b7、如水泥浆的顶替效率小于90%、或Pd、Pks不能满足要求，则继续调整固井前钻井液密度，并重新设计水泥浆、隔离液密度及注替水泥浆排量。
所述步骤b中，注替施工参数通过如下公式计算：
Pd=Ph+Pfs （5）
式中
Pfs为注替施工中环空产生的流动压耗，MPa；
fsi为各入井浆体的流动摩擦系数，无因次，通过各工作液的高温高压流变性计算得出；
ρsi为各入井浆体密度，kg/m3；
Lsi为各入井浆体的环空高度，m；
vsi为各入井浆体在环空的流动速度，m/s。
所述步骤b7中，调整钻井液密度时，从密度ρm开始每次下调0.02～0.03g/cm3，通过上述步骤进行计算，达到水泥浆顶替效率η大于90%、且满足Pp＜Pd+ Pks＜Pmax即可。
所述步骤f中，循环的钻井液总容积至少为环空容积的2倍以排除油气水后，逐渐提高循环排量，控制井底循环压力小于Pmax、大于Pp。
所述步骤g中，施工中如有停泵、起泵操作，则应降低或提高排量，降低或提高排量过程应在30～40s内完成。
所述步骤h中，需在井口施加回压Pkq，要求Pp-Phz＜Pkq＜Pmax-Phz，Phz为注替结束时环空静液柱压力。
所述步骤i中，如Pp-Phz-Pfx＜0，打开旋转控制头开井循环。
实施例2
压力敏感性地层固井的关键是在压稳高压地层的同时避免承压薄弱地层发生漏失，本发明提供了一种控制压力敏感性地层环空当量密度的尾管固井方法。该方法含有以下步骤：
1、通过钻进过程中的水力学参数及漏失、油气水显示情况，精确计算环空压力，确定保持井筒稳定的最低当量密度ρmin，及地层不发生漏失的最高当量密度ρmax：
ρmin=ρm （1）
Pmax=ρm＇×g×Hb×10-6+Pf （2）
式中
ρm为维持井筒稳定的最低钻井液密度，kg/m3；
g为重力加速度，取9.81m/s2；
Hb为中完井深，m；
Pmax为井筒不发生漏失情况下，井底所承载的最大动压力，MPa；
Pf为密度ρm＇的钻井液在环空的流动阻力，MPa；
ρm＇为钻进至井深Hb时未发生井漏的最大钻井液密度，kg/m3；
fi＇为环空摩擦系数，无因次，该参数通过钻井液高温高压流变性得到；
Li为钻具的长度，m；
vi为最大排量下的环空流速，m/s；
Dhi为井径，m；
Dpi为钻具外径，m。
2、进行固井施工设计，水泥浆密度ρc、隔离液密度ρs、钻井液密度ρ1关系为：ρc＞ρs＞ρ1，通过高温高压流变性试验获取入井浆体在井底循环温度下的流变性数据，设计计算注替施工排量Qs、制定注替施工参数，其中：
Pd=Ph+Pfs （5）
式中
Pfs为各入井浆体在环空的流动阻力，MPa；
Pk0为井口旋转防喷器最大允许憋压值，MPa；
fsi为各入井浆体的流动摩擦系数，无因次，通过各工作液的高温高压流变性计算得出；
ρsi为各入井浆体密度，kg/m3；
Lsi为各入井浆体的环空高度，m；
vsi为各入井浆体在环空的流动速度，m/s；
其它参数意义同式（1）、（2）、（3）、（4）。
调整钻井液密度时，可从密度ρm开始每次下调0.02～0.03g/cm3，通过上述所列步骤进行计算，达到水泥浆顶替效率大于90%、且满足Pp＜Pd+ Pks＜Pmax即可。
3、在下套管前的最后一次通井起钻前，调整钻井液密度为ρ0，此密度钻井液将在井筒内产生的静液柱压力P0，P0需满足：Pp+抽吸压力≤P0＜Pmax-激动压力，能够正常起钻且下套管过程中不压漏地层。
4、下送套管至上层套管鞋位置Hs时循环下调钻井液密度至ρ1，此密度钻井液及裸眼段钻井液将在井筒内产生静液柱压力P1，P1需满足：Pmax≥P1+Pk0≥Pp，Pk0为井口旋转控制头胶芯所能承受的最大动压力，经过该步骤后，上层管鞋位置以上的井筒中的钻井液密度均为ρ1。
5、在裸眼段下送套管过程中，需通过回压补偿系统和旋转控制头在井口施加回压Pk1，需满足Pmax≥P1+Pk1+激动压力≥Pp。
6、套管下送至设计位置后，循环下调全井钻井液为ρ1，之后继续循环钻井液，循环的钻井液总容积至少为环空容积的2倍以排除油气水后，期间逐渐提高循环排量，控制井底循环压力小于Pmax、大于Pp。
7、按照已制定的施工程序进行固井注替施工作业，并在不同的施工步骤中按照前期计算在井口施加回压Pks，施工中如有停泵、起泵操作，则应缓慢降低或提高排量，降低或提高排量过程应在30～40s内完成，以便有充分时间用于调整井口回压值。
8、注替施工结束后，拆卸水泥头并检查回压凡尔密封效果，起钻至水泥浆面以上；此过程中需在井口施加回压Pkq，要求Pp-Phz＜Pkq＜Pmax-Phz，Phz为注替结束时环空静液柱压力。
9、起钻至水泥浆面后，开泵循环，循环过程中控制井口回压为Pkx，要求Pp-Phz-Pfx＜Pkx＜Pmax-Phz-Pfx，Pfx为循环时在环空产生的流动压耗，如Pp-Phz-Pfx＜0，可打开旋转控制头开井循环。
实施例3
在钻进至中完井深后，根据实际钻进中的钻具组合、钻井液流变参数、钻井液密度、泥浆泵排量及泵压，通过水力学计算得到保持井筒稳定的最低当量密度ρmin，及地层不发生漏失的最高当量密度ρmax；
下尾管前将全井钻井液密度调整为ρ0，在该条件下能够正常起下钻，既不发生漏失，也无油气水显示；
下送尾管至上层管鞋位置循环钻井液，下调钻井液密度为ρ1，调整后上层管鞋位置以上的钻井液密度为ρ1、裸眼段钻井液密度仍为ρ0；
继续下送尾管至设计井深，在此过程中需通过回压补偿系统及旋转控制头在井口施加回压Pk1；
下送尾管至设计井深后，循环钻井液，调整全井筒钻井液密度为ρ1，通过计算确定循环排量，在此排量下井底循环压力小于Pmax、大于Pp；
按照设计程序进行注替水泥浆施工，并在投胶塞和倒换闸门时通过回压补偿系统及旋转控制头在井口向环空施加回压Pks；
注替水泥浆施工结束后，起钻过程中在井口向环空施加回压Pkq；
钻杆起出水泥浆面后开泵循环，并通过回压补偿系统及旋转控制头向环空施加回压Pkx；
通过防喷器组向环空憋压、候凝。
实施例4
一种控制压力敏感性地层环空当量密度的尾管固井方法，以保持井筒稳定的最低当量密度和地层不发生漏失的最高当量密度为基础，在固井前降低钻井液密度，从而降低漏失风险、提高水泥浆顶替效率；第一步，完钻后，以钻进过程中的水力学参数及漏失、油气水显示情况为依据，计算环空压力，确定保持井筒稳定的最低当量密度ρmin及地层不发生漏失的最高当量密度ρmax。第二步，以ρmin、ρmax为基础进行固井施工设计，以环空水泥浆顶替效率大于90%为目的，通过降低钻井液密度、井口施加回压及合理设计注替排量等方法达到压稳和防漏的效果。
进行固井施工设计时可以包含以下步骤：
（1）设计固井前钻井液密度，可在完钻钻井液密度基础上下调0.02～0.03g/cm3；
（2）设计固井用隔离液、水泥浆密度；
（3）设计注替隔离液、水泥浆排量，计算水泥浆顶替效率、固井最大动当量密度Pd及井口需要施加的回压值Pks，其中水泥浆顶替效率需大于90%、 Pd应满足小于地层最低漏失压力、Pd+Pks应满足大于维持地层稳定的最低压力、Pks应小于井口旋转防喷器最大允许憋压值；
（4）如水泥浆顶替效率小于90%、或Pd、Pks不能满足要求，则继续调整固井前钻井液密度，并重新设计水泥浆、隔离液密度及注替水泥浆排量。
在整个固井施工的各个步骤均需要按设计、并通过回压补偿装置和旋转控制头在井口施加回压，包括：下送套管、调整钻井液密度、注替隔离液和水泥浆以及碰压后上提钻具、循环钻井液，以实现全过程对压力敏感性地层环空当量密度的有效控制。
实施例5
本发明所述尾管固井方法已经在川西北海相深层S1井、S70井等进行了现场验证，取得了较好的固井质量。运用本尾管固井方法，精确计算各工况下的环空压力，确保固井全过程环空压力大于地层孔隙压力而不超过地层最大承压能力，大幅度降低了井漏和环空窜流风险。
本发明在S1井Φ114.3mm尾管固井得到成功应用。S1井三开采用2.25g/cm3的钻井液Φ139.7mm钻头钻至6737m完钻，钻进过程中发生多次漏失并进行过多次堵漏作业，裸眼段共有5个显示层位，气侵严重，准确判断地层承压能力是本次固井达到良好封固质量、防止施工中发生井漏和环空气窜的关键。根据钻进过程中循环及完钻后静止观察的情况：
（1）钻井液密度为2.30g/cm3、排量为7L/s可正常循环且井下无漏失，排量为7.5L/s即发生漏失；
（2）钻井液密度为2.30g/cm3，开井、48小时未循环钻井液，观察后效可知油气上窜速度17.26m/h。由此可知地层可承载的最大动当量为2.36g/cm3，维持井筒稳定的最低静当量为2.30g/cm3。
固井施工过程为：
（1）最后一趟通井至井底循环过程中，调整井筒内钻井液密度为2.30g/cm3；
（2）起钻，下套管至上层管鞋位置；
（3）循环调整上层管鞋以上钻井液密度为2.20g/cm3，关闭旋转控制头，在井口施加回压7MPa，保持裸眼段静当量为2.31g/cm3，保持井筒稳定、不漏不溢；
（4）继续下套管至设计井深，循环调整全井筒钻井液密度为2.20g/cm3，控制循环排量7～10L/s，保持裸眼段动当量为2.30～2.32g/cm3；
（5）注替水泥浆，控制注替排量7～9L/s，中途停泵期间，在井口施加回压6.6～7MPa，保持裸眼段动当量为2.31～2.35g/cm3、静当量为2.31～2.34g/cm3；
（6）替浆结束后，井口施加回压7MPa，起钻15柱；
（7）循环钻井液，排量10～11L/s、总量80m3，并在井口施加回压2～3MPa，弥补水泥浆失重造成的环空液柱压力损失，控制裸眼段静当量为2.30～2.35g/cm3；
（8）环空憋压7～8MPa候凝。
该井固井施工顺利，未发生井漏，注替水泥浆期间井口无气显示，电测固井质量良好。
Claims (9)
1.一种控制压力敏感性地层环空当量密度的尾管固井方法，其特征在于，包括如下步骤：
a、通过钻进过程中的水力学参数及漏失、油气水显示情况，确定保持井筒稳定的最低当量密度ρmin，及地层不发生漏失的最高当量密度ρmax；
b、进行固井施工设计，水泥浆密度ρc、隔离液密度ρs、钻井液密度ρ1关系为：ρc＞ρs＞ρ1，获取入井浆体在井底循环温度下的流变性数据，计算注替施工排量Qs、制定注替施工参数；
c、在下套管前的最后一次通井起钻前，调整钻井液密度为ρ0，此密度钻井液将在井筒内产生的静液柱压力P0，P0需满足：维持地层稳定的最低压力Pp+抽吸压力≤P0＜Pmax-激动压力，Pmax为井筒不发生漏失情况下井底所承载的最大动压力，能够正常起钻且下套管过程中不压漏地层；
d、下送套管至上层套管鞋位置Hs时循环下调钻井液密度至ρ1，此密度钻井液及裸眼段钻井液将在井筒内产生静液柱压力P1，P1需满足：Pmax-激动压力≥P1+Pk0≥Pp+抽吸压力，Pk0为井口旋转控制头胶芯所能承受的最大动压力，经过该步骤后，上层管鞋位置以上的井筒中的钻井液密度均为ρ1；
e、在裸眼段下送套管过程中，在井口施加回压Pk1，满足Pmax≥P1+Pk1+激动压力≥Pp+抽吸压力；
f、套管下送至设计位置后，循环下调全井钻井液为ρ1，之后继续循环钻井液；
g、进行固井注替施工作业，在井口施加回压Pks，要求Pp-Phs-Pfs＜Pks＜Pmax-Phs-Pfs，Pfs为注替施工中环空产生的流动压耗，Phs为注替施工中环空的静液柱压力；
h、注替施工结束后，拆卸水泥头并检查回压凡尔密封效果，起钻至水泥浆面以上；
i、起钻至水泥浆面后，开泵循环，循环过程中控制井口回压为Pkx，要求Pp-Phz-Pfx＜Pkx＜Pmax-Phz-Pfx，Pfx为循环时在环空产生的流动压耗，Phz为注替结束时环空静液柱压力。
2.根据权利要求1所述的控制压力敏感性地层环空当量密度的尾管固井方法，其特征在于：所述步骤a中，最低当量密度ρmin和最高当量密度ρmax通过如下公式计算得出：
ρmin＝ρm (1)
Pmax＝ρm＇×g×Hb×10-6+Pf (2)
式中
ρm为维持井筒稳定的最低钻井液密度，kg/m3；
g为重力加速度，取9.81m/s2；
Hb为中完井深，m；
Pmax为井筒不发生漏失情况下，井底所承载的最大动压力，MPa；
Pf为密度ρm＇的钻井液在环空的流动阻力，MPa；
ρm＇为钻进至井深Hb时未发生井漏的最大钻井液密度，kg/m3；
fi＇为环空不同井段钻井液的摩擦系数，无因次，该参数通过钻井液高温高压流变性得到；
Li为不同井段钻具的长度，m；
vi为最大排量下不同井段的环空流速，m/s；
Dhi为不同井段的井径，m；
Dpi为不同井段的钻具外径，m；
n为计算过程中将井筒分割的井段数量；
i为井筒中各井段的编号。
3.根据权利要求2所述的控制压力敏感性地层环空当量密度的尾管固井方法，其特征在于：所述步骤b中固井施工设计的具体流程如下：
b1、确定固井前钻井液密度ρ1，隔离液密度ρs，水泥浆密度ρc；
b2、计算注替过程中每次停泵时的环空静液柱压力Ph，要求Ph＞Pp-Pk0；
b3、计算注替施工排量Qs；
b4、计算在Qs条件下水泥浆的顶替效率η，要求η＞90％；
b5、计算在Qs条件下环空动压力Pd，要求Pd＜Pmax；
b6、计算注替施工中各不同工序需要在井口施加的回压Pks，要求Pp-Pd＜Pks＜Pmax-Pd；
b7、如水泥浆的顶替效率小于90％、或Pd、Pks不能满足要求，则继续调整固井前钻井液密度，并重新设计水泥浆、隔离液密度及注替水泥浆排量。
4.根据权利要求3所述的控制压力敏感性地层环空当量密度的尾管固井方法，其特征在于：所述步骤b中，注替施工参数通过如下公式计算：
Pd＝Ph+Pfs (5)
Pp＝ρm×g×Hb×10-6 (6)
式中
n＇为参与计算的入井浆体数量；
Pfs为注替施工中环空产生的流动压耗，MPa；
j为各种入井浆体的编号；
fsj为各编号入井浆体的流动摩擦系数，无因次；通过工作液的高温高压流变性计算得出；
ρsj为各编号入井浆体的密度，kg/m3；
Lsj为各编号入井浆体的环空高度，m；
vsj为各编号入井浆体在环空的流动速度，m/s；
Dhj为各编号入井浆体所占井段的平均井径；
Dpj为各编号入井浆体所占井段的平均管具外径。
5.根据权利要求4所述的控制压力敏感性地层环空当量密度的尾管固井方法，其特征在于：所述步骤b7中，调整钻井液密度时，从密度ρm开始每次下调0.02～0.03g/cm3，通过上述步骤进行计算，达到水泥浆顶替效率η大于90％、且满足Pp＜Pd+Pks＜Pmax即可。
6.根据权利要求5所述的控制压力敏感性地层环空当量密度的尾管固井方法，其特征在于：所述步骤f中，循环的钻井液总容积至少为环空容积的2倍以排除油气水后，逐渐提高循环排量，控制井底循环压力小于Pmax、大于Pp。
7.根据权利要求6所述的控制压力敏感性地层环空当量密度的尾管固井方法，其特征在于：所述步骤g中，施工中如有停泵、起泵操作，则应降低或提高排量，降低或提高排量过程应在30～40s内完成。
8.根据权利要求7所述的控制压力敏感性地层环空当量密度的尾管固井方法，其特征在于：所述步骤h中，需在井口施加回压Pkq，要求Pp-Phz＜Pkq＜Pmax-Phz，Phz为注替结束时环空静液柱压力。
9.根据权利要求8所述的控制压力敏感性地层环空当量密度的尾管固井方法，其特征在于：所述步骤i中，如Pp-Phz-Pfx＜0，打开旋转控制头开井循环。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201711348935.9A CN108240196B (zh) | 2017-12-15 | 2017-12-15 | 控制压力敏感性地层环空当量密度的尾管固井方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201711348935.9A CN108240196B (zh) | 2017-12-15 | 2017-12-15 | 控制压力敏感性地层环空当量密度的尾管固井方法 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN108240196A CN108240196A (zh) | 2018-07-03 |
| CN108240196B true CN108240196B (zh) | 2020-08-21 |
Family
ID=62701064
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN201711348935.9A Active CN108240196B (zh) | 2017-12-15 | 2017-12-15 | 控制压力敏感性地层环空当量密度的尾管固井方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN108240196B (zh) |
Families Citing this family (10)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN110905440A (zh) * | 2018-08-28 | 2020-03-24 | 中国石油天然气股份有限公司 | 固井最大顶替排量的确定方法、装置以及固井方法、系统 |
| CN109458171B (zh) * | 2018-10-23 | 2022-04-22 | 西南石油大学 | 一种新型窄安全密度窗口地层漏失压力测量的方法 |
| CN110469320B (zh) * | 2019-08-01 | 2022-11-29 | 长江大学 | 一种失返性井漏当量密度计算方法 |
| CN110593856B (zh) * | 2019-10-21 | 2022-09-06 | 中国石油集团川庆钻探工程有限公司 | 一种固井安全作业密度窗口测定方法 |
| CN111058794B (zh) * | 2019-11-26 | 2021-09-28 | 中国石油天然气股份有限公司 | 对环空施加回压的控制方法及装置 |
| CN111395965B (zh) * | 2020-03-23 | 2022-03-01 | 中国石油天然气集团有限公司 | 一种适用于易漏地层安全下套管作业方法 |
| CN111287688B (zh) * | 2020-03-27 | 2022-04-08 | 中国石油天然气集团有限公司 | 水泥浆失重值确定方法、固井后分时段环空憋压候凝方法 |
| CN112417778A (zh) * | 2020-11-18 | 2021-02-26 | 中国石油大学(华东) | 基于深层井筒水泥浆体系模拟的控压固井方法及系统 |
| CN113047776B (zh) * | 2020-12-01 | 2024-03-01 | 中国石油天然气股份有限公司 | 用于下套管过程中的井底压力控制系统及下套管方法 |
| CN114482916B (zh) * | 2021-12-27 | 2024-02-13 | 中海石油(中国)有限公司 | 带封隔器的尾管控压候凝施工参数分析方法、装置及介质 |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| GB2431942A (en) * | 2005-10-20 | 2007-05-09 | Weatherford Lamb | Managed pressure drilling |
| RU2006145527A (ru) * | 2006-12-20 | 2008-06-27 | Открытое акционерное общество "Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов" Открытого акционерного общества "Газпром" (ОАО "СевКавНИПИгаз" ОАО "Газпром") (RU) | Способ цементирования обсадной колонны газовой скважины в условиях многолетнемерзлых пород |
| CN103485771A (zh) * | 2013-09-26 | 2014-01-01 | 中国石油集团川庆钻探工程有限公司 | 一种固井前检验地层承压能力的方法 |
| CN105298440A (zh) * | 2015-10-27 | 2016-02-03 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种固井环空浆柱结构的设计方法 |
| CN105332671A (zh) * | 2015-10-27 | 2016-02-17 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种高压井固井的工艺方法 |
| CN106437609A (zh) * | 2016-10-14 | 2017-02-22 | 西南石油大学 | 一种高温高压超深井全过程塞流防漏固井设计方法 |
| CN106555565A (zh) * | 2016-11-30 | 2017-04-05 | 中石化石油工程技术服务有限公司 | 一种低压易漏失井正注反挤的固井方法 |
-
2017
- 2017-12-15 CN CN201711348935.9A patent/CN108240196B/zh active Active
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| GB2431942A (en) * | 2005-10-20 | 2007-05-09 | Weatherford Lamb | Managed pressure drilling |
| RU2006145527A (ru) * | 2006-12-20 | 2008-06-27 | Открытое акционерное общество "Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов" Открытого акционерного общества "Газпром" (ОАО "СевКавНИПИгаз" ОАО "Газпром") (RU) | Способ цементирования обсадной колонны газовой скважины в условиях многолетнемерзлых пород |
| CN103485771A (zh) * | 2013-09-26 | 2014-01-01 | 中国石油集团川庆钻探工程有限公司 | 一种固井前检验地层承压能力的方法 |
| CN105298440A (zh) * | 2015-10-27 | 2016-02-03 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种固井环空浆柱结构的设计方法 |
| CN105332671A (zh) * | 2015-10-27 | 2016-02-17 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种高压井固井的工艺方法 |
| CN106437609A (zh) * | 2016-10-14 | 2017-02-22 | 西南石油大学 | 一种高温高压超深井全过程塞流防漏固井设计方法 |
| CN106555565A (zh) * | 2016-11-30 | 2017-04-05 | 中石化石油工程技术服务有限公司 | 一种低压易漏失井正注反挤的固井方法 |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| 《大港油田防漏防窜固井技术研究与应用》;付家文;《中国优秀硕士学位论文全文数据库 工程科技Ⅰ辑》;20140315(第3期);全文 * |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN108240196A (zh) | 2018-07-03 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN108240196B (zh) | 控制压力敏感性地层环空当量密度的尾管固井方法 | |
| CN108915635B (zh) | 防止高压气井尾管固井后气窜的方法 | |
| CN108825125B (zh) | 一种动态变参数压井工艺方法 | |
| CA2262279C (en) | Down hole, hydrodynamic well control, blowout prevention | |
| CN108825156B (zh) | 一种用于控压钻井的气侵控制方法 | |
| CN110118069B (zh) | 一种超深井钻井压力控制设备及操作方法 | |
| CN112012667B (zh) | 结合精细控压技术的试油完井一体化管柱 | |
| CN106639971A (zh) | 一种射孔炮眼高承压封堵方法 | |
| CN111395965B (zh) | 一种适用于易漏地层安全下套管作业方法 | |
| CN102425371A (zh) | 煤层气井裸眼复合造穴方法 | |
| CN109723403A (zh) | 一种尾管控压固井工艺 | |
| CN107478544B (zh) | 盐水层钻井液密度的确定方法与装置 | |
| CN110886594B (zh) | 开采煤层气的方法 | |
| CN104712287A (zh) | 一种水平井安全密度窗口扩展方法 | |
| CN112065296B (zh) | 结合精细控压技术的完井作业方法 | |
| CN110593856B (zh) | 一种固井安全作业密度窗口测定方法 | |
| Al-hlaichi et al. | Drilling optimization by using advanced drilling techniques in buzurgan oil field | |
| CN114396243B (zh) | 一种气体钻井高压气井完井方法 | |
| CN111535747B (zh) | 一种钻井窄窗口下套管防漏失方法 | |
| CN217501618U (zh) | 一种窄密度窗口地层固井控制系统 | |
| CN115653536A (zh) | 一种钻井过程中液体胶塞封隔产层循环控压方法及系统 | |
| Petty et al. | Fluid diversion in an open-hole slotted liner–a first step in multiple zone EGS stimulation | |
| Agustinus et al. | Managed pressure drilling application to deploy lower completion safely and efficiently in static-underbalanced well | |
| Dupriest | Use of new hydrostatic-packer concept to manage lost returns, well control, and cement placement in field operations | |
| CN113863883A (zh) | 一种压差卡钻的解卡方法及其应用 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PB01 | Publication | ||
| PB01 | Publication | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| GR01 | Patent grant | ||
| GR01 | Patent grant |