CN119352929A - 一种提高固井质量的方法 - Google Patents
一种提高固井质量的方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN119352929A CN119352929A CN202410892995.0A CN202410892995A CN119352929A CN 119352929 A CN119352929 A CN 119352929A CN 202410892995 A CN202410892995 A CN 202410892995A CN 119352929 A CN119352929 A CN 119352929A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- pressure
- well
- pipe
- quick
- well cementation
- 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.)
- Pending
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 44
- 239000004568 cement Substances 0.000 claims abstract description 111
- 238000001035 drying Methods 0.000 claims abstract description 59
- 239000002002 slurry Substances 0.000 claims abstract description 35
- 230000003068 static effect Effects 0.000 claims abstract description 31
- 238000010276 construction Methods 0.000 claims abstract description 27
- 238000007789 sealing Methods 0.000 claims abstract description 23
- 238000007667 floating Methods 0.000 claims abstract description 21
- 239000000725 suspension Substances 0.000 claims abstract description 12
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract description 7
- 230000008719 thickening Effects 0.000 claims description 15
- 230000008569 process Effects 0.000 claims description 10
- 238000009833 condensation Methods 0.000 claims description 4
- 230000005494 condensation Effects 0.000 claims description 4
- 238000013461 design Methods 0.000 claims description 4
- 206010067171 Regurgitation Diseases 0.000 claims 1
- 238000007711 solidification Methods 0.000 abstract description 6
- 230000008023 solidification Effects 0.000 abstract description 6
- 238000011161 development Methods 0.000 abstract description 5
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 5
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 15
- 238000001879 gelation Methods 0.000 description 12
- 230000008859 change Effects 0.000 description 5
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 5
- 230000000087 stabilizing effect Effects 0.000 description 5
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 3
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 3
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 3
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 3
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 3
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 3
- 238000012797 qualification Methods 0.000 description 3
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 2
- 230000005465 channeling Effects 0.000 description 2
- 239000002131 composite material Substances 0.000 description 2
- 230000007547 defect Effects 0.000 description 2
- 230000036571 hydration Effects 0.000 description 2
- 238000006703 hydration reaction Methods 0.000 description 2
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 2
- 230000004580 weight loss Effects 0.000 description 2
- 229910000599 Cr alloy Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910001141 Ductile iron Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 230000006978 adaptation Effects 0.000 description 1
- 239000000788 chromium alloy Substances 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 230000015271 coagulation Effects 0.000 description 1
- 238000005345 coagulation Methods 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 238000000280 densification Methods 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 239000000428 dust Substances 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 1
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 1
- 238000003825 pressing Methods 0.000 description 1
- 230000002035 prolonged effect Effects 0.000 description 1
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 230000000630 rising effect Effects 0.000 description 1
- 235000013580 sausages Nutrition 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 description 1
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 description 1
- 239000004575 stone Substances 0.000 description 1
- 230000007847 structural defect Effects 0.000 description 1
- 238000012795 verification Methods 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
-
- 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
- E21B33/138—Plastering the borehole wall; Injecting into the formation
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)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
本申请属于油气田开发领域,公开了一种提高固井质量的方法,包括:在固井施工碰压后,检查浮箍浮鞋是否失效;当浮箍浮鞋失效时,重新顶替回吐量,管内关井;关井后进行环空憋压候凝,从泵注快干水泥浆开始至快干水泥浆井底温度静胶凝起强度时间记录压力;环空憋压后,进行管内泄压,基于泄压回吐量判断管内是否具备一次泻压条件,若具备一次泄压条件,管内敞开候凝,若不具备一次泄压条件,继续关井候凝至少30分钟后观察泄压回吐量。本申请的提高固井质量的方法,针对性强,现场可操作,使用效果好,可以确保气层压稳,避免水泥环微环隙的产生,保障水泥环密封完整性,延长油气井开采寿命,在套管固井、深层尾管悬挂固井中具有广阔的应用市场。
Description
技术领域
本申请属于油气田开发领域,尤其涉及一种提高固井质量的方法。
背景技术
井工程质量的好坏直接关系到钻井工程成败和油气井寿命,固井是保证井工程质量的关键技术,是保障油气田勘探开发可持续、高质量发展的重要手段。固井工具的可靠性是保障固井作业安全和固井质量的前提条件。浮箍浮鞋、尾管悬挂器顶部封隔器作为重要的固井工具,在井下环境如高温、腐蚀、井眼清洁程度、钻井液性能等,施工因素如井口落物、压差、循环等,工具自身因素如井况适应问题、结构缺陷、质量缺陷等的影响下,可能会出现浮箍浮鞋失效和尾管悬挂器顶部封隔器失效的现象。当浮箍浮鞋失效时,管外水泥浆在压差作用下回流至管内,形成“高水泥塞”,造成环空封固段水泥浆减少,水泥浆返高不够影响封固段质量,同时在管内形成的高水泥塞,增加了钻塞周期和钻井成本;尾管悬挂器顶部封隔器失效的判断具有一定的滞后性,只有在起钻至水泥浆界面以上100-200m,循环洗井1个迟到时间,循环出口检测到烃值,才能判断顶封失效,而此时已经发生了喇叭口窜气,增加了后续钻完井作业的井控风险。
针对浮箍浮鞋工具在井下环境、施工因素、工具自身因素等条件下,可能会出现的浮箍浮鞋失效现象,现有技术侧重于研究提高浮箍浮鞋工具的可靠性,例如,CN209100006U公开了一种固井作业用浮鞋,该专利在结构上设置了浮鞋稳固装置,避免中心杆晃动,防止浮鞋出现回流现象,从而提高工程质量和工作效率;CN211692393U公开了一种水平井专用浮箍引鞋装置,该专利采用防落物安装件,能够有效解决下落的尘土堵塞套管循环通道问题;CN212898426U公开了一种新型复合材料阀芯浮箍浮鞋,该专利内部阀芯采用新型高分子复合材料,极易钻除,缩短钻塞施工时间,提高钻塞施工效率,节约成本。CN213269840U公开了一种双阀式浮鞋,该专利采用双阀结构,避免出现注水泥时遇阻,降低灌香肠等重大固井事故发生的概率,阻流阀为铬合金材质,具有高弹性,使用时不易损坏,使用寿命较长。CN219139027U公开了一种可用于高温固井的浮箍浮鞋,该专利的凡尔座、花篮采用球墨铸铁加工而成,具有良好的耐高温性能。但是,针对缺乏在现场实际应用情况和在浮箍浮鞋失效条件下如何提高固井质量的研究。现场常用的技术方法是管内关井候凝至快干水泥浆稠化时间附加8h或直接关井24h后,再管内泄压、拆卸水泥头。此方法尽管可以避免水泥浆回流,但是,并未采取环空憋压技术措施,不能确保环空水泥浆候凝失重后的气层压稳要求,另外管内憋压稠化时间附加8h或直接关井24h,待环空水泥浆凝固后管内泄压,会导致套管收缩,形成微环隙,影响水泥环胶结质量,严重的会发生环空带压等问题。
另一方面,世界上大约有三分之一的油气田中含酸性腐蚀介质,我国川东北和塔里木地区的油气井也富含H2S和CO2等酸性腐蚀介质,为了提高高温深井尾管悬挂固井质量,一般采用带顶部封隔器尾管悬挂固井工具,其工作原理是在尾管悬挂固井施工结束后,环空憋压,机械下压锁紧套,剪断启动剪钉,胀封胶筒,从而封隔套管环空,防止发生环空窜气,避免发生环空带压等问题,确保井筒密封完整性,从而延长油气井开采寿命。针对尾管悬挂器顶部封隔器失效的情况,CN215565843U公开了一种验证管外封隔器胀封成功的完井管柱结构,该专利在管外封隔器上下方分别设有分级箍,可以验证管外封隔器是否胀封完成以及密封性是否良好,一旦发现管外封隔器胀封失败可以采取起管柱更换管外封隔器等方式来避免后期带来的更大的经济损失。但是该方法仅适用于完井管柱的封隔器密封验证,并未涉及带顶部封隔器尾管悬挂固井领域,而尾管悬挂固井顶封失效存在一定的滞后性,只有在起钻至水泥浆界面以上100-200m,循环洗井1个迟到时间,井口检测有烃值,才能判断顶封失效,而此时已经发生了喇叭口窜气,已无补救措施。
为此,有必要提出一种在固井浮箍浮鞋失效和尾管悬挂器顶部封隔器失效的条件下提高固井质量的技术方法,以解决浮箍浮鞋失效和尾管悬挂器顶部封隔器失效工况条件下的固井难题。
发明内容
为了克服上述现有技术存在的缺陷,本申请的目的在于提供一种在固井浮箍浮鞋失效和尾管悬挂器顶部封隔器失效的条件下提高固井质量的技术方法,该技术方法针对性强,现场可操作,使用效果好,有效保障在浮箍浮鞋失效和尾管悬挂器顶部封隔器失效的条件下提高固井质量,保障水泥环密封完整性,延长油气井开采寿命。
为实现上述目的,本申请提供了一种提高固井质量的方法,包括:
在固井施工碰压后,检查浮箍浮鞋是否失效;
当浮箍浮鞋失效时,重新顶替回吐量,管内关井;
关井后进行环空憋压候凝,从泵注快干水泥浆开始至快干水泥浆井底温度静胶凝起强度时间记录立压;
环空憋压后,进行管内泄压,基于泄压回吐量判断管内是否具备一次泻压条件,若具备一次泄压条件,管内敞开候凝,若不具备一次泄压条件,继续关井候凝30分钟后观察泄压回吐量。
进一步的,检查浮箍浮鞋是否失效,包括:
当固井施工碰压后,泄压不断流,判定浮箍浮鞋失效,并记录回吐量。
进一步的,关井后进行环空憋压候凝,包括:
通过环空憋压控制井底或漏层当量密度小于地层承压当量密度,大于快干水泥浆失重后的气层压稳当量密度。
进一步的,环空憋压的憋入量小于25m环空封固段的水泥浆量。
进一步的,管内泄压的时间晚于快干水泥浆在井底温度下的静胶凝起强度时间,早于快干水泥浆在循环温度下的静胶凝起强度时间。
进一步的,循环温度为考虑温度系数后,快干水泥浆的稠化实验温度。
进一步的,基于泄压回吐量判断管内是否具备一次泻压条件,包括:
若立压降低,回吐量减小,判定当前管内具备管内一次泄压条件;
若立压未降低,回吐量未减小,判定当前管内不具备一次泄压条件,继续关井候凝至少30分钟后观察泄压回吐量。
进一步的,一种提高固井质量的方法还包括:在固井施工碰压后,假设顶封失效,进行泄压检查回流,通过环空憋压控制井底或漏层当量密度不超过地层承压当量密度,坐封封隔器。
进一步的,一种提高固井质量的方法还包括:
固井施工全过程采用尾管悬挂精细控压;
固井施工结束后控制密度按地层承压当量密度上限操作。
进一步的,环空憋压包括:井口憋压5-15MPa候凝,待快干水泥浆在快干封固段顶部井深对应温度下的静胶凝起强度后,井口泄压至1-3MPa,候凝至固井设计要求时间。
本申请的技术效果和优点:
(1)本申请公开的一种在固井浮箍浮鞋失效和尾管悬挂器顶部封隔器失效的条件下提高固井质量的技术方法,可以在浮箍浮鞋失效的工况下,仍能采取环空憋压技术措施,确保气层压稳,同时还可以做到精准及时管内泄压,避免管内长时间憋压导致环空微环隙,确保水泥浆界面胶结强度,提高固井质量,保障井筒密封完整性。
(2)本申请公开的固井浮箍浮鞋失效和尾管悬挂器顶部封隔器失效的条件下提高固井质量的技术方法,可以有效避免顶封失效判断的滞后性带来的无法补救的喇叭口窜气风险,规避盲目井口憋压,后期泄压易引起尾管段产生环空微环隙,难以保障封固段质量,易产生环空带压风险等,具有很强的适用性和可操作性,现场应用效果好。
(3)本申请公开的固井浮箍浮鞋失效和尾管悬挂器顶部封隔器失效的条件下提高固井质量的技术方法,针对性强,现场可操作,使用效果好,可以确保气层压稳,避免水泥环微环隙的产生,保障水泥环密封完整性,延长油气井开采寿命,在套管固井、深层尾管悬挂固井中具有广阔的应用市场。
本申请的其它特征和优点将在随后的说明书中阐述,并且,部分地从说明书中变得显而易见,或者通过实施本申请而了解。本申请的目的和其他优点可通过在说明书、权利要求书以及附图中所指出的结构来实现和获得。
附图说明
图1为本申请的一种提高固井质量的方法的流程图;
图2为本申请实施例1的快干水泥浆大样稠化曲线图;
图3为本申请实施例1的快干水泥浆大样46℃静胶凝曲线图;
图4为本申请实施例1的快干水泥浆大样37℃静胶凝曲线图;
图5为本申请实施例2的快干水泥浆大样稠化曲线图;
图6为本申请实施例2的快干水泥浆大样144℃静胶凝曲线图;
图7为本申请实施例2的快干水泥浆大样118℃静胶凝曲线图;
图8为本申请实施例3的快干水泥浆大样稠化曲线图;
图9为本申请实施例3的中凝水泥浆大样稠化曲线图;
图10为本申请实施例3的快干水泥浆大样110℃静胶凝曲线图;
图11为本申请实施例3的中凝水泥浆大样92℃静胶凝曲线图。
具体实施方式
下面将结合本申请实施例中的附图,对本申请实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述,显然,所描述的实施例仅仅是本申请一部分实施例,而不是全部的实施例。基于本申请中的实施例,本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例,都属于本申请保护的范围。
针对浮箍浮鞋工具在井下环境、施工因素、工具自身因素等条件下,可能会出现的浮箍浮鞋失效现象,本申请通过提供一种提高固井质量的技术方法,可以在浮箍浮鞋失效的工况下,仍能采取环空憋压技术措施,确保气层压稳,同时还可以做到精准及时管内泄压,避免管内长时间憋压导致微环隙,从而确保水泥浆界面胶结强度,提高固井质量,保障水泥环密封完整性。
需要说明的是,固井后采取环空憋压能有效补偿水泥浆失重造成的压力损耗,是目前解决水泥浆失重的常用手段。高压气井裸眼段通常纵向上压力体系多,涌溢同存,常规固井后一次性憋压至较高设计值候凝可能导致井漏发生,而采用偏低的环空憋压值则无法有效补偿压力损耗,候凝期间存在地层失稳。因此,本申请基于固井气窜主要的发生因素分析,将水泥浆液-固态变化时间作为环空憋压候凝时间节点,基于水泥浆静胶凝强度及水泥石强度发展时间确定憋压值,实现固井候凝期间全过程压稳,较好解决固井候凝期间发生气窜问题。
如图1所示,本申请提供了一种提高固井质量的方法,包括:
在固井施工碰压后,检查浮箍浮鞋是否失效;
当所述浮箍浮鞋失效时,重新顶替回吐量,管内关井;
关井后进行环空憋压候凝,从泵注快干水泥浆开始至快干水泥浆井底温度静胶凝起强度时间记录压力;
环空憋压后,进行管内泄压,基于泄压回吐量判断管内是否具备一次泻压条件,若具备一次泄压条件,管内敞开候凝,若不具备一次泄压条件,继续关井候凝至少30分钟后观察泄压回吐量。
在本申请的一些实施例中,检查浮箍浮鞋是否失效,包括:
当固井施工碰压后,泄压不断流,判定所述浮箍浮鞋失效,并记录回吐量。
在本申请的一些实施例中,关井后进行环空憋压候凝,包括:
通过环空憋压控制井底或漏层当量密度小于地层承压当量密度,避免压漏地层,大于快干水泥浆失重后的气层压稳当量密度,确保压稳气层。
在本申请的一些实施例中,环空憋压的憋入量小于25m环空封固段的水泥浆量,避免憋入量过大,导致井口50m无水泥。
在本申请的一些实施例中,管内泄压的时间晚于快干水泥浆在井底温度下的静胶凝起强度时间,早于快干水泥浆在循环温度下的静胶凝起强度时间。
在本申请的一些实施例中,循环温度为考虑温度系数后,快干水泥浆的稠化实验温度。
在本申请的一些实施例中,基于泄压回吐量判断判定当前是否具备一次泄压条件,具体地,快干水泥浆初凝前,尝试进行管内泄压,若观察到立压迅速降低,回吐量逐渐减小,说明快干水泥浆的底部已初凝,判定当前管内具备一次泄压条件;
若尝试进行管内泄压时,立压并未降低,回吐量并未减小,说明快干水泥浆的底部未初凝,判定当前管内不具备一次泄压条件,需要继续关井候凝30分钟后后再次观察泄压回吐量,直至满足一次泄压条件。
针对尾管悬挂固井顶封失效判定的滞后性,需要在起钻至水泥浆界面以上100-200m,循环洗井1个迟到时间,井口检测有烃值,才能判断顶封失效,本申请进一步改进了上述提高固井质量的技术方法,在固井施工碰压后,无论顶封是否失效,均先假设顶封失效,进行泄压检查回流,通过环空憋压控制井底或漏层当量密度不超过地层承压当量密度,坐封封隔器。
在本申请的一些实施例中,固井施工采取控压起钻、控压循环洗井、排混浆控压等技术措施,确保施工全过程气层压稳,降低喇叭口窜气风险。
具体的,通过采用尾管悬挂精细控压固井施工全过程,并且固井施工结束后控制密度按地层承压当量密度上限操作,从而确保固井施工全过程有效压稳气层。
在本申请的一些实施例中,针对尾管悬挂固井顶封失效的环空憋压包括:井口憋压5-15MPa候凝,待快干水泥浆在快干封固段顶部井深对应温度下的静胶凝起强度后,井口泄压至1-3MPa,候凝至固井设计要求时间。
需要说明的是,在尾管悬挂固井顶封未失效的条件下,环空有顶封密封,此时环空不能传递井口憋压的5-15MPa,而管内是连通的,相当于给管内作用了5-15MPa的压力,若不在缓凝水泥浆初凝之前及时释放,后期泄压易引起尾管段产生环空微环隙,难以保障封固段质量,易产生环空带压风险,因此需要待快干水泥浆在快干封固段顶部井深对应温度下的静胶凝起强度后,在缓凝水泥浆初凝之前,将井口泄压至1-3MPa。
为了更好的解释本方案,提供了以下实施例。
实施例1
本实施例以LT2井二开为例,LT2井二开采用444.5mm的钻头钻至井深1200m中完(钻井过程中可能会分多次下入套管,每次下完套管后使用更小尺寸的钻头继续钻进,而每次下完套管都表示一个钻井阶段的完成,叫中途完成钻井,简称中完),下入365.13mm套管,设计套管下深1198m,封固上部易漏、易垮的地层,为下步钻进创造条件。原固井设计采用内插管固井工艺,由于浮箍、浮鞋失效,变更双胶塞固井工艺。
电测井底温度46℃,取0.80的温度系数,将LT2井365.13mm套管固井快干水泥浆大样的稠化实验温度定为37℃,快干水泥浆大样的密度1.92g/cm3,快干水泥浆大样的温度、稠度、压力随时间的变化曲线如图2所示,由图2可知,快干水泥浆大样的稠化时间156min,快干水泥浆大样在井底温度46℃是的静凝胶曲线如图3所示,由图3可知,快干水泥浆大样在井底温度46℃时静胶凝4.0h起强度,快干水泥浆大样在循环温度37℃时的静凝胶曲线如图4所示,由图4可知,快干水泥浆大样在循环温度37℃时静胶凝6.1h起强度。
现场当固井施工碰压,测得立压8.8MPa,泄压不断流,判断浮箍浮鞋失效,管内关井候凝。记录从泵注快干水泥浆至候凝4.0h的立压,由于快干水泥浆水化放热,立压上涨至11MPa,然后在候凝6.1h前给管内缓慢泄压,立压迅速降低,回吐量明显减少,判定具备一次泄压条件,管内敞开候凝。电测固井质量合格率85.2%,测井评价为合格,无微环隙和环空带压现象。
实施例2
本实施例以Z213井四开为例,Z213井四开采用215.9mm的钻头钻至井深5870m完钻,下入139.7mm套管,设计套管下深5868m,封固裸眼及上部重合段,为探明储量获得基础资料及参数,加快评价龙马溪组页岩分布及含气性及该区水平井产能评价奠定基础。设计采用“Ω”胶塞固井,应用预应力固井等工艺,设计两凝韧性防窜水泥浆体系,两凝界面3700m,密度2.30g/cm3缓凝水泥浆封固0-3700m,密度1.92g/cm3快干水泥浆封固3700-5868m。
电测井底温度144℃,取0.82的温度系数,将稠化实验温度定为118℃,快干水泥浆大样的密度1.92g/cm3,快干水泥浆大样的温度、稠度、压力随时间的变化曲线如图5所示,由图5可知,快干水泥浆大样稠化时间180min,快干水泥浆大样在井底温度144℃时的静凝胶曲线如图6所示,由图6可知,快干水泥浆大样在井底温度144℃时静胶凝5.4h起强度,快干水泥浆大样在循环温度118℃时的静凝胶曲线如图7所示,由图7可知,快干水泥浆大样在循环温度118℃时静胶凝6.5h起强度。
现场当固井施工碰压,碰压压力35-45MPa,管线试压65MPa,快干水泥浆初凝前,尝试管内泄压至7MPa,停止泄压观察压力,压力上涨至28MPa,关水泥头,管内关井,环空憋压5MPa候凝。记录从泵注快干水泥浆至候凝5.4h时的立压,由于水泥浆水化放热,立压上涨至51MPa,然后在候凝6.5h前给管内缓慢泄压,立压迅速降低,回吐量明显减少,具备一次泄压条件,管内敞开候凝。电测固井质量合格率89.7%,测井评价为合格,无微环隙和环空带压现象。
实施例3
本实施例以MX57井四开为例,MX57井四开采用215.9mm的钻头钻至井深5615m中完,下入177.8mm尾管,设计尾管下深5615m,封隔上部高压层,为储层段安全钻进创造条件。设计采用带顶部封隔器尾管悬挂精细控压固井工艺,喇叭口位置2770m,重合段长400m,设计三凝韧性防窜水泥浆体系,缓凝与中凝界面3170m,中凝与快干界面3700m,采用密度2.18g/cm3缓凝水泥浆封固2770-3170m井段,密度1.92g/cm3中凝水泥浆封固3170-3700m井段,密度2.10g/cm3快干水泥浆封固3700-5615m。
电测井底温度141℃,取0.78的温度系数,将大样稠化实验温度定为110℃,快干水泥浆大样的温度、稠度、压力随时间的变化曲线如图8所示,由图8可知,快干水泥浆大样的稠化时间154min,中凝水泥浆大样的温度、稠度、压力随时间的变化曲线如图9所示,由图9可知,中凝水泥浆大样的稠化时间192min,快干水泥浆大样在循环温度110℃时的静凝胶曲线如图10所示,由图10可知,快干水泥浆大样在循环温度110℃时静胶凝6.2h起强度,中凝水泥浆大样在中凝段顶部温度92℃时的静凝胶曲线如图11所示,由图11可知,中凝水泥浆大样在温度92℃时静胶凝7.1h起强度。
现场当固井施工碰压,泄压检查无回流,关环形防喷器,环空憋压6MPa,上提、下压座封封隔器,控压起钻、控压循环,井口憋压5MPa(确保顶封失效时,也能压稳气层)候凝。记录从泵注快干水泥浆至候凝6.2h的立压,针对套管固井浮箍浮鞋失效,快干水泥浆顶部在循环温度起强度后,可以确保管内泄压不回吐,由于快干水泥浆水化放热,立压上涨至10MPa,候凝7.1h,确保中凝、快干均已起强度,并且有效封固气层,然后将管内然后压至1MPa,确保气层压稳,最后憋压候凝72h。电测固井质量合格率80.4%,测井评价为合格,无微环隙和喇叭口窜气现象。
综上,本申请提供了一种在固井浮箍浮鞋失效和尾管悬挂器顶部封隔器失效的条件下提高固井质量的技术方法,针对性强,现场可操作,使用效果好,可以确保气层压稳,避免水泥环微环隙的产生,保障水泥环密封完整性,延长油气井开采寿命,在套管固井、深层尾管悬挂固井中具有广阔的应用市场。
最后应说明的是:以上所述仅为本申请的优选实施例而已,并不用于限制本申请,尽管参照前述实施例对本申请进行了详细的说明,对于本领域的技术人员来说,其依然可以对前述各实施例所记载的技术方案进行修改,或者对其中部分技术特征进行等同替换,凡在本申请的精神和原则之内,所作的任何修改、等同替换、改进等,均应包含在本申请的保护范围之内。
Claims (10)
1.一种提高固井质量的方法,其特征在于,包括:
在固井施工碰压后,检查浮箍浮鞋是否失效;
当所述浮箍浮鞋失效时,重新顶替回吐量,管内关井;
所述关井后进行环空憋压候凝,从泵注快干水泥浆开始至快干水泥浆井底温度静胶凝起强度时间记录立压;
所述环空憋压后,进行管内泄压,基于泄压回吐量判断管内是否具备一次泻压条件,若具备一次泄压条件,管内敞开候凝,若不具备一次泄压条件,继续关井候凝至少30分钟后观察泄压回吐量。
2.根据权利要求1所述的一种提高固井质量的方法,其特征在于,所述的检查浮箍浮鞋是否失效,包括:
当固井施工碰压后,泄压不断流,判定所述浮箍浮鞋失效,并记录回吐量。
3.根据权利要求1所述的一种提高固井质量的方法,其特征在于,所述的所述关井后进行环空憋压候凝,包括:
通过环空憋压控制井底或漏层当量密度小于地层承压当量密度,大于快干水泥浆失重后的气层压稳当量密度。
4.根据权利要求3所述的一种提高固井质量的方法,其特征在于,所述环空憋压的憋入量小于25m环空封固段的水泥浆量。
5.根据权利要求1所述的一种提高固井质量的方法,其特征在于,所述管内泄压的时间晚于快干水泥浆在井底温度下的静胶凝起强度时间,早于快干水泥浆在循环温度下的静胶凝起强度时间。
6.根据权利要求5所述的一种提高固井质量的方法,其特征在于,所述循环温度为考虑温度系数后,快干水泥浆的稠化实验温度。
7.根据权利要求5所述的一种提高固井质量的方法,其特征在于,所述的基于泄压回吐量判断管内是否具备一次泻压条件,包括:
若立压降低,回吐量减小,判定当前管内具备管内一次泄压条件;
若立压未降低,回吐量未减小,判定当前管内不具备一次泄压条件,继续关井候凝30分钟后观察泄压回吐量。
8.根据权利要求1所述的一种提高固井质量的方法,其特征在于,包括:在固井施工碰压后,假设顶封失效,进行泄压检查回流,通过环空憋压控制井底或漏层当量密度不超过地层承压当量密度,坐封封隔器。
9.根据权利要求8所述的一种提高固井质量的方法,其特征在于,还包括:
固井施工全过程采用尾管悬挂精细控压;
固井施工结束后控制密度按地层承压当量密度上限操作。
10.根据权利要求8所述的一种提高固井质量的方法,其特征在于,所述环空憋压包括:井口憋压5-15MPa候凝,待快干水泥浆在快干封固段顶部井深对应温度下的静胶凝起强度后,井口泄压至1-3MPa,候凝至固井设计要求时间。
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
CN202410892995.0A CN119352929A (zh) | 2024-07-04 | 2024-07-04 | 一种提高固井质量的方法 |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
CN202410892995.0A CN119352929A (zh) | 2024-07-04 | 2024-07-04 | 一种提高固井质量的方法 |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
CN119352929A true CN119352929A (zh) | 2025-01-24 |
Family
ID=94306796
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
CN202410892995.0A Pending CN119352929A (zh) | 2024-07-04 | 2024-07-04 | 一种提高固井质量的方法 |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
CN (1) | CN119352929A (zh) |
-
2024
- 2024-07-04 CN CN202410892995.0A patent/CN119352929A/zh active Pending
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US7089816B2 (en) | Method and apparatus for testing cement slurries | |
CN108240196B (zh) | 控制压力敏感性地层环空当量密度的尾管固井方法 | |
CN110593811B (zh) | 一种水泥环初始应力状态监测实验方法 | |
CN103174409A (zh) | 一种深水固井水泥环封隔性能测试装置 | |
CN101864921A (zh) | 水平井的完井、采油管柱及其完井、采油工艺 | |
CN106639971A (zh) | 一种射孔炮眼高承压封堵方法 | |
CN111058817B (zh) | 一种多段射孔压裂水平井井筒完整性恢复方法 | |
CN205858311U (zh) | 一种裸眼分段压裂完井管柱 | |
CN119352929A (zh) | 一种提高固井质量的方法 | |
CN113266304A (zh) | 一种提升油气井长效生产寿命的穿越型水合物层固井方法 | |
CN113530511A (zh) | 天然气藏的开发方法 | |
CN114961656B (zh) | 带有限压破裂塞装置的气举生产管柱及油井封堵作业方法 | |
EP4048857B1 (en) | Method for plugging and abandoning oil and gas wells | |
CN216553884U (zh) | 一种逆向填砾装置 | |
CN114763732A (zh) | 用于井下含有地层注入压力的控制压力套管钻井方法 | |
RU2121559C1 (ru) | Способ проведения ремонтных работ в эксплуатационной скважине | |
CN109826586B (zh) | 一种气井带压完井工艺方法 | |
CN114109298A (zh) | 漏失层井段的固井方法 | |
Khandka | Leakage behind casing | |
RU2354804C1 (ru) | Способ ремонта скважины | |
CN112412393A (zh) | 盐卤天然气废井压差分段封堵工艺 | |
Teodoriu et al. | Can Geothermal Wells Go Cementless | |
RU2562306C1 (ru) | Способ изоляции зоны поглощения при бурении скважины | |
CN112324415B (zh) | 一种老井选择性重复改造用联作分段改造方法 | |
CN222066703U (zh) | 一种煤层气井光套管注水泥封层结构 |
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 |