长庆油田尾管固井

长庆油田尾管固井（精选4篇）

长庆油田尾管固井 篇1

影响定北8井尾管固井质量的因素分析

针对定北8井尾管固井的难点,采取防窜性能好的水泥浆体系、优化流体结构、带封隔器的悬挂器、合理的施工压力控制等综合的防窜漏工艺.由于在施工过程中发生了井漏和其它复杂情况,减小了压稳领浆段长度、增大了地层压力和液柱压力的压差,为气窜创造了通道导致气窜的`发生,同时由于井漏的影响,导致水泥浆的顶替效率低从而影响水泥浆的胶结强度和固井质量.为以后深井尾管固井提供借鉴和指导意义.

作 者：张军义 睢力强  作者单位：张军义(华北石油局井下作业公司,河南郑州,450042)

睢力强(邢台路桥建设总公司,河北邢台,054001)

刊 名：地质装备 英文刊名：EQUIPMENT FOR GEOTECHNICAL ENGINEERING 年，卷(期)：2009 10(3) 分类号：P634 关键词：固井   压稳   气窜  

长庆油田尾管固井 篇2

胶塞失效的主要形式有以下三种: (1) 钻杆胶塞不能和尾管胶塞很好地重合, 这样钻杆胶塞就容易被卡死, 使循环通道堵塞, 替浆工序不能顺利完成, 很容易引发尾管灌“香肠”事故。事故一旦发生后续处理不仅技术上难度很大, 成本也非常高, 严重的还会导致整口井报废; (2) 在钻杆胶塞与尾管胶塞顶替的过程中容易发生损伤或脱落, 胶塞由于没有隔离而提前碰压, 造成留水泥塞的现象; (3) 复合后尾管胶塞未释放, 会造成尾管灌“香肠”、水泥浆替空等事故。针对以上问题, 文中详尽分析了一些典型的实例, 同时针对性地提出了改进措施和建议。

1 钻杆胶塞被卡死在送入钻具内

1.1 钻杆胶塞被卡死的原因

导向头、心轴和皮碗组合等组成了钻杆胶塞。其中, 皮碗组合是根据包括钻具在内的送入工具内径制定的, 通常有4~5个2~3种不同直径的皮碗组成, 以保证在每种内径段都有较强的密封性与刮刷作用。这种碗状设计, 保证了其密封性、刮刷作用及液压推动功能, 但也有一定的缺陷, 这种形状容易夹藏固体颗粒, 阻碍了其在小内径中的收缩性;在替浆液推动下, 钻杆胶塞在内径不同的送入工具内运行, 但是这些替浆液都含有固相颗粒物。这两个因素都能导致替浆液内颗粒物或钻杆内壁附着物落入皮碗内, 使皮碗收缩困难, 进一步阻碍了钻杆胶塞的下行, 从而引起桥堵。在尾管固井过程中, 随着胶塞的复合, 尾管胶塞的带出, 剪钉剪断。由于水泥浆中残留了很多颗粒杂物, 在替浆过程中, 这些颗粒和钻杆内壁的附着物沉积、脱落, 然后在皮碗内积聚。在钻杆胶塞下行的过程中, 遇到中心管的内径突然变小或胶塞短节, 皮碗的收缩受阻, 同时受皮碗内杂物的影响, 使胶塞下行速度大大减小, 进而影响钻杆胶塞与尾管胶塞复合时冲击力, 形成桥塞。此时, 上部的压力由于不能合理传递, 使尾管胶塞没有足够的压力不能有效下行, 造成高压憋泵, 引发尾管灌“香肠”事故。

1.2 改进措施及建议

(1) 钻具的选配要合理。在施工现场, 选配送入工具管柱时, 要保证钻具的相关检测符合规定, 而且尽量选用常用的钻具。如果钻具放置时间过长, 在使用之前要做好前期的清洁工作, 保证其内壁清洁无附着物;同时, 在施工过程中, 要严格控制水泥的均匀性, 对返回水泥做振动过滤处理, 将循环液中的固相颗粒减小到最少。

(2) 增强钻具内壁的通径功能。通常使用的钻具内壁没有刮刷功能, 可以通过相应功能的增设, 以便去除钻杆内壁附着的杂物。

2 钻杆胶塞与尾管胶塞损伤

2.1 胶塞损伤的原因

在送入工具内, 钻杆胶塞与尾管胶塞替浆过程中皮碗发生损伤或脱落, 会出现密封、隔离失效, 胶塞无复合等现象。通常胶塞损伤分为两种情况:钻杆胶塞在运行时发生损伤或脱落, 导致胶塞的复合与碰压出现问题, 例如:提前复合与碰压, 或者不能复合与碰压;尾管胶塞在运行过程中发生损伤或脱落, 这时的胶塞能够正常复合, 但是不能碰压或是碰压提前。这主要是因为, 在替浆的过程中胶塞的摩擦力减小, 增大了运行速度, 当胶塞的运行速度大于替浆液与水泥浆流速时, 就会提前与碰压座发生复合, 复合后通道堵塞不能正常循环, 就容易引起碰压。同时, 胶塞上部没有及时流出的水泥浆就会凝固在尾管内, 形成一个较长而坚固的水泥塞。

2.2 改进措施及建议

(1) 加强提高胶塞综合性能。通过对胶管的耐温性、冲击强度和皮碗橡胶扯断强度等性能的改善, 有效地防止在替浆运行中胶塞的损伤。由于高温井中对温度的要求很高, 通常情况下需保证胶塞的耐温性能不低于180℃;一般的胶塞支撑件为了满足胶塞的可钻性, 在选材时通常采用可钻性较好的材料, 但是这种材料的耐冲击性是随着可钻性的增强而减弱的, 所以选材时要充分地考虑两者的平衡, 在满足胶塞可钻性要求的前提下, 使其工作时的冲击强度达到最高;同时, 要保证皮碗橡胶扯断强度不低于18 MPa。

(2) 提高送入工具及尾管柱的通畅性。在施工过程中, 如果送入工具及尾管柱通径变化较大或者有台阶, 钻杆胶塞就不能顺利通过, 容易引发皮碗撕裂现象。为了避免类似问题的发生, 需要减少送入工具及尾管柱通径的变化。

3 钻杆胶塞与尾管胶塞复合后未释放

3.1 胶塞复合后未释放的原因

当钻杆胶塞与尾管胶塞复合后, 尾管胶塞内部就完全被钻杆胶塞上的密封圈封死, 尾管胶塞也将皮碗短节密封, 在送入工具腔体内形成死腔。此时, 尾管胶塞需承受通过导向头上的台阶传递过来的液压力, 然后和冲击力合力, 随着压力的增大, 终会超过尾管胶塞剪钉的剪切力, 剪断剪钉, 复合后的胶塞自然就与送入工具脱离, 然后在尾管内一起下行, 在碰压座位置发生碰压。同样, 如果两个胶塞在复合后, 压力不足以迫使剪钉剪断, 阻止了胶塞下行, 液压的持续上升将会压翻钻杆胶塞皮碗, 建立循环通道, 使替浆施工顺利完成。

通过对上述钻杆胶塞与尾管胶塞的复合原理的分析, 可以得知, 若使胶塞复合剪脱必须满足钻杆胶塞的液压力和皮碗封隔压力的合力大于剪钉的剪切力。其中, 钻杆胶塞皮碗的在送入工具内的承压力较低, 一般只有2~4 MPa, 所以影响剪钉剪断的关键是钻杆胶塞的冲击力。因此, 胶塞复合后不能剪脱主要是因为:钻杆胶塞的冲击力和皮碗封隔压力的合力小于尾管胶塞剪钉的剪切力, 使剪钉不能剪断;剪钉的剪切值较大, 高于钻杆胶塞的最大剪切力。

3.2 改进措施及建议

(1) 合理优化胶塞复合前的顶替排量。通常, 根据剪钉剪切压力的实际情况, 将排量控制在0.8~1.2 m3/min, 同时要保证尾管胶塞剪钉的剪切值有10%以内的浮动范围。

(2) 仔细测量入井前的钻杆胶塞, 避免尾管胶塞内有台阶, 防止运行时阻卡钻杆胶塞被。 (3) 胶塞复合后, 如果出现泵压异常, 按理论计算量来确定顶替量, 以避免水泥替空或留塞过多。

4 小结

文中对三种典型的胶塞失效现象产生原因进行了详尽分析, 同时提出了改进措施及建议:

(1) 减少钻杆胶塞下行时的颗粒沉积与脱落, 增加钻具的刮刷功能。

(2) 提高胶塞的耐温性、冲击度和皮碗橡胶扯断强度等综合性能, 防止胶塞损伤, 减少送入工具的内径变化和直台阶;

(3) 合理优化胶塞复合前的顶替排量。以剪钉剪切力的大小为依据, 优化控制顶替排量, 保证能剪断胶塞剪钉。

参考文献

小间隙尾管固井技术研究与应用 篇3

【关键词】小间隙；固井；压力；质量

1.介绍

1.1基本数据

完钻井深：4122.73m，油顶：3214m，油底：3918m。

1.2完钻泥浆性能

1.3井身结构

2.固井技术难点分析

2.1小间隙问题

2.1.1重叠段出现非常规的小间隙，95/8″与7″套管环容为13.36l/m，仅是常规间隙的10%-26%，单边间隙间距21.36mm，水泥环易碎，强度低。

2.1.2裸眼环形容积与小间隙处环形容积差异过大，重叠段小间隙环容为13.26l/m，裸眼处环容为26.22-36.46l/m， 裸眼处环容是小间隙处的2-2.8倍。裸眼环容比小间隙处环容大于1倍时，顶替效率就很差。

2.1.3裸眼顶替速度受到严格限制，裸眼段返速低；若提高裸眼段的返速，小间隙处的流动阻力增加，套管鞋处的激动压力增大，就会发生井漏。

2.1.4尾管回接筒的使用严重缩小了有效环形间隙，产生柱塞作用，增加了对地层的压力。

2.1.5地层岩性不稳定，井眼条件差，受钻井液冲蚀严重，井径不规则，套管居中度差，顶替效率低。

2.1.6部分井含有原油伴生气，水泥浆在凝结过程中易发生气窜。

2.2井漏问题

该井四开钻至井深3495.50m，出现漏失现象，当时泥浆密度1.42g/cm3，后堵漏成功，钻至目的层时泥浆密度为1.47g/cm3，粘度110s。本井于下完套管，座挂循环时，发现漏失，漏速3m2/h，经过静止堵漏，循环排量在0.4-0.65m3/min左右无漏失，提高排量至1.08m3/min时有漏失现象，后循环堵漏成功，此时泥浆密度1.42g/cm3、粘度66s，循环排量1.47m3/min、泵压11Mpa。满足固井施工要求。

2.3压力问题

下完套管小排量0.11-0.22m3/min开泵顶通后，循环压力7.5Mpa，施工压力较高。为下一步的固井施工增加了难度。

3.主要技术措施

采用等容量替浆法和三低固井技术：

3.1等容量替浆法

注水泥前低速泵入等于或接近葫芦形状空间容量的低密度水泥浆或特制的隔离液，用以替换裸眼处的钻井液，然后用设计的水泥浆封固。在高密度钻井液环境中低密度水泥浆（或隔离液）的密度≥钻井液密度，粘度>钻井液粘度。

3.2三低固井技术

3.2.1低下放速度

尾管下放速度受到各种因素的影响，在确定下放速度时我们即要考虑尾管与外层套管间隙，还要考虑尾管回接筒的有效间隙。于是我们根据薄弱地层强度、泥浆性能、尾管有效间隙和允许的激动压力对下放速度的影响，制定尾管的下放速度，并按顺序下入套管及附件，用套管钳上至最佳扭矩，每下入20根套管至少灌满泥浆一次，下钻每5柱灌满一次，下放速度控制在1.5-2分/柱。严格按照制定的最优化施工措施执行，使尾管顺利下至设计井深，防止了在下套管过程中发生漏失现象。尾管串成功地下至预定井深，对固井作业的成功起着举足轻重的作用。

3.2.2低排量循环泥浆技术

下完尾管小排量顶通后，我们对循环排量既要考虑它的开泵开始循环排量，还要考虑它的正常循环排量；一般来说，我们把钻进安全泵速的30%-50%作为开泵开始的循环排量，钻进安全泵速为正常循环排量，使用效果良好。在循环过程中随时对泵压表和泥浆池液面进行观察，以便调整好循环排量，防止发生漏失现象。

3.2.3低排量注水泥浆和顶替技术

在小间隙固井中注水泥的排量与顶替速度的控制同样重要，注水泥排量一般≤1m2/min，替浆排量一般要稍小于正常循环排量，特别在替浆后期，采用小排量替浆，防止泵压过高，压漏地层，影响固井施工。

4.现场应用

4.1等容量替浆法和三低固井技术的现场应用

4.1.1注水泥前注入隔离液4m3和冲洗液6m3来替换裸眼处的钻井液。目的：为了更好的冲洗井壁，并能适当的降低对地层所产生的液柱压力。

4.1.2该井悬挂器位置2687.74-2691.72m，重叠段长212.3m，环形容积为13.26l/m。为防止重叠段水泥环薄、强度差，顶替效率差，流动阻力大，我们在小间隙处替浆过程中采取降低排量塞流顶替，保证水泥环固井封固质量，满足今后试压要求。

4.2基于固井前有少量漏失，为防止在固井施工中发生井漏，必须在关键环节把好关

4.3控制好替浆各阶段的排量和压力

注完水泥浆压塞后，开始替浆排量65冲/min，因为此时没有压力，只有泥浆的自重和井内的抽吸作用。替至钻杆胶塞和空心胶塞复合时，要提前降低排量，防止压漏地层，过后要提至正常排量。替至漏失处3495.5m时，要降低排量，距设计差2m3时采用小排量顶替，确保缓慢碰压。在替浆过程中随时观察泵压变化，控制最高替压不能高于14 Mpa。

4.4现场数据及应用效果

4.4.1实注隔离液10m3，（S102+清水：4m3；清水：6m3）。

4.4.2实注水泥浆37.2m3，其中低密度水泥浆（1.60～1.65g/cm3）10m3，正常密度水泥浆27.2m3，平均密度1.83g/cm3。

4.4.3泵压情况：注水泥14～0Mpa；替浆0～14Mpa；碰压及顶压17.1Mpa。

4.4.4井漏情况：从注前置液到替泥浆结束，发现共漏失泥浆1.8m3。

4.4.5碰压后循环，共返出清水前置液和混浆约10m3。

4.4.6电测情况：电测固井质量合格，水泥返高到悬挂器。

5.总结

（1）尾管固井，特别是小间隙尾管固井，在下完套管后不要急于座挂，充分循环好泥浆，保证小间隙处环容畅通，压力正常后方可进行座挂。

（2）小间隙尾管固井在地层有漏失的情况下，建议使用低密度水泥浆体系。

（3）对于地层有漏失，循环压力较高的小间隙尾管固井，一定要计算校核漏失地层处的压力，设计好前置液和水泥浆量，替浆过程中随时调整替浆排量和观察泵压变化。

（4）在尾管顶替过程中，如果压力有波动，停泵后压力下降一定要观察返出口，出口处有泥浆返出说明未碰压，可能是由于尾管悬挂器与上层套管间隙小导致井眼内沙子堵塞。

（5）水泥浆流变性设计及防窜机理研究，对提高固井质量起到了指导性的作用。

长庆油田尾管固井 篇4

关键词：盐膏层,尾管固井,抗盐水泥浆,固井技术

1 概况

1.1 TK1123井井身结构如下

(1) 导管采用φ660.4m m钻头钻深50m, 下入φ508mm建立一开井口。

(2) 一开采用φ444.5mm钻头1200m, 下入φ339.7mm套管封固上第三系库车组, 水泥浆返至地面。

(3) 二开采用φ311.2m m钻头钻深5214m, 下φ244.5m m技术套管采用双级固井, 双级箍位置在:2100m, 水泥浆返到地面。

(4) 三开采用φ215.9m m钻头钻深5486m (盐膏层:5220m~5470m) , 采取挂φ206.4mm尾管的方式, 座挂位置进入上层套管50 m。封盐膏层段, 采用钻后扩孔方式, 扩孔井径要求大于φ279.4 mm, 管串采用悬挂φ244.5mm+φ206.41mm尾管的方案。

1.2 TK1123井三开泥浆性能: (见表1)

1.3 TK1123井邻井遇盐膏层情况:

(1) TK1121X井该井是11区盐下的一口斜井, 采用专打专封井身结构 (4级结构) , 该井在盐膏层采用1.65g/cm3的钻井液密度不能有效抑制盐膏层蠕变, 后逐渐将钻井液密度提高到1.72 g/cm3, 全井安全生产无复杂。

(2) S106-3井该井采用长裸眼穿盐井身结构 (5级结构) , 该井穿盐钻井液密度1.63 g/c m3-1.6 6 g/c m3。钻井过程中, 该井发生一次卡复合尾管 (φ244.5mm+φ273.1mm) 复杂。

2 TK1123井盐层尾管固井施工难点

(1) TK1123井井深 (5486m) , 岩性变化相对比较复杂, 特别是膏盐层段, 盐岩在高温高压下将产生蠕动, 给下套管和固井造成很大的风险。盐层井段井眼不规则, 套管剧中难以保证, 从而难以形成均匀的水泥环。

(2) 盐层在高温高压下, 蠕动速度快, 下套管和固井作业的安全时间窗口小必须保证下套管和固井作业的顺利完成。

(3) 实钻与理论研究表明非均匀外挤载荷作用远大于外挤载荷, 大尺寸套管D/l比值较大, 相对抗挤毁能力弱, 同时大的直径与外表面积增大了作用与不均匀受力, 对管材本身和水泥胶结质量提出了更高的要求;

(4) 由于盐溶液是一种强电解质, 在不同温度和浓度下, 将使水泥浆产生分散、密度升高、闪凝、缓凝等不同效应, 为此盐水水泥浆的各项性能难于控制。

(5) 普通水泥降失水剂在淡水条件下具有良好的降失水功效, 但是在盐水中性能明显下降, 控制失水能力降低。水泥石强度有不同程度的降低, 尤其是早期强度降低, 一般下降约20%左右。

(6) 实验表明低浓度 (3%-5%) 的盐水对水泥浆有促凝作用, 而高浓度 (大于2 0%) 的盐水则具有缓凝和一定的分散效果, 因此水泥浆中盐的含量对固井施工安全有直接的影响。

(7) 由于盐溶液是一种强电解质, 在不同温度和浓度下, 将使水泥浆产生分散、密度升高、闪凝、缓凝等不同效应, 为此盐水水泥浆的各项性能难于控制。盐膏层固井对水泥浆的要求很高:

(1) 盐的浓度10%-20%。

(2) 水泥浆稠化时间在180-300min之间, 可调性好。

(3) 流动度大于20c m, 初始稠度小于30BC。

(4) 水泥浆API失水量小于50ml/30min (6.9MPa) 。

(5) 为防止盐层挤毁套管, 要求水泥石24h抗压强度大于等于14MPa。

(6) 水泥浆稳定性好, 析水低。

(8) 钻井液密度较高 (1.67g/m3) , 屈服值高, 流变性能差, 难以保证顶替效率, 同时存在漏失的危险。

3 TK1123井盐层尾管固井的主要技术对策

3.1 套管及附件的选用

(1) 盐层段套管是防止盐层蠕动挤毁套管, 为防止套管被挤毁采用厚壁套管、高抗挤强度套管。TK1123井选用φ206.4mm直连式无接箍高抗挤、厚壁套管专封盐膏层, (钢级TP140V壁厚17.25mm扣型为TP-FJ直连型扣) 。

(2) 选用性能稳定、可靠、操作灵活的尾管悬挂器, 要求固井附件抗外挤、抗内压性能与套管保持一致、并在地面进行全面的检测。尾管悬挂器采用德州大陆架生产的SSX-C型Φ244.5mm×206.4mm尾管悬挂器

(3) T K 1 1 2 3井管串结构:φ2 0 6.4 m m浮鞋+φ2 0 6.4 m m套管2根 (TP140V×17.25mm) +φ206.4mm浮箍+φ206.4mm套管3根 (TP140V×17.25mm) +φ2 0 6.4 m m捉球座+φ2 0 6.4 m m套管串 (T P 1 4 0 V×1 7.2 5 m m) +φ244.5m m×φ206.4m m悬挂器+送入工具+Φ127mm钻杆组合+φ127mm钻杆水泥头。

3.2 井眼的准备

3.2.1 下套管和固井施工的安全时间确定

TK1123井采用Φ215.9mm钻头钻至井深5486m m钻后使用液力扩孔器对所井眼扩孔作业, 通过反复通扩盐膏层释放盐膏层蠕变应力。第一次扩孔后测井径, 静止24小时后在测井径来计算出盐膏层的蠕变率。

最小井径:Φ2 8 5.1 8 m m (井深:5394.7m) ;

最大井径:Φ3 7 4.8 5 m m (井深:5354.7m) ;

平均井径:Φ314.9mm;

盐膏层位置:5220m~5470m (厚度:250m) ;

扩径后井径扩大率:45.9%;

T K1123盐层平均蠕动率为:0.58m m/h。

T K1123盐层最大蠕动率为:1.13m m/h。 (井深:5459.7m) ;

下套管和固井施工的安全时间确定:Tn= (Du-Dc-De) /Rc

其中:

Tn——井眼减少到规定尺寸的时间h;

Du——扩眼直径mm;

Dc——套管直径mm;

Rc——井径蠕变速率mm/h;

De——规定的水泥环厚度, 一般取19.05mm。

计算出安全时间是:Tn=73h。

在Tn满足公式的情况下才能进行下套管固井作业。

T下套管=24h (预计下套管、下钻具)

T固井=3h (预计)

T候凝=24h (预计)

T附加=2h (预计) 合计:53h

最大蠕动率时间:73h>53h下套管和固井作业安全。

3.2.2 TK1123井下套管前通井措施

(1) 井队对Φ244.5mm技套内刮壁, 钻具下接Φ244.5mm套管刮壁器, 在通井前必须对尾管座挂位置 (5161m) 进行刮管作业, 把水泥塞残余刮干净, 并对钻具称重和记录;

(2) 盐层及盐下20m井段用279.4mm扩孔器扩孔, 下钻通井, 做到无阻卡、无漏失, 扩孔后测量盐层蠕动状况, 保证下套管和固井作业安全, 并为下套管及提高固井质量提供良好的井眼条件;

(3) 最后一次通井时, 对缩径井段反复划眼后充分循环洗井, 保证套管能顺利下入, 套管入井前, 调整泥浆性能确保井眼稳定, 不漏、不涌、不垮塌

(4) 为保证套管顺利下入, 要求在裸眼井段加入一定量的液体润滑剂, 降低下套管摩阻;

3.2.3 TK1123井下套管前泥浆性能要求

要求钻井液性能粘度<60s、塑性粘度<20m Pa.s、动切力<10、Kf<0.07。

3.3 水泥浆性能及前置液要求

3.3.1 水泥浆性能要求

(1) 采用半饱和盐水配制水泥浆, 减少了盐溶解对水泥浆失水、强度和稠化等的影响, 该水泥浆体系即使在饱和盐水中也具有优异的降失水功效, 且早期强度增长快, 克服了普通外加剂在盐水水泥中强度发展慢的缺点。

(2) 采用高早强抗盐水泥浆体系, 控制盐层段水泥浆稠化时间, 以期迅速形成高强度水泥环, 防止盐层蠕动, 水泥中加入硅粉, 以解决水泥石在高温条件下强度衰退。

(3) 水泥浆性能水泥浆配方:[阿G+35%SIO2+2%WG+3%SNP]+{9%ST900L+2%700S+0.25%S T300R+0.1%S T500L+55%H2O+18%盐}

3.3.2 前置液性能要求

隔离液, 具有紊流冲刷效能, 与钻井液、水泥浆具备良好的相容性;起到隔离和引导、增进水泥浆的紊流效果, 提高顶替效率;对套管无腐蚀作用。

3.4 下套管及尾管座挂技术要求

(1) 该井下的是无接箍套管, 下尾管必须用链钳上紧提升短节, 防止套管脱落, 套管上钻台时进行二次通径, 并配合套管队进行下套管作业;必须使用液压大钳, 按API规范扭矩要求上扣.

(2) 接尾管悬挂器。

注意: (1) 严禁在液缸处打大钳, 严禁井内落物, 操作平稳, 严禁猛提、猛刹和猛放;

(2) 可在回接筒内注满丝扣油, 然后上紧箍帽固定螺钉;

(3) 尾管悬挂器入井 (过联顶节和封井器) 时, 注意保护好卡瓦和液缸;

锁死转盘, 以防止尾管转动。

(3) 尾管下完后灌满泥浆, 尾管称重, 并记录尾管悬重。

(4) 下送入钻具, 接送入钻具时打好背钳, 严禁下部钻具转动, 每下10根立柱灌满一次泥浆, 边下边灌;严格控制下放速度 (>2.0分/立柱) 。

(5) 套管下完灌满泥浆, 记录并校核管柱在泥浆中的重量, 开泵循环泥浆一周以上彻底洗净井底沉砂, 循环时控制泵压<7Mpa。

(6) 投球, 开泵以小排量泵送铜球。密切注视泵压变化, 当球到达球座位置后, 泵压开始上升, 蹩压到9-10MPa, 稳压2min后, 缓慢下放, 当总悬重下降到等于送入钻具总重量时, 即座挂成功。

(7) 继续蹩压到16-17MPa左右剪断球座销钉, 循环泥浆。

(8) 停泵后, 下压5-10t, 然后正转进行倒扣, 累计有效倒扣圈数30圈。

(9) 将钻具上提1.2-1.5m左右, 此时若悬重一直等于上部钻具+游车重, 表明扣已倒开。

(10) 将钻具放回到倒扣前位置, 按固井要求循环泥浆, 准备注水泥作业。

4 TK1123井盐层尾管固井现场应用

(1) TK1123井与2009年9月5日17:00开始下套管, 在2009年9月5日22:00下完套管, 于2009年9月6日15:30下完钻具, 开始洗井。

(2) TK1123井在2009年9月6日进行固井施工情况具体如下表2所示:

(3) 隔离液密度平均1.90g/cm3水泥浆密度平均1.90g/cm3。

(4) 替浆时采用紊流、塞流复合顶替, 提高顶替效率。

(5) 本次固井施工过程顺利, 在钻塞时探的上塞面4979m (塞长182m) , 下塞面5392m (塞长94m) 各项指标达到设计要求, 试压合格, 经声幅测井验证 (见表7) , 盐膏层段 (盐膏层:5220m~5470m) 封固质量为优。固井综合质量评价:良好

5 认识和体会

(1) 在盐膏层固井中, 通过扩孔满足安全时间准确计算出盐膏层蠕变速率是下套管和固井作业的安全保证。

(2) 通过大量的水泥浆实验, 确定水泥浆中盐的加量保证固井施工安全。隔离液性能必须满足盐层安全要求。加重隔离液的使用有助于提高顶替效率和抑制地层蠕动。

(3) 选用性能可靠、操作灵活的尾管悬挂器是施工前提的保证, 同时套管采用厚壁、高抗挤强度套管为后续钻井提供了安全保证