02-毛坝1井7″套管1

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1、小间隙高压气井固井技术研究与实施编写:张明昌胜利石油管理局渤海钻井固井公司2003年5月22日近年来,胜利油田对高压井固井,小间隙井固井技术做了大量研究,对小间隙高压气井固井技术也做了深入探讨,特别是在胜利,塔里木,四川等探区分别进行了实施,取得了好的效果,毛坝1井7″套管固井就是典型的小间隙高压气井固井,我们与甲方一起对该井固井方案进行了认真研究和实施取得了好的效果.下面以毛坝1井7″套管固井方案为例向大家作一介绍主要内容一．毛坝1井概况二．7″套管固井方案选择三．固井技术难点及技术措施四.方案实施情况五．几点认识一．毛坝1井概况1．基本情况(1)毛坝1井是中石

2、化在南方海相布置的一口天然气预探井.(2)胜利黄河钻井总公司四公司3252钻井队承钻.(3)设计井深4500m.(4)位于四川省达州市宣汉县毛坝乡弹子村八组，(5)地面海拔550m，(6)构造位置是四川盆地东断褶带黄金口构造带毛坝场-双庙场潜伏背斜带毛坝场背斜南西翼。(7)该井目的层是以下三叠系飞仙关组二、三段（T1F2-3）为主要目的层，兼探上三叠系嘉陵江组（T3J）、上三叠系须家河组（T3X）、下侏罗系自流井组一段（J1Z1）.(8)完钻层位是下三叠系飞仙关组一段（T1F1）。2．完钻情况及参数(1)完钻情况1)钻井液类型:多元醇聚黄钻井液,设计密度1.40.

3、实际2.02.2)钻进在井深4321m以前发生过多次井漏，经堵漏后正常.3)在钻至4321m时发现高压气层,被迫关井加重钻井液压井,钻井液密度在由1.40加重到1.8时发生井漏,堵漏后继续加重,陆续加到2.02.4)经与上级研究决定钻至4365m提前完钻.(2)完钻钻井参数1)钻头尺寸：8-1/2″；2)完钻井深：4365m3)钻井液密度：2.02g/cm34)技术套管下深：Ф244.5mm×2763.41m5)井径：最大14″；最小8.5″；平均9.55″井底破裂压力当量钻井液密度：堵漏前1.8；堵漏后2.0-2.056)高压气层位置：4321m-4334m7)

4、井底温度：120℃（3）完钻时井身结构Ф660.4mm×12.50mФ508mm×12.50mФ444.5mm×308.10mФ339.7mm×308.10m95/8分级箍位置：1394.45mФ311.2mm×2764.50mФ244.5mm×2763.41mФ215.9mm×4365m气顶4321m气底4334m二．7″套管固井方案选择1．甲方要求为保护高压气层不受水泥污染，套管下深要求下到4323m，全井下7″套管，水泥全井封固。2．固井方案选择由于堵漏后的井底破裂压力系数为2.05；钻井液密度为2.02；平均井径为9.55″，最小井径仅为81/2″；若采

5、用一次下套管一次固井会带来如下问题：（1）环空间隙小，下套管过程及开泵循环时会造成井漏.(2)长时间下套管,高速回流会形成气体上窜造成井涌或井喷.（3）固井候凝期间产生严重失重，造成气窜或井涌.（4）造成水泥浆上返时连续窜槽，影响固井质量.（5）高温水泥返到井口，造成上部水泥浆长期不凝固.因此，固井方案只有在双级注水泥固井和尾管固井再回接方案中选择4.固井方案确定（1）．毛坝1井7尾管固井循环阻力计算：管内流动阻力计算：10.31MPa环空流动阻力计算：4.39MPa流动阻力合计：4.39+10.31=14.70MPa（2）．毛坝1井7双级固井循环阻力计算：管

6、内流动阻力计算：2.86MPa环空流动阻力计算：14.08MPa流动阻力合计：14.08+2.86MPa=16.94MPa（3）．结论采用尾管固井和双级固井两种不同的方案施工，循环阻力虽然只相差2.2MPa，但环空阻力却相差近10MPa，而环空阻力的回压全部作用在产层(漏层)，因此双级固井比尾管固井更易压漏地层，采用尾管固井再回接的办法固井成功率会更高。因此尾管固井再回接方案是最佳方案即:该井固井方案选择为尾管固井再回接方案。5．固井后井身结构要求Ф660.4mm×12.50mФ508mm×12.50mФ444.5mm×308.10mФ339.7mm×308.10

7、m95/8分级箍位置：1394.45mФ311.2mm×2764.50mФ244.5mm×2763.41mФ215.9mm×4365m气顶4321m气底4334m95/8×7尾管悬挂器位置：2600m三．固井技术难点及技术措施1．固井技术难点1）钻进过程不断有气涌，固井时易发生气窜；2）属深井长尾管，尾管座挂有一定风险；3）钻进时多次井漏，固井时可能再次压漏地层；4)虽然采用尾管施工，但环空阻力仍很大，固井时易井漏；5）水泥浆候凝失重造成天然气上窜；6）属小间隙固井，流阻大，易发生井漏、砂堵及水泥浆脱水稠化蹩泵；7）由于钻遇盐膏层太多，钻井液中有大量Ca离子

8、造成对水泥