在线黄色毛片,美女视频黄色网址,国产超级乱婬av片,2022年精品国产福利在线,色五月激情五月,激情视频网站,亚洲视频欧美

會員中心
加入VIP
微信

客服微信網(wǎng)站公眾號

　煤礦　化工　建筑
　機械　電力　冶金
　消防　交通　特種

　論壇　活動　視頻
　問答　投稿　 MSDS
　簽到　超市　招聘

導(dǎo)航：安全管理網(wǎng)>> 安全論文>> 化工安全論文>>正文

馬深1井超深小井眼固井技術(shù)研究與實踐

文檔作者：康海濤1　曾艷軍2　母亞軍1 蔡云平1　馮林1 文檔來源： 1. 中石化中原石油工程有限公司西南鉆井分公司 2. 中石化中原石油工程有限公司固井公司，河		點擊數(shù)：	更新時間： 2024年02月26日
下載地址：點擊這里	文件大?。?5.50 MB 共7頁	文檔格式： PDF	下載點數(shù)： 1 點（VIP免費）

內(nèi)容預(yù)覽 [文件共7頁]

本文件共7頁，如需編輯使用，請下載。

注：預(yù)覽效果可能會出現(xiàn)部分文字亂碼（如口口口）、內(nèi)容顯示不全等問題，下載是正常的。

	文件大小：5.50 MB 共7頁文件格式：PDF 下載點數(shù)：1 點（VIP會員免費）

下一篇：裂縫網(wǎng)絡(luò)地層鉆井液漏失模擬

上一篇：泥灰?guī)r致密油自轉(zhuǎn)向酸體系

文本預(yù)覽

僅提取頁面文字內(nèi)容，供快速閱讀使用。

第34 卷 第2 期
2017 年3 月
Vol. 34 No. 2
Mar. 2017
鉆 井 液 與 完 井 液
DRILLING FLUID &amp;amp; COMPLETION FLUID
doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2017.02.018
馬深1 井超深小井眼固井技術(shù)研究與實踐
康海濤1，　曾艷軍2，　母亞軍1，　蔡云平1，　馮林1
（1. 中石化中原石油工程有限公司西南鉆井分公司，四川南充637001 ；2. 中石化中原石油工程有限公司固井公司，河南濮陽457000）
康海濤，范翔宇，母亞軍，等. 馬深1 井超深小井眼固井技術(shù)研究與實踐[J]. 鉆井液與完井液，2017， 34（2）：99-105.
KANG Haitao， FAN Xiangyu， MU Yajun，et al.Study and application of slim hole cementing technology for ultra-deep well
Mashen-1[J].Drilling Fluid &amp;amp; Completion Fluid，2017， 34（2）：99-105.
摘要　馬深1 井完鉆井深為8 418 m，完井下入φ146.1 mm 尾管封固氣層。井下高溫高壓、環(huán)空間隙小、頂替效率低、
安全窗口狹窄、U 型管效應(yīng)嚴重等問題突出。針對以上難點，運用動態(tài)承壓實驗?zāi)芨鼫?zhǔn)確地模擬固井井筒壓力變化，防止
井漏；入井流體呈現(xiàn)密度級差及流變級差，利于提高頂替效率；三級沖洗前置液體系抗污染能力強，沖洗效果好；通過優(yōu)
選抗高溫水泥添加劑研發(fā)了抗高溫膠乳防氣竄水泥漿體系，其在高溫下穩(wěn)定性好，防氣竄能力強，水泥石具有良好的抗壓
強度及彈韌性；變排量施工及有效層流驅(qū)替技術(shù)減弱了U 型管效應(yīng)，能夠防漏并保證頂替效率。該體系緩凝劑BS200-G、
BS200R 加量為0.7% 和3%，稠化時間易調(diào)且不易受密度、溫度影響；膠乳JR 加量優(yōu)選為12%，領(lǐng)漿、尾漿呈直角稠化，
SPN 值為0.9、0.5，靜膠凝強度過渡時間為28、22 min，同時漿體還具有較高的流動度和較好的流變性。加入50% 石英砂
后減弱了高溫對水泥石強度的影響，且后期發(fā)展呈現(xiàn)良好的趨勢。添加1% 塑性劑BS600 的水泥石彈性模量與常規(guī)水泥石
相比下降53.13%，塑性明顯增強。實驗說明，該體系耐高溫性強、流變性好、防竄能力強、水泥石力學(xué)性能優(yōu)良。通過應(yīng)
用抗高溫膠乳防氣竄水泥漿體系并配套以上技術(shù)措施，該井施工順利，固井質(zhì)量優(yōu)質(zhì)。
關(guān)鍵詞　超深井；高溫高壓；頂替效率；流體性能；膠乳防氣竄
中圖分類號：TE256　　　　文獻標(biāo)識碼：A　　　　文章編號：1001-5620（2017）02-0099-07
Study and Application of Slim Hole Cementing Technology for Ultra-deep Well Mashen-1
KANG Haitao1, ZENG Yanjun2, MU Yajun1, CAI Yunping1, FENG Lin1
(1. Southwest Drilling Branch of Zhongyuan Petroleum Engineering Co. Ltd., Sinopec, Nanchong, Sichuan, 637001;
2. Cementing company of Zhongyuan Petroleum Engineering Co., Ltd. Sinopec,Puyang, Henan 457000)
Abstract The Well Mashen-1 is the deepest well found in Asia, the gas zone of which has been sealed with 146.1 mm liner string.
Difficulties encountered during drilling included HTHP, small annular clearance, low displacing efficiency, narrow drilling window,
and severe U-tube effect. In combating these problems, it was considered that dynamic pressure-bearing experiment was able to more
accurately simulate the borehole pressure change during well cementing, thereby helping prevent mud losses. Fluids entering the
borehole with density grading and rheology grading were beneficial to increasing displacing efficiency. Three-stage flushing prepad
had strong resistance to contamination and better flushing performance. A high temperature anti-channeling latex cement slurry was
developed based on the optimized high temperature cementing additives. It had good high temperature stability and strong antichanneling
ability. The set cement had high compressive strength and good elasticity and toughness. The U-tube effect can be mitigated
with varied flowrates and effective laminar flow displacing, in this way the lost circulation during well cementing was avoided and
the displacing efficiency ensured. By adding 0.7%BS200-G and 3%BS200R (retarders) in the cementing slurry, the thickening time
became adjustable and was not vulnerable to the effects of density and temperature anymore. JR, a latex, was added at percentage of
12%, and the lead slurry and tail slurry had right-angle thickening characteristics, with values of 0.9 and 0.5, respectively. The gel
strengths of the cement slurry had transit time of 28 min and 22 min, respectively. The cement slurry also had high mobility and good
rheology. After adding 50% quartz sand, the effect of high temperature on the strength of set cement became weakened, and the strength
of the set cement showed good late-stage development. Adding 1% BS6000, a plasticizer into the cement slurry, the set cement had
第一作者簡介：康海濤，工程師，碩士，1983 年生，畢業(yè)于西南石油大學(xué)油氣井工程專業(yè)，現(xiàn)在主要從事石油鉆井
技術(shù)工作。電話 18188390790 ；E-mail ：kht19831001@163.com。
萬方數(shù)據(jù)
100 鉆　井　液　與　完　井　液 2017 年 3 月
馬深1 井是中石化勘探分公司部署在川東北馬
路背構(gòu)造高部位的一口預(yù)探井，主探下寒武統(tǒng)龍王
廟組和上震旦統(tǒng)燈影組，完鉆井深為8 418 m，是
目前亞洲最深直井。該井完鉆井眼尺寸為φ165.1
mm，下入φ146.1 mm 尾管坐底固井。馬深1 井
是該區(qū)塊最深探井，下部地層參考資料少；井下高
溫高壓、環(huán)空間隙小、頂替效率低、U 型管效應(yīng)嚴重，
鉆進過程中發(fā)生過漏失，燈影組油氣顯示活躍，防
漏與防氣竄矛盾突出等一系列問題加劇了固井施工
難度。通過應(yīng)用動態(tài)承壓實驗、入井流體呈現(xiàn)密度
級差和流變級差、三級沖洗工藝、抗高溫雙凝單密
度膠乳防氣竄水泥漿體系等技術(shù)提高了頂替效率，
保證了施工順利和固井質(zhì)量。
1　施工難點分析
1）井底高溫高壓。該井電測井底溫度為175 ℃，
井底壓力為118 MPa。高溫高壓下鉆井液流變性、
封堵性、抑制性控制難度大；增加了優(yōu)選固井添加
劑的難度，對水泥漿的沉降穩(wěn)定性、流變性等有較
高要求；稠化時間不易控制，影響水泥漿的強度發(fā)
展。
2）環(huán)空間隙小。φ146.1 mm 尾管裸眼單邊環(huán)
空間隙理論值為9.5 mm，尾管懸掛器回接筒位置
單邊間隙處為5.15 mm。環(huán)空間隙小，外加套管下
入超深，固井施工過程中環(huán)空壓耗大，施工排量受
限，易發(fā)生憋堵；水泥環(huán)厚度小于19 mm，固井
質(zhì)量難以保證 [1]。
3）頂替效率低。水泥漿很難達到紊流，影響
沖洗、頂替效率；套管偏心度大，注灰量少且水泥
運移長，井內(nèi)流體之間易發(fā)生摻混。
4）安全窗口狹窄。鉆進至井深8 053 m 發(fā)生
失返性漏失，燈影組四段自井深8 108～8 112 m
有油氣顯示，鉆井液密度差僅為0.16 g/cm3，壓穩(wěn)
與防漏矛盾突出。
5）U 型管效應(yīng)。由于井深超深，水泥漿和鉆
井液、沖洗液密度差大，將會產(chǎn)生U 型管效應(yīng)。
出口排量的反復(fù)變化不利于沖洗、頂替，且易造成
井漏。
2　技術(shù)研究及應(yīng)用
2.1　套管居中度
研究及實踐已經(jīng)證明，套管居中度對提高頂
替效率及固井質(zhì)量有著重要影響。該井若按每根套
管安裝扶正器進行計算，平均居中度僅為38.1%，
未有效提高居中度。因此，實際施工過程中在井
底、氣層和上部井段按照22 m 間隔安裝扶正器，
保證穿鞋帶帽及氣層的封固質(zhì)量，平均居中度為
30.14%。小井眼受環(huán)空間隙及井身質(zhì)量影響大，
套管對軸線偏移距離更加敏感、更易貼邊，加裝扶
正器無法有效提高居中度。因此，提高小井眼頂替
效率應(yīng)著重強化其他技術(shù)措施，比如漿柱結(jié)構(gòu)、流
體性能、注替排量等。
2.2　水泥漿體系
2.2.1　水泥漿配方確定
抗高溫防氣竄水泥漿體系的設(shè)計關(guān)鍵在于優(yōu)選
配套的抗高溫水泥漿外加劑，使水泥漿在高溫條件
下具有失水量低、稠化時間易調(diào)、水泥石強度不衰
退等特點[2]。該井采用抗高溫雙凝單密度膠乳防氣
竄水泥漿體系，優(yōu)選出了適用于高溫條件下的多種
外加劑，可以使水泥漿在高溫下具有優(yōu)異的綜合性
能，保證高溫、超深井的固井質(zhì)量。通過多次復(fù)配
實驗，最終確定了添加劑的配比加量，水泥漿配方
如下。
領(lǐng)漿　JHG+50% 砂+1% 塑性劑BS600+2% 膨
脹劑BS500+1% 高溫穩(wěn)定劑WD-4+3% 高溫降失水
劑BS100L+0.7%高溫緩凝劑BS200-G+4.2%高溫緩
凝劑BS200R+12%膠乳JR+1%減阻劑BS300-J+1%
穩(wěn)定劑WD-2+1% 早強劑TC-2
尾漿　JHG+50% 砂+1%BS600+2%BS500+1%
WD-4+3%BS100L+12%JR+0.7%BS200-G+3%
BS200R+1%BS300-J+1%WD-2+1%TC-2
elastic modulus 53.13% lower than that of conventional cement slurries, indicating that the cement slurry had good plasticity. The
experimental results showed that the cement slurry had good high temperature stability, good rheology, strong anti-channeling ability,
and excellent mechanical performance when set. The Well Mashen-1 was successfully cemented with high cementing job with the high
temperature anti-channeling latex cement slurry and the technology discussed above.
Key words Ultra-deep well; High temperature high pressure; Displacing efficiency; Fluid performance; Latex; Anti-channeling
萬方數(shù)據(jù)
康海濤第 34 卷 第 2 期 等：馬深1井超深小井眼固井技術(shù)研究與實踐 101
2.2.2　水泥漿常規(guī)性能
通過復(fù)配AMPS 與依康酸等共聚類高溫緩凝
劑BS200-G 與高溫緩凝劑BS200R，有效控制水泥
漿稠化時間與緩凝劑加量成線性關(guān)系。在135 MPa
下，實驗評價密度、溫度變化對稠化時間的影響，
結(jié)果如表1 所示。表1 說明，密度、溫度變化對稠
化時間影響較小，對確保施工安全起到保障作用。
表1　水泥漿稠化時間發(fā)散實驗
條件
領(lǐng)漿稠化
時間/min
尾漿稠化
時間/min
1.90 g/cm3×160 ℃ 562 226
1.93 g/cm3×160 ℃（密度高點） 446 191
1.90 g/cm3×165 ℃（溫度高點） 454 187
大樣水泥漿性能如表2、表3 所示。由表2 可知，
選用的減阻劑BS300-J、降失水劑BS100L、緩凝
劑BS200-G、BS200R 和早強劑TC-2 有較強的配
伍性，在外加劑的協(xié)同作用下水泥漿失水量低、零
游離液、漿體穩(wěn)定性好、水泥石抗壓強度滿足工程
要求。表3 說明，漿體在常溫和高溫下均具有良好
的流變性，利于降低循環(huán)摩阻。
表2　大樣水泥漿性能
水泥漿
ρ/
g/cm3
FL/
mL
自由液/
%
初始稠度/
Bc
沉降穩(wěn)定性/
g/cm3
領(lǐng)漿1.90 46 0 16 0.01
尾漿1.90 48 0 12 0
水泥漿SPN
p72 h/
MPa
t 稠化/
min
流動度/
cm
靜膠凝強度過
渡時間/min
領(lǐng)漿0.9 16.5 562 21 28
尾漿0.5 18.3 226 21 22
表3　大樣水泥漿流變性能
水泥漿條件φ600 φ300 φ600 φ600 φ600 φ600
領(lǐng)漿
常溫>300 205 146 85 9 6
160 ℃ >300 180 130 75 8 6
尾漿
常溫>300 227 152 89 10 8
160 ℃ >300 196 135 77 9 6
2.2.3　防氣竄性能
膠乳水泥漿體系在絮凝后不斷聚結(jié)形成抑制滲
透性的乳膠膜，防止地層流體侵入井筒；另外膠乳
粒徑遠小于水泥顆粒，填充于水泥顆粒間的空隙中，
降低了滲透率。為提高防氣竄能力，分別對不同膠
乳JR 加量的水泥漿進行實驗，結(jié)果見表4?？梢?
看出，4 種膠乳加量的水泥漿沉降穩(wěn)定性和失水量
區(qū)別不大，但膠乳JR 加量為8% 和10% 的水泥漿
綜合性能相比略差，而15%JR 加量的水泥漿防竄
性能較強，但是流動度低、流變性差。為保證現(xiàn)場
可操作性，綜合上述數(shù)據(jù)，確定膠乳加量為12%。
表4　膠乳加量對水泥漿性能的影響
膠乳/
%
φ600/φ300/φ200/φ100/φ6/φ3
FL/
mL
流動
度/cm
SPN
值
沉降穩(wěn)定
性/(g/cm3)
8 295/159/121/67/4/3 48 22.5 1.5 0.01
10 ＞300/165/124/69/7/5 42 21.8 1.1 0
12 ＞300/180/130/75/8/6 46 21.0 0.7 0
15 ＞300/246/182/101/18/12 32 20.1 0.4 0
大樣水泥漿性能說明，該井所用水泥漿穩(wěn)定性
好，有利于加速水化反應(yīng)，降低體積收縮率；低失
水量、零游離液，使水泥漿在凝結(jié)過程中能避免橋
堵失重，并維持更高的液柱壓力；靜膠凝強度過渡
時間小于40 min[3] ；SPN 值為0.9 和0.5，遠低于標(biāo)
準(zhǔn)要求。將水泥漿領(lǐng)漿和尾漿在160 ℃、 135 MPa、
90 min 下進行稠化實驗，水泥漿呈直角稠化，見
圖1 和圖2。
圖1　領(lǐng)漿的稠化曲線
圖2　尾漿的稠化曲線
萬方數(shù)據(jù)
102 鉆　井　液　與　完　井　液 2017 年 3 月
2.2.4　水泥石性能
進行了顆粒級配設(shè)計。加入的石英砂采取3 種
不同粒徑的粗、細搭配，一方面調(diào)節(jié)漿體的流變性，
另一方面通過細顆粒（350 目）的硅粉降低水泥石
滲透率。由于當(dāng)前石英砂加量沒有明確標(biāo)準(zhǔn)，進行
加量優(yōu)選實驗，以優(yōu)化硅鈣比，解決水泥石在高溫
下的強度衰退問題。在175 ℃、20.7 MPa 下進行
養(yǎng)護，并對水泥石強度發(fā)展情況進行評價，結(jié)果見
圖3。圖3 說明，石英砂加量控制在50% 時，水泥
石后期強度發(fā)展情況優(yōu)于加量為40% 時的水泥石。
圖3　不同養(yǎng)護時間下水泥石的強度
對水泥石進行破壞性實驗，結(jié)果見表5。由表
5 可以看出， 相同密度下的水泥石， 添加1% 塑性
劑BS600 后， 彈性模量與常規(guī)水泥石相比，下降了
53.13%， 塑性明顯增強，抗拉強度和抗壓強度變化
不大，滿足壓裂作業(yè)要求。
表5　水泥石彈塑性對比
水泥石
ρ/
g/cm3
彈性模
量/GPa
抗拉強
度/MPa
抗壓強
度/MPa
常規(guī)水泥石1.90 9.6 3.33 30
防竄水泥石1.90 6.6 2.08 25
該井水泥石1.90 4.5 3.27 27
2.3　前置液體系
超深小井眼在固井時，受環(huán)空間隙小、套管居
中度低、施工排量受限等條件影響無法保證沖洗、
頂替效率；井壁周圍殘留的鉆井液一旦與水泥漿發(fā)
生摻混，會產(chǎn)生嚴重的接觸污染，影響施工安全。
與常規(guī)井眼相比，小井眼抗鈣先導(dǎo)漿的用量要
少。該井考慮到套管居中度低，先導(dǎo)漿設(shè)計用量為
30 m3，增強對界面的紊流沖洗、頂替效果。
隔離液設(shè)計以有效隔離、虛泥餅清除以及界面
狀態(tài)改善為原則[4-5]。該井窄間隙處鉆井液黏滯效
應(yīng)強，驅(qū)替難度大，即使在滿足紊流接觸時間的條
件下，也可能造成隔離失效，水泥漿更易與鉆井液
接觸發(fā)生污染。通過多次實驗，開發(fā)了具有沖洗功
能的高效隔離液體系，配方如下。
水+2% 隔離劑GL-2+20% 沖洗劑CX-1+2.8%
緩凝劑BS200R+1%穩(wěn)定劑WD-2+ 20% 砂+1.5%
抗污染劑KW-2+ 重晶石
隔離劑GL-2 能夠抑制水泥中Ca2+ 進行置換，
防止黏土顆粒聚結(jié)；沖洗劑CX-1 能夠降低雙界面
的表面張力，增強潤濕和沖洗效果；加砂后增強
了對界面的物理沖刷，強化清潔能力。在160 ℃、
135 MPa、90 min 下對隔離液進行抗污染評價，結(jié)
果如表6 所示。由表6 可以看出，該隔離液體系具
有良好的抗污染能力，能夠保證施工安全。
表6　隔離液的抗污染實驗
領(lǐng)漿/% 隔離液/% 鉆井液/% 初始稠度/Bc t 稠化/min
70 20 10 16 ＞ 430
70 10 20 12 ＞ 430
33 33 33 16 ＞ 430
川東北地區(qū)多年固井實踐建立了寬窄間隙返速
與隔離液用量的關(guān)系方程?？紤]到該井套管偏心度
高，隔離液用量設(shè)計要求同時滿足經(jīng)驗公式計算結(jié)
果及7～10 min 與井壁的紊流接觸時間。
V L
v
L
v
s v V
n w
= ? w L
?
? ??
?
? ??
（ 1）
式中，Vs 為計算隔離液用量，m3 ；L 為水泥封固段
長度，m ；vn 為窄間隙處返速，m/s ；vw 為寬間隙
處返速，m/s ；VL 為單位環(huán)空容積，m3/m。
該井封固段長為1 117 m，軟件計算窄間隙、
寬間隙處平均返速分別為0.52 m/s、1.83 m/s，單
位環(huán)空容積為0.006 9 m3/m，計算出隔離液用量為
19.41 m3。而不考慮套管偏心影響，僅按紊流接觸
10 min 計算隔離液用量為6 m3。為保證施工安全
選取2 者最大值，設(shè)計入井20 m3 隔離液。
沖洗液CX-1 用量根據(jù)壓力平衡原則， 隔離液和
沖洗液全部進入環(huán)空后壓力等于鉆井液環(huán)空液柱壓
力， 計算出密度為1.01 g/cm3 的沖洗液用量為4 m3。
前置液體系實測性能見表7。先導(dǎo)漿和隔離液
性能穩(wěn)定，黏度和切力低，具有良好的流變性，能
萬方數(shù)據(jù)
康海濤第 34 卷 第 2 期 等：馬深1井超深小井眼固井技術(shù)研究與實踐 103
夠產(chǎn)生足夠的浮力效應(yīng)、流變級差及管壁切應(yīng)力，
在施工排量下能夠達到紊流狀態(tài)，頂替窄間隙處鉆
井液，防止與水泥漿接觸污染。
表7　實測流體性能參數(shù)
T/
℃
流體
PV/
mPa·s
YP/
Pa
Gel/
Pa/Pa
n
K/
Pa·sn
YPw/
Pa 流態(tài)
常溫
先導(dǎo)漿34 1.53 2/4 0.94 0.05 20.57 紊流
鉆井液38 2.56 2/5 0.91 0.07 20.91 紊流
隔離液35 6.13 0.80 0.16 22.22 紊流
領(lǐng)漿180 12.78 0.80 0.71 40.25 層流
尾漿207 10.22 0.85 0.57 45.16 層流
160
先導(dǎo)漿30 1.02 2/3 0.95 0.04 19.70 紊流
鉆井液33 2.04 2/3 0.92 0.06 19.79 紊流
隔離液28 11.24 0.64 0.47 21.56 紊流
領(lǐng)漿158 11.50 0.80 0.64 39.22 層流
尾漿179 8.94 0.85 0.50 43.39 層流
注：YPw 為壁面剪切應(yīng)力。
2.4　流變性能
為了提高小井眼套管偏心嚴重情況下的頂替效
率，施工前著重對入井流體性能進行了優(yōu)化[6]。通
過調(diào)整減阻劑、降失水劑和緩凝劑、早強劑的加量，
水泥漿流變性明顯改善，有利于提高頂替效率和防
漏。先導(dǎo)漿、鉆井液、隔離液和水泥漿密度分別為
1.43、1.43、1.55、1.90 g/cm3，呈現(xiàn)較好的密度差，
有利于增大浮力效果，實測性能見表7。由表7 可
以看出，調(diào)整后的流體在高溫和常溫條件下性能變
化不大，抗高溫能力強；塑性黏度、動切力、動塑
比呈級差顯示，過水?dāng)嗝嬗杉钡骄?，增大了?qū)替界
面；鉆井液觸變性低，終切剛好滿足懸浮巖屑的要
求；水泥漿壁面切應(yīng)力大于鉆井液，能清除虛泥餅，
減弱黏滯效應(yīng)。表3 數(shù)據(jù)說明，漿體在常溫和高溫
條件下均具有良好的流變性，利于降低循環(huán)摩阻。
2.5　注替排量
經(jīng)過多年研究，目前已經(jīng)證實水泥漿以紊流
態(tài)驅(qū)替鉆井液效果最好。R.C.Haut 和R.J.Crook 等
人提出高返速狀態(tài)下的頂替效率也優(yōu)于低返速[7-9]。
有效層流驅(qū)替技術(shù)通過使用前置液體系，控制密度
級差和流變性級差，形成均勻頂替，明顯可以緩解
舌進現(xiàn)象，能保證水泥環(huán)質(zhì)量。目前這種頂替理論
已被業(yè)界諸多人士接受并采用。
根據(jù)川東北地區(qū)的施工經(jīng)驗， 當(dāng)環(huán)空達到
1.1～1.5 m/s 的上返速度時，能夠獲得較好的頂替
效率。初始設(shè)計注替排量為0.6 m3/min，環(huán)空返速
為1.45 m/s，鉆井液、先導(dǎo)漿、隔離液均呈紊流
態(tài)，水泥漿呈層流態(tài)[10-11]。由于該井套管下入深，
水泥漿與鉆井液密度差大，額定排量施工會產(chǎn)生嚴
重的U 型管效應(yīng)，通過變排量施工可以緩解甚至
消除該效應(yīng)帶來的負面影響。筆者對2 種方案進行
了模擬分析，結(jié)果如圖4 所示。由圖4 可以看出，
額定排量施工過程中替漿至40.2 m3，累積注入流
體92.2 m3 時，出口流量大于入口流量，開始出現(xiàn)
U 型管效應(yīng)。在此期間出口流量出現(xiàn)一個增大- 減
小- 增大的波動過程，2 個峰值分別為0.65、0.54
m3/min，直至替漿至45 m3 時進出口找到平衡，整
個過程累計持續(xù)時間8.0 min。變排量施工計劃替
漿至40 m3，即在U 型管效應(yīng)即將出現(xiàn)時增大排量
至0.8 m3/min，持續(xù)泵入流體3.6 m3 后恢復(fù)初始注
替排量，可以保持進出口處于平衡狀態(tài)。2 種方案
井筒各深度點最大ECD 模擬結(jié)果如圖5 所示。
圖4　U 型管效應(yīng)
圖5　環(huán)空壓力變化
額定排量施工在U 型管效應(yīng)結(jié)束時出現(xiàn)了水
擊效果，井底ECD 達到最高值1.80 g/cm3，而變排
萬方數(shù)據(jù)
104 鉆　井　液　與　完　井　液 2017 年 3 月
量施工井底最大ECD 降至1.73 g/cm3，且裸眼段各
深度點最大ECD 均小于額定排量施工數(shù)據(jù)。因此，
選擇變排量施工方案。
2.6　動態(tài)承壓實驗[12]
根據(jù)固井注入的高密度流體在環(huán)空中所占段長
及環(huán)空返速，分別計算出需使用密度為1.90 g/cm3
的重漿35 m3，排量為0.9 m3/min。經(jīng)過模擬計算，
承壓過程中各深度點最大ECD 均大于固井施工值，
其中井底最大ECD 為1.75 g/cm3，見圖5。動態(tài)承
壓連續(xù)循環(huán)2 個循環(huán)周井眼未發(fā)生漏失，井筒承壓
合格。
2.7　頂替效率模擬
為驗證該井漿柱結(jié)構(gòu)、流體性能及注替排量設(shè)
計是否科學(xué)合理，筆者采用軟件對頂替效率進行了
模擬計算，結(jié)果如下。
圖6　頂替效率
圖7　 水泥漿填充率
由圖6 可以看出，整個封固段未出現(xiàn)明顯混漿，
平均體積頂替效率達98.98%。圖7 數(shù)據(jù)顯示，在
井深7 500～7 900 m 處環(huán)空窄間隙處只有微量殘
存鉆井液，完全符合施工要求，能夠保證固井質(zhì)量。
3　施工過程
根據(jù)現(xiàn)場施工數(shù)據(jù)繪制泵壓、排量變化曲線，
如圖8 所示，曲線上不含倒灰、開檔銷等停泵時
間。圖8 說明整個施工過程嚴格執(zhí)行了設(shè)計，注替
排量到位。考慮到前期施工中途有停泵時間，施工
至150 min 時開始提排量，此時累計注入流體90
m3，比設(shè)計提前2.2 m3。151 min 時入口排量達到0.8
m3/min。159 min 時開始降排量，160 min 時排量達
到0.6 m3/min。整個過程持續(xù)10 min，增大排量后
泵壓下降，抓住了U 型管效應(yīng)出現(xiàn)的時機。在此
期間進出口流量無變化，泵入總量和返出總量吻合，
說明此次變排量施工消除了U 型管效應(yīng)。
圖8　現(xiàn)場施工的泵壓、排量曲線
本次固井注入先導(dǎo)漿30 m3，密度1.43 g/cm3 ；
隔離液20 m3，密度1.55 g/cm3 ；沖洗液4 m3，密
度1.01 g/cm3 ；領(lǐng)漿11 m3，平均密度1.88 g/cm3，
尾槳6 m3，平均密度1.93 g/cm3 ；壓塞2 m3，密度
1.55 g/cm3 ；替重漿7 m3，密度1.80 g/cm3 ；替保護
液2 m3，密度密度1.55 g/cm3 ；替漿58.3 m3，密度
1.43 g/cm3。替至設(shè)計總量后未碰壓，多替0.5 m3，
累積替漿69.8 m3（含壓塞液）。起鉆15 柱循環(huán)排污，
返出隔離液20 m3，水泥漿4 m3。起鉆5 柱至井深
6 905.96 m，逐漸憋壓至8 MPa，壓穩(wěn)系數(shù)為1.05[13]。
72 h 后組合鉆具下鉆探塞，探得上塞塞面位于井深
7 049.7 m，上塞長度為432.22 m，下塞探到球座。
表8 為根據(jù)CBL、VDL 對一、二界面的水泥
膠結(jié)質(zhì)量解釋結(jié)果，第一界面膠結(jié)好82.0% ；膠結(jié)
中等18.0% ；膠結(jié)差0%。第二界面膠結(jié)好73.1% ；
膠結(jié)中等26.9% ；膠結(jié)差0%，固井質(zhì)量綜合評價
為優(yōu)質(zhì)。
萬方數(shù)據(jù)
康海濤第 34 卷 第 2 期 等：馬深1井超深小井眼固井技術(shù)研究與實踐 105
表8　固井質(zhì)量評價
井段/m 第一界面第二界面
7 475～7 483 膠結(jié)好膠結(jié)好
7 483～7 624 膠結(jié)中等膠結(jié)中等
7 624～8 251 膠結(jié)好膠結(jié)好
8 251～8 345 膠結(jié)好膠結(jié)中等
4　結(jié)論
1. 小間隙井眼套管更易偏心，通過加裝扶正器
無法有效提高居中度。
2. 設(shè)計使用的前置液體系易達到紊流狀態(tài)。保
持密度級差和流變級差，配合性能優(yōu)良的前置液，
有效層流驅(qū)替技術(shù)能保證頂替效率。隔離液用量考
慮到偏心設(shè)計后能夠杜絕水泥漿與鉆井液直接接
觸，保證施工安全。
3. 優(yōu)選的抗高溫水泥添加劑滿足施工要求，能
夠大幅度改善漿體性能。使用的抗高溫雙凝單密度
膠乳防氣竄水泥漿體系具備失水易控制、穩(wěn)定性好、
抗壓強度高、靜膠凝強度過渡時間短、SPN 值低
等優(yōu)點，水泥石強度發(fā)展及彈韌性良好，適用于超
深井固井。
4. 采用變排量施工和有效層流驅(qū)替技術(shù)可以明
顯減弱或消除U 型管效應(yīng)，有助于提高頂替效率，
防止壓漏地層。
參 考 文 獻
[1] 丁士東，周仕明 . 川東北天然氣井固井技術(shù)規(guī)范 ：4.3
準(zhǔn)備井眼：QSHS_0014-2006[S]. 中國石油化工集團公
司，2006 ：4.
DING Sh i d o n g ，ZHOU Sh imi n g . Ceme n t i n g
specification for gas well in the norteeast of Sichuan ：
4.3hole preparation ：QSHS_0014-2006[S]. Sinopec
Group，2006 ：4.
[2] 王偉 . 高溫膨脹水泥漿體系研究 [D]. 成都 ：西南石油
大學(xué)，2013.
WANG Wei.The research of high-temperature expansion
slurry[D].Chengdu ：Southwest Petroleum University， 2013.
[3] SABINS FRED，WIGGINS M L. Parametric study of
gas entry into cemented wellbores[R]. SPE 28472，1994.
[4] 馬勇， 劉偉， 唐庚， 等.川渝地區(qū)“ 三高” 氣田超深井
固井隔離液應(yīng)用實踐[J]. 天然氣工業(yè)， 2010， 30（6）：
77-79.
MA Yong，LIU Wei，TANG Geng， et al. Application
of spacer fluid for cementing ultra-deep wells in Sichuan
and Chongqing "three highs" gas fields[J]. Natural Gas
Industry，2010，30(6):77-79
[5] 郭小陽， 張凱， 李早元， 等.超深井小間隙安全注水泥技
術(shù)研究與應(yīng)用[J]. 石油鉆采工藝，2015，37（2）：39-44.
GUO Xiaoyang，ZHANG Kai，LI Zaoyuan，et al.
Research and application of safe cementing technology
in ultra-deep wells of small clearance[J] Oil Drilling &amp;amp;
Production Technology， 2015， 37（2）：39-44.
[6] 張鐸遠 . 漿體性能及井眼條件對頂替效率的影響研究
[D]. 北京：中國石油大學(xué)，2007.
ZHANG Duoyuan. Research on the effects of slurry
properties and borehole condition on the displacement
efficiency[D].Beijing：China University of Petroleum，2007.
[7] HAUT R C，CROOK R J.Primary cementing:the mud
displacement process[J].SPE 8253，1979.
[8] HAUT R C，CROOK R J.Primary cementing:optimizing
for maximum displacement[J].World Oil，1980（11）：9-13.
[9] HAUT R C，CROOK R J.Laboratory investigation of
light-weight low-viscosity cementing spacer fluids[J].
JPT，1982（8）：18-23.
[10] 鄢捷年 . 鉆井液工藝學(xué) [M]. 北京 ：中國石油大學(xué)出版
社，2011.
YAN Jienian.Drilling fluid technology[M].Beijing:China
University of Petroleum Press，2011.
[11] 巴春壽，鄭永生，郭小陽，等 . 固井設(shè)計規(guī)范 ：A4 頂
替流態(tài)設(shè)計：SY/T5480-2007[S]. 國家發(fā)展和改革委員
會，2008:12-15.
BA Chunshou，ZHENG Yongsheng，GUO Xiaoyang，
et al.Specification for cementing design:A4 displacement
flow regime design ：SY/T5480-2007[S]. National
Development and Reform Commission，2008:12-1.
[12] 康海濤，白俊成，蔡云平，等 . 馬深 1 井超深小鉆孔
井眼準(zhǔn)備及套管下入技術(shù)[J]. 石油鉆采工藝，2016，
38（5）：583-587.
KANG Haitao， BAI Juncheng， CAI Yunping， et al.
The preparing and running casing technology of super
deep and slim hole in Well Mashen-1[J]. Oil Drilling &amp;amp;
Production Technology， 2016， 38（5）：583-587.
[13] 牛新明，張克堅，丁士東，等 . 川東北地區(qū)高壓防氣
竄固井技術(shù)[J]. 石油鉆探技術(shù)，2008，36（3）：10-15.
NIU Xinming，ZHANG Kejian，DING Shidong，et
al. Gas migration prevention cementing technologies in
northeast Sichuan area[J]. Petroleum Drilling Techniques，
2008，36（3）：10-15.
（收稿日期2016-11-5；HGF

網(wǎng)友評論 more

化工安全論文最新內(nèi)容

03-11

談?wù)劵て髽I(yè)如何做好…

03-05

便攜式水質(zhì)分析實驗室…

02-27

二次酸洗工藝對垃圾焚…

02-27

功能性固井工作液研究…

02-27

環(huán)氧氯丙烷改性纖維素…

02-27

磺基甜菜堿的合成及其…

02-27

精細動態(tài)控壓固井技術(shù)…

02-27

抗高溫超分子降濾失劑…

化工安全論文熱點內(nèi)容

31264

長輸燃氣管道的安全…

30426

危險化學(xué)品安全措施…

27943

加油站重大危險源分…

20121

天然氣管道安全置換…

18396

淺談加油站安全管理

17344

淺議化工企業(yè)安全生…

17300

?；飞a(chǎn)企業(yè)安全…

16624

化工火災(zāi)危險性分析

相關(guān)內(nèi)容

固井工程設(shè)計報告規(guī)范

快遞包裝重金屬與特定物質(zhì)…

A2∕O工藝在城市生活污水…

調(diào)兵山污水處理廠運營成本…

福建省某綜合改革建設(shè)試點…

創(chuàng)想安科網(wǎng)站簡介會員服務(wù)廣告服務(wù)業(yè)務(wù)合作提交需求會員中心在線投稿版權(quán)聲明友情鏈接聯(lián)系我們

^{<noscript id="r9b9r"></noscript>}

<td id="r9b9r"><tr id="r9b9r"></tr></td>

<style id="r9b9r"></style>

<td id="r9b9r"><tr id="r9b9r"></tr></td>