产盐水气井不压井注水泥塞封堵技术

1、 3许志先,1985年毕业于西南石油学院开发系采油工程专业,现任四川石油管理局川中油气公司试采工程师,从事试油、修井的技术工作。!生产线上#产盐水气井不压井注水泥塞封堵技术许志先3杜良明(四川石油管理局川中石油天然气勘探开发公司井下作业公司,629000四川遂宁磨81井属于磨溪构造的一口开发气井,位于磨溪构造东端北翼,1989年12月4日开钻,1990年4月26日完钻,1993年1月香二正式投产。初期生产套压2215MPa ,油压2016MPa ,日产气111×104m 3,日产油110t 。生产不到一年,产量下降快,见水时间早。1993年10月生产套压降至910MPa ,油压降至3

2、12MPa ,日产气量为014×104m 3,日产油量011t ,日产盐水量2m 3。后因油压太低,水处理困难,改为间隙时间生产。至1994年11月套压降至712MPa ,油压116MPa ;日产气量014×104m 3,无油;盐水日产量14m 3,从此停产。1997年决定封隔香二层上试,5月对该井修井,设计下Y 415148桥塞于井段1780m 1770m 。后试压合格,再注水泥塞封隔香二层,上试珍珠冲、东岳庙层。问题提出下Y 415148桥塞至井深1782167m ,加压120kN ,坐封后桥塞位置:1781167m 177813m ,桥塞试压213MPa ,不合格。用

3、水6m 3(原套管内外已循环脱气,说明桥塞以上部位窜槽。后根据该井的井深结构,判断出窜槽位置在 178尾管挂处。尾管挂的位置:1731139m ,因现场没有Y 415214桥塞,只有Y 111214封隔器。如果该井按传统的方法,必须采用钻井液压井,然后注水泥封堵盐水层。而井附近无现成的钻井液,需现场配制150m 3钻井液,费用太多,还必须再上4个钻井液罐。经过仔细分析和设计,决定采用不压井注水泥塞封隔技术。井下管柱设计重点是解决密封问题,目的将工具下入井内加压使封隔器胶筒胀起,封隔器底部用丝堵堵死,将窜槽位置和射孔段封住,充分循环后试压,并验证封隔器密封情况。11Y 111214型封隔器该井油

4、套管为 244.47× 177.8尾管,钢级为SM90和AC80。为了使尾管头部密封,在尾管头部设置Y 111214型封隔器。该工具是一个支撑式封隔器,采用多级“O ”型橡胶密封。下胶筒座( 214坐在 17718套管的尾管头处,靠管柱重力压胀胶筒密封 244147套管。21筛管在 73油管上钻 20×14孔,筛管长度0153m 。作用是替入的液体能顺利通过并到达油管套环空,筛管下在Y 111214封隔器顶部。31安全接头作用是当工具被水泥凝固后,能顺利将安全接头以上部位的油管起出。41油管采用 73的普通油管。51管柱结构和位置73堵头+ 73油管115m +Y 1112

5、14型封隔器+ 73筛管( 20×14孔×0153m +油管8根×77142m +安全接头+油管+悬挂+油补距。61工具位置管鞋:1732194m 1732189m 。Y 111214:1731152m 1729135m 。筛管 20×14孔:1729124m 1728171m 。安全接头( 105×d58:1651129m 1650177m 。施工参数设计数据11隔离液该井采用清水做隔离液,设计套管环空和油管内的清水柱高为400m 。隔离液量:V 1=4(D 12-d 12H =1316m 321水泥浆量(1水泥样品试验数据(见表1表1水灰比

6、1015终凝时间(h :min 330密度(g/cm 31185流动度(cm 24初凝时间(h :min 230养护温度(85注:试验水泥为夹江G 级水泥。(2配方根据水泥样品试验数据,用夹江G 级水泥配制水泥浆112m 3,水泥浆密度1185g/cm 3,施工时从油管替水泥浆181998年第21卷第6期钻采工艺110m 3。替入的水泥浆高度:h 1=4V 2D 12-(d 12-d 22=27m(3清水顶替量V 3=4d 22H =1.2m 3(H 为400m (4盐水顶替量V 4=4d 221h 2h 2=h -L -h 1-H -h 3=1299159mV 4=4×0.0622

7、×1299.59=3.92m 3(5蹩压候凝压力确定根据1990年香二地层的原始压力P wi =29.37MPa ,封隔器下部到香二中部距离h =2090.2-1731.39=358.81m ,盐水密度按1105计算:P wi=R 2×h 10×g +R 3×h 110×g +R 1×H 10×g +R 2×h 210×g+P 平衡则平衡时最低压力:P 平衡=7101MPa现场施工程序设计(1下封隔器工具,装井口采油树,将油套管连通。(2用盐水充分循环脱气,使油管内外密度一致,并试压7MPa 。(3正注隔

8、离液1316m 3。(4准备水:压裂车一台,备4m 3盐水;水泥车一台,备4m 3清水。(5用水泥车配水泥浆112m 3,密度1185g/cm 3。(6正替水泥浆110m 3。(7正顶清水112m 3。(8顶盐水319m 3。(9关总闸开生产闸门,清洗留在小四通上的水泥浆。(10开总闸、油套窜通平衡,蹩压710MPa 。(11关井候凝48h ,倒扣,起出井内油管。现场施工情况(1下工具,装井口采油树。(2用盐水1112m 3,密度1105g/cm 3,正循环脱,达到进出口密度一致,停泵。(3封隔器试压7MPa 经15min 后压力为7MPa ,合格。(4正替清水1316m 3泵压0MPa ,流

9、量415L/s 。(5配水泥浆用夹江G 级水泥1175t ,清水0175m 3,配成112m 3,密度118g/cm 3。(6正替水泥浆110m 3,泵压0MPa ,流量313L/s 。(7顶清水112m 3,泵压0MPa ,流量4L/s 。(8顶盐水319m 3,密度1105g/cm 3,流量615L/s 。(9关总闸、清洗小四通处的水泥浆。(10油套蹩压7MPa 。候凝48h 后,倒扣无效,用抽汲绳探油管内水泥面1685158m (抽汲绳现场丈量,比设计水泥面上升25m 。后采用爆炸松扣(位置1679130m 起出检查,倒扣无效的原因是安全接头未起作用。工艺技术评价该工艺技术经现场施工实验

10、后,均达到了设计施工要求。可用于产水量大、无法下桥塞的盐水井,具有施工时间短,成本低的特点。不需将全井筒换成清水或钻井液,可节约许多费用。11适用范围夹层比较大,一般在100m 左右。21技术要求要求安全接头性能可靠,封隔器正常工作。31施工及注意事项(1正确倒好采油树上各闸门。(2按施工程序施工,计量准确。(3顶替液体的排量应大于5L/s 。(4施工后关总闸,冲洗小四通内的水泥浆。41工艺技术改进(1可将Y 111型封隔器变换成Y 211不可循环封隔器,用于无尾管的井筒。(2将反扣安全接头改进为蹩压脱手可循环式安全接头,其它管柱不变。改进后的管柱,在顶完水泥浆后,可以投球脱手反循环洗井,防止

11、现场施工计量偏差,可循环洗出多余的泥浆水。(3待水泥凝固后,可直接上提油管。(4改进后的工艺管柱,可取代注悬空水泥塞、下桥塞后注水泥塞油气水井、填砂后注水泥浆井,以及夹层小于100m 的井段,可以推广使用。(5改进后管柱结构: 73堵头+ 73油管+Y 211(或Y 111封隔器+ 73筛管+ 73油管+蹩压脱手可循环安全接头+油管+悬挂+油补。结论该工艺的工艺技术简单、可靠,成功解决了过去产盐水气井因地层压力高,必须采用钻井液压井、或下桥塞后才能注水泥塞的问题,缩短了修井周期,节约钻井液压井费用,具有较好的经济效益。致谢:该工艺技术首次试验成功,得到有关领导的大力支持和试油219队的密切配合,在此表示感谢。符号注解D 1套管内径(m ;d 1油管外径(m ;d 2油管内径(m ;H 1油套管环空,油管内的清水柱高度(m ;h 1水泥浆柱高度(m ;h 2油管内盐水柱高度(m ;h 尾管柱的深度(m ;h 3油补