彭页HF固井设计方案

1、中国石油化工有限公司华东分公司彭 页HF-1井5 ½”套管 X 8 1/2”井眼水平井段油基泥浆固井设计Dec 31, 2011Version 2: DraftSubmitted by:Petter LiHalliburton Energy Service Limited一彭页HF-1技术难点分析1、 彭页HF-1井预测地层分层数据表 目的层位为龙马溪组页岩气，油气显示良好。2、 彭页HF-1井井身结构3、 139.7mm 套管固井难点分析（1）套管下入困难：水平井段对井壁的侧压力很大，由于井斜角大、水平段较长，导致下套管摩阻较大，使套管很难顺利下至预定位置， 水平井段对井壁的侧压力

2、很大，水平段较长以及井眼粘卡等井眼条件所带来的高摩阻造成套管下入困难。（2）造斜段/水平段套管居中难： 套管在造斜段极易贴在井壁上，在水平段，如果扶正器安放的太稀松，扶正器之间的套管会趴在井底。在这种井况下，管居中与套管下入是一对矛盾体，通常会牺牲套管居中来满足下入的需要。而套管居中度差直接导致固井质量的下降，间接导致单井油气日产当量和总产量的大幅减低。（3）提高顶替效率难点：a.水平井段套管所受的重力方向不再是轴向而是径向，这一重力极易导致套管偏心，使套管低边的钻井液驱动困难，相对水平井段更容易窜槽，形成一条通道，从而影响水泥浆的顶替效率。 b.水平段采用了油基钻井液完钻，固井时需要足够量的

3、特殊化学冲洗液来恢复水润性，达到润湿反转，来提高水泥浆顶替效率及水泥和井壁胶结质量。油基泥浆与两个界面的超强附着力以及高粘度90S给泥浆顶替带来了很大的难度。裸眼的泥饼需要高剪切力的冲洗液隔离液侵蚀去除，两个界面的油膜也需要润湿反转。否则，水泥与两个界面的胶结会严重受影响。c.钻进时，水平井的钻井液性能会偏重考虑井壁稳定的因素，钻井需提高钻井液粘度来有效清洗井眼，泥浆比重、粘度一般比较高，流动性差，该井尤为突出。固井时严重影响顶替效率。（3）水泥浆技术难点a.固井液体对于油基泥浆存在破乳、絮凝问题，存在安全隐患。b.油基泥浆以及其形成的油膜泥饼难以驱替干净，水泥浆胶结质量存在问题。c.由于油基

4、泥浆保温性能良好，钻进时油基泥浆温度可能会高于地层温度，固井时存在安全隐患，对水泥浆性能要求较高。d.目的层为低孔低渗的页岩气储层，而页岩气层的开采需要采取压裂增产措施，页岩气大型压裂与分段压裂均对固井胶结质量提出了较高的要求，对水泥环的抗冲击能力要求高。在满足生产井段水泥浆胶结质量良好的前提下，保证水泥石的长期封固效果。 二、哈里伯顿解决方案与思路1. 造斜段/水平段套管居中难：超级扶正器（Centek）2. 提高顶替效率难点: Mud Flush III + Tuned Spacer III + 软件模拟3. 水泥浆体系：1.85SG缓凝水泥浆+ 1.88SG高胶结弹性防气窜水泥浆 1.

5、造斜段/水平段套管居中难：超级扶正器（Centek）套管居中度对固井质量是关键因素之一。专为大斜度/水平井设计的Centek 扶正器可以帮助解决下入困难和套管居中度这一对矛盾的问题。Centek扶正器的优点：§ 相对于弹性扶正器，一体化设计，结构强健，承受力强，可以上体下方，没有打捞风险§ 相对于螺旋刚性扶正器，具有更高的居中效果，过流面积大，活动阻力小。Centek扶正器传统弹性扶正器 centerk扶正器螺旋刚性扶正器 图三、扶正器设计套管居中软件模拟结果 注：黄色代表扶正器中间点，蓝色代表扶正器点 可以看出在安放扶正器的点，套管居中度达到了80%以上， 在扶正器 之间

6、的点也保持了70%左右的居中度。 图四、套挂下入悬重变化曲线 下到井底时，静止的悬重为65吨，下放的重量为48吨，上提重量为83吨。说明安放了扶正器的管柱在井眼中的磨阻很小。此外，Centek 扶正器的一体高强度设计，还允许上下活动及旋转管柱辅助套管下入，及固井时提高固井顶替效率。2. 提高顶替效率难点: Mud Flush III + Tuned Spacer III + 软件模拟 1.0SG Mud flush III 能很好的分散粘土颗粒，化学上去除泥浆和润湿两个胶结面。 Spacer #1 - 50.0bbl Mud Flush III Powder at 1.00sg水Freshwa

7、ter41.08 gal/bbl(319m OH annular fill / 6min contact time)冲洗剂Mud Flush III Powder10.00 lb/bblEstimated Pv: 35cPEstimated Yp: 30lbs/100ft² 1.78 SG Tuned Spacer III 充分的提出泥浆，并通过侵蚀作用去除井壁上的泥饼。Spacer #2 - 50.0bbl Tuned Spacer III at 1.78sg水Freshwater28.2 gal/bbl(319m OH annular fill / 6min contact ti

8、me)隔离剂Tuned Spacer III30.00 lb/bblEstimated Pv: 35cP表面活性剂Sem-80.9 gal/bblEstimated Yp: 30lbs/100ft²铁离子抑制剂Fe-2 Agent6.00 lb/bbl表面活性剂Dual Surfactant A0.9 gal/bbl表面活性剂Dual Surfactant B0.9 gal/bbl重晶石Barite325.00 lb/bbl注： 以上只是冲洗液和隔离液的初始配方，最后配方和使用量还需要实验以及工程设计软件做调整。室内实验主要包括：a. 检测润湿反转的水润湿性实验; b. 流动性实验，

9、优化形成泥浆、隔离液、水泥浆之间的流动性阶梯差极；c. 泥浆、隔离液、水泥浆三者的兼容性实验。 润湿反转及润湿反转测试仪图五、油基泥浆隔离液设计实验报告样本（1.45SG 油基泥浆+1.5SG 隔离液）润湿反转报告显示：当隔离液和油基泥浆比例达到52% VS 48%时，就达到了100%的润湿反转。兼容性报告显示：隔离液与油基泥浆有着非常好的兼容性。 3. 水泥浆体系：1.80SG缓凝水泥浆+ 1.88SG高胶结弹性气窜水泥浆领浆低密度填充1500m以上的垂直井段。尾浆除了高胶结性能外还具有非常好的防气窜功能。而缓凝浆和快干浆双凝体系设计，保证了目的层位在水泥浆凝固过程中有静液柱压力。 水泥浆初

10、始设计配方：领浆LEAD CEMENT CompositionProperties嘉华G水泥JH G CementSurface density:1.80 sg搬土 Bentonite1.00 %BWOCSurface yield:1.30 ft³/sk浆失水剂Halad-4130.50 %BWOCDownhole density:1.80sg缓凝剂SCR-1000.50 %BWOCDownhole yield:1.30 ft³/sk水Freshwater12.21 gal/skTotal mixing fluid:6.15 gal/sk消泡剂D-Air 3000L2.00

11、 pts/10bblMFThickening time (70 Bc):4:51Note that %BWOC are based on a 94 lb sack尾浆TAIL CEMENT - BondCem CompositionPropertiesJH G CementSurface density:1.88sgMicrobond2.00 %BWOCSurface yield:1.23 ft³/skHalad-4131.00 %BWOCDownhole density:1.88 sgSCR-1000.60 %BWOCDownhole yield:1.23ft³/skGa

12、sstop0.50 %BWOCTotal mixing fluid:5.54 gal/skFreshwater5.11 gal/skThickening time (70 Bc):4:04消泡剂D-Air 3000L0.50 pts/10bblMFNote that %BWOC are based on a 94 lb sack化学添加剂的性能：· Halad-413 是高效控制降失水剂，在控制降失水时，不会像传统降失水剂降低浆体的流动性。可以帮助控制气窜问题和保护水敏感地层。· SCR-100 是缓凝剂，当和降失水剂配合使用时可以解决温差大的问题，另外可以促进水泥石强度的

13、优良发展。· Microbond 是胶结增强剂，可以提高水泥胶结质量，提高水泥与两个交界面的胶结强度，防止微环空的形成。· Gasstop 是防气窜剂，通过调整胶凝强度发展来防止气窜，同时它还具有很好的控制降失水性能。三 、水泥浆初始实验报告：1.80SG 缓凝领浆1.88SG 高胶结尾浆四、主要施工流程1、井眼准备（1）地层承压能力能够满足要求 （2）通井，对起钻遇阻、卡井段、缩径段和井眼曲率变化大的井段反复划眼或进行短起下；下入套管前应在井眼底部打入润滑泥浆，减少下入套管摩阻。井眼准备工作务必要做到位，以确保下套管的顺利。（3）井内钻井液性能良好、稳定，符合固井施工要求

14、。在保证井下安全的前提下，尽量降低粘切，降低含砂量。（4）下套管通井及注水泥前，均以较大排量洗井，洗井时间不少于两个循环周。洗井循环中，应密切注意观察振动筛返出岩屑量的变化、钻井液池液面变化。同时，应慢速转动通井钻具防粘卡。2、固井作业前准备（1）根据现有的信息（泥浆密度1.75SG）因此，本次固井所有的添加剂降在现场水混。（2）固井公司负责摆放设备清洁，连接线路，对设备做最后的检查。对罐体进行体积测量核实，备好混料所需的水源。确保无误后，现场待命。（3）套管下到位后，哈里伯顿负责组织配料，严格按照设计的添加顺利，数量，速率进行药水混配。如需现场大样复合实验，取样进行大样复合实验。（4）井口准

15、备， 固井公司负责连接管线，井口设备，数据监视及记录系统。一切就绪待命。3、固井施工流程· 作业前安全会：由钻井监督主持，要求参与固井所有作业方参加。· 固井公司管线冲洗试压至35MPa。首先增压至 5.0Mpa并稳压5-10分钟并检查。然后增压至30.0Mpa并稳压5-10分钟 并检查是否有泄漏。如果不能稳压，重新进行压力测试至无泄漏。 · 混配泵注1.2SG Mudfush III冲洗液 8m3，接着混配泵注1.78SG Tuned Spacer III隔离液 10m3.· 投下胶塞，观察水泥头胶塞显示器，确保胶塞释放。· 混配泵注1.80

16、SG 领浆 XX m3 + 1.88SG 高胶结弹性气窜尾浆，观察排量，体积及密度，确保严格按照设计执行。· 投上胶塞，观察水泥头胶塞显示器，确保胶塞释放。· 顶替：先顶替1m3左右Tuned Spacer III隔离液压塞，接着用泥浆顶替，密切观察压力变化，记录准确的顶替体积，在顶替最后段，降低排量观察碰塞情况。如果不能碰压，顶替下塞1/2体积，如任不能泵塞，停泵确认体积。· 稳压保持5分钟让浮箍&浮鞋充分关闭，释放压力检查回流。· 钻工以最快速度冲洗BOP. 关闭环控等待水泥凝固。观察环空压力情况，最高不超过3Mpa(如果需要释放压力保持在3

17、Mpa).4、固井水泥浆管理基本要求 （1）固井施工单位确保固井水泥的数量和质量，使用袋装水泥应先备罐，后上水泥，做到水泥不落地，入罐水泥必须经100mm筛网过滤；使用散装水泥时，必须对送井水泥先检查核准数量无误后再施工。（2）对于散装水泥在出厂、运输和卸货的过程中要严格把关，确保水泥的数量和质量。（3）固井必须使用同一批次生产的水泥。严禁不同批次水泥混合使用。（4）井场上的水泥与外加剂混合必须均匀，并取大样进行复核，大样复核的结果应与室内试验基本接近。大样复核合格才可下套管。固井水泥每放置3天以上，必须重新进行大样复核。5、固井施工工艺措施（1）固井前，必须先提高地层承压能力，以合理的钻井液

18、密度，压稳地层流体，并有足够宽的压力窗口，确保下套管及固井过程中不发生井漏等复杂情况。（2）对于存在漏失的井段，下套管前应进行堵漏，使地层有足够承压能力保证固井施工时不发生漏失。 （3）电测完通井，对遇阻井段进行划眼，采用优质钻井液大排量洗井，确保井壁稳定，井眼干净，摩阻小，无漏失现象，保证油气上窜速度小于10m/h。（4）注水泥作业前必须对现场施工水样、水泥及外加剂样品进行大小样实验，达到施工和质量要求后方可进行。（5）注水泥施工前，由固井施工指挥召集有关人员召开施工准备会，明确施工顺序，贯彻固井措施，进行岗位分工，交代安全事项和异常情况下的应急措施，并明确联系信号，保证施工协调一致。（6）

19、全面认真检查各套管附件，确保其质量。套管附件应具备大排量、高流速条件下长期耐冲蚀的能力。（7）下完套管后至注水泥前，若无特殊情况，钻井液应循环充分，以达到固井施工设计要求。循环时要特别注意钻井液的除气，并连续测量钻井液性能，确保钻井液性能稳定，并达到固井要求。（8）专人检测水泥浆密度，确保入井水泥浆密度达到设计要求。（9）在注替水泥浆过程中注意泵压变化和钻井液返出情况，要有专人负责观察井口钻井液返出情况，并随时观察施工泵压变化，发现异常，立即报告施工指挥，采取相应措施。要特别注意防止水泥浆蹩泵造成低返事故的发生。（10）推荐采用大泵紊流顶替钻井液，排量不低于钻进排量。达不到紊流时，应注入足量的

20、前导低密度水泥浆，尽量降低领浆密度，以降低漏失风险。（11）如有漏失情况发生，应掌握易漏失层位、性质、漏失速度，堵漏后及时固井。钻井液性能、洗井排量、替浆排量、施工压力在协作会上具体确定。固井前储备充足的钻井液，以备固井过程中发生漏失时补充。（12）常规固井碰压后，稳压23min后泄压，如回压阀密封好，则敞压侯凝；否则，需关井蹩压侯凝，管内外静液柱压差23MPa，并派专人按要求放压。（13）如果需要返出地面的固井作业后，水泥浆没有返出井口，必须采取必要的补救措施，如从井口向环空反挤水泥浆进行补救等，并试压检验，确保井口段补灌水泥环的封固质量。（14）侯凝结束后钻扫水泥塞，测声幅质量，测声幅前不应进行套管试压。（15）其它特殊要求和措施根据现场实际情况确定。（16）固井施工质量须符合甲方要求和钻井地质设计要求。（17）碰压、蹩压、试压均须在满足套管、附件、井口强度允许范围内进行。四、施工作业安全应急预案