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中国石油集团固井技术规范2008

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中国石油 集团 技术规范 2008
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中国石油天然气集团公司固井技术规范中国石油天然气集团公司工程技术分公司2008 年i目 录第一章 总 则 ............................................................................................................1第二章 固井设计 ..........................................................................................................1第一节 设计依据和内容 ..........................................................................................1第二节 压力和温度 ..................................................................................................1第三节 管柱和工具、附件 ......................................................................................2第四节 水泥浆和前置液 ..........................................................................................4第五节 注水泥和技术措施 ......................................................................................5第六节 施工组织和应急预案 ..................................................................................6第三章 固井准备 ..........................................................................................................6第一节 钻井设备 ......................................................................................................7第二节 井口准备 ......................................................................................................7第三节 井眼准备 ......................................................................................................7第四节 套管和工具、附件 ......................................................................................9第五节 水泥和外加剂 ............................................................................................11第六节 固井设备 ....................................................................................................12第七节 仪器仪表 ....................................................................................................13第四章 固井施工 ........................................................................................................13第一节 下套管作业 ................................................................................................13第二节 注水泥作业 ................................................................................................14第三节 施工资料整理 ............................................................................................14第四节 施工过程质量评价 ....................................................................................15第五章 固井质量评价 ................................................................................................16第一节 基本要求 ....................................................................................................17第二节 水泥环评价 ................................................................................................17第三节 质量鉴定 ....................................................................................................18第四节 管柱试压和井口装定 ................................................................................18ii第六章 特殊井固井 ....................................................................................................19第一节 天然气井 ....................................................................................................19第二节 深井超深井 ................................................................................................21第三节 热采井 ........................................................................................................22第四节 定向井、大位移井和水平井 ....................................................................22第五节 调整井 ........................................................................................................23第六节 煤层气井 ....................................................................................................24第七章 挤水泥和注水泥塞 ........................................................................................24第一节 挤水泥 ........................................................................................................24第二节 注水泥塞 ....................................................................................................26第八章 特殊固井工艺 ................................................................................................27第一节 分级注水泥 ................................................................................................27第二节 尾管注水泥 ................................................................................................27第三节 内管法水泥 ................................................................................................29第九章 附则 ................................................................................................................291中国石油天然气集团公司固井技术规范第一章 总 则第一条 固井是钻井工程的关键环节之一,固井质量对于延长油气井寿命和发挥油气井产能具有决定性作用。为提高固井管理和技术水平,保障作业安全和质量,更好地为勘探开发服务,制定本规范。第二条 固井工程须从设计、准备、施工、检验 4 个环节严格把关,采用适应地质和油气藏特点及钻井工艺的先进适用固井技术,达到安全、优质、经济、可靠的要求。第三条 固井作业应严格按照固井施工设计执行。第二章 固井设计第一节 设计依据和内容第四条 应依据地质设计、钻井工程设计、实钻资料和有关技术规定、规范、标准进行固井设计,并在施工前完成设计审批。第五条 固井设计应从井壁稳定、井径规则、井底清洁、合理调整钻井液性能、固井施工 5 个方面考虑影响施工安全和固井质量的因素。第六条 固井设计至少应包含以下内容:1. 构造名称、油气井井位、名称、井别等属性识别信息。2. 固井设计依据的现场基础数据和资料。3. 关键施工参数的计算和分析结果。4. 固井施工方案和施工过程的控制、保障措施。5. 复杂情况的处理和 HSE 预案。第七条 用于固井设计的重要基础数据应设法从多种信息渠道获得验证,避免以单一方式获得数据。第二节 压力和温度第八条 应预测地层孔隙压力、破裂压力和坍塌压力,并采取适当措施验证预测结果。根据具体情况可以选用以下压力预测方法:1. 构造地质力学法2. 水力压裂法23. 岩心试验法4. 建立在测井基础上的各种方法第九条 应测量或合理预测井底温度,对温度预测结果应采取适当措施验证。根据具体情况可以选用以下方法确定井底温度:1. 实测法:实测井下循环温度或静止温度。2. 经验推算法:注水泥循环温度(T)的经验计算公式:T=钻井液循环出口温度(℃)+套管鞋深度(m)/168 (m/ ℃)其中,钻井液循环出口温度取钻井液循环 1~2 周时的出口温度。3. 地温梯度法:井底静止温度(T 静)计算方法如下:T 静=地面平均温度(℃ )+[地区地温梯度(℃/m)×套管鞋深度(m) ]其中,地面平均温度为地表以下 100m 处恒温层的温度。4. 数值模拟法:采用专用设计软件中的温度模拟器计算井下循环温度。第十条 缺乏资料时也可以根据地区经验或参考邻井、邻区块试验数据并结合实钻资料合理估计井下压力和温度。第三节 管柱和工具、附件第十一条套管柱强度设计应采用等安全系数法,并进行双轴应力校核。根据井下实际情况,必要时还应进行三轴应力校核。第十二条高压油气井和深井超深井的管柱强度设计应考虑螺纹密封因素。第十三条热采井的管柱强度设计应考虑高温注蒸汽过程中的热应力影响。第十四条定向井、大斜度井的管柱强度设计应考虑弯曲应力。第十五条对管柱安全系数的一般要求为:抗外挤安全系数不小于 1.25,抗内压安全系数不小于 1.10,管体抗拉伸安全系数不小于 1.25。对于公称直径244.5mm(含 244.5mm)以上的套管,螺纹抗拉伸安全系数不小于 1.6,对于公称直径 244.5mm 以下的套管,螺纹抗拉伸安全系数不小于 1.8。第十六条在正常情况下按已知产层孔隙压力梯度、钻井液压力梯度或预测地层孔隙压力值计算套管柱抗挤载荷。遇到盐岩层等特殊地层时,该井段套管3抗挤载荷计算取上覆地层压力梯度值,且该段高强度套管柱长度在盐岩层段上下至少附加 50m。第十七条对含有硫化氢等酸性气体井的套管柱强度设计,在材质选择上应明确提出抗酸性气体腐蚀的要求。第十八条套管柱顶部 100m 应选用所用套管中壁厚最大的套管。第十九条有关压裂酸化、注水、开采方面对套管柱的技术要求,应由采油和地质部门在区块开发方案中提出,作为设计依据。第二十条套管螺纹的一般选用原则可以参考下表执行。内压力,MPa 井况 可选用螺纹 保证条件油井水井LTCBTC1.螺纹公差符合 API STD5B2.使用符合 API Bul 5A3 的螺纹密封脂3.井底温度≤120℃油气混和井气井LTCBTC1.螺纹公差符合 API STD5B2.使用高级螺纹密封脂3.井底温度≤120℃≤28热采井 金属密封螺纹 1.需要全尺寸评价试验验证2.井底温度≤350℃油井水井LTCBTC1.螺纹公差符合 API STD5B2.使用高级螺纹密封脂3.井底温度≤120℃28~55 油气混和井气井凝析气井金属密封螺纹1.螺纹公差符合验收条件2.井底温度≤177℃3.选用 LTC 和 BTC 时应使用高级密封脂,且井底温度符合要求55~98油井油气混和井气井凝析气井金属密封螺纹1.螺纹公差符合 API STD5B2.使用符合 API Bul 5A3 的螺纹密封脂或高级密封脂3.井底温度≤120℃≥98 所有井 金属密封螺纹1.需要全尺寸评价试验验证2.螺纹逐根套管检验3.使用合格的螺纹密封脂4.井底温度≤177℃(李克向. 实用完井工程.北京:石油工业出版社;2002:173-174)第二十一条 联顶节、短套管和转换接头的加工、质量、强度应符合同钢级、壁厚的套管质量标准。第二十二条 浮箍、浮鞋、引鞋的钢级不应低于套管,其选型应以适应地质特点、满足作业要求为原则。4第二十三条 应根据井径、井斜和方位测井数据采用专用设计软件进行扶正器设计,同时结合具体井下情况进行扶正器数量和位置优化。第二十四条 扶正器安放至少应做到套管鞋及以上 30~50m 每根套管安放一只、含油气层井段每根套管安放一只、分级箍、悬挂器等大型工具周围30~50m 每根套管安放一只。第二十五条 刮泥器、旋流发生器等附件根据具体情况以安全和质量为原则选用。第四节 水泥浆和前置液第二十六条 水泥浆和前置液设计内容包括配方及性能、使用数量和使用方法。第二十七条 冲洗液及前置液1. 使用量:在不造成油气侵及垮塌的原则下,一般占环空高度的300~500m 环空容积。2. 性能要求:冲洗液和隔离液能有效冲洗、稀释、隔离、缓冲钻井液,与钻井液及水泥浆具有良好的相容性,并能控制滤失量,不腐蚀套管,不影响水泥环的胶结强度。第二十八条 水泥浆试验按 GB19139《油井水泥试验方法》执行,试验内容主要包括:密度、稠化时间、滤失量、流变性能、抗压强度等。特殊情况下还应进行水泥石的渗透率和水泥浆稳定性试验。(原行业标准 SY/T 5546 失效,按油勘字[2004]32 号文件中的要求显得落后)第二十九条 对于定向井、大位移井和水平井的自由水测定,应先将水泥浆置于井底循环温度条件下,测试装置倾斜至实际井斜或 45°,然后测定自由水。第三十条尾管固井的最短水泥浆稠化时间,应为配浆开始至提出(或倒开)中心管并将残余水泥浆冲洗至地面的总时间附加 1~2h;分级固井的一级水泥浆最短稠化时间应为从配浆开始至打开循环孔并将多余水泥浆冲洗至地面的总时间附加 1~ 2h。第三十一条 水泥浆必须控制滤失量。一般井固井水泥浆滤失量应小于150ml(6.9MPa ,30min ) ,气井和尾管固井控制水泥浆滤失量小于 50ml。根5据地层条件,充填水泥浆滤失量一般不大于 250ml。第三十二条 生产套管固井水泥石的最小抗压强度要求:封固段顶部水泥石的 24~48h 抗压强度不小于 7MPa,产层段水泥石 24~48h 抗压强度不小于12MPa,其养护压力和温度依据井深条件而定。第三十三条 凡有较厚盐岩层、钾盐层、复合盐岩层或石膏层固井应做到:1. 配浆水加盐量至饱和,达到结晶盐开始沉淀,其密度在 1.18~1.20 g/cm3 之间。2. 控制饱和盐水水泥浆密度在 2.0~2.3g/cm 3 之间,水泥浆滤失量小于250ml。3. 冲洗液和隔离液应能够控制盐层溶解,水泥浆返高应至少超过盐岩层顶部 150m。第三十四条 封固盐水层和含盐地层时,水泥浆的含盐量应与地层水矿化度相匹配。第三十五条 定向井固井时应适当提高水泥浆的粘度,控制自由水量小于0.05%,API 滤失量小于 50ml(6.9MPa,30min ) 。第三十六条 井底静止温度超过 110℃时,在水泥中加入 30%~40%的硅粉。第三十七条 漏失井固井时应根据需要在水泥浆中加入堵漏材料或采用其它措施。第五节 注水泥和技术措施(水泥浆和前置液设计)第三十八条 除易漏井外,固井水泥浆密度一般应比同井使用的钻井液密度高 0.24g/cm3。第三十九条 冲洗液、隔离液的接触时间一般为 7~10min。第四十条依据测井井径计算注水泥量,附加系数根据地区经验而定。(井眼准备)第四十一条 应合理调整钻井液性能,其一般原则是维护为主、调整为辅。1. 下套管前的钻井液性能以降低摩阻和防止钻屑沉积为目的。2. 注水泥前的钻井液性能以增加流动性为目的。3. 钻井液性能和滤饼质量不能满足固井需要时,应在钻进阶段即开始逐6步调整,避免钻井液性能在短时间内性能变化过大。(下套管)第四十二条 应使用专用软件对管柱在井眼中的通过性作出预测并制定相应的下套管措施。第四十三条 表层套管和技术的套管鞋至浮箍以上 2~3 根套管及附件的螺纹应采用螺纹粘接剂粘接,必要时可以同时采用铆钉冷铆。第四十四条 与管柱连接的工具的螺纹应采用螺纹粘接剂粘接。第四十五条 应计算管柱允许下放速度和下放阻力,并据此制定相应的下套管措施。(注水泥)第四十六条 应采用专用设计软件对固井施工过程进行模拟,并根据井下具体情况对施工参数进行优化。第四十七条 注水泥应采用流变学设计,根据不同地区的特点及具体井况确定适宜的环空流体流态。第四十八条 施工压力控制1. 固井设计中应坚持“三压稳”的原则,即固井前的压稳、固井过程中的压稳和候凝过程中的压稳。环空静液柱压力与环空流动阻力之和应小于地层破裂压力,环空静液柱压力应大于地层孔隙压力。2. 施工设备应满足最高施工压力要求。第四十九条 碰压前应降低替浆排量,避免高速碰压。易发生漏失的井和高渗透地层固井时,可根据具体情况将碰压前的少量替浆量以间歇替的方式替至碰压。第五十条一般应采取敞压方式候凝,有条件时还应在环空蹩入一定压力候凝。第六节 施工组织和应急预案第五十一条 应根据作业要求确定施工组织机构,将职责落实到人。第五十二条 应针对设计的薄弱环节制定应急预案。第五十三条 应急预案应包括发生的可能性较小但对施工安全具有重大危险的事件。应急预案还应包含 HSE 预案。7第三章 固井准备第五十四条 应认真做好固井准备工作,为作业成功创造良好条件。第一节 钻井设备第五十五条 通井和下套管前,应认真检查地面设备、设施,发现问题及时整改。检查内容包括:井架、绷绳、死活绳头、防碰天车、天车、刹车系统、传动系统、气路系统、悬吊系统、循环系统、指重表、泵压表、防喷设施、电气设备及电路。第五十六条 钻井泵的缸套应满足固井设计的排量、压力要求,动力端运转正常,上水平稳良好。根据需要更换新缸套、活塞和凡尔。第五十七条 下套管灌钻井液装置应做到结构合理、管线连接可靠,防止落井。第五十八条 下套管前应认真检查钢丝绳和刹车带,必要时进行更换。第五十九条 高压管汇、高压闸门应做到不刺、不漏,各种开关灵敏可靠。第六十条配浆水罐应掏洗干净,避免污染配浆用水。第六十一条 下套管前应校验指重表和立管、钻井泵的压力表。第二节 井口准备第六十二条 根据各层套管悬挂要求选择合适规格的套管头。第六十三条 套关头的安装和使用应符合出厂使用说明书的规定和要求。第六十四条 使用联顶节固井时,应准确计算联顶方入,避免套管无法下放到套管头内。第六十五条 下套管前,闸板防喷器应更换与所下套管尺寸相符的芯子。第三节 井眼准备(大港钻井工程师手册编委会.邹来方主编. 大港钻井工程师手册, 大港油田集团钻井工程公司;2001.8:467-482)第六十六条 下套管前应校核钻具长度,核实井眼深度。第六十七条 下套管前必须进行通井作业。通井钻具组合的最大外径和刚度应不小于原钻具组合。对阻、卡井段应认真划眼,做到井底无沉砂、无阻卡、无坍塌。对于复杂井和高难度井,还应采用单扶正器和三扶正器通井两次。通8井起钻时应及时足量灌满钻井液,防止井壁坍塌。第六十八条 通过循环确定正常循环压力。通井及注水泥前以不小于钻进时的最大排量至少循环两周,达到井下正常,调整钻井液性能达到注水泥设计要求。第六十九条 漏失井在下套管前必须先进行堵漏,正常后方可下套管。第七十条下套管前必须压稳油气层。当地层漏失压力和孔隙压力差值很小容易发生井漏时,对于气井固井可以控制油气上窜速度小于 20m/h,油井固井可以控制油气上窜速度小于 15m/h。(油勘字[2004]32 固井技术规定)第七十一条 受井身结构限制造成设计套管与井眼环空间隙小于 19mm 时,可在必要时采取扩眼等相应措施。第七十二条 通井时钻井液性能调整的技术要求:1. 控制摩阻。水平位移≤500m 的定向井摩阻控制在 0.10 之内;水平位移>500m 的定向井摩阻控制在 0.08 之内;井深≤3500m 的直井摩阻控制在0.15 之内;井深 >3500m 的直井摩阻控制在 0.12 之内。2. 通井时循环排量不小于正常钻进时的排量,起钻前通过短起下钻循环测油气上窜速度。钻井液密度不能平衡地层压力或油气上窜速度不满足1.第七十条要求时,应适当加重钻井液,并通过短起下钻进行验证,确认压稳油气层。3. 控制钻井液粘、切。钻井液密度1.80g/cm 3 时,屈服值1.8g/cm3,屈服值2 循环周 1若自动混拌水泥浆,则±0.025g/cm 3水泥浆密度波动范围若手动混拌水泥浆,则±0.035g/cm 3 2前置液接触时间 >10MIN 1水泥浆稠化时间 符合设计要求 2水泥浆滤失量 符合设计要求 116注替浆量 符合设计要求 1注替排量 符合设计要求 1套管扶正器加放 符合设计要求 1活动套管 是 2(奖励 *)固井作业中间间断时间 <3 min 1施工过程中复杂情况 无 1碰压 是 1试压 符合设计要求 1候凝方式 符合设计要求 1总分数 20*在注水泥过程中,若活动套管,则奖励 2 分;未活动套管不扣分。(SY/T 6592 固井质量评价方法 )第一百二十条 根据实际固井质量评价结果,在获得地质和开发部门许可的条件下可以采用固井过程质量评价代替固井质量评价。其使用条件为:1. 根据一个开发区块中前 5 口井的施工记录,若固井过程质量评价结论均为“ 合格 ”,且根据水泥胶结测井资料,水泥胶结质量均评价为“合格”以上,则对于该区块后续的开发井,可根据固井过程质量评价结果评价固井质量。2. 在没有进行水泥胶结测井的条件下,可根据固井过程质量评价结果评价固井质量。已进行了水泥胶结测井的条件下,可根据固井过程质量评价结果仅作为分析水泥是否候凝时间不足或者是否出现微环隙的参考。第一百二十一条 出现下列情况之一时不应采用固井过程质量评价代替固井质量评价:1. 施工过程中发生严重井漏,漏封油气层。2. 水泥浆出套管鞋后施工间断时间超过 30min。3. 灌香肠或替空。4. 套管未下至设计井深,造成沉砂口袋不符合设计要求。5. 固井后环空冒油、气、水。第一百二十二条 如果开发井的井眼扩大率大于 15%或分井段井眼最大全角变化率超过下表要求时不应采用固井过程质量评价代替固井质量评价。分井段最大全角变化率(/30m)17井深,m井段, m1000 2000 3000 4000 5000 6000≤1000 ≤140 ≤115 ≤115 ≤100 ≤100 ≤100≤2000 ≤210 ≤140 ≤115 ≤115 ≤115≤3000 ≤210 ≤200 ≤210 ≤210≤4000 ≤230 ≤215 ≤215≤5000 ≤230 ≤230>5000 ≤300注:对于特殊的井或井段,要在设计中注明,以设计要求为准。第五章 固井质量评价(油勘字[2004]32 固井技术规定)第一节 基本要求第一百二十三条 表层套管和技术套管达到地质、工程设计要求;生产套管能经受合理的射孔、酸化、压裂考验,满足正常条件下的注水、采油、采气需要。第一百二十四条 水泥返高、水泥塞长度和人工井底的标准1. 油气层固井设计水泥返高应至少超过油气层顶界 150m,实际水泥返高应至少封过油气层顶界 50m 以上。对于井深浅于 2000m 的井,油气层顶界以上连续胶结中等以上的水泥环段长度不少于 10m;井深深于 2000m 的井,油气层顶界以上连续胶结中等以上的水泥环段长度不少于 20m。2. 表层套管固井的水泥浆一般返到地面。技术套管固井遇到油气层(或先期完成井)时,水泥浆返高按生产套管固井对待;无油气层时,按工程和地质需要来确定水泥浆返高。3. 生 产 套 管 阻 流 环 距 套 管 鞋 的 长 度 不 少 于 10m。4. 技术套管(或先期完成井)阻流环距套管鞋长度一般为 20m,套管鞋位置距井底一般不超过 3m。5. 盐水层、盐岩层、复合盐岩层、盐膏层、含腐蚀性流体的地层等特殊地层必须封固。186. 人工井底(管内水泥面)距油气层底界以下不少于 15m。第一百二十五条 表层套管固井应保证套管鞋和井口处的水泥环封固质量。技术套管固井应保证套管鞋处封固质量,水泥封固段长度应保证钻井工程的需要,一般不少于套管串长度的三分之一。技术套管封固盐水层、盐岩层、复合盐岩层、盐膏层和含腐蚀性流体的地层等影响油气井寿命的地层时,对这些地层的固井质量要求与生产套管相同。第二节 水泥环评价第一百二十六条 水 泥 环 胶 结 质 量 评 价 方 法 应 符 合 SY/T 6592 要 求 , 以CBL/VDL 综 合 解 释 评 价 固 井 质 量 。1. 正常情况下,胶结测井应在注水泥后 24~48h 内进行,特殊工艺固井(尾管固井、分级注水泥固井、长封固段固井、低密度水泥固井等)胶结测井时间依据具体情况而定。2. 胶结测井曲线必须测至最低油气层底界以下 10m。3. 常规水泥浆固井水泥环胶结质量解释标准常规水泥浆固井声幅相对值 0~15%为 CBL 评价胶结质量优等;声幅相对值 15%~30%为 CBL 评价胶结质量中等;声幅相对值超过 30%为 CBL 评价胶结质量差。常规水泥浆固井水泥环胶结质量 CBL/VDL 综合解释标准表测 井 结 果CBL 曲线 VDL 图胶结质量评价结论0≤声幅相对值≤15% 套管波消失,地层波清晰连续 优15%<声幅相对值≤30% 套管波弱,地层波不连续 中声幅相对值> 30% 套管波明显 差4. 低密度水泥浆固井水泥环胶结质量解释标准密度在 1.30~ 1.65g/cm3 之间的水泥浆固井,声幅相对值 0~20%为 CBL评价胶结质量优等;声幅相对值 20%~40% 为 CBL 评价胶结质量中等;声幅相对值超过 40%为 CBL 评价胶结质量差。水泥浆密度低于 1.30g/cm3 时,声幅相对值小于 40%为 CBL 评价合格。低密度水泥浆固井水泥环胶结质量 CBL/VDL 综合解释标准表项 目 测 井 结 果 胶结质量评价结论19CBL 曲线 VDL 图0≤声幅相对值≤20% 套管波消失,地层波清晰连续优20%<声幅相对值≤40% 套管波弱,地层波不连续 中水泥浆密度1.30~1.65g/cm 3声幅相对值>40% 套管波明显 差密度低于 1.30g/cm3 声幅相对值≤40% 套管波弱,地层波不连续 中第三节 质量鉴定第一百二十七条 生产套管固井的质量鉴定主要针对封隔油气层段部分。第一百二十八条 固井质量统计只考核一次合格率和优质率。第一百二十九条 固井质量不合格的井,经补救措施达到上述各条标准者,算补救固井合格。第四节 管柱试压和井口装定第一百三十条 套管柱试压1. 试压时间表层套管一般在固井结束 24h 后试压;技术套管和生产套管试压一般在水泥胶结测井后进行。试压压力高于 25MPa 时,试压时间应适当推迟,具体试压时间以水泥环抗压强度发展到足以抵抗试压产生的应力的时间为准。2. 试压指标试压压力值等于地层破裂压力、套管柱抗内压强度和井口载荷三者之中最小值的 80%。试压时,稳压 30min,压力降低不超过 0.5MPa 为合格。第一百三十一条 套管头试压指标与套管柱试压指标相同。第一百三十二条 井口装置1. 技术套管和生产套管的井口装定要采用套管头并安装高压泄压管线、阀门及压力表。2. 套管在井口装定时管柱所受拉力按 SY/T 5731《套管柱井口悬挂载荷计算方法》计算。第一百三十三条 凡未装采油树的井,井口应戴井口帽,标明井号,在寒冷地区,井口套管应掏空 3~5m,防止井口冻裂。20第六章 特殊井固井第一节 天然气井第一百三十四条 天然气井固井应时各层套管的水泥浆均应返至地面。第一百三十五条 井眼准备时,对于浅井用原钻具通井一次即可,对于深井应用单扶正器和三扶正器各通井一次,钻具最大外径和刚度满足第六十七条规定。第一百三十六条 天然气井一般应选用气密螺纹套管,选用方法符合第二十条规定。第一百三十七条 对于含有腐蚀性气体的井应选用抗腐蚀性套管。第一百三十八条 所用工具、附件的材质、螺纹类型应与套管相同。第一百三十九条 天然气固井时应谨慎选用分级注水泥技术,高压天然气井邻近生产套管的一层技术套管固井时不应采用分级注水泥技术。第一百四十条 应采用紧密堆积技术尽量提高水泥浆中的固相含量、降低拌合水量,并进行水泥石 7 天的渗透率和抗压强度试验。高压气井固井水泥石 7 天的气体渗透率应小于 0.05×10-3μm2,7 天抗压强度应不小于 30MPa。(渗透率指标参考 1. 大港石油管理局.粉煤灰低密度水泥油层固井技术 . 全国第四次固井会议资料;1993 年 9 月. 2. 郝俊芳译.美国油井注水泥技术.北京:石油工业出版社,1980.9:62。该指标高于油勘字[2007]67 高压、酸性天然气井固井技术规范(试行) ;强度指标根据数值模拟结果,试压 70MPa 时 1000m 井深以下的水泥环可能保持完整)第一百四十一条 应根据井下压力和温度的具体情况在水泥浆中使用晶格膨胀型的膨胀剂。在产层位置应避免使用低密度水泥浆。第一百四十二条 裂缝性地层天然气井固井时水泥浆密度一般不超过钻井液密度 0.12g/cm3。孔隙性地层固井时,根据具体情况水泥浆密度可以超过钻井液密度 0.24g/cm3。第一百四十三条 尾管固井时,套管重合段 150m,尾管底部水泥塞30~50m 和尾管顶部水泥塞 50~100m。对于高压气井的套管重合段可以延长至 500m,尾管底部水泥塞 100m,尾管顶部水泥塞 200m。(高压气井指标参考四川石油管理局经验)21第一百四十四条 尾管固井的水泥浆量设计应附加钻杆胶塞可能提前到位的余量,一般约为 0.5m3/1000m。(Baker 公司悬挂器存在该现象,其他类型悬挂器也有可能)第一百四十五条 在保证管柱安全的前提下,尾管回接固井应根据管柱试压压力和水泥石抗压强度试验结果确定施加一定的环空回压候凝,一般为10~15MPa。第一百四十六条 根据具体情况应采用环空加回压候凝技术。在保证套管柱安全的前提下,环空回压大小根据顶替结束时的环空井底静态压力和地层破裂(漏失 )压力差确定。环空回压应间歇蹩至设计值,其数值至少应为流体在环空中的总流动阻力。第一百四十七条 对于漏失风险较大的井,应根据情况采用正注反挤工艺施工,降低井口带压风险。反挤作业应采用间歇式挤注工艺。第一百四十八条 应使用固井施工参数自动记录系统,当套管内容积较小时,还应同时采用人工计量和仪表计量同时两种方式计量顶替量。第二节 深井超深井第一百四十九条 深井超深井固井应时各层套管的水泥浆均应尽量返至地面。第一百五十条 应合理评估井底压力,作为管柱设计和水泥浆化验的基础依据。井底压力评估方法见第八条,套管螺纹选择见第二十条,套管材质选择见第十七条。第一百五十一条 应合理估计井底静止温度和循环温度,认真做好水泥浆化验。井底温度评估方法见第九条。第一百五十二条 考虑到高温条件的影响,水泥浆稠化时间应为施工时间附加 2~4h。第一百五十三条 长封固段固井时应根据地层压力预测和现场验证结果设计水泥浆密度,要求做到环空动态当量密度小于地层破裂压力、环空静态当量密度大于地层孔隙压力。第一百五十四条 表层套管和技术套管的大环空固井时应根据具体情况采用内管注水泥或双塞法固井。22第一百五十五条 尾管和完井阶段的小间隙固井时应在确认套管通过性的前提下,严格按设计安放扶正器等套管附件(防漏、防卡),并在注水泥和替钻井液期间尽量活动套管。第一百五十六条 开展水泥浆、钻井液和前置液的相容性试验时,应考虑井下高温对试验结果的影响。试验温度至少应达到 90℃。第一百五十七条 尾管固井时,套管重合段及尾管底部和顶部水泥塞的要求见第一百四十三条。第一百五十八条 尾管回接固井要求与第一百四十五条相同。环空加回压候凝技术要求与第一百四十六条相同。第一百五十九条 生产套管和上一层技术套管的固井水泥石性能要求与第一百四十条相同。第一百六十条 水泥浆及前置液应符合第二章第四节规定,并避免在产层使用低密度水泥浆。第一百六十一条 使用外加剂特别是缓凝剂时,应考虑包装和抛洒带来的误差。第一百六十二条 采用正注反挤工艺施工的技术要求与第一百四十七
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本文标题:中国石油集团固井技术规范2008
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