第１７卷第２期 江汉石油科技 Ｖｏ１．１７ Ｎｏ．２ ２００７年６月 ＪＩＡＮＧＨＡＮ ＰＥＴＲＯＬＥＵＭ ＳＣＩＥＮＣＥ ＡＮＤ ＴＥＣＨＮＯＬＯＧＹ Ｊｕｎ．２ｏ０７ 建深１井０２７３．ｉ ｍｍ套管固井技术研究及应用 艾道安韩永友 （江汉石油管理局钻井公司） 摘要建深１井是集团公司在川东鄂西地区的一口重点探井，三开钻进到３８１５ｍ井深后下 入蚴３．１ｍｍ套管固井，固井完井作业难度大。通过技术研究、完善技术措施、加强措施的落实和 监督，精心组织施工，下套管作业顺利，固井质量良好。层次固井是江汉固井最深、也是南方勘探开 发公司在该地区 ２７３．１ｍｍ套管固井最深、质量最好的一口井。 主题词钻井 固井套管 固井质量 建深１井是江汉钻井公司７０１３０钻井队施工的 一口集团公司重点探井。在上一层次ｃＩ＇３３９．７ｍｍ 管固井。本层次固井是江汉固井最深，也是南方勘 探开发公司在该地区西２７３．１ｍｍ套管固井最深的 口井。它具有：０３＃ｔ：眼与套管环空间隙小、裸眼并 段长，下套管作业难度和风险大；②单级固井水泥封 一套管固井中由于套管质量等问题，导致套管没有下 到设计井深和套管脱落事故，经修改设计后在 １７７６．７８ｍ侧钻至３８００ｍ井深，下人中２７３．１ｒａｍ套 固段长，地层承压能力低，易发生井漏；③井眼上下 ｝Ｉ Ｉ ＿＿Ｊ 表层套管 ５８０ ００ｍｍｘ２９９ ６６ ６５Ｏｍｍ×３０Ｏｍ 泥面返高０ｍｊ 技术套管１ ０ Ｊ —芝 ＝一３３９ ７ｍｍ￣ｌ ７６６ ７８ｍ ４４４ ５ｍｍ￣ｌ ７６８ｍ 溶泥面返高０ｍ１ 技术尾营 ———ｉ ２７３ １ ｍｍｘ３７９４ ５６ｍ 泥面返高０ 图１井身结构示意图 温差大，对水泥浆综合性能要求高等难点。 为了确保这口井固井万无一失，公司从上到下 高度重视，做到了井眼准备、完井准备落实充分；技 州研究所等院所的固井专家在达州召开了专题技术 第一作者简介科科长。 艾道安，男，１９８７年毕业于重庆石油学 术措施细致、完善；并应用固井设计软件对施工参数 进行优化设计；邀请了南方公司、胜利固井公司、德 校钻井专业，工程师，一直从事钻井现场固井工作，现任技术 ・４２・ 江汉石油科技 第１７卷 研讨会。该井于２００６年ｌ０月１３日固井施工，施工 顺利，固井质量良好。 三开钻进过程中无垮塌及阻卡等复杂情况，在 １７７６．７８ｍ侧钻后，起下钻在套管窗口处有阻卡现 象；窗口处地层破裂压力当量密度１．５１—１．５３ｇ／ ｃｍ 。在钻进到３７７５ｍ处钻井液密度１．３３ｇ／ｃｍ 有 渗漏性漏失，每天３—４ｍ３。最大井斜３．３３。井深 ３０３６．４２ｍ。 １基本数据 １．１固井数据 井深：３７９８ｍ； 套管下深：３７９４．５６ｍ； 固井目的：封固上部易漏、易垮塌地层，满足天 １．６井底静止温度和循环温度见表３ １．７地层承压能力试验 然气井工程安全要求，为下部钻进创造有利条件。 固井方式：单级固井，要求水泥浆返出地面。 水泥浆体系：低密度＋常规密度淡水水泥浆体 系。 ２００６年５月１７日关封井器，用井筒泥浆（密度 １．２５ ｇ／ｃｍ￣）对套管试压至８ＭＰａ，稳压ｌＯｍｉｎ不降。 地层承压能力为当量密度１．５３ｇ／＇ｃｍ￣。 ６月１３日对１７６６．７８ｍ（断口）进行地层承压能 力试验，用井筒泥浆（密度１．３０ ｇ／ｅａｒ３）对地层憋压 至４．３Ｍｐａ破裂。地层承压能力为１．５１—１．５３ｇ／ １．２井身结构示意图（见图１） １．３套管柱设计 １．３．１强度校核见表１ １．３．２套管串结构 浮鞋＋２根套管＋浮箍＋２根套管＋浮箍＋套 管串＋联顶节 １．３．３ 扶正器安放位置和数量 ｃ （当量密度）。 ９月２８—３０日调整到１．５０ｇ／ｅｒａ 泥浆堵漏后提 承压，达到套管鞋承压当量密度１．８Ｏｇ／ｃｍ３，井底承 压当量密度１．６３ｇ／ｅｒａ 。 ｌＯ月ｌ一２日调整到１．５０ｇ／＇ｃｍ。泥浆堵漏后再 由于套管环空间隙小，裸眼段较长，侧钻窗口 小，下套管时裸眼井段没下扶正器，在套管重叠段下 入２０只刚性套管扶正器。 １．４完钻时钻井液性能见表２ １．５钻井井下情况 表１强度次提承压，达到套管鞋承压当量密度１．７３ｇ／ｃｍ３，井 底承压当量密度１．６１ｇ／ｅａｒ。，用排量２５Ｌ／Ｓ建立正 常循环，泵压４．５ ＭＰａ。 ２固井难点 校核 表２完钻时各钻井液性能 表３井底静止温度和循环温度 第２期 艾道安等：建深１井西２７３．１ｍｍ套管田井技术研究及应用 ・４３・ （１）单级固井水泥封固段长，地层承压能力低， 容易发生井漏导致水泥返高不够。 （２）迅速接方钻杆循环处理，正常后再下套管。 否则，起套管后通井，再下套管。 ４．２若下套管过程中发生井漏 （２）水泥封固段长、上下温差大，对水泥浆综合 性能要求高。 （３）固井施工压力高，安全风险大。 （１）首先及时上报，并测量漏速。 （２）漏速不大时，控制下放速度下套管到底后， （４）套管尺寸大、环空间隙小、悬重大，裸眼段 进行堵漏处理再固井。 长易粘卡，下套管技术要求高、工作难度大，风险大。 （３）漏速较大时，现场讨论处理方案后定是否 （５）替浆量大，容易窜槽。 ３主要技术措施 （１）井眼准备方面，调整好钻井液性能，应无沉 沙、掉块。打好电测口袋，满足电测及下套管要求。 （２）使用性能稳定充足的隔离前置液体系，要 求在环空界面接触时间超过１０ｒａｉｎ，达到有效冲洗 固井界面、隔离钻井液与水泥浆，提高浆体顶替效 率。 （３）采用双凝双密度低失水水泥浆体系，３０００ｍ 以浅为缓凝低密度低失水水泥浆体系，稠化时间 ３００—３６０ｍｌｎ；失水小于１００ｍｌ。３０００ｍ以深为低失 水常规水泥浆体系，稠化时间２００—２４０ｍｉｎ；失水小 于１００ｍｌ。水泥浆体系以防漏和低失水为目的。 （４）利用固井设计软件进行平衡压力固井施工 设计，优选注、替水泥浆及泥浆施工参数（用量、密 度、排量、压力）。 （５）对下套管、循环和注替水泥浆过程中可能 发生的复杂情况，提前做出复杂情况下的应急预案。 （６）认真做好水泥浆、隔离液、泥浆闻的抗污染 试验，确保施工安全。 （７）固井前严格按照钻井及固井施工设计要求 做好地层承压试验达到了当量密度１．６５—１。７０ｒ，／ ３ｅｍ。 （８）固井注水泥时采用批混过度罐，保证注水 泥密度均匀和固井施工安全。 （９）强化地层承压试验和通井、模拟通井技术 措施。 （１ｏ）使用５０ｍ 加重顶替钻井液，降低施工压 力。 ４工程风险与应急预案 ４．１若下套管遇阻 （１）严禁强行下压，多上提活动；同时及时上 报。 继续下套管和固井。 ４。３若固井过程中发生井漏 （１）控制施工排量强行施工，并做好施工数据 记录。 （２）固井候凝测声幅后，从井口返挤水泥。 ４．４下套管过程中套管钳坏 首先要上下活动套管，同时要及时更换备用器 件或及时抢修。 ４．５下套管过程中中途顶泵或循环时 要求接卸循环头、方钻杆等操作动作迅速，同时 要不停地活动套管防止粘卡。 ４．６固井施工中供水、供气、注水泥及替浆计量突 发事情应急预案 ５完井准备及固井施工要求 ５．１西南项目部及固井公司 （１）作好入井附件及井Ｉ：：Ｉ Ｔ具的检查保养和配 套工作，现场人井附件必须有产品合格证。 （２）专人监督套管附件入井及下套管作业。 （３）对固井施工设备进行全面维护保养，保证 固井注水泥浆连续，各项参数达到设计要求。 （４）施工前做好水泥浆试验、大样复查和抗污 染试验。 （５）车辆进场后，合理摆放，要灵活机动，能应 付复杂情况的发生。 （６）固井设备及管汇合理连接，对设备进行试 运转，确保施工连续。 ５．２并队 （１）对到场套管按技术规范逐根进行清洗、丈 量、洗扣、通径、编号检验，不合格套管严禁入井。 （２）在通井及模拟通井前，应对重点设备如：三 台泥浆泵、钻机游动系统、传动系统、刹车系统、柴油 机、发电机及高压管汇等进行全面认真的检查、保 养。 （３）电测后，要求小钻头通到小井眼后再用大 ・４４・ 江汉石油科技 第ｌ７卷 钻头原钻具通井，对起下钻挂卡井段采用冲、划等措 施，确保井眼畅通。 （４）作好地层承压能力试验，提高承压达到当 量密度１．６５—１．７０ｇ／ｃｍ３。 （５）提承压后进行下套管模拟通井（分两次）和 原钻具通井。钻具组合：＠２７９．４ｍｍ钻铤３根＋ ２８．６ｒａｍ钻铤３根＋ １２７ｒａｍ加重钻杆４柱＋ 低密度水泥浆的试验条件：实验温度８５ｃＩ＝，试 验压力２６ＭＰａ。 ①水泥浆设计性能 水泥浆密度：１．３５ｇ／ｃｍ￣；自由液含量：＜０．５％； ＡＰＩ失水：＜１００ｍｌ； 初始稠度：＜２０ＢＣ；稠化时间：３００—３６０ｒａｉｎ； ２４ｈ抗压强度：￣６ＭＰａ。 ￣１２７ｍｍ钻杆。并制定好模拟通井措施。 （６）使用规定的套管丝扣密封脂均匀涂抹在套 管公扣上。浮鞋、浮箍及下部６根套管用强力胶粘 结。下套管时严格按规定扭矩上扣，并防止错扣、粘 扣。 （７）下套管前套管服务队对所有的设备、工具 认真检查，并有备用和应急预案，确保下套管顺利安 全。 （８）每下１Ｏ根套管必须灌满泥浆后，才能继续 下套管作业。 （９）严格控制套管下放速度，单根下放速度不 小于０．５ｒａｉｎ，防止压力激动，导致井垮及井漏等复 杂情况发生。同时要求观察套管悬重变化和井口泥 浆返出情况。 （１０）下套管中途按技术要求在２５００ｍ处顶泵 一次，套管下到位后先灌满泥浆小排量开通，再逐渐 增加至正常排量循环，洗净井内沉砂和浮泥饼。 （１１）作好固井储水、供水工作，现场储备同一 类清水１２０ｍ３，保证供水设备正常和在施工过程中 能连续供水。 （１２）协助固井施工作好替浆罐面、冲数计量工 作。 （１３）一起协作作好施工中应急处理及施工后 数据统计工作和井口交接。 ６固井施工概况 ６．１前后置液设计见表４ 表４前后置液设计 ６．２水泥浆设计 （１）低密度水泥浆体系设计性能要求与室内实 验 ②室内实验结果 水泥浆体系配方：三峡Ｇ级水泥＋现场水＋缓 凝剂＋降失水剂＋分散剂＋漂珠＋微硅 水泥浆密度：１．３４５ｒ，／ｃｍ；自由液含量：０．１％； ＡＰＩ失水：７８ｍｌ；初始稠度：１７ＢＣ；稠化时问：３４８ｍｉｎ／ ８５℃；２４ｈ抗压强度：ｌｌＭＰａ。 （２）常规水泥浆体系设计性能要求与室内实验 试验条件：实验温度８５％，试验压力６０ＭＰａ。 ①水泥浆设计性能 水泥浆密度：１．９０ｇ／ｃｍ。；自由液含量：＜０．５％； ＡＰＩ失水：＜１００ｍｌ；初始稠度：＜２０ＢＣ；稠化时问： ２００～２４０ｍｉｎ；抗压强度：￣＞１４ＭＰａ；ＳＰＮ（水泥浆性能 系数）：＜４。 ②室内实验结果 水泥浆体系配方：三峡Ｇ级水泥＋现场水＋分 散剂＋缓凝剂＋降失水剂＋消泡剂 水泥浆密度：１．９０ｇ／ｃｍ ；自由液含量：０．１％； ＡＰＩ失水：７０ｍｌ；初始稠度：１５ＢＣ；稠化时间：２２８ｍｉｎ； 抗压强度：２１．６ＭＰａ。 （３）水泥浆、隔离液、钻井液污染性实验结果见 表５ ６．３注水泥设计 （１）水泥用量设计见表６。 （２）水泥浆压稳设计见表７。 （３）替浆量计算见表８。 ６．４ 流变学计算见表９ ６．５注入流体数量、施工排量及时间见表１Ｏ ６．６固并旖工情况 （１）单机单泵水泥车试压２０ＭＰａ，稳压５ｒａｉｎ。 （２）注前置液１０ｍ３＋１０ｍ３（冲洗液和隔离液）。 （３）水泥车混配并泵送低密度水泥浆７２ｍ 。 （４）水泥车混配并泵送尾浆水泥２０ 。 （５）倒闸门，大泵释放固井胶塞。 （６）大泵替浆１７８ｍｓ。（其中１．５５ｇ／ｃｍ３重泥浆 ５０ ｍ。）。 （７）水泥车替清水至碰压９～１２ ＭＰａ。 第２期 艾道安等 建深 井 ： 奎鲎堕壹蕉 堑壅垦廛旦 ：笪： 表５水泥浆、隔离液、钻井液污染性实验结果 表６水流用量设计 平均井径３２．１５（ｃｍ） 水泥封固段长３８００（ｍ） 环容附加系数０．Ｏ０（％） 低密度水泥浆量６０６５３（Ｌ） 高密度水泥浆量２７２１１．５（Ｌ） 送井水泥量９１．０２（ｔ） 平均环容２２．６３（Ｌ／ｍ） 水泥塞体积１８９１（Ｌ） 水泥浆附加量Ｏ（Ｌ） 低密度水泥量５５．１４（ｔ） 高密度水泥用量３５．８８（ｔ） 配浆用水量４１３６０＋１５８２０（Ｌ） 管柱结束深度（ｍ） 外径（衄） 壁厚（衄）段容积（Ｌ） （８）泄压检查浮箍、浮鞋的密封情况良好。 （９）开井候凝７２ｈ后测声幅。 甩钻７ 固井质量见表１ｌ 质钻井液、昙 前置液、低密度水泥浆界面清晰，环空返祟 ８分析与总结 。 刀 ｌ 屈、当日 左右岂堡 妻塞： 耋 罡妻 ｃｍ 说明顶替效率较好，没有明显的窜槽现象。 ，（１）建深ｌ井该层次套管固井成功，固井质量 … ……………………— ・４６・ 江汉石油科技 第１７卷 表９流变学计算 表１Ｏ注入流体数量、施工排量及时间 表ｌ１建深１井声幅数据表 口井，也是南方勘探开发公司在该地区同层次最 深、固井最成功的一口井。 一（２）采用了双凝双密度低失水淡水水泥浆体 系，通过大量的室内试验及水泥外掺料、外加剂优 选，自行研究开发了一套性能稳定、相容性好、失水 低、强度高的低密度淡水水泥浆体系，突破了江汉以 往一直采用密度１．４２～１．５０ ｒ／ｅａｒ￣的瓶径，首次低 于１．４０ ｇ／ｃｍ３开发了１．３５ ｇ／ｃ 的低密度水泥浆 体系，２４ｈ强度达到了１１．６ ＭＰａ。固井结果检测全 井低密度封固段合格以上，良好井段为７０％以上， 表明该体系在温度差异大的情况下稳定性能良好。 其成功应用不仅具有较好的经济效益，提高了固井 技术水平，更是为我们在固井技术方面开拓创新起 了—个好步。 （３）在完井准备和下套管技术措施的完善，各 工序各环节工作的细致和坚持求稳不求快，充分落 实的指导思想是这次在复杂井况下顺利下入套管和 固井质量评价：水泥浆返出井ＩＺｌ，候凝７２ｈ后声幅检测 固井质量良好。 固井成功的前提保障，也是我们今后完井工作中值 得借鉴的。 （４）为了固好这ＩＺｌ井，公司领导高度重视，特别 良好，不仅为下部钻井施工奠定了一个好的平台，同 时也使江汉固井技术上了一个新的台阶，这口井是 江汉固井在 ２７３．１ｍｍ套管固井最深、难度最大的 邀请南方公司、胜利和西南等固井公司、德州钻井所 （下转第５８页） ・５８・ 江汉石油科技 第１７卷 外径Ｄｏ＝８１３ｒａｍ，壁厚 ＝１８．９ｍｍ。最终扩孔直径 Ｄ。＝１０６７ｍｍ。管道入土（钻杆出土）角 ＝６。（０． １０４７２弧度），出土（钻杆入土）角 ＝１０。（０．１７４５３ 弧度）。穿越深度Ｈ１＝Ｈ２＝１６．６７ｍ。 （３）从绞盘计算法的公式可以看出：作为水平定向 钻穿越工程的第一个关键环节，导向孔质量对最终 的回拖力影响巨大。导向孔的弯点越少，回拖力越 低。 实践证明，在水平定向钻穿越施工中，最大回拖 力是各种因素（包括地质条件、穿越曲线、扩孔工 艺、泥浆性能、管道规格、发送方法等等）共同作用 的结果。完全的卸荷拱作用或单纯的净浮力作用都 不太可能。本文所论述的三种计算方法都是属于估 按卸荷拱土压力计算法，取 ＝０．２５，将有关数 据代入公式（５），求得最大回拖力ｚＩ衄＝８６６ｋＮ。 按净浮力计算法，取 ＝０．６５， ＝１１．５，将有 关数据代入公式（８），求得最大计算回拖力 ７１２ｋＮ。 ＝ 按绞盘计算法，取 。＝０．１５，／ｚ ０．２５，ｒｍ＝１１． ５将有关数据代入公式（１１）一（１４），求得： ＝ ２７１ｋＮ， ＝４５２ｋＮ，Ｔｃ＝５８４ｋＮ， ＝７０６ｋＮ。即最 算，对工程施工具有一定的指导意义。其中，绞盘计 算法的力学模型和计算结果都与实际工况比较接 近，如果穿越曲线出现偏差或需要绕避障碍物，需要 根据实际穿越曲线采用逐点前推的方式对各弯点处 的回拖力进行计算，并最终确定最大回拖力。本文 大计算回拖力 ＝７０６ｋＮ。 实际回拖力 ＝６８１ｋＮ。 推荐采用这种方法进行穿越管段的回拖力计算。 ５ 结出： 论 参考文献 通过以上的分析和对工程实例的计算，可以看 １栾希炜，陈同彦，王文成．外钓岛一册子一镇海海底管道 穿越工程中的技术创新．石油工程建设，２００２，（４）：４０— ４２． （１）虽然卸荷拱土压力计算法的基本立足点是 粘土、亚粘土、黄土、岩石层中存在的卸荷拱作用，但 由于水平定向钻穿越的工艺特点和泥浆的护壁作 ２颜纯文，Ｄ．Ｓｔｅｉｎ．非开挖地下管线施工技术及其应用．地 震出版社，１９９９：７１． 用，公式（４）或（５）不宜用于这些地层的回拖力计 ３柳金海．不良条件管道工程设计与施工手册．中国物价出 算。而对于塌孔可能性较大的砂层、卵石层，公式 版社，１９９２：２６—２８． （４）或（５）的符合性较好，说明泥浆对穿越地质有一 定的改良作用。 （２）在导向曲线和扩孔质量良好的情况下，采 ４刘大鹏，尤晓伟．土力学．清华大学出版社，北京交通大学 出版社．２００５：１９７～２０４． ５ Ｔｅｃｈｎｉｃａｌ ｎｏｔｅ：Ｈｏｒｉｚｏｎｔａｌ ｄｉｒｅｃｔｉｏｎａｌ ｄｒｉｌｌｉｎｇ（ｇＩｌｉｄｅｄ ｂｏｒ－ ｉｎｇ ｗｉｔｈ ＰＬＥＸＣＯ ｐｉｐｅ．Ｔｒｅｎｅｈｌｅｓｓ Ｔｅｅｈｎｏｌｏｙｇ Ｂｕｌｌｅｔｉｎ Ｎｏ．１．１９９９：１９—２０． 用净浮力计算法和绞盘计算法计算回拖力都可以取 得比较满意的效果。而且，从两种方法的对比可以 看出，绞盘效应对穿越管段回拖力的影响客观存在。 合理确定净浮力计算法的摩擦系数可以使两种计算 方法达到等效的水平。 （编辑云帆） （上接第４６页） 及长江大学等固井专家在达州专题召开了建深１ 井、龙８井固井技术研讨会，与会专家针对下套管安 全措施、固井施工中前置液用量、水泥浆稳定性及低 封井器挂坏，暴露出在完井工作中还要不断地积累 经验。 Ｃ６）合理组织和各单位通力协作是落实各项技 术措施和完井工作的关键。 （编辑云帆） 密度水泥浆外掺料优选、顶替排量选择和平衡压力 固井等进行了讨论，并提出了很多宝贵的建议。 （５）下套管完井口座套管挂时，座挂萝卜头过
