控压套管钻井的固井技术

范廷秀1 范力鸣1，2 林春明2

1. 大庆钻探工程公司钻井生产技术服务一公司 黑龙江 大庆 163358

2. 南京大学地球科学与工程学院 江苏 南京 210023

摘要：套管控压钻井就是在不停注、不影响当前注采压力的前提下，实现安全环保完钻，保证油田整体开采效果。套管控压钻井受注采影响较大，实钻中注采井不停导致地层压力呈动态变化，因此需要实时调控钻井液密度，固井及候凝过程需要考虑井眼的静态和井下动态压力变化。本文讨论大庆油田套管控压钻井实践中的固井方案，形成套管控压钻井的固井技术。

关键词：控压 套管钻井 固井 固井方案

Cementing technology of controlled pressure casing drilling

Fan Tingxiu1，Fan Liming1，2，Lin Chunming2

1.Daqing Drilling Engineering Company No. 1 Drilling Production Technology Service Company，Daqing Heilongjiang 163358

2. School of Earth Sciences and Engineering，Nanjing University，Jiangsu Nanjing 210023

Abstract：Casing controlled pressure drilling is to achieve safe and environmentally friendly completion of drilling under the premise of non-stop injection and without affecting the current injection-production pressure to ensure the overall production effect of the oilfield. Casing controlled pressure drilling is greatly affected by injection and production. The continuous injection and production wells during actual drilling lead to dynamic changes in formation pressure. Therefore，it is necessary to control the drilling fluid density in real time. The process of cementing and waiting for solidification needs to consider the static and downhole dynamic pressure changes. . This article discusses the cementing plan in the practice of casing controlled pressure drilling in Daqing Oilfield，forming a cementing technology for casing controlled pressure drilling.

Keywords：pressure control；casing drilling；cementing；cementing plan 

大庆长垣油田是一个多层系非均质的陆相油气田，在纵向上各油层的渗透性和孔隙度存在较大的差别，经过多年的注水开发，形成了多压力体系，不同储层间形成较大的层间压差。套管控压固井就是在完井后，使用原特殊钻井管柱直接固井，不进行其它任何操作的固井作业，要求应用控压套管钻完井技术，减少对钻井区块产量的影响，固井质量满足油田开发要求，保证油田整体开采效果。图油层地层破裂压力16.0~34.0MPa，地层破裂压力梯度在1.64~3.29MPa/100m之间；葡萄花油层地层破裂压力18.0~32.0MPa，地层破裂压力梯度在1.62~2.92MPa/100m之间；高台子油层地层破裂压力21.0~34.0MPa，破裂压力梯度1.78~2.85MPa/100m。1.2 管串结构

PDC钻头（四刀翼）+直螺杆+钻具止回阀+ 加压防斜工具+转换接头+钻井型套管+旁通阀+胶塞座+钻井型套管+钻井型套管+井口工具。1 设计依据

注采井不钻关，会带来诸多风险：一是地层压力显著升高；二是不停注时最高压力可能超过大多数井的最低破裂压力，造成负钻井液密度窗口；三是钻井过程中一旦发生水浸，将在注水井和新井之间迅速形成孔道，引发复杂事故；四是固井和侯凝期间，不但要解决高压层防窜问题，还要考虑地层流体冲刷的影响。1.3 井底温度及循环温度

计算井底静止温度53℃，循环温度45℃。2 技术措施

固井难点主要在于如何保障全过程压稳，为此应用高密度防窜水泥浆（领浆使用超缓凝）、高效加重冲洗隔离液、全控制压力固井等技术措施。围绕“高效顶替、有效压稳、井口加压”等技术措施完善与改进。1.1 地层数据

统计所钻井井区450m范围内施工时破裂压力数值，共5口井存在实测地层破裂压力，平均破裂压力为2.53，最低破裂压力梯度为G223-S31井GⅡ14-GⅡ16小层1.92 MPa/100m。该区萨、葡、高油层均已注水注聚开发，设计井位于套损区，且钻井时不停注降压，地层压力严重偏高。统计该地区36口邻井实测地层破裂压力，萨尔2.1 固井压稳计算

防止高压井水窜发生的条件是水泥浆的液柱压力PH与水泥浆的抗窜阻力Pf之和大于地层孔隙压力Pw。由于水泥浆逐渐胶凝，液柱压力PH不断下降，而抗窜阻力Pf不断增加的。根据水窜规律研究结论，在失重临界点保障压稳，可防止水窜。即：PH-ΔP≥Pw。通过失重临界点压力计算，公式可变 47

技术研究形为：PH-

2021年第1期2kALc

≥Pw

Dd （1）23.20 MPa，依靠水泥浆无法压稳高压层，需要采用侯凝过程井口加回压技术，平衡部分地层压力。通过数据计算井口加回压压力为3~4 MPa，与设计方案（>2.9 MPa）相符。式中：PH为液柱压力，MPa，Pw为地层孔隙压力，MPa；τk为水泥浆临界胶凝强度，Pa；τA为水泥面水泥浆胶凝强度，Pa；LC为水泥浆高度，m；D，d分别为井径，套管外径，mm。根据试验井实际井况及水泥浆性能，计算高压层位液柱压力≥26.2 MPa（见表1）。通过侯凝过程中压力计算，高压层位液柱压力2.2 高密度防窜水泥浆

设计双凝双密度防窜水泥浆体系，同时缩短下部水泥浆凝结时间，并延长上部水泥浆凝结时间，确保有效液柱压力传递，提高固井质量。钻井液密度低于1.85g/cm3使用常规高密度水泥浆，配方为G级+16%DCK药水，可配置水泥浆密度范围1.90~2.10g/cm3，提高水泥石早期强度，防止地表1 实际井况及水泥浆性能参数

PW /MPa23.78

τk /Pa131

τA /Pa89

Lc /m537

D/mm237.5

d/mm139.7

P H /MPa≥26.2

层失稳。钻井液密度高于1.85g/cm3使用高密度防窜水泥浆，该体系主要由磁铁矿粉末、低温早强剂、稳定剂、胶乳等组成；加重剂磁铁矿粉末粒径分布均匀，利于颗粒级配，可配制水泥浆密度范围1.95~2.40g/cm3，可提高对高压层的压稳能力；利用胶乳颗粒聚集成膜原理，桥堵水泥石微缝隙，降低水泥浆滤失量，提高高密度水泥石抗渗能力，见表2。表2 高密度防窜水泥浆性能

项目

水泥浆密度/（g·cm）温度/℃

稠化时间/min（45℃×24.1MPa）45℃时12h抗压强度/MPa45℃时24h抗压强度/MPa水泥石渗透率（×10-3µm2）抗窜压差/MPa

水泥石稳定性/（g·cm-3）

-3

浆和顶替期间，带动套管旋转，辅助上下移动套管，使环空流体在圆周分布上流动均匀，增加流体对界面的冲洗，提高顶替效率。旋转水泥头转速控制在10～15r/min范围内。2.5 辅助CEMPRO软件模拟

利用固井设计软件模拟居中度和顶替效率，根据模拟结果，多次调整扶正器和水泥浆等参数，达到满意的顶替效率为止。模拟结果，扶正器下放在990.2~1229m，环空的泥浆浓度0.62%，环空的水泥浆浓度97.07%，居中度89.6%，顶替效率96.5%。参数1.95～2.4045

110/30Bc，126/50Bc，137/100Bc11.819.4＜0.01＞3.50.026

2.6 井口控压计算

通过室内实验，得出不同温度条件下水泥浆静胶凝强度实验数据（见图1）。                   

2.3 加重冲洗隔离液

该体系克服了高密度加重冲洗隔离液在运输过程中易沉降、现场施工过程中不易抽注等难题，采用水泥车边混边注的配制方法，密度范围1.70~2.34g/cm3，在不大于60℃温度下，沉降稳定性≤0.02g/cm3，冲净时间小于10min。具有与钻井液和水泥浆相容性良好、易混拌、流动性好等特点，可满足现场施工要求。图1 不同温度条件下水泥浆静胶凝强度实验数据     

2.4 旋转固井水泥头工艺

利用转盘或者顶驱设备，在注入前置液、水泥从38℃水泥浆静胶凝强度曲线可以看出，在14min后水泥浆的抗窜阻力Pf快速增长，11min是水窜的临界点。根据计算结果，并结合现场井况，建议侯凝过程中控压具体操作如表3所示。通过图1可以做到井口精确动态控制，调节井筒内液柱压力，确保各工况下压稳且不压漏地层，实现安全固井。（下转第67页）

48

2021年第1期技术研究[2]李峰飞，蒋世全，周建良，等.救援井探测定位方案设计研究[J].中国海上油气，2017，29（4）：118-122.

[3]李翠.救援井大角度连通导向算法研究[J].石化技术，2017，24（6）：288-289.

[4]高德利，刁斌斌.复杂结构井磁导向钻井技术进展[J].石油钻探技术，2016，44 （5）：1-9.

[5]赵维青，刘正礼，宋吉明，等.深水救援井动态压井设计方法及应用[J].石油钻采工艺，2016，38（2）：186-190；200.

[6]杨尚林. 基于MEMS工艺的柔性基底磁通门传感器关键技术研究[D].西安：西北工业大学，2016.

5 结束语

被动式静磁定位工具在井的首次实验结果表明，在近距离（5m以内）多磁通门阵列技术方位测量与陀螺测量能吻合，趋势一致，能够实现在5m距离内方位探测。同时，由于进下套管弱磁剃度的复杂性，需要进一步提高探测精度。（1）磁通门阵列的标定技术需要改进。需减少系统残差，进一步提高探测精度和距离。磁场周期性是影响算法性能的主要因素：磁场周期性显著，算法性能最好；磁场变化缓慢，周期性不明显，算法性能差。径向距离也影响算法性能：在近场，探测方位能够较好地符合理论预测；距离增加，曲线逐渐偏离理论预测值，算法有效范围受到距离的限制，目前测量范围可以达到5m，并且随套管数目的增加和剩磁场的加强，径向测量范围还会继续加大。作者简介

姜天杰，（1979-），男，工程师，2008年毕业于华中科技大学微电子与固体电子学专业，工学硕士，现工作于中海油田服务股份有限公司，从事随钻测井和旋转导向钻井仪器的研发工作。

刘小刚，中海石油（中国）有限公司天津分公司，工程技术作业中心总经理、党委书记，高级工程师。

参考文献

[1]董星亮.深水钻井重大事故防控技术研究进展

与展望[J].中国海上油气，2018，30（2）：112-119.

（上接第48页）

表3 水泥浆候凝过程与井口控压值数据

水泥浆合水时间/min注水泥结束---合水2020～3030～5050～6060～120120以上

井口控制压力，MPa0.580.58～2.282.672.7～3.53.55.88

的层400~950m井段Bi值均大于0.8；填充层固井质量合格。4 结束语

通过现场固井实际数据及测井评价结果总结分析，形成了一套集前期施工准备、固井设计，施工方案及模拟为一体的套管控压钻井的固井技术措施，保证了施工安全及固井质量，为后续大庆油田套管控压钻井的固井方案提供了依据。3 现场数据

注冲洗液和隔离液排量1.0m3/min，注水泥浆排量1.8m3/min，上部水泥浆密度1.90g/cm3，下部水泥浆密度1.95g/cm3，顶替排量不超过2.0m3/min，施工压力最高不超过16MPa。整个固井施工严格按照设计参数执行，施工作业的各流体密度、排量和压力都控制在设计允许范围内。参考文献

[1] 乐宏，郑有成，等.精细控压压力平衡法固井技术[M].北京：石油工业出版社，2020.

[2] 王小文，张维滨，等.控压固井技术简介[J].西部矿探工程，2019（7）.

3.1 固井质量评价

固井质量评价为优质。目的层950~1225m井段测井，95%Bi值大于0.8，5%Bi值在0.6~0.8之间；非目作者简介

范廷秀，男，黑龙江省大庆市人，1986年毕业于大庆石油学院，现为大庆钻探工程公司钻井生产技术服务一公司二级技术专家。

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