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大牛地气田固井高泵压分析与对策研究

时间:2016-05-03来源: 作者: 点击: 184次

   刘永胜[1] 杨大足2 张辉3 (中国石化集团华北油气分公司石油工程技术研究院 河南郑州 450006

摘要:大牛地气田属于低压低渗气田,主要目的层有下石盒子组、山西组、太原组、马家沟组,目的层垂深在2600-2900m之间,地层压力系数0.85-0.91之间。采用三级井身结构水平井开发,技术套管下至A靶点,水泥浆返至井口。在技术套管固井过程中出现高泵压,压力达到33MPa。从管内异物堵塞,套管内、外水泥固结堵塞,管外岩屑泥饼堆积堵塞或坍塌堵塞进行了诊断分析。通过后期钻扫水泥塞及测井验证,排除了管内异物堵塞;通过水泥浆实验分析,排除了水泥浆提前凝固;深入分析不稳定地层坍塌压力剖面,分析施工过程中井壁不稳定段的当量密度,从压力平衡角度解释坍塌的形成,揭示大牛地气田固井高泵压事故的本质。采取加强钻井泥浆及前置液的抑制性、封堵性,控制固井前泥浆密度与完钻时一致,使前置液密度大于完钻泥浆密度,不注入冲洗性水泥浆等措施来预防固井高泵压。采用预防对策后,技术套管固井过程中,最高泵压不超过16MPa

关键词:固井 低压低渗 高泵压 水泥浆 坍塌

大牛地气田位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡的塔巴庙地区,此地区构造平缓,断裂极不发育。尽管大牛地低渗致密气田具有储量规模大、发育气层多,但大牛地气田属于低压、低渗气田。储层主要有下石盒子组、山西组、太原组、马家沟组,目的层垂深在2600-2900m之间,储层地层压力系数0.85-0.91之间,平均渗透率0.5md左右。为有效开发大牛地气田,2012年以后采用三级井身结构水平井、裸眼预置管柱分段压裂方式开发。技术套管下至A靶点,技术套管固井采用双凝水泥浆,尾桨返至气层顶界以上300m,领浆返至井口。技术套管固井过程中高泵压事故也偶有发生,对人员、设备、固井质量来说带来一定的风险,因此本文通过分析产生高泵压的原因,提出相应对策来规避高泵压。本文以该气田的DPH-215井为例进行分析。

1 DPH-215固井施工过程

水平井DPH-215井二开采用井眼Φ222.25mm钻至井深2789m,中完泥浆密度1.25g/cm3。在钻进至太12665-2687m煤层段时,存在垮塌现象,于是将泥浆密度提至1.28-1.30 g/cm3,防止出现严重垮塌。下套管过程无异常情况发生。177.8mm技术套管固井出现异常情况,替浆至42.5m3(总替浆量56.0 m3,剩余13.5 m3未到位)时压力涨至33MPa,由于井口工具及管线的额定工作压力限制,被迫中止替浆,放回水400L断流。固井施工过程无漏失,固井施工过程见表1

1 固井施工过程

固井流程

施工时间段

密度/(g·cm-3)

排量/(l·s-1)

注入量/m3

压力/MPa

循环泥浆

18:00-22:35

1.22

1323

 

24.5

注前置液

22:35-22:40

1.00

58.313

4.0

123

注领浆

22:40-23:30

1.28

17

48

20

注过渡浆

23:30-23:35

1.68

17

4.4

0

注尾浆

23:35-23:45

1.87

17

10.1

0

开档销、压塞

23:45-23:49

/

8.3

2

0

泥浆泵替浆

23:49-00:15

1.22

2013

28.5

04

水泥车替浆

00:15-00:40

1.00

8.351.7

12

4152533

2固井高泵压事故分析

固井过程产生高泵压,其原因可能为套管内堵塞或套管外环空堵塞。套管内堵塞有可能为异物堵塞或水泥固结堵塞,套管外环空堵塞可能为水泥固结堵塞,岩屑泥饼堆积堵塞或坍塌堵塞。

2.1 排除套管内异物堵塞的分析

固井施工中套管内异物堵塞致使高泵压的发生,最大的可能是胶塞提前入井。凝固后,探得套管内部水泥塞顶部位置1934m。并进行钻水泥塞,接着循环出胶皮,说明胶塞是尾随在水泥浆后的,操作没有失误,也没出出现异常。排除了套管内异物堵塞的可能。

2.2 排除套管内及套管外环空水泥固结堵塞的分析

导眼完钻后,测井井底温度为82.4℃,则地温梯度为2.685/100m。主眼完钻时,井口泥浆出口温度为51℃。用Drillbench软件模拟,固井施工结束时,套管内部与环空的温度场[1]见图2-1。固井施工结束时,套管内部与环空的最高温度没有超过65℃。试验温度70℃是安全的。固井施工前的大样实验数据见表2。施工后现场再次取灰样进行水泥浆性能复核[2],并做了水泥浆的高密度点及高温点实验,见表3。稠化曲线见图22

2施工前大样水泥浆性能

水泥浆

类型

密度

/(g·cm-3)

流动度/mm

初始稠度/Bc

可泵时间/min

稠化时间/min

游离液/ml

滤失量/ml

抗压强度/MPa

领浆

1.33

255

13.0

176

225

0.1

88

3.7

尾浆

1.87

225

27.1

110

130

0.0

28

25.0

3施工后取样水泥浆性能

稠化试验条件

密度

/(g·cm-3)

流动度/mm

初始稠度/Bc

可泵时间/min

稠化时间/min

游离液/ml

滤失量/ml

抗压强度/MPa

70℃×35 MPa

1.33

255

11.1

153

183

0.1

100

3.7

70℃×35 MPa

1.92

225

26.1

94

107

0.0

14

25.0

70℃×35 MPa

1.94

210

28.2

91

102

0.0

12

25

80℃×35 MPa

1.92

210

27.2

92

108

0.0

16

25

注:稠化试验条件为70℃×35 MPa ;失水试验条件为6.9MPa×70℃×30min;抗压强度试验70℃×24h×21 MPa

注入领浆开始至产生高泵压而被迫停止施工,时间为120min,小于施工后取样复查的低密度水泥浆可泵送时间153 min。从注过渡浆开始至高泵压被迫停止施工,时间为70min,小于尾浆的高密度点1.94 g/cm3的可泵送时间91 min,小于尾浆的高温点的可泵送时间92 min


Fig.2-1  Temperature profile of inside casing and annulus  Fig.2-2  Thickening curve of tail slurry

2.3 套管外环空坍塌堵塞的分析   

固井前以1.4m3/min的排量循环了275min,可排除固井前循环洗井不干净,固井时冲起原岩屑泥饼堆积堵塞环空而形成高泵压。

2.3.1 环空坍塌压力分析[3]]、[[4]

利用Drillworks软件,测井数据,岩石力学数据,地层压力测试数据,破裂压力数据,钻井泥浆密度等,求得并校正了造斜井段2180m-2689m,坍塌压力当量密度值在1.07-1.274 g/cm3。固井时,泥浆密度降至1.22g/cm3,注4m3前置液及冲洗性低密度水泥浆,其失水不能控制,在压差作用下,近井壁孔隙压力增加,以及地层水化作用[5],使坍塌压力升高,高于钻井时的最高坍塌压力当量密度1.274 g/cm3,同时也缩短了不稳定地层的坍塌周期。

2.3.2 固井时压力平衡分析

Landmark软件OptiCem-Cementing模块模拟施工过程,井段2665-2687mECD最大值1.28 g/cm3,最小值1.24 g/cm3,存在压力激动,最小值不能平衡其坍塌压力,造成坍塌。环空返速0.76 m/s ↘0.05m/s,施工后期携带能力减弱。泥浆及低密度水泥浆在Herschel-Bulkley模型下,稠度系数k分别为0.3724 Pa.sn0.0318 Pa.sn ,低密度水泥浆悬浮坍塌物的能力弱。携带能力减弱及悬浮坍塌物的能力弱,造成坍塌物堆积,导致固井高泵压。

3 预防固井高泵压对策

通过以上分析,预防固井高泵,需要从井眼稳定、前置液性能、水泥浆性能等几方面控制。

①钻井过程中,钻井泥浆的抑制性、封堵性要强,实现井眼稳定,为固井提供一个良好的井眼条件。

② 固井前保持完钻时钻井液的密度不变,实现固井过程中平衡地层坍塌压力。

③ 前置液密度控制在1.28 g/cm3,实现泥浆、前置液、水泥浆间的密度梯度,控制前置液失水小于5ml,加入抑制挤、封堵剂,提高前置液的抑制性与封堵性,提高前置液的悬浮性,实现固井过程中平衡地层坍塌压力,及抑制与封堵能力,预防地层坍塌、堵塞的发生。

④ 为了避免水泥浆提前凝固,水泥浆的稠化时间在施工时间的基础上附加60-90min,并进行泥浆、前置液、水泥浆间的污染实验。

⑤ 不注入冲洗性水泥浆,避免冲洗水泥浆失水过大,使地层坍塌压力升高,悬浮能力降低,出现坍塌、堆积堵塞风险。

4 应用预防固井高泵压对策的效果

邻近井在施工过程中,采用以上技术对策。钻井时加入沥青粉、石墨、单封、成膜树脂等对井壁进行封堵,加入强抑制材料K-PAMK-PANK-HPAN、复合多元醇,抑制泥岩水化膨胀,钻井泥浆密度1.24 g/cm3,并控制失水4ml,保证了钻井过程中的井壁稳定,为固井创造了条件。固井前泥浆密度保持1.24 g/cm3不变;前置液密度1.28 g/cm3,以超细 CaCO3加重,加入抑制挤、封堵剂,失水小于5ml;低密度水泥浆1.33+0.02g/cm3密度范围波动,失水小于50ml;固井施工作业安全顺利,最高泵压不超过16MPa。以后系列井固井最高泵压见表4

4 采取预防对策后邻近井的固井施工最高泵压

 

DPH-161

DPH-213

DPH-301

DPH-216

DPH-133

DPH-148

最高泵压(MPa

13

14

10

13

13

16

从表4可以看出,采取预防固井高泵压对策后,大牛地气田技术套管固井过程中均未出现高泵压致使套管内留水泥塞的事故,采取措施后的应用效果良好。

5 结论

(1)大牛地气田技术套管固井过程中出现高泵压的本质原因是在不稳定地层段,固井施工动压力小于坍塌压力,造成井壁坍塌,低密度水泥浆悬浮坍塌物的能力弱,替浆后期返速低,携带能力弱,导致堵塞套管外环空。

(2) 采取加强钻井泥浆及前置液的抑制性、封堵性,控制固井前泥浆密度与完钻时一致,使前置液密度大于完钻泥浆密度,不注入冲洗性水泥浆等措施来预防固井高泵压。

(3) 预防对策在大牛地气田技术套管固井取得了良好的效果,控制泵压在16MPa以下。

 

参 考 文 献

Reference



[1]作者简介刘永胜(1972-),男, 1996年毕业于江汉石油学院化学工程系,高级工程师,现从事钻井工艺及钻井设计,固井技术研究工作。

基金项目:十三五国家重大专项“低丰度致密低渗油气藏开发关键技术”( 2016ZX05048

 



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英文摘要

[文题] Study on Analyzing and Solving of High Pump Pressure During Cementing Operation in Daniudi Gas Field

[作者]Liu Yongsheng,Yang Dazu,Zhang Hui

[第一作者单位](First Author’s Address: Petro-engineering Institute of NorthChina Oil&Gas Branch of Sinope ,Zhengzhou450006,Henan, China)

[摘要]Daniudi gas field is the low pressure-low permeability gas field, and its main target layers have the Formations of Lower Shihezi, Shanxi, Taiyuan, Majiagou. The vertical depth of the target layers range from 2600m to 2900m, and the formation pressure coefficient of the layers vary from 0.85 to 0.91. The field has been developed by drilling horizontal wells with three intervals, and the intermediate casing is seated at the target A, the cement slurry returning back the wellhead. High pump pressure appears in the process of cementing the intermediate casing, and the pressure is up to 33MPa. This paper analyzed the inside of the casing plugged from foreign materials, the outside of the casing plugged as result of the cement consolidation or the piled cutting or the collapsed wellbore. The inside of the casing plugged from foreign materials is excluded by drilling cement plug and logging. The pre-thickness of cement is excluded by analyzing the experiment of cement slurry. By analyzing the collapse pressure profile of the unstable formation and the equivalent density of the unstable formation in the operation, the sloughing is explained from the balanced pressure, and then the nature of the high pump pressure in the well is revealed. To prevent high cementing pump pressure, some actions are taken such as improving inhibition and sealing of the drilling fluid and the spacer, controlling the density of drilling fluid before cementing consistent with the end of the interval, the density of the spacer more than the drilling fluid, not injecting wash cement.etc. The maximum pump pressure during cementing the intermediate casing is not more than 16MPa after taking the prevention strategies.

[关键词]Cementing  Low pressure-low permeability  High pump pressure  Slurry Sloughing

 

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