技术规范标准_固井技术规范宣贯材料.ppt

中国石油天然气集团公司固井技术规范 编制情况汇报,,汇 报 提 纲,编制过程简介 规范主要内容 技术指标释义,重要内容,总则 确认了“固井是钻井工程环节” ，指出固井质量的作用是“延长油气井寿命和发挥油气井产能” 适应国情需要提出应采用“先进适用固井技术” 突出了固井设计的严肃性，再次强调“应严格按设计施工”,重要内容,第二章 固井设计 规定了设计依据和设计内容 明确了影响固井质量的五大方面 指出了重要数据应获得验证，暗示现场数据可能存在误差,重要内容,第二章 固井设计 温度预测中认可了温度模拟器的井下循环温度计算结果 给出了套管螺纹的一般选用原则 给出了必须安放扶正器的位置，并暗示应采用专用软件优化扶正器 首次明确提出了水泥浆沉降稳定性和水泥石渗透率试验,重要内容,第二章 固井设计 明确了采用软件模拟固井过程 提出了水泥量计算时容易忽略的问题 明确了应尽量采用环空憋压候凝 明确了施工组织和应急预案原则,重要内容,第三章 固井准备 给出了窄安全密度窗口条件下的压稳指标 给出了通井时调整钻井液的性能指标 给出了不同井况固井时对水泥车的额定压力指标要求 给出了与国外招投标要求一致的水泥头技术指标 明确提出了对流量计的要求：流量、压力、密度三参数计量,重要内容,第四章 固井施工 明确了大尺寸套管在悬重超过100t时应采用卡盘 提出了较全面的下套管速度控制因素 给出了注水泥前的钻井液性能指标 给出了水泥浆密度均匀的指标 明确了同时采用仪表计量和人工计量 给出了施工过程质量的评价方法,重要内容,第五章 固井质量评价 提出了声幅变密度综合评价不合格的井如经过试油、射孔等作业证实不影响开发，可视为水泥胶结质量合格 给出了采用固井过程质量评价结果进行固井质量评价的条件 提出试压压力高于25MPa时应根据水泥石强度发展情况确定试压时间 给出了在碰压后进行试压的试压方法,重要内容,第六章 特殊井固井—天然气井 明确了对套管螺纹的要求 对分级固井的适应性进行了明确界定 提出了尾管重合段的技术指标 提出了更高的水泥浆稳定性、水泥石性能、水泥浆密度指标 强调了环空加回压候凝技术 认可了反挤注水泥方法,重要内容,其他 增加了内管注水泥内容 增加了注水泥塞和挤水泥的内容 对尚不成熟的技术未在规范中体现，如储气库井、煤层气井、页岩气井等,汇 报 提 纲,编制过程简介 规范主要内容 技术指标释义,第九条 井底温度的确定方法,确定井底温度以实测为主 目前的技术水平除了可以通过测井方法得到静止温度外，也可以在通井循环时测量循环温度 根据各油田的经验，给出了经验法确定静止温度和循环温度的公式 钻井液出口温度取循环1～2周，经验系数取0.75～0.90 认可了数值模拟器的温度模拟结果 数值模拟技术已广泛应用于固井设计软件，在初始参数准确的情况下精度高于经验法,第十二条 管柱强度校核的安全系数,按油勘字[2004]32号文件《固井技术规定》 在第十条规定了等安全系数设计方法并采用双轴应力校核，在高压油气井、深井超深井、特殊工艺井采用三轴应力校核 双轴应力：Sc≥1.125，Si ≥ 1.10，244.5mm(含244.5mm)以上的套管St ≥1.6，244.5mm以下的套管St ≥1.8 未完全采纳三轴应力设计方法，SYT 5322-2000《套管柱强度设计方法》 三轴应力： Sc=1.00～1.125，Si =1.05～1.15，St =1.60～2.00，标准隐含的系数Stri ≥1.3,第十三条 盐膏层井段的高强度管柱长度,按油勘字[2004]32号文件《固井技术规定》和中油钻字[1992]196号文件《固井技术规定》 套管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膏盐层段上下至少附加100m 因现场实际使用较少，未规定采用超厚壁套管、双层套管等情况,第十六条 套管螺纹的一般选用原则,按李克向.实用完井工程.北京:石油工业出版社;2002:173-174 数据来源与管材研究所研究结果,第十九条 套管扶正器安放最低要求,根据井径、井斜和方位测井数据进行套管扶正器设计并结合具体井下情况优化套管扶正器数量和位置 暗示采用计算机模拟技术 结合实践经验，给出了套管扶正器数量和位置最低要求 套管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、分级箍等工具上下30～50m每根套管安放一只,第二十二条 前置液使用量问题,按环空水力学原理和实践经验，考虑到环空尺寸和容积不同，讨论确定了两个控制指标，任选一个即可 在不造成油气侵及垮塌的原则下，一般占环空高度300～500m或接触时间7～10min 与油勘字[2004]32号文件《固井技术规定》相同 保持法规连贯性,第二十四条 水泥浆密度差问题,水泥浆密度一般应比同井使用的钻井液密度高0.24g/cm3以上 孔隙地层相对容易通过堵漏措施将漏失压力提高 0.24g/cm3 ，因此“一般”的含义主要针对孔隙地层 漏失井和异常高压井应根据地层破裂压力和平衡压力原则设计水泥浆密度 主要指裂缝性地层和窄安全密度窗口条件，在天然气井固井中另行规定密度差不超过0.12g/cm3,第二十五条 水泥浆稠化时间问题,针对一次注水泥、尾管固井、分级固井规定了稠化时间的一般要求 固井水泥浆的稠化时间一般应为施工总时间附加1～2h 尾管固井的水泥浆稠化时间至少应为配浆开始至提出（或倒开）中心管并将多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稠化时间至少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 与油勘字[2004]32号文件《固井技术规定》相同 保持法规连贯性,第二十六条 水泥浆滤失量问题,控制水泥浆的滤失量是必须的工作 一般井固井时水泥浆滤失量应小于150ml（6.9MPa，30min） 气井、定向井、大位移井和水平井以及固井尾管时应控制水泥浆滤失量小于50ml 根据地层条件，充填水泥浆滤失量一般不大于250ml 新的研究结果显示 控制水泥浆的滤失量不仅能够保持井下水泥浆性能与地面试验尽量一致，提高水泥浆稳定性，保护产能，而且对于提高环空水力胶结具有重要意义,第二十七条 水泥石抗压强度问题,水泥石强度指标有两种意见：12MPa或14MPa，实际差异不大，因此讨论后取高限 生产套管固井时，封固段顶部水泥石24～48h抗压强度应不小于7MPa，产层段水泥石24～48h抗压强度应不小于14MPa 养护压力和温度依据井深条件而定 强度指标与其他力学指标密切相关 强度、弹性模量等与井下条件和密度有关 渗透率和更高的强度指标天然气井固井中另行规定,第三十一条 高温固井水泥石强度衰退问题,现行的API水泥以硅酸盐水泥为基本材料 硅酸盐水泥在高温下存在强度衰退现象规定了一般的高温条件下硅粉掺量 井底静止温度超过110℃时应在水泥中加入30%～40%的硅粉 更高的掺量要求在热采井固井中另行规定,第三十六条 管柱下部的连接问题,表层套管和技术套管下部的几根套管可能在钻进时发生脱扣引起钻井事故，因此规定： 表层套管和技术套管的套管鞋至浮箍以上2～3根套管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 技术原理在《甲方手册》中有论述,第五十七条 压稳油气层的指标问题,规定了下套管前必须压稳油气层，给出了窄安全密度窗口条件下的压稳油气层指标 窄安全密度窗口条件下控制气井的油气上窜速度小于20m/h，控制油井的油气上窜速度小于15m/h 与油勘字[2004]32号文件《固井技术规定》相同，来源与大港油田的实践和甲乙双方的共同认可 在油勘字[2007]67号文件《高压、酸性天然气井固井技术规范(试行) 》中规定高压酸性天然气井油气上窜速度小于10m/h，与1976年原钻井局关于“压而不死、活而不喷”的钻井液保护储层的规定相同,第五十九条 通井时钻井液性能调整问题,针对钻井液滤饼的摩阻系数给出了定量指标 水平位移≤500m的定向井摩阻系数控制在0.10之内 水平位移500m的定向井摩阻系数控制在0.08之内 井深≤3500m的直井摩阻系数控制在0.15之内 井深3500m的直井摩阻系数控制在0.12之内 详见邹来方主编《大港钻井工程师手册》,第六十二条 到井套管检查和准备问题,规定了到井套管摆放规则、入井套管要求和备用套管数量 到井套管应按下井顺序卸车，在管架上摆放时不宜超过三层 不能入井的套管：接箍余扣超过2扣、接箍有裂纹、螺纹有损伤；本体有裂纹、弯曲、凹痕深度超过名义壁厚12.5%；本体表面锈蚀程度超过名义壁厚12.5%；无法辨认的套管 备用套管数量推荐方法： 表层套管一般备用1根； 技术套管和生产套管总长不超过2500m时备用3根 技术套管和生产套管总长2500～3000m时备用5根 技术套管和生产套管总长超过3500m时备用6根 有一种意见按百分比准备套管，但讨论后未采纳,第七十二条 关于含外加剂混合水的问题,现场需要提前配制混合水，对于含有外加剂特别是含缓凝剂的混合水，防止时间过长后容易失效，因此规定了进行现场复核试验的时间 配制完成48h后仍未固井时，固井前应重新进行现场复核试验 特殊复核时间要求各油田可以根据需要确定 西南油气田、塔里木油田等有更严格的要求，需在实施细则中体现,第七十三条 水泥车的型号选择问题,按额定工作泵压级别规定了不同井况的水泥车选用原则 浅井、中深井可以使用最高工作泵压不小于40MPa的水泥车 深井、超深井和特殊作业井宜使用工作泵压70～100MPa的水泥车 特殊条件固井时水泥车应具备批混、批注能力 高密度和超低密度水泥浆固井、尾管固井、水平井固井宜采用批混、批注方式注水泥,第七十五条 水泥头的压力级别选择问题,水泥头选用原则 508mm、339.7mm水泥头试压21MPa 244.5mm、177.8mm水泥头试压35MPa 小于177.8mm的水泥头试压49MPa 该指标高于SYT 5394—2004 《固井水泥头及常规固井胶塞》 与国外技术服务要求相同，国内部分油田和生产厂家已采用该指标,第八十四条 下套管时的螺纹变形问题,针对悬重较大的大尺寸套管的下套管时容易出现螺纹变形进而引起螺纹旋合不到位的问题，特别规定了使用气动卡盘 悬重超过100t的大尺寸套管宜采用气动卡盘下入井内 根据经验339.7mm套管在大约悬重120t以后螺纹旋合余扣增加， 244.5mm套管在大约悬重180t以后螺纹旋合余扣增加 气动卡盘在国外是常规工具，我国使用情况不普遍,第九十五条 注水泥前钻井液性能调整问题,根据现场经验和文献研究结果，给出了固井前钻井液性能调整指标 注水泥前应以不小于钻进时的最大环空返速至少循环2周 钻井液粘切控制 钻井液密度1.80g/cm3时，屈服值15Pa，塑性粘度40～75mPa.s 与油勘字 [2007] 67号文件《高压、酸性天然气井固井技术规范(试行) 》和SYT 6592—2004《固井质量评价方法》相同,第九十七条 注水泥时的水泥浆密度要求,根据现场实际情况，给出了注水泥时的水泥浆密度保持均匀的指标 与第七十七～七十九条的仪器仪表要求对应 注水泥应按设计连续施工 平均密度与设计密度误差不超过0.02g/cm3 现场作业有相当比例以人工控制为主，该条款暗示应采用密度自动控制系统 指标适应现场实际情况，但仍低于自动控制系统的要求,第一百条 候凝的要求,根据文献资料和现场经验给出两个定量指标 候凝时间应保证表层及技术套管的水泥石抗压强度不低于3.5MPa 防止再次开钻时的下部管柱脱扣、底部水泥石掉块等问题 井口憋压候凝时，管内压力高于管外压力2.0～3.0MPa 井口憋压候凝是浮箍(浮鞋)失效后不得已的措施，控制管内压力在较低水平的目的是减轻管柱膨胀对第一界面胶结的影响,第一百零二条 固井过程质量评价,根据多数固井公司、油田、专家意见，参照 SYT 6592—2004《固井质量评价方法》给出了对固井过程进行质量评价的定量指标 为提高施工水平提出一种可参照的定量标准 为解决可能的固井质量争议提供一种方法和依据 为。