高温油气井的固井方法技术

本发明专利技术涉及一种高温油气井的固井方法，依次包括如下步骤：

【技术实现步骤摘要】
高温油气井的固井方法


[0001]本专利技术涉及石油天然气固井，具体涉及一种高温油气井的固井方法，属于油气井固井


技术介绍

[0002]固井是钻完井作业过程中不可缺少的一个重要环节，它包括下套管和注水泥；固井的主要目的是保护和支撑油气井内的套管，封隔油、气和水等地层。近年来，随着对油气勘探的持续深入，为了揭示埋深较深储层的地质储量，深井和超深井的固井作业越来越多。例如大港油田布置于渤海湾的第一深井CT
‑
1井，井底垂深近6000m，井底静止温度（简称BHST）超190℃，循环温度超160℃。直井或井斜较小的定向井（最大井斜角＜40
°
），固井候凝24
‑
48h后电测固井质量，进行CBL/VDL测井，采用电缆输送。
[0003]由于深井和超深井的井下静止温度高，通常BHST≥150℃，即被认为是高温井。固井顶替液的高温稳定性差，在24
‑
48小时静止候凝后，顶替液中的固相颗粒和加重材料会发生沉降，沉积于人工井底形成实塞，CBL/VDL测井时，电测仪器容易遇阻，导致漏测实塞井段的固井质量。尤其当遇阻位置距离油底＜15m时，则为遇阻超高，需要进行通井处理实塞。
[0004]电测仪器遇阻后的通井处理至少需经过如下步骤：（1）井队重新组织小尺寸钻具；（2）下钻处理塞堵，通至人工井底处；（3）起钻；（4）重新下电测仪器，补测下部井段。陆地井队预计增加处理成本25
‑
30万元，海洋井队预计增加处理成本40
‑
45万元，严重制约钻井时效和经济效益。在下入小尺寸钻具清除井底沉积物时，会碰撞套管，导致水泥环产生裂缝，影响固井质量，进而影响后期油气井开发。
[0005]实践证明，为防止顶替钻井液在候凝期间沉淀形成塞堵，顶替开始时注入一段占套管内200
‑
500m的压塞液，是减小套管内电缆CBL/VDL测井遇阻的有效手段。
[0006]传统的压塞液体系主要是在常规钻井液体系中加入处理剂，包括提粘提切材料、润滑材料、防钙侵材料等，形成粘稠的压塞液，剪切后会略微变稀，井底静止温度BHST＜80℃时应用效果良好，常规性能如下：1、密度：1.00
‑
1.05g/cm
³
；2、常温下，马氏漏斗粘度：＞150s，滴流，剪切后变稀，具有一定的触变性。
[0007]但是，当井底温度较高时，目前常用的各类压塞液体系功用有限，存在如下缺陷及问题：1、常温下可以达到滴流，在井下高温状态下，尤其当BHST＞80℃时，压塞液严重变稀，与钻井液接触后，钻井液充分稀释，其中的加重材料发生沉淀，形成塞堵。2、压塞液密度低，1.00
‑
1.05g/cm
³
，一般钻井液密度为1.10
‑
1.50g/cm
³
，压塞液与钻井液发生置换，起不到悬浮上部钻井液的效果。
[0008]总之，目前用于固井作业的压塞液体系在BHST＞80℃时，压塞液稳定性变差，不能有效悬浮顶替液中加重材料和固相颗粒，已不能满足深井、超深井的固井施工需求。急需研发一种高温条件下稳定性良好、与钻井液有良好的相容性、抗水泥浆污染能力强的压塞液体系，有效解决深井、超深井电测遇阻问题。

技术实现思路

[0009]本专利技术的目的在于克服现有技术中的不足，提供一种高温油气井的固井方法，固井质量好，利于固井后顺利进行电测仪器的测井。
[0010]为解决以上技术问题，本专利技术的一种高温油气井的固井方法，依次包括如下步骤：
⑴
在通井后的井眼中下套管串，所述套管串的底部设有浮鞋，所述浮鞋的上方间隔一根套管设有浮箍，所述套管串的顶部设有联顶节，每根套管下入井眼后均灌满钻井液；
⑵
在联顶节上安装水泥头，水泥头的上部内置有胶塞，胶塞的底部抵靠在胶塞挡销上；所述水泥头顶部设有压塞液入口，所述水泥头的中部侧壁对称设有水泥浆入口和钻井液入口；
⑶
启动泥浆泵将钻井液送入套管内腔，钻井液从套管底部的浮鞋进入井眼环空，沿井眼环空上行返流至地面，将井眼中的岩屑清洗至地面；
⑷
用水泥车将配制好的前置液注入套管串；
⑸
用水泥车将配制好的水泥浆注入套管串，直至水泥浆达到固井设计量；
⑹
撤掉水泥头上的胶塞挡销，释放胶塞，水泥车通过压塞液入口注入压塞液，压塞液推着胶塞下移；
⑺
开启泥浆泵，注入钻井液进行替浆，钻井液推着压塞液下移，压塞液通过胶塞推着水泥浆下移，水泥浆由浮鞋处进入井眼环空后，推着前置液上行，前置液推着钻井液上行；
⑻
当胶塞下移至浮箍的阻流板时停止，产生碰压，立即关掉泥浆泵，此时水泥浆返高至预定井段，进入侯凝。
[0011]相对于现有技术，本专利技术取得了以下有益效果：1.每下一根套管灌满钻井液可减小下套管过程中井眼中钻井液对套管串的浮力作用，保证下套管能顺利进行；其次，长时间不灌泥浆，会导致整个管串中存有大量空气，下完套管循环时，空气会被推至套管与井眼的环空中，造成套管外环空液柱压力下降，容易导致井眼垮塌。2.水泥头的水泥浆入口和钻井液入口位于胶塞下方，先进行钻井液循环，清洗井壁，把井底的岩屑携带至地面，提高井眼环空的清洁度，有利于提高固井质量。3.在水泥浆之前先注入前置液，前置液中含有加重隔离剂和表面活性剂，一方面起到隔离钻井液的作用，有效避免水泥浆与钻井液直接接触，导致混浆的形成而影响上部井段的固井质量；另一方面再次清洗井壁和套管外壁，以确保水泥与井壁接触前，井眼处于一个比较清洁的状态，使水泥与井壁和套管外壁的结合更好，进一步提高固井质量。4.注完水泥浆后，用压塞液顶着胶塞推着水泥浆下移，利于将水泥浆全部推至固井段；替浆完毕时，胶塞在浮箍的阻流板处碰压，使得浮箍上方的套管串内腔无水泥浆，保持畅通；压塞液在套管中下移过程中可冲洗掉胶塞位移后未刮干净的残留水泥浆，避免残留水泥浆与钻井液接触后形成混浆带，导致后期测固井质量时造成测井仪器在混浆带处遇阻；其次，压塞液与钻井液接触后可改变钻井液的流态，降低钻井液的粘度，延缓钻井液在高温环境下长时间静止后严重增稠的现象，在此基础上当固井结束后候凝36h后，测井仪器下入套管至胶塞位置时，靠近胶塞附近的钻井液不会产生较大浮力作用，可保证测井仪器顺利到达胶塞位置。5.注入钻井液进行替浆可以将套管中剩余的水泥浆顶替至套管外环空，保证水泥浆能够按设计要求到达预定的返高位置；替浆过程中，最初进入环空的水泥浆可对井壁进行二次冲洗，以确保下部井段环空能够被水泥浆完全充满，达到提高固井质量的目的。
[0012]作为本专利技术的优选方案，步骤
⑶
的钻井液循环包括两个循环周，钻井液第一循环周的泥浆泵排量为1m
³
/min；钻井液第二循环周的泥浆泵排量为2.2m
³
/min，且第二循环周的钻井液中均匀混合有甲基硅油和稀胶液。循环开始时由于井下钻井液结构强本文档来自技高网...

【技术保护点】

【技术特征摘要】
1.一种高温油气井的固井方法，其特征在于，依次包括如下步骤：
⑴
在通井后的井眼中下套管串，所述套管串的底部设有浮鞋，所述浮鞋的上方间隔一根套管设有浮箍，所述套管串的顶部设有联顶节，每根套管下入井眼后均灌满钻井液；
⑵
在联顶节上安装水泥头，水泥头的上部内置有胶塞，胶塞的底部抵靠在胶塞挡销上；所述水泥头顶部设有压塞液入口，所述水泥头的中部侧壁对称设有水泥浆入口和钻井液入口；
⑶
启动泥浆泵将钻井液送入套管内腔，钻井液从套管底部的浮鞋进入井眼环空，沿井眼环空上行返流至地面，将井眼中的岩屑清洗至地面；
⑷
用水泥车将配制好的前置液注入套管串；
⑸
用水泥车将配制好的水泥浆注入套管串，直至水泥浆达到固井设计量；
⑹
撤掉水泥头上的胶塞挡销，释放胶塞，水泥车通过压塞液入口注入压塞液，压塞液推着胶塞下移；
⑺
开启泥浆泵，注入钻井液进行替浆，钻井液推着压塞液下移，压塞液通过胶塞推着水泥浆下移，水泥浆由浮鞋处进入井眼环空后，推着前置液上行，前置液推着钻井液上行；
⑻
当胶塞下移至浮箍的阻流板时停止，产生碰压，立即关掉泥浆泵，此时水泥浆返高至预定井段，进入侯凝。2.根据权利要求1所述的高温油气井的固井方法，其特征在于，步骤
⑶
的钻井液循环包括两个循环周，钻井液第一循环周的泥浆泵排量为1m
³
/min；钻井液第二循环周的泥浆泵排量为2.2m
³
/min，且第二循环周的钻井液中均匀混合有甲基硅油和稀胶液。3.根据权利要求1所述的高温油气井的固井方法，其特征在于，步骤
⑷
中的前置液容量为8m
³
，流经每段套管外壁与井壁的时间为10
‑
12min。4.根据权利要求1所述的高温油气井的固井方法，其特征在于，步骤
⑹
中的压塞液容量为3m
³
。5.根据权利要求1所述的高温油气井的固井方法，其特征在于，步骤
⑻
中，初始替浆时的泥浆泵排量为2.2m
³
/min，当替浆钻井液...

【专利技术属性】
技术研发人员：姚文强，肖庆昆，彭金龙，吴钊，
申请(专利权)人：中石化华东石油工程有限公司，
类型：发明
国别省市：