CN110965959B - 一种易喷易漏地层固井用可控制塞面的注水泥塞方法 - Google Patents
一种易喷易漏地层固井用可控制塞面的注水泥塞方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN110965959B CN110965959B CN201811135925.1A CN201811135925A CN110965959B CN 110965959 B CN110965959 B CN 110965959B CN 201811135925 A CN201811135925 A CN 201811135925A CN 110965959 B CN110965959 B CN 110965959B
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- cement
- pressure
- drilling fluid
- shaft
- weight
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Active
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 60
- 238000005507 spraying Methods 0.000 title description 2
- 239000004568 cement Substances 0.000 claims abstract description 230
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 146
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 136
- 239000002002 slurry Substances 0.000 claims abstract description 82
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 61
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 50
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 20
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 17
- 230000008719 thickening Effects 0.000 claims description 17
- 230000005465 channeling Effects 0.000 claims description 10
- 239000000843 powder Substances 0.000 claims description 10
- 230000002265 prevention Effects 0.000 claims description 10
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 claims description 10
- 229910052710 silicon Inorganic materials 0.000 claims description 9
- 239000010703 silicon Substances 0.000 claims description 9
- 125000006850 spacer group Chemical group 0.000 claims description 9
- 239000002270 dispersing agent Substances 0.000 claims description 8
- 239000002518 antifoaming agent Substances 0.000 claims description 6
- 239000011083 cement mortar Substances 0.000 claims description 6
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 2
- 230000009467 reduction Effects 0.000 claims description 2
- 239000007921 spray Substances 0.000 abstract description 16
- 239000003129 oil well Substances 0.000 abstract description 3
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 22
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 22
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 14
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 13
- 230000008569 process Effects 0.000 description 11
- 238000001125 extrusion Methods 0.000 description 10
- 239000011440 grout Substances 0.000 description 10
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 9
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 9
- 230000008023 solidification Effects 0.000 description 7
- 238000007711 solidification Methods 0.000 description 7
- 230000002441 reversible effect Effects 0.000 description 5
- 238000011161 development Methods 0.000 description 4
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 4
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 3
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 3
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 3
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 3
- 239000004567 concrete Substances 0.000 description 2
- 239000013530 defoamer Substances 0.000 description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 2
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 2
- 238000003801 milling Methods 0.000 description 2
- 230000036961 partial effect Effects 0.000 description 2
- 230000002829 reductive effect Effects 0.000 description 2
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 239000008186 active pharmaceutical agent Substances 0.000 description 1
- 230000001174 ascending effect Effects 0.000 description 1
- 239000011324 bead Substances 0.000 description 1
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 1
- 239000010430 carbonatite Substances 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 238000007599 discharging Methods 0.000 description 1
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 1
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 1
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 1
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 1
- 210000003128 head Anatomy 0.000 description 1
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 1
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 230000000284 resting effect Effects 0.000 description 1
- 210000004761 scalp Anatomy 0.000 description 1
- 229910021487 silica fume Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
- 238000006467 substitution reaction Methods 0.000 description 1
- 230000009466 transformation Effects 0.000 description 1
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/13—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
本发明提供一种易喷易漏地层固井用可控制塞面的注水泥塞方法,注水泥塞的方法包括:确定储层压力;根据所述储层压力确定井筒液柱压力;根据所述井筒液柱压力向所述井筒内注入预设体积的水泥浆以及向所述井筒内注入预设体积的钻井液;根据所述井筒液柱压力、所述水泥浆的预设体积、所述钻井液的预设体积确定清水的用量;向所述井筒内注入所述用量的所述清水。本发明提供的一种易喷易漏地层固井用可控制塞面的注水泥塞方法,解决了现有封堵方法对易喷易漏的油井一次性封堵成功率不高的技术问题。
Description
技术领域
本发明涉及油田钻井固井技术领域,特别涉及一种易喷易漏地层固井用可控制塞面的注水泥塞方法。
背景技术
塔里木盆地奥陶系储层缝洞繁密,储层分布和油气水的关系极为复杂,钻井过程中一旦“正中”储集体,可能喷漏并发,无法进一步延伸水平段,后期也无法进行大规模分段改造从而获取较高的工业产能。同时,钻井过程中还可能遇到水层,导致水层中的水上涌并进入到上部的油气层,致使油气井产水,这些情况都会严重影响到奥陶系碳酸盐岩缝洞发育储层的高效开发。
目前,解决上述问题的方法是在井底注水泥塞,封堵易喷易漏的油、气、水层,进行暂时封堵油气完井,调整轨迹回填侧钻,以避免“正中”储集体,而尽可能地贴着储集体的“头皮”钻进,以提高水平段延伸长度,在后期改造中获取更多的产能。
然而,现有技术中,水泥塞成功封堵的效率不高,一般需要注入两到三次水泥塞才可能成功封堵泄露处,这主要是因为地层压力复杂多变,水泥的注入量不好控制,注入量过多会压塌地层,注入量过少会使水泥无法形成塞状结构,同时,水泥的稠化时间较长,在水泥稠化凝固期间,一旦地层压力发生变化,会严重影响水泥塞的成型,导致封堵失败,重新选眼钻井再注入水泥塞,不仅费时费力,而且会造成较大的资源浪费,影响储层的高效开发。
发明内容
本发明提供一种易喷易漏地层固井用可控制塞面的注水泥塞方法,解决了现有封堵方法对易喷易漏油井封堵成功率不高的技术问题。
本发明提供一种易喷易漏地层固井用可控制塞面的注水泥塞方法,包括:
确定储层压力;
根据所述储层压力确定井筒液柱压力;
根据所述井筒液柱压力向所述井筒内注入预设体积的水泥浆以及向所述井筒内注入预设体积的钻井液;
根据所述井筒液柱压力、所述水泥浆的预设体积、所述钻井液的预设体积确定清水的用量;
向所述井筒内注入所述用量的所述清水。
如上所述的一种易喷易漏地层固井用可控制塞面的注水泥塞方法,根据所述井筒液柱压力、所述水泥浆的预设体积、所述钻井液的预设体积确定清水的用量,包括:
确定所述水泥浆和所述钻井液的密度;
根据所述水泥浆的密度以及所述水泥浆的预设体积确定出所述水泥浆的压力,根据所述钻井液的密度以及所述钻井液的预设体积确定出所述钻井液的压力;
根据所述井筒液柱压力、所述水泥浆的压力以及所述钻井液的压力获得所述清水的压力;
根据所述清水压力以及所述清水的密度确定出所述清水的用量。
如上所述的一种易喷易漏地层固井用可控制塞面的注水泥塞方法,所述向所述井筒内注入预设体积的水泥浆之前,还包括:
向所述井筒内环空反挤预设体积的凝胶,以形成凝胶段塞;
向所述井筒内环空反挤预设体积的清水及钻井液。
如上所述的一种易喷易漏地层固井用可控制塞面的注水泥塞方法,所述向所述井筒内环空反挤预设体积的清水及钻井液之后,还包括:
向所述井筒内注入预设体积的隔离液。
如上所述的一种易喷易漏地层固井用可控制塞面的注水泥塞方法,所述向所述井筒内注入预设体积的钻井液之前,还包括:
向所述井筒内注入预设体积的隔离液。
如上所述的一种易喷易漏地层固井用可控制塞面的注水泥塞方法,所述向所述井筒内注入预设体积的钻井液,包括:
向所述井筒内正挤预设体积的钻井液;
向所述井筒内环空反挤预设体积的钻井液。
如上所述的一种易喷易漏地层固井用可控制塞面的注水泥塞方法,所述向所述井筒内注入所述用量的所述清水之后,还包括:
向所述井筒内吊灌,并判断所述水泥浆是否初凝为水泥塞;
若所述水泥浆初凝为所述水泥塞,则关井憋压候凝预设时长;
若所述水泥浆未初凝为所述水泥塞,则继续向所述井筒内吊灌。
如上所述的一种易喷易漏地层固井用可控制塞面的注水泥塞方法,所述关井憋压候凝预设时长之后,还包括:
检测所述水泥塞的承压能力。
如上所述的一种易喷易漏地层固井用可控制塞面的注水泥塞方法,包括:所述水泥浆的稠化时间小于300min/100Bc。
如上所述的一种易喷易漏地层固井用可控制塞面的注水泥塞方法,包括:所述水泥浆的组分为:水泥、硅粉、微硅、防气窜剂、降失水剂、分散剂、消泡剂、高温缓凝剂以及水,且所述硅粉的重量为所述水泥重量的20%~30%、所述微硅的重量为所述水泥重量的8%~15%、所述防气窜剂的重量为所述水泥重量的1%~3%,其中,所述水泥、所述硅粉、所述微硅及所述防气窜剂组成所述水泥浆中的干灰成分,所述水的重量为所述干灰重量的30%~35%、所述降失水剂的重量为所述干灰重量的3%~5%、所述分散剂的重量为所述干灰重量的1.5%~4%、所述消泡剂的重量为所述干灰重量的0.1%~0.3%、所述高温缓凝剂的重量为所述干灰重量的2%~3%。
本发明提供一种易喷易漏地层固井用可控制塞面的注水泥塞方法,首先确定当前储层发生泄漏处向外释放的压力大小,根据储层的压力大小,制定封堵计划,设计井筒液柱的压力,井筒液柱由水泥浆、钻井液和清水组成,依据井筒液柱的总压力和上述三种液体自身的密度设计出合理的用量并计算出该用量的体积,将预设体积的水泥浆、钻井液和清水依先后顺序依次注入井筒内,形成的井筒液柱自身的重量对储层施加的压力等于储层泄漏处向外释放的压力,使上述两者保持动态平衡,使得水泥浆能够在不收到外界干扰的情况下以最快的速度稠化凝固形成塞状封堵泄露,因此,本实施例提供的一种易喷易漏地层固井用可控制塞面的注水泥塞方法,实现了对储层的快速有效封堵且一次封堵的成功率高,从而解决了现有固井封堵方法水泥浆成塞困难一次性封堵成功率低的技术问题。
附图说明
为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案,下面将对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图作一简单地介绍,显而易见地,下面描述中的附图是本发明的一些实施例,对于本领域普通技术人员来讲,在不付出创造性劳动性的前提下,还可以根据这些附图获得其他的附图。
图1是本发明实提供的一种易喷易漏地层固井用可控制塞面的注水泥塞方法的流程示意图;
图2是本发明提供的一种易喷易漏地层固井用可控制塞面的注水泥塞方法的又一流程示意图;
图3是本发明提供的一种易喷易漏地层固井用可控制塞面的注水泥塞方法的另一流程示意图;
图4是本发明提供的一种易喷易漏地层固井用可控制塞面的注水泥塞方法的再一流程示意图;
图5是本发明提供的一种易喷易漏地层固井用可控制塞面的注水泥塞方法判断水泥浆初凝的流程示意图;
图6是水平井的内部结构示意图。
具体实施方式
为使本发明实施例的目的、技术方案和优点更加清楚,下面将结合本发明实施例中的附图,对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述,显然,所描述的实施例是本发明一部分实施例,而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例,本领域普通技术人员在没有作出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例,都属于本发明保护的范围。
本实施例提供的一种易喷易漏地层固井用可控制塞面的注水泥塞方法用于对井筒内发生泄漏的储层进行封堵,通过控制注入井筒的液柱压力,使水泥塞快速一次成型,实现了对易喷易漏地层快速的有效封堵,避免了水泥塞在地层内一次成型困难,多次注入又导致封堵工作效率低下、封堵成本过高的技术问题。
如图1所示,一种易喷易漏地层固井用可控制塞面的注水泥塞方法包括如下步骤:
步骤101、确定储层压力。
在钻井的开采过程中发生泄露时,由于当前的储层压力不明确,制定封堵计划时没有具体明确的参照目标,注入水泥浆的具体用量并不确定,现有技术中,水泥浆的注入量往往依靠现场工作人员的工作经验来确定,这种方法因为缺少科学依据所以封堵的成功率不高,当注入水泥浆的量过大时,由于水泥浆的密度较大,全部堆积起来时会发生因水泥浆的重量超过当前储层向外释放的压力而将地层压塌,此时,水泥浆会不断泄漏到储层内,导致水泥浆不断与原油混合而无法形成塞状并起到封堵的目的,同时,水泥浆不断泄漏到储层内也会对原油造成污染,当水泥浆的注入量过少时,水泥浆又无法形成塞状将泄漏处有效封堵。水泥浆的合理注入量较难确定,原因主要是没有确定当前储层的压力,并根据当前储层的压力制定水泥浆的合理注入量,因此,本实施例中,在制定封堵计划时,首先要确定当前的储层压力,对当前储层发生泄漏的部位进行勘探并确定储层向外释放的压力大小,其中,储层压力确定时,具体是在综合储集体大小、连通性、流体特征,储层已漏失泥浆量,井筒流体密度分布及稳定的环空液面等数据的基础上,评估后确定储层压力。
步骤102、根据储层压力确定井筒液柱压力。
井筒液柱是指注入到井筒内用于封堵的全部液体最终形成的柱状液体结构,本实施例中,为了保证水泥塞能够一次成型形成塞体,需要注意压力的平衡,即注入到井筒内的所有液体最终形成的液柱对储层的压力和储层向外释放的压力大小相当,注入到井筒内的液体主要包括水泥浆、钻井液和清水,即井筒液柱是由这三部分组成的,由于上述三部分液体的密度各不相同,水泥浆的密度最大而清水的密度最小,最终井筒液柱的构成由上到下依次为清水、钻井液和水泥浆,这三部分组成的液柱压力与当前储层压力保持平衡,这样能够保证水泥浆在凝固过程中不会受到外部的干扰,达到快速一次成型的目的。
其中,本实施例中,水泥浆需要快速凝固成水泥塞体已封堵住泄露处,在水泥凝固即稠化的期间,如果储层压力大于井筒液柱,储层内的原油或气体不断向外喷出,位于井筒液柱最底层的水泥浆会不断受到外部的冲击,严重影响其凝固的时间以及塞体的质量,最终导致封堵失败,而当储层压力小于井筒液柱压力时,井筒液柱不断下沉并进入储层内,与上述类似同样影响水泥浆的凝固及成塞,因此,保持储层与井筒液柱之间的压力平衡是本实施例提供的水泥塞能够一次成塞封堵的关键,所以,本实施例中,当获得储层压力时,由于储层压力与井筒液柱压力相当,所以确定出的井筒液柱压力即为储层压力或者略微小于储层压力。
步骤103、根据井筒液柱压力向所述井筒内注入预设体积的水泥浆以及向所述井筒内注入预设体积的钻井液。
本实施例中,首先假设井筒液柱压力全部由水泥浆提供,这样根据井筒液柱压力以及水泥浆的密度计算水泥浆的最大体积,但是由于如果井筒内全部由水凝浆进行封堵时,易造成井筒液柱不断下沉并进入储层内,所以此时,根据水泥浆的最大体积预估出预设体积,该预设体积小于水泥浆的最大体积,然后根据水泥浆的预设体积以及水泥浆的密度计算得到水泥浆在井筒内的压力,根据井筒液柱压力与水泥浆的压力之差即为需要补充的压力,此时根据井筒液柱压力与水泥浆的压力之差以及钻井液的密度计算所需钻井液的最大体积,但是注入时,会根据钻井液的最大体积估算钻井液的预设体积,该预设体积会小于所需钻井液的最大体积,此时,将水泥浆和钻井液注入后,水泥浆和钻井液组成的液柱压力小于井筒液柱压力,此时会选择注入清水对井筒液柱进行调整。
其中,本实施例中,钻井液是钻井过程中以其多种功能满足钻井工作需要的各种循环流体的总称。钻井液又称钻孔冲洗液,按组成成分可分为清水、泥浆、无粘土相冲洗液、乳状液、泡沫和压缩空气等。本实施例中,钻井液可为泥浆。
步骤104、根据所述井筒液柱压力、所述水泥浆的预设体积、所述钻井液的预设体积确定清水的用量。
其中,本实施例中,清水用量的确定方法具体为,首先根据已经确定的水泥浆预设体积及钻井液预设体积计算出两者的压力,水泥浆的密度为1.90g/cm3,钻井液的密度为1.30g/cm3,通过水泥浆及钻井液的体积和密度就可以确定出两者的压力,将水泥浆及钻井液的压力相加并与井筒液柱的总压力相比较,不足的部分就是清水需要提供的压力,而清水的密度为1.00g/cm3,进而可确定出清水的所需用量。
步骤105、向所述井筒内注入所述用量的所述清水。
井筒液柱由清水、钻井液及水泥浆三部分组成,其中,清水的体积是在水泥浆及钻井液的预设体积确定后再进行计算的,清水主要起到平衡压力的作用。由于钻井井筒的深度极深,同时因为地层处于时刻活动的状态,所以储层压力并非固定不变的,当水泥浆和钻井液注入井筒内后,这两者所提供的压力是否等于储层压力无法及时得知,需要放置一段时间后才能得知结果,后续进行压力调节时,具体来讲,再注入部分液体以保证压力平衡,注入的液体无论是钻井液还是水泥浆都因为密度较大而不好控制用量,一旦注入的量过大会压塌储层造成流失,因此采用清水作为井筒液柱压力的调节液体,清水由于自身密度较小且在井筒液柱静置分层后处于最上部的位置,相较于水泥浆及钻井液更好控制,在确定出水泥浆及钻井液的体积并注入井筒后,剩下的部分全部由清水补足,以确保井筒液柱所提供的压力与储层压力相同。
其中,本实施例中,水泥浆、钻井液及清水的具体注入方式为吊罐起钻,由于注入的量较大而负责注入的钻具本身也具有较大的体积,因此在向井筒内注入液体时,每注入一定量的液体就需要将负责注入的钻具向上移动一段距离,留出足够的注入空间再将液体注入,吊罐起钻5至10柱即全部液体分5至10次分批注入至井筒内。同时,整个注入过程需要始终保持套压施工,这是为了保证水泥浆能够完全脱离钻具进入到井筒内,水泥浆是最先注入井筒的液体,但是由于水泥浆自身的特性,当水泥浆遗留在用于注入液体的钻具中时会随着时间而凝固,并最终影响钻具的再次使用,因此,需要水泥浆完全出钻具前,始终保持套压施工,有助于防止少量水泥浆上行污染钻具铣齿接头以上的环空。在水泥浆注入后立即开始注入钻井液,使用钻井液将钻具内的水泥浆全部顶出去,以保证钻具内部不遗留水泥浆,整个作业过程要求大排量施工,确保驱替效率,同时,套压施工还能够避免部分钻井液混入水泥浆内造成卡钻,最后,施工时在铣齿接头以上一定环空高度内替入清水,进一步防止污染以确保水泥塞质量。
本实施例提供的一种易喷易漏地层固井用可控制塞面的注水泥塞方法,首先确定当前储层发生泄漏处向外释放的压力大小,根据储层的压力大小,制定封堵计划,设计井筒液柱的压力,井筒液柱由水泥浆、钻井液和清水组成,依据井筒液柱的总压力和上述三种液体自身的密度设计出合理的用量并计算出该用量的体积,将预设体积的水泥浆、钻井液和清水依先后顺序依次注入井筒内,形成的井筒液柱自身的重量对储层施加的压力等于储层泄漏处向外释放的压力,使上述两者保持动态平衡,使得水泥浆能够在不受到外界干扰的情况下以最快的速度稠化凝固形成塞状封堵泄露,因此,本实施例提供的一种易喷易漏地层固井用可控制塞面的注水泥塞方法,实现了对储层的快速有效封堵且一次封堵的成功率高,从而解决了现有固井封堵方法水泥浆成塞困难一次性封堵成功率低的技术问题。
进一步的,在上述实施例的基础上,本实施例中,如图2所示,向井筒内注入预设体积的水泥浆之前,需要先清洗井筒,所以,本实施例中,在上述步骤103之前还包括如下步骤:
步骤1021、向井筒内环空反挤预设体积的凝胶,以形成凝胶段塞。
其中,施工前在井筒反推一定高度的凝胶段塞,有助于将井筒存留的油气推入地层,进入储层的凝胶可进一步抑制后期油气与井筒内水泥的置换,另外,清洁的井筒可防止井筒内存留的油气上窜,影响水泥塞胶结质量。
步骤1022、向所述井筒内环空反挤预设体积的清水及钻井液。
其中,合理控制钻井液的PH值,将PH控制到与水泥浆的PH相同,防止水泥浆污染造成提前稠化,上述操作的目的均为冲洗干净井筒,以提高水泥一次成塞的成功率。
其中,本实施例中,在步骤1022之后,还包括步骤:
步骤1023、向所述井筒内注入预设体积的前置隔离液。
其中,清洗完井筒后,在向井筒内注入预设体积的水泥浆之前,需要注入前置隔离液,隔离液位于水泥浆与储层之间,减少水泥浆与油气之间的置换,提高水泥浆成塞的质量。
进一步的,在上述实施例的基础上,本实施例中,如图3所示,步骤103具体包括如下步骤:
步骤1031、向所述井筒内注入预设体积的水泥浆。
步骤1032、向所述井筒内注入预设体积的后置隔离液。
其中,在水泥浆注入后还需要注入后置隔离液,后置隔离液位于水泥浆与钻井液之间,与前置隔离液作用类似,将水泥浆与钻井液隔离,以使水泥浆在相对封闭的环境中稠化凝固,提高水泥浆最终形成水泥塞体的质量及强度。
步骤1033、向所述井筒内注入预设体积的钻井液。
进一步的,在上述实施例的基础上,本实施例中,如图4所示,步骤1033具体包括如下步骤:
步骤10331、向所述井筒内正挤预设体积的钻井液;
其中,向所述井筒内正挤一部分体积的钻井液,然后将剩余体积的钻井液通过反挤方式注入井筒内,其中,正挤和反挤为油井中常用的钻井液注入方式,具体的工作原理可以参考现有技术。
步骤10332、向所述井筒内环空反挤预设体积的钻井液。
结束步骤10331后,再将剩余的钻井液环空反挤至井筒内,正挤钻井液时需要将环空关闭以防止钻井液反向进入到环空中,正挤完毕后将环空开启,向环空内反挤钻井液,上述操作的目的是为了使钻具中完全充满钻井液,使用钻具向井筒内注入水泥浆时,虽然注入了预设体积的水泥浆但是还有部分水泥浆遗留在钻具中,并没与完全排出钻具,这部分水泥浆继续留在钻具内会逐渐稠化凝固并最终导致钻具的损坏,正挤和反挤钻井液的目的均是为了将水泥浆完全从钻具中排出,避免钻具无法再次使用,同时,反挤钻井液的体积可为正挤钻井液体积的1.5倍,由于反挤时钻井液是注入环空内的,环空内的空间较大,因此需要注入的量也较正挤时要多。
进一步的,在上述实施例的基础上,本实施例中,在步骤105之后,如图5所示,还包括如下步骤:
步骤1051、向所述井筒内吊灌,并判断所述水泥浆是否初凝为水泥塞,若是,则执行步骤1052,若否,则执行步骤1053;
其中,将水泥浆、钻井液和清水均依照先后顺序注入井筒内后,需要判断此时水泥浆是否初凝为水泥塞,水泥的稠化凝固过程是渐进的过程,从水泥浆的最外部开始逐渐向内稠化凝固,当最外面的一层水泥凝固后,水泥浆的情况就基本可以稳定,即使此时再收到储层压力的干扰对水泥成塞的凝固时间及质量也不会有太大的影响,因此在侯凝期间,水泥浆初凝前保持合理的灌浆量及吊灌速度,一般为每半小时吊灌0.5~1m3左右的钻井液,然后观察环空液面的情况,以维持环空液面基本稳定或略有下降为原则。
步骤1052、若所述水泥浆初凝为所述水泥塞,则关井憋压候凝预设时长;
水泥初凝后,随着吊灌泥浆量的增加,环空液面会上涨,若环空液面的上涨与吊灌量基本成线性关系,且与地面水泥浆养护起强度的时间对应,则可判定水泥塞已初步形成。水泥塞初步形成后,关井憋压候凝48小时,则水泥塞完全形成封堵成功。
步骤1053、若所述水泥浆未初凝为所述水泥塞,则继续向所述井筒内吊灌。
如果根据环空液面判断出水泥塞还没有初凝时,继续保持吊罐量及维持环空液面以等待水泥塞的初凝,即再次执行步骤1051判断水泥浆是否完成初凝。
其中,本实施例中,关井憋压候凝结束后,水泥塞已经完全成型,此时还需要确定水泥塞的完成质量,所以需对水泥塞的承压能力进行检测,具体的检测过程为:下钻探塞钻至水泥塞中心检测是否全完凝固成塞,如下钻探塞后,水泥塞还没有完全凝固成型,则再次关井憋压候凝,等待水泥塞完全凝固成型。
进一步的,在上述实施例的基础上,本实施例中,由于水泥浆的稠化时间直接影响水泥浆凝固成水泥塞的时长,当水泥浆的稠化时间较长时,水泥浆凝固成水泥塞的时长越长,这样不易于对储层进行封堵,当水泥浆的稠化时间较短时,水泥浆凝固成水泥塞的时长较短,这样水泥浆注入过程中便易出现凝固,从而不利于水泥浆的注入,为此,本实施例中,所用水泥浆的稠化时间小于300min/100Bc,这样确保了水泥浆在安全作业后快速凝结,最大限度的缩短水泥浆与地层的接触时间,减少漏失,优选的,水泥浆的稠化时间可以介于200~300min/100Bc。
进一步的,在上述实施例的基础上,本实施例中,为了保证水泥浆的稠化时间小于300min/100Bc,本实施例提供的所述水泥浆的组分具体可以为:水泥、硅粉、微硅、防气窜剂、降失水剂、分散剂、消泡剂、高温缓凝剂以及水,其中,且所述硅粉的重量为所述水泥重量的20%~30%、所述微硅的重量为所述水泥重量的8%~15%、所述防气窜剂的重量为所述水泥重量的1%~3%,其中,所述水泥、所述硅粉、所述微硅及所述防气窜剂组成所述水泥浆中的干灰成分,所述水的重量为所述干灰重量的30%~35%、所述降失水剂的重量为所述干灰重量的3%~5%、所述分散剂的重量为所述干灰重量的1.5%~4%、所述消泡剂的重量为所述干灰重量的0.1%~0.3%、所述高温缓凝剂的重量为所述干灰重量的2%~3%。
图6是水平井的内部结构示意图,其中,本实施例中,将本申请的易喷易漏地层固井用可控制塞面的注水泥塞方法应用到如图6所示的水平井中,其中,该水平井中,导眼井钻遇缝洞发育储层,钻进中初始钻井液密度1.14。该井存在多个漏点,第一漏点位于井深6446.5m,单日最高漏失钻井液324.3m3。考虑到该井斜导眼未钻遇多个“串珠”,决定注水泥塞回填导眼井侧钻。侧钻点井深6305m,井斜60.3°,注水泥塞前导眼井目的层累计漏失钻井液2037.7m3,储层静止温度145℃。
为确保水泥浆在施工后及时凝固,以及注入井筒的水泥浆下部设计有凝胶段塞及新入井的地面钻井液,水泥试验温度取值为120℃。
具体的,水泥浆的组分如下表1所示:
表1水泥浆配方
如上述表1可知,水泥浆分为由水泥、硅粉、微硅和防气窜剂组成的干灰,以及由降失水剂、分散剂、消泡剂、中高温缓凝剂和水组成的溶液两部分构成,其中,降失水剂的用量范围为自身重量占干灰重量的3%、分散剂的用量范围为自身重量占干灰重量的3%、消泡剂的用量范围为自身重量占干灰重量的0.2%、中温缓凝剂的用量范围为自身重量占干灰重量的2%以及高温缓凝剂的用量范围为自身重量占干灰重量的2%。
其中,上述表1配置的水泥浆的性能如下表2所示:
表2水泥浆性能
项目 | 结果 |
密度g/cm<sup>3</sup> | 1.90 |
流动度cm | 20 |
API失水量ml | 44 |
游离液% | 0.1 |
稠化时间min/100Bc | 223 |
顶部强度112℃×48h×20.7MPa | 18.6 |
如上述表2可知,水泥浆的稠化时间为223min/100Bc,而现有的水泥浆的稠化时间为360至480min/100Bc,因此,本实施例提供的水泥浆确保水泥浆在施工后及时凝固。
施工时,根据注水泥塞前井筒流体密度分布特征,井筒钻井液密度1.30g/cm3,环空液面54m,环空上部盖有一定高度的重浆,重浆为密度1.40g/cm3的钻井液,考虑到该井气油比高,施工中井控风险大,储层压力计算按当量密度1.30g/cm3折算,据此设计水泥浆量为30m3,要求施工排量(1.2-1.5m3/min)。
施工时,具体的步骤为:
a、下钻至井深3012.88m,液面距离井口54m;
b、地面管线试压25MPa,合格;
c、环空反挤凝胶50m3(密度1.30g/cm3);
d、环空反挤清水30m3(密度1.03g/cm3)以及钻井液23方(密度1.30g/cm3);
e、注入前置隔离液5m3;
f、注水泥浆30m3(平均密度1.90g/cm3);
g、注后置液2m3(密度1.03g/cm3);
h、正挤钻井液29m3(密度1.30g/cm3);
i、反挤钻井液47.5m3(密度1.30g/cm3);
j、施工完毕,停泵套压5MPa,立压4MPa;
k、关井憋压候凝48小时。
然后进行检测,具体为:后期下钻探塞,塞面位置5541m,钻塞至井深6305m,水泥塞承压试验满足要求(静压15吨5min无位移),使用1.5°弯螺杆造斜,一次成功。
因此,本申请提供的注水泥塞方法实现了一次作业便成功封堵的目的,解决了常规注水泥塞技术难以突破的缝洞发育储层堵水、油气暂堵完井、回填侧钻注水泥塞难题。
最后应说明的是:以上实施例仅用以说明本发明的技术方案,而非对其限制;尽管参照前述实施例对本发明进行了详细的说明,本领域的普通技术人员应当理解:其依然可以对前述实施例所记载的技术方案进行修改,或者对其中部分或者全部技术特征进行等同替换;而这些修改或者替换,并不使相应技术方案的本质脱离本发明实施例技术方案的范围。
Claims (9)
1.一种易喷易漏地层固井用可控制塞面的注水泥塞方法,其特征在于,所述方法包括:
确定储层压力;
根据所述储层压力确定井筒液柱压力;
根据所述井筒液柱压力以及水泥浆的密度计算水泥浆的最大体积,根据所述水泥浆的最大体积预估水泥浆的预设体积,所述水泥浆的预设体积小于所述水泥浆的最大体积;
根据所述水泥浆的预设体积以及所述水泥浆的密度计算水泥浆的压力,根据所述井筒液柱压力与所述水泥浆的压力之差以及钻井液的密度计算钻井液的最大体积,根据所述钻井液的最大体积预估钻井液的预设体积,所述钻井液的预设体积小于所述钻井液的最大体积;
向所述井筒内注入预设体积的水泥浆以及向所述井筒内注入预设体积的钻井液;
根据所述井筒液柱压力、所述水泥浆的预设体积、所述钻井液的预设体积确定清水的用量;
向所述井筒内注入所述用量的所述清水;
根据所述井筒液柱压力、所述水泥浆的预设体积、所述钻井液的预设体积确定清水的用量,包括:
确定所述水泥浆和所述钻井液的密度;
根据所述水泥浆的密度以及所述水泥浆的预设体积确定出所述水泥浆的压力,根据所述钻井液的密度以及所述钻井液的预设体积确定出所述钻井液的压力;
根据所述井筒液柱压力、所述水泥浆的压力以及所述钻井液的压力获得所述清水的压力;
根据所述清水压力以及所述清水的密度确定出所述清水的用量。
2.根据权利要求1所述的注水泥塞方法,其特征在于,所述向所述井筒内注入预设体积的水泥浆之前,还包括:
向所述井筒内环空反挤预设体积的凝胶,以形成凝胶段塞;
向所述井筒内环空反挤预设体积的清水及钻井液。
3.根据权利要求2所述的注水泥塞方法,其特征在于,所述向所述井筒内环空反挤预设体积的清水及钻井液之后,还包括:
向所述井筒内注入预设体积的前置隔离液。
4.根据权利要求1-3任一所述的注水泥塞方法,其特征在于,所述向所述井筒内注入预设体积的水泥浆以及向所述井筒内注入预设体积的钻井液,包括:
向所述井筒内注入预设体积的水泥浆;
向所述井筒内注入预设体积的后置隔离液;
向所述井筒内注入预设体积的钻井液。
5.根据权利要求1-3任一所述的注水泥塞方法,其特征在于,所述向所述井筒内注入预设体积的钻井液,包括:
向所述井筒内正挤预设体积的钻井液;
向所述井筒内环空反挤预设体积的钻井液。
6.根据权利要求1-3任一所述的注水泥塞方法,其特征在于,所述向所述井筒内注入所述用量的所述清水之后,还包括:
向所述井筒内吊灌,并判断所述水泥浆是否初凝为水泥塞;
若所述水泥浆初凝为所述水泥塞,则关井憋压候凝预设时长;
若所述水泥浆未初凝为所述水泥塞,则继续向所述井筒内吊灌。
7.根据权利要求6所述的注水泥塞方法,其特征在于,所述关井憋压候凝预设时长之后,还包括:
检测所述水泥塞的承压能力。
8.根据权利要求7所述的注水泥塞方法,其特征在于,所述水泥浆的稠化时间小于300min/100Bc。
9.根据权利要求8所述的注水泥塞方法,其特征在于,所述水泥浆的组分为:水泥、硅粉、微硅、防气窜剂、降失水剂、分散剂、消泡剂、高温缓凝剂以及水,且所述硅粉的重量为所述水泥重量的20%~30%、所述微硅的重量为所述水泥重量的8%~15%、所述防气窜剂的重量为所述水泥重量的1%~3%,其中,所述水泥、所述硅粉、所述微硅及所述防气窜剂组成所述水泥浆中的干灰成分,所述水的重量为所述干灰重量的30%~35%、所述降失水剂的重量为所述干灰重量的3%~5%、所述分散剂的重量为所述干灰重量的1.5%~4%、所述消泡剂的重量为所述干灰重量的0.1%~0.3%、所述高温缓凝剂的重量为所述干灰重量的2%~3%。
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
CN201811135925.1A CN110965959B (zh) | 2018-09-28 | 2018-09-28 | 一种易喷易漏地层固井用可控制塞面的注水泥塞方法 |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
CN201811135925.1A CN110965959B (zh) | 2018-09-28 | 2018-09-28 | 一种易喷易漏地层固井用可控制塞面的注水泥塞方法 |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
CN110965959A CN110965959A (zh) | 2020-04-07 |
CN110965959B true CN110965959B (zh) | 2022-03-29 |
Family
ID=70026599
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
CN201811135925.1A Active CN110965959B (zh) | 2018-09-28 | 2018-09-28 | 一种易喷易漏地层固井用可控制塞面的注水泥塞方法 |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
CN (1) | CN110965959B (zh) |
Families Citing this family (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN114198051B (zh) * | 2020-08-31 | 2024-03-08 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种高含硫废弃井封井方法 |
Citations (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
EP2305767A1 (en) * | 2009-10-02 | 2011-04-06 | Services Pétroliers Schlumberger | Method and compositon to prevent fluid mixing in pipe |
CN103603628A (zh) * | 2013-12-11 | 2014-02-26 | 中国石油集团川庆钻探工程有限公司 | 井下作业注塞方法 |
CN106967399A (zh) * | 2016-01-13 | 2017-07-21 | 北京泰利新能源科技发展有限公司 | 低密度高温地热水泥浆的制备工艺及其固井方法 |
Family Cites Families (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US9650559B2 (en) * | 2015-03-10 | 2017-05-16 | Baker Hughes Incorporated | Cement isolation fluids for wellbores, methods of making, and methods of use |
-
2018
- 2018-09-28 CN CN201811135925.1A patent/CN110965959B/zh active Active
Patent Citations (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
EP2305767A1 (en) * | 2009-10-02 | 2011-04-06 | Services Pétroliers Schlumberger | Method and compositon to prevent fluid mixing in pipe |
CN103603628A (zh) * | 2013-12-11 | 2014-02-26 | 中国石油集团川庆钻探工程有限公司 | 井下作业注塞方法 |
CN106967399A (zh) * | 2016-01-13 | 2017-07-21 | 北京泰利新能源科技发展有限公司 | 低密度高温地热水泥浆的制备工艺及其固井方法 |
Non-Patent Citations (2)
Title |
---|
塔北地区高温高压井注水泥塞技术研究;张超;《油气井测试》;20160830;第25卷(第4期);第61-63页 * |
塔里木油气田注水泥塞施工技术;柳世杰 等;《天然气工业》;20080630;第28卷(第6期);第96-98页 * |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
CN110965959A (zh) | 2020-04-07 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CN108240196B (zh) | 控制压力敏感性地层环空当量密度的尾管固井方法 | |
CN108915635B (zh) | 防止高压气井尾管固井后气窜的方法 | |
CN103510501B (zh) | 一种防止回灌井中堵塞涌水的方法 | |
CN203569578U (zh) | 一种能够防止井管堵塞涌水的回灌井 | |
CN106401540A (zh) | 一种分段稳油控水方法和装置 | |
CN104153738A (zh) | 一种运用于钻井工程中的控塞堵漏工具组件及堵漏方法 | |
CN110965959B (zh) | 一种易喷易漏地层固井用可控制塞面的注水泥塞方法 | |
CN104711973A (zh) | 小直径桩复合地基施工方法 | |
CN110644539B (zh) | 地铁车站结构渗漏病害的主动防渗控制方法及地下防渗体 | |
CN204252934U (zh) | 工程地质钻孔堵漏装置 | |
CN203321428U (zh) | 一种运用于钻井工程中的控塞堵漏工具组件 | |
CN105332671B (zh) | 一种高压井固井的工艺方法 | |
CN206815356U (zh) | 多含水层区排水减压、注浆止水综合地下水控制*** | |
CN103883291B (zh) | 水文水井管内投砾成井设备及施工方法 | |
CN111520096B (zh) | 一种孔口封闭装置 | |
CN203891785U (zh) | 水文水井管内投砾专用接头管总成 | |
CN111794118A (zh) | 一种适用于黄土裂隙陷穴条件下桥梁桩基的施工方法 | |
CN105134125B (zh) | 瓦斯立井壁后环空底端封堵施工工艺 | |
CN111764866A (zh) | 一种漏失地层的堵漏方法 | |
RU2644360C1 (ru) | Способ установки цементного моста в скважине | |
CN107218010B (zh) | 破损钻孔套管堵水桥塞及双桥塞式堵水方法 | |
RU2183724C2 (ru) | Способ восстановления призабойной зоны пласта газовой скважины | |
CN104594369A (zh) | 喀斯特地区高压群孔置换灌浆方法及其结构 | |
RU2335618C2 (ru) | Способ цементирования скважин | |
CN112252984B (zh) | 一种大孔径钻孔的施工方法 |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
PB01 | Publication | ||
PB01 | Publication | ||
SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
GR01 | Patent grant | ||
GR01 | Patent grant |