套管固井施工技术

杨亚馨

摘要：结合某井身结构及套管程序，围绕固井目的及固井施工要求，从套管下入困难、存在漏失风险、影响顶替效率，以及水泥浆技术等方面分析了固井技术难点，重点从下套管、防漏失、提高顶替效率和防气窜水泥浆等方面提出了针对性的解决对策，以为固井施工提供技术支撑与借鉴。

关键词：固井施工；固井技术；探讨

某井采用双凝水泥浆体系，单级正注固井工艺，水泥浆返至1200m。该井开钻进正常，未出现漏失、卡钻等异常情况。该井固井目的是封固裸眼井段，为顺利完成压裂改造创造有利条件。该井固井方法采用Φ139.7mm套管单级固井，采用2.12g/cm3防气窜水泥浆领浆和1.90g/cm3防气窜弹性膨胀水泥浆尾浆的水泥浆体系。本文拟对该井Φ139.7mm套管固井施工关键技术作一探讨，以为同类型井固井施提供技术参考。

1井身结构及套管

开钻 次序	钻头尺寸井深 mmm	套管尺寸下深 mmm	钢级	壁厚 mm	扣型	封固井段 m
一开	609.6194	508192.46	J55	11.13	BTC	0-194
二开	406.41892	339.71889.98	P110	12.19	BTC	0-1892
三开	311.23299	244.53297.90	BG110TS	11.99	BGT2	0-3299
四开	215.95636	139.75634	125	12.70	BGT2	1200-5636

2固井技术难点

2.1套管下入困难

本井为大位移水平井，水平位移长达1883.76m，水平段较长以及高摩阻、井眼沉砂等提高了套管下入难度。

2.2存在漏失风险

本井固井过程中环空液柱压力增加，水泥浆黏度、密度增加，有可能发生漏失。

2.3影响顶替效率

水平段套管居中困难，套管在造斜段极易贴在井壁上；油基钻井液完钻后，需要大量的冲洗液和隔离液去冲洗井壁油泥饼，并恢复其水润性，达到润湿反转，来提高井壁二界面的胶结质量；井斜大，水平段长，钻井过程中易形成的不规则井眼和岩屑床[2]，严重影响水泥浆的顶替效率。

2.4水泥浆技术难点

该井一次性封固井段长，水泥浆量大，注灰时间长，上下温差大，对水泥浆综合性能要求高；目的层为低孔低渗的页岩气储层，固井施工结束后需采取大型压裂增产措施，对固井胶结质量提出了更高的要求，在满足水泥浆胶结良好的前提下，还要求水泥石具有较强的弹韧性。

3重点固井技术对策

3.1下套管技术

井队认真做好单扶、双扶、三扶通井工作，确保通井钻具刚性大于入井套管柱刚性。对起钻遇阻、卡井段做短程起下钻和划眼，确保井眼畅通。通井到底后，应在存在挂卡、遇阻井段进行短起、反复拉划通井；重点在井眼沉砂多、掉块多井段，通阻卡严重井段，并根据通井情况分段采取重浆举砂[3]。下套管前必须对井斜变化大和水平井段进行划眼，为顺利下入套管做好准备。每次通井到底必须大排量（排量不能低于钻进时最大排量）循环泥浆，循环时间不低于2周，确保井下无沉砂，井壁稳定，井眼干净。

通井钻具组合：第一次通井钻具组合：Φ215.9mm牙轮钻头+回压凡尔+Φ165.1mm钻铤1根+Φ211mm扶正器+震击器+钻杆组合；第二次通井钻具组合：Φ215.9mm牙轮钻头+回压凡尔+Φ165.1m钻铤1根+Φ211mm扶正器+Φ165.1m钻铤1根+Φ211mm扶正器+震击器+钻杆组合；第三次通井钻具组合：Φ215.9mm牙轮钻头+Φ212mm扶正器+回凡+Φ165.1mm钻铤1根+Φ210mm扶正器+Φ165.1mm钻铤1根+Φ210mm扶正器+Φ165.1mm钻铤1根+震击器+165.1mm钻铤1根+钻杆组合。

通井钻具组合原则上采取由易到难的通井方式进行，在裸眼井段遇阻，应首先转动划眼消除井壁微台阶，再上下拉划通过。建议通井除遇阻应划眼通过外，在造斜点、A点附近300m、水平段井底500米无论遇阻与否均应采取全部划眼方式通过，并对划眼井段采取短起下钻验证，以确保套管下至设计井深。

下套管前，井队必须制定详细的下套管技术措施，做好防卡、防漏等的应急准备。在浮鞋上接一根短套管，安装滚珠扶正器一只，确保套管“抬头” 和“浮鞋居中”，减少下套管摩阻[4]。下套管及时灌满钻井液，下套管逐根灌浆，并每下入20根灌满钻井液一次，控制好掏空段长，防止回压凡尔挤坏，出上层套管鞋前必须将套管灌满。下套管作业时盖好井口，严禁一切井内落物。下套管过程中要安排专人观察返出口，一旦发现漏失要及时汇报并采取措施。严格控制套管下放速度，每根纯下放时间不低于20s，并观察返浆情况；下完套管后小排量开泵顶通，井口返出正常并且循环一周后再逐步提高排量至1.5m3/min以上。下套管结束后冲洗防喷器及套管头，坐套管芯轴，上顶丝。

3.2防漏失技术

井队做好地层承压，根据固井现场实际情况，考虑漏失后油基泥浆的堵漏难度，采用静态承压试验，当量密度达到2.19g/cm

3以上，通井和下套管到底后大排量循环验证地层承压能力。在下套管过程中，要密切观察、记录返出量和灌入量，控制下套管速度，防下套管过快导致漏失；在固井施工之前模拟固井施工排量进行变排量循环检查井漏情况，并对排量、泵压做好记录。根据完钻及承压情况综合分析，可考虑调整领浆返高以降低漏失风险。若固井施工过程中发生漏失导致水泥浆返高不足，考虑正注反挤施工工艺。固井施工注替排量不大于固井前最大循环排量，以防止泵压过高造成井漏。隔离液和水泥浆中加入短纤维，提高入井流体的堵漏效果。固井时发生井漏可降低泵速，发现小漏失可依靠弹性水泥的高固相含量堵漏，继续固井；若漏速大于20m3/h则降至0.5m3/min施工；若井漏失返则排量维持不低于1.3m3/min，压力不高于55MPa，完成施工。

3.3提高顶替效率技术

斜井段使用螺旋大倒角刚性扶正器，水平段使用滚珠刚性扶正器，根据数据模拟，合理调整扶正器加量，确保套管居中度。下完套管后充分循环洗井并调整钻井液性能，连续循环不低于三周，第一周小排量顶通循环，第二周逐步提排量至1.5m³/min，第三周循环结束后立即固井，循环期间在确保井下正常的前提下降低钻井液的粘切。为有效隔离钻井液和水泥浆，防止污染，提高顶替效率，前置液使用1.02 g/cm3的高效去油基冲洗液4m3+密度为2.12g/cm3的抗高温驱油型加重隔离液25m3的形式。在施工设备安全泵压下尽量增大施工排量，提高顶替效率。

3.4其它技术措施

循环时钻井液进出口密度差不大于0.02g/cm3，油气上窜速度小于10m/h，压稳气层方可进行下套管及固井作业。设计使用双密度双凝弹韧性防气窜水泥浆体系固井，双凝界面为3600m，领浆为密度2.12g/cm3防气窜水泥浆体系，尾浆为密度1.90g/cm3弹韧性防气窜水泥浆体系，领浆48小时水泥石顶部抗压强度大于14MPa，尾浆24小时水泥石强度大于14MPa，尾浆水泥石杨氏模量小于6.9GPa。水泥浆性能要求：低滤失量（<50ml）、零游离液（含倾斜45度）、沉降稳定性小于0.02g/cm3、做好水泥浆发散实验和污染实验。领浆稠化时间走上限，尽量拉开与尾浆稠化时间差距，并在尾浆稠化前后对环空逐步进行憋压，确保水泥浆失重后的压稳，尾浆稠化过渡时间时间小于15分钟，水泥浆SPN防气窜指数小于3。根据井口压力合理调整替浆排量，控制井口压力，保证施工安全。

4结束语

由于涉及固井方、钻井及井下作业同时作业，且固井施工期间压力较高，为保证施工安全性及连续性，前期对所有管线及施工设备进行全方位检查，固井准备时间较长。压塞替清水过程中，由于施工条件受限，为保证替浆量准确，车替清水排量较小，车替时间比预计施工有所延长。第一次与井下作业协作作业，对压裂车性能不熟悉，在前期了解其泵效时为100%，后期了解该泵效为清水泵效，且其未施工过高比重溶液，在替浆过程中造成仪表读数偏大。替浆后期仪表显示到量后为防止替空，重新测量罐替浆量，再次进行替浆，导致替浆中断5min。碰压后，实测压裂车替高比重溶液时泵效在90%左右。为防止候凝期间由于水泥浆失重造成环空气窜，在尾浆初凝前及时采取了环空憋压候凝的候凝措施。为确保该井施工连续、组织有序，针对施工压力过高，提前分析，充分考虑施工条件，进行工作准备，明确了各岗位职责确保了现场施工连续紧凑，施工密度排量均满足设计要求，较好的完成了本次现场施工。

参考文献：

[1]邓红涛.黄金坝区块页岩气长水平段固井技术难点分析及对策.期刊论文.石油工业技术监督 2018-03-07 

1