固井技术规范宣贯材料

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1.编制过程简介2.规范主要内容3.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1.编制过程简介2.规范主要内容3.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，SYT5322-2000《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内压力,MPa井况可选用螺纹保证条件≤28油井水井LCBC1.螺纹公差符合APISTD5B2.使用符合APIBul5A3的螺纹密封脂3.井底温度≤120℃油气混和井气井LCBC1.螺纹公差符合APISTD5B2.使用高级螺纹密封脂3.井底温度≤120℃热采井金属密封螺纹1.需要全尺寸评价试验验证2.井底温度≤350℃28～55油井水井LCBC1.螺纹公差符合APISTD5B2.使用高级螺纹密封脂3.井底温度≤120℃油气混和井气井凝析气井金属密封螺纹1.螺纹公差符合验收条件2.井底温度≤177℃3.选用LTC和BTC时应使用高级密封脂，且井底温度符合要求55～98油井油气混和井气井凝析气井金属密封螺纹1.螺纹公差符合APISTD5B2.使用符合APIBul5A3的螺纹密封脂或高级密封脂3.井底温度≤177℃≥98所有井金属密封螺纹1.需要全尺寸评价试验验证2.螺纹逐根套管检验3.使用合格的螺纹密封脂4.井底温度≤177℃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SYT5394—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1.30g/cm3时，屈服值5Pa，塑性粘度10～30mPa.s•钻井液密度1.30～1.80g/cm3时，屈服值8Pa，塑性粘度22～30mPa.s•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SYT6592—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