大牛地气田固井漏失情况分析与技术对策
时间：2020-12-02 10:01:26 来源：达达文档网 本文已影响 人 
张磊
[摘要]大牛地油气田是华北石油工程有限公司的主战场，经过长达十几年的开发，这里大量推广三级结构水平井。但是近年来固井过程中越来越多的发生漏失情况，一般程度的漏失会造成水泥浆返高不够，严重的漏失直接造成固井的失败，这些都会影响到后期的油气开发。本文针对漏失的原因分析，结合实际的生产情况，制定出一系列应对漏失情况的技术对策。
[关键词]鄂北工区 水平井 固井 漏失
[中图分类号] TE [文献码] B [文章编号] 1000-405X（2015）-9-67-1
0前言
固井是钻井工程中不可或缺的一部分，固井的成功和固井质量的好坏直接影响到整个钻井工程的成败及油气井的生产寿命。近年来，鄂北工区越来越多的井在固井作业时发生漏失，轻度的漏失会造成水泥浆返高不够，重度的漏失直接造成固井的失败。如何应对漏失已经成为大牛地油气田固井工程一个长期存在的难题。
本论文一共分三章。分别从漏失原因，如何减少漏失情况的发生以及漏失后如何补救来讨论。
1漏失原因的分析
1.1油田开发到后期对地层的影响
大牛地最常见的开发井井型为三级结构水平井，几乎每口井在完井之后都需要进行压裂工程，以便更好的提升油气的产量。压裂施工会往地层里注入大量压裂液，使地层裂缝增加，对地层造成一定的破坏。随着油田开发到后期，井位逐渐紧张，加密井越来越多，经常一个井场周围就有好几个采气树，钻井队不仅要注意井眼轨迹与周围井防碰，周围井的压裂作业也使井队在打钻过程中经常发生漏失。
1.2易漏地层
经过多年开发的经验，大牛地油气田最常见的易漏失地层为刘家沟。为了满足压稳的要求，二开技术套管固井前钻井液密度一般为1.25g/cm3左右。但是压稳和防漏有时候是鱼和熊掌不可兼得，满足压稳的前提下，脆弱的刘家沟有时候会发生漏失。
由下表可见，刘家沟垂深一般在1700-2000之间，岩性多为泥岩和砂岩互层。固井设计一般过渡浆段200m，尾浆段一般400多米，尾浆和过渡浆封固垂长约为500m，因此封固刘家沟的是最后一部分打入井内的领浆。水泥浆有一定的封堵效果，但是如果漏失比较明显，这种效果就可以忽略。一般井队在打钻过程中发生过漏失的话，在下完套管的循环过程中就需要格外注意。套管下完后井队若是要堵漏，由于浮鞋浮箍的存在，只能用中细颗粒。在打入堵漏浆循环堵漏的过程中，经常会发生先漏失，停泵又反吐的现象，我们形象的叫这为“弹性地层”。从钻井液密度和水泥浆密度的降低来避免漏失显然不能满足压稳要求。井队必须提供一个不涌不漏的井眼方可开始固井，固井过程中只能从排量压力等方面来避免漏失或者延迟漏失的发生。
1.3下套管和循环过程操作不当
下套管的过程应该控制好下放速度，避免激动压力过大而造成地层漏失，遇阻后及时接循环头循环解阻。下完套管后，应该小排量顶通，然后缓慢提升排量，调整好钻井液密度，降粘降切。为保证固井时候的顶替效率，大牛地工程处要求钻井队在固井前的循环过程中必须保证1.2m/s的上返速度，有的井眼先天条件不好，在提升循环排量后就漏失了，这也是一种难以两全的情况。
1.4替浆过程的静压差和摩阻导致井漏
固井过程中井漏一般发生在替浆中后期，随着水泥浆越来越多的被顶替到环空，环空和套管内的液柱压力差越来越大，漏失的可能性也越来越高。另外一个就是摩阻压力，这个压力值跟排量有很大关系。液柱压差的逐渐增加无法避免，我们可以在保证安全施工的前提下尽量减小排量来避免或延缓漏失的发生，有效的保证返高。
2如何减少漏失情况的发生
2.1承压试验
下完套管后的堵漏工作比下套管前的堵漏要困难很多，只能用中细颗粒堵漏，效果不明显。因此鄂北会战指挥部工程技术部下达了〔2014〕007号《关于加强固井作业等技术管理的通知》，要求钻井队在下套管前做承压试压，验证井眼稳定性，如果漏失，提前堵漏。具体要求如下：
完钻通井前井队按要求做承压试验，承压试验泥浆比重在1.23g/cm3左右，井队下入光钻杆至表套内，关防喷器，单凡尔打压，要求30分钟稳压2.5-3MPa，稳压合格后方可泄压，进行通井作业。
2.2低密度领浆，短候凝尾浆体系
大牛地常见的水泥浆为低密度领浆，短候凝尾浆体系。低密度领浆采用的漂珠作为减轻剂，密度可降低至1.3g/cm3左右，比钻井液密度高出不多，既能保证密度高于钻井液不发生窜槽，又能最大程度的降低地层压力，降低漏失发生的概率。尾浆采用常规密度短候凝水泥浆体系，密度在1.90 g/cm3左右，稠化时间一般在100-130分钟之间，在替浆结束后很短时间内就能稠化，这样可以减缓在候凝期间发生的漏失。
另外，将水泥浆液柱当量密度调整至近地层漏失压力当量密度，适当增长过渡浆封固段，使尾浆的压稳系数保持不变，保证目的层段的封固质量，减少前置液用量，采用低密度水泥浆做冲洗液，避免诱发刘家沟地层泥浆返吐，确保低密度封固段质量。
2.3替浆过程的排量压力控制
固井过程的替浆过程是应付漏失的关键环节。替浆前期负压阶段可以适当加大排量，起压后开始调整排量控制压力，压力达到固井前循环的压力时停泵换水泥车替浆，因为大泵控制排量远没有水泥车灵敏，大泵替浆的过程水泥车最好一直小排量跟着，替浆过程中间最好不要有停顿操作，因为这也是一个漏失的诱因。停泵后的水泥车替浆过程是一个重点把控的环节，在尾浆稠化时间允许的范围内尽量小排量替浆。降排量遵循阶梯性，根据替浆的剩余量和压力的情况逐步的降低。
下表是DPS-208井技术套管固井替浆过程详细的施工数据记录表，压塞液打完后替浆车排量降低至0.1m3/min，开大泵，排量提升到65冲，约为1.2m3/min。起压后根据压力增长情况和替浆量的情况调节大泵排量，待压力升至5MPa（固井前的循环压力），停大泵换水泥车替浆。水泥车将排量提升至0.7m3/min，后根据替浆量和压力情况逐步降低排量，碰压前5-10m3降低至0.3m3/min，在保证施工安全的前提下尽量小排量替浆至碰压。小排量替浆可以预防漏失，即使在井已经漏失的情况下排量越小漏失量也越少，能够有效的保证水泥返高。
3漏失的补救措施
所有能控制的要点都做到的情况下，还是有可能因为先天不足原因发生井漏。由于大牛地所开发的大部分生产井都是气井，要求水泥浆必须返到表套，防止后期油气生产阶段有天然气窜出地面。因此这种情况下需要我们补救，常规的补救措施是正注反挤。
在固井过程中发生漏失的话，一般在碰压后等待尾浆稠化，根据漏失情况预估一下漏失量，然后从压井管汇挤入一定量水泥。DPT-307井就是这样操作，具体固井施工情况如下：
该井下套管过程顺利，9：30套管下完，10：30循循环顶通，循环至11：20发生井漏，泵冲：53冲，漏速1.25m3/min，井队配中小颗粒堵漏材料进行堵漏，后又发生反吐现象。后经处理井内正常后，开始进行固井。
替浆至42m3时发生漏失，返浆口返浆量明显减小，替浆至52m3时返浆口断流，预计漏失量约20m3。碰压正常，压力从12.5↗16MPa。放回水不断流，判定回压凡尔失灵。等待3个小时尾浆稠化后，放回水泄压。后从压井管汇进行反挤水泥操作，挤入低密度水泥浆8 m3，常规密度水泥浆1.5 m3，最后注入1 m3清水作为后置液，然后关闭压井管汇，候凝。反挤水泥操作压力6-7MPa，排量0.8m3/min。
后测井声幅全井固井质量优秀。证明此种方法在一定程度上是不错的补救措施。
4结论
应对大牛地生产井固井时的漏失情况，不管是下套管前的承压，水泥浆配方的优化，还是固井过程的严格把控，漏失后的补救，那么每个环节都是不可缺少的，都要认真仔细对待，把每口井都当作重点井，这样才能让固井质量上一个台阶。
