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QSHS_0014-2006川东北天然气井固井技术规范

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页岩气井区域性固井管理规定
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IICS75.020E13备案号:中国石油化工集团公司企业标准Q/SHQ/SHS0014—2006川东北天然气井固井技术规范CementingspecificationforgaswellinthenorteeastofSichuan(试行)2006-08-18发布2006-08-18实施中国石油化工集团公司发布前言本标准的附录A为规范性附录,附录B、附录C和附录D为资料性附录。本标准由中国石油化工股份有限公司科技开发部提出。本标准由中国石油化工集团公司油田企业经营管理部归口。本标准起草单位:中国石油化工股份有限公司石油勘探开发研究院德州石油钻井研究所。本标准参加起草单位:胜利油田钻井研究院。本标准主要起草人:丁士东、周仕明、桑来玉、陈雷、韩卫华、张克坚。3川东北天然气井固井技术规范1范围本标准规定了川东北天然气井固井施工队伍资质和设备配备要求、作业准备、工程设计、作业程序、固井质量评价、固井监督程序以及特殊工艺固井技术的主要内容和技术要点。本标准适用于川东北地区天然气井固井作业施工,南方海相其它探区天然气井固井也可参照执行。2规范性引用文件下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件,其随后所有的修改单(不包括勘误的内容)或修订版均不适用于本标准,然而,鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件,其最新版本适用于本标准。GB/T19139油井水泥试验方法SY/T5322套管柱强度设计推荐方法SY/T5334套管扶正器安装间距计算方法SY/T5412下套管作业规程SY/T5467套管柱试压规范SY/T5480注水泥流变性设计SY/T5724套管串结构设计SY/T6426钻井井控技术规程SY/T6592固井质量评价方法3队伍资质、人员和设备配备要求3.1队伍资质承担川东北地区固井施工的固井队应达到中国石化集团规定的甲级固井队资质。3.2设备承担川东北地区固井的基本设备要求见附录A。4固井作备4.1资料收集固井作业前,应按表1、表2要求收集资料,现场收集检查参见附录B。表1固井作业基础资料序号名称内容1描述作业地域、井号、井型、井别、钻机型号、钻机编号等2地质资料地层岩性、地层压力、地层破裂压力、地层渗透率、油/气/水层分布及特征等3井身结构套管钢级、尺寸、壁厚、扣型、机械性能、下深、封固段、附件位置等4电测资料井径、井斜、井温等5钻井资料漏失、垮塌与缩径等复杂情况描述,钻井参数、钻井液性能、地层破裂压力试验等6其它资料表2固井设备与工具资料序号名称内容1钻井泵型号、缸套直径、额定工作压力、排量及上水效率等2高压管线尺寸、额定工作压力、试压情况等3水泥车型号、额定工作压力与排量等4灰罐容量、压力、下灰速度等5压风机额定工作压力、排量等6计量仪表精度、量程等7井控组件组合形式、压力级别、闸板尺寸、控制系统等8其它资料44.2固井协调会下套管通井前,召开固井协调会,参加人员包括:钻井、固井、地质、钻井液、工具等旋工队伍的管理和技术人员以及工程和地质监督,主要内容包括:a)了解地质、工程、油气水及特殊地层情况:b)提出固井要求,商讨固井方案;c)进行组织分工,明确各方职责,协调解决问题;d)检查钻井设备、固井设备、工具、送井套管及附件等准备情况,对存在的问题提出整改意见:e)检查井眼准备情况,并对存在的问题提出整改意见和措施;f)检查水泥浆分析化验和材料准备情况;g)安排固井日程及准备工作;h)会后,整理成会议纪要,填好表格,列会人员签字,每家一份。4.3准备井眼4.3.1高压气井,下套管前应压稳,控制气上窜速度小于10m/h。4.3.2套管与井眼环空间隙不小于19mm,若不满足.必要时应采取扩眼等相应措施。4.3.3对固井过程中可能漏失的井,应先试漏、堵漏,试压合格后方可以下套管。4.3.4下套管前,应用原钴具对不规则井段井径或气层、重点封固井段认真划眼通井;对于斜井段和水平段宣短起下并分段循环处理钻井液,充分冲洗岩屑,清除岩屑床。4,3.5下套管前,钻井液API滤失量一般应小于5ml,泥饼厚度应小于0.5mm,泥饼摩阻系数一般应小于0.1;对于深井超深井,高温高压失水应符合设计要求。4.3.6下套管前通井,应用钻井时最大排量洗井,确保井眼清洁,井下稳定。4.3.7注水泥前,钻井液性能应保持良好、稳定;改善钻井液流变性能,降低钻井液屈服值:若钻井液密度小于1.3g/cm3,屈服值宜小于5Pa;若密度在1.3g/cm3~1.8g/cm3之间,屈服值宜小于8Pa;若密度大于1.8g/cm3,则屈服值宜小于15Pa。4.3.8混油钻井液在注水泥前应进行乳化处理。4.3.9进出口钻井液密度差应小于0.02g/cm3。4.4设备4.4.1井架安全校核下套管作业前应对钻机井架及底座的承载能力进行检查和计算。4.4.2井控设备下套管前,防喷器闸板芯子尺寸应与套管配套,并按SY/T6426的规定试压。4.4.3提升、动力系统下套管和固井作业前应对提升系统及动力系统进行检查保养。4.4.4循环系统固井作业前应对钻井泵、循环罐、循环管线、水龙头等循环系统进行检查保养;连接各钻井液罐的闸门应灵活可靠;实测各钻井泵的上水效率。4.4.5仪器仪表下套管和固井作业前应对所有钻井仪器仪表进行认真仔细的检查保养,保证完好。4.4.6配注系统固井前应对供水车、压风机、配浆车、批混车、注浆车、管线、闸门、流量计等仪器设备进行全面检查,保证满足连续施工的要求。4.5套管、工具及附件准备4.5.1应按SY/T5412要求对送井套管逐项进行检查;4.5.2下套管前将套管附件及固井工具、下套管工具按设计要求规格与数量送井,现场检查、登记;4.5.3按设计要求准备好套管螺纹密封脂等;54.5.4下套管前,应完成固井工具和套管附件的检查、尺寸测量、草图绘制、连接及试压等工作;4.5.5应对吊钳、吊卡等下套管工具及循环接头、灌浆管线等工具进行认真检查,确保灵活、可靠;4.5.6钻井、地质和固井工程师共同编制入井管串表;管串排定后,应在套管接箍上标明入井编号,对要加扶正器的套管,在距公扣1m处注明扶正器和类型。4.6固井材料准备4.6.1下套管前,应根据固井设计,取现场水、水泥及外加剂,做好水泥浆、前置液性能实验工作,性能达到设计要求;做好水泥浆相容性实验;4.6.2装水泥前,应将储灰罐清扫干净;4.6.3在准备配浆水前,应将所有的储水装置清洗干净,且具有防雨淋功能;4.6.4井场储备水泥存放超过20天,应倒罐一次以上;4.6.5注水泥前,配好配浆水,混配好水泥样,并进行大样复查实验;4,6.6现场配制的配浆水超过3天,应进行二次大样复查实验:4.6.7注水泥前,应根据固井设计要求,配制好前置液。4.7顶替液准备应按固井设计要求的性能、数量准备顶替液。4.8其它准备工作固井车辆及人员应按固井协调会要求提前到达井场。5固井设计5.1固井设计格式固井施工设计格式见附录c。5.2固井设计审核与审批5.2.1每次固井施工(包括打水泥塞、挤水泥)都应有固井施工设计。5.2.2固井施工设计由周井施工单位或者由油公司委托的有资质的单位完成。5.2.3,固井施工设计由油公司或油公司委托授权的单位负责审核。5.2.4固井施工设计由油公司负责审批。5.3套管串结构与扶正器设计5.3.1套管串结构设计根据外载条件和油气水特性进行套管串结构设计,设计方法按SY/T5724标准执行。5.3.2套管串强度校核根据气井实际井况进行套管串强度(抗外挤、抗内压、抗拉)校核,套管串强度校核按SY/T5322的方法计算。5.3.3套管附件要求a)应根据井深、钻井液密度、井底温度、回压值、井斜等因素选定引鞋(浮鞋)与浮箍;b)材质及本体机械强度应不低于所连接的套管:c)需要钻穿的内部构件应采用可钻材料制成:d)套管串应提供两道或两道以上的防回压装置;’e)人工井底以上应采用气密性套管变扣短节:f)阻流环距离浮鞋宜不低于两根套管,深井应适当增加间距;g)引鞋(浮鞋)下深应尽可能靠近井底。5.3.4扶正器安放应根据实际测井井径情况确定扶正器类型和加量:a)应根据井眼一套管组合类型、井斜、方位数据合理选择和安放套管扶正器;b)弹性扶正器满足API规范要求,刚性扶正器外径应小于上层套管通径和钻头直径;b)套管扶正器安装间距设计方法按SY/T5334进行。65.4前置液设计前置液包括冲洗液和隔离液两种。5.4.1冲洗液性能要求冲洗液性能和使用标准应符合以下要求:a)具有较低的基液密度,密度1.0g/cm3~1.10g/cm3,流变性接近牛顿流体;b)对泥饼具有较强的浸透力:c)能降低钻井液粘度、切力,稀释性能好,冲刷井壁、套管效果好;d)对钻井液中油基成份具有润湿反转作用;e)与钻井液、隔离液及水泥浆有良好的相容性,不发生闪凝、增稠现象;f)不腐蚀套管;g)具有较低的紊流临界返速,紊流临界返速:0.3m/s~0.5m/s。5.4,2隔离液性能要求隔离液性能和使用标准应符合以下要求:,a)密度可调节,宜大于钻井液密度而小于水泥浆密度,密度差在0.12g/cm3~0.36g/cm3:b)在循环温度下,控制隔离液t泥浆<_t隔离液
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