水平井尾管固井技术及其在苏里格气田的应用

李润 龙远盛 尹红斌

中国石油川庆钻探工程公司井下作业公司

水平井尾管固井技术及其在苏里格气田的应用

李润 龙远盛 尹红斌

中国石油川庆钻探工程公司井下作业公司

针对水平井长水平段尾管固井存在的尾管下入困难、尾管居中度不易保证、环空间隙小、高边自由水窜槽和低边泥浆窜槽等技术难题，在试验研究的基础上，总结出提高水平井尾管固井质量的实用技术：①选用沉降稳定性好、低失水、零析水、防气窜的水泥浆体系；②选用黏滞性前置液，使环空浆柱结构的密度成梯度（ρ钻井液＜ρ前置液＜ρ水泥浆）分布，确定环空前置液流态达到紊流状态的合理施工排量，可以更好地清洁井眼，提高顶替效率；③模拟尾管刚度通井，采用单铣柱、双铣柱和三铣柱3种钻具组合分别进行3次通井，破坏井眼低边“死泥饼”，消除井眼不规则带来的阻卡，确保尾管顺利下入到位；④合理选用及安放扶正器，保证套管居中度达到67%。在苏里格气田苏5区块进行了2口水平井尾管固井实践，结果表明：固井合格率分别达93.78%和99.83%，优质率为70.93%和81.88%，为该区增产改造提供了技术保障。

水平井 固井 长水平段 尾管固井 套管居中 顶替效率 苏里格气田

为更加有效开发“四低”（低压、低渗、低产、低丰度）气藏，近两年来，苏里格气田引进了水平井整体开发的新模式［1］，大量钻水平井，以加快气田开发速度。在钻井完井技术方面，各科研院所不断探索研究新技术新工艺。

为进行连续油管喷砂射孔分段压裂新技术，苏里格气田开发第三项目经理部在苏5区块完成了2口水平井悬挂尾管固井，并收到了良好的效果，固井合格率分别达93.78%和99.83%，优质率为70.93%和81.88%。优质的固井质量为该区下一步压裂增产改造提供了技术保证。

1 长水平段小套管固井技术难点

2011年，苏里格气田苏5区块进行悬挂尾管固井的2口水平井的水平段均较长（水平段长度分别为720 m、1 025 m），长水平段小套管（ 114.3 mm）固井存在一定技术难度及施工风险［2］，具体表现在：①非均质性储层易造成井眼轨迹复杂，如波浪式、台阶式井眼，导致长水平段小套管（ 114.3 mm）下入到位困难；②水平段 152.4 mm钻头所钻井眼下 114.3 mm尾管固井，环空间隙小，水泥环薄，后期试采及井下增产措施容易造成水泥环及第一、二界面二次窜流（微间隙、微裂缝），降低采收率，对硬化后水泥石（环）的动态力学性能即水泥石（环）的冲击韧性提出了更高的要求；③水平段裸眼下 114.3 mm尾管（壁厚7.37 mm，钢级N80，内径99.56 mm）固井，既要保证套管居中度，又要保证不留长水泥塞，压稳气层，防止气侵气窜，提高长水平段固井质量，满足后期完井及储层改造；④水平段井眼容易出现高边自由水窜槽和低边钻井液窜槽，影响第二界面胶结质量。

2 水平井尾管固井工艺技术

2.1 前置液选用

为有效隔开钻井液与水泥浆，避免水泥浆的接触污染和防止钻井液絮凝，选用黏滞性前置液，利用浮力效应及拖曳力，通过黏性推移提高井眼顶替效率［3］。黏滞性加重前置液配方如下：

清水＋1%CMC＋25%重晶石

其中CMC为羧甲基纤维素钠盐，具有良好的相容性、配伍性和悬浮钻屑及固体颗粒的能力。前置液密度为1.35 g／cm3，85℃时黏度为0.10～0.17 Pa·s，切力为14.5～20.5 Pa。

2.2 水泥浆技术

候凝过程中，由于沉降稳定性和析水的影响，易形成高边窜槽的自由水通道，因此，水平井固井要求水泥浆体系具有沉降稳定性好、低失水、零析水、防气窜的特点，流动性和稠化时间要能满足施工安全要求。通过室内试验，形成的水泥浆体系配方见表1。

表1 水平井尾管固井水泥浆体系性能表

稠化试验曲线见图1。从试验情况看，该水泥浆体系具有低失水，零析水，接近直角稠化（稠化过渡时间为12 min）的性能。同时还进行了与钻井液的污染稠化试验，水泥浆与钻井液比例为1∶1时，稠化时间超过300 min，流动度达到10.5 cm，完全满足固井施工安全要求。

图1 水泥浆稠化曲线图

固井过程中环空浆柱结构（自上而下）为：钻井液密度1.26 g／cm3＜加重前置液密度1.35 g／cm3＜水泥浆密度1.88 g／cm3。这样密度成梯度的浆柱结构可以更好地清洁井眼，提高顶替效率。

2.3 井眼准备及水平段尾管居中

2.3.1 尾管下入条件计算

大斜度井、水平井尾管管体允许的弯曲半径用下式进行计算［4］：

式中R为允许的尾管弯曲半径，cm；E为钢材弹性模量，206×106kPa；D为尾管的外径，cm；Yp为钢材的屈服极限，kPa；K1为抗弯安全系数，推荐K1＝1.8；K2为螺纹连接处的安全系数，推荐K2＝3。

经过计算，尾管管体允许的弯曲半径等于83.57 m，而井眼设计的弯曲半径为165 m。管体允许的弯曲半径小于井眼设计的弯曲半径，所以尾管能下入井底。

2.3.2 尾管下入难度分析及技术措施

裸眼水平段最长达1 025 m，尾管下入到位存在一定难度，井眼准备要保证井眼清洁、畅通、无阻卡、无沉砂。井眼准备技术措施为：①充分循环钻井液，以携带井内沉砂，并调整钻井液性能，保证井下情况稳定；②严格按要求进行通井，通井的目的是消除阻卡因素，模拟尾管刚度，以便尾管顺利下入到位，同时破坏井眼低边的“死泥饼”，提高第二界面胶结质量。通井采用单铣柱、双铣柱和三铣柱3种钻具组合分别进行3次通井。三铣柱通井钻具组合为：

152.4 mm牙轮钻头＋钻具回压凡尔＋ 101.6 mm加重钻杆1根＋变扣接头（ 101.6 mm钻杆公扣× 88.9 mm钻杆母扣）＋ 150 mm铣柱1个＋变扣接头（ 88.9 mm钻杆公扣× 101.6 mm钻杆母扣）＋ 101.6 mm加重钻杆1根＋变扣接头（ 101.6 mm钻杆公扣× 88.9 mm钻杆母扣）＋ 150 mm铣柱1个＋变扣接头（ 88.9 mm钻杆公扣× 101.6 mm钻杆母扣）＋ 101.6 mm加重钻杆1根＋变扣接头（ 101.6 mm钻杆公扣× 88.9 mm钻杆母扣）＋ 150 mm铣柱1个＋变扣接头（ 88.9 mm钻杆公扣× 101.6 mm钻杆母扣）＋ 101.6 mm钻杆。

加重钻杆与尾管的刚度之比为：

计算结果表明，加重钻杆刚度比尾管刚度大，若通井顺利，则下尾管也将顺利。

水平段尾管居中难度大，为保证尾管居中，采取的技术措施为合理安放扶正器。经计算，在 152.4 mm钻头所钻井眼中，安放 145 mm螺旋倒角刚性扶正器，可以保证尾管居中度达到67%以上。扶正器安放原则为：显示层位每2根尾管安放一只扶正器，其余井段每4根尾管安放一只扶正器。

2.4 顶替技术措施

影响水泥浆顶替效率的因素主要有以下4个方面［5］：套管偏心，水泥浆与钻井液的流变性能，水泥浆与钻井液的密度差，液体的流态。前3个因素已经在前面做了论述，这里主要讨论液体的流态问题。我们知道，要得到较高的环空顶替效率，最好采用紊流顶替，水泥浆属于非牛顿流体。

根据经验公式［6］：

式中Vc为环空水泥浆紊流临界流速，m／s；n为水泥浆流性指数，无因次；ρ为水泥浆密度，g／cm3；K为水泥浆稠度系数，Pa·sn；Dh为井径，cm；Dc为套管外径，cm。

由式（2）计算可知，水泥浆环空上返速率要达到2.5 m／s以上方能达到紊流顶替效果，显然，在窄环空间隙中要达到这样高的环空返速是不可能的。只有考虑使前置液达到紊流状态［7］。前置液采用的是清水聚合物＋重晶石，可以作牛顿流体处理，只要环空流速达到1.2 m／s，便可达到紊流状态。

根据公式：

式中Qc为环空前置液紊流临界排量，m3／min。

由式（3）计算可知，施工排量达到0.7 m3／min即可。根据理论计算以及现场下尾管后的循环情况及固井施工实践表明，按照这样的排量进行固井施工是可行的。

3 现场应用情况

2011年10月，苏里格气田开发第三项目经理部在苏5－15－27 H（水平段长720 m）和苏5－15－17 H（水平段长1 025 m）2口水平井上进行了尾管固井施工。2口井 114.3 mm套管均顺利下到位，且固井合格率分别达93.78%和99.83%，优质率分别为70.93%和81.88%，固井质量优质，满足了后期增产对固井质量的要求。

4 结论

1）优良的水泥浆体系，是避免水平段水泥环发生高边自由水窜槽、低边钻井液窜槽，提高固井质量的关键。

2）严格按要求进行通井，调整钻井液性能等井眼准备技术措施，是保证水平井尾管顺利下到位，破坏水平段井眼低边的“死泥饼”，提高第二界面胶结质量的重要因素。

3）合理选用及安放螺旋倒角刚性扶正器，保证水平段套管居中，可以有效提高水平段环空钻井液的顶替效率，提高固井质量。

4）合理确定环空液体流态，是既保证顶替效率提高，又兼顾施工作业安全的重要技术措施。

［1］李希霞.苏里格气田水平井整体开发钻井技术［J］.石油天然气学报，2011，32（2）：293－295.

［2］刘小利.苏里格气田长水平段小套管固井及其配套技术研究［J］.钻采工艺，2011，34（2）：10－12.

［3］王文斌.长庆苏里格气田欠平衡及小井眼固井技术［J］.钻井液与完井液，2006，23（5）：64－66.

［4］刘德平，李江，朱莎.广安002－H1井长水平段筛管段尾管下入技术［J］.天然气工业，2010，30（6）：67－68.

［5］刘崇建.油气井注水泥理论与应用［M］.北京：石油工业出版社，2001.

［6］陈平.钻井与完井工程［M］.北京：石油工业出版社，2004.

［7］马勇，刘伟，唐庚，等.川渝地区“三高”气田超深井固井隔离液应用实践［J］.天然气工业，2010，30（6）：77－79.

Liner cementing in horizontal wells and its field practices in the Sulige Gas Field

Li Run，Long Yuansheng，Yin Hongbin
（Downhole Operations Services，Chuanqing Drilling Engineering Co.，Ltd.，CNPC，Chengdu，Sichuan 610051，China）

NATUR.GAS IND.VOLUME 32，ISSUE 4，pp.66－68，4／25／2012.（ISSN 1000－0976；In Chinese）

Long horizontal section liner cementing in horizontal wells has many difficulties，including difficult tail pipe running，difficult tail pipe centralizing，small annulus clearance，free water channeling at the high side and mud channeling at the low side.Based on the analysis of the critical points and difficulties of liner cementing in horizontal wells，the following technical measures have been presented.（1）A cement slurry system is selected with good sedimentation stability，low water loss，zero water separation，and antichanneling performance.（2）A viscous preflush system is adopted to make the densities within the annulus slurry column distributed in grades asρfluid＜ρpreflush＜ρslurry，the proper pump rate is chosen to help the pumped preflush to be in turbulent flow in annulus so as to better clean the well and improve the displacement efficiency.（3）The liner cementing is simulated and three types of BHA including single，double and triple casing strings are used to run a single trip respectively to eliminate pipe sticking or jamming caused by irregular boreholes and to destroy the"deadly sticky mud cake"at the lower sides，thereby to ensure smooth liner running to the right position.（4）The proper centralizers are selected and installed to keep the casing centralized to 67%.All the above measures were adopted in liner cementing in 2 wells of Block Su 5 of the Sulige Gas Field，as a result，the qualification rates were 93.78%and 99.83%and the superior quality rates were 70.93%and 81.88%，respectively，which provides a guarantee for the coming－up stimulation jobs.

horizontal well，cementing，long horizontal section，liner cementing，casing centralizing，displacement efficiency，Sulige Gas Field

李润等.水平井尾管固井技术及其在苏里格气田的应用.天然气工业，2012，32（4）：66－68.

10.3787／j.issn.1000－0976.2012.04.016

李润，1976年生，工程师；2008年毕业于西南石油大学油气井工程专业，获硕士学位；现从事固井研究工作。地址：（610051）四川省成都市成华区瑞丰巷6号。电话：13608239408。E－mail：lrjacky＠163.com

2011－11－08 编辑 凌 忠）

DOI：10.3787／j.issn.1000－0976.2012.04.016

Li Run，born in 1976，graduated in oil／gas well engineering from Southwest Petroleum University in 2008 with an M.Sc.degree.He is engaged in cementing jobs.

Add：No.6，Ruifeng Lane，Chenghua District，Chengdu，Sichuan 610051，P.R.China

Mobile：＋86－13608239408 E－mail：lrjacky＠163.com