川东北地区高密度水泥浆封层施工风险因素及施工措施——以元坝2-1井吴家坪组上返封层为例.pdfVIP

42 内蒙古石油化工 2014年第l4期 川东北地区高密度水泥浆封层施工风险因素及施工措施 ～ 一 一 以元坝2—1井吴家坪组上返封层为例 马来功，张麦云 ，刘建军 (中原油田 下特种作业公司，河南 濮阳 457164) 摘 要 ：川东北地 区的气井基本都具有超深、高温高压、高含硫化氢的特点，这些特点对水泥浆封层 施工的影响很大，并且在水泥浆封层的施工过程 中本身就存在地面因素、井下因素和水泥浆体系等多方 面因素的影响。在整个施工过程 中从取样化验到探灰面试压合格 ，任何一个环节 出现问题轻则造成注灰 封层失败 ，重则造成水泥浆在管柱 内凝 固(俗称灌香肠)及将管柱 固在井内(俗称插旗杆)等重大工程事 故 。本文通过元坝2一l井吴家坪组多次水泥浆注灰封层施工至成功的实例 ，针对川东北地 区气井的特 点，对水泥浆封层施工进行风险因素分析，从而采取有效的措施确保注灰封层施工的成功率。 关键词：超深 ；高温高压；高合硫化氢；水泥浆体系；注灰封层 中图分类号：FE256 文献标识码 ：A 文章编号 ：1oo6—7981(2014)14一O042—03 1 元坝2一l井注灰封层情况 3m，排液56m。；采用连续油管液氮气举排液151：11。，敞 四川盆地川I中低缓构造带北缘元坝 区块元坝2 放求产，孔板5ram，测试气产量635m。／a。用密度 1． — 1井井深7062．39m，全井筒为7—1／2油层套管， 92g／cm。的泥浆循环压井测后效，泵压13—14MPa， 是一 口高温、高压、高含硫化氢的超深气井。该井设 排量0．55m。／re_in，洗井深度6857．75m，出口点火燃， 计试气层段二叠统吴家坪组、长兴组、下三叠统飞仙 焰高1．5—4m，持续燃烧 12min，测得气体一h返速度 关组、雷 口坡组及陆相须家河组、自流井组共 6层 。 10m／h，起出射孔酸压测试三联作管柱，射孔率 其中，吴家坪组进行试气施工结束后，采用高密度水 1OO 。 泥浆注灰封层上返，注灰过程中由于地层高压、气侵 等影响了注灰施工效率 ，现场注灰三次 ，方封层成 功 ，为上返试气创造了有利条件 。 1．1 前期试 气情况 吴家坪组试气井段 7020．0--7030．0m，试气管 柱组合见图1。三联作钎柱下至设计位置，射孔后正 试挤活性水，泵压 97M]i’a，地层不吸液；提高泵压至 100MPa正试挤7次，共挤入活性水1．7m。。油管正 替密度2．35g／cm。的泥浆 15m。，泵压92MPa地层开 始吸液，泵压 91一})3．6—95．3MPa，排量0．4—0．45 — 0．48m。／min，停泵压力 87．6MPa，测压降 10min 降至83．7MPa，共挤入活性水7．5m 。油套压放至0， 油管返 出液约4m。，用清水反替出油管 内泥浆后 敞 放，油压0，出口火焰高0．2—0．5m，气产量580m。／d。 为了进一步认识储层，试挤求产后加重酸酸压施工： 油管替入密度 1．31g／cm。的加重酸25．9m。，操作 OMNI阀至测试位，正侪加重酸 99m。、滑溜水 l1． 2m。，施工泵压96一一97MPa，停泵压力 93．6MPa，油 管敞放排液，油压 0，出口橘黄色火焰，焰高 0．2—0． 元坝2—1井吴家坪组一段组加重酸测试联作管柱图 收稿 日期 ：2014—05—1O 作者简介：马来功，男，工程师，于2010年毕业于西安石油学院石油工程专业，现从事试 (油)气工艺技术及研究工作。 2014年第14期 马动等JIl北地区密度术j5裳封层施工其蛋目及施工措花——烈元埂2—1丰吴家坪组上适封层为倒 43 1．2 注灰封层情况 成施工的失败 ，甚至造成重大工程事故 。例如施工中 第 一次注灰 ：下注灰封层管柱 至深度 7059． 动力提升系统出现问提 ，无法将管柱上提至反洗井 36m，用密度1．92g／cm 的泥浆反循环洗井 2．5周， 位置 ，只有将