Сычуань Хуншен Нефтяное Инженерное Техническое Обслуживание Лтд

Телефон

language

Новости информация

Новости

Главная страница

Ма Шен 1 Технология цементной скважины

Время выхода:

2016-06-05

Входит в категорию:

Технический форум

Резюме：Ма Шень 1-это разведочная скважина, развернутая разведочным отделением Sinopec в высокогорном участке на задней части дороги в структурном поясе Наньба на северо-востоке Сычуани. Главный инспектор Храмовой группы Короля Драконов и Верхней Авроры. Проектная скважина имеет глубину 8280 м и фактическую глубину 8418 м. В настоящее время это самая глубокая скважина в Китае, а также самая глубокая скважина на суше в Азии, самая глубокая скважина в Азии и самая глубокая прямая скважина в Азии. Бурение было открыто 15 июня 2014 года и завершено 21 января 2016 года. Период бурения составляет 587 дней. Команда по бурению скважин: 90106ZY, группа по строительству цементных скважин: Юго-западный проектный отдел цементных скважин Чжунюань, подразделение по обслуживанию цементных растворов: Sichuan Hongsheng Petroleum Engineering Technology Service Co., Ltd. взяла на себя техническое обслуживание цементных цементных цементных скважин, за исключением 7 скважин.

Сычуань Хуншен Нефтяное Инженерное Техническое Обслуживание Лтд Он Цуньлян

Предисловие

Ма Шень 1-это разведочная скважина, развернутая разведочным отделением Sinopec в высокогорном участке на задней части дороги в структурном поясе Наньба на северо-востоке Сычуани. Главный инспектор Храмовой группы Короля Драконов и Верхней Авроры. Проектная скважина имеет глубину 8280 м и фактическую глубину 8418 м. В настоящее время это самая глубокая скважина в Китае, а также самая глубокая скважина на суше в Азии, самая глубокая скважина в Азии и самая глубокая прямая скважина в Азии. Бурение было открыто 15 июня 2014 года и завершено 21 января 2016 года. Период бурения составляет 587 дней. Команда по бурению скважин: 90106ZY, группа по строительству цементных скважин: Юго-западный проектный отдел цементных скважин Чжунюань, подразделение по обслуживанию цементных растворов: Sichuan Hongsheng Petroleum Engineering Technology Service Co., Ltd. взяла на себя техническое обслуживание цементных цементных цементных скважин, за исключением 7 скважин.

Глубина цементированной скважины достигла высоких внутренних показателей: глубина 959,64 м под обсадной обсадной трубой для открытия скважины φ 346,08 φ 339,7 мм для композитной обсадной колонны для глубины 4292,85 м; глубина под обсадной обсадной трубой для трех подвесных скважин 273,1 мм и глубина под обсадной скважиной для четырех подвесных скважин составляет 6203,5 м. Длина обратной цементной скважины 5985,79 м; глубина под обсадной трубой Wucai-хвостовой цементной скважины φ 146,1 мм 8418,0 м. В этой скважине много трудностей и трудностей, с которыми сталкиваются процесс и технология цементного раствора, и она довольно представительная в северо-восточной части провинции Сычуань. В частности, небольшие скважины, небольшие зазоры, высокие температуры и большие перепады температур между четырьмя и пятью сверхглубокими скважинами являются большими проблемами и испытаниями для процесса цементирования и технологии цементного раствора. Качество цементной цементной скважины является квалифицированным, из которых качество цементной цементной скважины с четырьмя открывными и пятью открывными хвостовыми трубами является высоким.

Конструкция скважины Ма Шень 1

Порядок бурения	Размеры сверла 'Глубина скважины mm'm	Метод цементного отверждения	Размер втулки 'под глубиной mm'm	Стальной класс	Толщина стенки мм	Тип пряжки	Закрепка скважины секция m
Катетер	914,4 '50	Одиночный уровень	720'50		8,0		0-50
Открыто.	660,4 '922,73 609,6' 961	Одиночный уровень	482,6 '959,64	Н80	15,88	TP-TLM	0-959,64
Два открытия	444,5 '3232 406,4' 4295	Положительной инъекции	346,08 '727.14	TP110TS	15,37	TP-CQ	0-727,14
Два открытия	444,5 '3232 406,4' 4295	Положительной инъекции	339,7 '4292,85	TP110TS	12,19	TP-CQ	727,14-4292,85
Три открытия	311.2 '6204	Возвращать	282,6 '1518.83	ТП110ТСС	17,32	TP-NF	0 ~ 1518,83
			273,1 '3866.24	ТП110ТСС	13,93	TP-CQ	1518,83 ~ 3866,24
			284,2 '4082.89	ТП110ТСС	18,12	TP-FJ	3866,24 ~ 4082,89
		Подвеска	273,1 '6203, 5	ТП110ТСС	13,93	TP-NF	4082,89-6203,5
Четыре открытия	241,3 '7699	Возвращать	206,4 '843.48	ТП110ТСС	19,05	TP-NF	0-843,48
		Возвращать	193,7 '5985,79	ТП110ТСС	12,7	TP-CQ	843,48-5985,79
		Подвеска	193,7 '6828,51	ТП110ТСС	12,7	TP-CQ	5985,79-6828,51
		Подвеска	206,4 '7699.0	ТП110ТСС	19,05	TP-FJ	6828,51-7699,00
Пять открыты	165.1 '8418	Подвеска	146,1 '7933,47	TP125s	12,34	TP-FJ	7481,92-7933,47
			139, 7 '8149, 51	СМ2250	10,16	Сиреневый-топ-позиции	7933,47-8149,51
			146,1 '8418.00	TP125s	12,34	TP-FJ	8149,51-8418,00

Геологическая стратификация пробуренных пластов

Название пласта					Кодовое имя	Проектирование пласта		Фактический пласт
Царство	Отдел	Объединение	Группа	Сегмент	Кодовое имя	Нижняя граница (m)	Толщина (м)	Нижняя граница (m)	Толщина (м)
Мезозоя	Юрский отдел	Верхняя система	Suining Group		J3SN	615	615	630
		Чжунтун	Храм Шаншаси		J2S	2075	1460	2077	1447
			Храмовая группа Xiaxi		J2X	2345	270	2354	277
			Тысячи скал		J2Q	2725	380	2730	376
		Нижняя система	Группа артезианских скважин		J1Z	3120	395	3141	411
	Тройная система	Верхняя система	Группа Сю Цзяхэ	Пять абзацев	Т3х5	3180	60	3193	52
				Четыре абзаца	Т3х4	3260	80	3282	89
				Три абзаца	Т3х3	3345	85	3351	69
				Второй абзац	Т3х2	3455	110	3473	122
		Чжунтун	Группа Лейкопо	Четыре абзаца	T2l4	3505	50	3520	47
				Три абзаца	T2l3	3655	150	3660	140
				Второй абзац	T2l2	3755	100	3760	100
				Абзац	T2l1	3925	170	3938	178
		Нижняя система	Группа Цзялин	Четыре-пять абзац	T1j4-5	4045	120	4070	132
				Три абзаца	T1j3	4225	180	4225	155
				Второй абзац	T1j2	4395	170	4393	168
				Абзац	T1j1	4655	260	4644	251
			Группа Фэйсянгуань	Четыре абзаца	T1f4	4735	80	4738	94
				Три абзаца	T1f3	4935	200	4928	190
				Второй абзац	T1F2	5475	540	5491	563
				Абзац	T1F1	5605	130	5766	275
Палеозоя	Перми	Верхняя система	Группа Далонг		P2D	5665	60	5817	51
		Верхняя система	Wujaping Group		P2W	5795	130	5925	108
		Нижняя система	Группа Маоу		P1M	5945	150	6084	159
			Группа Qixia		P1Q	6060	115	6184	100
			Ляншаньская группа		П1л	6065	5	6188	4
	Департамент силуров	Чжунтун	Корейская группа магазинов		S2H	6265	200	6366	178
		Нижняя система	Группа плотины Сяохэ		S1X	6495	230	6604	238
		Нижняя система	Группа Longma Creek		S1l	6815	320	6920	316
	Орто	Верхняя система	Пять пиков		O3W	6820	5	6926	6
		Чжунтун	Группа пагоды		O2b	6850	30	6962	36
		Нижняя система	Группа Мэйтан		O1M	6900	50	7010	48
	Хмали	Чжунтун	Храм Кутопо		∈ 2d	7040	140	7291	281
		Нижняя система	Храм Короля Драконов		∈ 1л	7402	113	7402	111
			Canglangpu Group		∈ 1с	7580	178	7596	194
			Группа сказочных пещер		∈ 1x	7650	70	7690	94
			Группа бамбукового храма		∈ 1q	8080	430	8044	354
Протероя	Аврора	Верхняя система	Группа ламп	Четыре абзаца	Z2dy4	8280	200	8288	244
Протероя	Аврора	Верхняя система	Группа ламп	Три абзаца	Z2dy3	8418 (не изношен)	138	8418	130

Во-первых, открытие 482,6 мм обсадной колонны

Базовая информация

1), структура корпуса скважины (см. спереди)

2), производительность грязи

Плотность: 1,12 г/см³; вязкость: 78 с; потеря воды: 3,8 мл; рН 9.

3), сочетание бурового оборудования

Φ609,6 мм ST525CG сверлильный плавающий клапан 731*830 шарнир 11 "бурильная бурильная труба * 3 шарнира 602 мм 831*730 шарнир 731*731*730 шарнир 731*730 шарнир 9 1/2" бурильная бурильная труба * 6 731*630 шарнир 8 "бурильная бурильная труба * 3 631*631*630 разъемная труба 630 разъемка 8" усилитель 8540 соединитель 139,7 мм бурильная штанга ZY541 * 520 соединительная бурильная штанга.

4) Сложные ситуации

Как только он открылся 15 июня 2014 года, воздушное бурение было пробурено до 65 м, и было обнаружено, что воздух выходит за пределы трубопровода. 16-го, попытка вытащить трубопровод и восстановить трубопровод была неудачной. В скважине было сжато 15 м³ пробки и сдавливание. В пределах 30 метров все еще есть газ, и скопление не удалось; 18-дневная плотность закачки 1,92 г/см³ цементного раствора 15 м³, втиснутого в пласт 9,6 м³, и происходит конденсация. Глубина скважины на поверхности пробки была измерена 19-го, после пробки она была переключена на пенообразование, а 28 июня она была преобразована в буровое скважина на 893,66 м.

5), диаметр скважины

При отсутствии каротажа диаметр скважины рассчитывается на основе увеличения размера бурового долота на 10%, то есть диаметр скважины рассчитывается на 726,44 мм.

2. Метод цементирования

Первоначальная конструкция сухого цементирования скважины была заменена внутренней цементирующей скважиной из-за перекачки газа в буровое бурение.

3. Строительные трудности

1) Вскоре после преобразования грязи поглощение воды и расширение породы могут легко вызвать нестабильность стенки скважины, засорить кольцо и повлиять на качество уплотнения;

2) Несущая способность верхнего пласта низкая, и в процессе цементирования может быть утечка.

3) Существует определенный риск входа в большую канюлю.

4), большой колодец трудно чистить, низкая эффективность замены,

5) Большое количество цементного раствора, большое количество замещения и длительное время работы оборудования.

4. Ключевые технологические меры:

1) Принять обычную цементную систему с плотностью 1,90 г/см3 для обеспечения прочности цементного камня.

2) Тщательно разрезает колодец. С центратором, чтобы увеличить жесткий доступ бурового устройства к скважине до конца, подтвердить явление беспрепятственного движения и нести песок с большим рабочим объемом, чтобы обеспечить плавный вход обсадной колонны.

3) Метод интерполяции. После того, как вилка вставлена на место, заполните втулку чистой водой, убедитесь, что уровень жидкости воды не падает, а затем заполните раствор. После замены воды выдерните вилку и поднимите бурильную штангу.

4) После того, как цемент впрыскивается в количестве, если цементный раствор не возвращается с земли, впрыскивается 10 м3. Если цементный раствор не возвращается, он сжимает цементный раствор после 8-12 часов конденсации. Чтобы цементный раствор в конечном итоге вернулся на землю.

5, рукав

1) Трубная структура: (вниз вверх)

Набор обуви (0,57 м) 482,6 мм Сталь N80 Толщина стенки 15,88 мм пряжка TP-TLM втулка (22,64 м) Вставной плавающий обруч (0,44 м) 482,6 мм Сталь N80 Толщина стенки TP-TLM втулка 15,88 мм (919,78 м).

2), проверка интенсивности

Наружный диаметр мм

Стальной класс

Толщина стенки мм

Тип пряжки

Длина отрезка m

Кг/м на метр веса

Усталый вес t

Прочность рукава

Коэффициент безопасности

Противотянуть kN

Антиэкструзию MPa

Антивнутреннее давление MPa

Устойчивость к растяжению

Противотжимание

Устойчив к внутреннему давлению

482,6

Н80

15,88

TP-TLM

959,64

184

176,6

12839

12,3

31,78

7,12

1,38

3,18

6, цементный раствор

1) Экспериментальные условия цементного раствора:

Температура 35 ℃, экспериментальное давление цементного раствора 21 МПа, время повышения температуры и повышения давления 30 мин, время загустения измеряется в условиях постоянной температуры и постоянного давления.

2) требования к производительности цементного раствора

Плотность цементного раствора (g/cm3)	Степень течения (см)	Потеря воды (ml/6.9Mpa '30min)	Время сгущения (min)	48h Прочность на сжатие (Mpa)
1,90	³ 22	<150	190-230	³ 14

7. Строительство цементных скважин

1), нижний рукав

4 июля 2014 г. 12:00 ~ 5 июля в 11:00 под обсадной колонной 482,6 мм до глубины скважины 959,64 м; ~ 14:00 цикл; ~ 18:30 Нижний бурильный шток на месте.

2) Зажим цемент

5 июля 2014 18:24 ~ 18:58 Заметка жидкости предлежания 25 м³, ~ 21:12 Накачка водного раствора 240 м³, средняя плотность 1,86 г/см³ (самая высокая 1,98 г/см³, самая низкая 1,80 г/см³), цементный раствор только что вернулся из устья скважины; 21:20 Замена воды в буровой штанге, ~ С 3:00 бурильная штанга ожидает конденсации.

22:00 6 июля ~ 22:30 Кольцо пусто выдавливается в цементный раствор 8 м³ плотностью 1,85 г/см³.

3) качество цементирования

28 июля 2014 года в 3:00 нижнее бурение достигло цементной поверхности на 925 м (положение плавающего обруча 935,98 м), а цементная пробка высотой 10,98 м.

30 июля 2014 года, качество цементирования было квалифицированным.

8. Резюме открытия скважины

В крупных скважинных скважинах и цементных скважинах с большой обсадной трубой используется внутренняя цементирование, которое не только уменьшает количество суспензии, но и значительно сокращает время строительства. Благодаря интуитивному возврату цементного раствора, качество цементного цемента также легко гарантируется.

Вторая и вторая открывая 346,1 339,7 мм обсадная труба цементирование

1. Основная ситуация

1), структура корпуса скважины (см. спереди)

2) Свойство грязи: (хлористый калий полиаминный антиразрушенный грязевой системы)

Плотность (g/cm3)	Вязкость (s)	Первый/последний срезанный (Pa)	Грязевой пирог (мм)	Фильтр (ml/30min)	Песок (%)
1,57	65	3/7	0,5	4	0,2
YP (Па)	PV (мПа. с)	Коэффициент трения	PH	Φ600	Триллион 300
8,5	48	0,78	9	103	60
Бурение пены до глубины скважины: 1209m

3) Испытание разрушения пласта

Глубина скважины составляет 3086,12 м, давление в устье скважины составляет 3,2 МПа, плотность грязи составляет 1,65 г/см3, а пласт не сломан.

4), состояние насоса и параметры бурения

Номер насоса	Модель	Диаметр цилиндра (мм)	Водоизмещение (L/S)	Давление насоса (MPa)
№ 1, № 2	F1600	160	28	26

Максимальный объем бурения после преобразования бурового раствора: 55 л/с, максимальное давление насоса: 26 МПа.

5), сочетание бурового оборудования

Φ406,4 мм SKH616S-A1D сверло 285,7 мм вращающий инструмент 831*730 разъем 731*731 двойной 229 мм плавающий клапан 244,5 мм бурильная труба * 2 402 мм усилителя 244,5 мм бурильная труба * 4 731*630 разъемов 203,2 мм бурильная труба * 5 203 мм изгиба длинная бурильная труба 203 мм 203 мм 203 мм с ударная труба 213 мм с буровой 21-мм с буровой клапан 631 мм 12631 мм с * ZY540 разъем 139,7 мм бурильная штанга

6) Сложная ситуация-утечка скважины

Во второй скважине произошла утечка скважины на глубине 3232 м. Производительность бурового раствора: плотность 1,64 г/см3, вязкость 64S, потеря воды 4 мл, PH 8, сила сдвига 2/9pa. С 18:00 31 октября 2014 года до 10:30 9 ноября 2014 года общее время потери: 208,5 ч, утечка грязи 410,92 м³, закупорка 118,28 м³, всего 529,2 м³. Анализ состоит в том, что окно пластового давления в участке скважины в формации Суйцзяхэ узкое, а утечка скважины вызвана недостаточной способностью пластового давления.

7), диаметр скважины, данные по наклону

Диаметр скважины: Согласно данным электрических измерений, диаметр скважины бурового долота 444,55 мм составляет 463,12 мм, а коэффициент расширения скважины составляет 4,2%, диаметр скважины бурового долота 406,4 мм составляет 427,61 мм, а коэффициент увеличения диаметра скважины составляет 5,2%.

Улис колодца: максимальный уклон 3,1 °/3394 м.

Степень ноги собаки: максимальная 2,01 °/3137 м.

8), нефтегазовое отображение

Всего было обнаружено 30 слоев газа от 2251m до 3536m, из которых 13 были более очевидными:

Серийный номер	Горизонт	Сегмент скважины m	Толщина м	Полный углеводород %	Параметры грязи				Отображение поверхности слота	Полевые объяснения
Серийный номер	Горизонт	Сегмент скважины m	Толщина м	Полный углеводород %	Плотность g/cm3	Вязкость s	CL-мг/л	Температура ° С	Отображение поверхности слота	Полевые объяснения
8	J1z1	3031,00-3033,00	2,00	0.53 ↑ 8.69	1.62 ↓ 1.61	55 ↑ 56	51475	73	Пузырьки 1%	Метан из угольных пластов
12	J1z1	3119,00-3120,00	1,00	0,09 ↑ 4,95	1,64	54	55735	74	Нет.	Метан из угольных пластов
13	J1z1	3125,50-3126,50	1,00	0,41 ↑ 5,36	1,65	57	56800	74	Нет.	Газосодержащий слой
14	Т3х5	3162,00-3163,00	1,00	0,13 ↑ 4,24	1,65	55	56090	74	Нет.	Трещина содержит газ
18	Т3х4	3262,00-3263,00	1,00	0,50 ↑ 12,08	1.56 ↓ 1.55	54 ↑ 56	38340	55	Пузыри 2%	Метан из угольных пластов
19	Т3х4	3273,00-3278,00	5,00	0,36 ↑ 5,87	1,56	57	38695	57	Пузырьки 1%	Газосодержащий слой
20	Т3х3	3286,50-3287,00	0,50	1,95 ↑ 9,89	1,57	55	38695	57	Пузырьки 1%	Метан из угольных пластов
21	Т3х3	3298,00-3299,00	1,00	1,04 ↑ 11,18	1.57 ↓ 1.56	55 ↑ 56	38695	57	Пузыри 2%	Метан из угольных пластов
22	Т3х3	3308,00-3309,00	1,00	0,85 ↑ 8,25	1,56	55	39050	57	Пузыри 2%	Метан из угольных пластов
23	Т3х3	3344,00-3349,00	5,00	1,06 ↑ 8,23	1.57 ↓ 1.56	55	42600	57	Пузырьки 1%	Сланцевый газ
27	Т3х2	3375,00-3378,50	3,00	1,86 ↑ 5,68	1,57	53	42245	59	Кальцит	Газосодержащий слой
28	Т3х2	3422,50-3423,00	0,50	0,95 ↑ 4,43	1,57	56	46860	57	Пузырьки 1%	Газосодержащий слой
29	Т3х2	3461,50-3463,00	1,50	0,55 ↑ 29,89	1.56 ↓ 1.54	67 ↑ 69	48990	57	Рост 2 см	Газосодержащий слой

9), отображение после эффекта

Серийный номер	Горизонт	Глубина скважины (м)	Положение бурового долота (m)	Местоположение нефтегазовых пластов (m)	Скорость движения нефти и газа (м/ч)	Полные углеводороды (%)	Параметры грязи		Пузырьки жидкости
Серийный номер	Горизонт	Глубина скважины (м)	Положение бурового долота (m)	Местоположение нефтегазовых пластов (m)	Скорость движения нефти и газа (м/ч)	Полные углеводороды (%)	Плотность (g/cm3)	Вязкость (s)	Производство	(%)
4	Т3х4	3254,12	3249,00	3247,00-3247,50	48,17	1,98 ↑ 3,93	1,57	67	Нет.
7	Т3х2	3414,05	3414,05	3375,00-3378,00	13,81	0,72 ↑ 4,54	1,58	60	Нет.
8	Т3х2	3444,05	3442,97	3422,50-3423,00	15,33	0.18 ↑ 2.77	1,56	76	Нет.
9	Т3х2	3465,85	3444,35	3461,50-3463,00	197,07	0,85 ↑ 4,63	1.56 ↓ 1.55	67 ↑ 69		1
11	Т3х2	3472,66	3462,06	3461,50-3463,00	25,42	0,07 ↑ 0,93	1,57	67	Нет.
12	Т3х2	3472,66	3461,42	3461,50-3463,00	15,84	0,58 ↑ 7,72	1.57 ↓ 1.56	73 ↑ 76		1
13	Т3х2	3493,26	3407,81	3461,50-3463,00	13,59	0,69 ↑ 3,02	1.57 ↓ 1.55	75 ↑ 77		1
14	T2l3	3827,10	3517,08	3532,50-3536,00	21,10	0,70 ↑ 1,28	1.58 ↓ 1.57	84 ↑ 85	Нет.

2. Метод цементирования

Первоначальная конструкция была классифицирована для цементирования, и скважина была потеряна во время строительства цементирования первого уровня.

3. Основные технические трудности

1) Коробка скважины 339, 7 мм, 346,05 мм, плавающая вес 453 тонны, тяжелая нагрузка на оборудование, большая обсадная труба жесткая, а группа Цзялинцзян содержит пасту. Существует определенный риск того, может ли обсадная труба быть безопасной на месте.

2) Большая скважина, большая кольцевая пуста (80,42 л/м), длинные невооруженным глазом (3333 м), цементный раствор легко смешивается во время транспортировки, и он предъявляет высокие требования к стойкости к загрязнению цементного раствора, трудно добиться турбулентности и улучшить эффективность замены. трудно.

3) Утечка произошла во время бурения, и существует риск утечки скважины в процессе цементирования.

4) Большое количество золы, большое количество суспензии, длительное время строительства и длительное время сгущения оказывают определенное влияние на прочность цементного раствора.

5) Один раз цементировать скважину, легко протекают и трудно предотвратить крен, двухступенчатое цементирование скважины, существует риск того, что иерархический обруч не может быть открыт нормально, а вторичный цементирующий обруч не может быть закрыт нормально.

6), бурение имеет много слоев газа, длинный участок распределения, и задача по цементирование и предотвращению переброски является тяжелой.

4. Основные технологические меры

1) Принять двухступенчатую двухступенчатую технологию цементного раствора для цементного цемента. Классификационный обруч стабилен в пласте около 2700 м, а диаметр скважины является регулярным. Вторичная цементная скважина использует систему цементного раствора с двойной конденсацией и двойной плотностью, с плотностью хвостовой суспензии 1,90 г/см3, плотностью воротника 1,60 г/см3 и интерфейсом двойной конденсации 1500 м.

2) Увеличьте жесткость бурового приспособления и тщательно прочесайте скважину. Последняя поездка бурильного устройства: 406.4 бурильная бурильная бурильная труба 1 Ф402 мм спиральный усилитель 11 "бурильная бурильная труба 1 Ф402 мм спиральный усилитель 11" бурильная бурильная труба 9 "бурильная труба 3 8" бурильная труба 5 1/2 ", после того, как скважина проходит до конца, она полностью циркулирует, чтобы убедиться, что скважина чистая и беспрепятственно застряла.

3) Сделайте хорошую работу по испытанию давления в пласте, чтобы эквивалентная плотность дна скважины достигла 1,72 г/см3.

4) Используйте плотную суспензию, чтобы нести песок перед обсадной трубой, чтобы полностью нести обломки породы в скважине для достижения цели очистки ствола скважины.

5) Выберите сортировочный обруч континентального шельфа и попросите инженеров-производителей пойти на площадку для проверки и использования скважин.

6) Нижние 5 канюли покрыты шелковой пряжкой, а остальные канюли покрыты резьбовым уплотнителем. Каждый следующий рукав заполнен пульверизом один раз.

7) Уменьшите липкость грязи, уменьшите перемешивание во время транспортировки, уменьшите содержание песка и предотвратите блокировку закрытой втулки из-за осаждения песка во время ожидания и замерзания первого уровня или прерывистого верхнего цикла, что повлияет на закрытие ступени.

8) Чтобы обеспечить плавное открытие ступенчатого обруча после завершения цементирования первого уровня, цементная машина заменяет защитную жидкость 15 м3 на ступенчатый обруч при цементировании первого уровня. В то же время, для обеспечения безопасности строительства цементного цементного раствора первой ступени 8m3 используется цементный раствор с плотностью 1,80 г/см3 в качестве переходной суспензии.

9) Для замещения первой ступени используется отягощенный грязевой раствор 125 м3 с плотностью 1,80 г/см3, чтобы уменьшить разницу давления внутри и снаружи трубы ниже градуировочного обруча после окончания замещения, второй ступень заменяет исходный ствольный раствор.

10) Из-за гибкой резиновой пробки для цементирования первой ступени не будет принудительно прикасаться к цементируемой скважине, чтобы избежать пустоты. Во вторичном цементировании, если во время закачки цементного раствора происходит утечка, цементный раствор не возвращается на землю, и он должен быть удален из устья скважины.

11) Все оборудование будет проверено перед строительством, а оборудование будет проверено на пробную эксплуатацию и исправлено перед заливкой цемента, чтобы обеспечить непрерывную и стабильную конструкцию. Команда скважин должна проверить грязевой насос, измерить эффективность использования воды и сделать хорошую работу по измерению суспензии.

12) Меры по предотвращению утечек: ① В случае утечки, заблокируйте пропущенный участок перед обсадной трубой. ② Строго контролируйте скорость опускания обсадной колонны. После того, как градуированный обруч входит в скважину, каждое время опускания составляет не менее 90 секунд, а каждое время опускания колонны-не менее 120 секунд. ③ Отрегулируйте характеристики грязи и уменьшите липкость после того, как циркуляция верхнего течения небольшого смещения будет нормальной. ④ Выбросы закачки золы и суспензии должны быть отрегулированы разумно в соответствии с условиями возвратной суспензии кольца и изменениями давления конструкции. ⑤ Добавьте соответствующее количество волокон к первой цементированной хвостовой суспензии.

13) Конкретно сформулировать технические меры и меры предосторожности для каждого звена, в том числе: сквозные скважины, нижняя обсадная труба, параметры инструментов нижней обсадной колонны, параметры и использование сортировочного обруча, меры предосторожности при цементировании и аварийные меры, подвеска шпинделя головки втулки;

5. Технические меры цементного раствора

1) Первичная цементная цементная цементная система используется в двухконденсированной цементной суспензии: воронная суспензия использует систему цементного раствора с плотностью 1,90 г/см3, хвостовая суспензия использует систему цементного раствора с плотностью 1,90 г/см3. Интерфейс двойной коагуляции 2900 м. Сила подвижного среза цементного раствора больше, чем сила подвижного среза цементного раствора, что уменьшает перемешивание и повышает эффективность замещения.

① Экспериментальные условия цементного раствора первого уровня

Экспериментальная температура 87 ° C, давление 75 МПа, время повышения температуры 90 мин, время загустения измеряется при постоянной температуре и постоянном давлении.

② Формула цементного раствора первого уровня:

JHG + BS500(2%)+ BS600(1%)+ BS100(1%)。

③, Производительность цементного раствора первого уровня:

2. Метод цементирования

3. Основные технические трудности

3) Утечка произошла во время бурения, и существует риск утечки скважины в процессе цементирования.

4. Основные технологические меры

5. Технические меры цементного раствора

① Экспериментальные условия цементного раствора первого уровня

② Формула цементного раствора первого уровня:

JHG + BS500(2%)+ BS600(1%)+ BS100(1%)。

③, Производительность цементного раствора первого уровня:

Проекты	Первичный воротник		Первичная хвостовая мякоть
Проекты	Дизайн	На самом деле	Дизайн	На самом деле
Плотность (g/cm3)	1,90	1,90	1,90	1,90
Потеря воды (мл)	≤ 100	58	≤ 100	64
24-часовая прочность на сжатие (Mpa)	≥ 14	14,5	≥ 14	15
72-часовая прочность на сжатие (Mpa)	≥ 14	20,2	≥ 14	22
Начальная консистенция (Bc)	≤ 20,0	20	≤ 20,0	20
Время сгущения 100Bc (min)	380-420	388	240-300	246
Время высокой плотности (1,93 г/см³, мин)	380-420	374	240-300	242
Время загустения простоя (120min простоя 50min,min)	380-420	383	240-300	/
Степень текучести	≥ 22	22	≥ 22	22

④ Показание реологического раствора цементного раствора первого уровня:

87 ℃	Φ600	Триллион 300	Φ200	Φ100	Φ6	Φ3
Воротник	205	124	95	57	8	6
Хвостовая мякоть	215	130	105	60	12	9

⑤ Эксперимент по совместимости цементного раствора первого уровня

Воротник	Хвостовая мякоть	Мойка	Пилотная мякоть	Жидкость для прессования	Зажимная мякоть	Время сгущения
70%		20%	10%			385min не густые
33%		33%	33%			392min не толстый
	70%			20%	10%	200min не толстый

2) Вторичный цементный цементный раствор с двойной конденсацией и двойной плотностью: в воротной суспензии используется расширенный цементный раствор с низкой плотностью 1,60 г/см3, хвостовая суспензия использует цементную суспензию с плотностью 1,90 г/см3. Интерфейс двойной коагуляции 1500 м.

①, Условия вторичного цементного раствора:

Температура 56 ℃, давление 45 МПа, повышение температуры и время повышения давления 70 мин; время загустения измеряется при постоянной температуре и давлении

② Формула цементного раствора второго уровня:

Воротник: JHG + BS500(2%)+ BS600(1%)+ BS100 (2,6%) + PZ(18%)+ WG (2,4%) + BS200R-2 (1,3%) + BS300 (0,6%)

Хвост: JHG + BS500(2%)+ BS600(1%)+ BS100(2%)+ BS200R-2 (1,45%) + BS300 (0,375%)

③, Производительность цементного раствора вторичного цементного цемента

Проекты	Вторичный воротник		Вторичная хвостовая мякоть
Проекты	Дизайн	На самом деле	Дизайн	На самом деле
Плотность (g/cm3)	1,60	1,60	1,90	1,90
Потеря воды (мл)	≤ 100	64	≤ 100	60
72-часовая прочность на сжатие (Mpa)	≥ 7	10	≥ 14	23
Начальная консистенция (Bc)	≤ 20,0	19	≤ 20,0	22
Время сгущения 100Bc (min)	240-330	326	240-330	301
Время высокой плотности (0.03g/cm3,min)	240-330	243	240-330	245
Степень текучести	≥ 22	22	≥ 22	22

④ Показание реологического цементного раствора вторичного цементного цемента:

Название	Φ600	Триллион 300	Φ200	Φ100	Φ6	Φ3
Воротник	298	225	175	110	11	6
Хвостовая мякоть	290	161	143	62	8	5

⑤ Эксперимент по совместимости цементного раствора вторичного цементного цемента

Большой образец воротника	Большой хвост	Мойка	Пилотная мякоть	Чистая вода	Зажимная мякоть	Время сгущения
70%	-	20%	10%	-	-	287min не толстый
33%	-	33%	33%	-	-	363min не толстый
-	70%	-	-	20%	10%	120min не толстый

6, нижний рукав

10 января 2015 года 14:00 ~ В 17:00 12-го числа обсадная труба была возвращена к глубине скважины 3259,37 м, и она не вернулась к устью скважины 3703,59 м.

1) Трубная структура (снизу вверх)

Название	Размер × стальной класс × толщина стенки × тип пряжки	Нижний глубокий (м)
Подвеска для оправки		15,57
Двойной короткий фестиваль	F346,08 мм × TP110TS × 15,37 мм × TP-CQ	16,82
Втулка	F346,08 мм × TP110TS × 15,37 мм × TP-CQ	726,14
Конвертируйте соединения	346.08mm до 339.7mm	727,14
Втулка	F339,7 мм × TP110TS × 12,19 мм × TP-CQ	2700,47
Градуировный обруч	Ф339.7mm × TP110TS × TP-CQ (континентальный шельф)	2701,59
Втулка	F339,7 мм × TP110TS × 12,19 мм × TP-CQ	4248,04
Ударить короткую секцию	F339,7 мм x 12,19 мм × TP-CQ	4248,35
Втулка	F339,7 мм × TP110TS × 12,19 мм × TP-CQ	4259,31
Плавающий обруч 2	F339,7 мм x 12,19 мм × TP-CQ	4259,61
Втулка	F339,7 мм × TP110TS × 12,19 мм × TP-CQ	4270,13
Плавающий обруч 1	F339,7 мм x 12,19 мм × TP-CQ	4270,44
Втулка	F339,7 мм × TP110TS × 12,19 мм × TP-CQ	4292,15
Плавающая обувь	F339,7 мм x 12,19 мм × TP-CQ	4292,85

2), этот слой и верхний обсадный корпус производительность таблицы

Наружный диаметр мм	Стальной класс	Толщина стенки мм	Тип пряжки	Кг/м на метр веса	Обруч наружный диаметр мм	Прочность на растяжение kN	Противоэкструзия Mpa	Прочность к внутреннему давлению Mpa
482,6	Н80	15,88	TP-TLM	184,00	516	12839	12,3	31,78
339,7	TP110TS	12,19	TP-CQ	101,29	365,13	9514	21,79	47,64
346,08	TP110TS	15,37	TP-CQ	124,34	371,48	11745	35,3	59,0

3), проверка прочности обсадной колонны

Открыто	Наружный диаметр мм	Серийный номер	Сегмент скважины m	Длина отрезка m	Стальной класс	Толщина стенки мм	Тип пряжки	Один вес кг/м	Сегментный вес t	Усталый вес t	Коэффициент безопасности
											Устойчивость к растяжению	Противотжимание	Устойчив к внутреннему давлению
Два открытия	346,08	1	0 ~ 727,14	727,14	TP110TS	15,37	TP-CQ	124,34	90,40	451,58	2,60	/	/
	339,7	2	727,14 ~ 4292,54	3565,40	TP110TS	12,19	TP-CQ	101,29	361,18	361,18	2,63	1,08	1,07

Примечание:(1) Сегментный вес и усталый вес-это вес втулки в воздухе, удельный вес грязи 1,57 г/см³ и коэффициент плавучести 0,80. Внешнее давление экструзии втулки рассчитывается как 30% выдолбления, а сопротивление внутреннему давлению составляет 0,66.

(2) Плавающая масса втулки ниже ступенчатого обруча составляет 185,97 т, а натяжение-270,55 т.

4), размещение центратора

Невооруженным глазным сегментом 959,64 м-4292,85 м (размер сверла 444,5 мм) на каждые 6 упругих центраторов, всего 35; перекрывающиеся сегменты 727,14 м ~ Один жесткий центратор на каждые 5 959,64 м, всего 3.

Сегмент втулки 346.08 мм (0 ~ 727,14 м) представляет собой толстую, тонкую муфту без центратора.

7, цементное цементирование строительство

1), первый уровень залитого грязевого раствора

13 января 2015 года, в 22:00, было решено, что утечки не будут заблокированы, и было проведено цементирование. Строительство началось в 2:20 14-го, а строительство было завершено в 8:10. В течение всего периода строительства устье скважины не возвращалось.

Запись строительства цементирования первого уровня:

Серийный номер	Время	Содержание работы	Плотность жидкости (g/cm3)	Водоизмещение (m3/min)	Количество жидкости (m3)	Давление насоса (MPa)
1	14 2:20 ~ 2:40	ПРИМЕЧАНИЕ ПЛА	1,40	2,5	30	20
2	2:40 ~ 2:45	Испытание давления в трубопроводе				25
3	2:45 ~ 3:00	Мойка	1,02	1,5	16	10
4	3:10 ~ 3:17	Цементный раствор первого сорта	1,90	2 ~ 2,5	10	6 ~ 8
5	3:17 ~ 4:25	Первичная цементная суспензия	1,90	2 ~ 2,5	83	6 ~ 8
6	4:25 ~ 4:30	Переверни ворота, выпусти резиновую пробку
7	4:30 ~ 4:34	Пробка для прессования	1,02	1,0	4	0
8	4:35 ~ 5:15	Для грязи	1,80	2,5	70	2 ~ 3
9	5:15 ~ 5:40	Для грязи	1,57	2,5	40	2 ~ 3
10	5:40 ~ 5:50	Защитная жидкость для автомобилей	1,02	1,5	15	0
11	5:50 ~ 7:05	Для грязи	1,57	2,5	202,54	2 ~ 3
12	7:05 ~ 7:10	Прикосновение				4↗8

Рассмотрим после нажатия: ① нет возврата во всем процессе строительства; ② основной слой утечки 3232 м ниже 2700 м градуированного обруча; ③ Открытие градуированного обруча усугубит утечку цементного раствора в цементной скважине первого уровня; ④ Давление в обсадной трубе после открытия градуированного обруча является рискованным; ⑤ Вторичная твердая скважина может использовать устье скважины, чтобы отжимать цементный раствор. Было решено не бросать гравитационную пробку и не открывать градуировочный обруч, чтобы дождаться конденсации.

В период ожидания, ~ В 23:00 14-го числа в кольцо четыре раза заполнили 51 м³ клея; ~ 15: 00 в 1:00 впрыска 17 м³ с плотностью 1,56 г/см³ с концентрацией 30%.

2) Вторичный цементный цементный раствор из устья скважины

①, Первый раз, чтобы отжать цементный раствор в воздухе (1:00 15 января ~ 4:00)

Данные о строительстве вторичного цементного раствора:

Серийный номер	Время строительства	Содержание работы	Плотность жидкости (g/cm3)	Водоизмещение m3/min)	Количество жидкости (m3)	Давление насоса (MPa)
1	15: 00 ~ 1:15	Сжатие цементного раствора	1,85	1 ~ 1,5	20	1 ~ 2
2	1:15 ~ 2:26	Сжатие цементного раствора	1,60	1 ~ 1,5	106	1 ~ 2
3	2:26 ~ 4:00	Сжатие цементного раствора	1,90	1 ~ 1,5	141	1 ~ 2
4	4:00 ~ 17-е 2:30	Хоу Нин

Измерение уровня жидкости в кольце во время ожидания и конденсации:

Глубина скважины была измерена в 6:00 15 января в 240 м, а в 7:00-в 247 м.

16 января, в 17:30, после того, как автомобиль для мониторинга уровня жидкости прибыл на место скважины, уровень жидкости измеряется: 18:00 246 м; 19:00 уровень жидкости 247 м; 20:00 уровень жидкости 245 м; 22:00 уровень жидкости 247 м; 22:00 уровень жидкости 243 м; 23:00 уровень жидкости 247 м; 17:00 уровень жидкости 245 м; уровень жидкости 249 м в 1:00 17-го, уровень жидкости 245 м в 2:00 17-го.

②, Вторая обратная отжатия цементного раствора (2:30 17 января ~ 3:30) Сжатый цементный раствор 15,8 м³ со средней плотностью 1,90 г/см³, строительство нормальное, земля перестает сжимать цемент после возвращения цементного раствора.

17 января 3:30 ~ В 6:00 19-го числа было задержено 10 МПа, и в конце ожидания не было падения давления.

3) качество цементной скважины:

31 января 2015 года в 12:00 электрический акустический амплитуда был в основном закрыт. Качество цементной скважины квалифицировано.

8. Второй открытый цементный узел

1) В случае утечки цементный раствор трудно вернуться в предполагаемое положение. Это не неосуществимый способ сделать позитив.

2) В случае утечки цементирование скважины без открытия градуировного обруча гарантирует общую герметичность обсадной колонны.

3) Высота анти-экструзии должна быть как можно больше, а плотность цементного раствора должна быть как можно выше, что хорошо для качества уплотнительной секции.

4) Ситуация на месте постоянно меняется. Для обеспечения безопасности и качества цементирования могут быть приняты некоторые соответствующие чрезвычайные меры.

В-третьих, три открытия 273,1 мм обсадной колонны

1. Основная ситуация

1), структура корпуса скважины (см. спереди)

2) Свойство грязи: (Полисная серная система против обрушения грязи)

Плотность (g/cm3)	Вязкость (s)	Первый/последний срезанный (Pa)	Грязевой пирог (мм)	Фильтр (ml/30min)	Песок (%)
2,0	61	5/14	0,5	4,2	0,2
YP (Па)	PV (мПа. с)	КЛ-	PH	Φ600	Триллион 300
6	44	33725	11	100	56

3), сочетание бурового оборудования

Φ311.2mHJT537GK бурильный плавающий клапан Φ203 мм бурильная бурильная труба × 11 изогнутых длинных осей с буровым ударником 631 × 520 разъемов Φ179 мм Обходной клапан Φ139,7 мм Удлинение бурильной трубы × 12 521 × ZY540 Соединитель Φ139.7 бурильная труба.

4) Испытание разрушения пласта

При глубине скважины 4300 м давление в устье скважины составляет 13,5 МПа, плотность бурового раствора 2,05 г/см3, пласт не сломан, и расчетная эквивалентная плотность дна скважины составляет 2,37 г/см3.

5) Сложные ситуации

① Утечка скважины 1: утечка произошла в 00:00 2 марта 2015 года на глубине 5373,30 м. Утечка скважины была устранена в 10:00 5 марта. Время потери составило 82 часа, а 2,02 г/см³ грязи потерял 151,67 м³.

② Утечка скважины 2: утечка произошла при бурении до 6154,45 м в 19:00 20 апреля 2015 года. Утечка скважины была устранена в 2:15 21-го, время потери было 7:15, и 2,0 г/см³ грязи 20 м³, 2,0 г/см3. Утечка 15 м3.

6), наклонный, диаметр скважины данные

Результаты электрических измерений показали, что не было нерегулярных скважин, таких как большой живот. Но есть много суженных скважин. Расчетный средний диаметр скважины составляет 315,69 мм, а коэффициент расширения скважины составляет 1,44%. Максимальный угловой угол колодца 5,74 °/5300 м.

7), состояние насоса и параметры бурения

Номер насоса	Модель	Диаметр цилиндра мм	Водоизмещение L/S	Насос давления MPa
№ 1, № 2	F1600	160	43	29

Описание: В настоящее время максимальный объем бурения: 43L/S, максимальное давление насоса: 29MPa.

8) Данные температуры скважины

Среднегодовая температура в регионе	Градиент температуры грунта ℃/100m	Глубина колодца m	Температура покоя на дне скважины	Температура рециркуляции на дне скважины
15	2,18	6187	149,87	119,9

Примечание: Экспериментальная температура временно берется при 120 ° C (в соответствии с фактической температурой на дне электрической скважины).

9), нефтегазовое отображение

Всего было обнаружено 17 слоев газа от 4329m до 6187m, из которых 8 являются более очевидными:

Серийный номер	Горизонт	Сегмент скважины m	Полный углеводород %	Параметры грязи				Отображение поверхности слота	Полевые объяснения
Серийный номер	Горизонт	Сегмент скважины m	Полный углеводород %	Плотность g/cm3	Вязкость s	CL-мг/л	Температура ° С	Отображение поверхности слота	Полевые объяснения
4	T1F1	5551,00-5554,00	0,09 ↑ 4,20	2.00 ↓ 1.99	60 ↑ 62	24850	60	Пузыри 2%	Газосодержащий слой
8	P2D	5764,00-5770,00	0.54 ↑ 9.39	2.00 ↓ 1.98	62 ↑ 65	26270	62	Пузырьки 10%	Трещина газа
9	P2W	5868,00-5868,50	0,36 ↑ 3,67	2,00	58	28755	62	Нет.	Трещина содержит газ
10	P2W	5885,00-5885,50	0,84 ↑ 4,88	2,00	60	28755	62	Нет.	Трещина содержит газ
11	P2W	5892,00-5892,50	0,55 ↑ 4,27	2,00	58	28755	62	Нет.	Газосодержащий слой
12	P2W	5893,00-5898,50	0,81 ↑ 16,79	2.00 ↓ 1.97	58 ↑ 60	29820	62	Пузыри 2%	Трещина газа
13	P2W	5905,00-5906,00	1,35 ↑ 9,33	2,00	58 ↑ 60	30175	62	Пузырьки 1%	Газосодержащий слой
17	П1л	6186,00-6187,00	0,84 ↑ 3,98	2,00	63	33725	64	Нет.	Микрогаз

10), отображение после эффекта

Серийный номер	Горизонт	Глубина скважины (м)	Местоположение нефтегазовых пластов (m)	Время покоя (h)	Скорость движения нефти и газа (м/ч)	Полные углеводороды (%)	Параметры грязи		Уровень жидкости
							Плотность (g/cm3)	Вязкость (s)	Пузырьки		Рост (m3)
							Плотность (g/cm3)	Вязкость (s)	Производство	(%)	Рост (m3)
1	P2D	5840,60	5764,00-5770,0	37,00	9,31	0,65 ↑ 2,53	1.98 ↓ 1.97	64 ↑ 65	Игольчатые отверстия	1	Нет.
2	P1M	6004,10	5905,00-5906,0	32,00	22,57	1,16 ↑ 4,49	2,00	67 ↑ 68	Нет.		Нет.
3	P1Q	6113,06	5893,00-5898,5	40,50	12,83	0.49 ↑ 4.58	2.00 ↓ 1.97	71 ↑ 72	Нет.		Нет.

2. Основные технические трудности

1) Нижний участок скважины имеет газовый дисплей при плотности бурового раствора 2,0 г/см³. Давление слоя газа высокое. Невесовая масса цементного раствора во время процесса хождирования приведет к росту газа.

2) Во время бурения произошла утечка 5373,30 м на втором участке полета и 6154,45 м в группе Далонг, и произошла утечка в группе Цыся. Защита от утечек является сложной задачей для этого цементирования.

3) В одном и том же участке невооруженным глазом сосуществуют слои воздуха высокого давления и низкого давления, легко протекающие слои, узкое окно безопасности, трудно принять во внимание стабильность давления и герметичность, что является трудностью при проектировании и строительстве цементирования.

4) Жидкость и цементный раствор имеют высокую плотность, которая предъявляет высокие требования к устройству смешивания на месте и технологии смешивания насоса.

5) Разница в плотности между цементным раствором и цементным раствором невелика, зазор в кольцевом пространстве в подвеске хвостовой трубы небольшой строительный насос с ограниченным рабочим объемом, и все секции подвески-это маленькие муфты, которые не могут быть установлены с гильзой центратора. Влияет на эффективность замены.

6) Температура на дне скважины высокая, длина закрывающего участка составляет 2120 м, а разница температур между верхним и нижним частями велика (45,6 ℃, рассчитанная на основе градиента температуры земли).

7) Разница между утяжеленным материалом цементного раствора и плотностью цемента велика, суспензия легко оседает и нестабильна, а координация между стабильностью седиментации, прочностью и реологией цементного раствора затруднена.

8), скважина Φ311,2 мм, обсадная труба 273,1 мм, небольшой зазор в кольцевом пространстве, трудно войти в обсадную трубу, а натяжение бурового оборудования невелико.

3. Основные технологические меры

1) Меры по предотвращению:

① Два конденсата цементного раствора, два интерфейса конденсации находятся на 5200 м в верхней части основного воздушного слоя на 300 м;

② Латексная цементная система с хорошими анти-коннектами для хвостовой суспензии;

③ Расчет стабильности давления воздуха в кольце и конструкция при ожидаемом конденсации, а также разумная конструкция шламовых колонн, обеспечение стабильности давления и безопасности скважинного контроля.

④ Перед цементирование скважины требуется скорость движения нефти и газа <10 м/ч, а разница плотности между импортом и экспортом <0,02 г/см3;

⑤ В течение периода ожидания и конденсации будет добавлено обратное давление на устье скважины, чтобы восполнить потерю давления невесомости цементного раствора.

2) Меры по предотвращению утечек:

① Для проведения испытания под давлением пласта используйте 2,10 грязи для циркуляции с рабочим объемом 30 л/с в течение более двух недель без пропусков.

② Контролировать время окладки обсадной колонны и бурового оборудования, не менее 45 с на одну колонну и не менее 2 мин на стойке, чтобы предотвратить чрезмерное давление возбуждения, чтобы протекать в пласт, кто-то наблюдает за ситуацией с возвратной суспензией, проверит количество выемки и обнаружит аномалии и своевременно обработает их.

③ После того, как обсадная труба опустится до проектной глубины скважины, насос будет активирован для управления циркуляцией давления 5 МПа. После того, как циркуляция будет достаточной, смещение будет постепенно увеличиваться, чтобы предотвратить утечку пласта.

④ Добавьте соответствующее количество закупоренных волокон в жидкость и цементный раствор.

3) Технические меры для повышения эффективности замены:

① Перед цементной скважиной поднимите густую суспензию, чтобы полностью промыть скважину, чтобы убедиться, что в стволе скважины нет песка, а плотность импорта и экспорта бурового раствора достигает равновесия.

② Перед цементной скважиной следует соответствующим образом уменьшить вязкость бурового раствора, плотность 2,0 г/см3, вязкость ≤ 60 с и начальную резку ≤ 6 Па. Улучшить характеристики потока грязи и повысить эффективность замены.

③ Перед цементирующей скважиной вводится новая суспензия 40 м3 с охлаждением, антикальцием и функцией промывки. Требуемая плотность составляет 2,0 г/см3, ≤ 55 с, начальное срезание ≤ 6 Па и динамическое срезанное усилие ≤ 12 Па.

④ Промывочный изоляционный раствор используется для эффективной промывки стенок скважины, изоляции цементного раствора и цементного раствора.

4), меры безопасности строительства:

① Усилить жесткую скважину бурового оборудования, сначала одну опору, затем двойную опору и снова и снова поддерживать скважину. Короткое бурование и гребля для буровых препятствий, застренных участков скважины и участков скважины с большой степенью ноги собаки.

② Закрываю жидкость в сложном участке скважины перед обсадной трубой.

③ Для подачи буровой штанги, инструментов, коротких секторов и обсадной колонны необходимо использовать стандартные датчики общего диаметра и обратить внимание на предотвращение падения, внутренний диаметр и фаски соединителя преобразования бурильной трубы соответствуют требованиям безопасности прохода резиновой пробки; Проверка и дефектоскопическая проверка.

④ Взвешивание бурового оборудования при проходе скважины, чтобы обеспечить основу для потери рук.

⑤ Испытательное давление 30 МПа до строительства цементирования было квалифицировано, и был оставлен набор запасных трубопроводов высокого давления.

⑥ Контролируйте смещение и своевременно отрегулируйте смещение в соответствии с изменениями давления насоса, чтобы обеспечить безопасность строительства.

5) Другие технические меры

① Чтобы обеспечить качество уплотнения перекрывающихся секций, необходимо соскребать трубы перекрывающихся секций, а задняя труба перекрывается на 200 м с верхней втулкой. Чтобы обеспечить качество уплотнения туфель, остается пробка 55 м. Чтобы обеспечить качество уплотнения рога, оставьте пробку на 150 м.

② Команда скважины обеспечивает точный измеренный внутренний объем бурового оборудования. Измерение замещения основано на измерении бурового резервуара команды скважины, а измерение расходомера насоса и цементирования дополняется для обеспечения точности количества суспензии.

③ Чтобы улучшить качество межфазного цементирования цементного раствора, перед цементным раствором вводится промывочный отвердитель грязи.

6), плюс меры давления

После бурения 5 колонн квадратная бурильная штанга сжимает 12 МПа. Обратите внимание на следующие моменты при добавлении обратного давления:

① Проверьте, подключен ли манометр к стояку;

② Циклическое орошение колодца, остановка насоса и закрытие колодца;

③ Используйте небольшое смещение, чтобы добавить обратное давление, и смещение контролируется в течение 10 ударов в минуту. Блоки для грязи обращают внимание на дозирование прокачки, а также на учет времени, давления и закачки;

④ Объем закачки не превышает 0,5m3. Если давление начинается, первое управление после 5 МПа, 10 мин, если давление насоса не падает, второе добавление до 8 МПа, если давление насоса не падает после 10 мин, третье давление до 12 МПа, если давление не падает, если давление остается неизменным, сохранение статус-кво; если давление снижается, то добавление до 12 МПа.

⑤ Если давление не может быть достигнуто, первый накачка достигает 0,5 м3 останова насоса, наблюдайте 10 мин, перекачивая 0,5 м3 снова, продолжайте наблюдать 10 мин, если давление начинается, нажмите шаг ④ выполнить, если давление все еще не доступно, наблюдайте 10 мин продолжать накачивать в 0,5 м3 наблюдения, накопленный объем закачки не должен превышать 5 м3 (удержание пробки 85 м);

⑥ Если объем закачки достигает 5 m3, он по-прежнему не может быть подавленным, своевременно сообщите об этом и дождитесь принятия решения;

Если оценка превышает 40%(30 МПа) от несущей способности обсадной колонны и устья скважины, своевременно сообщите об этом и дождетесь принятия решения;

Величина обратного давления учитывается в соответствии с такими факторами, как фактическая плотность цементного раствора, способность пластового давления и стабильная плотность газового ламинирования.

4. Меры цементного раствора

1), решение цементного раствора

① Используйте систему цементного раствора с двойной конденсацией, интерфейс с двойной конденсацией 5200 м. Воротная суспензия представляет собой систему цементного раствора с плотностью 2,10 г/см3, хвостовая суспензия представляет собой латексную систему цементного раствора с плотностью 2,10 г/см3.

② Используйте JHG-цемент со стабильными характеристиками и хорошей совместимости с добавками, а также отягощенные материалы с меньшим количеством примесей, хорошим распределением частиц по размеру и небольшими побочными эффектами.

③ Предпочтительная формула цементного раствора, потеря воды ≤ 50 мл, высокая устойчивость к седиментации, и требуется коэффициент устойчивости к воздухепроницаемости <3.

2) Экспериментальные условия цементного раствора:

Температура 120 ℃, давление 125 МПа, время повышения температуры 75 мин, время загустения измеряется при постоянной температуре и постоянном давлении.

3) формула цементного раствора

: JHG + BS500(2%)+ JZ-II(40%)+ GW-1(30%)+ BS100L-G(4%)+ BS200R(3%)+ BS300

-J(1%)+ BP-1A (0,5%), соотношение жидкости и твердого раствора 0,32; сухая суспензия 0,61.

: JHG + BS500(2%)+ JZ-II(40%)+ GW-1(30%)+ BS100L-G(3%)+ JR(12%)+ BS200R

(2,5%) BS300-J(1%) BP-1A(1%), соотношение жидкости и твердого раствора 0,32, доля сухой смешанной суспензии 0,61.

4), производительность цементного раствора

Проекты	Воротник		Хвостовая мякоть
Проекты	Дизайн	На самом деле	Дизайн	На самом деле
Плотность (g/cm3)	2,10	2,10	2,10	2,10
Потеря воды (мл/7MPa30min)	<50	36	<50	20
Свободная жидкость (%)	0	0	0	0
72 часа (90 ℃) прочность на сжатие (МПа)	≥ 14	17,3	-	--
48-часовая прочность на сжатие (MPa)	-	--	≥ 14	16,0
Начальная консистенция (Bc)	≤ 20,0	14	≤ 20,0	17
Время перехода 40-100BC (min)	≤ 10	1	≤ 10	1
Время сгущения 100Bc (min)	400-460	459	220-280	235
Высокая плотность времени сгущения 100Bc (min)	> 360	403	> 180	228
Стабильность седиментации (неподвижная разность плотности между верхним и нижним)	≤ 0,02	0	≤ 0,02	0

5), реологические параметры цементного раствора

Название	Φ600	Триллион 300	Φ200	Φ100	Φ6	Φ3
Воротник	235	186	119	76	9	6
Хвостовая мякоть	221	167	95	52	11	8

6), тест на совместимость

Пилотная мякоть	10%	33%	-	10%	20%	-
Изоляционная жидкость (2,05 г/см3)	20%	33%	-	10%	20%	20%
Тип I отвердителя грязевого пирога	-	-	30%	10%	20%	-
Тип II отвердителя грязевого пирога	-	-	20%	10%	20%	-
Цементный воротник	70%	33%	50%	60%	20%	-
Цементный хвост	-	-	-	-	-	70%
Грязь	-	-	-	-	-	10%
Время сгущения	420min не густые	420min не густые	420min не густые	420min не густые	420min не густые	220min не толстый

5. Строительство подвесного цементирования

1), нижний рукав

9 мая 2015 года 20:45 ~ В 20:00 10 мая обсадная труба 273,1 мм была отправлена на глубину скважины 6203,5 м в 19:00 11 мая. Цикл до 6:00,6:10, 7:25 до 12 МПа. Подвеска 6,24 м от 240 Т.↘90T, успешно сидя, продолжайте задерживать до 21 МПа, давление насоса резко падает, и шарик пропускает. Освобождение: 7:50: 5 поворотов и 5 оборотов, крутящий момент не имеет обратного хода, затем 10 оборотов, крутящий момент не имеет обратного хода, а затем 20 поворотов, чтобы освободить крутящий момент без обратного хода.

2) Трубная структура (снизу вверх)

Название	Размер × стальной класс × толщина стенки × тип пряжки	Нижний глубокий (м)
Подвеска	Ф339.7 мм × Ф273.1 мм (предоставленные компанией «Континентальный шельф»)	4087,53
Втулка	F273,1 мм × TP110TSS × 13,93 мм × TP-NF	6145,70
Шарик	F273,1 мм × TP110TSS × 13,93 мм × TP-NF	6146,07
Втулка	F273,1 мм × TP110TSS × 13,93 мм × TP-NF	6157,27
Плавающий обруч 2	F273,1 мм × TP110TSS × 13,93 мм × TP-NF	6157,54
Втулка	F273,1 мм × TP110TSS × 13,93 мм × TP-NF	6179,95
Плавающий обруч 1	F273,1 мм × TP110TSS × 13,93 мм × TP-NF	6180,22
Втулка	F273,1 мм × TP110TSS × 13,93 мм × TP-NF	6202,47
Плавающая обувь	F273,1 мм × TP110TSS × 13,93 мм × TP-NF	6203,50

3), этот слой и верхний обсадный корпус производительность таблицы

Наружный диаметр мм	Стальной класс	Толщина стенки мм	Тип пряжки	Кг/м на метр веса	Обруч наружный диаметр мм	Прочность на растяжение kN	Противоэкструзия Mpa	Прочность к внутреннему давлению Mpa
339,7	TP110TS	12,19	TP-CQ	101,29	365,13	9514	21,79	47,64
346,08	TP110TS	15,37	TP-CQ	124,34	371,48	11745	35,3	59,0
282,6	ТП110ТСС	17,32	TP-NF	115,80	293,50	7825	76	77,4
284,2	ТП110ТСС	18,12	TP-FJ	118,99	284,2	6089	80,40	67,72
273,1	ТП110ТСС	13,93	TP-CQ	91,50	293,45	7705	53,37	67,66
273,1	ТП110ТСС	13,93	TP-NF	91,44	283,00	6173	53,37	67,66

4), проверка прочности обсадной колонны

Открыто	Наружный диаметр мм	Сегмент скважины m	Длина отрезка m	Стальной класс	Толщина стенки мм	Тип пряжки	Один вес кг/м	Сегментный вес t	Усталый вес t	Коэффициент безопасности
Открыто	Наружный диаметр мм	Сегмент скважины m	Длина отрезка m	Стальной класс	Толщина стенки мм	Тип пряжки	Один вес кг/м	Сегментный вес t	Усталый вес t	Устойчивость к растяжению	Противотжимание	Устойчив к внутреннему давлению
Три открытия	282.6 обратный	0 ~ 1518,8	1518,8	ТП110ТСС	17,32	TP-NF	115,8	178,91	417,13	2,39	1,50	1,01
	273.1 обратный	1518,8 ~ 3866	2347	ТП110ТСС	13,93	TP-CQ	91,50	212,65	238,22	3,32	1,05	1,18
	284.2 обратный	3866 ~ 4082,9	216,6	ТП110ТСС	18,12	TP-FJ	118,95	25,57	25,57	30,52	1,18	1,46
	273.1 хвостовая труба	4082,9 ~ 6203,5	2120,6	ТП110ТСС	13,93	TP-NF	91,44	193,85	193,85	4,30	1,08	1,37

5), отправить сверло для проверки прочности

Наружный диаметр мм	Стальной класс	Толщина стенки мм	Один вес кг/м	Прочность на растяжение kN	Усталый вес (пустой вес) KN	Усталый вес (плавающий вес) KN	Коэффициент сопротивления при растяжении	Остаток на растяжение KN
139,7	G105	10,54	36,79	3096	3303	2456	1,26	640

Примечание:(1) Сначала повесьте, а затем подключите цементную скважину. Для расчета прочности обсадной колонны используется «Конструкция и конструкция прочности обсадной колонны (SY/T 5724-2008)».

(2) Сегментный вес и усталый вес-это вес в воздухе, а коэффициент безопасности учитывает фактор плавучести. Прочность против экструзии рассчитывается на 40%.

6), центратор

Все они не могут быть добавлены с гильзой.

7), цемент

12 мая 7:50 ~ 13:00 цикл. 13:30 ~ 16:45 Строительство цементирования без давления. ~ 18:15 Бурение 15 колонн; ~ 20:45 цикл; ~ 21:15 Бурение 2 колонны; ~ 6:00 Добавьте обратное давление, чтобы задержать давление и коагуляцию.

Запись строительства цемента

Порядок	Время строительства	Содержание операции	Рабочая нагрузка (m3)	Плотность (g/cm3)	Водоизмещение (m3/min)	Давление (MPa)
1	13:20 ~ 13:30	Тестовый контроль				30
2	13:30 ~ 13:57	Вливание насоса	40	2,15	1,5	15
3	13:57 ~ 14:12	Автоинъекционная изоляционная жидкость	15	2,05	1,0	15
4	14:12 ~ 14:14	Автомобиль Зажатый грязевой торт отвердитель типа I	2,0	1,02	1,0	16
5	14:14 ~ 14:18	Автомобиль Зажатый грязевой торт отвердитель типа II	4,0	1,02	1,0
6	14:25 ~ 14:52	Впрыскиваемый воротник	40	2,10	1,5	16
7	14:55 ~ 15:16	Впрыскивание хвостовой мякоть	32	2,10	1,5	13
8	15:16 ~ 15:18	Отпустите пробку для штанги
9	15:18 ~ 15:20	Автомобиль заменяет жидкость для прессования	2	2,05	1,0	5
10	15:20 ~ 16:11	Насос в грязь	91,0	2,0	1,8	8-17
11	16:11 ~ 16:20	Защитная жидкость для замены автомобиля	7	2,05	0,8	5
12	16:20 ~ 16:42	Насос заменяет исходную грязь	38,7	2,0	1,8-1,0	8-22
13	16:42 ~ 16:45	Прикосновение				Не касаясь
14	16:45 ~ 16:50	Разгрузка цементной головки
15	16:50 ~ 18:15	Бурение (от глубины до 3650 м)	15 колонн
16	18:15 ~ 20:45	Циркуляция промывки скважин
17	20:45 ~ 21:15	Бурение (до глубины 3591.8 м)	2 колонны
18	21:15 ~ 15-е 18:00	Гуань Цзинью давление и конденсация	4,05		6	12

8), качество цементирование

① 16 мая 2015 года в 11:00 просверлите скважину на глубину 3736,32 м и скачайте верхнюю пробку (высота 347,67 м)

② 30 мая 2015 года в 3:00 просверлите скважину на глубине 6136 м и опустите пробку (высота 10 м).

③ 20 мая 2015 г. 6:00-10:00 измеряется акустический амплитуда, качество цементирования квалифицировано.

6. Три подвесных цементных узла

Качество подвесных цементных скважин квалифицировано, но не достигло высокого качества. Основными причинами являются:

1) Все маленькие втулки хвостовой трубы не могут быть добавлены без центратора, втулка умеренно и крайне низкая, а цементное кольцо неравномерно;

2) Газовый слой активен, скорость движения нефти и газа перед цементацией высока, плотность буровой суспензии низкая, и она практически не стабилизируется.

3) Дозировка полоскания относительно мала, эффект полоскания не очень хороший, а качество связывания интерфейса не очень хорошее.

В-четвертых, три открытия 284,2, 282,6, 273,1 мм обсадной колонны для обратной фиксации

1. Технические трудности при возврате цементных скважин

1) Возможность плавного доступа к обратной вилке для достижения эффективного уплотнения является ключом к цементируемой скважине.

2) В то же время, чтобы обеспечить герметизацию обратной вилки, мы должны обеспечить достаточный тоннаж на устье скважины и требовать точного расчета запаса.

3) Один участок уплотнения длинный, а разница температур между верхним и нижним большими, что требует высокого уровня для раннего развития прочности цементного раствора.

2. Основные технические меры для цементирования

1) Отрегулируйте свойства грязи, плотность 1,70 г/см3, вязкость менее 60 с, сила сдвига менее 8 Па.

2) Соскребите верхнюю втулку, чтобы устранить грязь и обеспечить качество цементирования.

3), шлифование и фрезерование обратной трубки, что способствует эффективному уплотнению вилки.

4) Тщательно добавьте усилитель канюли, чтобы канюли эффективно центрировали.

5) Подготовьте короткие втулки различной длины и отрегулируйте втулку в соответствии с различными интервалами сжатия туба тоннажа, записанными пробной вставкой, так что давление уплотнения обратной трубки составляет не менее 20 т, а давление уплотнения вала втулки не менее 150 т.

6) Придерживайтесь строительства большого объема, чтобы повысить эффективность замены суспензии.

7) Используйте предварительно напряженную технологию для цементирования скважины и повышения давления в кольцевом воздухе 10 МПа.

3. Основные технические меры для цементного раствора и жидкости

1), цементный раствор, технология предлежания жидкости

① Для обеспечения качества цементирования в верхней части используется обычный непроницаемый и газосмоточный цементный раствор с плотностью 1,90 г/см3, а в нижней части используется упругий пластичный цементный раствор с плотностью 20 м3 1,90 г/см3. Чтобы гарантировать, что разница давления внутри и снаружи трубы находится в пределах 10 МПа, используется плотность бурового раствора 1,70 г/см3.

② Используйте цемент скважины Jiahua G, чтобы контролировать потерю воды цементного раствора ≤ 100 мл.

③ Используйте систему цементного раствора с хорошей реологической устойчивостью и хорошей стабильностью для улучшения качества уплотнения.

④ Используйте высококачественную и высокую дозу промывной жидкости серии 40m3 для обеспечения хорошего эффекта промывки.

⑤ Количество цементного раствора должно быть соответствующим образом добавлено, чтобы увеличить время контакта секции устья скважины и увеличить прочность цементного камня на устье скважины.

2) Экспериментальные условия цементного раствора:

Температура 80 ℃, давление 80 МПа, время повышения температуры 90 мин, время загустения измеряется при постоянной температуре и постоянном давлении.

3) формула цементного раствора:

JHG + BS500(2%)+ BS600(1%)+ BS100 (0,5%) + BS100L(3%)+ BS200R(2%)+ BP-1A (0,5%)

Коэффициент жидкости и твердого раствора составляет 0,44; доля сухой смешанной суспензии составляет 0,76.

4), производительность цементного раствора:

Проекты	Дизайн	На самом деле
Плотность g/cm3	1,90	1,90
Потеря воды мл/7MPa × 30min	≤ 50	48
Прочность на сжатие 72h MPa	≥ 14,0	19,8
Начальная консистенция Bc	≤ 20	18
Время сгущения 100Bc min	300 ~ 360	358
Свободная жидкость %	<0,5	0

5), реологические параметры цементного раствора

Название	Φ600	Триллион 300	Φ200	Φ100	Φ6	Φ3
Цементный раствор	225	162	96	50	6	4

6), тест на совместимость

Цементный раствор, промывочный раствор и грязевой раствор 33%:300 мин не густые, цементный раствор 70%, промывочный раствор 20%, грязевой раствор 10%:300 мин не густые.

4. Строительство трех открываний и цементирование

1), нижний рукав

22 мая 2015 года 12:30 ~ 24: 00 нижняя втулка; ~ 5:00 Попробуйте вставить и отрегулировать трубку и нижний сердечник.

2) Трубная структура (снизу вверх)

Название	Размер × стальной класс × толщина стенки × тип пряжки	Нижний глубокий м
Оправка	F273,1 мм × 110TSS × 13,93 мм × TP-CQ	14,53
Двойной короткий фестиваль	F282,6 мм × 110TSS × 17,32 мм × TP-NF	17,53
Втулка	F282,6 мм × 110TSS × 17,32 мм × TP-NF	1517,02
Преобразование коротких разделов	282,6 mmTP-NF матка × 273,1 mmTP-CQ	1518,83
Втулка	F273,1 мм × TP110TSS × 13,93 мм × TP-CQ	3865,48
Преобразование коротких разделов	273,1 mmTP-CQ матка × 284,2 mmTP-FJ	3866,24
Втулка	Ф284.2mm×TP110TSS×18.12mm×TP-FJ	4038,45
Сменить пряжку	F284,2 мм × 18,12 мм × TP-FJPE × F282,6 мм × 17,32 мм × WSP-FJ	4039,48
Дроссельный плавающий обруч	Ф282.6mm×110TSS×17.32mm×WSP-FJ	4039,76
Сменить пряжку	F282,6 мм × 17,32 мм × WSP-FJPE × F284,2 мм × 18,12 мм ×	4040,98
Втулка	Ф284.2mm×TP110TSS×18.12mm×TP-FJ	4081,42
Обратный штекер		4082,89

3), центратор

Глубина вершины участка скважины (м)	Глубина дна скважины (м)	Тип центратора	Спецификация центратора (мм)	Расстояние размещения (m)	Количество размещения (только)
0	1517,02	Малый соединитель не может быть добавен
1517,02	3865,48	Жесткость	273,1 мм центратор	55	48
3865,48	4082,89	Невозможно добавить гильзу без обруча

4), цемент

24 мая 2015 6:00-8:00 цикл;-11:30 Подготовка к цементной скважине;-16:45.

Процесс строительства

Порядок	Время строительства	Содержание операции	Рабочая нагрузка m3	Плотность g/cm3	Водоизмещение (m3/min)	MPa Давление
1	11;20 ~ 11;30	Испытание давления в трубопроводе				25
2	11;30 ~ 12:00	Сливочная жидкость	25	1,0	1,5	9
3	12;00 ~ 13:09	Впрыскивание грязи	95	1,90	1,5	10-0
4	13;09 ~ 13:10	Выпуск резиновой пробки
5	13;10 ~ 13:15	Пробка для прессования	4,0	1,0	1,0	0
6	13;15 ~ 14:52	Большой насос	188,68	1,75	1,9-2,3	0-22
7	14:52 ~ 15:20	Осадка втулки, заглушка в обратный ствол
8	15:20 ~ 16:45	Промойте устье скважины, сядьте на втулку и проверьте обратный поток
9	16:45 ~ 27-е, 6:00	Кольцевое сжатие, Хоу Нин				10
Примечание: ① Не установлена резиновая пробка и не касается давления. ② При промывке устья скважины ополаскивайте подвеску гильзы, сначала промойте водой, а затем воздухом. ③ Когда обратный патрон полностью вставлен под давлением 20t, оставшаяся нагрузка действует на подвеску головки муфты.

5) качество цементирования:

28 мая 2015 г.-20:00 просверлите скважину на глубине 3880 м, чтобы обнаружить цементную пробку (дроссельная пробка 4039,48 м, цементная пробка высотой 159,48 м), 30 мая пробка была подметана до глубины 6177 м, и была подготовлена электрическая цементная скважина. качество.

31 мая 2015 года было измерено качество цементирования на обратной секции. Качество цементной скважины квалифицировано.

5. Резюме цементирования в три раза

1) Скребок трубы для устранения грязевого пирога способствует улучшению качества межфазной цементирования.

2) Достаточное количество высокоэффективной промывочной жидкости очень полезно для удаления грязевых лепешек и улучшения состояния потока.

3) Придерживайтесь строительства большого объема от начала до конца, что способствует повышению эффективности замены.

Пять, четыре открытия 193,7 мм обсадной колонны

1. Основная ситуация

1), структура корпуса скважины (см. спереди)

2) Свойство грязи: (Полисульфид калия хлорид грязи)

Плотность (g/cm3)	Вязкость (s)	Первый/последний срезанный (Pa)	Грязевой пирог (мм)	Фильтр (ml/30min)	Песок (%)	Содержание ионов хлора (мг/л)
1,95	81	4/14	0,5	2,0	0,2	35855
YP (Па)	PV (мПа. с)	Коэффициент трения	PH	Φ600	Триллион 300
7,5	44	0,21	11	93	54

3) Испытание разрушения пласта

При глубине скважины 7050 м давление в устье скважины составляет 20,1 МПа, плотность бурового раствора составляет 1,73 г/см3, а пласт не сломан.

4), состояние насоса и параметры бурения

Номер насоса	Модель	Диаметр цилиндра мм	Водоизмещение L/S	Насос давления MPa
1	F1600	150	16	29,5
2	F1600	150	16	29,5

Примечание: максимальный объем бурения: 32 л/с, максимальное давление насоса: 29 МПа.

5) Сложные ситуации

Три утечки произошли в этом открытии, один раз во время дроссельной циркуляции и два раза при нормальном бурении, ситуация выглядит следующим образом:

Первая утечка произошла 30 июля 2015 года в 9:43 пробуренных до 7354,61 м (плотность буровой суспензии 1,73 г/см3) и была обнаружена переполнение воды под высоким давлением. Давление Guanjing составляет 7, 0 МПа, а давление втулки-8, 0 МПа, и наблюдается тенденция к росту. В 10:35 произошла утечка при уплотнении буровой скважины с плотностью 1,96 г/см3, а затем скважина и циркуляция были использованы для уплотнения скважины и возвращения в нормальное состояние в 0:00 1 августа. В течение всего процесса обводнения скважины было закачено плотность 1,95-2,00 г/см3, 692 м3 и утечка 356 м3.

Вторая утечка произошла 6 августа 2015 года, когда она была пробурена до 7405,70 м. Анализ показал, что в пласте произошла утечка трещин. В то время плотность бурового раствора составляла 1,95 г/см3, а плотность насоса во время процесса закупорки составляла 1,75 и 1,95. В общей сложности было 50 м3, 28,26 м3. Общее количество утечек составило 48,06m3, а время потери составило 11,67 h.

Третья утечка произошла 28 августа 2015 года с плотностью грязи 1,95 г/см3. Было обнаружено, что стоячее давление падает, а обратная суспензия на выходе уменьшается до потери. Утечка была проведена несколько раз до и после. Определяется, что слой утечки составляет 7120,0-7253,0 м, что является утечкой типа трещины в пласте. На этот раз совокупная потеря 532,15 м3 и время потери 10,65d.

Судя по вышеупомянутым трем случаям утечки, слой утечки распределяется между нижним участком скважины 7120-7405m.

6), диаметр скважины, данные по наклону

Согласно результатам электрических измерений, средний диаметр скважины для электрических измерений составляет 250,5 мм, коэффициент расширения скважины составляет 3,8%, максимальный уклон скважины составляет 7,76 °/6423 м, а азимутальный угол составляет 172,49 °.

7), данные температуры скважины

Среднегодовая температура в регионе (℃)	Глубина колодца (вертикальная глубина) м	Градиент температуры грунта (℃/100m)	Температура покоя на дне скважины (℃)	Температура циркуляции на дне скважины (℃)
15	7699	2,0	168,98	135,18

Примечание: 8 октября температура на дне электрической скважины составляла 160 ℃ (36 часов), а экспериментальная температура цементного раствора составляла 135 ℃.

8), буровая структура

Φ241.3mHF617HX буровая головка зубного колеса 630*431 соединительный плавающий клапан Φ177 мм бурильная труба × 3 411 × 4A10 шарнира Φ165 мм бурильная труба × 15 4A11 × 410 шарниров Φ127 мм тяжеловесная бурильная труба × 1 перепускной клапан 127 мм тяжеловесная бурильная труба × 14 Φ127 мм; 70 мм;

9) Комплексный каротажный объясните газовый слой

Номер слоя	Участок скважины (m)	Толщина (м)	Пласт	Толкование выводов	Номер слоя	Участок скважины (m)	Толщина (м)	Пласт	Толкование выводов
1	6920,0-6926,2	6,2	O3W	Газосодержащий слой	9	7205,5-7206,9	1,4	∈ 2d	Газосодержащий слой
2	6926,2-6927,9	1,7	O2b	Слой трещины	10	7233,5-7243,1	9,6	∈ 2d	Газоносный слой
3	6964,3-6965,6	1,3	O1M	Слой трещины	11	7290,3-7295,3	5,0	∈ 1л	Газоносный слой
4	6967,0-6970,3	3,3	O1M	Газосодержащий слой	12	7300,2-7301,9	1,7	∈ 1л	Слой трещины
5	7006,0-7010,0	4,3	∈ 3x	Газоносный слой	13	7302,5-7310,7	8,2	∈ 1л	Газоносный слой
6	7030,2-7036,7	6,5	∈ 3x	Газоносный слой	14	7317,9-7320,9	3,0	∈ 1л	Газоносный слой
7	7129,7-7131,4	1,7	∈ 3x	Газоносный слой	15	7335,0-7361,0	26,0	∈ 1л	Газоносный слой
8	7136,9-7138,9	2,0	∈ 3x	Газоносный слой

10), Отображение после эффекта

Серийный номер	Дата измерения	Местоположение нефтегазовых пластов (m)	Скорость движения вверх (m/h)	Полные углеводороды (%)	Параметры грязи		Пузырьки
Серийный номер	Дата измерения	Местоположение нефтегазовых пластов (m)	Скорость движения вверх (m/h)	Полные углеводороды (%)	Плотность (g/cm3)	Вязкость (s)	Производство	(%)
1	2015618	6345,00-6346,00	4,84	0.22 ↑ 2.52	1,60	68	Нет.
2	2015627	6926,00-6928,50	5,88	0,42 ↑ 1,61	1.74 ↓ 1.73	79 ↑ 80	Нет.
3	2015.8.4	7352,00-7354,61	23,85	0,05 ↑ 0,70	1.96 ↓ 1.95	70 ↑ 72	Кончик иглы	1
4	2015.8.10	7352,00-7355,00	39,73	0.10 ↑ 9.60	1.92 ↓ 1.87	64 ↑ 70	Кончик иглы	2
5	2015.8.13	7352,00-7355,00	12,24	0,05 ↑ 1,07	1,93	77	Кончик иглы	1
6	2015.8.14/15	7352,00-7355,00	8,28	0,04 ↑ 1,40	1,93	98	Нет.
7	2015.8.16	7352,00-7355,00	9,63	0,08 ↑ 0,14	1,93	70	Нет.
8	2015.8.18/19	7352,00-7355,00	9,48	0,03 ↑ 0,85	1,95	90	Нет.
9	2015.8.22/23	7352,00-7355,00	9,79	0,09 ↑ 1,39	1.94 ↓ 1.93	86 ↑ 90	Нет.
10	2015.8.27	7352,00-7355,00	11,53	0,04 ↑ 0,86	1.95 ↓ 1.94	95 ↑ 99	Нет.
11	201596	7352,00-7355,00	9,35	0,09 ↑ 0,67	1.94 ↓ 1.93	110 ↓ 100	Нет.

2. Цель и метод цементирования

Хвостовая труба используется для фиксации скважины, а затем для обратной связи, чтобы закрепить участок скважины с невооруженным глазом и участок перекрытия обсадной колонны, чтобы создать условия для следующего открытия целевого слоя и безопасного бурения.

3. Основные технические трудности цементирования

Водный слой газа высокого давления активен, и происходит утечка скважины. Существует несколько наборов систем давления для различных жидкостей. Кроме того, глубина скважины, высокая плотность бурового раствора и сложный состав.:

1) Риск попадания воды в воздух. Нижняя часть скважины имеет газовый слой и активный водный слой высокого давления. Давление в пласте высокое, и попадание воды под высоким давлением в цементный раствор серьезно повредило общую производительность цементного раствора и даже привело к срыву цементирования. Стабилизация давления, обеспечение качества цементирования водного слоя и близлежащих участков скважины, а также предотвращение потока воздуха и воды являются основными трудностями цементирования.

2) Риск утечки скважины. Три утечки произошли во время бурения, одна при переполнении скважины и две утечки при бурении. Негерметичность во время процесса обсадных труб и цементирования является сложной задачей для цементирования.

3) Трудно улучшить эффективность замены глубоких скважин:

① Геомагнитная сила глубоких пластов. В отягчающих агентами для грязи есть магнитный железный порошок. Грязевые лепешки, образованные на стенках скважин и стенках обсадных труб, толстые и упрямые, их нелегко смыть, что серьезно влияет на эффективность замещения и качество цементации интерфейса;

② Максимальный внешний диаметр корпуса подвески составляет 240 мм, односторонний зазор составляет всего 2,71 мм, наружная обсадная труба толщиной 206,4 мм в нижней части скважины 6830-7699 м, односторонний зазор 22,05 мм, небольшая площадь перегрузки по току, высокое давление насоса и ограниченное смещение конструкции. Невозможно добиться турбулентной замены, что очень вредно для повышения эффективности замены.

③ Плотность изоляционного раствора соответствует плотности бурового раствора, разница между плотностью цементного раствора и бурового раствора составляет 0,10 г/см3, а небольшая разница плотностей не способствует эффективному вытеснению.

④ Без обручающей втулки централизатор не может быть установлен. Кроме того, нижняя цементирование скважины, обсадная труба умеренно плохая, что влияет на эффект замены.

4), узкие трудности окна давления:

В одном и том же отрезке невооруженным глазом сосуществуют газ высокого давления, слой воды и слой утечки, узкое окно давления для цементирования, и трудно принять во внимание стабилизацию давления и предотвращение утечки, что является трудностью при проектировании и строительстве цементирования.

5) Глубина скважины, небольшой зазор, а нижняя втулка сложна.

Скважина 241,3 мм, глубина входа в обсадную трубу 193,7 мм 7699 м, установив внутренний рекорд глубины, а внешний диаметр обсадной трубы составляет 215,9 мм, одностороннее расстояние составляет всего 12,7 мм, зазор в кольцевом пространстве небольшой, а нижняя обсадная труба имеет большое сопротивление. Сосуществование слоя высокого давления и слоя утечки низкого давления, существует риск перепада давления, и обеспечение безопасной и бесперебойной посадки обсадной колонны является сложной задачей для цементирования.

6) Трудности в безопасности строительства.

Глубокий колодец, длинный невооруженным глазом (1496 м), циркуляционный насос имеет высокое давление и ограниченное смещение. Песок в стволе скважины нелегко циркулировать. Когда цементный раствор возвращается, его легко блокировать, особенно в подвеске, что влияет на безопасность строительства.

7) Отладка высокотемпературного цементного раствора в глубоких скважинах затруднена:

① Соляной слой высокого давления в группе Longwangmiao предъявляет высокие требования к стабильности давления и стойкости цементного раствора к солевым и водонепроницаемым способам.

② Высокая температура в глубоких скважинах, высокие требования к стабильности высокотемпературных характеристик цементной суспензии и строгие требования к времени сгущения. В то же время высокая температура оказывает большое влияние на развитие прочности цементного камня. Следовательно, цементный раствор должен обладать хорошей устойчивостью к высоким температурам с точки зрения стабильности, реологии, времени конденсации и развития прочности, а ввод в эксплуатацию цементного раствора затруднен.

③ Нижний воздушный слой, особенно водный слой, активен и имеет высокий коэффициент давления.

④ Высокотемпературные буровые растворы в глубоких скважинах имеют сложный состав и высокую степень минерализации. Цементные растворы перемещаются и перемещаются при высоких температурах в течение длительного времени, что предъявляет высокие требования к устойчивости цементных растворов к загрязнению. Обеспечение безопасности строительства является большой проблемой для цементных растворов.,

⑤ Прогноз температуры на дне скважины-это первый случай в этой области. Может быть большая ошибка в определении экспериментальной температуры цементного раствора, и может произойти сверхмедленная конденсация цементного раствора.

4. Основные технологические меры

1) Подготовка ствола скважины и обсадной трубы

① Каротажные скважины предоставляют подробные данные о двойном диаметре скважины, наклоне скважины, ориентации, температуре скважины и местоположении слоя нефти и газа.

② После завершения электрических испытаний скважина была тщательно промотана, и три центратора были добавлены один за другим для усиления конструкции буровой установки. Последний пробуренный аппарат должен быть привит три негабаритных центратора (три бурильные трубы над буровым долотом, каждая бурильная труба плюс один центратор, внешний диаметр самого нижнего центратора не менее 238 мм), гарантия, что жесткость бурового оборудования через скважину больше, чем у обсадной колонны.

③ Скважина должна быть тщательной, и скважина и участок скважины с большим изменением кривизны скважины должны быть повторно пропускают скважину и гребли скважины, а также выполнять инспекции по бурению на короткие расстояния, чтобы обеспечить плавный вход обсадной колонны; перед формальной нижней втулкой для успешного имитации нижней втулки должна использоваться самая жесткая колонна. Если есть проблема с имитацией нижней обсадной колонны, продолжайте выбирать более жесткую буровую установку, чтобы пройти через скважину, и не выполните работу нижней обсадной колонны до тех пор, пока моделирование нижней обсадной колонны не будет успешным.

④ После того, как циркуляция через скважину нормальная, большой объем (не ниже максимального объема бурения) должен циркулировать в течение как минимум двух недель, и грязь должна быть обработана, и характеристики импортного и экспортного раствора должны быть одинаковыми. При условии, что стенка скважины стабилизируется, насколько это возможно, чтобы отрегулировать характеристики бурового раствора, уменьшить трение и улучшить текучесть бурового раствора. Чтобы корпус плавно спустился в проектное положение.

⑤ После последней поездки через скважину проводится короткое бурение, а после плавного запуска твердый смазочный материал и жидкость для герметизирующего материала с высокой температурой вводили в сложный участок скважины.

⑥ Запоздалое время циркулирует в верхней части туфель.

On Когда подвеска хвостовой трубы выходит из колодца, запрещается использовать плоскогубцы для укуса корпуса, чтобы предотвратить повреждение зазора между внутренними запасными частями и избежать несчастных случаев, таких как отказ инструмента.

После того, как обсадная труба опущена, верхняя часть небольшого смещения предотвращается, чтобы предотвратить утечку пласта с высоким насосом. После нормальной работы смещение постепенно увеличивается до полного цикла промывки скважины с большим смещением. Дно скважины тщательно очищается. Плотность составляет 1,95 г/см3, вязкость грязи ≤ 65 с, начальный срезание ≤ 6pa.

Скорость движения нефти и газа до цементирования составляет <10 м/ч, а разница плотности между входом и вывозом <0,02 г/см3.

2) Технические меры для повышения эффективности замены

① Разумно спроектируйте централизатор, один на каждые 3 рукава в перекрывающейся секции и один жесткий циклонный централизатор на каждые рукава невооруженным глазом, чтобы улучшить усреднение рукава и использовать вихревой эффект для изменения состояния потока и повышения эффективности замены.

② После полного цикла обсадной колонны используйте волокнистый раствор 20 м3, чтобы нести песок в течение недели, чтобы очистить ствол скважины.

③ Принять систему комбинации жидкости перед проводом, высокоэффективной промывочной жидкости и высокосуспендированной изолирующей жидкости для эффективной промывки поверхности раздела цементирования, изоляции цементного раствора и цементного раствора и достижения времени контакта каждой суспензии не менее 7 минут, чтобы улучшить эффективность замены.

④ Пилотная суспензия, плотность 1,95 г/см3, вязкость ≤ 60 с, первоначальный срезанный ≤ 6 Па, динамическая сила срезания ≤ 12 Па.

⑤ Отрегулируйте производительность промывочной жидкости, которая может обеспечить турбулентное или эффективное вытеснение ламинарным потоком при смещении 1,0-1,2 м3/мин и повысить эффективность замещения.

⑥ Поддерживать строительство большого объема при условии сохранения подземных утечек. Для повышения эффективности замены скорость возврата кольца составляет не менее 1 м/с.

3) Предотвращение технических мер

① Эффективно стабилизировать воздушный слой, разница плотности между входом и экспортом бурового раствора составляет <0,02 г/см3, скорость движения нефти и газа составляет <10 м/ч, а значение измерения газа составляет <5%.

② Эффективно стабилизировать водный слой, разница плотности между входом и экспортом бурового раствора составляет <0,02 г/см3, скорость течения соленой воды составляет <2 м/ч, а фильтрат грязевого раствора Cl-<40000 мг/л (нормальное содержание ионов хлорида в грязевом растворе 35855 мг/л).

③ Принять весь процесс балансировки цементирования, спроектировать разумную структуру колонны суспензии и интерфейс с двумя конденсациями, оптимизировать давление и смещение строительного насоса, точно рассчитать значение обратного давления и сформулировать меры повышения давления. Перед цементацией, во время цементирования и во время охондинга прессование газа и воды было стабильным, скорость навоза нефти и газа составляла <10 м/с, а разность плотности ввоза и вывоза бурового раствора составляла <0,02 г/см3. Конкретные меры по предотвращению каннибирования включают проектирование цементного раствора и интерфейса с двойной конденсацией, расчет стабилизации давления, меры обратного давления и проектирование после конденсации.

4), герметичные технические меры:

① Требования к давлению в пласте: проведите испытание на динамическое давление в пласте, используйте тяжелую суспензию 60m3 2,10 г/см3 и вносите в скважину в течение двух недель в соответствии с рабочим объемом 28L/S.

Если утечка происходит во время процесса поднятия плотности под давлением пласта: если емкость под давлением пласта не может соответствовать проектным требованиям к плотности суспензии, структура столба и плотность суспензии должны быть отрегулированы в соответствии с фактической способностью под давлением и при условии соблюдения стабилизации давления в водном слое. И соответствующие меры; если способность к давлению в пласте далека от удовлетворения проектных требований к плотности суспензии, для обеспечения качества цементирования необходимо сначала остановить утечку, чтобы увеличить способность к давлению в пласте, а затем изменить конструкцию цементного цемента или отрегулировать плотность цементного цемента и другие меры в соответствии с фактической способностью к давлению пласта.

Если окно давления разлива пласта очень узкое, плотность суспензии выбирается в узком диапазоне окон. Плотность суспензии не превышает плотность утечки и не меньше плотности стабилизации давления. В то же время преимущество консистенции суспензии используется для цементирования.

Если перед нижней обсадной трубой возникает серьезная утечка, сначала необходимо заблокировать пропущенные участки скважины, чтобы улучшить способность пластов к давлению, а затем выполнить строительство обсадной колонны, чтобы обеспечить отсутствие утечек во время строительства цементирования.

Если во время цементирования происходит серьезная утечка, следует как можно скорее принять меры по исправлению или принять схему с положительным и обратным уплотнением скважин. При использовании схемы с положительным и обратным уплотнением следует обратить внимание на то, чтобы оставить проход для вытеснения цементного раствора, и в то же время обратить внимание на предотвращение рисков контроля скважин.

② Отрегулируйте характеристики бурового раствора, минимизируйте характеристики вязкости бурового раствора и постарайтесь вернуть цементный раствор в расчетное положение.

③ Строго контролируйте скорость опускания обсадной колонны и бурового оборудования при опускании обсадной колонны. Время опускания каждой обсадной колонны составляет не менее 45, а время опускания каждой колонны для подачи буровой установки составляет не менее 2 минут, чтобы предотвратить слишком высокое давление возбуждения в скважине; Направьте кого-то, чтобы наблюдать за ситуацией с мякопом, проверить количество вырубки и обнаружить, что отклонения были своевременно обработаны.

④ После того, как обсадная труба была децентрализована, рабочий объем насоса был небольшим или большим, и после того, как давление насоса было нормальным, он постепенно поднимался до расчетного объема.

⑤ Выбор плотности суспензии: увеличение плотности изоляционной жидкости соответствует плотности цементной суспензии, плотность цементной суспензии и хвостовой суспензии составляет 2,05 г/см3, а эквивалентная плотность кольцевой пустой жидкой колонны после цементации составляет 1,97 г/см3, что только увеличивается на 0,02 г/см3, что способствует предотвращению утечки.

⑥ Добавить 0,2% в отягчающий изоляционный раствор и цементный раствор в длину 3 ~ 5 мм блокирующее волокно для увеличения эффекта блокирования.

Use Оптимизируйте смещение строительства и примените метод строительства с переменным смещением, чтобы контролировать смещение строительства не выше, чем оборотное смещение.

5), обеспечить меры безопасности строительства

① Все буровые штанги и инструменты для доставки (включая короткие секции), а также обсадные колонны и подвесные устройства должны использовать стандартный диаметр (300 мм × Φ75 мм, 300 мм × Φ65 мм) и обращать внимание на безопасность. Строго запрещается опускание скважин. Соединения для преобразования буровой трубы требуют внутреннего диаметра и углов для удовлетворения требований безопасности прохода резиновой пробки; проверка прочности и дефектоскопическая проверка скважинных труб.

② Взвешивание бурового оборудования при проходе скважины, чтобы обеспечить основу для потери рук.

③ После того, как обсадная труба опустится до проектной глубины скважины, контролируемое давление будет циркулировать с небольшим рабочим объемом в пределах 5 МПа.

④ Испытание давления 35 МПа строительной машины до строительства цементирования было квалифицировано, и был оставлен набор запасных трубопроводов высокого давления.

6), плюс меры давления

Аналогия с фронтом. Этот отрывок опущен.

7) Другие технические меры

① Чтобы обеспечить качество уплотнения перекрывающихся секций, труба перекрывающаяся секция соскоблена, а задняя труба перекрывается на 200 м с верхней втулкой. Чтобы обеспечить качество уплотнения туфель, пробка остается 77 м. Чтобы обеспечить качество уплотнения раструба, оставьте цемент на 150 м.

② Для обеспечения точности количества суспензии команда скважины обеспечивает точный измеренный внутренний объем бурового оборудования. Измерение замены основано на измерении бурового резервуара команды скважины, дополненном измерением насоса и цементного расходомера.

③ Эксперимент с цементным раствором требует трех сторон для испытаний, и все они могут выполнить строительные работы под обсадной трубой и цементной скважиной только после удовлетворения требований.

5, цементный раствор

1) технология цементного раствора

① Предпочтительная система цементного раствора с использованием двойной коагуляции с одной плотностью и двойной коагуляцией 6800 м. Как воротник, так и хвостовая суспензия используют латексную систему цементного раствора, а плотность воротника и хвостовой суспензии составляет 2,05 г/см3.

② Латекулярный цементный раствор имеет низкую потерю воды, воротничковый раствор обладает характеристиками микро-расширения, свободная вода равна нулю или близка к нулю, а потеря воды находится в пределах 50 мл.

③ Чтобы обеспечить своевременное уплотнение водного слоя хвостовой массы, время загущения хвостовой массы не превышает времени строительства более чем на один час. Кривая сгущения воротника и хвостовой пасты загущается под прямым углом, а время перехода не превышает 10 минут. Эксперименты по дисперсному сгущению плотности 2,05 г/см3 ворса и 2,15 г/см3 хвостовой суспензии. Проведите эксперимент по рассеяному сгущению цементного раствора при температуре 130 ℃ и хвостовой суспензии 140 ℃.

④ Суспензия обладает высокой стабильностью при седиментации, а разность плотности между верхним и нижним размерами в течение 2 часов составляет менее 0,02 г/см3. Жидкость шлама хорошая. Мало того, что текучесть при высокой температуре хорошая, текучесть при низкой температуре также может облегчить строительство.

⑤ Использование цемента класса G Jiahua, который стабилен и хорошо сочетается с добавками;

⑥ Функциональные добавки используются для контроля характеристик суспензии и улучшения способности суспензии и цемента

UsОбеспечить, чтобы цементный раствор имел более высокую раннюю прочность и высокую стабильность прочности при высокой температуре. Благодаря разумному выбору кремниевого и кальциевого соотношения прочность цемента в условиях высокой температуры составляет более 14 МПа.

® Использование функциональных добавок для повышения способности цементного раствора блокировать и предотвращать утечки

Разумно отрегулируйте характеристики жидкости цементного раствора и примените функциональную жидкость для осаждения для повышения эффективности замены

Recued Сделайте эксперименты по предварному загрязнению с различными пропорциями смешивания пилотной суспензии, изоляционной жидкости, отвердителя грязевого пирога и бурового раствора. Сделайте эксперимент по последному загрязнению различных пропорций смешивания хвостовой суспензии, прессованной жидкости и замещающего раствора.

2) Экспериментальные условия цементного раствора

Температура 135 ℃, давление 145 МПа, время повышения температуры 60 мин, время загустения измеряется при постоянной температуре и постоянном давлении.

3) формула цементного раствора:

Воротник: Jiahua G-класса цемент + GW-1(40%)+ BS500(3%)+ BS600(1%)+ BS300(1%)+ JZ-II(44%)+ BS100L-G(4%)+ BS200-G(7%)+ JR(12%)+ BP-1A (0,6%)

Влажная/сухая смесь: 0,32; сухая смесь: 0,62

Хвост: Jiahua G-класса цемент + GW-1(40%)+ BS500(3%)+ BS600(1%)+ BS300(1%)+ JZ-II(44%)+ BS100L-G(4%)+ BS200-G(5%)+ JR(12%)+ BP-1A (0,6%)

Влажная/сухая смесь: 0,32; сухая смесь: 0,62

4), производительность цементного раствора

Проекты	Латекс		Латекс хвост
Проекты	Дизайн	На самом деле	Дизайн	На самом деле
Плотность (g/cm3)	2,05	2,05	2,05	2,05
Потеря воды (мл)	≤ 50	44	≤ 50	24
Свободная жидкость (%)	0	0	0	0
72h(167 ℃) Прочность на сжатие (MPa)	-	-	≥ 14	21,2
72h(135 ℃) прочность на сжатие (MPa)	≥ 14	18,6	-	-
Начальная консистенция (Bc)	≤ 20	20	≤ 20	19
Время сгущения 100Bc (min)	400-460	438	180-240	225
Высокая плотность (2,08 г/см3) время (мин)	360-400	473 (остановка)	160-220	183
Высокая температура (140 ℃) Время (min)	360-400	361	160-220	-
Высокая температура (145 ℃) Время (min)	-	-	-	145
Степень течения (см)	≥ 20	21	≥ 20	21
Стабильность седиментации (неподвижность 2 часа) Разница плотности между верхним и нижним g/cm3	≤ 0,02	0,02	≤ 0,02,	0

5),Данные реологических данных цементного раствора

Название	Φ600	Триллион 300	Φ200	Φ100	Φ6	Φ3
Воротник	282	160	116	63	8	6
Хвостовая мякоть	235	130	94	55	9	6

6)Эксперименты по загрязнению

Пилотная мякоть	Разделительная жидкость	Мойка	Воротник	Хвостовая мякоть	Грязь	Время сгущения (min)
10%	10%	20%	60%			420min не густые
25%	25%	25%	25%			Не толстый 400min
10%	20%		70%			Не толстый 400min
33%	33%		33%			Не толстый 400min
				70%	30%	212min густая

6, нижний рукав

Нижняя обсадная труба началась в 23:30 10 октября 2015 года, а обсадная труба была закончена в 2:00 12 октября, а затем транспортировка бурильной установкой. 13 октября в 19:00 буровая установка транспортирует хвостовую трубу на дно скважины и циркулирует грязевой раствор; 14 октября 6:00-7:00 перекачка 20 м3 волокнистого грязи для очистки ствола скважины;-8:00 Подвеска снимается (втулка опускается до глубины 7699 м. Вверх ствола имеет глубину 5985,79 м. 7:10 Положительный поворот 5 раз, чтобы выпустить крутящий момент 1 оборот, затем 11 раз, чтобы выпустить крутящий момент 1 оборот, а затем 15 раз, чтобы выпустить крутящий момент, чтобы сделать обратный ход полоборота, верхняя подвеска 1 м 190T не изменяется, успешно отпущена);-9:30 Подготовка к цементной скважине;

1) Трубная структура (снизу вверх)

Название тубной строки	Размер (мм) × класс стали × толщина стенки (мм) × тип пряжки	Нижний глубокий (м)
Обратный патрон		5986,99
Подвеска	F193,7 мм × TP110TSS × TP-CQ	5990,34
Втулка	Ф193.7mm × TP110TSS × 12,7mm × TP-CQ × 79	6828,51
Сменить пряжку	Ф193.7 мм × TP-CQ в Ф206.4 мм × TP-FJ	6830,01
Втулка	Ф206.4 мм × TP110TSS × 19,05 мм × TP-FJ × 75	7620,27
Шарик	Ф206.4mm×TP110TSS×19.05mm×TP-FJ	7620,62
Втулка	Ф206.4 мм × TP110TSS × 19,05 мм × TP-FJ × 1 корень	7631,74
Плавающий обруч 2	Ф206.4mm×TP110TSS×19.05mm×TP-FJ	7631,99
Втулка	Ф206.4 мм × TP110TSS × 19,05 мм × TP-FJ × 3	7665,01
Плавающий обруч 1	Ф206.4mm×TP110TSS×19.05mm×TP-FJ	7665,26
Втулка	Ф206.4 мм × TP110TSS × 19,05 мм × TP-FJ × 3	7697,97
Удлиненная плавающая обувь	Ф206.4mm×TP110TSS×19.05mm×TP-FJ	7699,0

Примечание:(1) цементная пробка в трубе 77 м;2), Этот слой и верхний слойТехнический паспорт обсадной трубы

Наружный диаметр мм	Стальной класс	Толщина стенки мм	Тип пряжки	Кг/м на метр веса	Обруч наружный диаметр мм	Прочность на растяжение kN	Прочность против экструзии MPa	Прочность к внутреннему давлению MPa
193,7	ТП110ТСС	12,7	TP-CQ	58,09	215,9	5477	80,70	87,03
206,4	ТП110ТСС	19,05	TP-FJ	87,97	206,4	4507	133,28	98,04
206,4	ТП110ТСС	19,05	TP-NF	89,97	215,9	5868	133,28	122,55
282,6	ТП110ТСС	17,32	TP-NF	115,80	293,50	7825	76,0	77,40
284,2	ТП110ТСС	18,12	TP-FJ	118,99	284,2	6089	80,40	67,72
273,1	ТП110ТСС	13,93	TP-CQ	91,50	293,45	7705	53,37	67,66
273,1	ТП110ТСС	13,93	TP-NF	91,44	283,00	6173	53,37	67,66

3), Технический паспорт буровой штанги:

Наружный диаметр мм	Стальной класс	Внутренний диаметр мм	Соединение для бурильной штанги mm	Прочность против экструзии MPa	Прочность к внутреннему давлению MPa	Прочность на растяжение t
139,7	G105	118,6	184,2	96,5	95,6	316,24
127	G105	108,6	177,8	89,6	91,7	251,61

4), Проверка интенсивности:

Наружный диаметр мм	Сегмент скважины m	Длина отрезка m	Стальной класс	Толщина стенки мм	Тип пряжки	Кг/м на метр веса	Сегментный вес t	Усталый вес t	Коэффициент безопасности
Наружный диаметр мм	Сегмент скважины m	Длина отрезка m	Стальной класс	Толщина стенки мм	Тип пряжки	Кг/м на метр веса	Сегментный вес t	Усталый вес t	Устойчивость к растяжению	Противотжимание	Устойчив к внутреннему давлению
193,7	5990 ~ 6830	840	ТП110ТСС	12,7	TP-CQ	58,09	48,80	125,25	3,37	1,03	2,13
206,4	6830 ~ 7699	869	ТП110ТСС	19,05	ТП-ФЖ	87,97	76,45	76,45	4,39	1,45	2,98

5), отправить в хвостовую трубу для проверки прочности буровой установки:

Задняя трубка наружный диаметр мм	Бурильная труба	Плавающий вес бурильной трубы и хвостовой трубы (t)	Остаток на растяжение t	Коэффициент безопасности при растяжении
Ф193.7	Φ139,7 мм G105 (толщина стенки 10,54 мм) * 2500 м	236,81	79,46	1,33
Ф193.7	Ф127mm G105 (толщина стенки 9.19mm)* 3485m	167,67	83,93	1,50

6), Расположение центратора

Секция скважины	С.	До	Тип центратора	Спецификация центратора mm * mm	Расстояние размещения (m)	Количество размещения (только)
Перекрывающиеся сегменты	5990 м	6203 м	Циклонная жесткость	193,7*228	33	6
Невооруженным глазом	6203 м	6830 м	Циклонная жесткость	193,7*228	11	54
Невооруженным глазом	6830 м	7699 м	Без муфты, центраторы не могут быть установлены.

7, цементное цементирование строительство

14 октября 2015 г. 9:30 цементирование готово;-14:30 строительство цементирования;-16:00 бурение 15 колонн (от глубины до 5560,4 м);-18:00 циркуляционный слив суспензии;-18:30 Короткое начало 5 колонн (от глубины до 5415,79 м);-6:00 задержка 12 МПа.

1) Запись о строительстве цемента

Порядок	Время строительства (min)	Содержание операции	Рабочая нагрузка (m3)	Плотность (g/cm3)	Водоизмещение (m3/min)	Давление (MPa)
1	9:30 14 ~ 9:47	Тестовый контроль				35
2	9:47 ~ 10:27	Впрыскивание пилотной целлюлозы	30	1,95	1,0	11
3	10:45 ~ 11:08	Жидкость для закачки	15	1,95	1,0	11
4	11:08 ~ 11:12	Сливочная жидкость	3	1,02	1,0	14
5	11:22 ~ 12:25	Инжекционный латекс	25	2,05	1,0	14
6	12:25 ~ 12:48	Впрыск хвостовой пасты	18	2,05	1,0	14
7	12:48 ~ 12:50	Отпустите пробку для штанги
8	12:50 ~ 12:52	Замена жидкости для прессования	2	1,95	1,0	14
9	12:52 ~ 13:27	Заменить в грязь	33	1,95	1,2-1,0	8 ~ 10
10	13:27 ~ 13:31	Защитная жидкость для замены автомобиля	2,5	1,95	0,8	16
11	13:32 ~ 14:25	Заменить оригинальную грязь	56,85	1,95	1,0	16-20
12	14:25 ~ 14:30	Нажмите, проверьте обратный поток	2,0	1,95	0,5	25-28
13	14:30 ~ 14:40	Разгрузка цементной головки
14	14:40 ~ 16:00	Сверление, непрерывное затирение	15 колонн
15	16:00 ~ 18:00	Цикл 1 неделя	182	1,95	1,8	10
16	18:00 ~ 18:30	Бурение	5 колонн
17	18:30 ~ 17-е 16:00	Гуань Цзин задержал давление и коагуляцию				12

2) качество цементной скважины:

18 октября 2015 года в 21:00 пробурен до поверхности верхних пробок 5722 м (высота верхних пробок 263,79 м).

22 октября 2015 года в 9:00 я достиг нижней поверхности 7605 м (15,27 м выше).

24 октября 2015 5:00-16:00 Электроакустический амплитуд (отрезок измерения: 5987-7615 м). Качество цементной скважины квалифицировано.

8. Четыре подвесные цементирующие узлы

1) Глубокая скважина с небольшим зазором скважины должна быть тщательно разработана и строго соблюдена, чтобы обеспечить бесперебойную обсадную трубу.

2) Система высокотемпературного цементного раствора в глубоких скважинах выбрана должным образом, производительность регулируется разумно, а высокотемпературное строительство в глубоких скважинах безопасно.

3) Качество подвесного цементного цементного колодца квалифицировано, но не достигло высокого качества, основными причинами являются:

① Солевой слой активен и влияет на акустический амплитуду.

② Количество промывочной жидкости относительно невелико, а эффект полоскания интерфейса не очень хороший, что влияет на качество цементного соединения интерфейса.

③ Высота замещения во время строительства, как правило, низкая, а эффективность замещения невысока.

Семь, пять отверстий 146,1 мм хвостовой трубы

1. Основная ситуация

1), структура корпуса скважины (см. спереди)

2), производительность грязи

Плотность (g/cm3)	Вязкость (s)	Первый/последний срезанный (Pa)	Грязевой пирог (мм)	Фильтр (ml/30min)	Песок (%)
1,43	67	2/5	0,5	2,5	0,2
YP (Па)	PV (мПа. с)	Коэффициент трения	PH	Φ600	Триллион 300
2,5	38	0081	11	81	43

3) Испытание давления разрушения пласта

Глубина скважины 7714,63 м, плотность бурового раствора 1,62 г/см3, давление в устье скважины: 25 МПа, неразрушенный пласт, эквивалентная плотность 1,95 г/см3.

4), состояние насоса и параметры бурения

Номер насоса	Модель	Диаметр цилиндра мм	Водоизмещение L/S	Насос давления MPa
1	F1600	150	15	16
2	F1600	150	15	16

Примечание: Максимальный объем бурения: 15L/S, максимальное давление насоса: 26MPa.

5), диаметр скважины и наклонный

Согласно электрически измеренному диаметру скважины, средний диаметр скважины составляет 173,63 мм, а коэффициент расширения скважины составляет 5,17%. Максимальный уклон скважины составляет 5,62 ° (глубина скважины 8365 м, азимут 297,85 °).

6), данные температуры скважины

Среднегодовая температура в регионе (℃)	Глубина колодца (вертикальная глубина м)	Градиент температуры грунта (℃/100m)	Температура покоя на дне скважины (℃)	Температура циркуляции на дне скважины (℃)
15	8418	1904	175,1	157,5

Примечание: Экспериментальная температура цементного раствора составляет 160 ℃. Температура покоя на дне электрической скважины составляет 175 ° С (48 ч).

7) Сложные ситуации

① При бурении 8053,47 м Сторона А требует забора ядра, а затем делает короткий старт, и при коротком бурении происходит утечка скважины, когда скорость циркуляции нефти и газа измеряется при коротком бурении. В это время плотность бурового раствора составляла 1,59 г/см3, а общее количество утечек скважины составляло 7,8 м3.

② Основной дисплей нефти, газа и слоя воды

Горизонт	Сегмент скважины m	Литология	Полный углеводород %	Параметры грязи		Отображение поверхности слота	Полевые объяснения
				Плотность g/cm3	Вязкость s
Z2dy4	8108,50-8112,00	Серый кремнийсодержащий, кремниевый доломит	0,08 ↑ 0,67	1,45	60	Нет.	Газосодержащий слой

Примечание: четыре сегмента газосодержащего слоя светового блока 3,5 м/1 слой.

③ Отображение после эффекта

Серийный номер	Горизонт	Местоположение нефтегазовых пластов (m)	Скорость движения нефти и газа (м/ч)	Полные углеводороды (%)	Параметры грязи		Пузырьки
Серийный номер	Горизонт	Местоположение нефтегазовых пластов (m)	Скорость движения нефти и газа (м/ч)	Полные углеводороды (%)	Плотность (g/cm3)	Вязкость (s)	Производство	(%)
1	Z2dy4	8108,50-8112,00	45,74	0,04 ↑ 5,57	1.43 ↓ 1.42	70 ↑ 74	Кончик иглы	1
2	Z2dy4	8108,50-8112,00	27,79	0,08 ↑ 7,78	1.44 ↓ 1.43	59 ↑ 62	Кончик иглы	1
3	Z2dy4	8108,50-8112,00	26,77	0,10 ↑ 6,93	1.44 ↓ 1.43	61 ↑ 64	Кончик иглы	1
4	Z2dy4	8108,50-8112,00	25,61	0,08 ↑ 8,64	1.44 ↓ 1.43	72 ↑ 75	Кончик иглы	1
5	Z2dy4	8108,50-8112,00	27,97	0,09 ↑ 11,06	1.44 ↓ 1.43	68 ↑ 72	Кончик иглы	2
6	Z2dy4	8108,50-8112,00	29,21	0.13 ↑ 5.73	1.43 ↓ 1.42	101 ↑ 110	Кончик иглы	1
7	Z2dy4	8108,50-8112,00	9,85	0.10 ↑ 9.41	1.45 ↓ 1.44	101 ↑ 108	Кончик иглы	1

8), буровая структура

① Бурение зубного колеса: Φ165,1 мм плавающий клапан головки зубного колеса Φ120,6 мм бурильная труба × 1 160 мм центратор Φ120,6 мм бурильная бурильная труба × 8 перепускных клапанов Φ88,9 мм тяжелая бурильная труба × 17 311 × ZY390 шарнир Φ101,6 мм бурильная труба × 473 ZY391 × ZY540 × 139,540.

② Буровое сверление PDC: 165.1mmPDC буровое долото с одним прямым винтовым обратным клапаном в форме стрелки Φ160 мм. Уплотнительная бурильная труба в 120,6 мм × 6 перепускных клапанов в 88,9 мм Утяжеленный бурильный шток в 17 311 × ZY390 Φ101,6 мм бурильный шток в 473 ZY391 × ZY391 × ZY540 × 139,540.

③ Сердечное бурение: Φ165,1mmPC327 Сердечное сверло Chuan 5-4 Сердечное устройство двойной плавающий клапан Φ160 мм дульный усилитель Φ120,6 мм бурильная труба × 6 перепускных клапанов Φ88,9 мм Утяжелляющее бурильное устройство × 16 311 × ZY390 Соединитель Φ101,6 мм бурильный шток × 473 ZY391 × ZY391 × ZY540 × 139,7 мм.

2. Цель и метод цементирования

Метод подвески и цементирования хвостовой трубы используется для герметизации участка открытой скважины и перекрытия обсадной колонны, чтобы создать условия для следующей операции. XGJ-A механическая подвеска хвостовой трубы на континентальном шельфе Техаса 7 5/8 "× 5 3/4".

3. Анализ трудностей цементирования и технические меры

1), глубокие скважины и высокие температуры:

Ожидается, что температура покоя 175 ° С. Глубокие скважины и высокая температура влияют на развитие прочности цементного раствора, устойчивость к седиментации, реологию и другие характеристики, а также влияют на герметичность подвески.

Целевые технические меры:

① Механическая подвеска с хвостовой трубкой, подвеска, шарик, плавающий обруч, плавающая обувь и т. Д.

② Используйте латексную систему противодегулируемой цементной суспензии с двойной плотностью и высокой температурой, которая может достигать 200 ° C. Интерфейс двойной коагуляции составляет 7900 м (200 м над слоем газа), а плотность цементного раствора составляет 1,90 г/см3. Цементный раствор требует коэффициента способности против газа <3, потери воды ≤ 50 мл и высокой устойчивости к седиментации.

③ Чтобы обеспечить развитие прочности при высокой температуре, в цементный раствор добавляется песок для повышения его стабильности прочности при высокой температуре, а также проводятся эксперименты по разработке прочности при сохранении 7d, 14d, 21d и 28d.

④ Используется цемент класса G Jiahua с хорошей стабильностью и хорошей совместимости с добавками. Цемент со стабильным временем старения зарезервирован заранее для экспериментов и строительства цементного раствора.

⑤ Сделайте хорошую работу по производительности цементного раствора и экспериментам по загрязнению, чтобы обеспечить безопасность строительства.

⑥ Мониторинг и обзор свойств цементных добавок и небольших и крупных цементных растворов на протяжении всего процесса, чтобы обеспечить стабильные характеристики цементного раствора перед цементацией и соответствовать строительным требованиям.

2) Повышение эффективности замены:

Зазор в кольцевом пространстве небольшой, теоретическое значение одностороннего зазора в кольцевом кольце невооруженным глазом составляет всего 9,5 мм, а односторонний зазор в обратной трубе подвески хвостовой трубы составляет всего 5,15 мм. Кроме того, большое давление циркуляции в глубокой скважине, и смещение конструкции ограничено, что затрудняет достижение турбулентности. В то же время хвостовая труба представляет собой несоединительную втулку, и центратор не может быть добавлен, и втулка трудно центрироваться.

Целевые технические меры:

① Используйте изоляционную жидкость с функцией промывки и высокой стабильностью осаждения, плотность 1,55 г/см3, которая имеет определенную разницу в плотности между буровым раствором и цементным раствором. Используйте изолирующую жидкость 20 m3, изолирующую жидкость добавить песок, усилить эрозию и эффект изоляции.

② Перед началом строительства вводится 30 м3 с отличными характеристиками, плотностью 1,43 г/см3, начальным разрезом ≤ 6 Па, динамическим усилением срезания ≤ 12 Па, с устойчивостью к кальцию и охлаждением пилотного шламного раствора для повышения эффективности замещения и снижения температуры ствола скважины.

③ Разумно отрегулируйте вязкость каждой жидкости в суспензии, чтобы вязкость между тремя была: цементный раствор> изолирующий раствор> грязевой раствор, и эффективность замещения была повышена за счет перепада вязкости.

④ Используйте втулку Ф146,1 мм, чтобы исправить короткие узлки, чтобы увеличить среднюю втулку без обруча, и уплотните секцию слоя воздуха.

⑤ Полная циркуляция перед закачкой грязи гарантирует, что в стволе скважины нет песка, и характеристики бурового раствора достигают баланса плотности импорта и экспорта. Перед цементой требуется плотность грязи 1,43 г/см3, вязкость ≤ 65 с и первоначальный срезание ≤ 6 Па.

3) Предотвращение:

В этой скважине есть газовый слой на 8108,5 м-8112,0 м. На цементирование необходимо обратить внимание.

Целевые технические меры:

Используя процесс балансировки цементирования, необходимо обеспечить стабильность газового ламинирования во время строительства и в течение периода ожидания и конденсации. Для этого, во-первых, спроектирована разумная структура вдувания жидкости для обеспечения динамической и статической стабильности давления цементирования., Кроме того, при использовании латексного цементного раствора с хорошими антикаратными свойствами значение SPN коэффициента противодегулируемой способности составляет менее 3.

4), герметичность:

Во время этого процесса бурения произошла утечка: теперь плотность бурового раствора составляет 1,43 г/см3, плотность цементного раствора составляет 1,90 г/см3, давление вдувания кольцевой пустой жидкости увеличивается примерно на 5 МПа. На более поздней стадии цементирования могут возникать утечки, поэтому предотвращение утечки также является одним из ключевых моментов цементирования.

Целевые технические меры:

① Убедитесь, что пласт обладает достаточной способностью нести давление, проводить эксперименты по динамическому давлению пласта или имитировать закачку грязи для проведения экспериментов по давлению и соответствовать проектным требованиям, прежде чем выполнять следующий этап строительства. Моделирование цементного наливания под давлением Экспериментальный метод: используйте грязь 35 м3 с плотностью 1,90 г/см3 и используйте смещение 15 л/с в течение двух недель.

② Строго контролируйте скорость опускания обсадной колонны и бурового устройства при входе в сегмент невооруженным глазом, время опускания каждой обсадной колонны составляет не менее 45 с, а время опускания каждой колонны составляет не менее 3 минут, чтобы предотвратить слишком высокое давление возбуждения в скважине; сообщите об отклонениях своевременно.

③ После того, как обсадная труба была децентрализована, смещение насоса было от малого до большого, и постепенно увеличивалось до проектного смещения.

④ Плотность изолирующей жидкости (1,55 г/см3) немного выше, чем плотность грязи. В то же время используется промывочная жидкость 4 м3 (плотность 1,02 г/см3), чтобы снизить давление впрыска жидкости в кольцевой воздух, что способствует предотвращению утечек.

5) Меры по подготовке ствола скважины:

② Принять буровое снаряжение Sanfu, чтобы пройти через скважину, и циркуляционный раствор большого объема (15 л/с) после завершения скважины.

③ После последней поездки скважины выполняется короткое бурение, и невооруженным глазом перед нижней обсадной трубой закрывается жидкость.

④ Перед обсадной трубой и цементной скважиной строго требуется скорость движения нефти и газа <10 м/ч, а разница плотности ввоза и вывоза <0,02 г/см3.

6) Технические меры для нижней обсадной колонны (такие же, как и предыдущие меры)

7), обеспечить меры безопасности строительства:

① Отправка бурильных труб и инструментов (включая короткие секции), а также обсадных труб и подвесок должны использовать стандартные диаметры и диаметры. Внутренний диаметр и фаски трансформаторного соединения бурильной трубы соответствуют требованиям безопасности прохода резиновой пробки. Проверка и дефектоскопическая работа.

② Взвешивание бурового оборудования при проходе скважины, чтобы обеспечить основу для потери рук.

③ После того, как обсадная труба находится на месте, сначала откройте циркуляцию насоса с небольшим рабочим объемом (давление контролируется в пределах 5 МПа), и постепенно увеличьте смещение после того, как циркуляция достаточна, чтобы избежать утечки в пласт.

④ Пробное давление строительной машины 35 МПа до начала строительства цемента было квалифицировано, и был оставлен комплект запасных трубопроводов высокого давления.

⑤ Расчетное давление насоса составляет 20 МПа, максимальное давление замещения составляет 23,6 МПа, давление касания увеличивается на 3-5 МПа, а ожидаемое давление строительства составляет до 28 МПа.

8) Хоу Нин меры

① После завершения строительства цементирования пробурите 10 колонн и поддерживайте непрерывную цементирование во время процесса бурения. После завершения бурения откачивайте циркуляцию промывки скважины. Во время цикла бурение будет активировано. После очистки цикла поднимите 5 колонн и закройте скважину. Постепенно добавьте обратное давление до 8 МПа (значение давления корректируется умеренно в соответствии с плотностью строительной суспензии) хоу Нин. Конкретная ссылка на предыдущие меры обратного давления.

② Во время процесса ожидания и конденсации назначьте специального человека для наблюдения за давлением в устье скважины. Если давление повышается, если повышение превышает 40%(30 МПа) от несущей способности обсадной колонны и устья скважины, немедленно примите меры по подавлению скважины и своевременно сообщите Стороне А о соответствующей ситуации.

③ Сделайте хорошую работу по выдержке прочности образцов цементного раствора на месте, прочность соответствует проектным требованиям, и своевременно сообщайте о Стороне А.

④ Время Хоу Нина составляет не менее 72 часов, конкретное время будет уведомлено Стороной А.

9) Другие технические меры

① Чтобы обеспечить качество уплотнения невооруженным глазом, задняя труба перекрывается на 300 м с верхней втулкой, чтобы обеспечить качество уплотнения в раме, остается пробка на 200 м, а пробка остается на 80 м для обеспечения качества уплотнения в обуви.

4, цементный раствор

1) Экспериментальные условия цементного раствора:

Температура 160 ℃, давление 135 МПа, время повышения температуры 90 мин, время загустения измеряется при постоянной температуре и постоянном давлении.

2) формула цементного раствора:

Воротник: Jiahua G + GW-1(40%)+ BS600(1%)+ BS100 (0,8%) + WD-4(1%)+ BS100L-G(8%)+ JR

(12%)+ BS200-G(5%)+ BS200R(1%)+ BP-1B(1%)+ BS300-J(2%)+ WD-2(1%)

Влажная/сухая смесь: 0,43; сухая смесь: 0,74

Хвост: Jiahua G + GW-1(40%)+ BS600(1%)+ BS100 (0,8%) + WD-4(1%)+ BS100L-G(8%)+ JR

(12%)+ BS200-G(4%)+ BS200R(1%)+ BP-1B(1%)+ BS300-J(2%)+ WD-2(1%)

Влажная/сухая смесь: 0,43; сухая смесь: 0,74

3), производительность цементного раствора

Проекты	Воротник		Хвостовая мякоть
Проекты	Дизайн	На самом деле	Дизайн	На самом деле
Плотность (g/cm3)	1,90	1,90	1,90	1,90
Потеря воды (мл/6.9MPa × 30min)	≤ 50	46	≤ 50	48
72-часовая прочность на сжатие (180 ℃ × 21MPa)	-	-	≥ 14	18,9
72 часа прочности на сжатие (155 ℃ × 21MPa)	≥ 14	16,5	-	-
Начальная консистенция (Bc)	≤ 20	16	≤ 20	12
Время сгущения (min)	440-470	562	190-220	226
Высокая плотность (1,93 г/см3) Время сгущения (мин)	400-430	446	160-190	191
Высокая температура (165 ℃)	400-430	454	160-190	187
Степень течения (см)	≥ 20	21	≥ 20	21
Свободная жидкость (%)	0	0	0	0
Стабильность оседания, неподвижность в течение 2 часов	0,02	0	0,02	0

　　4),Данные реологических данных цементного раствора

Название	Условия	Φ600	Триллион 300	Φ200	Φ100	Φ6	Φ3
Воротник	Нормальная температура	> 300	205	146	85	9	6
Воротник	160 ℃	> 300	180	130	75	8	6
Хвостовая мякоть	Нормальная температура	> 300	227	152	89	10	8
Хвостовая мякоть	160 ℃	> 300	196	135	77	9	6

　　5)Эксперименты по загрязнению

Цементный воротник	50%	70%	70%	1/3	/
Разделительная жидкость	50%	20%	10%	1/3	50%
Грязь	/	10%	20%	1/3	50%
Время сгущения	> 430 мин	> 430 мин	> 430 мин	> 430 мин	> 430 мин

5, нижний рукав

5 февраля 2016 года в 0:00 начнется опускание хвостовой трубы, а в 8:00 7 февраля будет завершена хвостовая труба, которая будет отправлена в буровое оборудование. 9 февраля в 4:30 буровое оборудование будет транспортировать хвостовую трубу на глубину 8414 м (не было обнаружено дно). Насос был открыт для цикла, и буровое устройство было отогнено на 8418 м в 10:30, и подвеска была успешно отключена.

1), дизайн туба

Название тубной строки	Размер (мм) × класс стали × толщина стенки (мм) × тип пряжки	Нижний глубокий (м)
Обратный патрон	Ф146.1mm×TP125S×12.34×TP-FJ	7483,12
Подвеска	Ф146.1 мм × Ф193.7 мм (континентальный шельф)	7485,11
Втулка	Ф146.1mm×TP125S×12.34×TP-FJ	7931,39
Преобразование коротких разделов	F146,1 мм × F139,7 мм	7933,47
Втулка	F139,7 мм x SM2550 x 10,16 × VOM-TOP	8149,51
Преобразование коротких разделов	F139,7 мм × F146,1 мм	8150,82
Втулка	Ф146.1mm×TP125S×12.34×TP-FJ	8355,02
Шарик	Ф146.1mm×TP125S×12.34×TP-FJ	8356,17
Втулка	Ф146.1mm×TP125S×12.34×TP-FJ	8373,42
Плавающий обруч 2	Ф146.1mm×TP125S×12.34×TP-FJ	8374,60
Втулка	Ф146.1mm×TP125S×12.34×TP-FJ	8394,65
Плавающий обруч 1	Ф146.1mm×TP125S×12.34×TP-FJ	8395,70
Втулка	Ф146.1mm×TP125S×12.34×TP-FJ	8417,06
Удлиненная плавающая обувь	Ф146.1mm×TP125S×12.34×TP-FJ	8418,00

Примечание:(1) Тест требует глубины карманов ниже 8350 м (положение шариков).

　　2),Таблица данных производительности обсадной трубы:

Наружный диаметр мм	Стальной класс	Толщина стенки мм	Тип пряжки	Кг/м на метр веса	Обруч наружный диаметр мм	Прочность на растяжение kN	Противоэкструзия Mpa	Прочность к внутреннему давлению Mpa
146,1	ТП125С	12,34	TP-FJ	40,70	146,1	2462	133,4	101,9

　　3),Проверка прочности рукава:

Наружный диаметр мм	Сегмент скважины m	Длина отрезка m	Стальной класс	Толщина стенки мм	Тип пряжки	Кг/м на метр веса	Сегментный вес t	Усталый вес t	Коэффициент безопасности
Наружный диаметр мм	Сегмент скважины m	Длина отрезка m	Стальной класс	Толщина стенки мм	Тип пряжки	Кг/м на метр веса	Сегментный вес t	Усталый вес t	Устойчивость к растяжению	Противотжимание	Устойчив к внутреннему давлению
146,1	7485 ~ 8418	933	ТП125С	12,34	TP-FJ	40,70	37,97	37,97	7,91	1,17	3,88

　　4),Дверь в хвостовую трубу для проверки прочности:

Задняя трубка наружный диаметр мм	Бурильная труба	Плавающий вес (t)	Остаток на растяжение t	Коэффициент безопасности при растяжении
Ф146.1	Ф139.7mm G105 (толщина стенки 10.54mm)* 3000m	207,44	108,79	1,52
Ф146.1	Ф101.6mm G105 (толщина стенки 10.92mm)* 4400m	120,25	104,95	1,87

Примечания:①Внешнее давление сжатия обсадной колонны рассчитывается на 40%.②Вес сегмента-пустой вес, а плотность бурового раствора рассчитывается как 1,43 г/см3.

　　5),Корпусная труба корректирует короткую узловую конструкцию

Секция скважины	С m	До м	Тип центратора	Расстояние размещения (m)	Количество размещения (только)
Первая втулка в нижней части подвески	7499	7510	Короткий фестиваль	11	1
Перекрывающиеся сегменты	7510	7699	Короткий фестиваль	55	3
Невооруженным глазом	7699	8000	Короткий фестиваль	44	7
Невооруженным глазом (газовый слой показывает участок скважины)	8000	8200	Короткий фестиваль	22	9
Невооруженным глазом	8200	8350	Короткий фестиваль	44	3
Невооруженным глазом (нижняя пробка)	8350	8418	Короткий фестиваль	22	3

6, цементирование строительства

9 февраля 2016 года в 10:30 подвеска была отключена, и хвостовая труба была спущена на глубину 8418 м, а верхняя часть трубы была на глубине 7481,92 м;-4:00 Короткие 5 столбов (от глубины до 6905,96 м);

1), строительные записи

Порядок	Время строительства (min)	Содержание операции	Рабочая нагрузка (m3)	Плотность (g/cm3)	Водоизмещение (m3/min)	Давление (MPa)
1	9 февраля 16:00 ~ 16:10	Тестовый контроль				35
2	15:15 ~ 16:30	Впрыскивание пилотной целлюлозы	30	1,43	0,54	20
3	16:30 ~ 17:15	Жидкость для закачки	20	1,55	0,54	20
4	17:15 ~ 17:25	Мойка	4	1,02	0,54	20-22
5	17:25 ~ 17:55	Впрыск воротника	11	1,88	0,54	22-20
6	17:55 ~ 18:08	Впрыскивание хвостовой мякоти	6	1,94	0,54	22-20
7	18:08 ~ 18:10	Отпустите пробку для штанги
8	18:12 ~ 18:18	Замена жидкости для прессования	2	1,55	0,54	20
9	18:18 ~ 18:31	Заменить тяжелую грязь	7	1,80	0,54	20
10	18:31 ~ 18:36	Защитная жидкость для замены автомобиля	2	1,55	0,54	20
11	18:36 ~ 20:16	Заменить оригинальную грязь	58,8	1,43	0,54	20-22
12	20:16 ~ 20:50	Нажмите, проверьте обратный поток				Не касаясь
13	20:50 ~ 22:00	Выгрузка цементной головки, бурение	15 колонн
14	22:00 ~ 10 февраля 3:00	Цикл 1 неделя	228	1,43	1,2-1,5
15	3:00 ~ 4:00	Бурение, непрерывная цементаация	5 колонн
16	4:00 ~ 13 февраля 9:00	Гуань Цзинью давление и конденсация				8

2) качество цементной скважины:

① 15 февраля 2016 года в 1:30 пробурил до глубины скважины 7049,7 м, чтобы обнаружить поверхность цементной пробки, а высота пробки-432,22 м.

② 20 февраля 2016 года в 14:30 просверлите до глубины 8355 м (положение шариковой установки) без заглушки.

③ 22 февраля 2016 г. 8:00 ~ 19:00 Электрическое измерение качества цементирования. Качественная ставка составляет 93%. Отличное качество цементирования.

7. Укай цементный узел

1) латексная цементная суспензия подходит для глубокой скважины высокотемпературной газовой скважины и имеет большое преимущество в системе цементной суспензии.

2) Мелкие скважины цементирования скважины, небольшое количество суспензии, высокая точность измерения.

3) Небольшой зазор цементирования требует высоких реологических характеристик цементного раствора, цементного раствора и жидкости для предлежания, чтобы обеспечить преимущество в разнице вязкости в сочетании с определенным преимуществом разности плотности, что способствует повышению эффективности замещения и качества цементирования. гарантия.

4) Производительность цементного раствора в глубоких скважинах, включая эксперименты по загрязнению, должна быть точной и точной для обеспечения безопасности строительства.

В-восьмых, 193,7 мм обсадная труба

1. Основная ситуация

1), структура корпуса скважины (см. спереди)

2), производительность грязи

Плотность g/cm3	Вязкость s	Потеря воды мл	Грязевой пирог мм	Коэффициент смазки	Сила статического среза	PH
1,75	60	5,0	0,3	≤ 0,07	3,5/5	11

2. Метод цементирования

Плотность бурового раствора в стволе скважины снижается до 1,75 г/см3. Буровое оборудование подметает на 20-30 см на возвратной трубе, затем просверлив и откачку цементной пробки в соединительной трубе. Наконец, внутренняя поверхность возвратной трубы фрезерной обуви используется для фрезерования внутренней поверхности возвратной трубы.

3. Трудности цементного цементного цементного и технических мер

1) Трудности цементирование

① На стенке обсадной колонны легко образуются грязевые лепешки, что влияет на качество цементных скважин.

② После окончания касания ключ к цементируемости является ключом к тому, может ли обратная вилка успешно войти в обратную трубку и добиться эффективного уплотнения.

③ Быстрое развитие ранней прочности цементного раствора в условиях большой разницы температур 120 ° C является жизненно важным для обеспечения качества цементирования.

2) Основные технические меры для цементирование

① Отрегулируйте характеристики бурового раствора, требуется плотность 1,75 г/см3, вязкость менее 60 с, начальное срезы ≤ 2 и динамическая сила срезания ≤ 8 Па.

② Чтобы улучшить качество цементирования, верхняя обсадная труба была очищена до того, как нижняя обсадная труба была подключена, грязевые лепешки были удалены, а внутренняя стенка обратной трубки была очищена, чтобы сделать ее гладкой и гладкой, что способствовало прониканию вилки и эффективному уплотнению.

③ Тщательно добавьте центратор канюли, чтобы канюли эффективно центрировали.

④ После того, как втулка спущена на место, попробуйте вставить, чтобы сделать маркировку сжатия втулки с различными тоннажами нижнего давления, проверить ситуацию с вставкой, предложить вилку после прохождения, и выбрать короткую секцию втулки, чтобы тоннаж заднего цилиндра не менее 20 тонн, валы втулки имеют тоннаж не менее 150 тонн, большой объем циркуляции, после нормальной работы по цементированию.

⑤ Перед тем, как вставить обратный штекер в обратный патрон, промыть втулку воды, чтобы сесть на уплотнительную поверхность, чтобы обеспечить герметичность.

⑥ Используйте технологию предварительного напряжения для цементирования скважины. После того, как оправка обсадной головки сядет и подвешена, впрыскаемая вода будет под давлением 10 МПа.

Top Использование высококачественной и высокоэффективной промывной системы жидкости для осаждения 20 м3, плотность 1,30-1,40 г/см3, вязкость около 60 с, уменьшение смешивания суспензии, эффективная промывка интерфейса цементной скважины и повышение эффективности замещения суспензии.

Cement Для контроля потери воды в цементном растворе ≤ 100 мл используется цементный цементный цемент класса G.

«Чтобы обеспечить качество цементирования, верхняя воронная суспензия использует плотность 1,90 г/см3 для раннего микронного расширения непроницаемого и непроницаемого цементного раствора, а 72-часовая прочность воротной суспензии составляет не менее 14 МПа; нижняя хвостовая суспензия 1000 м использует латексную цементную систему.

3) Чрезвычайные меры

① Все строительные транспортные средства и оборудование должны быть введены в опытную эксплуатацию до введения цемента, и строительство может быть выполнено после нормальной работы. Если основное транспортное средство выходит из строя во время строительства, запасное транспортное средство должно быть немедленно включено.

② Когда возникает высокое давление насоса во время процесса замены суспензии, соответствующее смещение смещения и перемещение обсадной колонны вверх и вниз, если цементный раствор на устье скважины вернулся, и давление продолжает расти, мы должны решительно прекратить замену суспензии и немедленно вставить вилку обратно в трубку.

③ Количество суспензии в основном измеряется в резервуаре. Если нет давления до расчетного количества, замена суспензии будет остановлена.

4, цементный раствор

1) Экспериментальные условия цементного раствора:

Температура 110 ℃, давление 114 МПа, время повышения температуры 70 мин, время загустения измеряется при постоянной температуре и постоянном давлении.

2) формула цементного раствора:

Воротник: Jiahua G + BS500(2%)+ BS600 (1,5%) + BS300 (0,75%) + BS100 (0,63%) + TC-2 (1,5%)

+ BS100L(4%)+ BS200R (2,5%) + BP-1A (0,25%)

Влажная/сухая смесь: 0,44; сухая смесь: 0,76

Хвостовая мякоть: Jiahua G + GW-1(35%)+ BS500(2%)+ BS600(1%)+ BS100 (0,7%) + BS100L(3%)+ JR

(12%)+ BS200R (2,5%) + BP-1B(1%)+ BS300-J(1%)+ WD-2(1%)

Влажная/сухая смесь: 0,41; сухая смесь: 0,74

3), производительность цементного раствора:

Проекты	Цементный раствор		Цементный раствор хвост
Проекты	Дизайн	На самом деле	Дизайн	На самом деле
Плотность g/cm3	1,90	1,90	1,90	1,90
Потеря воды мл/7MPa × 30min	≤ 100	62	≤ 100	54
Прочность на сжатие (нормальная температура × 0.1Mpa × 48h)MPa	≥ 14,0	8,6	≥ 14,0	-
Прочность на сжатие (110 ℃ × 20,7Mpa × 24h)MPa	≥ 14,0	15,4	≥ 14,0	19,6
Начальная консистенция Bc	≤ 20	12	≤ 20	14
Время сгущения 100Bc min	300 ~ 360	367	180 ~ 240	210
Свободная жидкость %	<0,5	0	<0,5	0

　　4),Данные реологических данных цементного раствора

Название	Условия	Φ600	Триллион 300	Φ200	Φ100	Φ6	Φ3
Воротник	110 ℃	220	129	86	54	12	10
Хвостовая мякоть	110 ℃	222	130	100	60	10	8

5)Эксперименты по загрязнению

Цементный воротник	Разделительная жидкость	Грязь	Время сгущения
70%	20%	10%	> 305 мин
1/3	1/3	1/3	> 318 мин

5, нижний рукав

26 февраля 2016 года в 22:00 была начата труба, а композитная втулка Φ193,7 мм Φ206,4 мм была спускалась до глубины 5987,14 м в 0:00 29-го.

1) Структура тандем: (сверху вниз)

Название	Размер × стальной класс × толщина стенки × тип пряжки	Нижний глубокий м
Подвеска для оправки		13,6
Двойной короткий фестиваль	F206,4 мм × TP110TSS × 19,05 мм × TP-NF	15,61
Втулка	F206,4 мм × TP110TSS × 19,05 мм × TP-NF	843,48
Преобразование коротких разделов	Ф206.4 мм × TP-NF в Ф193.7 мм × TP-CQ	844,50
Втулка	F193,7 мм × TP110TSS × 12,7 мм × TP-CQ	5951,85
Дроссельный плавающий обруч	F193,7 мм × TP110TSS × 12,7 мм × TP-CQ	5952,10
Втулка	F193,7 мм × TP110TSS × 12,7 мм × TP-CQ	5985,46
Обратный штекер	F193,7 мм × TP110TSS × 12,7 мм × TP-CQ	5985,79

2),Технический паспорт этого слоя и верхнего слоя обсадной колонны:

Наружный диаметр мм	Стальной класс	Толщина стенки мм	Тип пряжки	Кг/м на метр веса	Обруч наружный диаметр мм	Прочность на растяжение kN	Противоэкструзия Mpa	Прочность к внутреннему давлению Mpa
193,7	ТП110ТСС	12,7	TP-CQ	58,09	215,9	5477	80,70	87,03
206,4	ТП110ТСС	19,05	TP-NF	89,97	215,9	5868	133,28	122,55

3),Проверка прочности рукава:

Наружный диаметр мм	Сегмент скважины m	Длина отрезка m	Стальной класс	Толщина стенки мм	Тип пряжки	Кг/м на метр веса	Сегментный вес t	Усталый вес t	Коэффициент безопасности
Наружный диаметр мм	Сегмент скважины m	Длина отрезка m	Стальной класс	Толщина стенки мм	Тип пряжки	Кг/м на метр веса	Сегментный вес t	Усталый вес t	Устойчивость к растяжению	Противотжимание	Устойчив к внутреннему давлению
193,7	843 ~ 5986	5144	ТП110ТСС	12,7	TP-CQ	58,09	301,31	373,29	1,89	1,51	2,02
206,4	0 ~ 843	843	ТП110ТСС	19,05	TP-NF	89,97	71,98	71,98	10,50	11,8	2,84

4),Укладка центратора

Глубина вершины участка скважины (м)	Глубина дна скважины (м)	Тип центратора	Спецификация центратора (мм)	Расстояние размещения (m)	Количество размещения (только)
843	5700	Жесткость	193.7mm центратор	55	90
5700	5986	Жесткость	193.7mm центратор	22	13

6. Возвращает цементирование

29 февраля 2016 г. 6:00-9:00 цикл (пробная вставка заглушки в течение периода, задержка 9 МПа, стабилизация давления 5 мин без падения давления);

1), строительные записи

Порядок	Время строительства	Содержание операции	Рабочая нагрузка (m3)	Плотность (g/cm3)	Водоизмещение (m3/min)	Давление (MPa)
1	17:30 ~ 17:40	Испытание давления в трубопроводе				30
2	18:15 ~ 18:30	Заметка промывочного изоляционного раствора	20	1,4	1 ~ 1,4	12 ~ 18
3	18:35 ~ 19:45	Втиснет мякоть	91	1,88	1,2 ~ 1,5	22 ~ 0
4	19:45 ~ 20:08	Вливание латекса	31	1088	1,2 ~ 1,5	22 ~ 0
5	20:08 ~ 20:15	Открывная заклееная пробка	4,0	1,02	1,0	0
6	20:15 ~ 21:45	Открывная заклееная пробка	128,58	1,75	1,6 ~ 0,5	0-21
7	20:45 ~ 21:50	Прикосновение				Не касаясь
8	21:50 ~ 23:00	Вставьте трубку назад
9	~ 03 марта 20:00	Хоу Нин				10

Примечание: ① Для обеспечения того, чтобы оправка втулки была хорошо герметичной, необходимо ополаскивать устье скважины при промывке, сначала промывать водой, а затем промывать воздухом.

② Разумно отрегулируйте длину нити трубки. Когда требуется давление на 20 тонн, полностью вставьте обратный патрон.

2) качество цементирование

① 4 марта 2016 года в 21:30 просверлите поверхность цементной пробки (высота цементной пробки 114 м) на глубине 5838 м.

② 7 марта 2016 года в 11:00 измеряется акустические амплитуды, качество цементирования является высоким.

7. Резюме обратной цементации

1) Вернитесь к цементированной трубе для удаления грязи и обеспечения качества цементирования интерфейса.

2) Добавление высокоэффективного раннего укрепления очень полезно для раннего развития прочности цементного раствора с большой разницей температур.

3) Использование промывочной жидкости для отжатия эффективно промывает интерфейс и настаивает на строительстве большого объема, что может повысить эффективность вытеснения суспензии.

4) Предварительно напряженная цементирование гарантирует качество цементирования

Предыдущая страница

Нет.

Исследование и практика технологии цементного цементного цемента на основе сланцевого газа

Печенье

Наш веб-сайт использует файлы cookie и аналогичные технологии, чтобы персонализировать показываемую вам рекламу и помочь вам получить максимальное удовольствие от посещения нашего веб-сайта. Для получения дополнительной информации ознакомьтесь с нашей Политикой конфиденциальности и использования файлов cookie.

Печенье

необходимый

Эти файлы cookie необходимы для основных функций, таких как оплата. Стандартные файлы cookie невозможно отключить, и они не сохраняют никакой вашей информации.

анализировать

Эти файлы cookie собирают информацию, например о том, сколько людей используют наш сайт или какие страницы популярны, чтобы помочь нам улучшить качество обслуживания клиентов. Отключение этих файлов cookie будет означать, что мы не сможем собирать информацию для улучшения вашего опыта.

Особенность

Эти файлы cookie позволяют веб-сайту обеспечивать расширенную функциональность и персонализацию. Они могут быть установлены нами или сторонними поставщиками, чьи услуги мы добавили на наши страницы. Если вы не разрешите использование этих файлов cookie, некоторые или все эти службы могут работать некорректно.

рекламировать

Эти файлы cookie помогают нам понять, что вас интересует, чтобы мы могли показывать вам релевантную рекламу на других веб-сайтах. Отключение этих файлов cookie будет означать, что мы не сможем показывать вам персонализированную рекламу.