用QC方法提高吐哈西部盐膏层固井质量

用QC方法提高吐哈西部盐膏层固井质量小组名称：固井完井QC小组单位：西部钻探吐哈钻井工艺研究院发布人：唐玉科时间：2008年12月中国石油2008年12月西部钻探吐哈钻井工艺研究院固井完井QC小组汇报内容一、小组简介二、选题理由三、现状调查四、确定目标五、原因分析六、要因确认七、制定措施八、组织实施九、效果验证十、巩固措施十一、遗留问题及下步打算中国石油2008年12月西部钻探吐哈钻井工艺研究院固井完井QC小组一、小组简介QC小组成立2008年3月1日，固井完井QC小组成立↓活动目标提高西部盐膏层固井质量：合格率≥95%，优质率≥80%↓课题活动概况活动时间：2008年3月—2008年12月；活动次数：10次；成员参加率：100%↓选题理由→现状调查→确定目标→原因分析→要因确认制定措施→组织实施→效果验证→巩固措施→遗留问题及下步打算小组活动概况中国石油2008年12月西部钻探吐哈钻井工艺研究院固井完井QC小组一、小组简介序号姓名性别年龄文化程度职称组内职务TQM教育时间1王学良男37大学所长组长80小时2秦静女38中专/副组长80小时3王恩合男29大学/组员60小时4王学成男28大学/组员60小时5刘俊梅女38中专/组员40小时6陈杰男28大学/组员40小时7赵志强男45大学/组员40小时8李辉男26大学/组员40小时9唐玉科男23大学/组员40小时10谢冬男23大学/组员40小时小组成员概况中国石油2008年12月西部钻探吐哈钻井工艺研究院固井完井QC小组二、选题理由吐哈油田西部盐膏层区块由于盐溶钻井液，致使钻井液矿化度很高，给固井作业带来了不少难题。吐哈油田自2004年引进使用的BXF水泥浆体系从2007年5月开始性能明显下降，影响固井质量。Why？中国石油2008年12月西部钻探吐哈钻井工艺研究院固井完井QC小组三、现状调查序号井号设计水泥返高水泥返高优质段合格段固井质量，%优质合格差总评1大2-3115910503865782.512.25.3优质2泉2-1C13509779336792.06.61.4优质3泉20112001050806.572.578.57.114.5优质4泉3011500119440537945.442.512.1合格5神60614001354356.556028.244.327.5差6雁6-3713901152510095.00.05.0优质7雁6-38140012845421594.42.63.0优质8雁6-39140011232708462.519.418.1优质9葡北6-23200293034435447.348.74.0合格10葡5-27170015047803189.23.57.2优质11大平11050107402620.041.358.7差2007年初至2007年8月抗盐固井情况中国石油2008年12月西部钻探吐哈钻井工艺研究院固井完井QC小组三、现状调查序号井号设计水泥返高水泥返高优质段合格段固井质量，%优质合格差总评12雁平21025117737219562.632.84.5优质13大平3116010669017520.540.039.5合格14大平41100107621516048.436.015.5合格15葡10-1015491362544.59359.210.130.7合格16雁6-481430120518224326.034.739.3差由上表可看出，在2007年初至2007年8月之间使用BXF型水泥浆体系共固井16井次，一次固井合格率为81.25%，优质率仅为50%，在雁木西、神泉区块固井质量略好（一次固井合格率为85%，优质率为65%），但与吐哈油田其他区块的固井质量相比仍有较大差距。中国石油2008年12月西部钻探吐哈钻井工艺研究院固井完井QC小组三、现状调查引进新的抗盐降失水剂81.25%50%0.00%20.00%40.00%60.00%80.00%100.00%一次合格率优质率抗盐固井质量中国石油2008年12月西部钻探吐哈钻井工艺研究院固井完井QC小组四、确定目标两手抓达到预期目标新的水泥浆体系固井工序中国石油2008年12月西部钻探吐哈钻井工艺研究院固井完井QC小组四、确定目标目标确定新的水泥浆体系的性能特点。对新的水泥浆体系进行现场试验，验证其效果。提高西部盐膏层固井质量：合格率≥95%，优质率≥80%中国石油2008年12月西部钻探吐哈钻井工艺研究院固井完井QC小组五、原因分析水泥浆体系人为因素地质因素固井工序井身质量固井质量降低中国石油2008年12月西部钻探吐哈钻井工艺研究院固井完井QC小组五、原因分析抗盐固井质量降低鱼刺图技术素质低经验不丰富配合不好BXF需提前进行配置需专人添加与水泥浆混合不均匀地质因素井身质量易溶解坍塌并污染泥浆形成“糖葫芦”井眼“大肚子”井段顶替效应低易发生缩径造成井下事故固井工序人为因素水泥浆体系不再适合盐膏层质量下降抗盐固井质量降低不易控制因素可控因素中国石油2008年12月西部钻探吐哈钻井工艺研究院固井完井QC小组六、要因确认人为因素水泥浆体系固井工序地质因素井身质量可控因素不易控制因素＋2007年抗盐固井的情况中国石油2008年12月西部钻探吐哈钻井工艺研究院固井完井QC小组七、制定措施配方号实验温度℃水泥浆密度g/cm3API滤失量ml六速粘度计读数1451.9268224/136/96/54/4/22451.9242/3501.9256210/126/85/48/3/24501.9240/5621.9252190/111/80/45/3/26621.9238/7781.9246185/106/76/43/2/18781.9236/9601.914478/45/34/23/12/11备注：水泥浆配方配方1、3、5、7为：天山G级（MSR）水泥+1.20%G33S+0.40%KQ-B+50%饱和盐配方2、4、6、8为：天山G级（MSR）水泥+1.50%G33S+0.40%KQ-B+50%饱和盐配方9为：天山G级（MSR）水泥+1.50%G33S+0.40%KQ-B+0.40%USZ+44%水1、室内评价中国石油2008年12月西部钻探吐哈钻井工艺研究院固井完井QC小组七、制定措施1用饱和盐水配制的水泥浆，失水量仍然很小，且可调。2该水泥浆体系与现有的固井外加剂具有良好的相容性能，其流变性可通过USZ或SXY调整。3G33S可干混在油井水泥中，大大减小盐膏层固井的水泥浆费用。2、性能特点中国石油2008年12月西部钻探吐哈钻井工艺研究院固井完井QC小组八、组织实施井号完钻井深m实验温度℃实验压力MPa水泥浆密度g/cm3API滤失量ml六速粘度计读数葡22-2267062401.9132292/177/130/75/7/3雁平11165050341.9136224/136/96/54/4/2雁6-52180550341.9140281/165/122/67/5/3备注：水泥浆配方1.天山G级（MSR）水泥+1.5%G33S+0.40%KQ-B+4.0%微硅+44%水2.天山G级（MSR）水泥+1.50%G33S+0.40%KQ-B+44%水3.天山G级（MSR）水泥+1.5%G33S+0.40%KQ-B+4.0%微硅+44%水吐哈油田在2007年下半年引进了固体抗盐降失水剂G33S，先后在雁6-52井、雁平11井和葡22-2井的油层套管固井中试验应用并取得了成功。这三口井的配方和实验室性能如下表：1、确定水泥浆性能中国石油2008年12月西部钻探吐哈钻井工艺研究院固井完井QC小组八、组织实施24小时后测井，3口井全部达到优质。2008年3月本QC小组成立后，在雁新626井油层套管、雁627井油层套管、神平212井油层套管等八口井中采用G33S型固体抗盐水泥浆固井，都取得了良好的效果。同时本QC小组积极与厂家沟通，不断提高G33S产品质量，确保其性能更加适应西部盐膏层固井要求。中国石油2008年12月西部钻探吐哈钻井工艺研究院固井完井QC小组八、组织实施2、简化施工工序G33S系列外加剂直接干混于水泥中，出库前加强质量检测，保证混拌质量，抗盐水泥浆固井工序得到大幅度简化。中国石油2008年12月西部钻探吐哈钻井工艺研究院固井完井QC小组加强自我学习加强技术培训加强人员配合八、组织实施3、其他人为因素中国石油2008年12月西部钻探吐哈钻井工艺研究院固井完井QC小组九、效果验证固井质量固井工序效益分析效果如何？？中国石油2008年12月西部钻探吐哈钻井工艺研究院固井完井QC小组九、效果验证序号井号固井类型固井井深（m）设计水泥返高（m）实际水泥返高（m）固井质量1神平212油套257516201515合格2泉平4-4油套213314401200优质3葡5-28油套239716001360优质4吐气平1技套2414.25032优质5雁626油套18651390.001130.00优质6雁新6-11油套17001353.001060.00优质7雁627油套18551400.001080.00优质8雁628油套18901314.001232.00优质1、固井质量(2008年抗盐固井情况表)中国石油2008年12月西部钻探吐哈钻井工艺研究院固井完井QC小组九、效果验证项目一次合格率合格率优质率活动前（2007年）81.25%81.25%50%目标值95%95%80%活动后（2008年）100%100%87.50%效果提高18.75%提高18.75%提高27.5%备注均达到目标2007年与2008年的抗盐固井效果对照表中国石油2008年12月西部钻探吐哈钻井工艺研究院固井完井QC小组九、效果验证95%95%81.25%100%81.25%100%87.50%50%80%0.00%20.00%40.00%60.00%80.00%100.00%120.00%活动前目标值活动后固井质量一次合格率合格率优质率效果对比图中国石油2008年12月西部钻探吐哈钻井工艺研究院固井完井QC小组九、效果验证比较1、为液相，需提前配制，若在冬季使用，要保温处理2、需单独运输3、需专人添加4、与水泥浆混合不均匀1、为固相，相对较稳定，不易受温度影响2、无需单独运输3、可直接与干灰样混拌4、水泥浆混合均匀2、简化固井工序中国石油2008年12月西部钻探吐哈钻井工艺研究院固井完井QC小组九、效果验证3、效益分析中国石油2008年12月西部钻探吐哈钻井工艺研究院固井完井QC小组九、效果验证社会效益1、解决了西部区块盐膏层固井的难题，提高了固井质量，保证了油气井的生产寿命。2、在一定程度上简化了固井的工序，避免了人力资源和物力资源的浪费，提高了固井效率。中国石油2008年12月西部钻探吐哈钻井工艺研究院固井完井QC小组九、效果验证项目BXF-200LG33S水泥/吨35503550配液/m340604060G33S/吨000.71BXF-200L/吨2.734.0900KQ-B/吨0.180.250.180.25G33S价格/（吨/元）20705.13BXF-200L价格/（吨/元）14529.91KQ-B价格/（吨/元）11623.93费用/元45161.2367346.5420027.7828611.11固井成本/元48161.2370346.5420027.7828611.11节约成本/元0028133.4541735.43效果//降低0.584降低0.593经济效益中国石油2008年12月西部钻探吐哈钻井工艺研究院固井完井QC小组九、效果分析经济分析在同等条件下固井，我们分别对使用BXF水泥浆体系和使用G33S水泥浆体系的固井成本进行分析对比，如上表，通过比较可看出，使用G33S水泥浆体系，平均固井成本同比降低了58.8%，为企业节约了大量的成本，创造了一定的经济效益。中国石油2008年12月西部钻探吐哈钻井工艺研究院固井完井QC小组十、巩固措施及时与厂家交流，保证G33S抗盐降失水剂的质量1加强员工的技能培训，提高员工的技术素质2继