下套管完井工艺

2.尾管钻具组合
在压差很大的地层间用常规钻井技术钻进时,会出现严重的压差卡钻和 钻井液漏失,造成井壁坍塌、掉钻具等事故甚至弃井尾管钻井技术就是 针对这一难题开发出来的。
3.可钻钻头套管钻井
套管钻井应用可钻钻头(也称为钻鞋)是按照预期设计钻达目的层后直 接进行固井工作,不必将钻头提出地面,因此可继续钻进,钻进钻头只要 破碎(钻穿)上一级钻头,即可继续钻进下部地层进行下一井段钻井。该 钻井方法目前已经应用于软地层和中硬地层套管旋转带动钻头转动,钻 鞋破碎岩石机理与常规钻井中PDC钻头破岩机理相似。
套管技术的优点
⑴缩短了起下钻时间
⑵节省了钻杆和钻铤的采购、运输、维护和更换的费用
⑶起下钻杆时对井筒内的抽汲作用和压力脉动被井筒内的套管消除了
⑷用钢丝绳提起井下钻头时，减弱了钻屑的聚集，并保持了泥浆的连续 循环。在很大程度上控制了井涌的发生
⑸提高了水力参数、环空上返速度及清洗井筒的时间
⑹钻机结构得到了简化
套管钻井定义
在钻进过程中,直接用油井套管取代传统的钻杆 向井下传递机械能量和水力能量,边钻进边下套管,完 钻后作钻柱用的套管留在井内用来完井。套管钻井 技术把钻进和下套管合并成一个作业过程,钻头和底 部钻具组合的起下用钢丝绳在套管内完成,不再需要 常规的起下钻作业.
钻井方式
一是使用地面驱动机械做动力源，来带动套管旋 转钻进，扭矩通过套管传递给钻头。这种方式就要 求套管及其螺纹要有极高的连接强度；另一种是采 用井下动力钻具进行钻进，这种方式使套管的受力 状况有所改善。
第三代钻鞋:原貌
第三代钻鞋：刀翼胀开
套管钻井技术已发展到了一个较高的水平，主要
表现在以下几个方面：
（1）研制并成功制造出了性能较为稳定的新型套管钻机； （2）研制了各种尺寸的专用钻头； （3）研制并成功使用多种随钻扩眼器； （4）建立了各种尺寸和工况条件下的水力模型； （5）形成了一套较为先进的套管钻井设计技术； （6）形成并完善了套管钻井井眼轨迹控制技术及相关软件开发； （7）套管钻井固井技术及有关工具的研制； （8）已经能够成功完成各种直井"定向井"水平井的钻井任务； （9）形成了高性能钻井液“完井液技术。

浅谈侧钻井小套管修井工艺技术摘要：侧钻是指在原地质、工程报废油水井某个预定完好的井段钻铣开窗。

钻出新的井眼叫侧钻井，然后在这个新的井眼中下入小套管，固井完井。

它可以充分的利用原井井筒、原井井位、进井道路、地面流程等，并可以最大限度地挖掘地层潜力，完善注采井网，提高最终采收率，降本增效。

由于侧钻井具备自身的特殊性，它不同于普通直、斜井及水平井。

我们通过施工发现：因侧钻井井身结构技术特点，侧钻井的新井投产施工以及增产措施、维护作业施工，不能简单的与常规井施工一概而论，必须遵循对应的技术操作，才能更好地提高侧钻井的挖潜增产能力，使侧钻井能发挥起最佳效能。

关键词：侧钻技术；报废井；套管损坏；作业施工1、侧钻新井投产施工及注意要点侧钻井在地质认识上属于老区老井，地质资料成熟，各项资料认知清晰，便于日常管理，施工队伍在接到侧钻井新投设计，要认真落实每项基础数据，查找原井各项技术规范，做好各种数据的核对及确认，尤其是原井眼的套管技术规范、地层物性等，针对设计要求编写施工方案，防止发生意外工程事故。

1.1通井1.1.1通井规的选择侧钻是利用原井眼上部完好套管，在目的层上部完好套管合适位置开窗悬挂小套管；井筒套管组合由上往下为大套管+小套管，根据原井眼套管及悬挂套管的技术规范选择通径规，如Φ244.5mm套管悬挂Φ139.7mm套管，选择两段施工，先通井上部套管，再处理开窗以下套管，如Φ139.7mm套管悬挂Φ101.6mm套管，可一次通井；通井规选择依据为小于相应套管内径6~8mm；两段施工的分别按照施工井段套管规范进行选择，一次通井的按照最小套管规范选择通井规尺寸，对变径明显的井筒建议通井规底部做倒角处理，以便顺利通过变径部位。

小套管对应使用小油管，在入井前注意所下油管要仔细检查、认真丈量、计算准确、确保施工顺利实施。

1.1.2替泥浆管柱下入至井底后，实探落实人工井底数据，无特殊要求尽量选择反循环替泥浆，至要求进出口水质一致（个别井替浆时因井筒泥浆失水形成泥饼，则需分段或冲下才能确保替到井底）。

三开结构井二开长裸眼段下套管技术措施针对塔河工区新三级结构井井位普遍增多，尤其在托普台区块，二开长裸眼段一直是钻井工程的施工重点和难点。

施工井段较长，地层跨度较大，自新进系库车组一直到奥陶系恰尔巴克组，地层复杂多变，地层压力系数相差很大，不仅仅在钻进期间有很大的施工难度，同时二开长裸眼段下套管的施工难度和风险也是相当大的。

一、井眼准备1、用牙轮通井，做好通井工作，对缩径井段、狗腿度大的井段进行反复划眼，大排量洗井，将井内彻底循环干净，为顺利下套管创造良好的井眼条件；2、通井到底，循环一周，短起至上层套管内，再回下，循环3周，在泥浆中加入润滑材料，提高润滑性能；调整好泥浆性能，通过监督旁站合格后再起钻；3、选择合理的钻具组合，钻具组合的刚性不能低于正常钻进的钻具组合刚性要求。

常规的通井钻具组合为：Φ250.88mm牙轮钻头+630*410+无磁钻铤×1根+Φ177.8mm钻铤×1根+（246-248mm)STB+Φ177.8mm钻铤×5根+Φ158.8mm钻铤×12根+Φ127mm加重钻杆×6根+411*520+Φ139.7mm钻杆4、起下钻时司钻、井口人员、二层台人员三点要配合好，保证施工的连续性；起下钻时，上提遇卡时，上提吨位不能大于原悬重100KN（除正常摩阻外），下压遇阻时，下压吨位不能小于原悬重150KN （除正常摩阻外）；二层台人员手势动作幅度要大，确保司钻能看清楚，以免误操作，井口人员要按钻具立柱顺序编号，整理井口工具，防止井下落物；5、井口人员刮好泥浆，认真检查钻具是否完好，发现钻具刺漏或丝扣未上紧，要立即汇报；按要求上卸钻具丝扣，必须进行二次确认，保证上扣扭矩符合要求，并检查丝扣和台阶面，若发现问题，要及时汇报；6、起钻时，定时定量灌浆，保证井筒液柱压力大于地层压力，确保井下安全；在专用计量罐坐岗，填写每15min起下钻的柱数，液面变化，校核计量数与起下钻具体体积是否相符，发现异常要及时汇报并加密测量；7、起钻在裸眼段，用一档低速，起钻至套管内，可以用二档低速，起钻至悬重达1000KN以内，可以用一档高速；扶钻人员上提下放不得超过自己权限，遇阻卡现象，经反复上提下放无效后，立即接方钻杆循环划眼，待井眼顺畅后，再继续起下钻。

套管回接技术实施案例套管回接工艺，就是将螺纹连接滑脱、断、裂的套管倒出来，用同一钢级、壁厚的套管在井内重新连接起来，试压达到采油工艺标准的工艺技术。

1问题的提出辽河油田荣16-XX井1991年3月10日完井作业。

φ139.7mm套管下深2666.03m，循环钻井液准备接水泥头活动套管时，上提拉力1100KN螺纹连接滑脱，套管落井，落鱼长2377.10m，鱼顶289.93m。

分析起出的套管，受力部分的螺纹变形呈X型，认为鱼头内螺纹完好。

后用套管回接工艺技术回接成功，减少了事故的经济损失。

套管回接工艺技术的难点是保证回接质量，而保证质量的关键问题是在井内上扣不错扣，既不满扣而又不能胀裂套管接头。

经充分讨论，设计加工了一种辅助工具，在短距离内扶正、限位，就能保证回接质量，并在荣16-XX井套管回接工艺试验中取得成功。

2套管回接引导器套管回接引导器的作用有两个：一是引导套管入鱼头；二是扶正、限位。

既保证不错扣，又不能胀裂套管接箍。

φ141mm套管回接引导器尺寸见图1所示。

图1套管回接引导器3套管回接工艺技术措施3.1依据采油树套管头标准高度加工调节长度套管；3.2螺纹涂匀涂好高压密封脂；3.3引导器同套管连接要找中，焊缝距螺纹顶端140mm；3.4计算碰顶、上扣方入；3.5下钻至鱼顶位置，慢慢旋转引导入鱼头，至上扣方入后记录上扣圈数(φ139.7mm套管为26扣）；3.6回接上满扣，上提试验拉力不超过套管螺纹抗滑脱负荷的1/3；3.7试压15～20Mpa，30min压力不降为合格。

4试验1991年3月12日在荣16-XX井首次进行套管回接工艺试验。

按工艺技术要求将引导器（图1）同套管连接好，下至鱼顶289.93m处，慢慢旋转引导入鱼头。

入鱼头后下放套管160mm，悬重下降10KN，用转盘慢慢旋转上加。

悬重上升表明已开始上扣，并记录上扣圈数，上扣压力保持在5～10KN之间。

上扣转盘共转22圈，用5道猫头绳紧扣，证明扣已上满，上提拉力1200KN 解卡。

阐述一次下套管固井完井工艺技术的应用引言地热是来自地球内部的一种能量资源。

地球上火山喷出的熔岩温度高达1200℃～1300℃，天然温泉的温度大多在60℃以上，有的甚至高达100℃～140℃。

这说明地球是一个庞大的热库，蕴藏着巨大的热能。

地热能是一种清洁能源，是可再生能源，其开发前景十分广阔。

通过对辽北地区地层条件、构造条件、地热资源生成条件、地温场特征的综合分析，在有利区的断层附近，具有生热和热储层的有利条件，是本区地热资源赋存的有利地区，结合以往生产资料，认为本区地热资源具有良好的开发前景。

由于常规地热井完井工艺一般采用三开钻井方式，每层套管都需要进行固井，候凝，钻塞，因此造成钻井施工周期较长。

另外每层套管之间需要专用的套管悬挂器悬挂套管。

增加施工难度和施工成本。

为此，在研究本区地层岩性的基础上，试验摸索了一次下套管完井固井完井工艺，通过4口井的试验，证明该工艺完全适用于本区地热井的完井。

为地热井完井提供了一套新的完井工艺技术。

1.辽北地区地质特征1.1地层内自下而上出露的地层有：前震旦系（АnZ）；中生界白垩系阜新组、孙家湾组；新生界第四系地层组成。

1.2地质构造本区位于阴山纬向构造带与新华夏系第二沉降带交接复合部位，含煤盆地为断陷构造盆地，总体呈北北东向展布，为一东缓西陡的不对称向斜构造。

盆地西缘主干断裂矼屯断裂控制着煤田的生成和展布。

断裂构造经历了两次较显著的构造运动，一是燕山期新华夏构造成为控制铁法煤田主导构造体系；二是喜山期，使燕山期新华夏构造运动在本区的活化。

既而产生了一系列断裂、褶皱等构造，断层皆为高角度正断层，沿裂隙多有火成岩侵入为第三系辉绿岩，产状为岩床。

据矿井观测资料，煤炭采掘一旦遇到这期火山岩，矿井涌水量会突然增大。

1.3地温场特征根据1985年大兴井田地质勘探7个钻孔地温梯度测试成果，恒温带平均深度29.17m，温度11.2℃，地层地温梯度变化在3.3～4.04°C/100m。

井身结构及完井方法1井身结构所谓井身结构，就是在已钻成的裸眼井内下入直径不同、长度不等的几层套管，然后注入水泥浆封固环形空间间隙，最终形成由轴心线重合的一组套管和水泥环的组合。

如图1所示。

图1井身结构示意图1—导管；2—表层套管；3—技术套管；4—油层套管；5—水泥环1.1导管井身结构中靠近裸眼井壁的第一层套管称为导管。

导管的作用是：钻井开始时保护井口附近的地表层不被冲垮，建立起泥浆循环，引导钻具的钻进，保证井眼钻凿的垂直等，对于不同的油田或地层，导管的下入要求也不同。

钻井时是否需要下入导管，要依据地表层的坚硬程度与结构状况来确定。

下入导管的深度一般取决于地表层的深度。

通常导管下入的深度为2～40m。

下导管的方法较简单，是把导管对准井位的中心铅垂直方向下入，导管与井壁中间填满石子，然后用水泥浆封固牢。

1.2表层套管井身结构中的第二层套管叫做表层套管。

表层套管的下入深度一般为300～400m，其管外用水泥浆封固牢，水泥上返至地面。

表层套管的作用是加固上部疏松岩层的井壁，供井口安装封井器用。

1.3技术套管在表层套管里面下入的一层套管(即表层套管和油层套管之间)叫做技术套管。

下入技术套管的目的主要是为了处理钻进过程中遇到的复杂情况，如隔绝上部高压油(气、水)层、漏失层或坍塌层，以保证钻进的顺利进行。

下入技术套管的层次应依据钻遇地层的复杂程度以及钻井队的技术水平来决定。

一般为了加速钻进和节省费用，钻进过程中可以通过采取调整泥浆性能的办法控制复杂层的喷、坍塌和卡钻等，尽可能不下或少下技术套管。

下入技术套管的层次、深度以及水泥上返高度，以能够封住复杂地层为基本原则。

技术套管的技术规范应根据油层套管的规范来确定。

1.4油层套管油井内最后下入的一层套管称为油层套管，也称为完井套管，简称套管，油层套管的作用是封隔住油、气、水层，建立一条封固严密的永久性通道，保证石油井能够进行长时期的生产。

油层套管下入深度必须满足封固住所有油、气、水层。

• 可以减小钻机尺寸，筒化钻机结构，降低钻机费用。 • 钻机更加轻便，易于搬迁和操作。人工劳动量及费用都将减少。
据加拿大Tesco公司估计，打1口井深为3048m的井，和传统钻 进方式相比，预计可节约工程费用达30％以上。
2020/5/9
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钻进方式
钻进方式根据地质条件、井身结构等选用
• 一趟钻——使用不回收可钻式的一次钻头及工具。 • 多趟钻——用于井段较长，趟钻不能钻达所要求井深者。使
—— 钻进时间15.5h（缩短0.5d±） —— 平均机械钻速32.77m/h —— 最大扭矩4.5KN·m —— 平台作业时间减少2d，平台相关费用少10万元±
（平台日费20万元） —— 单井平台作业费节约50+万元 —— 省去隔水导管节约10万元 —— 钻井液用量少，维护费小，可节约5+万元 —— 间接经济效益很明显
and Bi-Directional Slips
左旋释放捞矛 并带双向卡瓦
双公接头
捞矛密封
扶正器
底部导向头
2020/5/9
Spacer Sub
基本操作程序：
oo
H-E Casing Spear
Double Pin Sub Spear Pack-Off
Cut box connection in Bull Nose Stabilizer Bull Nose
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套管钻井 技术特点
2020/5/9
2020/5/9
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我国套管钻井技术现状
• 2019年1月，中国海洋石油与威德福合作在渤海和南海东部成功应用 了套管钻井技术(见实例）。
• 2019年11月中石油吉林石油责任有限公司开展了陆上表层套管钻井先 导性试验工作，并取得了成功，所用套管为7″×6.91mm的J55套管， 施工井深300mm。

完井方式文献调研一、常用完井方式（一）、射孔完井方式1、套管射孔完井套管射孔完井是钻至油层直至设计井深，然后下油层套管至油层底部注水泥固井，最后射孔，射孔弹射穿油层套管、水泥环并穿至油层某一深度，建立起油流通道。

2、尾管射孔完井尾管射孔完井是在钻头钻至油层顶界后，下技术套管注水泥固井，然后用小一级的钻头钻穿油层至设计井深，用钻具将尾管送下并悬挂在技术套管上，再对尾管注水泥固井，然后射孔。

（二）、裸眼完井先期裸眼完井：先下套管，后钻开油层。

后期裸眼完井：先钻开油层，再将套管下至油层顶部。

复合型完井方式：在产层段既有射孔完成，又有裸眼完成的井。

（三）、割缝衬管完井方式:这种方法是将油层套管下到油气层顶部固井，然后钻开油气层。

在油气层部位下入预先加工好的割缝套管或打孔套管，用衬管悬挂器将其悬挂在油层套管上，并将套管和衬管的环空密封起来。

油气流经过割缝衬管的缝或打孔套管的孔进入井筒。

（四）、砾石充填完井方式概念：是指将分选的砾石泵入（或其他方式）筛管与油层之间，以阻止油层砂流入井筒，达到保护井壁、防止砂入井之目的。

1、裸眼砾石充填充井方式在地质条件允许使用裸眼而又需要防砂时，就应该采用裸眼砾石充填完井方式。

其工序是钻头钻达油层顶界以上约3m后，下技术套管注水泥固井，再用小一级的钻头钻穿水泥塞，钻开油层至设计井深，然后更换扩张式钻头将油层部位的井径扩大到技术套管外径的1.5～2倍，以确保充填砾石时有较大的环形空间，增加防砂层的厚度，提高防砂效果。

一般砾石层的厚度不小于50mm。

注意：其方式的施工作业程序：在油层顶界附近固井后－改用小一级的钻头钻穿油层－再更换扩张式钻头将油层扩大，便于充填砾石。

2、套管砾石充填完井方式套管砾石充填的完井工序是：钻头钻穿油层至设计井深后，下油层套管于油层底部，注水泥固井，然后对油层部位射孔。

要求采用高孔密（30～40孔／m），大孔径（20～25．4mm）射孔，以增大充填流通面积，有时还把套管外的油层砂冲掉，以便于向孔眼外的周围油层填人砾石，避免砾石和地层砂混合增大渗流阻力。

钻井工作程序为了加快克拉苏地区开发井钻井速度，减少在钻井施工作业中的失误，避免井下事故和复杂的发生，下面提出全套钻井作业程序，分阶段列出作业的详细步骤和每个步骤需要注意的事项。

在实际作业中，钻井监督根据钻井设计和现场情况，参照有关部分进行作业。

第一节 26"井眼与18-5/8"套管段钻井工作程序一、一开钻进的准备工作1、按开钻验收的标准进行验收；2、用淡水配膨润土浆120方，密度1.05-1.08g/cm3，粘度80秒，并预水化48小时；配好的膨润土浆应进行保温。

3、设备试运转：冲洗管线，顶驱上接一根5-1/2"钻杆，下面接上配合接头和一只旧钻头，堵上两个水眼，流动试压24MPa，30分钟应不刺不漏，灌区不跑钻井液，固控设备运转正常。

4、在φ720导管下部割一个洞，焊上6"硬管线短节带法兰盘，用软管连接到55KW的砂泵上，然后，从砂泵上接一条5"的硬管线到振动筛上，进行循环。

5、将26"钻头，11"、9"提升短节各二只，8"提升短节六只，NC77(母)*NC77(母)、NC77(公)*NC61(母)、NC61(公)*NC50(母)、NC50(公) *520、NC50(公)*NC50(母)等配合接头各一只，26"稳定器二只，各种井口工具吊上钻台。

6、所有入井的钻具、工具、接头，应测量它的外径、内径、长度、镗孔直径等是否符合API标准，并汇制草图。

7、清洗、检查、丈量18-5/8"套管并通内径，测量插入头与插入座的尺寸是否匹配，套管附件是否到齐，根据钻进情况、套管长度，确定一开井深。

8、接5-1/2"钻杆20柱，立在井架上。

9、对试运转的设备再进行一次全面检查、整改。

10.设备达到开钻要求，准备一开。

二、一开钻进（一）、钻具结构：26"钻头（喷嘴：3*Ф15.8）+NC61(母)*NC77(母) +11"钻铤3根+NC77(公)*NC61(母)+26"稳定器1只+9"钻铤1根+26"稳定器1只+9"钻铤2根+NC61(公)*NC56(母)+ 8"钻铤8根+8"随钻震击器1套+8"钻铤3根+NC56(公)*NC50(母)+5"加重钻杆15根+5-1/2"钻杆(二)、钻进措施:1.钻进参数钻压:20-150千牛,转速:50-90转/分,排量:50-70 升/秒,泵压:10-18兆帕2、钻至设计井深300米。

2．地层水
地层水是天然出现在岩石中，在钻井以前一直存在的原 生水。在大多数的油藏中均含有水，。
在油藏中含有的水多半是有一定矿化的水，含有各种可 溶的无机和有机化合物，经常存在的主要元素是纳、钙、 镁、氯、碳酸氢根和硫酸根。
地层水的性质可用水的类型、矿化度、PH值等表述。 水的类型有氯化钙型、氯化镁型、硫酸盐型和重碳酸盐型 等。
地层水的pH值受CO2碳酸氢盐体系的控制，碳酸钙和 铁的化合物的溶解度在很大程度上取决于pH值。pH值越 高，结垢趋势就越大。pH值低，结垢趋势减小，但腐蚀 性增大，大多数油田水的pH值在4～8之间。
地层水的总矿化度(总溶解固体量）指在给定已知体积的 水中所溶解物质的总量。高矿化度水腐蚀性强，套管损害 严重，在生产过程中油管结盐常堵死油管。
完井工程所研究的主要内容包括： 1、完井工具 2、完井工艺
本课主要内容
1、完井工程基础; 2、完井方式及选择 3、完井管柱及完井工具 4、复杂条件下的固井完井技术； 5、射孔工艺； 6、防砂工具及方法。
第一章 完井工程基础
本章主要内容： ➢油藏类型及储层流体特性； ➢油气储藏的岩石类型及物性参数 ； ➢完井所需资料收集与完井设计 ； ➢岩心分析及油气层敏感性评价。
3．裂缝-孔隙型油藏 这类油藏以粒间孔隙为主要储油空间,以裂缝为主要
渗流通道,称为双重介质渗流,其裂缝往往延伸较远而孔 隙渗透率却很低.
4．孔隙-裂缝型油藏 这类油藏的粒间孔隙和裂缝都是储油空间，又都是
渗流通道洞隙型油藏 这类油藏的溶洞、孔洞、孔隙和裂缝既是储油空间，
完井工程与油气藏类型、油藏渗流特征、油藏岩性和油藏 流体性质密切相关，是选择完井方式和防止油层损害的理 论依据。
随着油田开发的进一步深入，复杂油气藏探开发和特殊 工艺井日益增多，这些都迫切需求与之相适应的完井工艺 技术，以便提高这些井的完善程度，达到保护油气藏、提 高开采效益的目的。

各层套管的作用、深度
1、导管：第一次开钻前井口下入的一段钢管； 2、表层套管：为防止井眼上部疏松底层的坍塌
和污染饮用水源及上部流体的侵入，并为安 装井口装置，控制井喷和支承技术套管、油 层套管的部分重力；下深一般在几十米到几 百米，表层套管固井水泥浆一般返至地面；
3、技术套管：表层套管与油层套管之间的套 管，用于封隔难以控制的底层，以使钻井工 作安全顺利进行；下深根据底层情况定，套 管外的返高一般要求返至所需封隔层100米 以上，对于高压油气、层需要返至井口；
三、 井身结构
• 井身结构
• 一口井的套管层数,各层套管的 下入深度及各层套管的直径,相 应各井段的钻头直径(井眼直径)
和套管外的水泥返高。
井深结构图
导管： 井眼直径(mm):660.4(或558.8) 所钻深度(m):102 套管外径(mm):508 套管下深(m):100 水泥返高(m):地面
8、胶结强度：水泥与套管或地层交界的强度。
9、初凝时间：水泥与水开始到初凝所经历的时间。
10、初凝：水mm～1.0mm时，为水 泥达到初凝。
概述
11、11、终凝时间:水泥浆与水混合开始到终凝所经
历的时间。 12、终凝：水泥凝结时间测定仪（维卡仪）的 试针沉入水泥浆中距底板不超过1.0mm时，为 水泥达到终凝。 13、固井：在井眼内按设计要求下入套管柱， 并在套管柱与井壁形成的环形空间注入水泥浆， 使之固结在一起的工艺过程。
三开： 井眼直径(mm):241.3 所钻深度(m):6292（6607.5） 套管外径×内径(mm):193.7×168.3 套管下深(m):6290（6606）嘉陵江 水泥返高(m):地面
四开： 井眼直径(mm):165.1 所钻深度(m):6920（7170.71） 套管外径×内径(mm):146.05×121.37 套管下深(m):6090～6917（7170） 水泥返高(m):6090

薄壁套管井大修工艺技术1薄壁套管井的特征及存在问题1.1特征完钻后下入壁厚小于5mm的套管完井的油、水井称薄壁套管井。

薄壁套管多为φ139.7mm 及φ168.3mm有缝套管，管与管之间用钻杆做的接头连接且有一部分地质套管，薄壁套管井主要分布在克拉玛依油田开发较早的区块，有类似井154口，井深在1000m左右。

2.存在问题薄壁套管井内径变化很大，一般相差35～40mm左右。

存在的主要问题是：由于套管有缝且壁薄，承受压力低，在自然条件下承压10Mpa以下，加之注采过程中油（气）、水的运移，受各种应力的影响极易变形，破漏，满足不了油田开发生产的需要。

有一大部分类似井投产时间很短就不能正常生产或完井后就无法生产，这就是薄壁套管井的特殊性。

该类井完井方式与常规井相似，仍然采用射孔完成，固井时水泥返高到一定位置。

经室内及现场试验，油层部位管外有水泥固结能承受高压，关键是水泥返高以上部分及固井质量不好的类似井如何承压是一个技术关键问题。

二、薄壁套管井修井工艺技术1.压井对于薄壁套管井因考虑套管本身不能承受较高压力，不能从套管进行挤压井，在压井无循环通道的情况下，可从油管挤压井。

从油管挤压过程中环空应进行控压，控压压力一般在7～8Mpa。

目的是防止将上部套管挤破和挤变形。

从油管挤压后起出1～2根管柱进行循环压井，但循环过程中一定要注意观察泵压，预防因泵压突变而挤毁套管。

二中7-X油井，油层套管φ127mm，壁厚4.5mm，人工井底642m，井内568.8～567.8m有φ95mm锥形封隔器不能循环压井。

上修后对油管进行挤压，先挤入密度1.0g/cm3压井液100L，后挤入密度1.5g/cm3压井液1.15m3，压力8～12Mpa，挤压过程环空打压7Mpa，起出两根油管后进行循环压井，压力保持在4～5Mpa，顺利完成压井工序。

2.打捞薄壁套管井因固井时不能按常规方法使用胶塞，因而人工井底常超过套管底部或底水泥塞过高，所以上修过程中人工井底深度至关重要，特别是打捞过程中，井况要清，数据要准，选择工具合适，防止打捞工具对套管的挤压及磨损。

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一、 储层岩性特征
长石砂岩
含 铁 砂 岩
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一、 储层岩性特征硬 Biblioteka 岩粉 砂 岩13
一、 储层岩性特征
2.碳酸盐岩储层
• 碳酸盐岩储层主要岩性：
石灰岩、白云岩及其过渡岩石类型。
• 主要储集在粒屑灰岩、生物骨架灰岩和白
云岩三种岩类的孔隙中。
• 碳酸盐岩储层孔隙类型： 原生孔隙和次生孔隙。
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• 原油是由各种烃（ting）与少量杂质组成的液态可燃矿 物，原油的重要物理性质包括密度、粘度、凝固点等。
• 我国按粘度将原油划为常规油和稠油两大类：油层 温度下脱气原油粘度小50mPa· S常规油，油层温度 下脱气原油粘度大于50mPa· 稠油。 S • 组成：主要由碳氢元素组成，占原油95%-98%，其 次硫、氮、氧元素约占石油10%-5%，还有极少量 的微量元素。
完井工艺简介
目录
完井的定义、认识、内容 各类储层的岩性特征 储层物性 油藏分类 地应力的概念与确定方法 完井方法及选择
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一、完井的定义
完井是使井眼与油气储集层（产层、生产 层）连通的工序（Well Completion），是 衔接钻井工程和采油工程而又相对独立的 工程，包括从钻开油气层开始，到下生产 套管、注水泥固井、射孔、下生产管柱、 排液，直至投产的系统工程。
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四、 油气藏分类
3）裂缝孔隙型油藏 – 以粒间孔隙为主要储油空间，以裂缝为主要渗 流通道； – 裂缝往往延伸较远而孔隙渗透率却很低 。
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四、 油气藏分类
4）孔隙裂缝型油藏
– 粒间孔隙和裂缝都是储油空间，又都是渗流通道.
– 裂缝发育而延伸不远，油层孔隙度较低 。
5）洞隙型油藏

漂浮下套管技术及现场使用摘要：漂浮下套管技术是利用漂浮接箍和盲板浮鞋，在下部套管内将一定的低密度钻井液或气体密封，形成一段封闭的套管漂浮段，这部分套管在井筒中具有一定的上浮力，这样就会降低套管与井壁之间的摩擦力，使套管顺利下到位。

实践证明，这一技术可以有效地克服大位移井下套管作业中摩阻扭矩过大的问题，使套管更容易下入目的层位。

关键词：漂浮接箍，上浮力，摩擦力，下入目的层位1、漂浮下套管技术研究背景近年来，超长水平井技术已经成为国内外各大油田“少井高产”重要的技术支撑，在油田原油生产中发挥着越来越重要的作用，超长水平井特别是大位移超长水平井将成为我国国内各大油田实现持续稳产的重要技术支撑。

随着超长水平井的大面积开发，超长水平井长水平段下套管时，井眼清洁、摩阻控制以及井壁保持稳定难度大，严重影响超长水平井长水平段套管安全下入，增加超长水平井勘探开发成本。

受限于超长水平段固完井技术发展水平，安全下入套管技术成为超长水平井勘探开发面临的最大技术挑战之一。

国内油田在超长水平井的完井作业中，下套管作业十分困难，而且套管磨损严重，有时还需要套管补丁衬管，甚至更换全部套管，这样必然增加完井的时间和成本，这些问题的解决关键在于解决大位移井的完井作业中如何减小套管与下井壁之间的摩擦力。

依据降低摩阻机理，即当井斜很大的井下套管时，特别是大位移井和水平井，由于套管重力作用，套管与下井壁之间的磨擦力很大，使套管下入非常困难。

因此，在超长水平井钻井施工作业中，国内外通常在下套管作业过程中采用顶驱装置和漂浮下套管技术。

漂浮下套管技术实际上就是利用漂浮接箍和盲板浮鞋，在下部套管内将一定的低密度钻井液或气体密封，形成一段封闭的套管漂浮段，这部分套管在井筒中具有一定的上浮力，这样就会降低套管与井壁之间的摩擦力，使套管顺利下到位。

2、漂浮下套管技术国内外研究现状2.1、国外研究现状由于沿程摩阻和机械损失，水平井中套管的有效下入成为水平井完井作业的一个主要问题。

井下作业大修工艺技术井下作业大修工艺技术质量高低直接影响到井下工程的施工水平，因此，本文解决实际对油田井下大修作业技术进行研究，希望分期之后能够给该领域的工作者提供一点参考。

标签：井下作业;大修工艺;技术引言随着开采的深入进行，我国的很多油田都取得了非常好的效果，但是其存在的问题也逐渐的增多，导致了油田开采无法正常的进行。

因此，深入的分析油田井下作业大修工艺是非常关键的。

1 油田井下作业大修作业的概述油田井下作业环节进行大修施工，主要是对于油田开采中的大事故进行有效的处理，其中包含了对于钻井施工中的井下落物打捞以及套管处理等。

在开展井下大修作业前，首先需要检查事故发生的主要原因，并且结合事故问题进行分析，然后进行科学的论证分析，并且根据实际情况制定出与之对应的大修施工方案，然后就是选择合适的修井设备与机械开展大修施工。

井下大修施工涉及到的专业比较多，对于人员和设备的技术要求比较高。

因此，施工人员需要积极的学习专业技术知识，从而可以满足实际工作的需要。

修井作业施工完成之后对于后期的钻井开发有着直接的影响，此时需要选择使用具备较高技术水平的修井设备，配置足够的专业技术人员，以保证修井作业质量达标。

2 油田井下大修工艺技术分析2.1 井下打捞技术分析油井生产作业阶段，井场中极易出现落物、工具卡住的情况存在，这些问题一旦发生，就会导致了油井的正常施工无法继续进行，严重者会直接到油井停产。

在开展井下落物打捞时，要结合不同的情况来选择合适的打捞施工工具，从而可以保证打捞施工的效率和工程的质量可以满足要求，保证后续的油井开采施工顺利进行。

井下落物通常都是油管、封隔器、绳等部件，在没有出现卡钻问题时，打捞施工比较方面，并且相对来说也比较简单。

油田生产井与注水井在修井施工的过程中，如果因为工具落入到井下会导致油井出现了很多程度上的损坏。

如果工具进入到井下之后，采用普通的打捞施工就无法及时排除故障问题，此时就应该采用倒扣、爆炸等特殊方式进行处理[1]。

a、定义：A、B、C、D、E与F级油井水泥，是硅酸钙为主要成分的水泥熟料， 加入适量石膏和助磨剂，磨细制成的产品。 在粉磨与混合D、E、F级水泥般的过程中，允许掺加适宜的调凝剂， 并要求助磨剂对强度没有负面影响。
G、H级油井水泥，主要成分与前面相同。加入适量的石膏或石膏和 水，磨细制成的产品，在粉磨与混合 G、H级水泥过程中不允许掺加任何 其它外加物。
a、地层压力；b、破裂压力；c、坍塌压力；d、地应力
所谓地层压力剖面就是地层压力随井深的变化。如图 8-2 ， 就是随井深的加深而增大的。
3、按实际情况决定各层套管下入深度 如确知井下压力不高，不压裂地层之时，可不
必按破裂压力来确定各层套管的下入深度。而按该地区
的实际情况而定，这样节省套管，节省水泥，减少施工 程序。
三、下套管
(一)、套管柱的外载 1、轴向载荷：主要是拉力。拉力过大，将引起连接丝扣（圆
扣）被拉坏而断裂。而管体被拉断的情况很少，不允许存在 轴向压力，只在较少场合下出现受拉压力（为什么？防止弯 曲，不居中） 1）浮力：套管在井内钻井液中因管体排开钻井液而受到浮力。 套管受浮力的效果可以认为是套管的线密度因浮力作用而变 小，其影响用浮力系数计算，表示管柱受浮力后剩余重量为 其在空气中重要的百分数。
它是下在表层套管与油层之间的。 可以下多层，也可以不下，由具体情况条件而定。
浅井：地质条件不复杂，技术套管少或没有
深井：地质条件复杂，技术套管层多。 技术套管保证满足不等式Pf≥Pd≥Pp。
4、油层套管：油井钻完以后下的最后一层套管，直径最 小。 功用以封隔油、气、水层，以及不同物性的油气 层，以利于分层开采，防止底水并形成生产通道，或
弯曲应力等，多以安全系数的方式计入。