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HD28井超深井低密度水泥浆固井技术HD28井是塔里木油田塔北项目部沙雅县境内的一口评价井，该井二开中完井深6365米，井底静止温度122℃，采用Φ200.03mm套管双级固井工艺，固井作业面临裸眼封固段长（一级封固3365米）、压力窗口窄、地层易漏、施工压力高等一系列问题。
介绍了HD28井基本情况，分析了技术难点，采取一系列的技术措施如一级领浆和二级使用漂珠低密度水泥浆体系，现场应用良好，经声幅测井解释固井质量优质，取得了较好的应用效果。
标签：超深井；长封固段；低密度水泥浆；双级固井HD28井是塔里木油田在新疆阿克苏地区沙雅县境内的部署的一口评价井，二开中完井深6365米。
该区块地层压力低、承压能力低，属于低压易漏井固井。
研究出一套在高溫高压条件下不分层、不沉降、流变性良好、强度达到要求的低密度水泥浆体系及配套的固井相关技术，是保障固井施工安全、提高固井质量的关键。
1 HD28井基本概况完井采用200.03mm套管双级固井工艺。
钻井液为聚磺钻井液体系，密度1.27g/cm3，漏斗粘度45s，失水 2.8ml，塑性粘度20mpa·s。
易漏失井段在4495-4695m，地层当量密度为1.35g/cm3。
该井最大井斜24.74°，裸眼井段平均井径256mm，平均井径扩大率6.43%。
2 技术难点2.1施工工艺难点①二叠系地层承压能力低，下套管及固井施工中存在井漏的风险；②斜井斜度大，套管不宜居中，有套管贴边的风险，对固井质量造成影响；③裸眼段长，循环阻力大，施工压力高，存在易漏地层，施工排量受限不容易实现紊流顶替。
2.2 技术措施①合理设计分级箍位置及水泥浆浆柱结构，采用合适的施工排量，减少地层漏失的风险；②优化扶正器的加放，确保套管居中度；③采用平衡压力固井，優化设计施工排量，保持施工的排量和压力稳定，确保施工及候凝整个过程的压力平衡，防止井漏等复杂情况的发生。
3 水泥浆体系设计3.1 难点分析长封固裸眼段对低密度水泥浆性能要求极高，采用Landy-30S漂珠作为减轻材料，由于大量外掺料的掺入，致使水泥浆密度的降低和水泥浆性能发生矛盾，突出表现在：①由于水泥浆中减轻材料的存在，其与水泥浆颗粒比重相差较大，容易产生沉降分层，这样会破坏水泥浆柱的整体均持性，导致水泥石产生疏松凝结，影响水泥石胶结质量。
套管加固关键技术套变井打开通道，捞尽井内落物后，套管强度降低须进行加固处理，常用的是补贴加固。
补贴加固的优点：一是可降低套损井段复位通径的减小量；二是能防止套损井段进水成为成片套损源；三是补贴加固成本低。
缺点是加固修复后，井眼内通径有一定的减小。
1不密封加固1.1工艺原理加固管上部连接丢手接头和加固器，投送管柱将加固管和加固器送至已扩径的套损井段后，投球打压，使加固器中的防掉防顶卡瓦张开，紧紧咬住套管内壁，同时，丢手接头在压力作用下脱开，可与投送管柱一起起出，加固管及加固器则留在需加固的井段中，起到对套变点加固的作用。
1.2工艺过程1.2.1模拟通井：下入φ118mmx3000m或φ114mmx8000m通径规模拟通井，确保整形扩径后的套损部位无夹持力。
1.2.2测井：对套损井段进行X-Y井径测井，根据测井曲线选择上下加固点，确定加固管长度。
1.2.3用油管将加固器和加固管送至加固井段，然后进行磁性定位测井，校正加固点的位置，确保加固管的下深准确无误。
1.2.4投球打压12～15Mpa，使加固器卡瓦张开，紧紧绞住套管内壁，憋压至20Mpa，剪断销钉，起出丢手接头和投送管柱。
1.3常见问题及处理方法1.3.1加固管下不到预定位置。
加固管下不到预定位置大都因为变形点没有处理好，虽然梨形胀管器、铅模和通径规能够通过，但由于加固管较以上工具都长，如果变形段存在大段弯曲，加固管就下不到预定位置。
这种情况下应起出加固管柱，下加长铣锥反复对变形点进行裁弯取直，直至加固管能够顺利通过。
1.3.2泵车压力不够，剪不断销钉，不能丢手。
由于泵车管线刺漏，压力达不到要求，不能丢手的情况，以前曾发生过。
解决该问题的方法是施工之前，对泵车进行试压，确定泵车无问题后再进行施工。
1.3.3不密封加固因加固管与套管壁之间有一定的间隙，其上部的悬挂装置也是卡瓦起固定作用，不能实现环空密封，因此，多用于油井套管变形的加固，不能用于水井套管错断的情况，因注入水仍将会从加固处漏失。
超深井复杂地层固井技术研究与应用摘要:在石油可采、易采储量不断减少的情况下，油田勘探开发已向海洋、复杂地层、深井、超深井方面发展。
由于各种油藏分布情况不同，目的地层地质条件复杂，给固井工程带来了许多难题和挑战。
本文针对超深井复杂地层的固井技术难点，从水泥浆体系、固井工艺等三个方面开发完善深井水泥浆体系技术、提高井下工具附件可靠性，并在现场中得到了良好应用。
关键词:复杂地层;固井技术;固井工具;应用在深井、超深井完井固井中，由于受到超高温、超高压、盐膏层、复杂地层等诸多因素的影响，固井质量一直不尽人意，影响了新区或深层油气的发现和油藏的评价。
开发超深层、超高压、高含硫、低渗致密等复杂油气藏，目前还没有成熟配套的技术，有些甚至属于世界级难题。
而井越深，井下越复杂，固井完井的难度也越大。
1、深井复杂地层固井难点1.1地层情况复杂超深井固井地层情况复杂，多套压力体系地层并存，存在固井防漏和防喷的难题。
同一个井眼存在上涌下漏、地层易破碎、易垮塌等问题。
部分地区高含硫化氢，存在固井防腐问题。
1.2井底温度高井底温度高对水泥浆抗高温稳定性能提出更高的要求。
水泥浆的流变性能与顶替排量等发生稍微的变化，就会导致环空窄间隙内钻井液的顶替效率发生很大的变化，难以实现紊流顶替，水泥环薄弱，抗冲击力差。
1.3多压力层、窄间隙固井由于井身结构的限制，有许多井采用“非常规”的井身结构。
这将带来以下几个问题:a.非常规尺寸，工具配套难度大;b. 下套管风险加大，容易引起粘卡和漏失，套管不易居中;c.水泥石强度降低，保证不了封隔效果。
1.4间隙小难题井眼环空间隙小，泥浆比重高，循环摩阻大，造成施工泵压高，固井或替浆过程中，因泵压过高而无法正常施工。
1.5长封固段固井，注水泥量大长封固段固井，水泥量大。
易发生泥浆连续窜槽、砂堵蹩泵、易压漏地层等问题。
2、技术措施针对深井复杂地层在固井过程中这些存在的这些问题，根据现场实践及试验研究，提出了如下的解决措施。
四川地区深井超深井复杂情况下固井技术姚勇中石化石油工程西南有限公司固井分公司摘要：随着石油勘探开发深度的加大，深井超深井数量增加，井下情况更趋复杂，固井难度不断增加。
在四川川西及川东地区深井超深井固井中，面临长封固段固井、窄安全压力窗口、固井漏失、套管下入困难、水平井侧钻井、小井眼小间隙固井、高温高压、防气窜、高含硫等固井难题。
因此加强对深井超深井技术的探讨与研究，对加快四川地区油气勘探进度和勘探效益具有重要意义。
关键词：四川深井超深井固井序言由于目前我国经济的高速发展，对石油、天然气资源产生了巨大需求和依赖，为了保证国家经济和能源安全的需要，石油勘探开发力度加大，转向埋深更深地层，深井超深井数量不断增加。
深井超深井目的层埋藏深，地质条件复杂，钻井勘探深度的加大，井下情况更趋复杂，固井难度不断增加。
四川地区主产天然气，深井超深井井眼条件复杂，深井超深井裸眼井段长，地层压力系统不统一；地层压力高，一般下技术套管和油层套管前，泥浆密度都要加重，而且许多井地层压力平衡关系敏感，泥浆稍高则发生井漏，低则发生井喷；地层裂缝多、断层多，易破碎；泥页岩水敏性强，易坍塌，井眼极不规则，井径扩大严重，大肚子井眼和糖葫芦井眼普遍存在；川东北地区深层高含H 2S及CO2，根据四川气井固井经验，各层套管水泥均要求返至地面，导致固井封固段长；地层倾角大，软硬变化多，井斜角大；油气层多且分布段长，地层压力高、气层活跃；随着油田的深一步勘探开发，钻井向深井定向井、侧钻井、水平井等发展。
因此在四川深井超深井固井中，通常面临下述固井复杂问题：1) 套管下入困难；2) 长封固段固井技术难题；3) 小井眼、小间隙固井难题；4) 窄安全压力窗口、固井漏失及防气窜问题；5) 深井超深井水平井固井难题；6) 不规则井眼条件下固井质量问题。
二十世纪八十年代以来，我们在四川进行了大量的固井工程作业，针对四川深井气井、复杂地层固井难点，完成了《川东北深井复杂条件下固井工艺研究》、《川西地区高压气井固井技术研究》、《川西中高压浅层气防气窜固井技术研究》、《提高川西深层固井质量技术研究》、《川西地区深井固井技术研究》等多项科研课题。
下套管及固井作业的规定（试行）油气勘探公司钻井工程部下套管及固井作业的规定一、总则为进一步加强落实套管使用管理规定，严格执行下套管各项技术措施，提高安全意识，把井下安全、工程质量、规范操作放在第一位，杜绝违章指挥、违章操作，确保下套管及固井质量，现制定下套管及固井作业有关规定。
二、职责（一）钻井队1套管、附件准备及验收1.1套管到井后，井队技术员应及时清点送井套管、短套管及套管附件，检查其数量、型号是否与送井清单一致；套管和套管附件送井时要有检验合格证和检验记录。
钻井队技术员应收集好套管及附件合格证备查。
送井套管公扣和母扣端必须戴齐护丝，以防止碰坏丝扣。
1.2逐根清洗并检查套管及附件的丝扣。
1.3下套管工具必须完好，套管吊卡应有明显标记，不能与钻杆吊卡混用。
1.4对所送套管要复查套管丝扣、壁厚、钢级，由工程技术员组织丈量（套管长度不含公扣长度，长圆扣套管从公扣根部起丈量，特殊扣套管从“Δ”标记处起丈量）套管，将套管长度用红漆标记在套管本体上，数据要求两对口。
按入井顺序编排套管，检查累计的套管长度是否满足井深要求，入井套管和剩余套管分开摆放，将不下的套管用棕绳捆绑，作好标记，并与套管数据复核一致。
联顶节长度必须符合井架底座高度要求，两端丝扣抹黄油戴护丝保护好，避免挤压变形。
1.5对送井套管在井场上逐根通内径，内径规尺寸标准见表。
并记录通内径情况，由操作者签字。
检查工具质量。
1.7计算套管数据时，要确保浮箍位置低于要求人工井底位置不小于5米。
工程技术员必须清楚套管总数、入井根数、剩余根数及入井套管的编排顺序。
套管长度输入计算机后必须打印出来与实际的长度、位置相校核并确认一致，坚决杜绝将长度、顺序输错导致的严重质量事故。
1.8套管原始记录在测三样前必须保留。
2设备及其它准备2.1在完井电测期间，钻井队要对设备进行一次全面检查，保证在通井划眼、下套管及固井施工期间设备连续运转，确保各项工序连续进行。
2.2合理安排通井下套管固井时间，下完套管循环2～3周必须固井，不能长时间循环，影响固井质量。
超深井下套管固井技术摘要：随着勘探开发的不断深入，深井、超深井数量越来越多，套管的下深也越来越大，对下套管技术也提出了越来越高的要求。
在各次下套管前，认真通井做好井眼准备、调整好钻井液性能。
下套管作业中严格执行制定的技术措施，保证了各次套管顺利下到预定井深。
关键词：超深井套管设计、下套管钻井、固井工艺。
典型举例：一、超深井套管设计（一）超深井主要应解决6个方面技术难点：（1）井深结构的局限性导致固井质量难以满足要求。
（2）技术套管磨损严重，导致下部钻进困难。
（3）套管柱设计难以完善，固井工具可靠性差。
（4）地下水质变化大，导致水泥石的腐蚀严重。
（5）井下漏失和井涌问题等井壁稳定问题突出。
（6）穿越高压层和低压盐膏层、含硫地层。
（二）套管设计现在虽然有成熟的设计方法和设计标准但由于外在的计算条件难以确定，深井套管柱设计依然是一项困难的工作。
经常发生这样的情况: 按照规范设计很好的管串，在以后的生产过程中出现挤毁、破裂、变形、磨损等问题。
例如：克参1井的地层压力高达124MPa完井选用V150 P11C和NKT 1 40梯形扣套管，试油时套管发生破裂。
因此，超深井的套管设计、应适当增加安全系数，并对各种生产条件全面衡量，经过谨慎权衡后，确定最终的外载条件。
用于超深井固井的主要工具、附件有内管注水泥工具、分级注水泥接筛、尾管悬挂器、浮箍、浮鞋、扶正器。
扶正器对于保证顶替效果、提高固井非常重要，它的重要作用有两个：套管居中和造成局部紊流。
按以下原则：（1）套管鞋部位下入1亠2个扶正器。
（2）油气层段及上下50m内，每根套管加1个扶正器。
（3）在大肚子井段，每根套管加一个扶正器。
（4）其他井段酌情下入扶正器。
二、水泥浆和前臵液设计深井、超深井的水泥浆密度一般较高，因此，在密度一定的情况下，最重要的性能就是失水控制了。
由于配制一定密度的水泥浆所需的水灰比小，所以，少量的失水就会对水泥浆性能特别是稠化时间和粘度产生极大影响，因此API失水最好在50m以内或更低。
海南福山油田深井油层套管固井技术海南福山油田是中国南海地区最大的陆上油气田之一。
在福山油田中，深井开发是进行高产稳产和广延油藏的重要途径，而套管固井技术是实施深井开发的关键技术之一。
本文将从套管固井技术的原理、流程及其在福山油田深井油层上的应用等方面进行探讨。
一、套管固井技术原理套管固井是指在钻完一口井后，在井筒中埋设套管，以隔离地层，然后通过在套管与井壁之间灌注固井液，使套管固定在井中。
因此，套管固井技术是为了维护井孔的安全性，防止井孔坍塌、地层交叉混流等不利于油气开采和井口作业的因素对井孔的危害。
套管固井技术是通过向井管中灌注固井液，在固井液的作用下发生固化反应，使固井液形成细小的颗粒来夹紧套管，进而固定套管在井孔中。
固井液在往井筒中注入过程中，能够充实井下空洞和缝隙，阻止地层流体逆向渗漏、交叉混流等现象，从而维护井孔的安全性。
二、套管固井技术流程套管固井技术主要流程包括：套管上下口的回收和安装、套管固井液的灌注、未固化固井液的排清以及固化后的套管固井效果检验等。
（一）套管上下口的回收和安装在套管固井前，需要提前将套管上及下的dope清除同时进行套管的安装，保证套管的完整性和稳定性。
（二）套管固井液的灌注选择合适的固井液，将其逐步地灌注至套管内部，实现将固井液从上泵向下，形成环绕整理套管形成一个套管固井门槛，在这个过程中要注意稳定压力，以避免套管因液压力过大而断裂或塌陷。
（三）未固化液的排清在套管固井液注入过程中，有些固井液可能还未固化就流了出来，此时需要将先前的固井液清完，以便后面的固井液能够占据全部的空洞，避免空洞内出现孔隙。
（四）固化后套管固井效果检验随着时间的流逝，套管固井液完全固化，套管就能稳定地承受来自下部地层的压力，这时需要进行套管固井效果检验，以确保固井质量符合相关标准要求。
三、海南福山油田深井油层套管固井技术应用实践海南福山油田深井油层开发是一个省级重大油气资源开发项目，也是中国油气领域的重点项目。
图1 KS13-1井三完井径KS13-1井超深技术套管固井技术难点及认识韩永建（大庆钻探工程公司钻井一公司， 黑龙江 大庆 163411）[摘 要] 新疆塔里木油田库车山前油气井存在井身结构复杂、套管尺寸大、裸眼段长，环空间隙小等难点，易造成下套管粘卡、遇阻、固井质量差等问题。
本文针对该区块超深技术套管下入、固井技术进行了简要分析。
[关键词] 固井技术；超深井；技术套管作者简介：韩永建（1982—），男，江苏盐城人，本科学历，高级工程师，从事固井技术工作。
KS13-1井是部署在新疆阿克苏拜城县境内的一口开发井，也是大庆钻探公司在新疆塔里木油田施工的第一口山前高难度井，当前处于三开完井作业。
该井设计五开，一完井深199m ，表层套管下深198.95m 固井，封固西域组以上地层；二完井深4500m ，下入365.13mm 技术套管至4500m ，采用分级固井技术，封固库车组以上薄弱地层；三完井深6863m ，下入293.45mm 及273.05mm 复合套管至井深6863m 固井，主要封固盐上薄弱地层，防止在下部高压盐层钻进时发生漏失复杂。
1 固井难点(1)下套管吨位大，三完套管净重623t ，浮重470t ，作业时间长，对设备要求高。
(2)水泥浆注、替量大，对设备、施工等方面要求高。
(3)环空间隙小，下套管过程中存在阻卡、井漏的风险。
(4)水泥浆与泥浆密度差小，差级0.05g/cm 3，顶替效率低。
(5)采用分级固井工艺，注灰及顶替量大，分级箍工具存在提前打开或关闭的风险，对工具工作稳定性要求高，(6)如果一级较多水泥浆返至分级箍以上，开孔循环无法将重合段混浆清洗干净，影响二级封固质量。
(7)裸眼段长，有可能造成一级水泥浆顶部强度发展慢，候凝时间长，影响后续施工。
(8)分级箍安放位置是关键。
2 技术要求2.1井眼准备首先根据KS13-1井钻进时采用的钻具组合，采用双螺扶通井组合，通井下钻过程中根据电测井径曲线（如图1），对小井眼及遇阻井段有针对性地采用大排量划眼，修整井壁。
深井固井井眼准备及下套管技术深井固井井眼准备及下套管技术川庆钻探⼯程公司⼯程技术处⼆0⼀0年七⽉⼆⼗七⽇第⼀部分井眼准备及下套管技术⼀、井眼准备川渝地区地质构造复杂，地层承压能⼒低及井漏普遍存在，为确保套管柱下⼊和注⽔泥施⼯的安全顺利进⾏，因此井眼准备是下套管及注⽔泥施⼯作业前的最重要的⼯作之⼀。
1、地层承压能⼒试验固井施⼯作业前应了解和掌握地层的三条压⼒曲线，即地层压⼒、地层漏失压⼒和地层破裂压⼒，固井施⼯最理想状态是使整个管柱环空当量液柱压⼒，⼤于地层压⼒⽽⼩于地层漏失压⼒，上述⼏条压⼒曲线是设计固井施⼯参数（⽔泥浆密度、注替排量等）的最重要依据。
地层压⼒和地层破裂压⼒可通过钻井设计和实钻资料了解和掌握，⽽地层漏失压⼒多数情况下不得⽽知，常常需要对地层做承压试验来了解。
在下套管作业前，通常采⽤三种⽅式对地层进⾏承压试验，即井⼝憋回压（其前提条件：在不发⽣静⽌井漏或循环井漏的情况下，井内静液柱压⼒与憋压值之和折算为当量泥浆密度应⼩于上层套管鞋处地层破裂压⼒梯度，否则不能采⽤）、加重钻井液摸拟固井施⼯压⼒和加⼤循环排量摸拟固井施⼯压⼒，或上述⼏种的综合应⽤，如龙岗构造、九龙⼭构造、七⾥北构造等各构造的井普遍进⾏了承压试验，根据试压结果最终确定施⼯⽅案和施⼯主要参数。
2、堵漏及提⾼地层承压能⼒为了满⾜固井施⼯安全和固井质量要求，对于实钻中发⽣井漏和承压试验发⽣漏失的井，都必须进⾏堵漏作业。
针对不同漏失性质分别采取颗粒级配的复合堵漏材料、随钻堵漏材料和注⽔泥堵漏等多种⽅法。
九龙⼭构造的龙16井、龙17井和铁⼭坡构造的坡1-X2井等在下⽣产套管前，都耗费了⼤量物⼒、财⼒进⾏了长达数⼗天的堵漏及提⾼地层承压能⼒⼯作。
3、钻井液性能处理及循环固井施⼯作业前，钻井液性能是否得到优化处理和调整以及充分有效的循环对于固井作业安全和提⾼固井质量的严重影响愈来愈受到固井界⼯程技术⼈员的⾼度重视。
充分认识到钻井与固井是两套不同的钻井液性能要求，钻井主要重视钻井液对砂屑的携带、悬浮和对井壁保护的能⼒，⽽固井则要求其具有较低的粘切和屈服值，使其易于被顶替；注⽔泥前对钻井液充分有效的循环有助于破坏其结构⼒、改善其流动性和对井筒的清洁、净化，更有利于确保施⼯安全和进⼀步提⾼⽔泥浆顶替效率。
深井超深井钻井液及固井技术目录第一节深井超深井钻井液技术 (3)一、我国深井超深井钻井液技术概述 (4)二、国外深井超深井钻井液技术概述 (5)三、油基钻井液在深井超深井中的应用情况 (11)四、水基钻井液在深井超深井中的应用情况 (13)五、新型耐高温水基钻井液 (26)六、抗高温处理剂 (39)第二节国内外深井超深井固井完井技术 (45)一、国内固井基础理论研究 (46)二、国内常规固井技术 (46)三、国内深井固井技术 (47)四、国内深井固井实例 (49)五、国内深井完井技术 (53)六、深井固井完井问题原因探讨 (56)七、深井固井完井技术措施探讨 (57)八、国外深井超深井固井技术 (59)九、国外超深井完井技术 (69)第一节深井超深井钻井液技术由于普通泥浆高温高压下会发生降解而失效,因此,钻深井超深井必须使用专门的泥浆，这种泥浆必须具有：高温稳定性、良好的润滑性和剪切稀释特性，固相含量低、高压失水量低、抗各种可溶性盐类和酸性气体的污染,有利于处理、配置、维护和减轻地层污染。
现已研制出各种适合于钻深井超深井的泥浆，新的泥浆也在不断出现。
深井超深井钻井液技术的特点:①井愈深,井下温度压力愈高，钻井中泥浆在井下停留和循环的时间愈长，使深井超深井泥浆的性能变化和稳定性成为一个突出的问题,而且井愈深,井下温度愈高,问题就愈突出。
②深井钻井裸眼长,地层压力系统复杂，泥浆密度的合理确定和控制则更为困难，且使用重泥浆时，压差大因而经常出现井漏、井喷、井塌、压差卡钻以及由此而带来的井下复杂问题,从而成为深井超深井泥浆工艺技术的难点之一。
③深井钻遇地层多而杂，地层中的油、气、水、盐、粘土等的污染可能性增大,且会因高温作用对泥浆体系的影响而加剧,从而增加了泥浆体系抗污染的技术难度。
④泥浆对深部油层的损害，因高温而加剧, 从而对打开油层钻井完井液的技术要求更加严格。
⑤浅井已取得成效的各种先进钻井工艺技术及先进工具,在深井井段应用受到很大的限制。
深南潜山大尺寸套管长封固段固井技术衡探1井是华北油田部署在渤海湾盆地深县凹陷深南潜山雾迷山组内幕圈闭构造位置的一口重点风险探井。
二开使用?311.2mm钻头钻至2702.0m中完，钻进和通井过程中有轻微渗漏，漏失量约10方，漏失层位未知。
下入Φ244.5mm 技术套管下深2700m，要求一级固井，水泥浆返至地面。
针对本井所处区块地质结构复杂、套管尺寸大、封固段长、固井施工难度大等诸多固井施工难点，提出了主要固井技术措施，经过现场固井施工应用，固井质量合格，达到了预期的效果。
标签：深南潜山；风险探井；大尺寸套管；长封固段；单级固井衡探1井是华北油田部署在渤海湾盆地深县凹陷深南潜山雾迷山组内幕圈闭构造位置的一口重点一级风险探井，钻探目的是钻探深南潜山内幕雾迷山组地层的含油气情况，兼探东营、沙一、沙三段地层的含油气性。
井身结构为一开使用?444.5mm钻头钻至197.0m，下入?339.7mm套管196.19m，水泥浆地面。
二开使用?311.2mm钻头钻至2702.0m中完，井底水平位移2.2m，钻进和通井过程中有轻微渗漏，漏失量约10方，漏失层位未知。
下入Φ244.5mm技术套管下深2700m，要求单级固井，水泥浆返至地面，对固井施工安全和固井质量带来了严峻的挑战。
1 固井技术难点1.1 该井所处区块地质结构复杂、邻井参考资料少，固井施工难度大、风险高，地层压力系数低。
1.2 要求全井封固，水泥浆量大，水泥浆液柱压力高，施工要求高，固井施工过程中易发生井漏、环空憋堵、水泥浆闪凝等复杂情况。
1.3 封固段长达2700m，采用单级固井，上下温度差大，对水泥浆综合性能要求高。
1.4 施工压力高，对固井设备、工具附件要求严格。
1.5 固井工作量大，对水泥车操作手要求高，要求操作平稳，避免产生过大激动压力，造成复杂情况发生。
1.6 替浆量大，易造成水泥浆窜槽，井壁垮塌，水泥浆顶替效率差，固井质量不易保证。
2 主要固井技术措施根据“固井三压稳”原则，优化固井施工方案，采取有针对性的技术措施：2.1 井眼准备：①把好井身质量关，下套管前必须通井。
超深井下套管固井技术摘要：随着勘探开发的不断深入，深井、超深井数量越来越多，套管的下深也越来越大，对下套管技术也提出了越来越高的要求。
在各次下套管前，认真通井做好井眼准备、调整好钻井液性能。
下套管作业中严格执行制定的技术措施，保证了各次套管顺利下到预定井深。
关键词：超深井套管设计、下套管钻井、固井工艺。
典型举例：一、超深井套管设计（一）超深井主要应解决6个方面技术难点：（1）井深结构的局限性导致固井质量难以满足要求。
（2）技术套管磨损严重，导致下部钻进困难。
（3）套管柱设计难以完善，固井工具可靠性差。
（4）地下水质变化大，导致水泥石的腐蚀严重。
（5）井下漏失和井涌问题等井壁稳定问题突出。
（6）穿越高压层和低压盐膏层、含硫地层。
（二）套管设计现在虽然有成熟的设计方法和设计标准但由于外在的计算条件难以确定，深井套管柱设计依然是一项困难的工作。
经常发生这样的情况:按照规范设计很好的管串，在以后的生产过程中出现挤毁、破裂、变形、磨损等问题。
例如：克参1井的地层压力高达124MPa，完井选用V150、P110和NKT140梯形扣套管，试油时套管发生破裂。
因此，超深井的套管设计、应适当增加安全系数，并对各种生产条件全面衡量，经过谨慎权衡后，确定最终的外载条件。
用于超深井固井的主要工具、附件有内管注水泥工具、分级注水泥接筛、尾管悬挂器、浮箍、浮鞋、扶正器。
扶正器对于保证顶替效果、提高固井非常重要，它的重要作用有两个：套管居中和造成局部紊流。
按以下原则：（1）套管鞋部位下入1～2个扶正器。
（2）油气层段及上下50m内，每根套管加1个扶正器。
（3）在大肚子井段，每根套管加一个扶正器。
（4）其他井段酌情下入扶正器。
二、水泥浆和前臵液设计深井、超深井的水泥浆密度一般较高，因此，在密度一定的情况下，最重要的性能就是失水控制了。
由于配制一定密度的水泥浆所需的水灰比小，所以，少量的失水就会对水泥浆性能特别是稠化时间和粘度产生极大影响，因此API失水最好在50m以内或更低。
深井、超深井中往往难以采用紊流固井技术。
当套管尺寸大时，虽然顶替排量较大，但由于环空容积大水泥返速较低，当套管尺寸小时，由于流体摩擦阻力大，顶替排量小。
这两种情况都难以实现紊流固井。
因此，最现实的方法是：低返速固井和大排量顶替固井。
最佳的顶替原则是保证水泥浆在环空的壁面剪切应力接近30MPa。
如果井下条件不允许，至少也要保证有15MPa的壁面剪应力。
三、固井工艺深井、超深井的固井由于井深结构的特殊性，上部套管尺寸较大，往往采用内管柱固井技术和双胶塞古井，主要是最大限度避免水泥浆和钻井以及其他流体的泥浆，保证套管鞋处水泥石的质量；中间的技术套管常采用分级固井和尾管固井技术以及低密度水泥浆固井技术，以有效封固长裸眼井段；完善套管多采用尾管回接固井或一次固井技术，有时也采用分级固井。
内管柱固井技术：对于效地缩短作业时间Φ339.7mm 套管和Φ508mm 套管以及更大尺寸套管，采用内管柱固井的主要理由有两点：(1)由于内容积较大，大部分固井作业时间均在替浆上，采用内管柱固井后可以有效地缩短作业时间;(2)由于套管内径较大，管内壁粘附的泥饼相对较多，当上胶塞通过时，大量泥饼被挂带至套管鞋处，影响套管鞋处水泥石的质量。
后两个问题有时也用双胶塞固井来解决。
内管柱固井工具有两种形式：井口密封和井底密封。
工艺流程：套管下至预定井深后，使管串在井口（一般坐定于套管上）固定，再于套管内下入钻杆（或油管），插入预先连接在套管串下部的插座，加上适当钻压后即可实现密封。
这时就可以通过钻杆按一次固井的施工步骤正常施工。
替浆结束后，上提钻杆，下部回压阀关闭，结束固井。
有些内插座也常与套管鞋作为一体，而不再单独加工。
内管柱固井的关键环节是要保证内插座的密封，应在注水泥前循环时重点检查。
当套管下入深度较大时，由于流体密度的变化，会造成钻杆和套管环空容积的变化，这时井口会有轻微溢流或液面下降，属正常现象，应注意与密封失效区别。
另外，大尺寸套管下井，尚需考虑套管飘浮上顶。
通过内管加压密封，也要考虑浮力问题，避免因此造成事故。
井口密封的内管柱固井工具，是用井口法兰板通过钢圈密封的。
在高参1井的Φ339.7mm技术套管固井中，使用这种形式的内管固井工具，将密度 1.35g/cm3的水泥浆一次从2100m 的井底返至地面，注水泥时间120min，而顶替时间只用了９min，ＣＢＬ检测固井质量优质。
分级固井技术：Φ339.7mm 套管和Φ244.5mm 套管固井常采用分级固井，对Φ139.7mm 套管有时也采用该技术。
最常见的施工是双级固井，也有一些井采用三级固井。
由于双级古井可以分为连续式和间隙式两种工艺方法。
一般情况下多采用间隙式双级古井。
采用分级固井的主要原因是：要求的水泥封固段过长可能压漏地层；出于放气窜或顶替效率方面的考虑，一次固井水泥量过大；水泥浆性能难以保证长封固段的固井质量。
分级箍的作用原理：先按一次固井工艺，注入一级水泥，并返至设计井深。
碰压后，投入重力塞，待重力塞达到分级箍位臵后，坐于下滑套上，这时在井口加压剪断销钉，下滑套下行，打开循环孔，建立循环。
可以等一级水泥凝固后再注二级水泥（间歇式）或直接注二级水泥（连续式）。
二级水泥顶替完成后，由关闭胶塞坐放到上滑套上，在井口加压，关闭循环孔。
自通径分级箍则是在完成二级固井后，继续憋压，剪断上内套与胶塞套之间的销钉，使胶塞套和重力套滑落到井底。
分级固井的关键环节是：保证下部回压阀密封可靠、上下滑套正常工作和重力塞顺利下行到位。
另外，由于必须通过井口憋压对分级箍进行操作，所以套管柱设计必须考虑由此产生的附加载荷，抗拉安全系数不得小于1.5。
如果回压阀密封失效，则影响二级注水泥的正常施工，因此，当不能保证回压阀可靠时，可以考虑对顶替钻井液加重以平衡管内外压力，防止水泥浆倒流，下滑套若不能打开，就无法建立二次循环，导致二级注水泥无法施工，这是可以采取的办法有两个；（1）（2）一级水泥凝固后，通过射孔建立循环。
在大套管内，下入钻具，利用钻具质量打开循环孔。
若重力塞下行遇阻，也可以采用这一方法。
因此，水泥浆稠化时间设计应考虑这一因素。
对于上滑套无法关闭的情况，一般采用憋压候凝的方式处理。
四、超深井下套管典型实例胜科1井下套管固井技术（一）Φ339.7mm表层套管下入表层套管井眼稳定性差，井壁容易坍塌、井半径不规则、环空返速低造成携岩效果不好，而且本井段存在多压力层系和阶梯式井眼，这些因素对Φ339.7mm大尺寸、高刚性套管的安全下入造成很大的难度。
针对这些不利因素，采取多次分段下钻通井、调整钻井液性能，成功将套管下到了预定井深，并且创造了该尺寸套管胜利油田的下深记录。
为此在下套管的过程中采取措施(1）为防止套管串下部脱扣，在套管串下部结构和最下部100m套管进行先涂抹丝扣胶，然后打销钉紧固。
(2）所有套管涂抹套管密封脂，采用专用套管卡盘和套管钳等井口工具，保证了打套管的安全下入和丝扣的连接质量。
(3）所有套管涂抹套管密封脂，采用专用套管卡盘和套管钳等井口工具，保证了打套管的安全下入和丝扣的连接质量(4） (5）认真检查套管附件，并按规定操作。
下完套管缓慢开泵，充分利用振动筛、除砂器清除套管扶正器刮下的泥饼。
（二）(Φ244.5mm+Φ250mm)技术套管下入在三开井段中，存在多套压力层系、大段软泥层、和盐膏层，井半径极其不规则，对套管串顺利下到预定井深提出了非常高的要求。
为此在下套管的过程中采取措施（1）盐膏层和软泥层井段采用壁厚15.88mm的Φ250.8mm加厚套管，以提高套管的抗外挤能力。
（2）为防止套管串下部脱扣，在套管串下部结构和最下部100m套管进行先涂抹丝扣胶，然后打销钉紧固。
（3）所有套管涂抹套管密封脂，采用专用套管卡盘和套管钳等井口工具，保证了打套管的安全下入和丝扣的连接质量。
（4）为保证井眼稳定，减少钻井液上反冲蚀井壁，下套管过程中控制下放速度，使钻井液上返速度不大于0.96m/s.（5）所有入井套管按相关标准检验，合格后入井。
（三）Φ139.7mm 油层套管下入本井段使用Φ215.9mm钻头，钻完井深7026m，全井下入Φ139.7mm套管而且从井底到地面用水泥加固。
基于井下实际情况，采用先悬挂尾管，再进行回接的技术措施。
通过对各种工具、附件的优选和配臵封下部井段和套管内灌入的专用钻井液等措施克服了施工中存在的难题，最终顺利下入套管固井。
为此在下套管的过程中采取措施：（1）为降低下套管回流阻力和对地层的回压，下套管前应适当降低钻井液密度，降粘切，提高流动性。
同时为确保套管下到预定井深能顺利开泵，套管下入到裸眼井段后进行多次中途开泵，开泵压力控制在10MP以内。
（2）下套管前根据循环排量和压力推算地层承压能力，防止井漏。
（3）采用特种材质的抗高温液压尾管悬挂器及相应浮鞋、套管扶正器等附件，并对悬挂器各销钉耐压数据多次模拟实验，保证数据的可靠（4）五小结总之，超深井下套管过程中，要综合个方面因素，尤其是井下不确定性因素，在各次下套管前，认真通井做好井眼准备、调整好钻井液性能。
下套管作业中严格执行制定的技术措施，保证了各次套管顺利下到预定井深。
为确保套管重叠段的封固质量，尾管与上层套管重叠200m。
