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2)水泥返高设计深水固井设计中，水泥浆返高不能超过上层套管鞋，在水泥顶与上层套管之间留下一定长度的裸眼段。
这样做的原因在于深水的水下井口座挂后，套管环空完全被密封，其压力因为在水下而无法监测。
如果水泥浆返高超过上层套管鞋，那么在水泥石顶部与水下井口环空中的液体，在油井生产期间，可能会被产层流体加热而膨胀，由于液体的不可压缩性会造成套管破裂。
如果在水泥返至上层套管鞋以下，那么环空液体被加热膨胀时，流体可压裂进入地层，而消除了套管的膨胀变形，避免套管损坏的出现，从而降低了后期修井作业的可能性，如图4示意。
2.2 特殊工艺与技术(1) Allamon特殊套管工具由于特殊井身结构的存在，小间隙环空就不可避免地会出现。
深水钻井的安全作业窗口本来就很小，小间隙又必然导致压力异常增高，因此要保证固井作业的成功必须解决环空间隙小的问题。
Allamon等公司开发了一套用于下套管的特殊工具，来解决套管环空小间隙的问题，该工具与自动灌浆装置配合使用，可以降低因环空间隙小造成的压力激动，避免下套管过程中压漏薄弱地层(图5)。
下套管过程中，转换接头连接送放钻具和尾管悬挂器(或是套管悬挂器)，尾管或套管柱接自动灌浆的浮鞋、浮箍。
下套管过程中，不用停下灌浆，直接将管串送至设计位置，然后投球蹩压关闭旁通阀，之后座挂悬挂器、蹩球座、激活浮鞋与浮箍，按照常规作业方式进行循环泥浆，固井。
这样就避免了下套管过程中出现压力激动，缩短了下套管时间，也避免了泥浆中过多岩屑在下套管中形成卡堵。
(2)整体接箍在深水钻井中，上部地层常存在着1-2个浅层水层或气层，这些水层或气层由于压力梯度不同，而不得不分别下套管进行封固，因而在上部井眼必须采用较大尺寸的套管。
以墨西哥湾为例，由于地层情况复杂，上部地层甚至要采用36″+30″+26″+22″+18″+16″的套管结构。
大尺寸套管在井眼中的环空间隙较小，尤其是接箍处的间隙更小。
再加上地层破裂压力低，为防止下套管和固井中产生较高压力激动造成复杂情况，而不得不降低下放速度和循环排量。
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。
钻具刚度和套管刚度匹配在下套管工艺中的应用研究1摘要：在钻井作业实践中，套管经常由于各种原因不能完全下到位，需要重新拔出套管，进行通井作业，或者就地固井，重新侧钻，启动备用井眼尺寸，更甚者，导致钻井失败。
失败的主要原因是套管下入刚度不适用钻具刚度，导致套管弯矩增大，井眼曲率半径过大而无法通过井眼。
因此本文利用惯性矩计算方法，对比通井钻具组合和套管刚度，得到钻具与套管刚度匹配性方法，成功解决中东某碳酸盐井表层套管多次下套管不到位的难题，为后期类似的碳酸盐井通井钻具组合提供了理论依据。
关键词：大尺寸套管，通井钻具，刚性，惯性矩Analysis of the effect of moment of inertia on casing runningSun Wenhua1(1. Unit, location zip Code)Abstract: In drilling practice, the casing is often not fully in place for various reasons, and it is necessary to pull out the casing again to run the well, or cement the well in place, re-sidetrack, and start the backup hole size, or even lead to drilling failure. The main reason for failure is that the casing running stiffness does not apply to the drilling tool stiffness, which leads to the increase of casing bending moment and the hole curvature radius is too large to pass through the hole. Therefore, in this paper, the calculation method of moment of inertia is used to compare the drilling tool assembly and casing stiffness, and the matching method of drilling tool and casing stiffness is obtained, which successfully solves the problem that thecasing is not in place for several times in the surface casing of a carbonate well in the Middle East, and provides a theoretical basisfor similar drilling tool assembly of carbonate well in the later period.Key words: large size casing, Drilling tools, Rigid, Moment of inertia0 引言在钻井过程中，通井作业主要是为了扩划井壁、破除台肩、消除阻点[1]。
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。
水平井固井质量测井施工工艺分析随着我国油气勘探开发及试采技术的不断提高，钻井设备性能的大幅提升，大斜度井、水平井在现阶段油田开发中已经成为常态。
水平井固井质量的好坏影响着油气井的开采率和寿命，然而在水平井测井过程中仪器无法靠自身和电缆的重力到达目的层段。
因此水平井固井质量测井需要借助特殊工艺来完成。
目前常用的水平井固井质量测井工艺主要有三种：湿接头钻具传输测井工艺、爬行器输送测井工艺、无缆存储式传输测井工艺。
各种工艺都有其自身属性，测井现场需要根据井深结构选择合适的施工工艺。
标签：水平井;固井质量;测井;工艺引言国内石油开采业的发展如今正面临着开采环境越来越差的问题，许多油藏因为自身的储层物性和埋藏深度比较特殊，所以无法应对直井开采要求。
对此有必要利用水平井钻井开采技术，这种方法能够很好的控制生产成本。
当然该技术的应用需要考虑钻井液驱替效率、下套管串以及井眼状况差一类的状况。
以上问题对于水平井固井质量的影响十分突出，会导致施工效率降低。
为了解决这一情况就需要加强水平固井技术研究，提升技术水平，保障水平固井技术能够发挥最大价值。
1水平井固井施工技术（1）井眼净化为了确保套管能够顺利到达井下位置就需要做好井眼净化工作。
套管下入之前需要根据有关规定组织生产，要严格控制通井作业内容和部分。
水平井的造斜段、水平井段以及阻卡井段要使用划、冲一类的方法确保水平井井眼足够通畅。
实践中要根据具体情况使用短起下钻与分段大排量循环结合方法提升井眼规则性。
除此之外这种做法还能够破坏井下的堆积岩屑床。
在钻头到达井底之后要尽量增加钻井液循环力度，以免振动筛出现砂子这种物质。
要确保井底的碎屑能够被钻井液运送到地表。
对于水平井大斜度和水平段，可以用下放塑料球的方法，通过这种手段控制套管摩擦阻力。
（2）套管设计①弯曲半径。
通常来说水平井造斜段的井眼曲率非常高，为了保障下管顺利就需要精准精算弯曲半径，确保弯曲半径小于井眼的弯曲情况，确保套管下入顺利。
套管扶正器的工作原理在石油钻井工程中，套管扶正器是一种重要的井下工具，它的主要作用是确保套管在井眼中的正确位置，防止套管与井壁接触，减少磨损和卡住的风险。
套管扶正器通过其独特的设计和工作原理，在提高钻井效率和保护套管完整性方面发挥着关键作用。
一、套管扶正器的结构套管扶正器通常由高强度金属制成，具有坚固耐用的特点。
其结构一般包括扶正器本体、弹簧片和连接部件。
扶正器本体是扶正器的主体部分，它具有一定的强度和刚度，能够承受井下复杂环境的考验。
弹簧片则起到支撑和定位的作用，它们均匀地分布在扶正器本体的周围，通过弹性变形来适应不同直径的套管。
连接部件则用于将扶正器连接到套管上，确保在钻井过程中扶正器能够随套管一起下入井中。
二、套管扶正器的工作原理套管扶正器的工作原理主要基于力学原理和井下环境的特性。
当套管下入井中时，由于井眼的不规则性和地层的复杂性，套管可能会与井壁发生接触，导致磨损、卡住等问题。
为了避免这些问题，需要在套管上安装扶正器。
扶正器通过其弹簧片的弹性变形来适应套管的直径变化，并将套管支撑在井眼的中心位置。
在钻井过程中，随着套管的不断下入，扶正器也随之移动。
当套管遇到井眼缩小或地层变化时，扶正器的弹簧片会发生压缩变形，适应套管直径的变化，同时产生反向支撑力，将套管推向井眼中心，保持套管的稳定性。
此外，套管扶正器还具有导向作用。
在钻井过程中，扶正器能够引导套管沿着预定的轨迹下入，避免套管偏离设计井眼轨迹，从而提高钻井的准确性和效率。
三、套管扶正器的应用与优势套管扶正器在石油钻井工程中得到广泛应用，特别适用于复杂地层和深井钻井。
通过使用扶正器，可以有效地减少套管的磨损和卡住风险，提高钻井效率，降低钻井成本。
同时，扶正器还可以保护套管的完整性，延长套管的使用寿命，为后续的油气开采提供有力保障。
套管扶正器的优势主要体现在以下几个方面：首先，它具有结构简单、安装方便的特点，能够适应不同直径和类型的套管；其次，扶正器具有良好的弹性和耐磨性，能够适应井下复杂环境的考验；最后，扶正器能够有效地提高钻井效率和保护套管完整性，为石油钻井工程的安全、高效、环保提供有力支持。
