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固井同行业事故案例分析1固井井喷事故1）基础资料（1）表层套管：φ339.7mm，下深60.28m。
（2）技术套管：φ244.5mm，下深1281.41m。
（3）裸眼：φ215.9mm钻头，钻深2264m。
（4）防喷装置：双闸板防喷器一套，只能封钻杆，不能封套管。
（5）钻井液性能：密度1.22g/cm3，粘度27s。
2）事故发生经过胜利油田某年某月在GD-10-1井施工作业，完井后，下入φ139.7mm油层管至2252.66m，循环时将钻井液密度由1.22g／cm3降至1.15g/cm3。
固井时，依次注入清水3m3，密度1.01g/cm3的平衡液10m3，密度1.25g／cm3的先导浆36m3,密度1.78 g/cm3的尾浆57.5 g/cm3。
替钻井液时，排量30L/s，替入18 m3时，井口返出量明显减少，替入21 m3时，井口不返，坚持替完水泥浆碰压。
候凝1h10min 后，井口涌出钻井液，接弟发生井喷，喷出物为油气，喷高20m多。
3）事故原因分析（1）本井是因井漏环空液面下降到一定深度，失去压力平衡，再加上水泥失重的影响，诱发井喷。
（2）虽然装有防喷器，但防喷器闸板规范不配套，发生了井喷，依然用不上。
所以在下套管以前，一定要把防喷器闸板换装成与所下套管外径规范相匹配的闸板。
（3）忽视了观察进口和向井内灌钻井液的工作。
固井碰压后，一般井队都是刀枪入库，马放南山。
但在井漏的情况下，绝不可疏忽大意，只要注意向井内灌钻井液，或许会避免此类事故的发生。
（4）固井过程中，发生井漏，有两种情况，一种是因环空堵塞而发生井漏，泵压一定要升高，环空液面也不会下降，此种情况，不会发生井喷。
另一种情况是在水泥浆上返过程中，随着环空液注压力的增高，将低压层压漏，此时泵压不会上升，但井口液面要下降，遇到这种情况，必须观察井口动态，做好灌注钻井液的工作，必要时关井候凝。
4）防止固井后发生井喷事故的预防措施（1）在高压油气层固井，要用膨胀水泥或在水泥中添加防气窜剂，维持水泥凝结时体积不变，不给油气上窜留下通道。
2013年井下事故案例汇编中原石油工程有限公司2014年3月前言2013年，通过大家的共同努力，井下事故明显减少、钻井速度不断加快、生产时效不断提高，但是事故损失仍很惊人。
为了加强事故预防和处理，牢固树立事故是最大的浪费和一切事故都可以避免的理念。
按照“四不放过”的原则，查找原因，总结经验，避免同类事故重复发生，中原工程公司技术发展处组织有关技术专家对2013年发生的井下事故进行了收集整理，编写了《2013年井下事故案例汇编》。
本案例汇编分五部分：卡套管故障、钻具故障、卡钻故障、钻头故障、其它。
钻井公司技术专家负责收集整理案例工作，技术发展处组织相关专家进行了会审，形成了本案例汇编，提供给各钻井公司技术人员学习参考。
本案例汇编在编写过程中得到了相关领导、专家和技术人员的大力支持，在此表示衷心感谢！由于时间仓促，水平有限，难免出现错误和不足之处，敬请批评指正。
编者- 1 -目录第一部分：卡钻故障案例1：姬平22-21井井塌卡钻故障案例2：胡7-侧277井井漏卡钻故障案例3：南堡36-3618井卡钻故障案例4：高32-14井卡钻故障案例5：试41-2井卡钻故障案例6：苏20-20-15X井卡钻故障案例7： YJ2-13井卡钻故障案例8：德1井卡钻故障案例9：高桥31-73井卡钻故障案例10：祥6-11井卡钻故障案例11：高桥31-74井卡钻故障案例12： DPH-95井卡钻故障案例13：卫393井卡钻故障案例14：文263H井两次卡钻故障案例15：元陆28井空气钻卡钻故障案例16：福石2井卡钻故障案例17： YH23-1-24H井卡钻故障案例18： TP332X井卡钻故障案例19： S72-15井卡钻故障- 2 -案例20： YJ1-7井卡钻故障案例21： TH10276井卡钻故障案例22： KeS3-1井卡钻故障案例23：金跃6井卡钻故障案例24：金跃8井卡钻故障第二部分：卡套管故障案例1：文33-侧224井卡尾管故障案例2：文92-3H井卡套管故障第三部分：钻具故障案例1： AK1-H5井钻具脱扣故障案例2：中江18H井钻具故障案例3：普陆1-2H井空气钻钻具落井故障案例4：普陆1-2H断钻具故障案例5：文72-421井钻具落井故障案例6：查平2井断钻具故障案例7：顺南5井断钻具故障案例8：桥43-1井钻具脱扣故障案例9：高桥24-125螺杆故障案例10：胡47-侧14井螺杆故障第四部分：钻头故障案例1：核5井牙轮落井故障案例2： TK1134X井掉牙轮故障- 3 -案例3：克深3-1井PDC钻头断刀翼故障案例4：江沙24-2HF井掉牙轮故障案例5： COCA-K28井钻头落井事故第五部分：其它案例1：高3104X6井电测遇卡断电缆故障案例2： HD1-7-H1井单吊环案例3： YQ5-5井固井异常案例4：金跃202井划出新井眼- 4 -第一部分：卡钻故障案例1：姬平22-21井井塌卡钻故障一、基本情况该井是水平井，设计井深3556m，钻井液密度1.20 g/cm3，造斜点2400m，井身结构为：Φ311.2mm*410m+Φ215.9mm*3556m。
固井历史上的重要事件：1903：F·F·希尔将50袋水泥混合后的纯水泥浆倒入井内，用于封堵井底水层。
1919：哈力伯顿——在北德克萨斯成立注水泥事务所。
1920: 哈力伯顿——发明了射流水泥混合器。
1921：J·T·白奇曼、散塔克鲁兹水泥石油公司——发明了初期水泥试验技术。
1922：哈力伯顿——提出了双塞注水泥浆法专利技术。
1927：独星水泥公司——在印第安纳首次制造了高细度抗硫酸盐水泥。
1929：哈力伯顿——建立了第一个测定油井水泥性能的实验室。
1930：哈力伯顿、汉布莱石油与炼制公司、加利福尼亚标准石油公司——开始进行油井水泥研究工作。
1930：H·R·依尔文——取得了在套管外用扶正器方法的专利。
1930：搬土被引进到石油工业，用于钻井泥浆及水泥。
1932、1934：威拉姆兰诺与瓦尔特威尔斯——在加利福尼亚及墨西哥沿岸使用了射孔枪。
1934: B·C·克拉夫特等、加利福尼亚标准石油公司——提出了水泥稠化时间测定仪结构的报告。
1937：J·E·勒尔、哈力伯顿——制造了测定油井水泥性能的双容器装置。
1937：API——成立了油井水泥研究委员会。
1938：R·F·法里斯、斯塔诺林德油气公司——制造了第一台高温高压水泥浆稠化时间测定仪。
1939：汉布莱石油与炼制公司——在水泥内混入少量的卡诺特石（钒钾铀矿）以使用伽马测井法来确定套管外水泥返回顶部的位置。
1939：肯艾斯瑞特与布鲁斯巴斯特——在加利福尼亚第一次使用市售井壁刮泥器。
1940：M·M·肯莱——第一次用电缆进行井径测井，以确定所需水泥的量。
1952：API——批准了关于油井水泥实验的API规程32（第一版）。
1953：飞利浦斯石油公司——把降失水剂产品和硅藻土介绍到工业界。
1957：哈里伯顿——介绍了加重剂。
井下作业工程典型质量事故案例2006.11目录一、××井分求管串卡钻事故二、××井油管落井事故三、××井钻杆落井事故四、××井通井规卡钻事故五、××井测井电缆卡钻事故六、××井分注管串错下事故七、××井压裂卡钻事故八、××井解除抽子卡油管落井事故九、××井油管爆炸事故十、××井挤水泥固油管事故十一、××井套铣筒卡钻事故十二、××井试井钢丝及油管落井事故十三、××井深井泵衬套落井事故十四、××井铅模卡钻事故十五、××井管串喷出地面事故十六、××井铣锥除垢卡钻事故十七、维修检泵井返工案例剖析××井活塞通不过封隔器检泵返工案例××井管式泵倒下返工案例××井油管漏失返工案例××井抽油杆被磁化返工案例十八、作业现场着火案例剖析案例一：××井静电引起着火案例案例二：××井清蜡剂着火案例井下作业工程质量事故案例在历年的井下作业中，或多或少出现过不同类型的质量事故，给单位整体效益带来了不同程度的影响。
为了预防类似的事故再次发生，有必要剖析作业过程中发生的事故原因，总结出相应的防范措施。
本《案例》搜集整理了陇东油田近三十年来，在井下作业过程中所发生的18个典型实例，通过对这些实例的原因分析，提出了相应的防范措施。
对今后在井下作业过程中减少或杜绝类似事故的发生、提高我处井下作业的竟争力具有一定的指导意义。
案例体现了三个特点，一是紧密结合陇东油田井下作业生产实际，总结了井下作业工程质量事故教训及防范措施；二是每个事例都具有独立性、代表性；三是对今后井下作业过程中防范类似事故的发生具有一定的可鉴性。
井下作业典型事故案例分析（二）二OO七年一月目录一、××井挤水泥固油管事故二、××井套铣筒卡钻事故三、××井试井钢丝及油管落井事故四、××井深井泵衬套落井事故五、××井铅模卡钻事故六、××井管串喷出地面事故七、××井铣锥除垢卡钻事故八、维修检泵井返工案例剖析××井活塞通不过封隔器检泵返工案例××井管式泵倒下返工案例××井油管漏失返工案例××井抽油杆被磁化返工案例九、作业现场着火案例剖析案例一：××井静电引起着火案例案例二：××井清蜡剂着火案例一、某井挤水泥固油管事故某井为光油管挤水泥钻具，作业队按设计要求替完水泥浆后即开始挤，最高压力达25MPa，挤完后上提管串欲反洗井就已卡死，此时，从配水泥浆起时未超过水泥浆的初凝时间（初凝时间为1小时25分，作业用的水和水泥均合格）。
<一>、原因分析高压下挤水泥会缩短水泥初凝时间，泵压25MPa加液柱压力16MPa，则作用于井底的压力为41MPa之多，再加温度高，水质变化，水泥浆初凝时间缩短一半多。
附：压力变化对水泥初凝时间的影响表。
压力变化对水泥初凝时间的影响表此外，打水泥固死油管的事故原因有五：一是整个作业过程因设备或生产组织不当致使作业时间超过水泥浆的初凝时间；二是井下管串因故脱落造成落井油管固死；三是套管破损光油管挤水泥时水泥浆上返进入破漏段；四是带上封挤水泥时因管外串通或下带直嘴孔径过大，故嘴损压力小致使封隔器座封不严导致水泥浆上串到封隔器以上；五是油管本身有破裂之处造成液体分流加之油管未起出水泥浆外。
本井属第六种原因，既当地面加压25MPa时，井底压力相当于41MPa，故水泥浆初凝时间缩短55%左右，加之井下管串未提出水泥面，故而造成水泥固死油管的事故。
100例事故案例欧阳生创编 2021.02.08案例1 刹把击中头部致人死亡一、事故经过：某年1月12日0:13左右，某钻井公司承钻的某井进行接单根作业，当班学习副司钻罗某操作刹把，上提方钻杆过程中将大方瓦带出，罗某即下放钻具，由于下放速度过快，猛压刹把，同时强挂低速离合器，刹把弹起击中罗某右面部太阳穴，罗倒地死亡。
二、事故原因：1、罗某的安全意识差，操作刹把姿势违反SY5974-94《钻井作业安全规程》要求操作刹把时身体直立，距刹把0.3米的规定。
2、井队执行制度不严，管理不到位，司钻擅离岗位，学习副司钻操作刹把时未在场监护。
3、井队设备管理混乱，大方瓦未上锁销，绞车平衡梁中心销子磨损严重。
三、教训和防范措施：1、加大安全监督检查力度，增强员工执行各项制度的自觉性。
2、严格执行《钻井作业安全规程》和各项技术操作规程。
3、不断加强全员安全意识教育，强化员工安全生产技能和自我保护意识的培训，从本质上消除人的不安全行为。
案例2 违章移动清洗机造成触电死亡一、事故经过：某年7月10:05左右，某钻井公司承钻的某井进行正常钻进时，当班外钳工黄某和张某一同在振动筛处搞卫生。
黄某先将移动式水压清洗机从一号泥浆泵尾部的地面上拉至钻机水柜外的地面处，然后用水枪冲洗振动筛，张某用棉纱擦洗振动筛，并由钻工胡某在双联泵处负责开关电源及监护。
黄某在冲洗设备过程中，为便于冲洗振动筛的各个部位，手握水枪，反复拉动高压水管线以便移动水压清洗机，导至移动式水压清洗机左橡胶轮掉落，胶轮外侧铁夹板正好压住移动式水压清洗机电源线（中型橡套移动电缆）。
在清洗过程中，因移动式水压清洗机在工作运转中不停抖动，致使该滚轮外侧铁夹板外缘与电源线形成抖动切割状态，进而磨破电源线的防护层和绝缘层产生漏电，电源经过铁夹板至移动式水压清洗机至高压水管线金属网传输至水枪，黄某被触电击倒。
监护人胡某见状立即急跑到配电房关闭电源，黄某经医院抢救无效死亡。
二、事故原因：1、违章操作：使用过程中未停机移动水压清洗机，而用拉动高压水管线来移动水压清洗机。
83攻克世界难题2006年的莫深1井是当时中国石油在准噶尔盆地部署的一口重点风险探井，也是当时中石油自成立以来单井投资最大的一口风险探井，钻探面临高温、高压、超深等世界级难题。
白天，钟守明不间断跟踪记录钻井进度、施工情况、井下参数，晚上他就在灯下伏案计算、修改完善下阶段施工技术方案。
在长达一年的方案设计时间内，与国内各专业专家积极钻研、深入讨论，方案一次次地推翻、修改、再推翻、再修改。
反反复复50多次后，终于形成了一套行之有效的科学施工设计方案，拉开了新疆油田向准噶尔盆地深部钻探的巨幅帷幕。
呼图壁储气库是国家重点建设项目，西气东输管网首个大型配套系统。
为保证项目顺利实施，油田公司领导亲自点将，要求钟守明到呼图壁储气库项目部主管储气库固井方案设计与技术。
3年时间里，钟守明攻克了固井技术和特殊管材优选的难题，新疆油田在中石油6家在建储气库中率先完工投产。
2013年7月，呼图壁储气库项目获新疆油田公司总经理嘉奖。
传续工匠精神在油田公司重点探井大丰1井方案制定期间，钟守明患上了肾结石。
因此，大丰1井的方案设计阶段组决定让年轻人挑大梁，希望他去做折磨自己多年的肾结石手术。
但在方案审查会上，由于该井的构造特殊、钻井工艺特殊、固井工艺采用非标设计，钟守明与其他专家产生了激烈地讨论。
第二天，他并没有去医院，而是带上止痛药，去到了大丰1井现场和塔里木油田调研取经。
经过半个月的调研和现场跟踪，最后大丰1井方案设计取得了与会专家的认可。
工作30余年，从工艺选择、管柱设计和水泥浆体系筛选到方案现场实施，他带着新人指着固井设备学流程、看参数、教应急，培养出了舒振辉、吴继伟等10余位固井专业青年技术能手。
如今他的学生们都已经在各自的岗位上独当一面，继续传承着钟守明刻苦钻研、勇挑重担、辛勤奉献的工匠精神。
他总说：“一堂生动的安全教育课可以让年轻人受益一辈子，我站在边上大家印象不深刻啊。
”M N1006井完井期间，由于工具方未提供完整的压力窗口，导致地层激动，气井井漏。
河南油田王3X1异常高压井固井技术王3X1井构造位置在泌阳凹陷王集西区王3断块，王集油田西区经过20多年的开发地下的原始压力系统已发生了很大变化，水淹程度较高，一些井由于注水开采，加之地层的不均质性，致使部分地层鳖压，形成高压。
王3X1井钻井施工过程中，在1245m-1247m出现溢流，经过多次循环加重，钻井液密度提高至1.70g/cm3，为确保固井质量，通过优选前置液体系，水泥浆体系，使用管外封隔器和环空憋压一系列措施解决了王3X1这口易涌易漏井的固井难题。
标签：王3X1井；异常高压；平衡压力固井1、概况王3X1井构造位置在泌阳凹陷王集西区王3断块，是为了完善该区的注采井网所布的一口直井注水井，井深1281米，在钻进1245-1247m时出现溢流，经过压井泥浆密度提高到1.70g/cm3，并在通井过程中出现井漏，在680m处发生井垮，这是一口易涌易漏复杂井。
压力窗口低地层薄弱，给固井增加了难度。
表1-1序号钻头尺寸×井深（mm）（m）套管尺寸×下深（mm）（m）钢级×壁厚（mm）水泥返高（m）1 φ394.0×201φ273×200J55×8.89 地面2 φ215.9×1281φ139.7×1269N80×7.72 8702、固井難点（1）固井过程中易造成井涌。
由于在1245-1247m地层压力高，当量泥浆密度达到1.70g/cm3，如果前置液和泥浆体系设计不恰当，极易在在固井过程中发生水窜造成固井质量不合格。
（2）固井过程中易造成井漏，在固井前通井过程中由于激动压力（不到1MPa），出现井漏，680m处由于水侵发生了井垮卡钻，井壁遭到极大破坏，这给固井增加了难度。
（3）候凝过程中井涌，水泥浆在候凝过程中会发生失重，失重后当量密度平衡不了地层压力，必须采取措施在水泥候凝过程中防止水窜，以保证固井质量。
3 固井措施3.1优选高效前置液，由于地层薄弱，压力较高，存在井涌井漏的风险，所以要控制冲洗液的用量，增加加重隔离液的用量，该井使用的是FM加重隔离液，FM可加重固井隔离液可平衡固井冲洗液所形成的欠压现象，实现平衡压力固井，从而进一步确保了固井质量。
固井同行业事故案例分析1固井井喷事故1）基础资料（1）表层套管：φ339.7mm，下深60.28m。
（2）技术套管：φ244.5mm，下深1281.41m。
（3）裸眼：φ215.9mm钻头，钻深2264m。
（4）防喷装置：双闸板防喷器一套，只能封钻杆，不能封套管。
（5）钻井液性能：密度1.22g/cm3，粘度27s。
2）事故发生经过胜利油田某年某月在GD-10-1井施工作业，完井后，下入φ139.7mm油层管至2252.66m，循环时将钻井液密度由1.22g／cm3降至1.15g/cm3。
固井时，依次注入清水3m3，密度1.01g/cm3的平衡液10m3，密度1.25g／cm3的先导浆36m3,密度1.78 g/cm3的尾浆57.5 g/cm3。
替钻井液时，排量30L/s，替入18 m3时，井口返出量明显减少，替入21 m3时，井口不返，坚持替完水泥浆碰压。
候凝1h10min 后，井口涌出钻井液，接弟发生井喷，喷出物为油气，喷高20m多。
3）事故原因分析（1）本井是因井漏环空液面下降到一定深度，失去压力平衡，再加上水泥失重的影响，诱发井喷。
（2）虽然装有防喷器，但防喷器闸板规范不配套，发生了井喷，依然用不上。
所以在下套管以前，一定要把防喷器闸板换装成与所下套管外径规范相匹配的闸板。
（3）忽视了观察进口和向井内灌钻井液的工作。
固井碰压后，一般井队都是刀枪入库，马放南山。
但在井漏的情况下，绝不可疏忽大意，只要注意向井内灌钻井液，或许会避免此类事故的发生。
（4）固井过程中，发生井漏，有两种情况，一种是因环空堵塞而发生井漏，泵压一定要升高，环空液面也不会下降，此种情况，不会发生井喷。
另一种情况是在水泥浆上返过程中，随着环空液注压力的增高，将低压层压漏，此时泵压不会上升，但井口液面要下降，遇到这种情况，必须观察井口动态，做好灌注钻井液的工作，必要时关井候凝。
4）防止固井后发生井喷事故的预防措施（1）在高压油气层固井，要用膨胀水泥或在水泥中添加防气窜剂，维持水泥凝结时体积不变，不给油气上窜留下通道。
川渝地区天然气井深井固井工程复杂案例分析伍葳1 刘成1 蒲俊余1 夏连彬2 李斌2 吴坷11. 中国石油西南油气田公司勘探事业部2. 中国石油西南油气田公司工程技术研究院摘 要 深井固井作业面临岩性复杂、井筒高温、油气水显示活跃、同裸眼段多压力系统等诸多挑战。
针对川渝深井固井复杂案例展开全过程梳理剖析，表明应从4个方面予以重视：①工程设计时应优选井身结构，必要时启用非标套管层次，充分考虑复杂地质条件下的载荷与腐蚀，合理套管选型，利用软件模拟预判摩阻及屈曲可能性并制订措施；②套管下入要重视通井作业，强化井眼准备，简化套管串及附件，保证尾管送入钻具的可靠性，摩阻扭矩过大时考虑油基钻井液；③固井工艺方面，长裸眼段需设计多凝水泥浆体系，多压力系统地层采用精细控压技术，“三高”气井需加装管外封隔器，加强候凝失重机理研究；④固井工作液需加强水泥浆韧性改造，提高水泥石防气窜能力，尾管悬挂器及套管鞋井段应采用常规密度水泥浆体系，注重水泥石的高温力学稳定性，合理控制固井工作液及污染情况下的稠化时间、凝固时间。
结论认为：深井固井作业需紧密结合地质与工程特点，系统性考虑固井工程相关环节，避免固井复杂以确保固井施工安全及封隔有效。
关键词 深井 固井 下套管 钻具刺漏 超缓凝 环空带压DOI：10.12055/gaskk.issn.1673-3177.2020.04.012Cementing complexity in deep natural gas wells, Sichuan-Chongqing areaWu Wei1, Liu Cheng1, Pu Junyu1, Xia Lianbin2, Li Bin2, and Wu Ke1(1. Exploration Division, PetroChina Southwest Oil & Gasfield Company, Chengdu, Sichuan 610041, China; 2. En-gineering Technology Research Institute, PetroChina Southwest Oil & Gasfield Company, Chengdu, Sichuan 610017, China)Abstract: Cementing practices in deep wells are faced with many challenges, e.g. complex lithology, high wellbore temperature, active oil, gas, and water show, and multiple pressure systems co-existing in the same interval. So, the whole process of cementing complexity in deep wells in Sichuan-Chongqing area were analyzed. And it is indicated that attention shall be paid from the following four aspects. First, casing program shall be optimized during engineering design. And if necessary, the non-standard casing program can be adopted. It is necessary to give full consideration to load and corrosion in the condition of complex geology, select the casing type reasonably, simulate and predict the friction and yield possibility by using some software, and formulate the measures. Second, in the process of casing running, it is necessary to pay attention to well drifting, strengthen borehole preparation, simplify casing string and its accessories, and ensure the reliability of drill string during liner cementing. And if both drag and torque are too high, it is rec-ommended to adopt oil-based drilling fluid. Third, speaking of cementing process, it is necessary to design multi-setting cement slurry system for long interval, adopt fine managed pressure technology to certain formation with multiple pressure systems, install an exter-nal casing packer in "three-high" gas wells, and strengthen a study on wait-on-cement weight loss mechanisms. Fourth, as for cement-ing fluid, it is necessary to strengthen the modification of slurry toughness, improve the anti-gas channeling capacity of set cement, adopt the conventional-density cement slurry system in the intervals of liner hanger and casing shoe, pay attention to the mechanical stability of set cement under high temperature, and reasonably control the cementing fluid and its thickening time and wait-on-cement time under contamination. In conclusion, these cementing practices in deep wells shall be closely based on geological and engineering characteristics, and it is also necessary to systematically consider the related links of cementing, so as to avoid complexity, and ensure safety and sealing effectiveness.Keywords: Deep interval; Cementing; Casing running; Spurt-leakage on drilling tools; Super-retarding; Sustained casing pressure基金项目：中国石油天然气股份有限公司重大科技专项“西南油气田天然气上产300亿立方关键技术研究与应用——四川盆地高温高压含硫深井超深井钻井、完井及试油技术研究与应用”（编号：2016E－0608）。
兴9—12X井“凸”形井眼固井实践兴9—12X井“凸”形井眼固井实践随着石油勘探开发的不断深入，固井技术作为油井钻井的重要环节之一，对于确保油气安全生产具有至关重要的作用。
在这个背景下，中国石油新疆油田公司对兴9—12X井的固井工作进行了一次尝试，以期达到更加安全和高效的效果。
兴9—12X井是新疆油田公司在该地区的一口深井，其井眼十分狭窄，导致固井工作难度较大。
为了解决这一固井难题，新疆油田公司采用了一种先进的固井技术——凸形井眼固井技术。
该技术主要针对井口狭窄、难以进行普通水泥浆固井的井眼条件设计，通过特殊的形态将井眼扩散，使得水泥浆流畅地流入至井筒之中，并将膨胀力传导到井壁，最终实现井眼的固定。
在实际操作中，新疆油田公司采用了综合性的固井方案，包括传统的普通水泥浆固井技术以及凸形井眼技术。
通过对固井时间、水泥浆浓度、注入压力等参数进行全面的优化和测试，实现了井身固定质量的保证，并在凸形井眼技术中获得了显著的固井效果。
通过此次实践，新疆油田公司充分证明了凸形井眼固井技术在油井钻井中的可行性，为固井工作提供了一种新的方案。
同时，该固井技术可以有效地控制井壁的变形和开裂，减少油漏和污染，提高油井的安全性和生产效率。
在实际固井工作中，基于安全和高效的原则，新疆油田公司还将继续探索和创新固井技术，为油田生产提供更加高效、安全、可持续的技术支持。
总之，凸形井眼固井技术的应用表明，它是一种可行的固井方案，可以在一定程度上优化井眼固井的质量和效率，为油田生产做出贡献。
凸形井眼固井技术的优点不仅在于解决了井口狭窄、难以固定井眼的问题，还可以有效防止井口裂缝、减少流体泄漏等情况的发生，从而提高了油井的安全性和生产效率。
该技术可以用于各种类型的油气井，特别是在深水和超深水井中具有重要应用价值，因为这些井通常情况下存在更高的固井难度。
在使用凸形井眼固井技术时，人们需要遵循一些关键的步骤。
例如，首先需要通过对井眼的条件进行认真分析，然后选择最合适的凸形井眼形状和尺寸，以确保完全固定井身。
