胜利油田固井技术

4套管开窗侧钻技术

2011-8-28 11
玉门油田侧钻井主要技术指标
平均井深
690m
最大井深
1452m 370m 12° ° 50m 34d
平均单井裸眼进尺 170m 最大单井裸眼进尺平均井斜平均位移平均开窗时间 6° ° 35m 32h 最大井斜最大位移平均建井周期
2011-8-28
12
新疆油田侧钻井井深一般为500~1000m，最大井深2115m；裸眼长度一般为30~150m，最大300m，井斜一般4~10°，最大井斜23° 45ˊ，单井施工时间一般15~25天，成功率达90％以上。 1993年完成了国内第一口套管开窗侧钻水平井，从开窗到完钻共用了65天的时间，水平位移 175m。
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20
技术优势
a)能使死井复活，老井更新，保持和完善原有的井网结构； a)能使死井复活，老井更新，保持和完善原有的井网结构；能使死井复活 b)能强化Байду номын сангаас油，延长油藏开采年限，提高最终原油采收率； b)能强化采油，延长油藏开采年限，提高最终原油采收率；能强化采油 c)可以充分利用老井上部井眼，大幅度降低钻井成本； c)可以充分利用老井上部井眼，大幅度降低钻井成本；可以充分利用老井上部井眼 d)可以充分利用老井场和地面设施，节约建设投资，保护环境； d)可以充分利用老井场和地面设施，节约建设投资，保护环境；可以充分利用老井场和地面设施 e)可以获得新的地质资料，为重新认识油层提供依据。 e)可以获得新的地质资料，为重新认识油层提供依据。可以获得新的地质资料
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7
•前苏联的水平井大部分是侧钻水平井和侧钻分支水平井，初步统计，在苏联单是侧钻水平井水平段长在80－300米的这类井就有几百口，至于水平长度仅为30－50米的井难以计数。 •目前国外最深的侧钻水平井为美国怀俄明州Swblette county完成的一口井，该井在 7751m处开窗侧钻成功。

油田固井工程技术探析

２０３
一
１留年月９黼
Ｃｈ中ｉｎａ国Ｃｈ化ｅｍ工ｉｃａ贸ｌＴ易ｒａｄｅ
。
後
油田固井工程技术探析
张立
（胜利油田渤海固井工程技术有限责任公司）
摘
要：固井技术对于油田油井寿命和 Nhomakorabea源保护起至关重要的作用。是通过在井壁和套管中的环空部位注入水泥浆实际保护油井为目标的工程
地层压力和地质情况对油田深层固井技术的实际运用会产生较大的影响，归纳起来，油田深层固井技术需要攻克的难关具体表现为下述几个方面：相对较高的泵压影响固井的正常施工。异常复杂的地质环境也增加了地层垮塌的几率和防窜的难度。较低的水泥浆抗高温水平。过高的井下二氧化碳含量在气窜作用下腐蚀套管。自身结构的不
深层固井稠油浅井
技术。随着钻井技术的进一步提高，为固井工程提出了新的要求，下面笔者就油田固井工程技术的应用谈几点看法。
关键词：固井技术
固井技术对于油田油井寿命和资源保护起至关重要的作用。是通过在井壁和套管中的环空部位注入水泥浆实际保护油井为目标的工程技术。随着钻井技术的进一步提高，为固井工程提出了新的要求，下面笔者就油田深层固井和超稠油浅井固井工程技术的应用谈几点看法。
一
年的研究和实践，总结出一套行之有效的固井配套技术。１．选用低失水、短过渡、微膨胀、沉降稳定性好的优质水泥浆

胜利油田海上深井中旋转套管固井的应用

对旋转水泥头是旋转套管固井的关键工具，要实现固井过程中固井管线不转而水泥头所连接的钻杆转动，要一种特殊的水泥头，需其特点是在水泥头
与钻杆之间加一个抗高压和高负荷的轴承，用卡利
瓦卡住钻杆并进行旋转时，泥头可以保持静止不水动，泥头上部为ＮＣ５，直接连１７钻杆，水０扣可２ｍｍ
变顶替过程中流体的流场，加周向和轴向的旋流增
和回流作用，顶替偏心环空窄间隙及滞留在井壁对的钻井液和泥饼是非常有利的。套管旋转有助于破坏钻井液的静切力，利于钻井液被顶替。目前，有许多公司已经有螺旋刚性扶正器的产品，果适当下如入刚性螺旋扶正器，果更显著。效套管旋转时，心环空的窄间隙及边壁滞留的偏
旋转套管在有顶驱的情况下，用是最为方便使
ቤተ መጻሕፍቲ ባይዱ
有利的，利用钻机转盘旋转套管也应用的很多。但对
钻机的最基本要求是调整控制转盘转速方便，够能
监测转盘扭矩。２３固井工具及附件的准备．
沉砂掉块携带出井口。
２２对钻机设备的要求．
１旋转套管固井的理论依据及优点固井过程中水泥浆对钻井液的驱替主要有： ① 水泥车或泥浆泵产生的水流推动力；水泥浆密度 ② 大于钻井液密度时的浮力；水泥浆流速大于钻井 ⑧ 液流速时的牵引力；水泥浆流动的静切力。 ④ 套管旋转可以产生牵引钻井液流动的力，加钻井液流动增的推动力，而可以提高顶替效率。从套管旋转可以改

胜利油田采试-平1井钻井技术

量、钻进中适时更换动力钻具和用强刚性钻具通井等一系列技术措施。钻井结果显示：钻进中井眼稳定，未出现任何井下故障；二开井段最大全角变化率为１２．７８。／１００ｍ，平均机械钻速达１Ｏ．９４ｍ／ｈ；￣３３９．７ｎｍ１油层套管一次顺
东营２５７０６４）

摘
要：为了给各类井口、井下仪器及钻采工具提供更好的试验平台，胜利油田设计施工了采试平１井。该
井为一口水平井，一开、二开井眼尺寸大（一开井径６６０．４ｍｉｌｌ，二开井径４４４．５ｍｍ），存在携岩困难、井壁稳定性差、机械钻速低、井眼轨迹控制要求高、完井作业难度大等钻井难点。为此，一开、二开钻进中采用了优选钻头、增加￣２２８．６ｍｍ钻铤数量、一开井段采用回收钻井液配浆钻进、二开井段使用复合强抑制性钻井液、提高钻井液排
Ｄｏｎｇｙｉｎｇ，Ｓｈａｎｄｏｎｇ，２５７０９１，Ｃｈｉｎａ；２．Ｎｏ．３ＧｅｏｌｏｇｙＬｏｇｇｉｎｇＣｏｍｐａｎｙ，ＳｉｎｏｐｅｃＳｈｅｎｇｌｉ（ｈｌｆｉｅｌｄＳｅｒｖ
ＤｒｉｌｌｉｎｇＴｅｃｈｎｏｌｏｇｉｅｓｆｏｒＷｅｌｌＣａｉｓｈｉ — Ｐ１ｉｎＳｈｅｎｇｌｉＯｉｌｆｉｅｌｄ

水平井小修作业二次固井技术应用

１工作原理．
看１０６
－
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２０
８２０）２ｉ３０３０（００４
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布氏鲴度ｍ／ｇ２ｋ
首先打通套管通道，利用通井规和梨形涨管器打通套管通道至人ｌ底，后下入Ｚ —ｌ３型找漏封隔器二级组合，到管外窜槽位丁井然ＨＬｌ找置，在窜槽部位射孑，Ｌ打开管外通道，下人光油管注灰管柱封堵下部油层以上，然后进行封窜。施工时除了注意挤水泥相同的一些问题之外，要特别注意上部套管应无损坏或漏失，清水量应准确元误。地层吸收替良好的情况下封窜时，将欲封层以下射孔段用打水泥塞隔挡。下管柱要时，油管下至上部射孑段以上：水泥浆自油管注入，口（管闸门）把Ｌ出套接计量容器或用水泥车计量井内返出液量。当水泥浆快出油管时关套管闸门，将水泥浆挤入窜槽中。水泥浆挤完后，反洗井洗出多余水泥浆，上提油管２０米，压１Ｍｐ井侯凝４０带０ａ关８小时。２施工步骤及技术要求．２１工步骤．施（）动力，出原井管柱；１上提（）入Ｄ１６２下ｌｍｍ通井规，井至人工井底，井，管试压；通洗油（）３下人Ｚ一ＨＬ１３型找漏封隔器二级组合验窜管，１确定管外窜槽位置；（）４射孔，在窜槽部位射孔；（）５下人光油管注灰管柱，封堵下部油层以上，然后进行封窜；（）６下人钻塞管柱，钻开水泥塞，全井试压合格；（）井后，２／ｍ后，行声波变密度测井，行固井质量评价；７关７Ｊ￣进，进（）产，８投固井质量评价合格后，返射孔，泵生产。上下２２技术要求．（）、１大小罐清洁干净，丈量准确，并有记录；（）管试压，管试压，标准合格，有记录；２油套要并（）３灰浆配置准确，并且连续泵入，巾途不得停泵；

超深井下套管固井技术

分级箍的作用原理：先按一次固井工艺，入一级水泥，返至注并设计井深。压后，入重力塞，重力塞达到分级箍位置后，碰投待坐于下滑套上，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。以等一级水泥凝固后再注二级水泥（式）可间歇或直接注二级水泥（续式）二级水泥顶替完成后，连。由关闭胶塞坐放到上滑套上，在井口压，闭循环孔。自径分级箍则是在完成二级固井后，加关通继续憋压，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、下滑套上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，以套管柱设计必须考虑由此产生的附加载荷，拉所抗安全系数不得小于１５．。３．超深井下套管典型实例３１中３９７ｍ层套管下入．３．表ｍ表层套管井眼稳定性差，井壁容易坍塌、半径不规则、井环空返速低造成携岩效果不好，且本井段存在多压力层系和阶梯式井眼，而这些因素对ｑ３９７￣３．ｍｍ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
１．超深井套管设计ｌｌ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，井套管柱设计依然是一项困难的工作。常发生这样深经的情况：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、形、变磨损等问题。如：参１的地层压力高达１４ａ完例克井２ＭＰ，井选用Ｖ５、ｌ０１０Ｐｌ和ＮＫＴ１０４梯形扣套管，油时套管发生破裂。试因此，深井的套管设计、适当增加安全系数，超应并对各种生产条件全面衡量，经过谨慎权衡后，定最终的外载条件。于超深井固井的确用主要工具、件有内管注水泥工具、附分级注水泥接筛、管悬挂器、尾浮箍、鞋、正器。浮扶１２水泥浆和前胃液设计．深井、深井的水泥浆密度一般较高，超因此，密度一定的情况在下，重要的性能就是失水控制了。最由于配制一定密度的水泥浆所需的水灰比小，以，量的失水就会对水泥浆性能特别是稠化时间和所少粘度产生极大影响，因此ＡＰ失水最好在５ｍ以内或更低。Ｉ０深井、深井中往往难以采用紊流固井技术。超当套管尺寸大时，虽然顶替排量较大，由于环空容积大水泥返速较低，但当套管尺寸小时，由于流体摩擦阻力夫，顶替排量小。两种情况都难以实现紊流这固井。此，现实的方法是：返速固井和大排量顶替固井。佳因最低最的顶替原则是保证水泥浆在环空的壁面剪切应力接近３ＭＰ。果０ａ如井下条件不允许，至少也要保证有１ＭＰ的壁面剪应力。５ａ２．固井工艺深井、深井的固井由于井深结构的特殊性，部套管尺寸较超上大，往采用内管柱固井技术和双胶塞古井，往主要是最大限度避免水泥浆和钻井以及其他流体的泥浆，证套管鞋处水泥石的质量；保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；善套管多采用尾管回接固井或一次完固井技术，时也采用分级固井。有内管柱固井技术：于效地缩短作业时间中３９７对３．ｍｍ套管和￣５８０ｍｍ套管以及更大尺寸套管，用内管柱固井的主要理由有两采

油水井封窜堵漏堵水技术

具有代表性的是
颗
果壳、青石粉、石灰乳、
粒
膨润土、轻度交联的PAM
类
封
缺点是
堵
为容易堵塞低渗透油层，
技
造成油层污染，粒间隙脱水
术
固化后体积收缩，
耐水冲刷性差
常规化学堵漏堵水技术
具有代表性的是
树
酚醛树脂、脲醛树脂
脂
及其它氨基树脂等
类
封堵技术
缺点是选择性差，误堵后难解堵，材料费用高，风险大
常规化学堵漏堵水技术
多孔介质中运移、驻留、抗窜机制自增强、自增韧机制 “再生自愈”界面固化机制耐温、抗盐机制长期耐久机制
作用机理
堵剂进入封堵层后，能够通过特殊的机制，快速形成互穿网络结构，有效地滞留在封堵层内，具有很好的抗窜能力。
用于油水（气）井LTTD堵剂，在压差的作用下，组份中的结构形成剂迅速将堵剂的其它组份聚凝在一起，挤出堵浆中的部分自由水，从而快速形成具有一定强度的互穿网络结构，增大了封堵剂在漏失层中的流动阻力，限制了封堵剂往漏失层深部的流动。随着封堵剂的间断挤入，互穿网络结构的空隙不断地被充填，挤入压力不断上升，相邻的吸水较差的漏失层得以启动和封堵，保证了堵漏修复的可靠性和成功率。
油水气井封窜堵漏堵水技术
目录
前言常规性能施工工艺应用案例几点认识
几点认识
前言
常规性能
油水气井井况
不
同
类型的水
管外窜
层间窜
底水锥进
套管损坏
难卡封
害
油水气井井况
第1、2 界面固
井差
复杂井况及影响因素
地质因素

埕岛油田丛式开发井组固井水泥浆量合理研究与应用

二、固并技术要求水泥返高
按修订后的石油行业固井标准，水泥返高要求油层顶界以上２００
米，气层顶界以上３００米【１】；采油厂为了封固住浅层气和减少自由段
套管长度，规定水泥返高进上层套管２００米，这样就给固井施工提出
中国化工贸易
ＣｈｉｎａＣｈｅｍｉｃａｌＴｒａｄｅ＿
翟
至旦
埕岛油田丛式开发井组固井水泥浆量合理研究与应用
崔海涛
（中石化胜利石油工程有限公司海洋钻井公司，山东东营２５７０９１）
４．返不进上层套管就满足不了采油厂要求，交井时还要进行环空挤水泥补救，增加后续施工环节，带来时效损失或者事故隐患。
四、决定水泥浆量的相关因素
１．表层套管的下深。目前，埕北地区生产井组一般是下三层套管，隔水管、表层套管、油层套管（生产套管）。表层套管一般为
后附加２ｍ。做为计算水泥浆量的参考值，所以本井设５０．３ｍ水泥浆。
２．水泥浆返至井口，因观察不到就会把封井器固住，造成钻井设备的损害。３．封固段垂深一般都在１５００米以上，造成静压差较高，若施工中
容为２３．９Ｌ／ｍ，井径扩大率仅３％。
２．生产层位是开发馆上段的油藏，井深一般１６００ — ２１００米左右。主力油层埋藏在馆上段，地层特点是岩性较软，钻井过程中很容易造成井径扩大率超标，有的井在４００ — ５００米左右有浅层气。

新型固井水泥车柱塞泵的使用维护技术

１）检查动力端看柱塞油封、小齿轮油封、润滑油管、排出管、端盖等周围是否有油泄漏。２）检查液力端看吸人盖、排放盖、排放法兰、填料盒、吸入管汇等周围是否有油泄漏。检查柱塞看是否有热痕或划痕。３）拆下动力端管路系统的磁铁，检查磁铁上面是否有异常大颗粒金属。更换润滑油过滤器。４）排出法兰和柱塞的结构所承受压力限制在１０３ＭＰａ以下。若需要更高的压力，请与厂家技术部门联系。
［摘要］ＴＷＳ井水泥车的核心部件。以该柱塞泵为例，结合生产管理
实际，对其使用与维护技术进行了研究，包括：发动机启动前的检查、柱塞泵启动前的预热、柱塞泵启
［收稿日期］２０１２—０３—２０［作者简介］孙延龄（１９７５一），女，１９９８年西南石油学院毕业，工程师，现主要从事油藏管理工作。
第３４卷第５期
孙延龄：新型固井水泥车柱塞泵的使用维护技术
２）在润滑油泵真空度 ≤ ０．０３ＭＰａ的情况下，连续运行发动机，加热并使发动机动力端润滑油变稀。直到发动机全速运行，润滑油吸人口压力不超过１０ｉｎ汞柱（０．０３ＭＰａ）或动力端润滑系统温度最少达到１６ｕＣ时，柱塞泵才开始工作。
４定期检查和维修保养

胜科1井φ339.7mm套管双级固井技术

科学探索井，设计井深７００ｍ，是目前我国东部地０区设计最深的一口井。该井位于渤海湾盆地济阳坳陷东营凹陷，中央隆起带西部，主探沙４段盐膏层及沙４以下构造含油气情况及孔二烃源岩发育情况。该段
井存在多套压力层系和异常高压层，沙４段为盐膏
第１水泥浆：２００２６０ｍ井段选用漂珠增级００强型低密度水泥浆，密度１３～１４ｇＬ．５．０ｋ／，水泥浆
量４．Ｉ；２６０２９０ｍ井段选用低失水微膨胀８８１。０３Ｔ
成水泥量大，顶替效率低，易窜槽、昆浆，固井质量
功解决了漏失与封固段长等技术难题，保证了水泥浆返至地面，为后续钻进和处理井下复杂情况奠定了基础。
关键词：固井；注水泥分配器；水泥浆｝胜科１井
中图分类号：ＴＥ５２６
文献标识码：Ｂ
文章编号：１０－８０（０６２０６—３０１０９２０）０ —０９０
ｋ／出现了ＨＳ气体。固井过程中要求不能出现ｇＩ时漏失。４）井浆量大，循环周期长。
３技术措施
３１固井工艺选择．
鉴于该井存在的固井技术难点，选择采用双级固井工艺，分级注水泥器选用德州大陆架油气高科技有限公司设计生产的ＹＦ — 型９３．分级注水泥ＺＡ３９７ｍｍ
难以保证。更严重的是钻井液返速低，携岩能力差，

胜科1井139.7mm尾管回接固井技术

胜科1井139.7mm尾管回接固井技术
徐军浩
【期刊名称】《今日科苑》
【年(卷),期】2009(000)002
【摘要】胜科1井位于山东省东营市胜利石油管理局汽修厂东距离约1900米,属于渤海湾盆地济阳坳陷东营凹陷中央隆起带现河庄构造。

设计井深7000米,完钻井深7026米。

胜科1井是中石化的一口重点探井,胜利油田第一口科学探井,第一口超深井。

四开完井尾管回接固井作业,封固段3903米,注水泥320吨,成功解决了长封固段大吨位水泥量的施工问题。

保证了水泥返至井口,为后续的试油和科学探索打下了良好的基础。

【总页数】1页(P98)
【作者】徐军浩
【作者单位】胜利石油管理局黄河钻井总公司固井公司
【正文语种】中文
【中图分类】TE256
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3.胜科1井Φ139.7mm尾管及回接固井工艺技术 [J], 李延伟;李智勃;邓子波;徐孝
光
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5.超短回接尾管固井技术在埕北6FB-7井固井中的成功应用 [J], 王波;刘东清;谭化新;常玉东
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固井完井与试油

薄金属带连起来,直接下井射孔。
聚能式射孔器
最常用,是利用炸药爆轰得聚能效应产生得高温
高压高速聚能射流来射穿套管、水泥环及地层,完成
射孔作业。

按结构分有枪身射孔器和无枪身射孔器两类,核心
组成部分是聚能射孔弹。
1)聚能射孔弹
根据火药爆燃时聚能效应原理制造得,不同形状火药在
爆燃时能量传递方式不同。主要由弹壳、主炸药、引
•与电缆传输射孔器差别不大,上世纪80年代引进。
油管输送式射孔特点
(1) 采用射孔效率强、大直径、高孔密、深穿透射孔器。
(2) 不回收射孔枪,整个枪串得完全引爆是关键。
(3) 大井段射孔时,枪与枪现场连接,要求射孔器接头连接
方便、可靠,连接长度要短,以减少射孔盲区。
(4) 作业时间相对增长,要求射孔器有更好耐温性能
生产准备
压井
1、平整井场; 2
、安装井架。
1、自喷油气井:“压稳油气层,
压而不死,活而不喷”
2、、非自喷油气井:采用清水
或其它压井液压井。
1、替喷法
2、抽汲法
3、提捞法
4、气举法
5、地层测试
试油工序
一、通井
目得:一是清除套管内壁上粘附得固体物质,
如钢渣、毛刺、固井残留得水泥等;二是检查套
管通径及变形、破损情况;三是检查固井后形成
油气显示等资料,利用一套专用得设备和方法,对可能
出油得层位得油气水产量、温度、压力及油气水性质
进行直接测量,以鉴别和认识油气水层得工作。
试油目得:
为勘探开发提供依据
试油时,下入油管。
一、试油得任务及工作内容
主要任务:
(1)了解储层及流体性质,为附近同一地层得其它探井提供重

固井技术现状及发展趋势

8
油井水泥外加剂和外掺料
通常我们将掺量小于或等于水泥质量的5% 的固井材料称为外加剂，外加剂在水泥浆体系中主要依靠物理作用、化学作用或物理化学作用，如吸附、絮凝、分散、络合，来发挥其作用；而将超过水泥质量的5%的材料，称为油井水泥外掺料，外掺料一般是指的是硅粉、加重剂、减轻剂、微硅等。
15
3、可膨胀水泥浆体系
为了补偿水泥石在凝固过程中体积收缩问题，提高胶结强度，保证固井质量，人们开发出了可膨胀水泥浆体系，依据膨胀源和作用机理的不同，常用的油井水泥膨胀材料可分为两大类：① 晶体膨胀材料，主要依靠膨胀源晶体材料重结晶或晶形时转变产生的结晶膨胀压，将化学能转变为机械力对外做功，其膨胀特性不受压力和温度（但钙矾石类膨胀源受温度制约）的影响。② 发气材料，依靠外加剂与水泥浆反应产生气体，其膨胀源为可压缩气体。
9
油井水泥外加剂主要进展
（1）降失水剂。研制开发了适应更宽温度和密度范围、抗盐和抗高温的高性能降失水剂。
（2）用于深水固井的特殊外加剂。（3）泡沫水泥浆外加剂。（4）改善水泥石性能的外加剂。（5）满足特殊地质条件下的水泥外加剂。
10
外加剂、外掺料与国外的差距
我国油井水泥外加剂在大类上已与国外各大公司基本相一致，并相继开发了与国际同步的降失水剂、缓凝剂和分散剂，但与国外著名服务公司相比仍存在下列差距：品种单一，各生产厂家产品相类似；产品过于大众化，而且研究得不够透彻，精细化程度低，缺少高性能的分散剂和缓凝剂；对外掺料的研究不够深入，缺乏高性能的加重剂和减轻材料的研究；系列化程不够，缺乏超低温（低于15℃）、超高温（高于 220℃）配套的外加剂体系；不能满足特殊井的水泥浆体系；产品材料的原创性较差，少有具有自主知识产权的原创技术。

胜坨油区调整井固井技术

化时间短的双稠化水泥．就可以避免失重引起的影响。２．４膨胀剂与套管外封隔器配套套管外封隔器和膨胀水泥配合使用．可避免人为桥堵．当膨胀水泥凝结发生胶凝失重和体积收缩引起静液柱压力降低时．膨胀水泥产生气泡保持水泥柱的孔隙压力．由于环空是密闭的．气泡滑脱上升受到限制．水泥浆柱压力可维持较长时间不变。其次，气泡引起的水泥膨胀在纵向上受到限制。只有往径向方向发展，从而增加第一、第二界面的胶结强度２．５低密度与纤维配合使用上部地层采用低密度水泥浆封固，如漂珠、泡沫和粉煤灰的低密度水泥浆体系．降低环空液柱压力。在下部常规密度水泥中加入纤维，不同尺寸的纤维自身所具有的搭桥成网和不同级配的固相颗粒的填充特性．增加水泥浆体的流动阻力．借助于水泥浆的水化胶凝作用和未水化固相颗粒的填充作用．达到堵漏和提高地层承压能力的目的。２．６提高固井工程组织与管理固井是一项系统．要固好调整井，必须牢固树立一盘棋的思想，钻井、泥浆、固井等方面都应围绕如何交一口合格井这个中心开展工作，没有各方面的配合，很难提高固井质量。同时，根据每一口井的具体睛况．应用好现有各项成熟技术．对井眼准备、下套管作业、水泥浆实验、．现场固井施工、固井质量检测等每一个环节都认真考虑，将影响固井质量每项因素减至最小限度。
◇ 能源科技◇
科技嚣向导
２０１４年０２期
胜坨油区调整井固井技术
蔡军（中石化胜利石油工程有限公司黄河钻井总公司山东东营

水平井国内完井主要技术

国内常用水平井完井技术水平井完井技术是水平井技术中的一个重要环节。

早期，水平井基本上是采用套管固井射孔方式完井，该方式优点是工艺比较成熟、应用范围广、后期措施技术配套，但缺点是完井成本高，且易造成油层损害，影响水平井的产能。

“九五”以后，通过进一步研究水平井完井技术由过去单一的固井射孔完井技术发展成为一套适合多种油藏类型、保护油气层、提高水平井产能及采收率的综合完井工艺技术，常见的有以下五种：1、固井射孔完井技术包括水平井套管固井完井技术、水平井尾管固井完井技术、水平井射孔工艺及定向射孔技术。

90% 左右的水平井采用了固井射孔完井方式，该技术为成熟技术。

缺点是完善程度低。

2、钻孔/割缝衬管完井工艺技术可以解除钻井泥饼对地层油流通道及衬管的堵塞，通过替浆和酸洗，彻底清洗裸眼井壁，然后再充以完井保护液。

3、套管＋水平段衬管，套管外封隔器完井技术套管顶部注水泥完井,筛管分段使用管外封隔器。

特点是它既可以封固油层以上的复杂井段,又可以使油层免遭水泥污染。

同时便于后期对水平井段分段采取措施。

4、筛管顶部注水泥完井技术特点是它既可以封固油层以上的复杂井段,又使油层免遭水泥污染，同时，消除了射孔对套管的破坏。

一定的防砂作用。

5、水平段多级封隔器注水泥完井技术适用低渗透油藏、多产层油藏、底水油藏、裂缝性油藏。

上部套管完井套管膨胀式封隔器水层油层分级箍筛管如胜利油田针对上述的各种完井技术，研制了以下几种完井工具：新型尾管悬挂器、长胶筒管外封隔器、新型分级箍、定位器、内管膨胀工具等。

在水平井完井技术应用上，应针对不同的油藏类型采用不同的完井技术。

水平井生产管柱及配套采油工艺产能研究及系统优化技术、防砂技术、酸化工艺技术、修井技术等。

水平井在射孔投产前要采取通井、替浆、试压、刮管等措施，在投产时采取负压射孔、抽吸、混排、酸洗、电加热、注蒸汽等措施。

常用采油方式有有杆泵采油、电泵采油、自喷采油并辅以油管加热清蜡技术。

为防止落物掉入水平段，在造斜点坐封空心桥塞，下部接筛管和丝堵。

小间隙尾管固井技术研究与应用

【关键词、间隙；固井；压力；质量
１．介绍
１．１基本数据
完钻井深：４１２２．７３ｍ，油顶：３２１４ｍ，油底：３９１８ｍ。１．２完钻泥浆性能
１．３井身结构
序列井眼× 井深
９１４ｍｉｎｘ８３．５２ｍ４４４．５ｍｍｘ５０３ｍｍ
２．固井技术难点分析
２．１－２裸眼环形容积与小间隙处环形容积差异过大．重叠段小间４．１等容量替浆法和三低固井技术的现场应用隙环容为１３．２６。裸眼处环容为２６．２２ — ３６．４６裸眼处环容是小间４．１．１注水泥前注入隔离液４ｍ，和冲洗液６ｍ来替换裸眼处的钻隙处的２－２．８倍。裸眼环容比小间隙处环容大于１倍时．顶替效率就井液。目的：为了更好的冲洗井壁，并能适当的降低对地层所产生的液
很差。柱压力。
２．１．３裸眼顶替速度受到严格限制．裸眼段返速低：若提高裸眼段的返速，小间隙处的流动阻力增加，套管鞋处的激动压力增大，就会发生井漏。２．１．４尾管回接筒的使用严重缩小了有效环形间隙．产生柱塞作用．增加了对地层的压力２．１．５地层岩性不稳定．井眼条件差．受钻井液冲蚀严重．井径不规则．套管居中度差．顶替效率低。２．１．６部分井含有原油伴生气．水泥浆在凝结过程中易发生气窜２．２井漏问题该井四开钻至井深３４９５．５０ｍ．出现漏失现象．当时泥浆密度１．４２￣ｃｍ３，后堵漏成功．钻至目的层时泥浆密度为．４７ｆｃｍ３．粘度１１０ｓ。本井于下完套管，座挂循环时，发现漏失．漏速３ｍ，经过静止堵漏．循环排量在Ｏ．４ — ０．６５ｍＴｍｉｎ左右无漏失．提高排量至１．０８ｍＴｍｉｎ时有漏失现象，后循环堵漏成功，此时泥浆密度１．４２￣ｅｍ，、粘度６６ｓ，循环排量１．４７ｍＴｍｉｎ、泵压１１Ｍｐａ。满足固井施工要求。２．３压力问题下完套管小排量０．１１－０．２２ｍ３／ｍｉｎ开泵顶通后，循环压力７．５Ｍｐａ，施工压力较高为下一步的固井施工增加了难度

盐膏层固井技术及应用

膏层。研究表明，含盐１％以下的盐水，０随着含盐量的降低，对水泥促凝比较明显，含盐３一％时更为显著，％５一般不宜
用于固井施工。而含盐１％以上的盐水，８对水泥浆有一定的
缓凝作用，泥石的早期强度形成和强度发展变慢。水
３井眼条件复杂影响固井质量．盐膏层钻井易出现不同程度的缩径、井壁掉块或垮塌等复杂情况，使井眼质量变差。在缩径的井眼，常规的套管扶正器无法顺利下井，不利于套管居中；在有掉块或易垮塌井
一
、
盐膏层特点及对固井质量的影响
而不能在套管和地层之间形成良好的均布水泥环，接影响直到固井质量。丰深２井实测最大井径达到６３ｍｍ。３４对套管强度和寿命的影响．在具有高蠕变性的盐膏层，盐层蠕动会严重破坏水泥环，使套管挤毁变形，严重影响了后续作业和油井寿命，甚至使井报废。塔河油田的Ｓ０１６井曾经出现在盐下层钻进时，上部２０８ｍ５．ｍ技术套管已被挤毁变形，严重影响了正常钻进及产层套管的顺利下入。
来了严重的难题。文章在分析盐膏层的特点和对固井工程产生的危害的基础上，重论述盐膏层固井的工艺难点和措施，着以
及在丰深２井的现场应用情况。关键词：盐膏层；水水泥浆；盐固井；深２井丰
中图分类号：Ｔ５Ｅ２６文献标识码：Ｂ文章编号：１００６～７８２０００４６Ｘ（０８）３— １６～０３

胜利油田水平井钻井技术应用及提高钻速对策

经远远超过了直井的数量。这样不仅不会增加成本，相反会减少成本，因为水平井的产量要远远高于直井的产量，提高单井的产量也就意味着降低了单井的成本。因此定向井和水平井在胜利油田的应用得到了很快的发展。同时和其配套
３影响钻井速度的因素与对策３．１影响钻井速度的因素（１）地质因素。地质条件是影响钻井速度的关键因素之一，某油田由于油层厚度薄，发育程度不高，而水平井井眼轨道的控制要求比较高，且难度较大，最后影响了钻井速度。（２）钻头适应性差由于水平井有特殊的地质结构和岩性，施工钻头必须有较好的密封性和耐磨陡，以及牙齿抗冲击能力，所以，如果钻头的选择不合格，就会影响到钻井的速度。（３）水平井井眼轨道设计不科学。水平
为了有效提高采收率，助推难动用储量升级，水平井技术已成为各类油气藏转换开发方式的有效手段。随着水平井综合能力和工艺技术的发展，特别是
水平井的轨迹设计技术，ＭＷＤ、ＬＷＤ和导向技术的发展，促生了多种水平井新技术，比如：大位移井钻井技术、分支井钻井技术、大位移水平井钻井技术等，逐
直接固井完井套管钻井技术把钻井和下套管结合在一起，钻头和井下工具在套管中起下，不需要常规的起下钻和下套管作业，节约了投资，缩短了钻井时
间。
油藏、火山喷发岩油藏、不整合屋脊式砂岩油藏等多种类型。石油剩余资源和低渗、超薄、稠油和超稠油等特殊经济边际油藏开发的低本高效，是水平井技术发展的直接动力。尤其是在胜利油田，近年来水平井和定向井的数量每年总数已

固井、录井、测井事故案例

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。

海油陆采高难度大型丛式井组固井技术

技术创新
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海油陆采高难度大型丛式井组固井技术
于飞（山东胜油固井工程技术有限公司山东东营２５７０６４）
摘要：垦东１２平台是胜利油田重点开发的海油陆采区块，也是增储上产的重点施工项目，存在着造斜点浅、井斜
４．２．２油层套管
砂组４０个含油小层均有油层发育。（２）油层单层厚度薄：垦东１２块平均单井钻遇油层８．４层２４．０ｍ，平均单层厚度为２．９ｍ。（３）地层破裂压力：钻遇地层为较疏松的沙泥岩地层，承压能力差，地层破裂压力略大于地层孔隙压力，平原组、明化镇组地层破裂压力当量钻井液密度为１．４０ｇ／ｅａ３ｒ。２井身结构与固井工艺、根据区块地层和油藏特点，导管ｃ１）５０８ｍｍ下深２０～６０ｍ；表层采用＜Ｉ＞３４６．１ｍｍ钻头＋￣２７３．１ｍｍ套管．油层采用ｑｂ２４１．３ｍｍ钻头＋１７７．８ｍｍ套管。定向井采用套管射孑Ｌ方式完井，水平井采用精密滤砂管完井、筛管顶部注水泥工艺。３存在的技术难题存在的问题主要有：井眼状况不佳、地层承压能力低、裸眼段长、顶替效率不高以及油水系统复杂。易造成窜槽等难题。３．１井身质量与井眼状况目的层为明化镇组和馆陶上段，储层为曲流河相沉积的高孔高渗疏松砂岩，油层发育受构造、岩性双重因素控制，纵向上