固井水泥浆失重

地球物理测井原理测井解释习题集带答案选择50题（1）1.可用于含水纯砂岩地层评价的是（）曲线。

(A)微电极(B)井斜(C)方位(D)井径答案（A ）2.石灰岩、石膏的骨架时差通常取（）μs/ft和（）μs/ft。

(A)55.5,52 (B)47.5,52 (C)189,171 (D)43.5,50答案（B ）3.测井解释中一般取砂岩、岩盐的骨架时差分别为（）μs/ft和（）μs/ft。

(A)189,220 (B)47.5,67 (C)189,164 (D)55.5,67答案（D ）4.测井解释中一般取白云岩的骨架时差为（）us/m。

(A)189 (B)43.5 (C)143 (D)47.5答案（C ）5.利用自然电位曲线计算泥质相对含量的表达式正确的是（）。

(A)Vsh=SPmax-SPmin (B)Vsh=SP-SPmin(C)Vsh=SPmax-SP (D)Vsh=（SP-SPmin）/（SPmax-SPmin ）答案（D ）6.利用自然电位计算泥质含量的前提条件是（）。

(A)Rw＞Rmf (B)Rw＜Rmf (C)Rw ＝Rmf (D) Rw ≠Rmf答案（D ）7.声波测井主要分为（）两大类。

（A）声速测井和声波时差测井（B）声波幅度测井和声波频率测井（C）声速测井和声幅测井（D）声速测井和声波频率测井答案（C）8.既能测量声波波速，又能测量声幅的测井项目是( )。

（A）变密度测井（B）噪声测井（C）全波列声波测井（D）补偿声波测井答案(C)9.声波在两种介质的界面会发生反射和折射，如果声波传播方向和界面之间的夹角合适，进入界面后的（）将会沿界面传播，这就是滑行波。

A．反射波（B）纵波（C）横波（D）折射波答案（D）10.磁性定位测井曲线应连续记录，（）信号峰显示清楚，且不应出现畸形峰。

（A）套管（B）油管（C）节箍（D）筛管答案（C）11.磁性定位测井曲线的干扰信号幅度小于节箍信号幅度的（）。

什么是固井一、固井：在已钻出的井眼中下入一定尺寸的套管，并在套管与井壁或套管与套管之间的环形空间内注入水泥的工艺过程。

二、井身结构包括以下几方面的内容：所下套管的层次、直径、各层套管下入的深度、井眼尺寸（钻头尺寸）、各层套管的水泥反高等。

三、设计井深的主要依据：地层压力、地层破坏压力和坍塌压力。

四、套管的类型：⒈导管；⒉表层套管；⒊技术套管；⒋生产套管；⒌尾管。

五、井深结构设计的原则：①能有效的保护油气层，使油气层不受钻井液的损害；②能够避免漏、喷、塌、卡等复杂情况产生，保证全井顺利钻进，使钻井周期达到最短；③钻达下部高压地层时所用的较高密度的钻井液产生的液柱压力，不至于把上一层套管鞋处薄弱的裸露地层压裂；④下套管过程中，钻井液液柱压力和地层压力之间的压差，不至于造成卡阻套管。

六、套管柱的受力：轴向压力、外挤压力和内压力。

七、套管柱的附件：⒈引鞋（套管鞋、浮鞋）；⒉回压法；⒊套管扶正器；⒋磁性定位套管；⒌联顶节。

八、水泥熟料主要成分：①硅酸三钙（C3S）；②硅酸二钙（C2S）；③铝酸三钙（C3A）；④铁铝酸四钙（C4AF）。

九、水化作用：油井水泥与水混合后，水泥中各种矿物分别与水发生水解和水化反映，某些水化产物还能发生二次反映。

十、水化反映的不断进行水泥浆形成水泥石可分为三个阶段：①胶溶期；②凝结期；③硬化期。

十一、稠化时间：指油井水泥浆在规定压力和温度条件下，从开始搅拌至稠度达100Bc所需要的时间。

十二、稠度：水合水泥混合后会逐渐变稠，变稠的速率。

十三、注水泥的设备：水泥车、水泥混合漏斗、水泥分配器、水泥头、胶塞、储灰罐。

十四、碰压：胶塞被推至浮箍时，泵压突然升高。

十五、注水泥主要工序包括：循环和接地面管汇→打隔离液→顶胶塞→碰压→候凝。

十六、提高泥浆的顶替效率：⒈紊流顶替；⒉打前置液；⒊活动套管；⒋调整完井液和水泥浆的性能；⒌使用扶正器。

十七、引起油、气、水窜的原因：水泥浆在凝固过程中的失重是导致油、气、水窜的主要原因，井壁存在泥饼、水泥硬化过程体积收缩也是造成油、气、水窜的原因。

固井技术规定第一章总则第一条固井是钻井工程的关键环节，其质量好坏不仅关系到钻井工程的成败和油气井的寿命，而且影响到油气田勘探开发的整体效果。

为保证固井工程质量，特制定本规定。

第二条固井工程必须从设计、准备、施工、检验四个环节严格把关，采用适合地质特点及各种井型的先进固井工艺技术，确保质量，达到安全、可靠、经济。

第三条固井作业必须按固井设计执行，否则不得施工。

第二章固井设计第一节设计格式与审批第四条固井设计格式按勘探与生产分公司发布的《xx井xx套（尾）管固井设计》要求执行。

第五条固井审批程序按勘探与生产分公司发布的《中油股份公司勘探与生产工程技术管理办法》执行。

第二节套管柱强度要求第六条套管柱强度设计方法SY/5322-2000执行。

其中，在高压气井和超深井的强度设计时，必须考虑密封因素。

对安全系数的要求见下表数据。

第七章套管柱抗挤载荷计算在正常情况下按已知产层压力梯度、钻井液压力梯度或预测地层孔隙压力值计算。

遇到盐岩层等特殊地层时，该井段套管抗挤载荷计算取上覆地层压力梯度值，且该段高强度套管柱长度在盐岩层段上下至少附加50m第八条套管柱强度设计应考虑热采高温注蒸汽过程中套管受循环热应力的影响。

第九条对含有硫化氢等酸性气体井的套管柱强度设计，在材质选择上应明确提出抗酸性气体腐蚀的要求。

有关压裂酸化、注水、开采方面对套管柱的技术要求，应由采油和地质部门在区块开发方案中提出，作为设计依据。

第三节冲洗液、隔离液和水泥浆要求第十条冲洗液及隔离液1、使用量：在不造成油气侵及垮塌的原则下，一般占环空高度的300～500m。

2、性能要求：冲洗液和隔离液能有效冲洗、稀释、隔离、缓冲钻井液，与钻井液及水泥浆具有良好的相容性，并能控制失水量，不腐蚀套管，不影响水泥环的胶结强度。

第十一条水泥浆试验按SY/T5546-92执行，试验内容主要包括：密度、稠化时间、滤失水、流变性能、抗压强度等。

对于定向井的自由水测定，应先将水泥浆置于井底循环温度条件下，测试装置倾斜至实际井下斜度或45°，然后测定自由水。

四、 识别套管颜色标记（ＡＰＩ）
H-40 灰色 N-80 红
J-55
K-55
浅绿
深绿
C-95
P-110
棕
白
C-75
L-80
蓝
红/棕/红
U-150
白
五、识别螺纹
螺纹分圆螺纹、偏梯型螺纹和直连型螺纹。其中圆螺纹分有长圆螺 纹和短圆螺纹，扣尖角60、锥度1:16、25.4mm有8扣（8扣/英寸）。 螺纹代号： STC（CSG）——短圆螺纹 LTC（LCSG）——长圆螺纹 BTC（BCSG）——梯型螺纹 XL（XCSG）——直连型螺纹
一、套管柱类型
套管类型见图2。正常压力系统 的井通常仅下三层套管：导管、 表层套管和生产套管。异常压力 系统的井，至少多下一层技术套 管。尾管则是一种不延伸到井口 的套管柱。
（一）导管
导管的作用是在钻表层井眼时将钻井液从地表引导到钻井装 置平面上来。这一层管柱其长度变化较大，在坚硬的岩层中仅用 10～20m，而在沼泽地区则可能上百米。 （二）表层套管
底部沉沙 水泥浆自由水聚积
五、可溶性地层注水泥 水泥浆的滤液及自由水可能溶触地层的盐岩，从而影响水泥浆与地 层的胶结，采取饱和盐水水泥浆或欠饱和盐水水泥浆即可有效地抑制 盐岩层的溶触。 六、高压气井固井 1、 水泥浆在凝固过程中存在“失重”阶段，即水泥浆封固 井段失去液柱压力，但还没有足够的胶结强度时，气体可以乘 虚而入，压差在3.5kpa的条件下气体即可侵入。
（四）生产套管（采油或采气套管） 生产套管的主要作用是将储集层中的油气从套管中采出来， 并用来保护井壁，隔开各层的流体，达到油气井分层测试，分层 采油，分层改造之目的。通常水泥返至产层顶部２００m以上。
（五）尾管 尾管是一种不延伸到井口的套管柱，分为钻井尾管和采油 尾管。它的优点是下入长度短、费用低。在深井钻井中，尾管 另一个突出的优点是，在继续钻进时可以使用异径钻具。在顶 部的大直径钻具比同一直径的钻具具有更高的抗拉伸强度，在 尾管内的小直径钻具具有更高的抗内压力的能力。尾管的缺点 是固井施工困难，尾管的顶部通常要进行抗内压试验，以保证 密封性。

7‘’套管
水泥浆
95/8套管
泥
95/8套管
浆
或
预应力
清
水
低密度顶替产生的静液柱压力
图 2 预应力示意图
表 6 采用预应力固井后电测声幅值
测井评价
施工 评价段长
序号 井 号
类型
(m)
好（m） % 中（m） % 差（m） %
1 龙岗 9 7"回 3556.00 3442.20 96.80 113.60 3.19 0.00 0.00 2 龙岗 11 7"回 2851.00 2831.50 99.32 2.81 0.10 16.69 0.59 3 龙岗 6 7"回 2104.05 1896.72 90.15 193.88 9.21 13.47 0.64 4 龙岗 7 7"回 3515.00 2868.375 81.60 607.188 17.27 39.438 1.12 5 宝龙 1 7"回 2986.00 2126.69 71.22 771.063 25.82 88.249 2.96 6 龙岗 8 7"回 3750.00 3601.63 96.04 122.19 3.26 6.19 0.17
18.72 15.55 6.97 0.10
65.49 8.44 19.87 0.59
3 后续作业对声幅值影响分析
通过以上后续作业前后的声幅值对比，声幅值变化的原因分析： 3.1 水泥石强度衰退影响
地层流体对水泥石产生腐蚀，造成体积收缩或发生强度衰退，可能会导致第二次声幅 测井声幅值明显增大。为此，在室内将非渗透水泥浆体系的常规密度和低密度水泥石放入酸 性较强的地层流体中养护 2 个月，不但后期强度未出现衰退，而且后期强度有一定的增大。 这就说明了地层流体未对水泥石产生侵蚀、破坏，水泥石具有较强的抗地层流体侵蚀能力。 因此，水泥石强度衰退不是造成声幅值增长的原因。 3.2 套管试压、射孔及增产作业影响声幅值

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。

决定于设计的准确性和准备工作的好坏,受多种因素的综合影响；
影响后续工程的进行； 是一项花钱多的工程；
固井工程是准备时间长（1～2周）、施工时间短（1～2小时）、费
用高（占钻井成本的15% ～ 30%）、工序多、工作量大和技术性强 的工程。
一、固井概论
占 勘 探 开 发 投 资 比 例
高投资
居中（达到环空充填材料几何特征与强度均匀）
替净（实现流体置换完全与界面耦合紧密要求）
压稳（制止地下流体沿水泥基体周界运移窜通）
稳定（特定开采环境下产层枯竭前长期耐久性）
一、固井概论
保证固井质量的重要意义
完井工程和井底完成结构是实现开发效果的基本保证，固井工程是关 键环节； 水泥环层间封隔是后期作业、开采的保证；
除此之外还发生其他二次反应，生成物中有大量的硅酸盐水化产 物及氢氧化钙等。
一、固井概论
（2）水泥凝结与硬化
水泥的硬化分为三个阶段： 溶胶期：水泥与水混合成胶体液，开始发生水化反应，水化产 物的浓度开始增加，达到饱和状态时部分水化物以胶态或微晶 体析出，形成胶溶体系。此时水泥浆仍有流动性。 凝结期：水化反应由水泥颗粒表面向内部深入，溶胶粒子及微 晶体大量增加，晶体开始互相连接，逐渐絮凝成凝胶体系。水 泥浆变稠，直到失去流动性。 硬化期：水化物形成晶体状态，互相紧密连接成一个整体，强 度增加，硬化成为水泥石。
（l）对固井质量的基本要求
– 水泥浆返高和水泥塞高度必须符合设计要求； – 注水泥井段环空内的钻井液顶替干净； – 水泥石与套管及井壁岩石胶结良好； – 水泥凝固后管外不冒油、气、水，不互窜； – 水泥石能经受油、气、水长期的侵蚀。
（2）在固井中常出现的固井质量问题

第八章固井复杂问题固井是钻井工程的最后一个环节,也是最重要的一个环节,固井的主要任务是在地层与井口之间建立可靠的联系通道,并能可靠的封隔开油、气、水层,为油气井长期稳定有效的进行生产奠定基础。

固井工作又是一次定型的工作,•如果固井工作出现问题,将会导致油气井终身残废或前功尽弃,所以人们对固井工作都非常重视。

但是由于各方面的原因,•还是经常出现一些问题,使人们回天无术,抱憾终身。

固井的重要环节是下套管和注水泥,我们就将这两个环节中出现的问题分别加以论述。

并且对一些特殊的固井方法加以介绍。

第一节下套管过程中可能出现的问题下套管和下钻杆的程序一样,•只是要求一次下入,并不希望起出,所以要求对下套管的工作要做得非常认真仔细。

下套管过程中容易出现的问题有:一 .卡套管卡套管的原因有两种:•一是粘吸卡,由于套管接箍外径相对的小于钻杆接头外径,套管本身的外径又往往大于钻杆外径,•套管与井壁的接触面积大于钻杆与井壁的接触面积,而套管的连接螺纹时间又多于钻杆的连接螺纹时间,所以粘卡的机会比钻杆多,•特别在钻井液性能不好的情况下,卡套管的机会更多。

七十年代初江汉油田会战时,使用的是钻井粉处理的钻井液,油层套管的粘卡率在25%以上,每次下油层套管都是一场攻坚战,以最快的速度操作,•尚不能逃脱厄运。

二是井壁坍塌或砂桥卡。

在下套管过程或下套管以后发生井塌或砂桥,卡住套管,阻塞了钻井液和水泥浆的循环通道,这是灾难性的后果。

1 卡套管的原因:(1)钻井液性能不好,越是高密度的钻井液,越是分散性的钻井液,卡套管的机会越多,可参看卡钻一章。

(2)电测和井壁取心时间过长,通井时没有很好的循环处理钻井液,没有把井内的砂子带乾净,井壁的稳定性不够。

或者在电测、取心后不通井循环，直接下套管，以致环空堵塞，把套管卡住。

(3)下套管时没能按技术要求及时足额灌好钻井液,把回压阀挤毁,产生强烈的倒流抽吸,环空液面下降,•液柱压力下降,造成井壁坍塌或钻屑集中,堵塞环空。

第一章总论影响注水泥顶替效率的主要影响因素：套管居中、紊流顶替、合理的隔离液与冲洗液的性能及用量、紊流接触时间、活动套管、水泥浆与钻井液流变性能的合理匹配、增加水泥浆与钻井液的密度差、降低钻井液的触变性及滤失性能等。

通常下需要控制紊流触变时间不小于8-10min。

油、气、水窜的主要因素：水泥浆凝结过程中浆柱压力的降低；水泥浆失重：由于水泥浆胶凝、体积收缩及桥堵引起。

钻井液和水泥浆流变模型：更符合带静切力的三参数幂律模型，包括赫谢尔—巴尔克莱（H-B）流变模型和罗伯逊-斯蒂夫（R-S）流变模型。

水泥浆滤失性：水泥浆的失水量比钻井液的滤失量大数十倍，一般可达到500-2000ml/30min(7MPa)，但对于储层油层和气层固井时水泥浆失水量分别控制在200ml/300min(7MPa)和50-100ml/300min(7MPa)。

通常下水泥浆滤液污染深度一般不超过5cm，渗透率下降率在10%左右。

微硅的化学组成为: SiO2 92.46%; Al2O30.29%; Fe2O3 0.88%; CaO 1.78%; MgO 0.3%; P2O5 1.77%。

第二章油井水泥硅酸盐水泥（波兰特水泥）主要成分：氧化钙（CaO）、二氧化硅（SiO2）、三氧化铝（Al2O3）和三氧化二铁（Fe2O3）水灰比对水化速度影响：通常下水灰比均限制在0.4-0.7范围，在允许的条件下尽可能降低水灰比。

常用的G级水泥试验时的水灰比为0.44.在高于350℃的热采井、地热井中，采用加硅粉的技术已不适用，而需应用高铝水泥代替。

水化反应的主要阶段为：调凝期、凝固期、硬化期。

矿渣G级水泥混合物（硅酸盐水泥和高炉矿渣混合物）第三章油井水泥浆与水泥石性能密度：水泥浆密度须满足注水泥全过程浆柱压力与地层压力的平衡关系，即水泥浆柱所产生的静液柱压力和流动阻力须大于或等于地层流体压力，同时小于地层破裂压力或漏失压力。

在设计水泥浆密度时，要求水泥浆密度略大于钻井液密度。

固井施工作业常用公式一、 水灰比的确定设水灰比为λ,水泥浆密度为s ρ g/cm 3,干灰密度为c ρ g/cm 3,则有：λ=1--s sc ρρρ 二、 1m 3水泥浆所需的干水泥量设水泥浆密度为s ρ g/cm 3,干灰密度为c ρ g/cm 3T c =1)1(--c s c ρρρ 吨三、 1m 3水泥浆所需的水量V=1--c SC ρρρ m 3 四、 造浆量的计算V s =)1()1(100--s c c ρρρ 1/100kg五、 水泥浆到达井底压力计算：设钻井液密度为m ρg/cm 3,井垂深深为hm 井底压力P=m ρgh/1000 Mpa六、 井底循环温度计算1已知地温梯度为p ℃/m,井垂深深为hm,循环温度系数为λ取值在之间,地表温度为T S ℃井底循环温度T c =T S +ph λ ℃2已知钻井液出口温度为T o ℃井垂深深为hm井底循环温度T c =T o +h/168 ℃七、 注水泥升温时间计算已知套管内容积Qm 2,套管下深hm,设计注入水泥浆量Lm 3,注水泥排量为q 1m 3/min,替泥浆排量为q 2m 3/min ：（1） 当Qh ＜L,则升温时间t=1q Qhmin （2） 当Qh ＞L,则升温时间t=1q L +2q L Qh min 八、 稠化时间计算已知套管内容积Qm 2,套管下深hm,设计注入水泥浆量Lm 3,注水泥排量为q 1m 3/min,替泥浆排量为q 2m 3/min稠化时间t=1q L +1q Qh+附加安全时间60-90minmin 九、 失水量的计算Q 30=2Q tT30式中：Q 30——30min 失水量,mlQ t ——在时间t 时收集的滤液量,mlT ——试验结束时的时间,min十、 流变参数计算流变模式判别：F=100300100200θθθθ-- 式中：F ——流变模式判别系数,无量纲；300θ——转速300r/min 时仪器读数 200θ——转速200r/min 时仪器读数 100θ——转速100r/min 时仪器读数当F=±时选用宾汉流变模式,否则选用幂律流变模式;宾汉模式 ηp =300θ- 100θ τ= 300θ-511ηp式中：ηp ——塑性粘度,τ——动切力,Pa幂律模式 n=100300θθ k=n511511.0300θ 式中：n ——流性指数,无量纲；k ——稠度系数,十一、 游离液的计算：FF=%100⨯sf V V式中：FF ——游离液占的比例；V f ——游离液体积 mlV s ——水泥浆体积 ml十二、 固井配水用量计算（1） 固体外加剂固体用量：W=1000V a λ%kg式中 ： a%为固体在干灰中的加量,λ为水灰比,V 为配水总量,单位为m 3;（2） 液体外加剂液体用量：W=1000l c V w aρλkg 式中： a 为试验加量,单位mlW c 为试验干灰用量,单位gλ为水灰比V 为配水总量,单位为m 3ρl 为液体密度,单位g/cm 3十三、 套管内容积计算已知套管外径Dmm,壁厚hmm套管内容积Q=4πD-2h 2mm 2 十四、 环空容积计算已知井径D 1mm,套管外径D 2mm环空容积Q=4πD 12-D 22mm 2 十五、 环空流体所占环空高度已知注入流体体积为Vm 3,所占环空的环空容积为QL/m该流体所占环空高度H=QV1000m 十六、 环空返速及注水泥排量计算环空返速V=Qq 60 注水泥排量q=60QV式中： Q 为环容,单位L/mq 为注水泥排量,单位L/minV 为环空返速,单位m/s十七、 钻井液替量计算已知套管阻位为Hm,套管内容为QL/m钻井液替量L=QH/1000m 3;十八、 静压差计算已知钻井液密度为ρm g/cm 3,注入前置液所占环空高度为H f m,密度ρf g/cm 3,注入水泥浆所占环空高度为H s m,密度为ρs g/cm 3,g 为重力加速度;则静压差ΔP= H s ρs -ρm +H f ρm -ρf1000gMpa十九、 井底当量密度计算已知钻井液密度为ρm g/cm 3,井垂深Hm,注入前置液所占环空高度为H f m,密度ρf g/cm 3,注入水泥浆所占环空高度为H s m,密度为ρs g/cm 3,井底流动阻力为ΔPMpa,g 为牛顿/千克;井底静态当量密度=HH H H H H ms f s s f f ρρρ）（--++井底动态态当量密度= gHPg H H H H H m s f s s f f ∆+--++1000））（（ρρρ二十、 平衡前置液所用重浆计算已知钻井液密度为ρm g/cm 3,重浆密度为ρh g/cm 3,重浆所占环空的环容为QL/m,注入前置液所占环空高度为H f m,密度ρf g/cm 3平衡所需重浆量L=Q H m h f m f ）（）（ρρρρ--1000m 3二十一、水泥浆失重时,全井平衡所需重浆计算已知钻井液密度为ρm g/cm 3,重浆密度为ρh g/cm 3,重浆所占环空的环容为QL/m,注入水泥浆所占环空高度为H s m,密度ρs g/cm 3全井平衡所需重浆量L=Q H m h m s ）（）（ρρρ--11000m 3 二十二、起压替量计算已知套管内容为Q i L/m,总替量为Qm 3,裸眼平均环容Q a L/m,钻井液密度为ρm g/cm 3,注入水泥浆量为L s m 3,水泥浆密度为ρs g/cm 3起压替量Q t =Q-ai iS Q Q Q L +⋅1、动态起压时间计算：设管内外压力平衡时,管内泥浆液柱高度为H im则：⎪⎪⎭⎫ ⎝⎛+-∆⋅⋅+-=V C C C H c mc i im P H ρρ001001 ……⑴QH C T imi⋅= ……⑵式中 H im —管内泥浆液柱高度,m ；H —井深,m ；C i —套管内每米容积,m 3/m ；C o —平均环空每米容积,m 3/m ；ρc —水泥浆密度,g/cm 3；ρm —泥浆密度,g/cm 3；V c —注水泥浆量,m 3；Q—顶替排量,m3/min；T—起压时间,min；Δp—循环压耗,MPa；循环压耗Δp采用经验公式：当Δp=0时,计算结果为静态起压时间当套管下深＜1000m时：Δp=+MPa当套管下深5000m＞L＞1000m时: Δp=+MPa2、环空液柱压力当量密度ρm的计算：Him钻井液 H水泥浆设井深为H；环空中前置液的高度为H前；前置液的密度为ρ前；水泥浆的高度为H水泥；水泥浆的密度为ρ水泥；泥浆的密度为ρ泥浆；则()HH HHHH m前泥浆泥浆前前水泥水泥--+⋅+⋅=ρρρρ……⑶注：ρρ为地层破裂压力当量密度ρ0为地层孔隙压力当量密度 在固井设计过程中ρm 应满足： 二十三、热采井预应力计算基本数据：∮×N80 套管下深1670m,泥浆密度按,设计注蒸汽的温度为3201、套管内产生的最大应力：P max =E ·C ·Q max=××107××10-6×320-72= KPa2、应施加的预应力：P= P max —A ·Y=)94.1578.17(427400076.022-∏•·= KPa3、套管在井内的自重考虑浮力m=q ·K B=×1670×÷1000= t注: K B 为泥浆密度为cm 3时的浮力系数4、井口拉力:S 为套管横截面积 P=1000S P ⋅∆+m-f 0 =1000067.9871.485.28056÷⨯+1000067.981500094.1542⨯⨯∏ =+ = t注: f 0表示是蹩压15MPa 候凝时产生的力f 0=·P 蹩÷S 0是套管内截面积5、井口处套管接箍的安全系数 n=G/P==6、套管伸长：ΔL=SE L P •••510=71.481080665.952.1167074.381075⨯⨯⨯•• =若不蹩压候凝,井口拉力为, 套管伸长为。

本节主要内容
1.顶替效率
顶替效率：封固段环空被水泥浆充填的程度。

钻井液隔离液水泥浆钻井液
2.水泥浆失重
水泥浆失重：水泥浆在凝结过程中有效浆柱压力下降的现象。

3.环空窜流
环空窜流：地层
本节主要内容
1.尽量提高注水泥顶替效率
顶替干净时的界面
井号光滑岩心(MPa)残留钻井液
(MPa)
第一阶段X-15-1L 6.230.51
X6-3 6.340.53
6.560.60
6.450.52
6.990.64
顶替不干净时的界面
2.使用隔离液避免水泥浆的污染
50:50
无流动31
4.84
钻井液与水泥浆：组分不同、化学干涉、混浆即稠。

30：70
图1
图2
图3
10:90
25:75
0:100
3.注替过程中保持压力平衡
P
E
P
E
4.套管外水泥返高满足后续作业要求
5.水泥塞长度满足后续作业要求
塞太长
5.水泥塞长度满足后续作业要求
本节主要内容
1.调整钻井液性能
2.套管尽量居中
2.套管尽量居中
3.采用合适的顶替流态
4.优化隔离液的性能及用量
本节主要内容
四、固井质量检测与评价
1.声波测井（CBL）
声波⇨套管⇨与水泥之间的界面胶结
四、固井质量检测与评价
2.声波变密度测井（VDL）
接收全波列波形：。

长封固段低密度水泥浆固井技术发布时间：2021-05-07T15:51:46.190Z 来源：《工程管理前沿》2021年7卷第3期作者：杜明宇[导读] 现阶段，我国社会经济和科学技术不断进步和发展杜明宇大庆钻探工程公司钻井工程技术研究院，163413摘要：现阶段，我国社会经济和科学技术不断进步和发展，各个行业在生产经营管理过程中对石油资源的需求量日益增加，造成资源紧张的现状。

人们对油气田不断加大开发力度，逐渐向复杂油气藏进行深度开发，增加了深井、超深井在油气田开发的占比。

本文主要对长封固段低密度水泥浆固井技术进行分析，提升固井施工的实际需求。

关键词：长封固段；低密度；水泥浆；固井技术我国深井、超深井长封固段的固井施工工作的开展面临一系列的问题，存在抗高温、超缓凝等相关技术问题。

低密度水泥浆固井技术能够很好的解决超缓凝问题，更好的简化井身的结构，同时最大限度的降低固井施工成本，保证取得更加理想的固井效果。

1固井技术难点分析长封固段固井通常情况下其上下具有较大的温差，对水泥浆体系的实际性能具有较高的要求，水泥石早期强度发展较慢，经常容易出现超缓凝现象，同时具有较长封固段的情况下，具有较大的环空液注压力，水泥浆的流动摩阻和钻井液相比要高，进一步增加了地层出现漏失的风险。

另外，部分油气比较活跃的情况下，长封固段固井水泥浆就会产生严重的“失重”效应，容易导致地层不同压力系统各个层间的流体出现窜流的现象。

当油气井具有较大井径，并且不规则的情况下，在局部容易出现糖葫芦井眼，水泥浆出现“舌进”现象，对顶替效率产生一定的影响，进而对固井施工质量和效率增加了较大的难度。

固井施工过程中水泥浆量大，施工工期较长，同时存在较大的安全风险、压力大，对仪器设备使用性能具有更高的要求。

2低密度水泥浆体系设计难点分析复杂油气藏开采过程中包含复杂地层，面临高温、高压、易气窜、长封固段、上下温差大等相关难题，提升长封固段固井质量是当前研究的重要难题。

固井水泥浆检测题库一、选择题1、下列变化属于物理变化的是：（ A ）（A）潮解（B）分解（C）水解（D）电解2、下列叙述中属于物理变化的是：（ B ）（A）汽油燃烧（B）汽油挥发（C）澄清的石灰水变浑浊（D）铁生锈3、能把水变成氢气和氧气的反应是：（ C ）（A）氢气燃烧（B）氢气跟氧化铜反应（C）通电分解水（D）把水煮沸4、凡能产生刺激性、腐蚀性、有毒或恶臭气体的操作必须在（ B ）进行。

（A）室外（B）通风柜（C）室内（D）隔离间5、加热易燃试剂时，绝不能用（ C ）（A）砂浴（B）电热套（C）明火（D）加热器6、恒速搅拌器的自动低速档的转速是（ D ）转/分。

（A）1000 （B）2000 （C）3000 （D）40007、稠化仪的马达转速是（ D ）转/分。

（A）100 （B）200（C）300 （D）1508、下列级别油井水泥中属于基本油井水泥的是（ D ）（A）A级水泥（B）B级水泥（C）C级水泥（D）G级水泥9、G级和H级油井水泥质检的实验温度是（ A ）（A）52℃（B）45℃（C）62℃（D）55℃10、G级和H级油井水泥质检的实验压力是（ B ）（A）40.5MPa （B）35.6 MPa（C）32.7MPa （D）45.6 MPa11、G级和H级油井水泥质检的升温时间是（ B ）（A）32min （B）28min（C）25min （D）36min12、施工过程中出想的最高压力为（ D ）（A）打前置液压力（B）注水泥压力（C）顶替压力（D）碰压三、判断题1、水泥石的抗压强度高，渗透率就低。

（×）2、水泥浆中加入缓凝剂可以缩短稠化时间。

（×）3、水泥是一种胶凝材料，它属于硅酸盐。

（√）4、检验G级水泥的水灰比是0.38 。

（×）5、水泥浆的稠化时间实验是在井底静止温度下进行的。

（×）6、抗压强度实验是在井底静止温度下进行的。

（√）7、水泥应在阴凉、干燥环境中储存。

影响坪北区块Φ139.7mm套管内侧钻固井质量因素分析与对策发布时间：2022-12-09T07:24:58.793Z 来源：《工程管理前沿》2022年15期8月作者：张卫平[导读] 坪北区块Φ139.7mm油层套管内侧钻井与日增多，在侧钻固井施工中和后续试油作业中发现固井张卫平中石化江汉石油工程有限公司钻井一公司湖北潜江 433121摘要：坪北区块Φ139.7mm油层套管内侧钻井与日增多，在侧钻固井施工中和后续试油作业中发现固井质量不合格，限制了增产措施执行。

笔者对影响固井质量因素和过程进行分析，通过改进完井液及水泥浆性能优化、采取套管扶正技术、环空加回压技术等，解决Φ139.7mm套管开窗侧钻固井质量问题，满足生产要求，提高经济效益。

关键词：开窗侧钻；固井；质量；泥浆；水泥浆1影响固井质量原因分析2022年以来，坪北区块Φ139.7mm油层套管内侧钻井与日增多,已累计完成侧钻井35口，发生固井质量问题的井3口，PX2-59-831CZ（非油层和油层固井均不合格）、P47-81-89CZ（非油层和油层固井均不合格）、P47-79-91CZ（非油层合格，油层不合格）。

1）钻杆胶塞遇卡，固井失败PX2-P59-831CZ井压完钻杆胶塞，胶塞下行至382m遇卡，卡在Φ73mm钻具中的胶塞取出，里面含有大量铁屑。

铁屑沉积在胶塞上造成钻具环空堵塞，固导致替清水过程中出现憋高压现象，迫使固井施工中断。

替换钻杆后，重新下入并坐封于悬挂器上，重新进行清水顶替固井失败。

2）井漏与地层出水，导致固井施工无法保证质量坪北区块由于多年开发，地下层系已紊乱，侧钻几百米的裸眼内有低压层、自然出水层、注水影响的高压层，P47-P59-831CZ井1200～1530m油水同层井下0.15m3/h出水量，在固井前没有压稳，在水泥浆凝固过程中，井下仍有流体活动；由于套管外径大于钻杆外径固井时的环空流动阻力大于钻进时的环空流动阻力，井底承受的环空压力最大，将井底地层压裂，固井结束时随着环空流动阻力和激动压力的消失，环空的压力平衡被打破，裂缝闭合，漏失的钻井液返回井眼，驱替或与水泥浆混合，P47-P59-831CZ井1290m发生窜槽，层间2层油、水未封隔，优质封固率低。

固井水泥浆施工设计摘要：结合某定向井钻井固井基本资料，分析了固井难点，提出了重点固井技术措施，重点对水泥浆技术进行了设计，以为本井固井施工提供依据。

关键词：固井工程；水泥浆；设计某定向井位于济阳坳陷沾化凹陷孤北潜山带中部，四开设计井深：5008m，四开完钻井深：4953m，四开完钻层位：奎山段。

造斜点：3095.23m；最大井斜：42.6，井深：4825.83m；垂深：4534.65m；井底井斜：41.3°，井底垂深：4630.33m，水平位移：1026.28m。

轨迹类型：直（0m-3095.23m）-增（3095.23m-3472.31m）-稳（3472.31m-4953m）。

1固井难点分析该井钻过石炭系并钻入奥陶系八陡组，固井过程中存在井漏风险。

油气层段长（预计4486-4953m），对水泥浆体系及候凝期间的压稳要求高。

固井施工压力窗口窄，施工排量受限，既要考虑压稳又要考虑防漏。

环空间隙小，低密度水泥浆，水泥环薄，对水泥石强度和韧性有较高要求。

悬挂器位置过流面积较小，环空不易循环干净，易引发憋泵或者憋漏地层等复杂情况。

该井水泥浆为低密高强水泥浆体系。

复合钻具，胶塞通过性要求较高，胶塞到底碰压风险较高。

2重点固井技术措施2.1压稳技术措施循环时钻井液进出口密度差小于0.02g/cm³，油气上窜速度小于10m/h，方可进行下套管及固井施工作业。

做好压稳计算，确保固井全过程及侯凝期间地层压稳；候凝期间，根据水泥浆稠化和胶凝时间，环空适当加压保证压稳。

拔出中心管循环出附加水泥浆后，大排量循环钻井液6小时以上，关井观察井口，保证在尾浆失重情况下的压稳。

2.2防漏技术措施严格控制套管下放速度，避免激动压力压漏地层，每根套管纯下放时间不少于30s，送入钻具每柱不少于90s，及时灌浆并观察返浆情况。

套管到位先循环两周以上,井眼循环干净且泵压稳定后再坐挂。

调整好前置液和水泥浆流变性能，降低流动阻力，降低固井漏失风险。

1 地质及工程概况1.1 苏14井区地质分层地质年代底界深度/m层厚/m第四系9090洛河组840750安定组89050直罗组1140250延安组1380240延长组2265885纸坊组2512247和尚沟组2612100刘家沟组2902290石千峰组3182280石盒子组3452270山西组354997太原组3597481.2 地质概况苏14井区的主要岩性特征：太原组主要发育砂岩、灰岩、煤层及泥岩；山西组主要深灰色泥岩与灰白色砂岩互层、夹煤线及煤层；石盒子组上部以杂色、灰色泥岩夹灰绿色砂岩为主，下部为灰白色砂岩夹深灰色泥岩；石千峰组主要为上部为棕红色泥岩夹肉红色砂岩，下部肉红色砂岩夹棕红色泥岩。

1.3 井身结构1钻头尺寸套管结构规格/mm钻深/m规格/mm下深/m封固井段/m 311.200870244.5000.00～8700.00～8702215.9003597139.7000.00～35920.00～35972 固井技术难点2.1 封固段长、地层承压能力低，漏失风险极大苏14井区的井井深普遍在3500以上，最深可达3800多米，要求全井封固一次上返至井口，固井漏失风险极高，尤其是地层承压能力最为薄弱的刘家沟组，破裂压力当量密度只有1.38g/cm3左右，固井发生漏失的风险就更为突出，可以说井漏问题是苏14井区最根本也是最主要的固井难题。

2.2 目的层气藏气层多、跨度较大 ，易发生气窜从石盒子组、山西组、太原组、本溪组含有气层，且温差变化大 （55~90℃），气层段压力不稳，层间水活跃，存在气水同层或气层上下均为水层。

当井下发生漏失，造成静液柱压力降低，存在未压稳地层而导致气窜的危险，特别是长封固段固井施工，水泥浆体系失重更为严重。

2.3 井壁稳定性差，顶替效率难以保证表层套管下深500～700m，二开裸眼段长达3000～3200m，裸眼段中和尚沟组、刘家沟组、石干峰组含有大段泥岩，山西组、太原组和本溪组含有部分煤层，这些地层化学稳定性差，遇钻井液滤液浸泡后坍塌、掉块现象严重；泥岩、煤层、盐膏层的不均匀分布形成典型的 “糖葫芦”井眼，井壁的稳定性差，个别井段出现“大肚子”井眼等问题，使井眼中的钻井液被顶替干净变得异常困难，影响固井时水泥浆的顶替效率，最终影响固井质量。

尾管固井作业中胶塞失效问题分析发布时间：2021-06-22T10:33:19.263Z 来源：《基层建设》2021年第8期作者：蒋凯[导读] 摘要：经济的发展，社会的进步推动了我国综合国力的提升，也带动了各个行业的不断发展，众所周知，固井胶塞起到隔离钻井液、刮拭套管壁的作用，胶塞在套管中的状态直接决定了水泥浆顶替效果与固井质量的好坏。

中海油田服务股份有限公司油田化学事业部广东湛江 524057摘要：经济的发展，社会的进步推动了我国综合国力的提升，也带动了各个行业的不断发展，众所周知，固井胶塞起到隔离钻井液、刮拭套管壁的作用，胶塞在套管中的状态直接决定了水泥浆顶替效果与固井质量的好坏。

基于此，本文主要对尾管固井作业中胶塞失效问题进行分析，希望通过本文的分析研究，给行业内人士以借鉴和启发，详情如下。

关键词：尾管固井作业；胶塞失效；问题引言尾管固井胶塞在失效时的反应主要有3种，即钻杆胶塞被卡住，尾管固井胶塞不松脱，橡胶塞损坏。

为了将这些问题对施工效果的负面作用降到最低，本研究重点关注项目现场的实际环境，努力探究产生问题的理由和问题，然后针对性地提出改进意见。

1尾管固井胶塞故障状态尾管固井胶塞故障状态主要涉及到以下方面具体内容：首先，钻杆橡胶塞和尾管橡胶塞无法实现良好的重合。

在固井作业过程中，钻杆胶塞会给循环通道带来一定程度的堵塞，从而严重影响泥浆置换这一过程，于是随之而来的就是“灌肠”的问题。

这类问题后果比较严重,处理起来也非常棘手，处理过程中对于技术要求要百分百达到，但是同时也会带来非常高的施工成本，还会有一系列严重的后果,甚至是油井报废。

其次，尾管橡胶塞要是在合适的时机没有得到良好的释放，也会带来许多不可预见的事故，施工过程会变的愈发困难。

还有就是，钻杆橡胶塞和尾管橡胶塞在这一阶段的工作中可能会脱落甚至损坏。

缺乏隔离会导致橡胶塞提前被压紧，水泥塞仍然很严重。

2尾管固井胶塞失效原因将钻杆的橡皮塞与尾管的橡皮塞混合后，钻杆橡胶管的内部将由橡皮塞的内密封圈进行良好的填充从而形成完全密封的环境，并将皮碗部分密封同时，该状态将保留在工具腔中，于是就成了一个密闭的空间。