中原油田5 1/2＂开窗侧钻井固井技术 一、前言 中原油田目前处于开发的中后期，勘探上没有重大突破，原油生产任务艰巨。由于中原油田先天具有的高温、高压、盐层发育等特点，造成生产套管挤毁、错断、腐蚀；井内有落物沙埋等。由于地质因素，造成部分井未钻遇可采油层，需要改变地质设计方案、更换新井底位置等等。为了 恢复井网，减少损失储量，救活老井降低油田开采成本， 5 1/ 2＂套管开窗侧钻，在5 1/ 2 ＂井眼内 下4＂套管、或采用尾管固井等工艺，但是由于井下复杂加上新井眼尺寸小固井施工难度较大，常导致固井憋泵和一次作业成功率低，固井质量差等现象。 为此，今年来我们专门针对开窗侧钻井固井技术进行研究工作，对不合格井及事故井进行分析，形成了一套较为成熟的小井眼固井技术，较好的解决了固井一次成功率和固井质量问题。 二、固井难点分析 1、环空间隙小，形成的水泥环薄。φ118mm钻头与φ101.6mm套管间形成的间隙仅有8.2mm，远小于常规固井要求套管外环空的最小间隙值19.1mm，如此薄的水泥环抵抗外载能力差，容易发生断裂和脆性破坏，因此对水泥石强度要求更高。 2、环空摩阻大，施工压力高。小间隙内摩擦系数相对较大，使环空水泥浆流动阻力增大，导致固井过程中泵压高，甚至产生压漏地层和憋泵等重大事故。 3、井斜大。井眼中下入扶正器的难度和风险也很大，有时根本不能下入扶正器，因而套管在井眼中不易居中，从而严重影响了环空中顶替效益的提高。 4、水泥浆整体性能的细微变化对水泥环的质量都将产生很大影响。如很少的析水可产生很长的环空自由水窜槽，而水泥浆稳定性差，稍有固相颗粒下沉，将会在井斜段井筒上部产生疏松胶结现象，导致地层间封固失效。 5、声幅测井容易产生遇阻现象。这主要是计量不准和拔出中心管后，开泵不妥造成喇叭口附近水泥浆下沉留水泥塞现象。 6、油气水窜槽现象。这主要是油气水层活跃或水泥浆在候凝过程产生失重致使油气水层欠压
分级(双级)固井技术措施与应急预案 所谓双级固井工艺技术是指通过一种特殊固井工具分级箍及其各种配套的塞子，来实现将较长的水泥封固井段分成两段进行封固。分级固井主要是因水泥封固段太长，防止井漏而减少井下漏失水泥浆而采用的双级或多级固井方法。 一、分级固井工艺技术的应用范围 (1)一次注水泥封固段太长，压差过高，一般注水泥设备难以满足施工要求。 (2)低压易漏失井固井时，由于一次封固段太长，压差过高，容易引起固井漏失。 (3)一次封固段太长，上下温度太大，水泥浆性能无法保证固井要求。 (4)油气分布不均，不连续且中间间隔距离太长时。 二、分级箍安放位置的确定原则： 依据油气水层及漏层位置决定 (1)全井封固的井，一般安放位置在井深1/2处，同时考虑地层、井径、井斜方位及垮塌情况。 (2)主要油气层间隔距离较大时，其位置选择在上部油气层底界以下40-60m处。 (3)易漏失地层，一般选在漏失层以上50-80m处。 (4)分级箍以下必须要有足够长度的套管，一般不少于450m，以保证分级箍顺利打开。 三、分级箍的规格类型 目前常用的分级箍其规格尺寸有φ244.5m m，φ177.8mm，φ139.7mm，127mm。 分为机械式和液压式两种类型，它们的主要区别在于： (1)机械式：用于直井或井斜角小于25度的井，依靠重力塞打开循环孔进行二级固井，其打开压力较低。 (2)液压式：用于任何井型，可以不用重力塞而直接蹩压，打开循环孔进行二级固井，其打开压力较高。 四、双级固井其主要区别在于使用的特殊胶塞和重力塞的作用，将分级箍的滑孔先剪切开建立循环然后注水泥、替浆时靠特殊胶塞再剪切锁钉使滑套下落封闭循环道孔，从而避免了射孔固井糊炮眼的工序。 分级固井的要点：①、注完水泥替量时，下胶塞通过分级箍处时要减少替浆排量，(必须事先计算好通过分级箍的流量) ②、当重力塞下行到分级箍时(通过时间计算)小排量顶开循环通孔，在7-9MPa憋压的情况下通孔滑板剪断锁销才能建立循环，关闭循环是靠上胶塞在二次固井结束时建胶塞受阻碰压剪滑套锁销封闭了循环通孔，完成了二级固井工艺。
文件编号：TP-AR-L4292 In Terms Of Organization Management, It Is Necessary To Form A Certain Guiding And Planning Executable Plan, So As To Help Decision-Makers To Carry Out Better Production And Management From Multiple Perspectives. （示范文本） 编订：_______________ 审核：_______________ 单位：_______________ 侧钻井尾管固井技术研 究与应用(正式版)
侧钻井尾管固井技术研究与应用(正 式版) 使用注意：该安全管理资料可用在组织/机构/单位管理上，形成一定的具有指导性，规划性的可执行计划，从而实现多角度地帮助决策人员进行更好的生产与管理。材料内容可根据实际情况作相应修改，请在使用时认真阅读。 到了90年代辽河油田原油生产进入中后期，由 于原井套管长期超负荷生产，长期受到由于注气注水 井下工具质量差等问题，使套管受到附加额外载荷， 产生变形或损坏，井下大修作业常造成的井下落物事 故复杂且不易处理，地震产生附加地质应力使辽河油 田部分区出现套管断错，高注采比长期生产使部分产 层枯竭，底水锥进等多种原因的影响，使部分油井不 能正常生产，造成原油和天然气产量出现下滑，严重 威胁到油田的正常生产；为了充分利用老井的井场道 路及输油设备，降低吨油综合成本，在众多二次采油
方案中，辽河油田选准了侧钻井开窗这项新技术，侧钻开窗--就是利用老井原有一定长度的完好套管，在其一定深度，方位范围内，下入导斜器重新开窗侧钻，采用悬挂尾管方式完井，达到恢复老井产能，延长老井使用寿命，完善井网，提高油井产量及采收率的目的。 侧钻开窗技术，目前有96%应用在Ф177.8mm和Ф139.7mm两种井型上，分别采用悬挂Ф127mm和Ф101.6mm尾管固井或筛管或裸眼完井；有4%应用于Ф244.5mm井型，采用Ф139.7mm尾管固井完井。 侧钻开窗技术，在辽河油田实施10年来，共完成侧钻井1565口，累计增产原油687*144t使一批“死井”复活，为辽河油田原油稳产做出了应有的贡献。 一、钻井二公司侧钻井尾管固井技术的几个发展
尾管及双级固井技术 前言 尾管固井、双级固井较常规固井而言属于特殊固井工艺技术，它们均是依靠专用的井下工具附件，通过特殊的施工工艺达到固井的目的。 尾管主要是指其顶部低于井口的套管柱，它的管柱主体包括套管（筛管）部分和钻杆等下入工具部分，它的完井方式为射孔完成和筛管完成。 1、尾管分类 1）按应用目的分类 ①中间尾管（又称技术尾管或钻井尾管） 这类尾管常用于深井。它的目的同中间套管一样，主要用以封隔漏失、封隔高低压地层、封隔不稳定地层（坍塌、塑性等），保证钻井顺利，如果下部再下尾管时它也起生产套管的作用。 ②生产尾管（油层尾管） 用以封隔油气层，建立油气生产通道，可以节省套管，减轻钻机负荷，降低套管的钢级、壁厚和螺纹等级要求。 ③保护性尾管（短回接尾管） 可以将原有尾管回接到井内任何位置，它主要起修复保护作用。 ④回接尾管 通过回接装置将原尾管回接并延伸到井口，它在修复、保护原有套管的基础上，为井内提供一层全新的套管柱，提高套管的防腐、耐压能力。 2）按悬挂器类型分类 尾管悬挂器是将尾管下入井内，座挂在上层套管下部的预定位置上，并能完成固井施工作业的特殊固井井下工具。尾管固井作业的顺利、成功与否，在很大程度上取决于尾管悬挂器设计和使用的科学性、合理性和可靠性。具体的要求是：下得去、
挂得住、倒得开、可回接，并具有满足施工的流通通道。根据尾管悬挂器设计原理、工具结构和座挂原理的不同，它又可以分为机械式和液动式两种，而目前常用的是液压式这种悬挂器主要是依靠专门的结构附件，通过井内蹩压来实现尾管座挂，可用于任何井型（直井、定向井）。 2、液压悬挂器主要结构及附件 1)悬挂器主要由两部分组成：悬挂器本体和送入工具 本体：锥体、液压缸、活塞、剪切销钉、推进杆、卡瓦、回接筒、扶正块等。如果是双液缸的，卡瓦分上卡瓦和下卡瓦等，只能一次性使用。 送入工具：提升短节、变扣接头、倒扣螺母、中心管等组成，可以回收，检修后可重复使用。 2) 配套使用的附件:浮鞋、浮箍、球座短节、大小胶塞及铜球 3)悬挂器主要规格： φ339.7mm×φ244.5mm φ244.5mm×φ177.8mm/139.7mm、 φ177.8mm×φ127mm/114.3mm 3、液压式悬挂器的使用原理（以DYX-A型为例） 投球蹩压后，压力通过液体压进流孔作用于活塞上，当液体压力增至11-12Mpa时，剪断液压缸销钉，液压推动活塞上行，活塞带动推杆及卡瓦上升至锥体，使尾管卡紧并固定在上层套管上，实现座挂。当一次座挂不成时，可以重新座挂，否则就要将尾管下入至井底，进行固井。 4、性能特点 ①液压控制实施座挂，可用于多种井况。 ②胶塞球座均设计锁紧装置，碰压可防止回移，且具有良好的可钻性。 ③密封总成利用“W”形多组合密封，双向密封性能好。 ④悬挂器上下均配有扶正环，可以保证扶正效果。又可以保护液缸、卡瓦不受损伤。
提高侧钻井固井质量的技术措施分析 在油田采收工作开展的过程中，要结合实际情况建立更加系统化的技术措施，从而保证管理实效性，减少开发成本，其中，侧钻井技术具有一定的优势。本文对影响侧钻井固井质量的因素进行了简要分析，并集中阐释了提高侧钻井固井质量的技术措施，以供参考。 标签：侧钻井；固井质量；影响因素；技术 在侧钻井固井质量管理工作开展的过程中，要依据油田开采区域的实际情况，形成有效的工艺流程，完善技术运行措施和实效性的同时，确保侧钻作业的安全性，从而实现经济效益和社会效益的双赢。 1 影响侧钻井固井质量的因素分析 影响侧钻井固井质量控制效果的因素主要分为以下几点： 1.1 环空间隙较小 部分侧钻井区域泥饼的井眼较小，且实际环空间隙并不符合要求，这就会造成固井过程形成水泥环超薄的问题，甚至会导致采油过程和作业过程受到破坏，无法有效运行相关技术，且侧钻井会过早出现出水亦或是套管损坏的问题。需要注意的是，若是环空间隙较小，也会造成固井施工难以进行，导致水泥浆返高不足，影响整体固井质量。 1.2 套管位置偏移 在侧钻井工艺运行过程中，其本身都会出现一定的偏斜，且环空间隙并不大，这就导致套管结构容易出现偏心问题，造成固井出现水泥环分布失衡或者是窜槽问题。需要注意的是，水泥环物理机械系能无法满足长期封隔的实际参数需求，就会造成钻井出水提前。 1.3 注水泥顶替效率较低 在实际操作中，若是侧钻井尾管出现了偏心问题，就会导致钻井液直接滞留，加之水泥浆流动阻力增大，就会造成水泥浆紊流问题，影响水泥石的实际密封情况，严重时也会造成钻井出水提前。 2 提高侧钻井固井质量的技术措施 为了有效提高侧钻井固井质量，相关技术部门要结合实际情况建立相应的处理措施，整合管控效果的基础上，维护管理标准的运行质量，从而一定程度上完善操作流程。
2、双级注水泥固井设计 构造位置：施工井队： ╳╳井Ф244.5mm技术套管双级 固井施工设计 ╳╳固井队 年月日 ××井Фmm技术套管双级固井施工设计 一、基本数据 二、井眼状况 1、井身结构
1、起下钻遇阻、遇卡与落物： 2、钻进过程中垮塌与漏失： 3、油气水显示（溢流、井涌、井喷、油气上窜速度等） 4、其它： 三、地质资料
四、本次固井目的和方法 1、质量目标：封固低压层长裸眼段，为下步钻进揭开盐层创造有利条件； 2、方法：采用双级注水泥浆固井，双级箍位置选择在m左右致密稳定层段 第一级水泥浆返深m左右，水泥塞长度设计50m； 第二级水泥浆返至m。 五、固井难点与主要技术措施 固井难点： 1、钻遇多个油气显示层，有一定的防气窜难度。 2、注入水泥浆量及替浆量大，施工时间长，对设备性能要求高； 3、套管重量大，在下套管后期套管接箍容易变形、钻机负荷较大； 4、大尺寸套管固井，水泥浆顶替效率不易保证，且容易窜槽，固井质量难以保证； 5、二级充填水泥浆与常规水泥浆易发生置换，影响固井质量； 6、封固段长，套管内外静液柱压差较大，会导致施工中替浆泵压过高，对井队循环系统要求较高；同时浮鞋、浮箍承受的反向压力较大。 固井主要技术措施： 采用双卡盘和液压套管钳进行下套管作业； 采用性能良好的浮鞋、浮箍； 严格按设计下入扶正器，保证套管居中度〉66.7%； 最后m套管可不灌浆，以减小钻机负荷； 5、为了保证有效提高油气显示地层的固井质量，一级尾浆返高m，优选双级箍安放位置在m左右； 6、采用化学冲洗液，提高胶结界面的清洁度，同时改变流态，有效提高固井质量； 7、井队检查保养好两台泥浆泵，以保证替浆所需的排量和最后碰压时的泵压，并保证施工的连续性； 8、为提高固井质量，优选注、替水泥浆施工参数（密度、排量、用量和压力）； 9、二级固井，中间段用低密度水泥浆作为充填水泥浆，减小静液柱压力，防止漏失； 10、替入部分重浆，降低替浆过程的压力，防止高泵压； 11、替浆时采用流量计、泥浆罐以及录井泵冲三方计量，替浆过程中随时进行校核，最终以 泥浆罐计量为准。 六、管柱强度校核与扶正器安放位置 1、套管串设计 浮鞋+2根套管+浮箍+2根套管+挠性塞座+套管组合+1#定位短节+套管组合+2#定位短节+套管组合+3#定位短节+套管组合+双级箍+套管组合+套管组合+水泥头 注：1、附件均为API偏梯扣。 2、定位短节的具体数量和位置由录井队确定。 2 1
双级固井技术 所谓双级固井工艺技术是指通过一种特殊固井工具-分级箍及其各种配套的塞子，来实现将较长的水泥封固井段分成两段进行封固。 1、分级固井工艺技术的应用范围 （1）一次注水泥封固段太长，压差过高，一般注水泥设备难以满足施工要求。（2）低压易漏失井固井时，由于一次封固段太长，压差过高，容易引起固井漏失。 （3）一次封固段太长，上下温度太大，水泥浆性能无法保证固井要求。（4）油气分布不均，不连续且中间间隔距离太长时。 （5）其它特殊情况。 2、双级注水泥方式选择 双级固井的注水泥方式一般有三种，可根据工程、地质和封固要求进行选择。（1）非连续式：也叫正规式双级固井。它适用油气层间隔大，地层压力系数较低，井斜角较小和环空水泥不连续封固。这是目前应用最多的一种双级固井方式，它的实际应用情况已不局限于上述范围。 （2）连续式：封固较长，压力较低，水泥连续封固。 （3）连续打开式 3、分级箍的规格类型 目前常用的分级箍其规格尺寸有φ244.5mm，φ177.8mm，φ139.7mm，127mm。类型分为机械式和液压式两种，它们的主要区别在于： （1）机械式：用于直井或井斜角小于25度的井，依靠重力塞打开循环孔进行二级固井，其打开压力较低。 （2）液压式：用于任何井型，可以不用重力塞而直接蹩压，打开循环孔进行二级固井，其打开压力较高。 4、分级箍的工作原理（以正规式双级固井为例） 水泥头装有一级碰压塞，所有的固井程序同常规井相同。如果是机械式的分级箍，当一级碰压后打开水泥头投放重力塞，以1m/s速度计算重力塞到达分级箍位置后，开泵蹩压5-7Mpa，将分级箍下内套销钉剪断，下内套下行露出循环孔，循环出多余水泥浆，准备二级固井。二级固井的工序基本同常规固井最主要的区别在于碰压后还要进行蹩压，依靠关闭塞剪断上内套销钉，上内套下行关闭循环孔，实现套管可靠密封。关闭压力一般要比液柱压差大10.5Mpa。如果是液压式分级箍，则第一级碰压后，再进行蹩压打开循环孔，然后进行二级固井。其打开压力要大于一级碰压压力3—5Mpa，并以此调整销钉数量。 5、分级箍安放位置的确定原则：是依据油气水层及漏层位置决定。 （1）全井封固的井，一般安放位置在井深1/2处，同时考虑地层、井径、井斜方位及垮塌情况。 （2）主要油气层间隔距离较大时，其位置选择在上部油气层底界以下40-60m
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
井177.8mm套管回接设计编写人： 审核人： 审批人： 钻井生产技术部
一． 基本情况 井 号： 施工单位： 井 别：生产评价井 地理位置： 构造位置： 设计层位： 设计井深： 完钻原则： 钻探目的： 地质分层： 井身结构： ∮444.5mm 钻头× m ∮339.7mm 套管× m ∮311.1mm 钻头× m ∮244.5mm 套管× m ∮215.9mm 钻头× m ∮177.8mm 套管× m 完钻泥浆性能： 完井方法：177.8mm 套管回接，要求固井质量合格。 三． 管串结构 1． 管串组合 插入器+177.8mm 套管（5根）+碰压环+177.8mm 套管串至井口。 2.扶正器位置 从碰压环开始每根套管加一只弹性扶正器，共计20只，从井口第3根套管和第6根套管各加一只刚性扶正器，共计2只，合计22只。
1．体系： 2．密度： 3．API失水： 4．游离水： 5．24h抗压强度： 6．稠化时间： 7．可泵时间： 六．前置液设计 3 循环排量：1.0-1.3m3/min 注水泥浆排量：1.0-1.2m3/min 替泥浆排量：1.0-1.3m3/min 碰压排量：0.5-0.7m3/min 九．施工压力计算 1．计算条件： 2．压力计算 循环压力： 静压差： 替泥浆最高压力： 碰压压力： 十．施工时间计算 名称数量（m3）时间( min) 前置液 水泥浆 开挡销 压胶塞 替泥浆 回接管柱 累计施工时间： min
十．回接套管施工步骤 1．下铣锥清洗喇叭口。（钻具结构:∮mm铣锥+∮127mm钻杆+方钻杆）。 2．准确效对方入，确认清洗完毕后，上提钻具3-5米，关封井器试压12MPa，30min 压力不降为合格。 3．起钻。 4．连接插入器第一至五根套管。 5．连接碰压环。 6．按顺序逐根连接入井的套管。 7．插入器试插，调整套余。 8．接水泥头，试压3-5MPa检验插入程度，验证完毕，上提管柱，将插入器提出回接筒米。 9．循环调整泥浆性能，达到固井施工要求。 10．固井施工。 11．碰压后，将插入器插入回接筒座封。 12．装卡瓦至套管头内，座挂套管。 13．侯凝24小时。 14．下入∮152.4mm钻头钻管内水泥塞。然后通到∮177.8mm 套管鞋，换小钻头通∮101mm套管。 15．起钻，测声幅。 十一．技术要求 1．对下井钻具进行丈量、编号，并保证钻具完好无损。2．对所动用的井场设备如提升系统、刹车系统、循环系统、动力系统、照明系统、高压系统、指重表、自动记录仪等进行一次全面的检查保养维修，落实到人头并有记录，确保施工时设备运转正常。 3．对到井的套管进行逐根丈量、通内径、清洗丝扣、检查外观、检查钢级壁厚等工作，好坏套管分开摆放并有明显的标记，同时造册登记，按要求计算好套管数据排列，工程地质两家对口，并编写好套管入井顺序号。 4．下套管前认真检查井口及下套管工具，作到灵活好用可靠。 5．下入带带铣锥的钻具，当铣锥接近喇叭口时控制下钻速度。 6．钻喇叭口时的技术参数：钻压1-2吨、转速65rpm.、排量17L/S泥浆.。 7．在进行插入器插入作业时，要求操作平稳。
固井工艺技术（张明昌） 第一章概念：常用固井方法，固井的主要目的，固井的重要性。 第二章各套管的作用：表层套管，技术套管，油层套管 第三章常用注水泥工艺 一、常规固井工艺 [一]概念 [二]常规固井基本条件 [三]水泥量的计算 [四]环空液柱压力的计算1.静液柱压力计算;2.动液柱压力计算3.固井压力平衡设计的基本条件 [五]下套管速度的计算 [六]地面及井下管串附件（常规注水泥的~附件表） 二、插入法固井工艺 [一]概述 [二]插入法固井工艺流程 [三]插入法固井的有关计算：1.套管串浮力计算；2.钻柱做封压力的计算 三、尾管固井工艺 [一]概述 [二]尾管悬挂器类型 [三]尾管固井工艺流程（以液压式尾管悬挂器类型为例） [四]尾管送入钻杆回缩距的计算：1.回缩距计算公式 2.方余的计算 [五]各类尾管的特点及使用目的 [六]常用尾管与井眼和上层套管尺寸的搭配 [七]提高尾管固井质量的主要技术措施13条 [八]尾管的回接固井工艺；1.回接套管贯串结构；2尾管回接固井工艺流程。 四、分级固井工艺 [一]概述 [二]分级箍分类 [三]分级固井适用范围 [四]分级固井工艺分类 [五]双级固井工艺流程：1.非连续打开式双级注水泥工艺； 2.连续打开式双级注水泥工艺：(1)机械式分级箍（用打开塞或重力塞）;(2)压差式分级箍。 3.双级连续注水泥工艺：(1)机械式分级箍；(2)压差式分级箍。 [六]分级固井注意事项 五、预应力固井工艺 [一]概述 [二]热应力计算[三]预应力计算[四]预拉力计算[五]套管伸长的计算 [六]预应力固井的水泥及材料[七]预应力的固件方法及特点[八]预应力固井的技术要点 六、外插法固井工艺：[一]概述[二]特点 七、先注水泥后下套管固井工艺：[一]概述[二]特点 八、反注水泥法固井工艺：[一]概述[二]特点 九、选择式注水泥固井工艺：[一]概述特点[二]选择式注水泥施工流程。 十、筛管顶部注水泥固井工艺：[一]概述特点[二]选择式注水泥施工流程。 十一、封隔器完井及水泥填充封隔器工艺：[一]概述特点[二]选择式注水泥施工流程。 十二、注水泥塞工艺：[一]概述[二]注水泥塞施工程序：1.普通注水泥塞施工程序； 2.用水泥塞定位器注水泥塞施工程序：水泥塞定位器结构组成、使用方法与施工程序； 3.水泥塞施工要点。 十三、实体膨胀管在固井施工中的应用：[一]概述[二]膨胀管技术的优点：优化井身结构·封堵复杂地层·进行套管补贴·用于老井补贴。
固井工艺技术 常规固井工艺 内管法固井工艺 尾管固井工艺 尾管回接固井工艺 分级固井工艺 选择式注水泥固井工艺 筛管（裸眼）顶部注水泥固井工艺 封隔器完井及水泥充填封隔器固井工艺注水泥塞工艺 预应力固井工艺 挤水泥补救工艺技术 漏失井固井技术 高压井固井技术 大斜度井固井技术 深井及超深井固井技术 长封固段井固井技术 小间隙井固井技术 糖葫芦井眼固井技术 气井固井技术
（一）常规固井工艺 常规固井工艺是指在井身质量较好,且井下无特殊复杂情况,封固段较短的封固要求下,将配制好的水泥浆，通过前置液、下胶塞（隔离塞）与钻井液隔离后，一次性地通过高压管汇、水泥头、套管串注入井内，从管串底部进入环空，到达设计位置，以达到设计井段的套管与井壁间的有效封固。套管串结构：引鞋+旋流短节+2根套管+浮箍+套管串。 施工流程：注前置液→注水泥浆→压碰压塞（上胶塞）→替钻井液→碰压→候凝。 保证施工安全和固井质量的基本条件： （1）井眼畅通。 （2）井底干净。 （3）井径规则，井径扩大率小于15%。 （4）固井前井下不漏失。 （5）钻井液中无严重油气侵，油气上窜速度小于10m/h。 （6）套管居中，居中度不小于75%。 （7）套管与井壁环形间隙大于20mm。 （8）钻井液性能在不影响井壁稳定、保证井下压稳的情况下，应保证低粘度、低切力、低密度，具有良好的流动性能。 （9）水泥浆稠化时间、流动度等物理性能应满足施工要求。（10）水泥浆和钻井液要有一定密度差，一般要大于0.2。（11）下灰设备、供水设备、注水泥设备、替泥浆设备及高低压管
汇等，性能满足施工要求。 （二）内管法固井工艺 内管法固井工艺是用下部连接有浮箍插头的小直径钻杆插入套管的插座式浮箍（或插座式浮鞋），与环空建立循环，用水泥车通过钻杆向套管外环空注水泥。采用该工艺注水泥能减少水泥浆在套管内与钻井液的掺混，缩短顶替钻井液时间。用该工艺进行表层时，水泥浆可提前返出，从而减少因附加水泥量过大而造成的浪费和环境污染。该工艺一般用于大直径套管固井。 套管串结构：插入式浮鞋+套管串（或：引鞋+1根套管+插入式浮箍+套管串）。 钻杆串结构：插头+钻杆扶正器+钻杆串。 工艺流程:注入前置液→注水泥浆→替钻井液（替入量比钻杆内容积少0.5m3）→放回压检查回压凡尔是否倒流→上提钻杆循环出多余的水泥浆。 (三)尾管固井工艺 尾管固井是指不延伸至井口的套管固井，这段不到井口的套管称做尾管。较短的尾管可座于井底，但绝大部分必须要求实施尾管悬挂，这样管柱不至于大幅度弯曲，利于保证固井质量，便于进行增产作业。悬挂器装在尾管顶部，尾管由尾管悬挂器悬挂于上层套管内壁。尾管固井的主要目的有：经济性；满足使用复合钻具或复合油管；改善钻井或注水泥环空水力条件等。 最常用的尾管悬挂器是液压式尾管悬挂器。
固井技术基础（量大、多图、易懂） 概述 1、固井的概念 为了达到加固井壁，保证继续安全钻进，封隔油、气和水层，保证勘探期间的分层测试及 在整个开采过程中合理的油气生产等目的而下入优质钢管，并在井筒与钢管环空充填好水泥的作业，称为固井工程。 2、固井的目的 1. 封隔易坍塌、易漏失的复杂地层，巩固所钻过的井眼，保证钻井顺利进行； 2. 提供安装井口装置的基础，控制井口喷和保证井内泥浆出口高于泥浆池，以利钻井液流回 泥浆池； 3. 封隔油、气、水层，防止不同压力的油气水层间互窜，为油气的正常开采提供有利条件； 4.保护上部砂层中的淡水资源不受下部岩层中油、气、盐水等液体的污染； 5.油井投产后，为酸化压裂进行增产措施创造了先决有利的条件； 3、固井的步骤 1. 下套管 套管与钻杆不同，是一次性下入的管材，没有加厚部分，长度没有严格规定。为保证固井 质量和顺利地下入套管，要做套管柱的结构设计。根据用途、地层预测压力和套管下入深度设计套管的强度，确定套管的使用壁厚，钢级和丝扣类型。 2. 注水泥 注水泥是套管下入井后的关键工序，其作用是将套管和井壁的环形空间封固起来，以封隔油气水层，使套管成为油气通向井中的通道。 3. 井口安装和套管试压 下套管注水泥之后，在水泥凝固期间就要安装井口。表层套管的顶端要安套管头的壳体。各层套管的顶端都挂在套管头内，套管头主要用来支撑技术套管和油层套管的重量，这对固井水泥未返至地面尤为重要。套管头还用来密封套管间的环形空间，防止压力互窜。套管头还是防喷器、油管头的过渡连接。陆地上使用的套管头上还有两个侧口，可以进行补挤水泥、监控井况。注平衡液等作业。 4. 检查固井质量 安装好套管头和接好防喷器及防喷管线后，要做套管头密封的耐压力检查，和与防喷器联 接的密封试压。探套管内水泥塞后要做套管柱的压力检验，钻穿套管鞋2~3米后（技术套管）
构造名称：土库曼斯坦古诺尔塔·尤拉屯井别：探井 井号：多莱古伊-1井井型：直井 Φ250.8mm尾管悬挂+Φ244.5mm套管回接固井施工设计 川庆钻探土库曼分公司井下项目部 2011年03月03日 设计人：李波日期：校核人：日期：
前言 多莱古伊-1井位于土库曼斯坦尤拉屯气田。由中石油川庆钻探公司土库曼分公司CCDC-06钻井队承担的一口天然气探井钻探任务。 固井工程设计按多莱古伊-1井地质技术任务书与钻井工程设计完成，三开套管封隔J3km-tt的天然气和石油、盐岩石膏地层，套管鞋坐在第八层上部的硬地层。主要技术难点在于此井段属高温高压盐水层，地层蠕变严重，极易造成阻卡，套管挤毁等情况发生；在套管设计时，选用厚壁、高抗挤强度的套管（9 7/8" 壁厚15.88mm 抗挤强度98.35MPa），防止挤毁套管的情况发生。采取环空憋压候凝确保压稳气层，防止气窜发生，保证盐膏层固井质量。水泥浆设计：两凝G级抗盐降失水水泥浆，裸眼段设计密度2.05g/cm3，套管重合段设计2.00g/cm3；回接固井水泥浆设计：两凝G级常规密度水泥浆，快干设计密度1.88g/cm3，缓凝设计密度1.80g/cm3 为搞好该井的Φ250.8mm尾管悬挂+Φ250.8mm套管回接固井，确保施工质量，施工各方应严格按审批后的设计要求作好施工前的各项准备工作，施工工程技术人员到现场后，根据钻井实际情况进行校
核数据、相关内容的补充，确保固井施工的顺利完成。
1 钻井资料 1.1 基本数据 钻井队: 川庆钻探公司CCDC-06钻井队钻机类型:70D 三开设计井深: 三开完钻井深: 4575m 1.2 井身结构 说明：悬挂器上部为φ244.5mm回接套管，下部为250.8mm尾管套管。 尾管固井采用G级高密度抗盐降失水体系，回接固井采用纯水泥浆体系1.2 钻井液性能 2.地质资料 该井段属于高温高压盐水层，井底温度要依据测井真实数据得出；4556m电测井温为150℃，固井按照川庆固井标准取水泥浆实验温度为130℃，（系数0.85）回接固井实验温度取90℃。 2.3 电测井眼 1、电测井径及容积、返速计算
分级变密度固井工艺在侧钻井上的应用 摘要：近年来伴随科学技术的不断进步，钻进技术也得到了突飞猛进的发展，其中以分级变密度固井技术最为突出。分级变密度固井技术因其用时短、事故风险低等优点被广泛应用于各个领域。本文通过对分级变密度固井技术工艺介绍、工具以及在定向井中应用所应注意的问题进行了详细的阐释和说明，以期更好的实现分级变密度固井技术在定向井中的有效且科学应用。 关键词: 分级变密度固井；侧钻井；技术工艺 1 工艺简介 分级变密度一体化工具，包括分级变密度定位器和开窗导斜一体化工具两部分。作业施工时分两趟管柱下入，先下分级变密度定位器到套管指定开窗位置，通过随钻下入的测向短节确定方位后将分级变密度定位器锚定在套管上；再下导斜开窗工具，插入已锚定的定位器键槽内进行开窗侧钻。通过应用分级变密度锚定开窗一体化工具，能大大简化开窗侧钻工序，降低侧钻成本，提高施工效率。 2 配套工具 2.1 锁紧总成 通过一个特殊工具与套管底部相连的钻井装置叫锁紧总成，其作用是通过旋转台肩接头将传统钻井工具与套管相连，便于工具出入套管。其结构包括：扭转锁、旋转轴向定位、台肩接头、轴向锁等[1]。 2.2 无接分级管选用 无接分级管采用天津高钢公司研发的99. 6mm、钢级N79、壁厚7. 7mm螺纹连接采用直连偏梯形扣套管。螺纹密封采用台阶挤压密封，无接分级管螺纹连接强度极限1414kN，水密封压力不低于49MPa，保压49min无泄漏。对于侧钻出的小井眼采用无接分级管可顺利通过窗口，增加尾管与井眼、套管重合段环空流道，减少固井作业时环空循环阻力。 2.3 采用双胶塞固井保证套管内不留水泥塞 利用双胶塞固井碰压明显的的特点，加上人工计量方法，经综合判断，可以保证套管内不留水泥塞。99.4mm套管内容积5. 5L/m，套管内径小，替泥浆计量不准确会导致套管内留有水泥塞，增加钻水泥塞作业。注水泥结束后，打开73mm 水泥头下挡销，释放钻杆胶塞，钻杆胶塞顺利通过钻杆柱后与尾管胶塞啮合，立管压力瞬间增高剪断销钉1#，两胶塞进人99.4mm尾管内刮净管内水泥浆，碰压后座在阻流环内锁死。这时泵压瞬间升高到19MPa打开循环孔剪钉2#,开始冲洗多余的水泥浆，冲洗干净后，倒扣提出丢手[2]。 2.4 漂浮顶替提高尾管居中度 由于尾管在扩孔井段很难扶正，为保证水泥环厚度均匀，替泥浆工艺采用清水做顶替液。碰压后管内清水与管外水泥浆产生密度差，依据浮力定理将尾管浮起，防止尾管靠在井眼低边，这样可以保证尾管居中度在75%左右。清水做顶替液可为后期施工作业创造有利条件。 3 需要考虑的问题 3.1 岩层稳定性 岩层的稳定性问题就是井眼因为钻井作业、地质状况、泥页岩跟钻井液的相互作用等原因而产生出现的不稳定现象。井壁失稳主要表现为井壁坍塌、缩径、卡钻、井眼扩大、电测遇阻等，是在钻井过程中常遇到的，是一类十分复杂的世界性难题。这些事故的发生会严重影响钻井速度、质量及成本，同时也会造成严重的储层损害。井壁失稳每年都会给石油行业造成巨大的经济损失。
中原固井2015年勘探分公司探区 固井技术总结 中原固井西南项目部 2015-10-6
2015年度，我们在勘探分公司和中原西南钻井公司的关怀下，在各协作单位的大力配合支持下，对固井工艺进行了改进，引入了工程院泡沫水泥浆技术，优选固井方案，优化水泥浆配方，克服了很多固井难题，创造了一些记录，引入了新技术新工艺，取得了一些成绩。但是，由于认识水平有限，也出现了一些问题。现将2015年固井技术管理工作总结如下： 一、工作量及质量情况 1、川东南探区
2、元坝探区 2015年我公司在勘探分公司探区内进行339.7 mm (346.1mm)套管固井4井次、244.5mm技套固井4井次，273.1mm和139.7m技术尾管2井次，回接固井2井次，零星作业20井次，累计32井次。 固井质量合格率100%，但是也存在部分问题：1、焦页6井产层固井二界面质量差；2、焦页9井技套固井上部约900m低密度水泥浆段固井质量差；3、元陆176井回接固井质量声幅偏高。 二、取得的成绩 1、焦页9井引入工程院泡沫水泥浆体系 在勘探分公司和钻井公司的大力支持下，我们与工程院合作，在焦页9井先后2次成功使用了泡沫水泥浆体系，是机械发泡式泡沫水泥浆第一次在国内正式使用。 表层固井时，泡沫水泥设计密度1.55 g/cm3，泡沫水泥浆封固段0-1600m（见图1），实际密度0.65-1.65g/cm3（见图2）。
由于经验不足，施工时气体提前冒出井口，现场立即决定停止替浆，坐套管头悬挂器，密封井口，然后利用气体的可压缩性，继续替浆。这种处理措施，减少了管内水泥塞的长度，也确保了固井质量。实际测井，本次固井一、二界面固井质量均良好。 图1泡沫水泥浆返高图 图2 泡沫水泥浆密度剖面图 00.5 1 1.5 2 44.9284.9425525625725825900.8100011001200130015051954 水泥浆密度，g/cm 3 井深，m
复杂井固井新技术与发展 一、中国石油集团工程技术研究院固井专业概况 中国石油集团工程技术研究院从1980年开始致力于固井技术研究，是国内最早从事固井材料研究的单位。 在集团公司的支持下，经过20多年的研究和积累，中国石油集团工程技术研究院固井专业已成为国内以固井外加剂为主导，集科研、开发、生产、技术服务于一体的技术力量雄厚的研发机构。现拥有高、中级科研人员35人，实验室面积2000m2，符合API规范的实验检测仪器设备160台套，并建成了年产万吨的外加剂生产线。拥有国家技术监督局认证和API 认定的集团公司油井水泥及外加剂产品质量监督检测中心。 工程技术研究院已先后完成国家和集团公司级固井科研项目77项，其研究成果先后获国家科技进步三等奖2项，集团公司科技进步一等奖3项，二等奖4项，三等奖3项。获国家级重点新产品5项，联合国技术信息系统发明创新科技之星奖1项并入选世界优秀专利。在世界石油大会及SPE和美国Oil&Gas上宣读和发表论文5篇，先后有2名科技人员成为美国石油协会勘探开发标准化委员会油井水泥分会投票委员。 在固井技术方面已形成十大系列、五十多个品种完备的油井水泥外加剂产品，为长庆油田、辽河油田、大港油田、吐哈油田及海洋石油、石化系统等二十多个油田固各种复杂疑难井3560井次。为集团公司海外（伊朗、厄瓜多尔、乌兹别克、苏丹、哈萨克斯坦等）勘探开发项目提供了8个品种、813吨固井外加剂和技术服务。 目前，国内固井水泥浆外加剂的年使用量约为1.8亿元，工程技术研究院约占12—15%，而在高端产品的市场份额超过70%，尤其在复杂疑难井固井方面形成了较强的技术优势和综合服务优势，在欠平衡井固井技术、低压易漏井固井技术、深井超深井固井技术、长封固段井固井技术、高压气井固井技术、岩盐层固井技术等方面形成了七大特色固井技术。 二、工程院特色固井技术 1、欠平衡钻井配套的高强低密度水泥浆固井技术 二十一世纪油气资源勘探开发，面临着复杂储层物性和复杂地质条件油气资源的开发；面临着低压、低渗、低产能油气资源的开发；面临着走出去战略的实施和激烈的世界石油市场的竞争。欠平衡钻井的兴起，为低压、易漏复杂地层的开发，有效提高钻速，提供了有力的技术保证。 同时，欠平衡钻井也对固井提出了更高的要求。欠平衡钻井配套固井技术的实质就是要解决欠平衡钻井后的近平衡固井问题，这就意味着要特别关注选择合理的固井压差，适宜的固井水泥浆密度以及合理的施工工艺，以防止固井漏失和对储层的污染，保证固井质量，为后续的油层改造、增产措施及采油作业提供良好的井筒条件。国内外固井实践证明，选用合适的低密度水泥浆，既可以有效地分隔低压油、气、水层，同时也是封堵低压漏失层较为成功的方法。 对水泥浆体系来说，低密度、高强度、低失水、好的流变性是其关键，但一般低密度水泥浆水灰比、外掺料较大，一般作为充填水泥用于非目的层封固，水泥浆密度的降低和水泥浆性能之间存在矛盾，突出表现在： ①水泥浆体系稳定性差，体系分层离析； ②水泥浆失水量难以控制； ③水泥浆流变性差，泵送困难； ④水泥石强度发展慢，强度低； ⑤水泥浆石渗透性高，易引起腐蚀性介质的腐蚀。 随着对微观力学和微观材料的认识逐渐深化，工程技术研究院利用紧密堆积理论对低密度固井水泥浆优化设计，在国内率先研制开发成功了以PZW系列增强材料为主体的新一代低密
YF-ED-J3359 可按资料类型定义编号 侧钻井尾管固井技术研究 与应用实用版 Management Of Personal, Equipment And Product Safety In Daily Work, So The Labor Process Can Be Carried Out Under Material Conditions And Work Order That Meet Safety Requirements. （示范文稿） 二零XX年XX月XX日
侧钻井尾管固井技术研究与应用 实用版 提示：该安全管理文档适合使用于日常工作中人身安全、设备和产品安全，以及交通运输安全等方面的管理，使劳动过程在符合安全要求的物质条件和工作秩序下进行，防止伤亡事故、设备事故及各种灾害的发生。下载后可以对文件进行定制修改，请根据实际需要调整使用。 到了90年代辽河油田原油生产进入中后 期，由于原井套管长期超负荷生产，长期受到 由于注气注水井下工具质量差等问题，使套管 受到附加额外载荷，产生变形或损坏，井下大 修作业常造成的井下落物事故复杂且不易处 理，地震产生附加地质应力使辽河油田部分区 出现套管断错，高注采比长期生产使部分产层 枯竭，底水锥进等多种原因的影响，使部分油 井不能正常生产，造成原油和天然气产量出现 下滑，严重威胁到油田的正常生产；为了充分
利用老井的井场道路及输油设备，降低吨油综合成本，在众多二次采油方案中，辽河油田选准了侧钻井开窗这项新技术，侧钻开窗--就是利用老井原有一定长度的完好套管，在其一定深度，方位范围内，下入导斜器重新开窗侧钻，采用悬挂尾管方式完井，达到恢复老井产能，延长老井使用寿命，完善井网，提高油井产量及采收率的目的。 侧钻开窗技术，目前有96%应用在Ф 177.8mm和Ф139.7mm两种井型上，分别采用悬挂Ф127mm和Ф101.6mm尾管固井或筛管或裸眼完井；有4%应用于Ф244.5mm井型，采用Ф139.7mm尾管固井完井。 侧钻开窗技术，在辽河油田实施10年来，共完成侧钻井1565口，累计增产原油687*144t
( 安全技术 ) 单位：_________________________ 姓名：_________________________ 日期：_________________________ 精品文档 / Word文档 / 文字可改 侧钻井尾管固井技术研究与应 用(标准版) Technical safety means that the pursuit of technology should also include ensuring that people make mistakes
侧钻井尾管固井技术研究与应用(标准版) 到了90年代辽河油田原油生产进入中后期，由于原井套管长期超负荷生产，长期受到由于注气注水井下工具质量差等问题，使套管受到附加额外载荷，产生变形或损坏，井下大修作业常造成的井下落物事故复杂且不易处理，地震产生附加地质应力使辽河油田部分区出现套管断错，高注采比长期生产使部分产层枯竭，底水锥进等多种原因的影响，使部分油井不能正常生产，造成原油和天然气产量出现下滑，严重威胁到油田的正常生产；为了充分利用老井的井场道路及输油设备，降低吨油综合成本，在众多二次采油方案中，辽河油田选准了侧钻井开窗这项新技术，侧钻开窗--就是利用老井原有一定长度的完好套管，在其一定深度，方位范围内，下入导斜器重新开窗侧钻，采用悬挂尾管方式完井，达到恢复老井产能，延长老井使用寿命，完善井网，提高油井产量及采收率的目的。
侧钻开窗技术，目前有96%应用在Ф177.8mm和Ф139.7mm两种井型上，分别采用悬挂Ф127mm和Ф101.6mm尾管固井或筛管或裸眼完井；有4%应用于Ф244.5mm井型，采用Ф139.7mm尾管固井完井。 侧钻开窗技术，在辽河油田实施10年来，共完成侧钻井1565口，累计增产原油687*144t使一批“死井”复活，为辽河油田原油稳产做出了应有的贡献。 一、钻井二公司侧钻井尾管固井技术的几个发展阶段及存在问题剖析 1、简易倒扣接头、普通阻流板配合定量顶替探索固井阶段 该方法在92~94年间使用，当时开窗侧钻及完井技术在辽河油田处于起步阶段，侧钻及完井工具工艺技术很不完善，侧钻井数量少，且只能在Ф177.8mm套管内进行开窗侧钻，完井下入Ф139.7mm 尾管，采用定量顶替的固井方法，受当时的固井设备的限制，顶替量难以准确掌握，常出现尾管内留水泥塞或尾管底部水泥浆被替空及尾管口留水泥塞等现象，不得不采用起下钻两次，分别采用Ф152mm尖刮刀+Ф88.9mm钻杆钻掉尾管口处水泥塞，然后采用Ф105mm