固井复杂问题
固井复杂问题
固井作业不仅关系到油气井能否顺利完成，影响投产后油气井质量的好坏、油气井寿命的长短及油气井产量的高低，而且其成本在整个钻井工程中也占有很大的密度（占20%～30%）。固井技术发展的目标一直围绕如何进一步提高固井质量及减少固井事故等。固井又是一个系统工程，影响因素复杂多样，具有其特殊性，主要表现在以下
几个方面：
（1）固井作业是一个一次性工程，如质量不合格，即使采用挤水泥等补救方法也难以取得良好的效果。
（2）固井作业是一项系统工程、隐蔽性作业，涉及到材料、流体、化学、机械、力学等多种学科，施工时未知因素多，风险大。
（3）固井作业施工时间短，工作量大，技术性强，费用高。
因此，要求固井作业要精心设计、精心准备、精心施工，并要有较完备的预防固井复杂情况的预处理方案，确保优质高效地完成固井作
业。
固井作业涉及套管、水泥浆浆体性能设计、注水泥现场施工、水泥胶结质量等方面，为此，固井复杂问题和事故也可以分为以下几类。第一类：套管及下套管复杂情况，包括下套管阻卡、套管断裂、套管泄漏、套管挤毁、套管附件和工具失败、下套管后漏失或循环不通
等。
第二类：水泥浆浆体性能事故，包括水泥浆闪凝、水泥浆触变性、
水泥浆过度缓凝等。
第三类：注水泥现场施工复杂情况，包括注水泥漏失、环空堵塞、
注水泥替空等复杂情况和事故。
第四类：水泥胶结质量复杂情况，包括油气水层漏封、水泥胶结质
量差、环空气（水）窜等。
下面就上述固井复杂情况及事故发生的主要原因及预防、处理方法
分别加以论述。
1、下套管复杂情况
1、1套管阻卡
套管阻卡一般可分为以下三类：一是套管粘吸卡，二是井眼缩经卡，
三是井眼坍塌或砂桥卡。
1）管阻卡的原因及影响因素
1.套管粘吸卡是由于套管的外径往往大于钻杆的外径，套管与井壁的接触面积大于钻杆的接触面积，上扣时间要大于钻杆的上扣时间，且下套管时又难以旋转，因此，卡套管的发生机率较大。
2.井眼缩径卡套管是由于井眼不稳定，特别是钻遇蠕动性岩盐层或由于钻井夜性能不好形成较厚的假泥饼，导致井眼缩径，造成缩径卡
套管事故。
3.井眼坍塌或砂桥卡套管是在下套管过程中或下套管结束后发生井
眼坍塌或形成砂桥造成卡套管事故。
4.下套管前没有认真通井，对缩径段没有很好地划眼，易造成卡套
管事故。
5.下套管作业没有认真准备（包括组织、工具等），造成下套管时间
过长或中间停顿等，易发生卡套管事故。
6.中途测试、取心、电测后没有通井而直接下套管易发生卡套管事
故。
7.钻井液性能不好，没有形成很好的滤饼，井眼摩阻系数大，尤其
是高密度、分散型钻井液，发生卡套管的机率大。
8.下套管前对漏失层没有很好地堵漏，加之下套管时速度过快，易
压漏地层，造成井塌引起卡套管事故。
9.高压层下套管前没有压稳，在下套管过程中发生溢流，环空夜柱
压力下降，易发生井塌，
造成卡套管事故。
10.井口不，下套管上扣时反复错扣，下套管时井下套管静止时间
长且没有活动套管，易发生卡套管事故。
11.钻井液密度设计不合理，如密度设计较低，造成井眼坍塌或没有
压稳蠕动性地层引起井眼缩径，造成卡套管事故。
12.下套管时遇阻，盲目下压，造成下套管由遇阻演变成套管卡死。
2）防发生套管阻卡的技术措施
1.下套管前认真通井，对缩径段反复划眼。
2.设计合理的钻井液密度，保证压稳地层，防止井眼坍塌，减少蠕动
性地层的蠕动速度和井眼缩径。
3.中途测试、取心及电测后要求认真通井才能下套管。
4.下套管前认真处理好钻井液性能，降低钻井液粘度、切力和失水，
并充分循环处理钻井液，方可下套管。
5.对于深井、长裸眼井和定向井、水平井等，必要时在下套管前要求
加入塑料小球或混入5%～10%的原油，降低井眼摩阻系数。
6.下套管作业要认真准备（包括人员组织、工具等），仅可能减少下
套管时间和中间停待。
7.下套管前对漏失层要求很好地堵漏，并控制下套管的速度，防止压
漏地层。
8.在高压层下套管前要求压稳，防止在下套管过程中发生溢流，保持
井内压力平衡。
9.在下套管过程中如发生井漏、井塌等复杂情况，一般要求起出套管，
下载处理井眼，正常后再重新下套管。
10.下套管时如遇阻，应反复活动套管，并接方钻杆或循环头循环处
理钻井液，不能盲目下压，防止套管卡死。
11.下套管前要校正井口，做到天车、转盘和井口三点一线，防止下
套管上扣时错扣。
12.必要时使用套管扶正台，采用人工或机械扶正套管，防止下套管
上扣时错扣并加快下套管速度。
13.尽可能使用自动灌浆设备，减少因灌浆造成的下套管停顿时间，使用自动灌浆设备时要及时注意其工作状况，如失败要采用人工灌
浆。
14.下完套管后要求先灌满钻井液后再慢慢开泵循环，等循环畅通后
慢慢提高循环排量，防止混入空气造成开泵困难和压漏地层。15.采用人工灌浆时，在灌浆间隙要不停地活动套管，上下活动套管
距离不小于2米，发现井下有遇阻迹象时要停止灌浆，并采用大距离活动套管或接方钻杆循环等措施，等正常后再灌浆和下套管。16.下套管过程中要及时注意井口返浆，如发现异常应立即停止下套
管进行处理，待正常后方可继续下套管。
3）套管阻卡的处理方法
套管遇卡后，应在保证套管串不被破坏的前提下开展处理工作，而且，应根据不同的卡套管类型采用不同的处理方法较卡钻相比，套管遇卡
处理难度更大，手段也相对较少。
（1）套管粘卡
发生套管粘卡后，推荐采用以下步骤进行处理：
1.强力活动套管；发生套管粘卡后一般是先接方钻杆或循环头开泵循环，后在套管和设备（井架、提升系统）安全的条件下，尽最大可能上下活动套管，采用此种方法一般可以消除套管粘卡。
如果强力活动次数后（通常为10次左右）仍不能解卡，一般要停止强力活动。此后，在一定范围内活动没有卡住的套管，防止卡点上移。
2. 泡解卡剂；在强力活动套管无效后，处理套管粘卡的主要方法是通过泡解卡剂的方法来处理套管粘吸卡。其基本步骤一般如下：第一：选择合适的解卡剂。解卡剂一般分为水基、油基两种，其密度要根据井内地层压力选定，对于高压井，要选择高密度的解卡剂。一般油基解卡剂适合大多数地区，但在个别地区，水基解卡剂也取得了
较好的应用效果。
第二；计算卡点位置。现场一般采用计算在一定拉力条件下的套管伸
长来计算卡点位置。计算公式如下：
L=ESI/F
式中L——自由套管的长度，m；
E——钢的弹性系数，2.1×105MPa；
I——自由套管在力F作用下的伸长，m；
F——自由套管所受超过自身质量的拉力，N；
S——套管截面积，m2。
第三：计算解卡剂的用量。根据计算的卡点位置，在卡点位置及其以下部分注入合适的解卡剂。要求具有一定的附加量，一般在20%左
右。
第四：井内压力平衡计算。根据井内地层压力、钻井液密度、地层岩性、解卡剂的密度和用量，进行井内压力平衡计算，确保不会发生井
涌、井喷和井塌事故。
第五：解卡。根据不同的解卡剂的类型、地层特性和现场的实际卡套管的情况，在解卡剂注入一定时间后采用类似强力活动套管处理方法
解卡。
（2）套管缩径卡和井眼坍塌或砂桥卡
1.套管缩径卡时，井内一般可以循环钻井液，可以通过类似套管粘卡
的处理方法进行处理。
2.井眼坍塌或砂桥卡时，如可以循环钻井液且井口尚能返浆，应坚持先小批量低压循环钻井液，后逐步提高钻井液的密度、切力，正常后
固井。
3.如果套管已经下到井底，且循环钻井液漏失，应根据现场实际情况进行处理。大多数情况下选择小批量固井的方法，争取把下部地层封固，必要时再对上部地层进行挤水泥作业补救。
4.如果套管没有下到井底，可选择先固井，后采用增加一层尾管固井
封固下部地层的方法补救。
1. 2套管断裂
1）套管断裂的原因及影响因素
1.套管设计时安全系数设计偏低，没有考虑如温度变化、套管弯曲等因素对套管强度的影响，造成套管强度不够而发生套管断裂。
2.套管本身质量问题，特别是丝扣加工质量不过关，造成丝扣处脱落。
3.套管浮箍以上由于没有对套管丝扣联接处加以固定，在钻水泥塞时
造成套管脱落。
4.钻遇硫化氢气层，钻井液中含有硫化氢而产生氢脆作用，造成套
管断裂。
5.在技术套管中钻进，没有采取有效的防护措施，钻杆接头将套管磨
穿，造成套管断裂。
6.地层水含有腐蚀性物质，如水泥环封固质量不好，易造成套管腐蚀
破坏断裂。
7.套管遇卡后，施加拉力太大，造成套管脱落。
8.在压裂和注水泥施工时，由于施工压力太高，超过了套管的抗压强
度，造成套管断裂破坏。
9.在热采井内，套管受热膨胀，但由于套管外面又有水泥固结，限制
了套管的自由伸长，在套管内部产生压应力，当压应力超过材料的屈
服极限时，套管就会断裂。
2）防止套管断裂的技术措施
1. 下套管时防止套管错扣，不允许在错扣焊接。
2. 套管遇阻卡后，不能强拉强提，上提拉力不能大于套管本体和
丝扣抗拉强度的80%。
3.表层套管和技术套管下部的留水泥塞套管应用防止螺纹松扣脂或
在松扣处采用铆钉固
定，防止在钻水泥塞或下部钻进过程中造成套管脱落。
4.对于含有硫化氢的井，下套管前必须充分循环钻井液，压稳产层，
清除钻井液中的硫
化氢。同时，应采用访硫套管和井口装置。
5.应尽可能提高表层和技术套管鞋处的固井质量。
6.在已下套管的井内钻进，要控制转盘的转速。钻铤未出套管鞋时，转速不大于60r/min，钻铤出套管鞋后也不要超过150r/min.对于深井和复杂井，钻井周期长，对套管要采取相应的保护措施。
7.对于热采井固井，应采用优质钢材，在固井时要提拉一定的预应力，
消除因温度升高，钢材受热膨胀产生的压应力。
1、3 套管挤毁
1）管挤毁的原因及影响因素
1.套管强度设计不合理，造成套管挤毁。
2.灌钻井液不及时，造成在下套管过程中掏空太长，引起套管挤
固井工艺技术
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。
完井技术国内外发展现状分析
完井技术国内外发展现状分析 第1章前言 1.1 现代完井技术发展现状 完井工程是衔接钻井和采油工程而又相对独立的工程，是从钻开油气层开始，到下套管注水泥固井、射孔、下生产管柱、排液，直至投产的一项系统工程。完井设计水平的高低和完井施工质量的优劣,对油气井生产能否达到预期指标和油田开发的经济效益有决定性的影响。 近十多年来,国内外完井均有了较快发展,并已发展成为独立的学科。除常规井完井技术日益完善外,其他特殊井完井也得到了很大发展,如水平井完井、复杂地质条件下的完井、小井眼完井、分支井完井、深井超深井完井、现代智能完井、膨胀管完井等。国内在完井技术方面虽然取得了一些进步,但是与国外相比,完井技术还有很大差距,特别是在不同储层选择合适的完井方式、水平井完井、欠平衡井完井、小井眼完井、分支井完井,从而影响了油气井的产量及经济效益。 1.2 本文的主要研究内容 1．查阅现代完井技术方面的文献，对各种完井技术现状进行综合性分析： (1)射孔完井技术； (2)割缝衬管完井技术； (3)砾石充填完井技术； (4)膨胀管完井技术； (5)封隔器完井技术； (6)智能完井技术。 2. 调研国内外最新完井技术现状，重点分析国内外现代完井技术现状、最新进展、应用成果以及发展趋势等,并对国内完井技术方案实施的可行性和完井技术的研究方向作初步预测和探讨。
第2章常规完井技术 完井方式的选择主要是针对单井而言。虽单井属于同一油藏类型，但是所处构造位置不同，所选定的完井方式也不尽相同，如油藏有气顶、底水，若采用裸眼完成，技术套管则应将气顶封隔住，再钻开油层，而不钻开底水层。若采用射孔完成，则应避射气顶和底水。又如油藏有边水，套管射孔完成时，油田开发要充分利用边水驱动作用，避射开油水过渡带。下面主要介绍常用的几种常规完井方式[1]。 2.1 裸眼完井技术 裸眼完井方式分先期裸眼完井方式、复合型完井方式和后期裸眼完井方式三种。 先期裸眼完井方式（如图2-1）是钻头钻至油层顶界附近后，下套管柱水泥固井。水泥浆上返至预定设计高度后，再从套管中下入直径较小的钻头，钻穿水泥塞，钻开油层至设计井身完井。 复合型完井方式（如图2-2）是指适合于裸眼完井的厚油层，但上部有气顶或顶界邻近又有水层时，可以将技术套管下过油气界面，使其封隔油层的上部，然后裸眼完井，必要时再射开其中的含油段。 后期裸眼完井方式（如图2-3）是不更换钻头，直接钻穿油层至设计井深，然后下套管至油层顶界附近，注水泥固井。固井时，为防止水泥浆损害套管鞋以下的油层，通常在油层段垫砂或者换入低失水、高粘度的钻井液，以防水泥浆下沉。 图2-1 先期裸眼完井示意图 1—表层套管 2—生产套管 3—水泥环 4—裸眼井壁 5—油层
固井工艺技术
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7注水泥浆7压碰压塞(上胶塞)7替钻井液 保证施工安全和固井质量的基本条件: 井眼畅通。 井底干净。 井径规则，井径扩大率小于15% 固井前井下不漏失。 套管居中，居中度不小于 75% 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。 (11 )下灰设备、供水设备、注水泥设备、替泥浆设备及高低压管 钻井液中无严重油气侵，油气上窜速度小于 10m/h 。 (7) 套管与井壁环形间隙大于 20mm (8) (10)水泥浆和钻井液要有一定密度差，一般要大于 0.2。
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T注水泥浆T替钻井液（替入量比钻杆内容积少 0.5m3）T放回压检查回压凡尔是否倒流T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。 套管串结构：引鞋+1根套管+ 浮箍+1根套管+浮箍+1根套管+球座短节（含托篮）+尾管串+尾管悬挂器总成+送入钻杆。 工艺流程:按作业规程下入尾管及送入钻杆到设计位置T开泵循环 7投球7憋压剪断座挂销钉悬挂器座挂7倒扣7憋压剪断球座销 钉循环钻井液T注前置液T注水泥浆T释放钻杆胶塞T替钻井液 7碰压7上提中心管循环出多余的水泥浆7起钻候凝。 （四）尾管回接固井工艺
低密度固井技术新进展
低密度固井技术新进展 概述 随着石油勘探、开发地不断深入，深井、超深井数量不断增加，低压、易漏、长裸眼、长封固段、多压力层系的固井作业随之不断增多。在一口井的井眼和套管之间注入水泥浆的过程称为固井。自开始固井以来，固井的主要目的是封堵井眼内的油、气和水层。此外，水泥环强度必须满足后期增产措施、射孔、开采和各项修井作业的需要，同时在井的生产期中也要满足经济性、可靠性、安全性的要求，而后续进行许多生产或增产作业，其成功与否与固井作业质量有很大关系。 低密度水泥固井可以降低套管外液柱压力，从而降低水泥浆液柱压力与地层孔隙压力差，实行合理压差固井，减少水泥浆滤液和固体颗粒侵入油气层，可减少对油气层的损害，有利于保护油气层：①、对于低压油、气层或漏层降低水泥浆密度可以防止堵塞、压死油、气层及漏失；②、对气井或有严重腐蚀套管的水、气层存在的油井，要使水泥浆返出地面，提高套管的使用年限，也需要降低水泥浆密度，减少静液柱压力；③、对于低压易漏深井长封固段注水泥，即便采用分级注水泥技术，仍希望尽可能降低水泥浆的静液柱压力，以便在较低泵压下获得较好的固井质量。 膨润土低密度水泥浆体系 膨润土密度为2.60-2.70g/cm3主要由含粘土矿微晶的蒙脱石组成，经干燥、磨细而成的粉状物质。国内主要产品有山东潍坊膨润土和安丘膨润土等。膨润土具有规则的层状结构，层与层之间可以吸附大量的水分，使其体积膨胀，通常每克膨润土可以吸水5.3mL，体积膨胀达15倍以上，因此设计膨润土低密度水泥浆时主要靠增大用水量来实现低密度。对于API G级水泥，水灰比为0.44时水泥浆密度约为1.90 g/cm3。如使配制的水泥浆密度降低至1.55 g/cm3，则相应的水灰比约为0.93，这样扣除水泥本身的水灰比0.44，余下部分的水就需要增加膨润土来吸附。在膨润土低密度水泥浆中，膨润土的作用有两个：一个作用是吸附水，另一个作用就是靠其吸水后的自身分散，悬浮支撑沉降的水泥颗粒，保持水泥浆体系的稳定性。 从理论上讲，膨润土低密度水泥浆的设计密度可低于1.5g/cm3，但事实上低于这个密度，就失去了其实际使用价值，这是因为随着水灰比增大，膨润土掺量也增大，而水泥石的强度降低，渗透性增加。实验表明膨润土低密度水泥浆适宜的密度为1.53-1.58 g/cm3。膨润土掺量为干水泥质量的8％-10％。若采用预水化膨润土，达到相同的密度，则只需2％的预水化膨润土就相当于8％的干混膨润
固井工艺简介
固井工艺简 井深结构图 固井按井深结构可分为：1·表层套管固井 2·技术套管固井 3·油层套管固井 4．回接套管固井 1表层套管固井：一般通俗指20 ”133/8”或95/8”套管的固井，其目的是为了封固松软，易垮塔地层，为下部继续钻进作准备。 固井工艺一般采用单级固井或内插管固井 A)单级固井指一次性注完设计水泥浆并按设计替浆到位。 B)内插管固井指用专用工具内插管插入插入座后，注浆按设计 量返出后，按设计量替浆，起钻循环 固井工序
2技术套管固井 一般通俗指7”133/8”或95/8”套管的固井，其目的是为了封固下部复杂地层，为下部钻开油气层，做好准备。 固井工艺一般采用单级固井，双级固井，悬挂固井。 A)单级固井与表层单级固井相同。 B)双级固井：指由于所封固地层的地层压力相差较大或由于封 固断较长所采用的一种特殊固井工艺。采用分级箍分两次注浆的固井工艺。
C)悬挂固井：指由于封固段较长，所下套管悬重较大或由于钻 井成本考虑。所采用的一种特殊固井工艺，采用固井专用工具－悬挂器与上层套管下部的连接达到技术固井的目的 固井工序
3油层套管固井 一般通俗指7”，5”，51/2”或41/2”套管的固井，其目的是为了分隔下部各油气层或油水层，为下部分层开采做好准备。 固井工艺一般采用单级固井，双级固井，悬挂固井。 其固井工艺过程与技术套管固井相同，但技术措施不同。 4回接固井 一般川内常见的是7”回接，其目的是为满足下部油气层开发所需要的套管强度。其固井过程采用固井专用工具－插入筒插入到回接筒内，在固井时必须上提套管建立循环通道。按设计注浆，替浆完后下放套管插入回接筒形成密封。 固井工序
浅析我国石油固井技术进展及面临的问题
浅析我国石油固井技术进展及面临的问题 现阶段我国社会经济发展速度较为稳定，并且现阶段我国所处的时代是一个知识经济的时代，各项科学技术发展和应用的速度比较快，各个领域中的相关企业在崭新的发展机遇之下得以快速发展，从而就从数量和质量这个层面上对能源提出了更高的要求，在上文中提及到的这种情况之下，石油开采企业只有对固井技术进行研究，才能够满足社会提出的能源方面的要求，在巨大的市场压力的促进下，我国石油固井技术取得了长足的发展，但是还是存在着一些问题有待解决，作者依据实际工作经验首先对石油固井技术现状进行分析，然后再对现阶段我国石油固井相关工作进行的过程中面临的问题进行分析。 标签：石油固井；技术；进展、问题；现阶段 1 概述 固井是油气井建设的过程中涉及到一个极为重要的环节，也是联结钻井和采油工程的一个较为独立的系统性工程，固井质量水平的高低，不单单是会对石油井生产相关工作的顺利开展造成一定程度的影响，也是会对石油井寿命和油气储藏量造成一定程度的影响的。为了能够满足勘探开发复杂深层油气藏。高酸性油气藏以及稠油油气藏等油田的过程中提出的要求，在经过了过年的技术攻关之后，在固井材料、固井工具以及与之相对应的固井工艺技术上取得了长足的进步。 2 現阶段我国石油固井技术的实际情况 2.1 固井液技术得到的发展和在石油固井工作进行的过程中的实际应用情况 固井液技术是以以往石油固井工作进行的过程中使用到的钻井液的配方为基础的，在钻井液调配工作进行的过程中添加不多的高炉淬渣或者其它的水化材料，在使用固井液技术调配钻井液的过程中基本上是不会对钻井液其它方面的性能造成影响的。固井液技术研发工作进行的过程中使用到了UF钻井、MTC固井技术原理，从而使得钻井液和固井液之间的相互融合性得到了一定程度的提升，使得以往石油固井相关工作进行的过程中面临着的固井液和钻井液不相容这个问题得到了有效的解决，从而就能够使得第一二界面之间的胶结程度得到一定程度的保证，尤其是能够使得第二界面的胶结质量得到一定程度的提升，最大限度的组织油气、水流体等在各个层面之前的流动，并且因为激活剂是能够起到一定程度的扩散和渗透作用的，从而就会使得泥饼逐渐演变为固态的密度比较高的泥浆，以此为基础在石油固井相关工作进行的过程中，循环漏失以及水泥浆液柱回落这些问题出现的几率就比较低了。将固井液和普通油井固井相关工作进行的过程中使用到的水泥浆进行一定程度的相互比较，调配工作进行的过程中使用到的外加剂是比较便宜的，与此同时也具有失水量低、强度提升快以及沉降稳定性强等特点，固井液技术的出现使得以往石油固井工作进行的过程中需要使用到的顶替机理和顶替技术逐渐被人们遗忘，并且也使得以往石油固井工作进行的过程
中海油在海上油田开发中的钻完井技术现状和展望
中海油在海上油田开发中的钻完井技术现状和展望 姜伟 中国海洋石油总公司 摘要：本文总结中国海洋石油总公司在海上油田勘探、开发和生产中，结合海上油田开发的需要和特点，通过不断的探索和实践，逐步的掌握了在中国近海开发油田的关键技术及其特点。同时根据目前国外的开发技术发展现状，结合中海油自身的特点，针对海上油田开发的具体不同的需求。经过改革开放20多年来的不断努力，中海油已经掌握并形成了一整套的海上油气田开发的钻完井工程技术。并且形成了以海上油田开发为目标的优快钻完井技术体系；大位移钻井技术体系；稠油开发钻完井技术体系；海上丛式井和加密井网钻完井技术体系；海上疏松砂岩油田开发储层保护技术体系；海上平台模块钻机装备技术体系等八大技术特色和体系；在海上油田的开发和生产中发挥了巨大的作用，同时也在为海洋石油未来的发展产生了积极的推动作用。 关键词：海洋石油海上油气开发技术挑战钻完井工程关键技术体系 中国海洋石油工业的发展源于上世纪60年代初期，进入到上个世纪80年代初期，随着中国的改革开发，海洋石油总公司成立28年来，海洋石油工业在对外合作开发海上油气资源的过程中，遵循一条引进、消化、吸收、再创新的道路，并且成功的实现了由浅水向深水、上游向下游、单一的勘探开发向综合能源公司发展的三个跨越。并且逐步形成和建设了一个现代化的海洋石油工业体系。 1．中国海上油气开发的概况和挑战 在中国近海开发油气资源，在技术、资金、自然环境等方面面临诸多的困难和挑战，对于钻完井工程而言，我们主要面临三大挑战： 首先是海洋环境的挑战，在海上钻井，除了我们通常的地下各种工程地质问题以外，海洋自然环境条件大大的增加了我们工作的难度。北冰南风是我们要面临的海洋开发的自然环境条件中的最大难题和挑战。 第二个挑战是海上油田开发，钻完井工程投资高、风险大，昂贵的海上开发费用和海上钻完井作业成本与经济有效的开发海上油田的挑战。 第三个挑战是以渤海稠油开发、南海西部高温高压地层的钻探、南海东部深水生产装臵周边油田的经济开发为代表的海洋钻完井技术的和安全风险控制的挑战。
中原油田漏失井固井技术
中原油田漏失井固井技术 【摘要】中原油田是一个典型的复杂断块油气田，油气分布比较散，经过20年的开采已经进入了开发的中后期，主要靠注水井进行采油。注水井使得地层岩石力学性质发生了较大变化，使得局部形成超高压地区，如胡庄地区、文明寨地区个别井密度已经超过1.70g/cm，层间压力差异大，因而在同一口井中形成多套压力系统，在钻井和固井过程中经常遇到漏失问题。我处在2004年针对易漏失井的固井工艺技术进行研究取得了良好的应用效果，但是漏失井的固井优良率低，2009年漏失井占了油层固井总数的10%，优良率却不足40%，为了完成75%的固井优良率指标，因此，易漏失井固井工艺技术完善推广已成为当务之急。 【关键词】漏失井固井技术 1 中原油田漏失井难点 （1）井眼中多套压力系统的存在，压稳和漏失都需要兼顾考虑，堵漏工作困难，堵漏后极限压差小，固井作业安全窗口小，这种现象主要发生在文留地区； （2）地层亏空严重，钻井过程中漏失严重，如濮3-468井漏失达千方，堵漏形成的强度不够，易造成固井再次发生漏失； （3）井底漏失现象严重，堵漏工作不扎实，造成固井替浆后期漏失，油顶或盐顶封固不好，此种现象各个地区均存在； （4）个别地区在注水泥过程中发生漏失后，井口就不能见液面，水泥返高不能封过油顶，甚至不能封住主要油气层，这种现象多发生于户部寨地区； （5）部分地区发生漏失后，由于液柱压力下降，井眼发生垮塌，不能再次建立循环，使固井工作不能正常进行，此种现象多发生于濮城地区的濮3块； （6）堵漏材料在井壁上附着和存在于钻井液中，为了防漏不能筛除，造成钻井液流动性差，水泥浆顶替困难，第二界面胶结质量差。 2 针对性技术措施2.1 固井前井眼准备2.1.1 钻井完井过程中的防漏堵漏工作 我们知道下完套管和固井过程中发生井漏，其处理余地都非常小，往往许多钻井堵漏行之有效的技术措施都不能使用，从而导致固井失败，固井质量达不到要求。因此，做好钻井完井过程中的防漏堵漏工作对于固好漏失井尤为重要。必须坚决树立“堵得住，堵得牢”的思想，目前比较成熟的堵漏工艺技术有：先期随钻预堵漏法、静止堵漏法、物理堵漏法、化学堵漏法、物理化学堵漏法等一系列堵漏工艺技术措施。
固井水泥浆技术体系探讨
龙源期刊网 https://www.360docs.net/doc/e27145050.html, 固井水泥浆技术体系探讨 作者：沈广明 来源：《中国新技术新产品》2013年第12期 摘要：随着钻井技术的不断发展以及油田的勘探开发的持续深入，探井和生产井的深度 不断增加，深井面临着深、多、长以及高等高难度的挑战。深，指的是产层埋藏的比较深，井深一般都在5000米以上；多，指的是显示的层位多，一个井眼有许多个压力体系，多个的油、气、水、等等；长，指的是裸眼井段比较长，在长的裸眼中，井下的复杂层多；高，指的是井的温度高，压力高，腐蚀性的介质在高温、高压的情况下活性比较高。深井固井不仅要有相应的机制以及相应的工艺，同时还要有高性能的水泥浆体系来配套，在国际，高温井段的固井费用一般都是要比常规井段的价格要高出几倍甚至是几十倍，所以这也从另一方面给反映出来了复杂井体固井的难度和风险性。 关键词：固井水泥浆；技术体系；深气井固井 中图分类号：TE25 文献标识码：A 固井水泥浆体系的设计出了要满足一般的固井性能要求，还应该老驴温度，体系的稳定性、水泥石的高温的稳定性等等。保证在任何情况下都能顺利的实施和以及固井的质量。同时要对弹性材料以及增韧材料进行严格的研究记忆优选，分析水泥浆外加剂以及外掺料的加量对水泥浆的各项性能的影响。 深层的气井的深度一般都在3450米到5500米之间，所以固井的封固断比较长、低温的梯度高，还要对气层进行试气、压裂等作业，这就要对水泥浆的性能和固井的施工提出了更高的要求，就是必须要保证全井段的封固的质量必须过关。但是现在国内的深层气井固井的质量不是特别理想，自2005年以来，相继发生了升深8井、徐深10井等在试气之前就发生环空窜气的问题，影响了油气的测试以及产能的建设。 1 常规的固井水泥浆的体系 中温的固井水泥浆体系的适用温度一般在小于或者等于120℃；高温的固井水泥浆体系的抗高温的性能十分优秀，适用的温度是不超过160℃；超高温的固井水泥浆体系抗高温的性能更加的突出，是目前比较少的使可控温度达到200℃的水泥浆体系，适用的温度一般都不超过200℃。这中体系适用在淡水的水泥浆固井，同时也可以用于矿化度比较高的水泥浆固井；它可用于常规的一般条件的固井，同时也可以用于低密度、高密度的特殊条件的比较复杂的固井；应该具有优良的水泥浆体系性能，可以广泛的使用水泥浆体系；具有良好的可调控性、浆体的各个性能比较稳定。各种性能都非常容易调节的特点。 2 深层井固井水泥浆体系研究
预应力固井工艺技术优点及必要性
预应力固井工艺技术优点及必要性 一、预应力固井技术： 预应力固井概念:预应力固井就是给套管施加一定强度的拉应力，使套管在此状态下被水泥凝结，当温度升高时，就可抵消一部分套管受热产生的压应力。从而提高套管的耐温极限，减缓或避免注蒸汽造成的套管破坏。 预应力固井技术是国内外稠油开采普遍采用的技术。由于注蒸汽热采，随着温度变化，套管内的应力亦反复变化，致使本体与螺纹联结受到破坏。在中原内蒙油田稠油开采条件下，油层套管所受热应力都在550Mpa以上，所施加的预应力就是要部分抵消注蒸汽后套管所产生的巨大热应力（压应力），保持套管处于弹性受力范围内，而不发生塑性变形而损坏。 管柱由于温度变化其压缩应力是2.482Mpa/℃,应力计算的经验 公式如下: σ压=2.482ΔT; 式中:σ压-----因温度增加形成的压应力,Mpa； ΔT——增加的温度，℃
现在国内胜利油田、辽河油田和新疆油田均采用一次地锚提拉预应力固井技术。 二、稠油热采井预应力固井优点及必要性 注蒸汽热采是开发稠油的主要手段，在注蒸汽井中，套管需要承受300--350℃的高温，而N80套管允许的温度变化只有222℃，P110套管允许温度变化值为305℃。在干度较高的情况下，井底温度更高，特别是油层部位的套管直接裸露在热蒸汽中，严重影响套管寿命。温度引起轴向载荷以及形成弯曲破坏是套管柱方面的主要问题，温升超过套管的耐温极限就能使套管产生弯曲变形及错断。解决方法是应尽可能保持管外水泥返地面。在套管选择方面，使用具有较大拉力强度的梯形螺纹，同时采用预应力固井施工。 另外，套管受热伸长，在套管与水泥石之间产生间隙，破坏水泥环质量，形成窜槽段，致使地层封隔不严，增大热损失，加剧套管损坏，严重降低油井的使用寿命，并会影响稠油产量，增加油田成本。 应用预应力固井技术可以减缓套管的损坏速度，延长油井的使用寿命，提高稠油产量。所以预应力固井技术是稠油热采中必不可少的关键技术。预应力可抵抗高温的变化，减少热应力及套管的蠕动（由于套管和水泥环受热膨胀率不同，套管变形大时易对水泥环造成破坏，形成窜槽），保护套管和水泥环不受破坏。河南油田泌浅67区块2004年至2005年投产88口井，其中预应力施工43口，没有进行预应力
又溢又漏井固井技术
又溢又漏井固井技术 固井技术服务公司肖庆昆 摘要：溢漏并存井固井施工中存在着井下易漏失、返高不够，侯凝期间水泥浆“失重”地层流体侵入环空发生窜槽固井质量差，水泥浆顶替效率差等难点。本文针对存在的固井难点，研究出了高强低密度水泥浆体系，采用了近平衡压力固井技术，并优化了前置液性能及用量，较好地解决了溢漏并存井固井技术难点，为类似复杂井固井提供了可行性借鉴。 关键词：固井井漏防窜低密度 前言： 随着油田勘探开发的不断深入，注采比越来越大，与油田开发初期处于原始状态的地层压力系统相比较，中后期地下情况发生了很大变化，形成许多憋压层、流体亏空层等，钻井过程中溢漏并存形象时有发生，对固井施工提出了严峻的考验。为此研究开发出了高强低密度水泥浆体系，该体系水泥具有较高的早期强度，水泥浆防气窜能力系数SPN值小于3，配合合理的技术措施，有针对性的解决了溢漏并存井固井技术难题，取得了较为满意的效果。 1 主要固井难点 1.1又溢又漏井在钻井过程中的表现形式 又溢又漏井在钻井过程中，一般表现为上溢下漏和上漏下溢两种形式。上溢下漏通常表现为上部高压层（气层、水层等），当钻进至上部高压层时，需要高密度钻井液平衡高压层，而钻下部低压地层时，因液柱压力过高压裂地层发生钻井液漏失，从而导致整个井筒环空内液柱压力下降，诱发上部高压层发生溢流或井喷。上漏下溢是漏失层在高压层上部，通常发生在钻进下部地层时发生溢流，当提高钻井液密度压井时，造成上部低压层发生漏失，导致井筒环空内液柱压力降低，反过来再次诱发下部高压层发生溢流或井喷。 1.2井漏问题 对于低压易漏井而言，地层压力低于环空水泥浆液柱压力时，就会发生漏失，为保证水泥浆返至设计高度，而不发生漏失，是低压易漏井固井作业的一个难点。 1.3低密度水泥浆问题 采用低密度水泥浆固井是降低环空水泥浆液柱压力的主要措施，但低密度水
又喷又漏井的固井技术
收稿日期:1998—11—18 作者简介:吴宗国,钻井高级工程师,1985年毕业于西南石油学院钻井专业,现在川东钻探公司钻井科从事技术管理工作。曾发表固井方面的论文多篇。 !生产线上# 又喷又漏井的固井技术 吴宗国 (四川石油局川东钻探公司钻井科,重庆大石坝400021) 摘 要 又喷又漏井的固井技术包含两个方面,一是裸眼客观存在又喷又漏的情况,其固井方法是采用全井下套管固井、尾管固井、分级固井;二是在下套管过程中,或下完套管循环时,或在注替水泥浆的过程中发生井漏诱发的溢流或井喷时,其固井方法是以正注为主的井口反补挤水泥工艺,以正注水泥为辅的一次或二次反注水泥工艺技术。具体应采取什么样的固井技术,应根据漏失速度的大小、井内钻井液密度与水泥浆密度的差值大小等来确定。 关键词 井喷 漏失 钻井液 水泥浆 固井 中图分类号:TE256+11;TE28 文献标识码:B 文章编号:1006—768X (1999)05—0084—03 川东地区钻探的深井,大多数目的层是石炭系。通常 24415mm 套管下至 T 21j 3 中部,要钻达目的层石炭系还要钻 过T 21j 2,T 21j 1T 1 1j 1,T 1f ,P 2ch ,P 2l ,P 1m ,P 1q ,P 1l 等层系。由于 这几个层系地层压力各不相同,差异较大,在同一裸眼中常常存在漏失层和产气层,这就给钻井工作和固井工作带来许多问题,即又喷又漏,处理这类问题非常困难。针对又喷又漏问题,在钻井过程中研究和发展了处理这类问题的一些有效方法,如反循环堵漏压井技术,平衡钻井技术等,收到了良好的效果。但有一部份井,由于钻井液密度低,采取桥堵或降密度钻进等方法,解决了钻井过程中的喷漏问题。而在固井过程中,因水泥浆密度很难调节到与钻井液密度一致,且下套管后环空流动阻力的增加等因素,导致固井过程中发生井漏,进而诱发溢流和井喷。因此,要保证环空有良好的水泥环质量,不窜不漏,就显得很困难。本文正是针对这些问题的一些探讨和实践,取得了良好的效果。 1 又喷又漏井的特点 111 又喷又漏井在钻井过程中的表现形式 又喷又漏井在钻井过程中,一般表现为上喷下漏和上漏下喷两种形式。上喷下漏是产气层在漏失层的上部,通常表现为上部气层为高压层。当钻进上部气层时,须采用高密度钻井液平衡气层,而钻下部地层时,因液柱压力过高压裂地层而发生钻井液漏失,导致整个井筒内部液柱压力降低,诱发上部气层发生溢流或井喷。上漏下喷是漏失层在产气层的上部。通常发生在钻进下部地层时发生溢流,当提高钻井液密度压井时,造成上部低压层发生井漏,导致井内液柱压力降低,反过来再次诱发下部气层发生溢流或井喷。 112 又喷又漏井在固井工程中的表现形式 它与钻进中发生的情况不一样,不同之处在于固井下套管前井眼处于稳定平衡状态,即不喷不漏。只是在固井作业中,如下套管作业时,因下放速度过快造成压力激动,下完套管开泵过猛;注水泥施工作业中,水泥浆密度多于钻井液密度,当水泥浆顶替到环空后,环空液柱压力升高等引起井漏,使井内液柱压力降低而诱发气层发生溢流或井喷。 2 又喷又漏井的固井技术 又喷又漏井的固井技术包含两层意思:一是裸眼中客观存在又喷又漏的情况,可采用全井下套管固井,尾管固井、分级固井;二是在下套管过程中,或下套管完循环时,或在注替水泥浆的过程中发生井漏诱发的溢流或井喷时,可以正注为主的井口反补挤水泥工艺,以正注水泥为铺的一次或二次反注水泥工艺技术。具体方法应根据漏失的速度大小,井内钻井液密度与水泥浆密度的差值大小等来确定。 211 全井下套管的正注水泥为主反补挤水泥工艺 该方法适用于下完套管后,漏失速度小,在一定排量下液面基本能保持在井口,且井内钻井液密度与水泥浆密度基本相当。因为固井注替水泥浆中虽然会发生井漏,但不会发生溢流和井喷,故采用正注水泥工艺技术,但在固井过程中有以下两个问题应引起重视。 ①采用该法固井,有可能顶替水泥浆时因井漏而导致水泥浆不能返到地面,使井口不能得到很好的固定。可以采取适当多设计正注水泥量,使水泥浆尽可能的返到地面;在井口补挤一定量的水泥(通常为8t ～10t )将井口固定。 ②采用该法固井,有可能在顶替水泥浆时因井漏发生桥堵而出现高泵压,即“实心套管”。这采取;a.发现泵压在逐渐升高时应提高其顶替排量,尽可能地将水泥浆顶替出去; ?48? 钻 采 工 艺 1999年 第22卷 第5期
固井基础知识
第二部分固井基础知识 第一章基本概念 1、什么叫固井？ 固井是指向井内下入一定尺寸的套管串，并在其周围注以水泥浆，把套管与井壁紧固起来的工作。 2、什么叫挤水泥？ 是水泥浆在压力作用下注入井中某一特定位置的施工方法。 3、固井后套管试压的标准是什么？ 5英寸、5 1/2英寸试压15MPa，30分钟降压不超过?，7英寸，9 5/8英寸分别为10MPa 和8MPa，30分钟不超过；10 3/4—13 3/8英寸不超过6MPa，30分钟压降不超。 4、什么叫调整井？ 为挽回死油区的储量损失，改善断层遮挡地区的注水开发效果以及调整平面矛盾严重地段的开发效果所补钻井叫调整井。 5、什么叫开发井？ 亦属于生产井的一种，是指在发现的储油构造上第一批打的生产井。 6、什么叫探井？ 在有储油气的构造上为探明地下岩层生储油气的特征而打的井。 7、简述大庆油田有多少种不同井别的井？ 有探井、探气井、资料井、检查井、观察井、标准井、生产井、调整井、更新井、定向井、泄压井等。 8、什么叫表外储层？
是指储量公报表以外的储层（即未计算储量的油层）。包括：含油砂岩和未划含油砂岩的所有含没产状的储层。 9、固井质量要求油气层底界距人工井底不少于多少米？探井不少于多少米？ 固井质量要求，调整井、开发井油、气层底界距人工井底不少于25米（探井不少于15米）。 10、调整井（小于等于1500米）按质量标准井斜不大于多少度？探井（小于等于3000米）按质量标准井斜不大于多少度？ 调整井按质量标准井斜不大于3度。探井按质量标准井斜不大于5度。 11、调整井（小于等于1500米）井底最大水平位移是多少？探井（小于等于3000米）井底最大水平位移是多少？ 调整井井底最大水平位移是40米。探井井底最大水平位移80米。 12、目前大庆油田常用的固井方法有哪几种？ （1）常规固井（2）双密度固井（变密度固井）（3）双级注固井（4）低密度固井（5）尾管固井 13、目前大庆油田形成几套固井工艺？ （1）多压力层系调整井固井工艺技术。 （2）水平井固井工艺技术。 （3）斜直井固井工艺技术。 （4）小井眼固井工艺技术。 （5）深井及长封井固井工艺技术。 （6）欠平衡固井工艺技术。
油田固井水泥浆体系研究及应用
油田固井水泥浆体系研究及应用 摘要：目前，由于资源的紧缺，世界各国都在紧锣密鼓的对深水油气资源进行勘探开发。深水区域的钻井作业一直是一个世界上多个国家面临的问题，特别是表层钻井作业，例如浅层、水平基底的研究都还有待解决，这对固井水泥浆，尤其是表层的工作提出了更高的要求。钻井技术的发展及油田勘探开发持续的加深，探井深度和生产井不同深度的不断增加，面临着很多长度、深度、强度都面临着高难度挑战。深层埋藏较深，使得生产井深度一般在5000米也很多；深井固井的制造工艺要满足工作的需要，首先就得使得质量达标，并且在保证质量的同时从节约成本出发，提高科技含量提高市场的竞争力，使得在国际市场上拥有自己的一席之地。 关键词：固井水泥浆技术体系深固井气井 固井水泥砂浆系统设计有一定固井性能满足一般要求应老驴温度、系统稳定性、水泥石的高温稳定性，我们必须肯定在什么情况下都能实施，并且固井质量需要有一定弹性材料及增韧材料进行严格的研究记忆及最佳分析外，还得研究加水泥浆增白剂及外部留下原料的添加量对水泥浆各种性能的影响。目前气井的施工深度至少都是3500米，所以对于长度、深度都有很高的要求。然后，对基层进行试气、压裂等工作环境的了解，水泥浆性能和施工固井更高的要求，保证了封固井质量使得工程的实施顺利的得以实施。但是现在国内深层气井固井质量并不理想，自2005年以来，先后发生了几起严重的事故，特别是对固井等环空窜气问题和油气测试、生产建设造成了极大的影响。 一、一般固井水泥浆体系 对于水泥体系而言中温的温度需要小于120℃，但是考虑到高温时性能的优越性，我们一般选择的是小于160℃的高温，超高温的固井特砂浆高温的性能更优越，目前较少的使温度控制在200℃水泥浆体系，适用温度一般都不超过200℃。这样的体系对于淡水以及矿化的固井的效果是最好的，它一般使用的一般条件，同时也固井用的低密度、高密度的条件比较复杂的固井；性能的提高能够扩大产品使用的范围，优良的性能是保证稳定的基础，要确保各种性能都能满足所需并且更容易调节。 二、对于深井固井的研究 1.高温的防气窜体系的产用要满足几个方面的要求，可泵性的密度一般都控制1.93g/cm3，流动大230毫米；水泥浆的冷却凝固的时间可调的，过滤的阶段也要控制在15分钟以内；水泥砂浆具备担心丢失量，数量一定《102ml/30min、6.9MPa；压缩性、压缩性要大25MPa；对于失重的情况，要求渗透性能不能过高，内部需要一定的填充物增大阻力，使之具有一定的缓冲的能力。平时水泥石孔一定冲击更高百分之二十以上。
固井工艺技术
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。
复杂井固井新技术与发展
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