固井施工流程精选(九篇)

第1篇：固井施工流程范文

关键词：水平井；固井；水泥浆；顶替效率；固井质量

中图分类号：TE256 文献标识码：A 文章编号：1009-2374（2013）05-0107-03

在水平井固井施工过程中，对于固井设计以及综合运用固井理论和技术来完善水平井的固井质量，如通过实验来选择符合固井条件的水泥浆添加剂，以确保其失水性能、流变性能以及自由水条件得到施工要求，同时，在套管施工中精心设计扶正器，充分循环洗井，以确保冲洗液与隔离液能够正常驱替泥浆的顶替技术的效率，为此，本文将结合在水平井固井中的问题展开论述，并提出相应的措施以保障封固质量。

1 在水平井固井施工中的常见技术问题

从现场施工上来说，深层油田固井技术一般有尾管固井和水平井固井两种方式，在采用尾管固井工艺时，由于各附件性能以及入井工具的选择上难以确保有效性，比如悬挂器卡瓦一旦发生张开，造成过流面积减少，从而增强了施工泵的泵压，反而难以得到理想的驱替效果，因此对井下情况的处理相对比较复杂。采用水平井固井技术，当造斜段与水平段较长时，套管本身的自重及弯曲应力，很容易导致套管难以居中，同时，增加了下套管的阻力，影响了顶替效果。

2 在水平井固井施工中对水泥浆的性能要求

水平井在施工中由于其特殊的受力条件，对水泥浆的性能提出了更高的要求，在水平段的泥浆和水泥浆以及隔离液由于重力方向向径向的转变，必须从水泥浆的稠度吸水和流性指数，也确保水泥浆能够获得较好的顶替效率和胶结质量，为油井的正常工作提供较好的施工条件。

2.1 稳定性是水泥浆质量的指标之一

在对水平井固井施工中的水泥浆的稳定性能进行测量时，通常以自由水含量和沉降稳定性来进行评价，当水泥浆在斜井段如倾斜率在45℃左右时，由于受到波尔效应的影响，水泥浆的沉降速度是最快的，因此对水泥浆自由水含量和水泥石密度进行了特殊的要求，如对于水平封固段比较长的水泥浆其自由水含量为0，水泥石的密度应小于

0.059g/cm3。

2.2 低滤失性是水泥浆的指标之一

在对不同地层进行钻探的过程中，由于各储层物性的不同，对水泥浆的滤失性指标也提出了不同的要求，比如对于高渗透层的地质条件，为了防止水泥浆受到地层的滤失而影响了胶结强度，因此对水泥浆的滤失量要小于50mL。

2.3 流变性是水泥浆的指标之一

在水平井固井施工中，对水泥浆的流变性能也提出了一定的要求，通常为了确保水泥浆的稳定性和驱替效果，对水泥浆的流变值要略大于钻井液的流变性。

3 对水泥浆的配制及评价

水泥浆的配制对于提高水平井固井效果来说意义重大，通常为了取得较好的顶替效率和胶结质量，在对水泥浆的配制上需要根据各井下地层的条件进行针对性的实验配制，比如对稠度系数的确定，对水泥浆的流性指数的控制，对水泥浆的自由水及失水指标的要求等，都直接关系到在施工中的使用效果。

对水泥浆的性能指标进行评价，一是从对储层的保护和减少污染上要确保水泥浆的失水指标小于50mL；二是对水泥浆的稠化过渡时间要尽量的短；三是对水泥浆的自由水含量的控制，使其能够实现较好地与地层之间的胶结质量；四是对水泥浆稠度系数的调控，可以预防油气层的窜槽；五是确保水泥浆具有较好的沉降稳定性；六是要确保水泥浆的流动性满足现场施工中的设计要求。

4 水平井固井现场施工中的关键技术

4.1 对水泥浆性能指标的调节和井眼的清洁

4.1.1 井眼的畅通是顺利下套管的前提，为此，必须经过多次通井来减少对套管摩阻的影响，比如使用大排量的洗井设备，对于洗井中出现的缩径现象要进行划眼，通常在最后一次通井时，为了降低摩阻，在斜度井段要加入材料。

4.1.2 减少下套管时间和套管在井眼中的静止时间也是固井工作的重要内容，比如提前做好套管的密封工作，采用快卸护丝，在校正井口时要尽量缩短下套管对扣时间等。

4.1.3 在对套管进行固控时，最初要进行小排量顶通，然后大排量洗井两周，彻底清除掉井内泥沙，同时，对泥浆性能的调整也是关键，比如减少稠度系数和流性指数，增大泥浆的流动性，在对悬挂器进行挂接时要注意卡瓦张开后对管内压力的影响，以减少憋泵或高泵压施工的风险。

4.2 对施工中前置液的选取和使用

前置液是油田钻井施工中的关键材料，在使用中根据不同的地层要求选用不同级别的前置液，比如我们降低泥浆的分散效果，减少套管表面的油膜，增加水泥与地层之间的胶结效果，通常要用不含油的常规浆来驱离含油泥浆，用分散剂和活性剂来冲洗管壁，再加入高粘性的隔离液，使其具有较低的紊流返速效果。

4.3 用前置液代替水泥浆实现紊流顶替

在顶替流态下，以紊流效果最好，而要实现对水泥浆的紊流，需要较高的泵压，而在现场施工中由于井身结构和施工工艺的不同，往往使用前置液来代替水泥浆实现紊流低返速技术，从而满足现场紊流顶替的需要。

4.4 对扶正器的位置选取要求

扶正器是确保斜井段和水平段固井质量的关键，在斜井角度的影响下，水平井的套管及管内泥浆等，会受到径向力的影响，从而很容易导致管套偏心，从而影响水泥浆的驱替效果，为此，通过选择合适的位置来安装扶正器，从而确保套管的居中度符合设计要求。通常情况下，在斜井段和水平段每2根套管加装一个扶正器，在直井段和重叠段每3根套管加装一个扶正器。

4.5 套管漂浮技术的应用

套管漂浮技术是利用在水平段套管内填充比重接近于水的顶替液，使得水平段的管套在压力差的作用下产生一个向上的浮力，从而减轻了扶正器的负荷，更有助于对管套居中率的提高。比如在施工中填充1.02g/cm3的充填液，能够有效地提高管套的居中效果。

5 结语

从水平井固井施工中对水泥浆的性能指标进行相应的要求和优化，使其能够满足现场施工的技术要求，并确保水平井固井效果，从中总结了几点建议。一是要对通井进行认真清洁，以确保套管能够顺利到达预定位置；二是在水平井固井施工中，对水泥浆的实验和制备是关键环节，通过对其性能指标的有效控制，使其能够在不同的地层条件下确保套管的正常工作；三是在对套管进行下入和驱替时，要对井眼进行充分的清洗；四是正确选择扶正器，并适当加入剂，以确保套管在下入过程中的居中度，提高顶替效率；五是在前置液的选取和使用时，要科学设计填充顺序，确保前置液能够在低返速的条件下达到紊流状态，保证水泥浆的填充效果。

参考文献

[1] 胡黎明，赵留阳，郭振斌.提高水平井固井质量的措施

[J].中国石油和化工标准与质量，2012，（4）.

第2篇：固井施工流程范文

关键词：固井作业；关键；技术

中图分类号：TQ03-39 文献标识码：A设计是固井成功的基础。要搞好设计，首先要准确掌握井下条件，根据这些条件进行固井施工设计。在施工过程中应监测记录各项施工参数，以便将实际施工参数与固井设计相比较。

1 固井设计中的关键参数

1．1 计算

由于在大直径裸眼中测井径比较困难，因此很难准确掌握表层套管固井施工时的井眼容积，只能根据现场施工经验确定注水泥量。在没有经验的情况下，采用50%至100%的水泥浆附加量，在某些地区，附加量常为200%。

1.2 井眼条件

除了井眼的具体参数外(井深、井眼直径、井斜方位等)应认真研究钻井、录井、测井资料以便发现可能影响固井施工的问题。在设计中应考虑到并眼扩大井段、井漏、小井眼井段等问题，并应采取相应的补救措施。在大多数施工中都应电测井径、泥浆体系性能对井眼条件，施工前的井眼准备和水泥浆都有显著的影响。在进行泥浆设计时，应考虑到有利于固井作业。

1.3 温度

掌握井底循环温度是作常重要的。水泥浆的泵入时间与井眼温度直接相关。对于固井来说，水泥浆泵入时间过长与过短同样有害。温度对水泥浆和泥浆的流变性也有影响，因而，对流态，U型管效应和摩阻压耗都有直接的影响。

1.4 压力

为了实现井控和保证固井成功.需要准确掌握井下压力，为了实现并控并保证水泥的强度，需要保证水泥浆的密度，水泥浆密度过高又会压裂地层造成井漏。

2 固井施工中的质量控制

在固井施工前为了检验所有施工材料，应采用明确的质量控制程序，完备试验条件，应尽可能近似地模拟已知的井下条件，采用在现场使用的水泥、添加剂样品和水样进行试验。

由于API规范对水泥要求的范围比较宽，因此，每当对水泥质量有疑问时就应对水泥补做试验。API流变性试验有助于发现潜在的问题。在施工前也应检验液体添加剂并与混配用水充分搅拌混合，有收干粉添加剂易于分离(特别是加重剂)在施工前应检查是否与干水泥混合均匀。

2.1 活动套管

活动套管包括上下活动和旋转，可有效地改善固井质量，活动套管有助于搅动滞留的泥浆，这些泥浆往往造成固井窜槽。只有在活动套管的情况下泥饼刷和泥饼刮才起作用。

下完套管后，若套管不能活动就表明存在某些问题，通常只得采取就地固井的办法。过在注水泥浆前，施工成功的可能性已经有所下降。

2.2 固井施工监测

在固井施工中记录一些关键的参数是极为重要的.在实际施工中，固井公司与承包商的代表必须及时准确掌握压力、注水泥浆排量、密度及累积注入量等参数。这些参数同时被记录下来，以便进行重新演算、分析、对施工做出评价并为以后施工的优化设计提洪参考。

记录这些关键参数大大提高了固井的成功率，整个施工过程都被记录下来，以后重新演算，对固井施工质量进行评价，并把实际施工与设计相比较，通过记录装置还可对实际注入井内的预冲洗液、隔离液和水泥浆的体积和密度进行检验。

2.3 套管的连接与完井

当导管下到预定深度后，在钻台下焊好泥浆回流管，以便使泥浆返回到循环池.钻到预定井深后，再下表层套管.表层套管固完井后(通常水泥返到地面)在钻台下将表层套管割断使其保持合适的高度。在表层套管上焊上套管头，管内外都要焊(以便悬挂下一层套管)。有些套管头可通过螺纹拧到表层套管上。

将防喷器组及压井管线和节流管线通过法兰连接到套管头上。这时只需要安装环形防喷器或是全封闸板防喷器，加上半封闸板防喷器.对防喷器必须按规定的压力进行试压.在钻杆上接好堵塞器，下到套管内，一个一个地分别关闭防喷器，通过压井管线进行试压。

在继续钻进前，防喷器和井口连接装置都必须保持密封，无泄漏。而后，再次开钻至预计深度，下入下一层套管固井，水泥返到地面或返到预计深度。

通常是用吊卡提住套管的情况下候凝.水泥凝固后，套管继续由吊卡提着将防喷器从套管头上卸开，并在套管与套管头之间装上卡瓦。

用卡瓦悬吊的套管必须与吊卡悬吊的重量相同，这一点十分重要，主要是为了防止井下套管弯曲.然后将套管从套管头法兰顶面上割断，或从高出法兰顶面1至2英尺处割断，通常在卡瓦上部装有密封部件以便使两层套管间形成密封。在原来的套管头上通过法兰装上新的套管头，重新装上防喷器，(或是更换更高压力等级的防喷器组)试压后继续钻进。

按照这种方式，下每一层新套管，就在原来套管头上装上新套管头，并将新一层套管悬挂在这一套管头上，在生产套管上装有油管头，以便悬挂油管，因此，所有的管柱重量主要由表层套管支撑。

3 国内外固井新技术

3.1 新型“钻井”固井液技术

新型“钻井”固井液技术采用UF钻井、MTC固井提高了钻井液和固井液的相溶性，有效地解决了传统固井水泥浆与钻井液的不相溶问题，从而实现了第一、二界面的良好分隔和胶结强度，特别是提高第二界面的胶结质量，减少和阻止油气、水流体的层间窜通，而且由于激活剂的扩散和渗透，使泥饼形成了固化的致密泥浆，阻止循环漏失和水泥浆液柱回落。新型“钻井”固井液与普通油井水泥浆相比，调节性能的外加剂价廉，而且具有低失水、强度发展快、沉降稳定性好、耐污染等特点。

3．2 新型泡沫固井技术

新型泡沫有两种充气方法，一种方法是化学剂在水泥浆中起化学反应产生氮气，加入其它外加剂如稳泡剂等，形成一种均匀稳定的泡沫水泥。

另一种方法为机械充气泡沫水泥。泡沫水泥浆由净浆、氮气、稳泡剂及水泥浆处理剂组成。现场施工时，由水泥车用含有各种外加剂的混合水配制净浆，通过氮气泵向净浆中注入氮气形成泡沫水泥浆，注氮量的大小可根据现场设计的水泥浆密度由计算机自动控制。

3.3 防窜固井技术

环空窜流是困扰固井作业多年的问题，窜流的成因分为三种。一是界面胶结不良造成的，主要原因是由于泥饼的存在，导致界面与地层胶结不良；二是水泥失重造成环空窜流；三是微裂缝-微环隙造成环空窜流，微环隙是由于水泥环不能很好与套管胶结造成的，而微裂缝则是在水泥环与地层之间或水泥环内产生的微小通道。

通过实验证明，设计合理的水泥混合物可防止三种类型的气窜发生。第一种通过磁铁矿可消除发生在套管和水泥之间的气窜；第二种是通过添加一种特殊的材料（Anchorage Clay）能在一定程度上消除井壁上滤饼对水泥胶结的不利影响，改善胶结质量，防止井眼与水泥之间的气窜；第三种是添加合适的弹性材料，其机理为：在水泥凝固期间会出现复杂的压力变化，其双正玄波压力响应在水泥微观结构上产生裂缝，添加的弹性材料对压力动态起逆反应，消除水泥凝固期间的压力变化。

结束语

影响固井质量的因素是繁多而复杂的，对每一名固井工程技术人员来说，及时发现和找出影响固井质量的关键因素，从而制定切实有效的技术措施，对保证和提高固井工程质量起到至关重要的作用。

参考文献

[1]屈建省.特殊固井技术[M].石油工业出版社，2006.

[2]周金葵.钻井工程[M].石油工业出版社，2007. 分重要，主要是为了防止井下套管弯曲.然后将套管从套管头法兰顶面上割断，或从高出法兰顶面1至2英尺处割断，通常在卡瓦上部装有密封部件以便使两层套管间形成密封。在原来的套管头上通过法兰装上新的套管头，重新装上防喷器，(或是更换更高压力等级的防喷器组)试压后继续钻进。

按照这种方式，下每一层新套管，就在原来套管头上装上新套管头，并将新一层套管悬挂在这一套管头上，在生产套管上装有油管头，以便悬挂油管，因此，所有的管柱重量主要由表层套管支撑。

3 国内外固井新技术

3.1 新型“钻井”固井液技术

新型“钻井”固井液技术采用UF钻井、MTC固井提高了钻井液和固井液的相溶性，有效地解决了传统固井水泥浆与钻井液的不相溶问题，从而实现了第一、二界面的良好分隔和胶结强度，特别是提高第二界面的胶结质量，减少和阻止油气、水流体的层间窜通，而且由于激活剂的扩散和渗透，使泥饼形成了固化的致密泥浆，阻止循环漏失和水泥浆液柱回落。新型“钻井”固井液与普通油井水泥浆相比，调节性能的外加剂价廉，而且具有低失水、强度发展快、沉降稳定性好、耐污染等特点。

3．2 新型泡沫固井技术

新型泡沫有两种充气方法，一种方法是化学剂在水泥浆中起化学反应产生氮气，加入其它外加剂如稳泡剂等，形成一种均匀稳定的泡沫水泥。

另一种方法为机械充气泡沫水泥。泡沫水泥浆由净浆、氮气、稳泡剂及水泥浆处理剂组成。现场施工时，由水泥车用含有各种外加剂的混合水配制净浆，通过氮气泵向净浆中注入氮气形成泡沫水泥浆，注氮量的大小可根据现场设计的水泥浆密度由计算机自动控制。

3.3 防窜固井技术

环空窜流是困扰固井作业多年的问题，窜流的成因分为三种。一是界面胶结不良造成的，主要原因是由于泥饼的存在，导致界面与地层胶结不良；二是水泥失重造成环空窜流；三是微裂缝-微环隙造成环空窜流，微环隙是由于水泥环不能很好与套管胶结造成的，而微裂缝则是在水泥环与地层之间或水泥环内产生的微小通道。

通过实验证明，设计合理的水泥混合物可防止三种类型的气窜发生。第一种通过磁铁矿可消除发生在套管和水泥之间的气窜；第二种是通过添加一种特殊的材料（Anchorage Clay）能在一定程度上消除井壁上滤饼对水泥胶结的不利影响，改善胶结质量，防止井眼与水泥之间的气窜；第三种是添加合适的弹性材料，其机理为：在水泥凝固期间会出现复杂的压力变化，其双正玄波压力响应在水泥微观结构上产生裂缝，添加的弹性材料对压力动态起逆反应，消除水泥凝固期间的压力变化。

结束语

影响固井质量的因素是繁多而复杂的，对每一名固井工程技术人员来说，及时发现和找出影响固井质量的关键因素，从而制定切实有效的技术措施，对保证和提高固井工程质量起到至关重要的作用。

参考文献

[1]屈建省.特殊固井技术[M].石油工业出版社，2006.

第3篇：固井施工流程范文

关键词：深井 高温 小间隙尾管 固井

一 、基本情况

二、主要固井技术难题

1.井深且井身结构复杂，油层固井环空间隙小

该井为五开三段制定向井，￠177.8 mm和￠127 mm尾管都属小间隙固井。￠177.8 mm悬挂器本体最大外径214mm，上层套管内径为220.52mm，两侧过流间隙为3.26mm；￠127 mm悬挂器本体最大外径152.04mm，上层套管内径为154.78mm，两侧过流间隙为1.37mm。另外，该井在￠152.4mm井眼内下入￠127 mm套管是非常规井深结构，环空间隙仅为12.7 mm。环空间隙小，注替过程中施工泵压高，易造成岩屑堵塞或压漏薄弱地层，施工风险大

2.地层压力层系变化大，油气水层关系复杂

钻遇高压气层的同时存在低压易漏甚至裂缝型漏失层，钻井液密度安全窗口窄，易出现上漏下涌、上涌下漏等现象，压稳和防漏矛盾十分突出。特别是￠177.8 mm及￠127 mm尾管封固井段均为气层，要求水泥浆体系具有较强的防窜能力。此外，由于环空间隙小，环空水泥环较薄，抗冲击能力较差，后期封隔易失效，水泥浆设计应赋予其较强抗冲击破坏能力。

3.井底温高，水泥封固段长，顶底温差大

新港1井67164m实测温度184℃，三开和四开固井水泥封固段长分别达到了1952.4m和2568m，顶底温差都超过60℃，易造成顶部水泥浆产生超缓凝，水泥浆设计难度大。同时水泥封固段长，产生高的环空静液柱压力，易压漏薄弱地层导致水泥返高不够。

4.小间隙尾管固井，套管居中度无法保证

为防止扶正器破坏井壁泥饼、增大流动阻力，导致井漏，扶正器的下入受到了很大限制，在裸眼段套管扶正器下入数量很少，甚至不下，套管偏心，水泥浆窜槽现象很难避免。

5.固井工艺复杂，施工难度大

244.5mm 、177.8mm和127mm均采用尾管及回接等固井工艺，一定程度上增加了固井施工难度。

三 、主要固井技术

1.套管居中优化设计。采用工程设计软件对各层套管扶正器数据和安放位置进行优化设计，以保证足够的套管居中。￠177.8 mm尾管采用￠177.8 mmX￠215.9mm单弓弹性扶正器和刚性扶正器；￠127 mm尾管采用￠152 mmX￠127mm刚性扶正器。

2.井眼净化技术

下套管前用完钻前钻具组合通井，对裸眼井段进行正、倒划眼，确保井眼顺畅，通井到底后，增大排量充分循环钻井液3-4周。

合理选用化学冲洗液是实现固井过程中去除滤饼，为水泥浆创造水润性井壁和套管外壁来保证各界面良好结合的重要途径。化学冲洗液需要具备以下性能：①能充分稀释泥浆；②地层孔隙压力条件允许；③能清扫环空中的可流动泥浆；④控制液体滤失。￠177.8 mm和￠127 mm尾管固井分别设计为6m3和4m3的高效清洗液。

3.实验井温的选择

高温深井小间隙尾管固井温度选择很关键，需要综合考虑随钻循环温度、钻井液出口温度和实测井底温度。由于该井￠177.8 mm尾管电测井底静止温度为165℃，钻井液出口温度为85℃。￠127mm尾管电测井底静止温度为184℃，钻井液出口温度为82℃。通过认真分析，最后￠177.8 mm尾管固井井底循环温度选择了150℃， ￠127mm尾管固井井底循环温度选择175℃，固井质量测试表明，该温度较为合适。

4.水泥浆体系设计

￠177.8 mm尾管作业选择1.88g/cm3抗高温、低失水胶乳防气窜水泥浆体系；￠127 mm尾管作业选择1.90g/cm3抗高温防气窜水泥浆体系。通过在水泥浆体系中加入高温防气窜添加剂有效地防止气窜的发生，加入适量的硅粉，防止水泥环石强度衰退。

5.防污染技术

尾管固井结束、拔出中心管后要将多余水泥浆循环洗出井口，由于水泥浆的流程过长，与钻井液接触的几率加大，一旦污染，浆体会变稠，稠化时间大大缩短，因此，流动阻耗剧增，容易产生憋高压或者发生“插旗杆”事故。为防止复杂事故的发生，本井三次尾管固井施工中，一是采用了足够数量的冲洗和隔离液；二是管内替浆过程中，在悬挂器顶部设置一定数量的间隔液，使钻井液和水泥浆在长期运行过程中保持有效分隔，收到了良好的效果。￠244.5 mm、￠177.8 mm和￠127 mm尾管固井分别设计注入为1.30 g/cm3间隔夜4m3。

6.防回流技术

尾管固井中一旦单流阀失灵，无法进行憋压候凝，势必会导致水泥浆回流，使尾管内留水泥塞，甚至导致环空返高不够。为防止该类事故发生，本井￠177.8 mm和￠127 mm尾固井作业分别注入了1.80 g/c重浆15 m3和1.85g/cm3重浆4m3使尾管段内外当量密度接衡。

四、现场应用

1.￠177.8 mm尾管固井

注入冲洗液6m3，占环空260m；注入1.88g/cm3高温、液降、胶乳水泥浆30.6m3，施工排量0.9-0.6m3/min，压力9-0 MPa；注入压胶塞液2m3，替入密度为1.80g/cm3重泥浆15m3，注间隔液4m3，替钻井液41.7m3，排量1.2 -0.6 m3/min，压力0-15MPa，碰压25MPa。

2.￠127 mm尾管固井

注入冲洗液4m3，占环空300m；注入1.88 g/cm3高温、液降水泥浆7.2m3，施工排量0.5-0.4m3/min，压力13-10-15MPa；注入密度为1.85 g/cm3重泥浆4m3，注间隔夜4m3，替钻井液47.4m3，排量0.7-0.5 m3/min，压力15-12-21MPa，碰压24MPa。

电测表明水泥浆返到了喇叭口，一界面固井质量优质，二界面固井质量合格，各层间封固质量较好，满足了储层开采的要求。

五、结论与认识

1.针对新港1井尾管固井存在高温、小间隙、多压力层系固井难题，合理采用井眼清洁、套管居中设计、界面清洗、防窜水泥浆设计、防污染、防回流固井技术及平衡压力固井技术，有效地解决了施工过程中易出现层间互窜、施工泵压过高易压漏地层、顶替效率差、水泥环薄且分布不均匀、顶部水泥石易超缓凝等固井难题。

2.高温深井小间隙尾管固井技术在该井的成功应用，为今后油田高温深井、小间隙尾管固井提供了经验，将大大促进油田深层石油天然气勘探开发。

参考文献

[1]杨旭.深井小环空间隙井眼固井工艺技术EJ].天然气工业，1996，16（6）：45-48.

第4篇：固井施工流程范文

【关键词】高压气井 固井 工艺

高压气井一般都埋藏深且压力高，在地层欠压实和多压力系统等因素影响下，使得高压气井多为裸眼段长、环空间隙小、安全密度窗口窄和高温等特点。这样的特点就使得固井施工存在一定的难度，需要采取相关工艺措施来保证固井质量。

1 高压气井固井的技术难点分析

在高压气井固井施工中主要的技术难点主要有以下几类：防气窜槽难度大、漏失风险大、顶替率低、安全密度窗口窄以及井底高温。

1.1 防气窜槽难度大

通过保持环空液柱压力和地层孔隙压力之间的平衡可以对地层流体窜槽进行控制，但是在水泥凝固过程中存在失重现象，浆柱压力会随着时间增长而降低，最后与降低至水柱压力。在水泥浆失重作用下，如果环空液柱压力比地层孔隙压力低就会出现地层流体的窜流现象。对于水泥浆液柱压力的损失可以用一下公式进行表示：

ΔP=0.00981（ρc-ρw）l

其中：ΔP―水泥浆液柱压力损失值，MPa；ρc为水泥浆密度，kg/L；ρw为水密度，kg/L；l为水泥浆柱长度，m。

通过上述公式可发现，在相同的水泥浆柱长度时，越高的水泥浆密度，因失重造成的压力损失就会越大，出现油气水窜的风险就越高。但是为了保证顶替和压稳的需要，又需要提高水泥浆密度，这样就导致了失重与压稳之间的矛盾，这也是高压气井防窜难度大的一个主要原因。

1.2 漏失风险大

在高压气井的钻井过程中经常会发生漏失，部分井段甚至还会发生返性漏失。在一些地址结构相对复杂的地块，钻井面临的最大难题就是漏失，甚至在解决漏失问题时造成了纯钻效率低于30%，特别是在主要目的层段，还可能会发生失返性漏失。在设计水泥浆时，出于压稳和提高顶替效率的目的，一般水泥浆和钻井液之间的密度差会大于0.05kg/L，越高的环空液柱压力使得固井施工中的漏失风险越大。

1.3 顶替率低

在高压气井中，造成顶替率低的主要原因有三个：水泥浆与钻井液密度差较小造成的顶替时浮力效应小、井径不规则、高压气井钻井液的密度与黏度高。根据相关研究资料显示当水泥浆和钻井液密度差超过0.24kg/ L时才能得到较好的顶替效果。高压气井钻井液的密度高，因破损压力的限制，水泥浆与钻井液的密度差一半都小于0.10kg/L，就很难获得较好的顶替效果。在高压气井的钻进中，因为井涌和井漏的交替出现，井下情况也多为复杂，且还会出现井眼坍塌的情况，这就造成了井径的不规则而影响顶替率。钻井液密度和黏度高就影响了流动性，在个别地区甚至会有黏度达到140s以上，在顶替过程中就会导致水泥浆易窜槽而影响固井质量。

1.4 安全密度窗口窄和井底高温

高压气井的另外一个难题就是安全密度窗口窄，其造成的主要问题时水泥浆密度设计很难达到平衡压力固井的要求，为避免当量循环密度过大而出现漏失，顶替的排量小且顶替率较差。一般说来，井底高温为静止温度超过110℃，如果超过这个温度，水泥石抗压强度就会急剧下降。由于水泥浆性能在温度的影响下较敏感，过高的温度会改变降失水剂分子结构，而使得水泥浆的稳定性变差，提高浆体稠度而不利于安全施工。此外，由于水泥浆稠化时间对高温缓凝剂加量敏感，高温还使得水泥浆稠化时间不容易调整。水泥浆稠化时间还受油井水泥的牌号和批号的影响。多数情况下，水泥浆高温会存在很大的游离液和较高的水泥石收缩率等问题。高温下如何优化水泥浆性能，提高顶替效率和降低失水，保证强度就成为了高压气井固井施工的又一个难题。

2 提高固井质量的相关工艺技术分析

提高固井质量可以通过优化井身结构、采用特殊固井工艺、优化水泥浆体系和优化顶替流型，提高顶替效率的方法来实现。优化井身结构可以欧诺个过减少套管层次、增加套管层次、避免漏涌同层同样、分割漏失层等多种方法来实现。

2.1 特殊固井工艺

提高高压气井固井直质量可以通过特殊固井工艺来达到，其中包括分级固井、尾管固井两种。分级固井可以对环空水泥进行分隔，形成两段或三段，多用于长封固段固井，解决大水泥量以及漏失情况下的固井问题。分级固井的应用可以有效降低一次固井的环空液柱压力，减少漏失的风险。一般在井径规则和井壁稳定处安放分级箍，其位置应满足平衡压力固井的要求，能保证固井与候凝时压稳地层，避免出现漏失，保证水泥浆饭高和封固质量。这种方法也是一种较为常用的固井工艺。

在深井固井中使用较多的另外一种方法是尾管固井工艺，该工艺对管柱轴向受力载荷和钻井水力条件都有很好的改善，特别是对于低压薄弱地层固井能有效的降低环空流动阻力。在尾管固井工艺技术中又以常规尾管固井工艺技术较为常用。在管外封隔器的作用下，实现套管上下空间的隔离以及重叠段的有效密封，这对流体和气体的运移起到阻止作用，防止了油气上窜的目的。由于上下空间隔离的存在，悬挂器以上的液柱压力无法向下传递，裸眼段薄弱地层收到的压力明显减少，从而降低了漏失的风险。2.2 优化水泥浆体系

高压气井在高温高压的影响下，水泥浆需要加入加重剂、防热退化剂等添加剂，在体系的设计总遵循紧密堆积理论，采用颗粒级配来优化粒度分布，保证体系的稳定和水泥浆的流动性能和抗压强度。而在高压气井中常用的水泥浆体系主要有乳胶泥浆体系、非渗透泥浆体系和纤维水泥浆体系等。

2.3 优化顶替流型，提高顶替效率

主要可以通过采用紊流塞流符合顶替技术、应用先导浆、慎用冲洗液的方法来实现。紊流塞流符合顶替技术是通过优化水泥浆流变性能来达到起压钱紊流顶替的实现，在起压后能以低速的塞流顶替，顶替时的作业压力会有所降低，从而降低了漏失风险。在固井施工注入前置液前可以采用注入一定数量的先导浆来降低井底温度，提供给水泥浆比正常循环时温度更低的通道，降低了施工的风险，同时也稀释罐壁和井壁泥饼，提高了顶替效率。冲洗液一般采用配浆水，相对于钻井液、隔离液和水泥浆密度较低，如果在固井过程中使用冲洗液，其较好的流动性就会提高了顶替钻井液时出现窄边流动窜槽的可能性，出现窜槽后就会对隔离液形成引导，造成了顶替液在钻井液中形成窜流通道而导致水泥浆顶替的效果变差。所以在高压气井固井中就需谨慎使用冲洗液。

做好井眼准备，提高地层承压能力。在完钻下套管前，用原钻具通井到底，充分循环钻井液，开启振动筛和除砂器等净化设备，处理好钻井液且确保井底无沉砂。在打开高压层以及固井钱可使用堵漏材料进行承压堵漏来提高地层的承压能力来确保固井质量。

参考文献

第5篇：固井施工流程范文

【关键词】大尺寸套管；高密度水泥浆体系；内插法固井

一、概述

玛纳气田位于新疆准噶尔盆地南缘冲断带霍玛吐带玛纳斯背斜上，是西气东输的重要工程。前期施工完成的马纳001、马纳002和马纳003三口井的固井施工，但是固井质量很不理想。因此解决玛河气田固井质量现状，不但可以为西气东输增储增量，还可以为类似的完井提供技术方案。

二、固井技术方案的理论基础

由前期技术资料统计可知，影响玛河气田大尺寸套管固井质量的主要原因是：

1、环空气窜。（1）井眼不规则、环空顶替效率低引发气窜。注水泥过程中由于各井段的井径不一样，因而各点的流速不等。其结果井径大的地方钻井液不流动，造成钻井液窜槽，第二界面胶结不好，给气体留下通道，引起气窜。

（2）套管不居中造成气体窜槽。井眼轨迹多变，井斜大、狗腿度大。井眼中形成键槽多，出现椭圆形井眼。套管在井斜变化大的地方容易靠近井眼的上边和椭圆相切。在套管贴近井壁的地方水泥不能封固，同样给气体留下了通道，造成注水泥后气窜。

（3）水泥浆体的体积收缩造成气窜。水泥在水化过程中水与水泥矿物成分发生反应，凝固后要发生体积收缩，凝固后的水泥石发生体积收缩就会使地层与水泥石之间产生微间隙。实验表明，水泥环界面存在0.01mm的微间隙就可能发生气窜，当微间隙为0.02mm时在CBL测井中可能出现较大的振幅，微间隙为0.05-0.07mm时，则会导致固井质量不合格。

（4）水泥浆失重造成气窜。水泥是一种水硬性胶凝材料，水泥浆从流动的液体转变为固体的过程中要发生“失重”—即液柱压力下降为等高柱的静水液柱压力。水泥浆的液柱压力下降到

2、水泥浆封固段较长（单级封固1740米），水泥浆在凝固过程中易发生失重；

3、水泥浆顶部与底部温差较高为77度，同一种水泥浆体系不能满足质量要求；

4、泥浆密度1.80，粘度130S，普通前置液不能满足顶替要求；

5、泥浆密度较高，普通水泥浆体系不能满足压稳要求；

6、该井为大尺寸，长封固段固井，水泥浆易在套管内发生窜槽，同时常规固井套管内壁上附着的泥浆被胶塞刮至井底影响套管下部固井质量。

三、解决气田大尺寸固井技术方案的主要做法

1.固井流变学设计、计算。地层孔隙压力

2.多凝水泥浆体系的应用

根据水泥浆“失重”产生

水泥浆“失重”一般发生在水泥浆初凝前某一时间内，在同一井中注入不同稠化时间的水泥浆，使其水泥浆“失重”呈阶梯形从而分段压稳不同井深的油、气、水层。并配合环空憋压技术使其达到防窜的目的。

3.复合前置液的使用。配制具有携带加重剂能力很强，无自由水、无颗粒沉降、低失水的特点。它对泥浆、水泥浆及泥浆与水泥浆的污染胶凝物均有显著的稀释分散作用，对界面有良好的化学冲洗及水润湿效果，能防止泥浆和水泥浆胶凝憋泵，并在较小排量时达到紊流状态，从而充分提高对泥浆的顶替效率，增加界面胶结强度，降低施工风险。

4.加重防气窜水泥浆体系。通过加大水泥浆的固相含量改变固相的堆积体积分数，形成合理级配。使水泥浆密度2.2 g/cm3以上，并且水泥浆具有微膨胀的特性。

配方膨胀率，%胶结强度，MPa

G级原浆24h48h24h48h

-1.10-1.151.482.5

多效防窜0.660.683.654.9

加重防窜水泥凝结水泥石有微膨胀作用，其24h和48h的膨胀率基本相同，分别为0.66%和0.68%，而原浆则存在明显的体积收缩，均为1.1%。

5.固井工艺优选。采用内插法固井工艺，防止水泥浆套管窜槽。内插法固井如果事先不在承受锥面施加足够的压力，施工中很可能由于泵压的作用下钻具产生“回缩”，造成承压锥面“脱开”而使密封失去作用。

坐封压力计算：

P坐封 = P最大S载×10-3

P坐封 ——坐封压力 t

P最大——施工中最大泵压 kg/cm2

S载——承压面积 cm2

根据以上公式，按施工中最高泵压为10Mpa计算，坐封压力为5吨。为确保施工安全，现场加压12吨。

四、存在的问题和建议

1.经过MN1004井的现场实验，固井质量优质。得到了甲方的一致认可。

2.建议将此固井技术方案，在玛河气田大尺寸套管固井中以及类似井的完井作业推广使用。

参考文献：

[1]张光华，顾玲主编.油田化学品.北京：化学工业出版社，2004.12 1～2 11～15.

[2]崔英德，易国斌，廖列文.聚乙烯毗咯炕酮的合成与应用，北京科学出版社，2001：156 11～40.

[3]刘大为，田锡军等.现代固井技术.沈阳：辽宁科学技术出版社，1994.

[4]丁岗，刘东青.油井水泥工艺及应用.东营：石油大学出版社，2000.166～167.

第6篇：固井施工流程范文

[关键词]扶正器；树脂；旋流；固井质量

中图分类号：TE92 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2015）36-0247-02

0 引言

固井质量对于封堵油气水层，防止环空油气水窜，延长油气井使用寿命及后期的酸化压裂开采尤其重要。为提高二界面固井质量[1-3]，在选择合适的水泥浆体系的同时，需改善环空水利条件，提高水泥浆顶替效率，改善井眼条件，提高水泥石胶结质量。本文从井下工具出发，优选树脂旋流扶正器[4-5]，经过现场使用检验，固井质量显示优质。

1 结构

树脂旋流扶正器使用高分子树脂材料在模具中经过高温高压一次性一体化铸造而成。它由柱形衬套和扶正条两部分组成，扶正条在柱形衬套四周呈螺旋线排列，扶正条之间形成螺旋流道（如图1）。其基本特征为：（1）扶正条内侧顶部与相邻扶正条外侧底部之间的连线与柱形衬套的中心轴线平行；（2）扶正条的导流角为20°至30°；（3）扶正条在柱形衬套表面的高度一致，且扶正条的内侧面与外侧面的曲度一致；（4）扶正条为4片，呈90°夹角对称均匀分布在柱形衬套周面上；（5）扶正条的两端设置有过渡圆角。

2 物理化学性能

树脂旋流扶正器做为刚性扶正器的替代产品，由于其优越的物理化学性能，使其更广泛的应用于各种井型和井下情况中，现将其性能与其他材质刚性扶正器对比如表1：

由表1中可看出，树脂旋流扶正器具有较高的抗冲击力和屈服强度，使其在使用中不易变形和损坏；密度低、重量轻，便于搬运和使用；具有较高的抗高温能力，机械性能可在-40℃―245℃之间保持稳定；其摩擦阻力小，扭矩小，在下套管作业中，可减小下套管阻力。

树脂旋流扶正器的化学性能成惰性，具有抗氧化性和抗腐蚀性且有绝缘性，经过氯化钠（10%）、烧碱（10%）、柴油、硫酸（36%）等腐蚀性液体浸泡，仍可保持良好的机械性能。

树脂旋流扶正器的主要材料为树脂，其造价低廉且在生产过程中，不会产生大量废渣、废气和氧化物，因此更环保。

3 作用原理

3.1 形成横向扰流

树脂旋流扶正器具有顺时针螺旋线流道，可改变单一的一维轴向流动顶替方式，形成横向扰流，有利于驱替环空窄间隙死泥浆及附着于井壁的油膜、虚泥饼，从而提高二界面的胶结质量。

3.2 提高套管居中度

由于树脂旋流扶正器具有较高的抗冲击力和较高的屈服强度，承压能力高不易变形的特点。其可在套管串中起到刚性扶正的作用，尤其在大位移井中应用效果良好。其可提高套管的居中度，减少由于套管自重造成的偏心环空，减小窜流的发生，并有利于形成紊流顶替，从而提高二界面的胶结质量。

3.3 减少下套管阻力

树脂旋流扶正器较刚性扶正器而言可减小下套管时套管串的刚性，并且其启动力低、摩擦系数小，可减小下套管时的摩擦阻力，从而利于下套管作业。其扶正条和轴线设计成20～30°夹角，在不规则井眼中，井壁可对扶正条产生一定的横向分力，从而减小套管串的遇阻冲击力。

4 现场应用

本文以大位移井桩斜213井为例，介绍树脂旋流扶正器的现场应用情况。

4.1 基本情况

桩斜213井是胜利油田桩西采油厂的一口大位移探井，完钻井深3362m，闭合位移1825.59m，完钻钻井液密度1.17g/cm3，水泥封固段2262m，完钻层位为中生界，钻探目的为向东扩大桩205井区沙河街组含油气范围。

4.2 固井施工难点及可能出现的问题

为保证下套管作业及固井施工的顺利进行，考虑井下情况，现将下套管作业及固井过程中可能出现的问题分析如下：

（1）该井三开井斜都在40°左右，闭合位移1825.59m，套管下入磨阻大；

（2）该井三开斜深3362m，返高1100m，水泥封固段长，水泥浆易脱水稠化，造成憋泵；并且容易发生窜槽，造成钻井液污染水泥浆，影响封固质量；

（3）该井三开垂深为2712.98 m，垂直封固段长，施工泵压高；

（4）水泥浆环空静液柱压力高，易压漏地层；

（5）沙河街有掉块，水泥浆携砂能力强，在小井眼处，易造成憋泵。

4.3 固井施工措施

4.3.1 管串结构

该井套管串下部结构及管串结构如下：Φ139.7mm引鞋+Φ139.7mm旋流1根+Φ139.7mm套管1根+Φ139.7mm自回位浮箍（2只）+Φ139.7mm套管串+139.7mm水泥头

4.3.2 扶正器选择及安放位置

为提高套管居中度，减少环空偏心，减小下套管摩擦阻力，提高水泥浆顶替效率及固井质量。该井下部油层段采用树脂旋流扶正器，上部使用弹性双弓扶正器。

4.3.3 水泥浆体系选择

该井上部使用低密高强水泥浆体系，减小环空液柱压力；下部使用晶格降失水剂体系，补偿水泥浆凝固体积收缩，提高二界面封固质量。

4.3.4 现场施工措施

为减小施工危险，保证施工顺利，现场施工措施如下：

（1）固井前大排量洗井，将井内岩屑携带出来；

（2）固井前降低钻井液粘切，提高水泥浆顶替效率；

（3）合理使用前置液，清洗井壁及套管壁；

（4）使用重泥浆顶替，减小固井施工泵压；

（5）控制注水泥排量及顶替排量，防止憋泵的发生。

4.4 该井固井质量

桩斜213井声幅图（如图2）及声波变密度测井显示，采用树脂旋流扶正器的井段，第1界面固井质量优质，第2界面固井质量优良。

5 树脂旋流扶正器现场应用情况

2014年1月以来，渤海固井公司共在10口井中使用树脂旋流扶正器（见表4），经过声幅及声波变密度测井分析，固井质量显示优良。

6 结论与认识

（1）树脂旋流扶正器使用在油层井段效果明显，通过声幅及变密度测井检测，加树脂旋流扶正器的位置第1、第2界面固井质量优质。

（2）根据不同井型和井况，优选扶正器组合，在保证固井质量的同时，既能满足套管的顺利下入，又可降低生产成本。

（3）鉴于树脂旋流扶正器造价低且环保，可在一定程度上节约成本且不造成环境污染。

参考文献

[1] 徐浪.套管扶正器在固井中的应用[J].西部探矿工程，1995，（1）：30-31.

[2] 李定先.使用套管扶正器提高固井质量[J]. 钻采工艺，1990，13（2）：90-93.

[3] 连吉弘，康建平.大位移井固井技术分析[J]. 长江大学学报（自然科学版）理工卷，2010，（1）：205-206.

第7篇：固井施工流程范文

[关键词]延气2-延128区块；一次上返； 固井；漏失；水泥塞

中图分类号：TE866 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2016）16-0128-03

Exploration and Extension of One-time Up-return Full Sealed Cementing Technology in Yan 2-Yan 128 Gas Field

（Yanchang Petroleum Group oil and gas exploration company）

[Abstract]The one-time up-return full sealed cementing technology is the solution of long open hole cementing technology for gas well， with the advantages of shortening the drilling cycle， eliminating the issues of using stage collar which often causes pressure bearing capacity of casing string reduced and cementing accidents and other problems. The major difficulties of one-time up-return full sealed cementing are large volume ash injection，highly requirements of slurry property and high operation pump pressure causing Well leakage and cement plug leaving. Through the application of low density and high strength cement slurry system， new type cementing rubber plug and auxiliary construction measures.The successful application of the promotion of the one-time up-return full sealed cementing technology in Yan 2-Yan 128 Gas Field，which solved the leakage and bottom left cement plug problem， Has made great achievements.

[Key words]Yan 2-Yan 128 Gas Field； one-time up-return full sealed； Well cementing； well leakage； cement plug

1 引言

延气2-延128区块是采气一厂主产区，也是延长气田主要产能建设区，中下部刘家沟组地层承压能力相对较低，固井过程中易发生漏失[1]，在控制和降低成本的要求下，全部以长裸眼方式钻进；为保证多个气层同时封固良好，满足后续采气生产的需求，2013年以前气田对于井深超过2500m（垂深）的天然气井，主要采用双级固井，但双级固井时间长、成本高，且套管串中分级箍导致整体承压能力与密封性下降，影响气井生产寿命，而一次上返固井工艺技术能避免双级固井以上缺点，但其应用具有以下难点：①注灰量大，封固段长，易造成井漏，固井质量对水泥浆性能要求高；②现场施工压力高、顶替过程井底易留下长段水泥塞。

2013-2014年我们从低密高强水泥浆防漏水泥浆体系、施工过程中顶替方式设计、新型固井胶塞和相关施工措施的应用出发，在延气2-延128区块进行了一次上返固井工艺的探索与推广，有效解决了一次上返固井施工难点，取得了显著效果。

2 低密高强防漏水泥浆体系的应用

2.1 延气2-延128井区井漏特点

延气2-延128区块固井易漏地层为刘家沟组底部，漏失特点见表1，在一次上返固井施工过程中容易发生漏失，从而导致水泥浆无法返至地面。因此固井水泥浆体系要满足以下2个条件：（1）为防止固井漏失，水泥浆密度应低于刘家沟组地层漏失当量密度（≤1.30 g/cm3）（2）考虑后期生产要求，水泥石需具备一定的强度和稳定性。

2.2 低密高强防漏水泥浆体系应用

延气2-延128区块目前主要低密度水泥浆体系为粉煤灰、漂珠、微硅和空心微珠（GJQ）复合体系。配合粉煤灰和微硅粉，空心微珠（GJQ）复合体系[2]在低压、易漏天然气井固井中有着较为广泛的应用[3]，一般该体系使用密度范围在1.35 g/cm3以内，该体系具有以下技术特点：

①密度控制在1.35g/cm3以下；

②用于低压易漏层固井，也可用于水泥浆堵漏；

③适用范围30℃―70℃；

④体系强度高，滤失量低，游离液少（小于3.5ml），具有很高的稳定性；

⑤固井成本低（较漂珠体系低五分之一），与各种油井水泥、外加剂配伍性好，GJQ材料与水泥等干法混合。

2.3 施工压力控制技术

在一次上返固井过程中，尤其对于低压易漏井，采用紊流顶替是不可取的，必须采用低排量，以降低动摩阻，即塞流顶替[4]，前期大排量顶替，以保证顶替效率，顶替后期漏层的压力已很接近漏失压力，应采用水泥车单泵小排量（500-800L/min）顶替，以降低摩阻，防止井漏。

3 一次上返固井井底留水泥塞的解决办法

3.1 新型固井胶塞

常规胶塞[5]由可钻性能良好的芯部和外部的硫化橡胶而成，固井胶塞的耐热、耐磨性能较差，不能有效地在固井过程中发挥作用，加之，由于结构不想理，耐压效果不好，不能完全将套管中的水泥浆刮削干净，给后续生产增加了困难，据此，我们经多次试验改进，并量化了胶塞主要指标要求（表3），对固井胶塞材质和结构进行了改进，形成了自锁式浮箍和胶塞，与定制浮箍的卡簧配合起到锁死胶塞作用，卡簧和密封圈配合起到防回压作用，产品结构如图6。改进后的胶塞，耐磨、耐高温，刮壁干净，碰压密封好，有效防止了水泥浆上窜和碰压时水泥浆倒返造成的井底留塞。

3.2 施工过程的管控

①压塞液的选用

压塞液是固井压塞时专用的一种固井液，具有很好的隔离和缓凝作用，压塞液有很好的抑制水泥浆上窜或上窜后难以稠化形成强度，使其难以在井底留下水泥塞，我们优选出新疆天胜免钻分级箍专用压塞液来代替清水作为一次上返固井压塞液，应用效果较好。

②其他措施

要求现场胶塞挡销同时且完全打开后方可压塞，避免挡销未完全打开而刮伤胶塞叶群；压塞前将压塞管线冲洗至见到清水方可压塞，避免了残余水泥浆参与压塞造成井底留塞。

4 现场应用和成果

4.1 应用实例

井号：延340W-4井，完钻井深：3101m，采用1.29g/cm3低密高强度防漏水泥浆体系和自锁式胶塞浮箍（新型胶塞），配置专用压塞液2 m3压塞，水泥泵车双车顶替（排量2m3/min）30 m3后，改由单车以800L/min的排量继续替至 34.9 m3，改由300L/min顶替至36.65 m3碰压，碰压值16-22Mpa，水泥浆返出地面6 m3，施工过程顺利，阻流环下入位置3075.47m，实测人工井底3072.45m，设计阻位3073m，井底水泥塞厚度3.02m，气层底界3047.6m，距离人工井底 24.85m，达到地质（≥20m）要求，水泥浆返高15.5m，全井固井质量优质。

4.2 近年来成效

2013年在该区块推广以来，共计应用一次上返固井工艺近140口井，固井质量合格率100%，优质率达85%以上，平均单井节约完井作业时间3天，甲方平均单井节约3.9万元，乙方（钻井队）节约7.6万元，总效益达千万余元，为该区块快速建产做出了巨大贡献。

5 结论

①延长气田地层普遍存在低压易漏层，一次上返固井对水泥浆密度等性能要求较高。

②新型固井胶塞和压塞液的使用避免了人工井底过高钻井队扫塞环节。

③注入水泥浆密度均匀和塞留顶替可有效避免井下漏失。

④工艺堵漏情况是该区域一次上返固井重要参考依据。

⑤由于部分队伍水泥浆体系和操作问题造成的水泥浆低返问题是目前该工艺进一步推广的难点。

参考文献

[1]姚晓，周保中，赵元才.国内油气田漏失性地层固井防漏技术研究[J].天然气工业，2005，2（56）：45-48.

[2]张宏军.中空玻璃微球超低密度水泥浆体系评价与应用[J].石油钻采工艺，2011，3（36）：41-44.

[3]王高明，姚晓，华，等.高强增韧低密度水泥浆体系的制备[J].南京工业大学学报：自然科学版，2008，3（02）：23-27.

第8篇：固井施工流程范文

【关键词】鄂尔多斯地区 深井 复杂井 固井技术

2012年我项目部在中石化华北分公司镇泾区块、大牛地区块和中石油长庆油田长南区块进行固井施工。经过施工总结，摸索出该区域概况及固井技术点，并运用一些有效的固井技术，有效的提高了在鄂尔多斯盆地深井和复杂井的固井质量。

1 鄂北天然气区块

鄂北天然气田主要分为大牛地区块和杭锦旗区块两大部分，该工区对于固井施工而言主要难点为：

1.1 封固段长

该地区7寸套管固井要求水泥浆一次上返至地面，整井封固长度在2600-3200米左右，液注压力高，施工时间长，施工风险大。

1.2 具有低压、低渗、个别井段漏失严重

刘家沟组甲方经验最高承压当量密度为1.35g/cm3。由于其漏失层位位置比较深，且承压能力相对薄弱，对我们的水泥浆体系（密度）和施工作业（排量控制）要求严格。

1.3 环空间隙小

二开采用215.9mm钻头钻至A点，下入177.8mm技术套管，理论环空间隙为19.05mm。

要满足这种大斜度小间隙气层固井的特点和要求，我们从井眼准备、改善水泥浆体系防漏失、防气窜和保护油层方面着手，重点研究水泥浆的防漏失、防气窜和保护气层性能之间的良好协调，目的是在保护气层的前提下，提供综合性能协调的水泥浆体系，达到不漏失，并总结出切实可行的技术措施。

（1）开发研究1.35g/cm3超低密度高强水泥浆体系。

水泥浆体系是现场固井质量优劣的最主要保障，优选水泥浆体系时除了考虑的本身的性性能外，还要考虑现场施工条件及目的层的物性状况，室内研制出的水泥浆体系才能真正符合现场施工要求，针对漏失层位置深，承压能力薄弱的特点，我们开发出适用于本地区的1.35g/cm3超低密度高强水泥浆体系。

（2）固井施工采用合理顶替排量。

替净、封严是保证固井质量的根本措施，需要从套管扶正、井眼畅通等多方面入手，固井时的顶替排量同样至关重要，采用合理顶替排量对固井质量及安全尤为关键，环空返速控制在1.2-1.5m/s，达到紊流顶替模式，从而提高固井质量，后期适当降低排量，以保证井下安全，确保水泥浆返高。

（3）运用正注返挤的工艺措施。

采用正注返挤的注水泥方式来进行固井，首先明确漏失层位，将第一次注水泥作业的设计水泥返高为漏失层下部，从而确保下部固井质量与返高，并把漏失层暴露，为下部进行返挤作业建立通道，常规注水泥结束后，再从井口进行挤水泥作业，从而保证上部水泥封固段。

2 鄂中天然气区块

鄂中天然气区块分为定吴和靖南两大区块，该地区主要特点为井比较深（3500-4000米）、存在漏失层位、封固段长（要求返高至井口）等固井难点，为此我们除了采用1.35g/cm3超低密度高强水泥体系外，并合理运用分级箍技术和正注返挤工艺，取得良好效果。

2.1 分级箍技术的充分应用

该地区井普遍比较深，并存在漏失层位，一次注水泥量大，地层承受的液注压力过高，漏失与完成固井施工的风险增大，我们运用分级固井的固井工艺，安放位置为易漏失层的上部100米左右，井径规则且地层较稳定的位置，大大降低液注压力过大对地层造成的漏失，并为固井施工安全和封固段长度与质量提供保障。

2.2 固井施工采用合理顶替排量

该地区采用常规井身结构设计，215.9mm钻头下入139.7mm套管，替浆时采用井队大泵与水泥车相结合的替浆方式，保证上返速度1.2-1.5m/s，后期降低顶替排量，从而保证井下安全与封固段长。

2.3 合理采用正注返挤工艺

该地区同样存在承压薄弱地层，下套管作业结束后，因环空间隙减小，循环压力增大，漏失现象尤为突出，易造成薄弱地层漏失，无法进行常规性质固井作业，我们采用正注返挤工艺，通过与井队充分沟通、认真分析，确定漏失层位，漏失层下部进行常规固井，上部进行返挤作业，取得良好效果。

该区块共进行8口固井作业，优质率

100%。

3 鄂南油气井区块

该地区存在膏盐层、煤层、涌水、漏失等钻进复杂情况，膏盐层对泥浆性能影响较大，固井时泥浆性能改变严重影响顶替效率，影响固井质量；煤层坍塌会形成井径扩大的井段，影响顶替效率。如果固井时发生井塌还会造成环空憋堵；涌水会造成水侵影响封固质量，固井候凝期间发生涌水还会造成联通地面和水层的通道，造成固井封固失败；漏失现象是该地区最大的难点，也是最经常发生的复杂情况，漏失会造成返高低于设计层位的情况，漏失还会造成固井后液柱压力降低，容易引起窜槽和油气水侵，严重影响封固质量。

固井难点：

地层承压能力低，，固井时极易发生漏失；

井斜角度大，套管难以居中，固井易造成窜槽；

地层水发育，固井候凝过程中容易发水水侵；

油层段封固段过长，温度变化大，影响水泥浆性能，容易造成油气水侵和窜槽；

为保证固井施工，我们采取以下措施：

（1）调整水泥配方，采用一次注水泥双凝水泥浆体系全井封固固井工艺，领浆采用超低密度漂珠水泥浆体系，减小地层压力，最大限度减少漏失的发生。

（2）提高水泥石韧性和强度技套固井后在24开钻能满足三开作业对水泥石的强度要求，并在长时间作业后水泥石强度和韧度能满足完井要求，保证固井质量。

（3）采用高分子聚合物、降失水剂和锁水剂等的组合物，提高了对井壁泥饼的冲刷，保护了易坍塌地层，提高了顶替效率。

（4）施工采用紊流-塞流复合顶替的工艺技术。在井下条件允许的情况下，优先选用紊流施工，压力升高后采用塞流顶替减小井底压力，避免漏失的发生。

（5）下套管时要求控制套管下放速度减小抽汲压力，固井时采用水泥浆压塞，保证连续施工。

通过技术人员在探区内不断地总结与实践，优化水泥浆体系，控制施工过程，降低施工风险，在2012年全年总计固井施工中、完井73口，固井质量全部合格，优良率超出本区块同行业水平。

参考文献

[1] 刘崇建，黄柏宗，徐同台，等.油气井注水泥理论与应用 [M].北京：石油工业出版社，2001

[2] 李克向，解浚昌，李丕训，等.钻井手册（甲方）[M].北京：石油工业出版社，1990

[3] 张德润，张旭.固井液设计及应用 [M] .北京：石油工业出版社，2002

第9篇：固井施工流程范文

另外，在分级箍上下各下入1个钢性定位扶正器，确保分级箍居中。

二、 固井施工方案

1. 固井难点

（1）井下情况复杂

该井在2775-2815米处存在泥岩裂缝，属于易漏地层，采用分级注水泥方式减少一次水泥上返高度，避免压漏地层。

主力油层段在2879-2939米处，而分级箍位置在2610-2625处，易漏层、油层、分级箍三者位置相对集中，这就要求水泥浆量计算准确，确保水泥浆要能正常洗出，同时还不能太多以至于压漏地层。

（2）分级箍固井工具使用风险高

首先分级箍本身在其下入、打开、关闭时容易出现：下套管提前打开、一级完成后分级箍打不开、二级固井分级箍关不严等情况，再者一级碰压后阻流环倒返现象在双级固井中也时有发生。

（3）对水泥浆性能要求高

一级注水泥领浆稠化时间长，同时必须做好混掺污染试验；尾桨稠化时间短，为了压稳油层及油层一下（2939-3509m）裸眼段，必须满足直角稠化。

二级采用粉煤灰低密度水泥浆，体系稳定性及水泥石性能必须满足要求。

2.主要技术措施

（1）使用相对安全可靠的分级箍及配套工具。该井使用的是大陆架生产的YFZ-A型机械式分级注水泥器，打开压力6.12Mpa，关闭压力4.6Mpa，配套有2只自回位浮箍及1只浮鞋，重力锤、一级挠性塞及二级关闭塞各一只。配套使用带有平衡管的双塞水泥头，即使一级碰压后有倒返，也能顺利投入重力锤。

（2）下套管前，做好井眼准备工作，确保满足下套管条件。下套管过程由工具及固井服务人员监督并完成技术指导。控制套管下方速度，每根不少于25秒，每下20根套管灌满一次泥浆，下分级箍前灌满并顶通一次。

（3）准备二级固井顶替用重泥浆，1.50 g/cm3-1.55 g/cm3，可用量40m3，提前水化充分，满足后期电测一次到位。

（4）为防止水泥浆与钻井液混掺，影响施工安全，优化前置液设计，加大用量。同时，在一级顶替过程中替入后置隔离液以防止洗井是发生混掺。

三、现场施工

1下套管循环过程

10月10日20：00开始下套管

10月11日2：00开始下入分级箍

10月11日15：00下完套管

共计用时19小时

16：00开泵循环，井口返出正常，循环排量1.9m3/min，泵压5Mpa。

2一级注水泥过程

22：31开始注前置液 15m3

22：45开始注水泥浆，注入量30m3，耗时28分钟。

现场测量密度曲线图

3一级替泥浆过程

顶替方案：1、压塞液2m3

2、分级箍下100米，分级箍上400米内用清水做隔离液

3、挠性塞过分级箍提前3方降排量至1.5m3/min

4、大泵初始排量1.9 m3/min

23：15开始压胶塞 压塞液2m3

23：17开始替泥浆，顶替6.5min后，流量计计量14.6，预计排量1.9 m3/min，流量计计量2.2 m3/min。

23：24停泵替隔离液10m3

23：35继续顶替泥浆，挠性塞过分级箍为52.3m3，流量计计量37m3时降排量至1.5 m3/min，替至42m3时排量回升至1.8m3/min

00：12碰压，排量1.3m3/min，流量计计量 65.4m3

一级注水泥结束后，稳压正常，阻流环正常。

00：20投入重力锤，45min后由水泥车打压，成功打开分级箍，压力8.5Mpa。

02：00循环出多余水泥浆，此后循环压井5小时。

4二级注水泥过程

一级固井结束后循环压井5小时，候凝7小时，共计12小时后，开始二级固井施工。

四、总结分析

邵古2-11井双级注水泥施工的圆满完成，以及后期电测反应出良好的固井质量，归功于各项技术措施的严格落实。但是在落实各项技术措施的同时也发现了一些问题：

1、一级注水泥时，纤维晶格体系密度波动大，出现混拌不均匀的现象。分析原因一是混拌不均匀，再者灰罐车上井途中颠簸，致使较轻的组分（纤维）上浮，水泥干灰下沉导致分层。