固井工艺技术范文

固井工艺技术范文（精选12篇）

固井工艺技术 第1篇

顺北油田位于塔里木盆地中西部, 是中国石化在碳酸盐岩海相石油勘探的新发现, 资源量达到17亿吨, 其中石油12亿吨、天然气5 000亿方。其总面积3 126km2, 目前共部署10口井, 平均井深在7 400 m±, 本文以下内容为作者所在单位参与施工 (共承担目前工作量的50%, 数据统计截止发稿日期) 的相关井作为案例, 具体对顺北油田固井做相关固井工艺技术分析。

针对顺北区块不同井况采取“单井分析、一井一策”的基本理念, 做好压稳防漏的固井基本措施, 实施好双级固井、尾管固井。现对顺北区块固井的工艺技术介绍如下。

1顺北区块固井工艺技术浅析

1.1φ244.5 mm套管双级固井与正注反挤固井工艺

顺北1-1H井二开钻至二叠系地层, 自井漏开始至二开固井前, 累计漏失钻井液2 000 m3以上。经过多次随钻和桥堵堵漏、挤水泥堵漏和化学堵漏, 井下承压能力仍然较弱, 采用常规双级固井方法固井质量无法保证。经请示甲方, 决定本开次不下入双级箍, 改为采用正注反挤工艺。

正注反挤工艺是适用于地层承压能力过低, 钻井过程中发生严重漏失的井。其主要特点:

(1) 适用于严重漏失井, 并已明确掌握漏失层位特点; (2) 考虑到管鞋封固质量, 正注水泥浆设计上返至漏失层或以上 (该开次钻井往往钻进至漏失层以下50 m±中完) ; (3) 反挤施工必须在正注水泥浆初凝之后进行; (4) 反挤施工, 应控制好压力与排量, 根据井径设计好水泥浆量并附加相应漏失量, 这样有利于正注浆和反挤浆衔接, 理论上保证井段全封。

1.2φ193.7 mm长裸眼双级固井工艺

(1) 固井施工主要难点有:

(1) 下套管时间较长、摩阻大并且悬重较重; (2) 钻井过程中多次发生漏失, 下套管及固井存在漏失风险; (3) 裸眼段长, 套管居中度难以保证, 替浆不易实现紊流顶替, 驱替效率低, 不利于水泥环与地层、套管的胶结; (4) 一、二级封固段长, 上下温差大, 一定程度上影响顶部水泥石强度发展, 对水泥浆的性能要求较高; (5) 一级施工量大, 作业时间长, 对施工设备有较高的要求; (6) 长裸眼双级固井工艺对固井工具性能要求较高。

(2) 针对该井固井难点, 主要采用了以下技术措施:

(1) 井队下套管前的通井处理好钻井液, 降粘降切, 降低钻井液摩阻; (2) 合理设置扶正器, 二叠系及以下井段采用树脂旋流扶正器, 有效居中同时保证替浆效率; (3) 控制下套管速度, 合理设计水泥浆浆柱, 控制循环和固井排量, 减小漏失风险; (4) 固井施工前注入密度1.25g/cm3细颗粒堵漏浆, 降低液柱压力, 减小漏失, 一定程度上提高顶替效率; (5) 合理设计前置液, 采用高效冲洗液及隔离液, 其中加入堵漏纤维, 后者使用高粘切加重类型; (6) 一级领浆采用粉煤灰低密度纤维堵漏型水泥浆体系, 尾浆采用抗高温、短侯凝、微膨胀弹塑性水泥浆体系; (7) 采用紊流+塞流复合顶替技术, 提高顶替效率; (8) 针对固井可能存在的漏失, 做好二级水泥浆量的附加与施工后套管头反挤水泥的准备工作。

(3) 主要现场施工数据如下:

(1) 该井下套管至3 946 m时井口发生失返性漏失; (2) 固井施工前注入密度1.25 g/cm3细颗粒堵漏浆20 m3; (3) 采用双级固井, 一级采用纤维堵漏1.50 g/cm3低密度+1.88 g/cm3弹塑性水泥浆, 领尾浆分界6 200 m, 水泥浆返至分级箍以下200 m, 二叠系全封, 一级固井施工全程失返, 实际测井扩大率达19.2%; (4) 候凝24 h进行二级施工, 二级根据漏失量附加对应水泥浆量, 注水泥至50 m3时井口开始返浆, 根据施工情况分析现场水泥浆无法返至上层重叠段; (5) 套管头反挤水泥, 最高压力11 MPa。

该井一级封固段优质, 漏失层位 (二叠系) 实现了水泥浆衔接性封固, 二级优良率占62.5%, 管鞋、分级箍、重叠段处均封固优质。二级施工由于水泥浆漏失造成上开次管鞋以下部分井段没有水泥环, 通过套管头反挤水泥实现了重叠段的有效封固。

1.3φ177.8 mm尾管固井工艺

(1) 主要固井难点有:

(1) 本井为φ215.9 mm井眼, 下φ177.8 mm套管, 摩阻较大, 易发生下套管阻卡和压漏地层; (2) 裸眼段长, 环空间隙小, 循环及施工压力高, 顶替效率会受到影响, 易出现施工高泵压现象甚至环空憋堵的现象; (3) 志留系, 奥陶系因地层特点可能发生漏失, 固井过程存在漏失风险; (4) 长裸眼井段易存在驱替效率不高, 排量难以达到设计要求, 故易发生窜流, 留下“死泥浆”; (5) 尾管悬挂固井, 要求工具性能要可靠; (6) 顶底部温差较大, 对水泥浆性能要求较高; (7) 尾管悬挂固井, 要求工具性能可靠。

(2) 主要现场施工数据如下:

(1) 最后一趟通井前纤维洗井; (2) 对比顺北1-1H井, 该井重点对水泥浆性能做了调整, 使用低密度1.50 g/cm3纤维堵漏水泥浆与常规1.88 g/cm3纳米液硅水泥浆; (3) 采用尾管悬挂固井, 领尾浆分界6 800 m, 返至悬挂器以上200 m, 替浆采用复合顶替, 固井施工连续正常。考虑低密度水泥浆候凝强度, 要求候凝72 h后进行下步作业。

1.4φ139.7 mm尾管固井工艺 (固相侵入体、水侵)

(1) 该开次固井重点在于封固侵入体, 其主要固井难点有:

(1) 超深井固井环空间隙小, 水泥环薄, 封固段短, 水泥胶结质量难以保证; (2) 本井钻头为φ165.1 mm, 下入φ139.7 mm尾管, 套管接箍外径φ150 mm, 单边环空理论间隙套管接箍处最小7.5 mm, 套管本体处12.7 mm, 套管重叠单边环空理论间隙14.3 mm; (3) 超深井小尾管固井对固井悬挂器性能要求高, 同时由于悬重较小, 存在丢手不好判断; (4) 本开次泥浆密度高, 对水泥浆性能要求相对较高; (5) 水泥浆用量少, 水泥浆顶替效率低, 套管居中困难, 影响固井质量; (6) 存在潜在的固井漏失, 影响固井质量。

(2) 针对其固井难点, 主要采用了以下措施:

(1) 加放塑钢旋流扶正器, 最大外径φ158 mm, 有效保证套管居中; (2) 顺北1井首次采用牵制短节, 针对悬重较小的尾管固井, 保证了丢手作业的一次性成功; (3) 水泥浆方面采用抗高温膨胀弹塑性水泥浆体系, 提高水泥石密实性及抗压能力; (4) 合理设计浆柱结构, 做好压稳防漏措施。

在顺北1-4H井φ139.7 mm尾管固井施工中, 最高排量0.7 m3/min, 压力18~22 MPa, 在替浆后期实施塞流顶替时, 排量降至0.25 m3/min, 压力11~12 MPa到量碰压, 压力12 MPa↗15 MPa, 整个施工过程连续正常, 但压力始终偏高, 考虑由于送放钻具及特有的井深结构所致, 该开次施工替浆采用塞流顶替, 从施工安全及顶替效果来说均有一定意义。

2结论与认识

双级固井通过套管头反挤水泥可以使固井质量得到提高, 尤其是重叠段的封固质量, 但二级封固质量受地层承压能力影响, 如果地层承压能力低, 二级施工井段中上部裸眼地层无法保证封固质量。新技术应用的推广, 特别是固井效果显著的新工艺、水泥浆体系应得到推广应用。

参考文献

[1]罗长吉, 王允良, 张彬.固井水泥环界面胶结强度实验研究[J].石油钻采工艺, 1993年03期.

[2]唐登峰, 南步银.泡沫水泥浆固井工艺技术[J].石油钻采工艺, 2001年06期.

固井试题 第2篇

1、技术套管其管外水泥浆返高，一般返至要封隔的复杂地层顶部（100）米以上。

2、固井工程的内容包括（下套管）和（注水泥）作业。

3、固井后，根据回压凡尔工作情况，可采用（敞压）或（憋压）的方法进行候凝。

4、水泥的用水量总控制在最小用水量和最大用水量之间。最小用水量：任何一种级别水泥混合后，粘度低于（30Bc）水泥浆所需用的水量。

5、表层套管其作用是封隔地表部分的（易漏、易塌地层）和水层，安装第二次开钻的（井口装置），控制井喷，支承技术套管与生产套管的部分重量。

6、下套管作业的内容：首先是井眼的准备，下套管前通井，处理钻井液性能，大排量循环洗井，对缩径井段进行反复划眼，主要目的是确保（套管安全顺利）下至预定深度。

7、引鞋、浮鞋的作用是引导套管入井，防止套管（底部插入）井壁岩层。

8、套管回压凡尔的作用是在注水泥结束后，阻止水泥浆（倒流），保证水泥返高；其次在下套管中使管内掏空，以增加套管柱的（浮力）。

9、在井口使注水泥作业分成二级或三级来完成。该方法叫（分级注水泥）。

10、在以下有套管的井内，只对裸眼井段下套管注水泥，而套管顶部未延伸到井口的套管柱称为（尾管），这种注水泥方法叫（尾管固井）。

二、简答题

1、什么是固井？

答：固井是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、常规井下套管附件包括哪些？

答：引鞋（浮鞋）、套管鞋、回压阀、浮阀、承托环、套管扶正器等。

3、固井胶塞的作用（上胶塞）

答： 当全部水泥浆注完后，压上胶塞，它跟随着水泥浆下行，用来刮净粘附在套管内壁上的水泥浆，并防止驱替钻井液与水泥浆混合，避免尾部水泥浆污染，保证底部水泥胶结质量，当到达阻流板时，显示碰压，则注水泥作业结束。

4、常规的油层套管固井主要包括哪些内容？（工艺流程）

答：1)循环洗井；2)注前置液；3)注水泥浆；4)压胶塞；5)替钻井液；

6)碰压；7)候凝等内容。

5、什么叫双极注水泥？

胜坨油区调整井固井技术 第3篇

【关键词】固井；调整井；高压；固井质量

0.基本概况

胜坨油田已进入高含水开发后期，采用注水开发方式（即注采同步） 保持地层产能。由于开发老区新探明的地质储量有限，为了稳产、增产，相继布置了第二套、第三套甚至第四套调整井网，这使得胜坨区块调整井的钻井固井数量呈增长趋势，伴之而来的调整井固井质量问题则日益突出。其中固井作业中的水窜问题长期得不到有效的解决，使得固井合格率不高而优质率则更低。如何解决好调整井的水窜问题已成为当前必须克服的技术难题。

1.胜坨地区固井存在问题及原因分析

胜坨地区为老油区，地层复杂、油藏类型较多。同一口井内多套压力系统并存，油、水处于较为活跃状态，层间窜通严重，固井漏失、油水窜现象较为突出，属高压低渗油藏。该区块主要存在的问题有：

（1）地层压力系统复杂：老区调整井往往都是长期高压注水开发的主力油藏，由于地层的非均质特性和局部注采不平衡，原有的地层压力系统已遭到破坏。固井时水泥浆的凝固过程常处于液体压力“动态”变化的环境下，固井施工的难度大，质量也难以保证。

（2）井眼尺寸不规范：调整井的钻井过程中易发生地层出水而造成井壁垮塌，井径扩大率高，如果钻井液性能不好，最终会形成大肚子井眼和糖葫芦井眼。固井时与水泥浆相互混掺影响顶替效率和二界面胶结质量，同时易产生水窜通道。

（3）易漏失：胜坨区块的井层位多、封固段长，造成环空液柱压力高，采用常规的水泥浆体系固井时容易出现井漏，或上漏下窜的情况。

（4）固井质量难以保障：由于固井时要求既要防止被调整的薄油层之间互相窜通，又要防止被调整的薄油层和老油层之间的窜通，同时全封固段固井质量也必须保证，从而使得调整井固井难度增大。

2.调整井固井配套技术措施

2.1区块注采井停注泄压

由于长期注水开采，油层压力普遍上升，注采不平衡，调整井地层压力总是动态变化，井下动态干扰不易消除，固井难度大，质量不好保证。为减少动态干扰，保证固井质量，同时又兼顾到采油、注水任务的完成，胜利油田下发专门文件，实行短时间内停采、停注，即在钻开油气层到固井质量检测结束这段时间内，调整井周围300m内的注采井全部停注泄压，为水泥浆候凝提供一个静态环境，减少动态油气水对水泥环的干扰。

2.2优选前置液

为了提高顶替效率，在多年的固井实践中研制开发出了适合本油田的前置液体系，其中冲洗液无固相、粘度低、切力小，流动性好，兼容性强，在低返速下易达到紊流，容易将套管壁上的滤饼与稠泥浆冲洗干净；隔离液有一定粘度，在注替过程中不会造成地层漏失，还可提高水泥浆与泥浆的兼容性，在两者之间起到良好的隔离缓冲作用，有效防止接触混浆。前置液的使用量以紊流接触时间为准，应≥6min，最好8～10min，在现场施工中，可根据最小紊流临界排量来确定前置液的使用量。

2.3双凝水泥浆体系

如果在一口井使用同一种水泥浆体系，环空上部水泥浆因为混拌在先，在候凝过程中，其胶凝强度要比下部水泥浆高，体积收缩也在先，当下部水泥浆发生体积收缩时，上部水泥浆已停止回落，上部压力不能有效往下传递，失重引起窜槽。如果使用上部稠化时间长、下部稠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情况，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。

3.结论

调整井固井作业中的水窜问题是一个非常复杂的技术难题，要成功地防止水窜需要系统地研究影响固井质量的各因素，诸如地层渗透性与环空压差的关系、注水井的停注泄压范围、水渗临界流速与水泥石组成和结构的关系、防窜材料特性与水泥浆体性能的关系等。其中防窜材料的选择和水泥浆体系的综合性能是一项关键的技术，必须加以重视并进行专题研究。由于受新探明地质储量的限制，今后油田调整井的钻井固井数量还会增加，如何提高调整井固井质量将是油田需要面对的技术难点。 [科]

【参考文献】

[1]刘崇建，黄柏宗，徐同台，等编著.油气井注水泥理论与应用.石油工业出版社.

深层固井技术要点分析 第4篇

1.1深层固井地质环境复杂

对于深层固井来说, 其一般设置在环境比较复杂的地带, 一般是由不同压力体系构成的地层, 一旦同一个固井井径不规则、地层孔隙发育、地层活跃就容易出现上涌下漏现象, 不仅会对底层有一定破坏作用, 同时也容易使地层出现垮塌现象, 加大其防窜难度。

1.2深层固井结构的限制

对于深层固井来说, 其自身结构也是限制其顺利进行一个重要因素。在实际工作中很多固井采取的结构一般为非常规井深结构。这种多层固井井深结构常会加大配套工具难度, 容易出现套管风险, 同时也容易引起不必要的粘卡或漏失, 甚至不能更好的发挥其封隔效果。

1.3深层固井水泥浆抗高温性能差

对于深层固井来说, 水泥浆抗高温性能差也是限制其作用发挥的关键因素之一。深层固井本身的温度就比较高, 这就要求水泥浆高温稳定性必须与深层固井温度相适应。一旦水泥浆抗高温性能差, 水泥浆的流动性就会与顶排量发生稍微变换, 就会使环空窄间内的钻井液顶替效率发生变化。

1.4深层固井泵压较高

对于深层固井来说, 其泵压较高也会影响其作用的发挥。在井眼环空间隙减小的时候, 泥浆比重将会较高, 这时的循环摩擦阻力也比较大, 一定程度上会引起深层固井泵压过高, 使得固井或替浆无法正常施工。

1.5深层固井二氧化碳含量高

对于深层固井来说, 二氧化碳含量过高也是限制固井正常运行的关键性因素。在深层油气田中, 大部分高压气层都含有二氧化碳。二氧化碳作为腐蚀性气体, 其在高温状态下, 会和水化产物CSH凝胶等产生相应反应, 进而降低水泥浆强度, 甚至会使渗透率增加, 为气窜提供相应通道, 进而使套管受到腐蚀。

2解决深层固井难点措施

2.1重视固井设计和作业

在固井设计和作业中, 必须对与井眼相关的各种复杂条件进行分析, 毕竟结合油井实际情况进行设计。同时要使用配套的固井工艺技术, 有选择性、针对性的运用不同技术措施解决实际问题, 以不断的提高固井质量, 保证固井工作顺利进行。

2.2合理的选择固井工艺

在实际应用过程中, 应该以所采油层区域埋藏深、结构为依据, 结合实际井况及完井形式选择恰当的固井工艺。可以选择尾管和筛管顶部注水泥工艺, 也可以选用分级注水特殊工艺及旋转尾管固井工艺等。

2.3胶乳水泥浆技术

在深层固井技术中, 水泥浆性能不强, 常会影响深层固井工作顺利进行。为了更好的提高其性能, 在实际工作中, 可以将胶乳作为渗料加到水泥中, 以增强水泥浆的抗折性能和胶结性能。这种胶乳水泥体系的优势比较突出, 可以将水泥环体积收缩率将至最低, 改善水泥环和低层及套管间的胶结状况。也能减少射孔时水泥环的破裂度, 以保证水泥石的性能, 也能提高钻井液防污染能力, 能降低水泥浆失水量, 其也有良好的防窜气性能, 能使油井寿命得到延长。

2.4深层固井的顶替技术

正常情况下, 因深层固井的中的套管为中度差, 固井液在环空紊流中能充分发挥其作用, 将粘在低边的钻井液和沉积积钻屑清除, 这种环空紊流能更好的顶替塞流和层流。然而, 其对水泥浆的稳定性要求却很高, 毕竟水泥浆浆体比较稠, 要想将水泥浆的紊流顶替并不是一件容易的事情。在这种情况下, 就应该对水泥浆进行调整实现其前置液性能, 使前置液性能在环空紊流中充分发挥其紊流作用, 清除水平段和斜井段低窄边钻屑, 以便更好的提高固井顶替效率。

2.5深层固井防腐技术

由于油层深层不同高压层中含有大量的二氧化碳在高温作用下容易使套管腐蚀, 甚至出现井穿、断裂现象。在这种情况下, 就应该选用抗腐蚀性能较强、抗高温且各种性能都比较好的套管。同时在套管外附加隔离器, 并对其进行耐温和侧向耐压试验, 最终结合管外液柱压力来确定封隔器侧向耐压值, 以提高其防腐性能。

3结语

就目前来看, 深层固井技术已经被广泛的应用在天然气开采中, 毕竟深层固井技术在一定程度上能保证能源安全。看到深层固井优势的同时, 也应该看到深层固井在实际应用过程中的限制条件。深层固井的地质条件是十分复杂的, 在这种条件下常会给油气勘探工作带来一定困难。在这种情况下, 就应该对深层固井难点进行分析并采取有效措施。随着油田不断勘探开发, 深层固井技术也将会不断的走向成熟, 深层固井质量也将会不断的提高, 能更好的满足天然气开采需求。

参考文献

[1]张宏军, 张伟.潜山裂缝型油藏完井固井工艺技术研究[J].中国科技纵横, 2007, (08) .

[2]乔洪刚.大庆油田深层固井技术的应用[J].中国科技纵横, 2011, (09) .

[3]吕宝航.深层固井技术的思考[J].中国对外贸易, 2010, (16) .

新疆塔河油田双级固井体会 第5篇

固井技术措施：

钻井队

1、通井划眼：对缩径段、前期遇阻位臵及狗腿度变化大的井段须反复划眼，保证套管顺利入井到位；

2、处理泥浆：下套管前处理钻井液，在保证井下安全前提下尽量降粘降切，降低摩阻，降低含砂量，粘滞系数<0.07；

3、密封上扣：浮鞋、浮箍和分级箍与套管连接处必须涂抹强力胶，其他套管连接处涂抹套管专用密封脂；下套管及附件要用液压大钳按照API标准上扣，或者以“△”标志为准，有余扣者，记录余扣，扭矩达到标准后方可入井；

4、下放灌浆：严格控制下放速度，出上层套管（进入裸眼段）后下放速度控制在每根45s以上，避免速度过快产生激动压力压漏地层；下入前5根套管时必需逐根灌浆，(套管入井10-15根，灌满钻井液顶通循环，确保浮箍浮鞋通畅，)其余每10根灌满一次，套管出上层管脚前必须灌满钻井液，最后500m可根据悬重进行掏空（常规密度泥浆，结合回压凡尔密封能力设定）；

5、分级箍：分级箍必须在其厂家驻井人员指挥下，按照使用说明的要求入井；

6、循环洗井：套管到位后小排量顶通，缓慢提升排量，待排量稳定后充分循环洗井，排量不低于替浆排量，直到返出井底沉砂、泥皮，钻井液粘切达到固井要求；

固井队：

1、扶正器：合理安放扶正器，保证尽可能高的居中度，下部200米及含油气层显示段选用有利于提高顶替效率的树脂旋流扶正器；含二叠系地层，为降低漏失风险，按要求二叠系以下用树脂旋流扶正器；斜井段，为保证套管居中，防止贴边，也按要求加放树脂旋流扶正器；分级箍位臵为保证居中，按要求上下连续各加两个弹性扶正器；重叠段，为保证坐挂居中，接近井口的连续两根套管要求加放刚性扶正器；

2、分级箍：套管到位正常循环后，测量迟到时间，确定分级箍工作正常；

替浆量至分级箍上下各100m，降低排量至1.0m3/min，避免排量过大时挠性塞通过分级箍产生激动压力，提前开孔；配制使用打开液，隔离替浆液（泥浆）与水泥浆，利于开孔；

3、水泥浆：合理设计水泥浆体系，优化水泥浆浆柱和性能，控制井底压力，避免漏失，保证压稳；使用膨胀剂；

4、前臵液：前臵液采用复合类型，冲洗液采用高效化学冲洗剂，有利于改变流态，在较小排量下达到紊流；隔离液使用高粘切加重类型，有效冲刷井壁，提高顶替效率，根据实际井径，要求调整隔离液性能，实际必须能达到紊流驱替排量；

5、施工参数：设计合理的替（注）浆排量，采用紊流顶替或紊流-塞流复合顶替技术，提高水泥浆顶替效率；

6、压力控制：一级替浆时根据实际情况，替入一定数量重浆（密度根据压差情况确定），降低套管内外压差（≤5MPa），防止回压凡尔失效，造成回吐，导致返高不够，造成异常高塞；二级替浆时根据实际情况，替入一定数量重浆，降低替浆压力，保证施工安全，利于关孔。

施工预案：

1、遇阻：下套管途中遇阻，采取上提下放的措施，但下压吨位不能超过15T，接循环头进行中途循环钻井液，仍不能解卡，则向相关部门汇报；

2、井漏：

下套管途中出现漏失情况，请示甲方，拔出套管或直接将套管下到位后进行堵漏后固井；套管到位后循环中出现漏失，堵漏后固井；如果堵漏无效，请示甲方后强行固井，井队备够一级替浆用泥浆，固井前泵入一定数量堵漏浆（细颗粒），领浆到达预计漏层底界，降低施工排量，重浆不再注入，避免套管内压力过高，替空管鞋，其他操作参照固井设计；

开孔后仍然漏失，一级候凝时间加长至24h，每隔30min顶通一次； 固井过程中时出现漏失，采用降低施工排量措施；

3、回压凡尔：若回压凡尔失灵，则强投重力塞，泵入回吐量后关井，到位后打开双级箍建立循环；

4、分级箍：未能开孔，静待一段时间，重新憋压，每次增加压力2MPa，重复上述作业，憋压范围由工具服务方工程师决定，在此过程中要密切注

意环空是否返浆，以防重力塞没有到位而造成替空；若未能及时关孔，重新憋压，每次增加2MPa，重复上述作业，如果泵压高于25MPa，则用水泥车憋压，最高压力不超过30MPa，如仍然无法关闭，关井候凝；

5、替浆压力过高：替浆过程压力超过泥浆泵安全销预设压力，或泥浆泵不能正常工作时，由水泥车完成替浆，井队做好供液工作，预先铺好替浆管线。

配合作业及注意事项：

1、替浆：井队准备够替浆用泥浆（可入井），施工前做好泥浆泵检查校核工作，钻台有司钻值班随时调整排量，后罐泥浆大班、技术员到位，做好人工计量工作，最终替量以人工计量为主，参考流量计和累计泵冲数，返浆口派人坐岗，发现异常及时报告固井指挥；

2、供水供电：施工期间不能倒发电机，电工必须在水罐附近值班，便于处理供电异常情况；

3、测量密度：井队派3人参与水泥浆密度测量，一人取浆，一人传递，一人测量，录井队派2人参与，一人记录，一人打手势；

固井工艺技术 第6篇

【关键词】地热井；下套管；完井；固井

引言

地热是来自地球内部的一种能量资源。地球上火山喷出的熔岩温度高达1200℃～1300℃，天然温泉的温度大多在60℃以上，有的甚至高达100℃～140℃。这说明地球是一个庞大的热库，蕴藏着巨大的热能。地热能是一种清洁能源，是可再生能源，其开发前景十分广阔。

通过对辽北地区地层条件、构造条件、地热资源生成条件、地温场特征的综合分析，在有利区的断层附近，具有生热和热储层的有利条件，是本区地热资源赋存的有利地区，结合以往生产资料，认为本区地热资源具有良好的开发前景。

由于常规地热井完井工艺一般采用三开钻井方式，每层套管都需要进行固井，候凝，钻塞，因此造成钻井施工周期较长。另外每层套管之间需要专用的套管悬挂器悬挂套管。增加施工难度和施工成本。为此，在研究本区地层岩性的基础上，试验摸索了一次下套管完井固井完井工艺，通过4口井的试验，证明该工艺完全适用于本区地热井的完井。为地热井完井提供了一套新的完井工艺技术。

1.辽北地区地质特征

1.1地层

内自下而上出露的地层有：前震旦系（АnZ）；中生界白垩系阜新组、孙家湾组；新生界第四系地层组成。

1.2地质构造

本区位于阴山纬向构造带与新华夏系第二沉降带交接复合部位，含煤盆地为断陷构造盆地，总体呈北北东向展布，為一东缓西陡的不对称向斜构造。盆地西缘主干断裂矼屯断裂控制着煤田的生成和展布。断裂构造经历了两次较显著的构造运动，一是燕山期新华夏构造成为控制铁法煤田主导构造体系；二是喜山期，使燕山期新华夏构造运动在本区的活化。既而产生了一系列断裂、褶皱等构造，断层皆为高角度正断层，沿裂隙多有火成岩侵入为第三系辉绿岩，产状为岩床。据矿井观测资料，煤炭采掘一旦遇到这期火山岩，矿井涌水量会突然增大。

1.3地温场特征

根据1985年大兴井田地质勘探7个钻孔地温梯度测试成果，恒温带平均深度29.17m，温度11.2℃，地层地温梯度变化在3.3～4.04°C/100m。属地温异常，说明区内具有地热资源生成的地质背景。

1.4热储及盖层

据本区地层岩性及其组合关系，应用地热地质理论分析得知，构成工作区热储及盖层的地层有：（盖层为白垩系孙家湾组、阜新组中上部地层及第四系地层，热储为白垩系阜新组底部砂砾岩及前震旦系古风化壳。

（1）盖层。白垩系孙家湾组、阜新组中上部地层及第四系地层，在阜新组中下部发育一层稳定且较厚的砂泥岩层，岩性为粉砂岩、泥岩，导热性差，是良好的盖层，总厚度在800～1500m。

（2）热储层。由中生界白垩系下统阜新组底部砾岩及前震旦系古风化壳组成。具有地热热水富集储存的空间，其热储的埋藏分布均受岩性及地质构造控制。

2.地热井完井工艺

2.1常规地热井完井工艺

一般情况下，常规地热井的完井工艺主要是：

一开：表层套管，下入339.7mm套管，钻深50-100m，固井水泥返高到地面。

二开：下泵室套管，下入273.9mm或244.5mm套管，钻深400-800米，固井水泥返高的地面。

三开：下生产技术套管，下入177.8mm或139.7mm套管（含筛管等），钻深400-800-完钻井深。固井水泥返高到设计的位置。

由于每层套管都需要进行固井，候凝，钻塞，因此钻井施工周期较长。另外每层套管之间需要专用的套管悬挂器悬挂套管。增加施工难度和施工成本。为此，在研究本区地层岩性的基础上，试验摸索了一次下套管完井固井完井工艺，通过4口井的试验，证明该工艺完全适用于本区地热井的完井。为地热井完井提供了一套新的完井工艺技术。

2.2地热井一次下套管完井固井工艺

该工艺主要是在二开和三开后，将生产技术套管和泵室套管通过变径套管短节连接在一起，一次下入井内，通过分流固井套管浮箍装置，配合水泥伞，采用“上固下不固”的工艺进行固井，从而达到一次下套管完井固井的目的。具体完井工艺示意图见图1所示。

钻至设计深度后，通井循环泥浆正常后，按如下程序下入套管：

引鞋+筛管+套管（水泥伞）+分流套管浮箍+套管+变径套管短节+泵室套管+水泥头。

3.现场应用情况

表1给出了4口的应用情况。

该工艺在本区使用4口井，施工成功率100%，通过运用该工艺提高了钻井队的工作时效，缩短钻井工期10-15天以上，节约了钻井成本，经济效益明显。

4.小结

4.1在研究本区地层岩性的基础上，试验摸索了一次下套管完井固井完井工艺，通过4口井的试验，证明该工艺完全适用于本区地热井的完井。为地热井完井提供了一套新的完井工艺技术。

4.2该工艺主要是在二开和三开后，将生产技术套管和泵室套管通过变径套管短节连接在一起，一次下入井内，通过分流固井套管浮箍装置，配合水泥伞，采用“上固下不固”的工艺进行固井，从而达到一次下套管完井固井的目的。

4.3该工艺在本区使用4口井，施工成功率100%，通过运用该工艺提高了钻井队的工作时效，缩短钻井工期10-15天以上，节约了钻井成本，经济效益明显.

参考文献

[1]安永海，孙瑞峰，辽宁省调兵山大兴项目区地热资源前景分析.《科技与企业》，2012年10期

[2]张文德，韩玉杰，白晓亮，辽宁省调兵山四家子村DR1地热井位置的确定.《科技创新与应用》，2014年20期

[3]关荣亮，孟凡彬，司长友，筛管顶部注水泥完井方法在地热井应用.《中国石油石油化工标准与质量》，2013年1期

固井作业中关键技术研究 第7篇

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.

固井工艺技术 第8篇

2010年开发的浅井主要分布在靖安油田、安塞油田,其油层特点是低渗透油藏,油层有延安组和延长组两大油层,其开发方案是先注后采。受长期注水的影响,地层原始压力被打破,各层系之间的平衡状态发生变化。尤其该区域开采的延安组油层,由于注水时间长、注水压力高,油水活跃,导致固井质量不稳定。

针对该区域浅油层固井质量容易出现波动的具体情况,经过探讨,验证水泥浆性能与地层特性的适应性,同时与钻井技术相结合,研究解决封固段地层的稳定性。研究应用适宜的固井工艺,为提高胶结质量创造条件。在原有水泥浆体系的基础上提高早强剂的加量,提高环空水泥柱液柱压力的方法来解决油层固井质量不稳定的问题。

浅井低温油层固井的技术难点

1 长期注水使油、水活跃

该区域延安组油层埋藏深度在1 000～1 500m之间,油层底水和油水同层。由于该区域注水井较多,注水时间长,导致油水界面运移不平衡,使地层压力变得复杂,地层结构遭到破坏。在一个井眼剖面上,高压层、低压层、常压层相间交错存在,水窜现象严重。如盘古梁区块冯86-16井组的5口井,都是油水同层、油层底水,并且这5口井水层跨度大,从井底以上400m左右都是水层。冯86-16井组油水统计如表1所示。

由于油水同层、油层底水的存在,给固井带来很大的难度,在水泥浆凝固过程中由于失重引起水侵水窜,从而影响固井质量。

2 水泥封固段短,静液柱压力较低

延安组油层埋藏浅,埋藏深度在1 000～1 500m之间。采油井甲方要求水泥返高在洛河层以上50m,也就在450m左右。由于水泥浆封固段比较短,静水泥浆液柱压力较低,难以平衡注水井的注水压力,在水泥凝固过程中容易出现水浸水窜,影响油层水泥浆胶结质量[1]。

3井浅温度低

开发延安组油层的井井深都比较浅,油层埋藏深度相对较浅,受温度和压力的影响,水泥浆凝固时间长,早期强度低,油、气、水窜几率高。

井底温度相对较低。在该区域使用的早强水泥浆体系,由于早强剂加量比较少,井底温度底,其稠化时间相对较长,早期强度低,水泥浆凝结过程中会发生失重引起油、水浸;部分区域油层上、下部存在水层,活跃的油水影响水泥浆的凝结特性会导致测井结果不良。尾桨浆配方:葛洲坝G级水泥+CA-32%25MPa,45℃,稠化时间为81min。

4洛河组存在漏失

洛河层为粉红色块状砂岩,局部夹粉砂及泥质条带,埋藏深度在200～500m之间,地层欠压实,钻井过程中往往发生渗漏,和钻井相比较,固井时的水泥浆密度远远高于钻井时的钻井液密度,固井过程中容易发生压差性漏失。由于上部洛河组的漏失,下部目的层延安组难以压稳,水泥浆凝固过程中易受水浸。

提高浅井低温油层固井质量的技术对策

1水泥浆配方改进

由于该区域原来的尾桨配方(葛洲坝G级水泥+CA-3 2%),稠化时间长,从声幅图分析,固井质量波动大,经过分析对比,对原来的配方进行了改进,将早强剂CA-3的加量由原来的2%提高到现在的2.5%。表2是早强剂(CA-3)加量配方试验表。

在人员能力、施工设备满足施工安全的条件下,经过综合考虑,选择了CA-3加量为2.5%的配方。该配方在低温条件具有过度时间短、高早强、防水窜、流动性好等符合性能,能够提高有水窜水侵的井的固井质量。

改进后的尾浆浆配方:葛洲坝G级水泥+CA-32.5%。

2提高水泥浆静液柱压力

由于延安组油层埋藏浅,水泥封固段比较短,考虑到在水泥浆凝固过程中由于失重可能引起水窜水侵,依据压稳原理采用了“三凝”水泥浆体系(表3)。

领浆(配方1):葛洲坝G级水泥+粉煤灰+FH-12%;

中浆(配方2):葛洲坝G级水泥;

尾浆(配方3):葛洲坝G级水泥+CA-3 2.5%。

采用“三凝”水泥浆体系既能够防止上部漏失层水泥浆的漏失,保证水泥返高,防止套管腐蚀;又能使中部上部两种水泥浆液柱压力能够有效的传递到下部,压稳下部油水层,防止下部油水层的油水窜,提高下部油层段水泥胶结质量[2]。

3 应用CXY冲洗液

靖安油田、安塞油田由于长期注水,导致部分井在钻进过程出油现象严重,使用CXY冲洗液能够冲刷井壁和套管壁的油浆和油膜,改善界面亲水能力,提高第一、二界面胶结强度,提高固井质量。

4 环空加压

尽管应用“三凝”水泥浆体系能够解决“失重”所产生的影响,但由于地层客观因素的存在及施工过程主观因素的影响,仅仅依靠水泥浆还不能完全解决水泥浆凝固过程的压稳,必须在环空施加一定的压力,弥补水泥浆“失重”所产生的压力损失,实现真正意义上的压稳。

5 加强质量管理

(1)成立工程技术人员组成的攻关小组,明确攻关方向,制定技术措施,调整水泥浆配方。

(2)加强和产建项目组的沟通联系,通过产建项目组各位工作人员的积极协调,落实固井一口测井一口的跟踪措施,掌握固井质量,为配方的试验调整和技术对策的落实创造有利条件。

(3)认真组织现场施工,合理使用冲洗液,固完井认真采用环空憋压候凝。

(4)及时跟踪测井结果,及时向产建项目组进行汇报,听取产建项目组对试验工作的指导意见。

现场应用

通过应用改进的水泥浆体系及施工技术措施的落实,该区域浅油层固井质量有了很大的提高。固井质量统计如表4所示。

从表4可以看出,固井质量一次合格率从以前的95.65%提高到100%,油层优质率从以前81.16%提高到88.37%。

结论与认识

(1)短稠化、高早强水泥浆体系具有过度时间短、防水窜、流动性好等性能,能够提高浅井油层封固质量。

(2)提高水泥浆静液柱压力,压稳油水层,是提高油层水泥胶结质量的必要条件。

(3)环空憋压可以防止固井后水泥浆凝固过程中由于失重引起的油水上窜,防止井口出油、出水。

(4)使用CXY冲洗液,冲刷井壁和套管壁的虚泥饼、油浆和油膜,能够提高第一、二界面胶结强度,提高固井质量。

摘要：为了提高浅井低温油层(即延安组油层)固井质量,通过对水泥添加剂和水泥浆体系反复筛选与评价,固井方案的研究与论证,在原来使用的水泥浆体系的基础上,研究出了适合于靖安油田、安塞油田浅油层的水泥浆体系和固井工艺技术,通过现场应用,固井质量达到优质,为靖安油田、安塞油田浅油层进一步开发提供了有力的技术支持。

关键词：浅油层,冲洗液,水泥浆体系,静液柱压力

参考文献

[1]丁保刚,王忠福.固井技术基础[M].北京:石油工业出版社,2006.

固井技术现状以及发展现状 第9篇

1.1 油井水泥及油井水泥外加剂

油井水泥以及油井水泥外加剂的发展速度十分的空前, 基本水泥的种类也很繁多, 国外大概有十三类, 油井水泥外加剂也有十三大类, 其中包含了二百多个品种。现阶段国外的很多公司都对基本水泥进行生产, 其中就包括哈里伯顿、福拉斯玛斯特等几大能源技术公司。他们所生产出来的基本水泥有市售膨胀水泥、微细波特兰水泥以及微细高炉矿渣混合物等。

所谓油井水泥外加剂, 即能够改变水泥浆物理性能的化学剂, 需要注意的是它无法使水泥浆的化学成分发生改变。国外几家有名的生产水泥外加剂的公司有哈里伯顿、德莱赛等, 一般把这几家公司所生产出来的水泥外加剂作为代表。不过, 我国的油井外加剂的生产也是不错的, 包含着降失水剂、分散剂、减轻外掺料、防漏外掺料以及防止水泥石高温产生强度退化的外掺料等十三个类别。

1.2 新型钻井固井液技术

一些美国的科研工作者进行了大量的油管激活剂的扩散实验, 对多功能钻井液的性能以及泥饼固化等方面进行了探索, 并且研制出来了一种新型的钻井固井液技术。该项技术的问世, 使得钻井液和固井液的相溶性大大的提升, 而且基本上不会影响到钻井液的其它性能, 因为这种技术只是在之前的钻井液的基础之上增加了一点可水化材料或者是高炉的碎厂渣。该项技术还使得钻井液同传统固井水泥浆有效的融合, 使得胶结强度达到了一定的程度, 同时也使得第一、二界面有了良好的分隔, 这也就保障了水流体和油气之间不会相互窜通。

1.3 防窜固井技术

浆体的结构、气井、气层的压力等因素常常会影响水泥浆的性能, 因而这些因素引起了科研工作者的注意, 他们在研究预测水泥浆防窜性能模式的时候, 往往会特别考虑这些因素, 从而设计出有效的防窜水泥浆方案以完善固井技术、这是他们的其中贡献之一, 除了这些, 人们还设想建立了多种防窜水泥浆体系, 这一体系的确立是通过研究环空气窜形成的原因、过程、预测方法等来实现的。有了这些技术成果, 固井技术才得以发展进步。分析环空窜流发生时所带来的危害, 最直接的一方面就是会影响到油气层的综合评价, 降低油田的质量。从长远来看, 还会对注水、分层等工作带来不好的影响, 使得油田开发的后续工作不能够顺利的进行。甚至在情况严重的情况下出现冒气。冒油的现象, 导致井喷事故。

1.4 钻井液转化水泥浆固井技术

泡沫水泥浆是由多种物质组成的, 利用它可以替代常规的低密度水泥浆固井的效果还要好, 它是通过较为复杂的化学反应而形成产生的, 过程简单的来说就是在配浆水里和水泥里依次加入两种发泡剂, 接着就会产生氮气, 从而形成相互独立的泡沫水泥浆。

2 固井技术逐渐成熟

2.1 深井、超井深固井技术

油田开发勘探的过程中会发现各种各样的油井, 其中就包括深井、超深井, 这类井在开采中对施工工艺的要求较普通的油井要高得多, 有时需要从国外引进先进的技术。深井、超深井固井技术在我国已经形成了基本的体系, 中石油完成的TZ88井完钻井深七千左右, 是这一技术基本形成的标志。此外, 还有胜科1井, 元坝1井, 塔深1井等。这里我们来拿胜科1井来举例说明, 其相关的基本数据如下所示, 井深结构:钻头444.5mm2932米, 套管339.7mm2931米。

2.2 复杂气井固井技术

塔里木等偏僻地区的井往往会是高温度高压强高含硫的, 这为固井作业带来了不小的麻烦, 为此也形成了一套总体的解决思路, 这对于保证气井固井质量有着很大的意义作用, 近些年, 还对高含二氧化碳、二氧化硫气井固井等展开了相关的研究, 提出了一系列措施, 并且在固井工艺方面有了一定程度上的发展和进步。在川、东北地区中, 大致形成了这样的解决思路:封、堵、压、快、新。所谓封, 就是采用了非渗透和胶乳防气窜水泥封气层以及高或低密度水泥浆, 而堵则采用了堵漏型前置液、动态循环堵漏方法以及纤维水泥, 压则采用了双凝或多凝水泥浆体系, 快, 从字面上就可以分析出来它可以减少过渡的时间, 而新则引进了很多先进的固井工艺技术, 并且开发了很多新型的固井技术。针对川东酸性气井的特点, 采用了永久式封隔器177.8mm套管射孔, 而在酸化工艺上的选取上也拟用了解堵酸化的技术。同时, 还采用了大管径油管完井, 在材料上也特别使用了抗硫性的, 并且增加了缓蚀剂, 从而起到了保护的作用。采用永久封隔器完井, 还要注意采取一些措施来减少井下积液的腐蚀, 开展相关的研究。而这些研究基本上都是建立在酸性气井井口气井装置防蚀机理的基础之上的, 此外还开展了井口装置选型的研究, 所采取的防腐措施如下:加注缓蚀剂以及定期检测和对腐蚀情况进行大致的评估、在线检测等。在油气生产的过程中以及进行井下作业的过程中, 井口装置都占有举足轻重的重要位置, 因此需要我们综合考虑, 使用一种适合于酸性气井的开采方法。

2.3 水泥浆顶替效率

要想提高固井技术, 首先就必须提高水泥浆顶替效率, 这就运用到了多种技术手段, 其中就包括优选施工参数、使用特殊的工具附件等。

2.4 紊流-塞流复合顶替技术

紊流-塞流复合顶替这一技术的提出, 很好的解决了深井井眼不规则的固井问题, 它是就不规则井眼水泥浆顶替效率低这一现象而提出的, 在实行过程中适时地调整了施工的排量, 且以水泥浆流过不同尺寸井眼的时间为依据, 具有一定的科学性。

2.5 短侯凝固井技术

低温水泥浆候凝气长, 就会影响到钻井的整体效益, 延长了井田开发的时间, 降低了井田的质量和开发的效率, 进而影响到钻井的技术发展。为了大幅度的提高开发井田的效率, 特地构建了低温短侯凝水泥浆体系, 该种体系的构建, 使得水泥浆的侯凝时间缩短为原来的六倍, 而且该项技术在很多方面的钻井工作中都有应用的空间, 发展前景很好。

3 总结

石油勘探的开发领域越来越广泛, 科学技术的进步也促进了固井技术的发展。一系列新工艺在固井技术中得到了采用, 也使得固井质量有望不断提高。石油的勘探和开发是全世界的共同任务, 因此在进行这项工作的时候, 要积极踊跃的向外学习, 引进先进的科学技术, 取长补短, 以此来促进我国石油事业的稳步直升。

摘要：近年来, 对石油的开采数量不断的增加, 但是质量却呈下降趋势, 为提高油气的产量, 在油气井钻井工程中往往会进行固井作业, 它是保护油气井套管、封隔井里油层、水层以及气层的重要保护环节之一。本文就固井技术的现状以及发展现状展开了分析和论述, 为相关工作者提供了资料上的参考。

关键词：固井技术,发展现状

参考文献

油田深层固井技术运用探讨 第10篇

想要保持经济的高速增长, 最为重要的条件之一便是要确保经济的快速发展有充足的能源作为保证。能源安全问题已经成为制约我国经济能否快速发展的关键性因素之一。油田深层固井技术对于提高天然气的开采效率而言具有重大的积极意义。

2 油田深层固井技术需要攻克的若干难关

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:

第一, 相对较高的泵压。较高的泵压会影响深层固井作用的有效发挥, 不断缩小的井眼环空间隙会逐渐提高泥浆比重, 进而增大循环摩擦阻力, 最终使得深层固井泵压过高, 影响固井的正常施工。第二, 异常复杂的地质环境。通常而言, 深层固井所处的地带比较复杂、所处的底层存在多个压力体系, 如果深层固井所处位置存在地层活跃、孔隙发育等问题, 则出现上涌下漏问题的几率便非常高, 既会破坏底层, 也增加了地层垮塌的几率和防窜的难度。第三, 较低的水泥浆抗高温水平。水泥浆是否具备较高的抗高温水平是影响深层固井技术有效发挥的关键性因素之一, 如果水泥浆抗高温水平较低, 则显然无法适应深层固井本身相对较高的温度, 致使水泥浆的流动性无法满足设计要求, 进而降低环空窄间内的钻井液顶替效率。第四, 过高的井下CO2 (二氧化碳) 含量。深层固井的CO2含量非常高, 作为一种腐蚀性气体, CO2会在高温状态下产生一系列化学反应, 水泥浆强度会因此而显著降低, 提高了渗透率, 在气窜作用下腐蚀套管。第五, 自身结构的不足。深层固井的自身结构存在着较大的不足, 在工程实践当中, 人们通常采用非常规井深结构作为固井的结构形式, 不仅增加了配套工作的困难程度, 而且套管风险出现的几率也会显著提升, 降低施工稳定性。

3 油田深层固井技术有效运用的建议

为了更加有效地运用油田深层固井技术, 本文提出了如下建议:第一, 有效运用深层固井顶替工艺。一般而言, 塞流与层流清除低边滞留的沉积钻屑与钻井液的实际效果要在一定程度上逊色于固井液在环空的紊流顶替作用, 这主要是因为深层固井中套管居中度不佳。但是我们几乎不可能实现水泥浆的紊流顶替, 因为施工过程中对于水泥浆稳定的指标要求使得水泥浆必然会比较稠;然而利用调节前置液性能的方式来实现前置液在环空的紊流作用是具有很高的可行性的, 也正是基于上述考虑, 为了能够在更高程度上提升深层固井的顶替效率, 则有必要高效驱替水平段与斜井段低窄边钻屑。第二, 严格控制水泥浆性能指标。对于深层固井而言, 它对水泥浆的性能指标要求几乎可以用苛刻来形容, 例如, 应用于深层固井的水泥浆必须要具备抗高温、直角稠化、高早强、零析水、低失水等性能, 而且, 这些性能指标必须要同时具备, 否则便会影响正常施工。需要重点指出的是, 析水性能是对深层固井水泥浆最为严格的要求, 它要求水泥浆能够在高温环境下具有非常好的稳定性, 坚决避免出现水泥浆在候凝过程中形成自由水带和油气水窜通道的问题。具体要求是水泥浆能够在高温环境下45°析水为0 ml。依照这样的性能标准配置的水泥浆非常稠, 要求地面设备具备相应的配置能力。第三, 有效运用塑性水泥浆。采用以改性纤维和活性微粒为主要材料的早强增塑剂, 能提高塑性水泥体系石抗冲击能力, 增强水泥石弹塑性, 满足小间隙油层套管的后期作业要求。第四, 有效运用深层固井气窜控制技术。气窜具有较大的危害性, 可能导致井眼报废或形成严重的安全环保事故, 应引起高度重视。深层固井与油层尾管固井中, 要实现有效的防气窜, 按照“压稳、居中、替净、封严”的要求, 在水泥浆注替和凝结过程, 必须保证浆柱当量压力与地层压力的平衡关系, 做到水泥浆不漏, 油气水不因水泥浆失重而造成窜流问题;清除和替净环空泥浆, 提高水泥浆的顶替效率和水泥环的胶结质量;提高水泥石的密封质量, 无局部水槽、横向水带和窜槽现象等。深层固井, 应采用多凝水泥浆柱结构, 确保候凝过程中能维持气层段的液柱压力;深井超深井尾管作业中, 由于悬挂器以上为钻井液, 水泥浆柱短, 上部钻井液能在水泥浆的候凝过程中维持向下传递压力。要求钻井液泥饼薄而韧;采取有效的套管扶正技术提高套管的居中度;采取水泥浆减阻剂改善水泥浆流变性, 进行水泥浆流变学优化设计, 提高水泥浆顶替效率和水泥浆胶结质量。

4 结束语

异常复杂的深层井地质条件会逐渐增大钻井勘探的难度, 对固井技术提出了更高的要求。地层裂缝多、断层多, 地层压力高、气层活跃, 深井地层压力平衡关系非常敏感, 油气层多且分布段长等均是深层井地质条件的表现, 为了实现油田深层固井技术的有效运用, 上文就油田深层固井技术的各种难点进行了分析和探讨, 希望能够为有关人士提供有益的借鉴。

参考文献

[1]刘爱峰, 张宏军, 王建仓等.强水敏油藏水平井尾管完井固井新工艺[J].石油钻采工艺, 2008, (03) :144-145.

[2]张宏军, 张伟, 杨亚馨等.复杂地层多套压力层系尾管完井固井新工艺[J].石油钻探技术, 2004, (03) :102-103.

[3]张宏军, 张伟.潜山裂缝型油藏完井固井工艺技术研究[J].钻采工艺, 2007, (01) :145-147.

我国固井公司市场竞争力分析及对策 第11篇

关键词：固井公司 市场竞争力 分析 对策

一、我国固井公司面临的市场形势

随着我国石油石化企业的重组改制，中石油和中石化两大集团各自进行了主辅业分离，固井公司从集团公司中分离出来，走向市场，成为石油市场体系中的乙方——油公司体制下固井技术服务承包商。就国内市场而言，中石化和中石油所属的固井公司主要向当地油公司提供服务，并在部分国内市场（如塔里木油田）开展竞争，但国内固井公司逐渐面临国外石油技术服务公司的竞争，目前己经有30多家外国石油服务公司在中国为油田开发提供工程技术服务。此外，由于我国各主要油田产量逐步递减，而新的探明储量增长缓慢，因此导致各类工程作业工作量大幅度减少，为了保证和提高企业经济效益，缓解作业量减少的压力，各固井企业纷纷进入国际石油技术服务市场。在走向国际市场的过程中，我国的固井公司不可避免地会遇到国际大型的石油技术服务公司的竞争。因此，我国固井公司的内外部环境发生了重大变化，增强市场竞争意识、提高自身的市场竞争力，是我国固井公司在激烈的市场竞争中生存和发展的关键。

二、我国固井公司与世界大型石油技术服务公司的对比分析

（一）固井工艺技术的对比分析

美国壳牌石油公司、哈里伯顿等公司在固井技术的研究走在世界的前列，国外近些年来比较成熟的和最新的固井工艺技术主要是水平井固井技术、欠平衡井固井技术、防窜固井技术、CemCRETE固井技术、泡沫固井技术、钻井液转化水泥浆（MTC）固井技术、“短候凝”水泥浆体系的固井技术、新型“钻井”固井液技术、新型泡沫固井技术等；国外固井公司的技术研究表现出了重视基础研究、固井技术更加强调先进实用以及复杂条件下的固井技术研究更加深化的特点。

国内的固井工艺技术逐步接近或达到了与国外相当的水平，现已完善了8种油藏14种固井技术，原来许多如尾管固井、双级固井、水平井固井等特殊固井工艺已普遍使用，逐步演变成常规固井技术，但基础研究落后，研究的深度和广度也不够；固井工艺细节不完善，固井设计时对地质因素考虑较少；计算机辅助注水泥设计和评价方面刚起步，固井施工的自动化程度相对较低；此外我国在超低密度水泥浆固井、超高密度水泥浆固井、超深井超高温固井、机械冲氮泡沫水泥固井等方面仍有一定的差距。

（二）固井装备技术的对比分析

固井技术最终要通过固井设备来体现。美国是生产成套固井设备的主要厂家，主要包括哈里伯顿、道威尔—SCHLUMBERGER和BJ公司。水泥车是固井施工中的主要设备之一，其性能好坏直接影响固井质量，国外水泥车的混浆系统由常规射流混合器，逐步演变成内循环射流混合器，装备有内循环和自动控制的混合装置，并向高混合能和大功率方向发展。

近年来国内各油田引进了国外先进的CF1T- Y4 ，CF1T-800 D型水泥车，购买了国产的新型高性能的水泥车，淘汰了一批性能差、排量小、混浆能力低的水泥车，并建立了先进的水泥干混、湿混装置和水泥浆化验仪器。与国外相比，国内的固井设备设计和制造标准偏低，先进的固井水泥车和干混、湿混装置主要依赖进口，例如国内某油田达到国际水平的固井设备数量仅为6%左右；此外，国内固井公司有些设备严重老化，这严重影响了企业市场竞争力的提升。

（三）人力资源的对比分析

国内固井公司与国外企业相比，具有人力资源成本上的优势，但是在员工的文化素质、用人机制等方面存在差距。固井工作环境艰苦，劳动强度大，传统上都认为是一种简单的体力劳动，长期以来造成固井队伍高层次的复合型人才少。据国内某油田固井公司的统计数据显示，专业技术人员仅占20.8%，这种状况显然是与科技发展水平不断提高的趋势是极不适应的。此外，我国的石油技术服务公司进入国际市场的人才比较缺乏。

与国内固井公司相比，国外石油技术服务公司不仅重视人力资源，而且用人机制更加灵活。国外石油技术服务公司在用人方面主要有以下几个特点：一是在选人标准上，重视学历、管理人员的年轻化和国际化。各公司雇员中专业技术人员占有相当大的比例，如法国地球物理公司人数为3500人，其中专业技术人员就达1900人，占54.3%。二是建立了一套科学的工资标准和工作考核制度，工资水平与工作业绩紧密相连，并为员工创造良好的工作条件。三是注重人才的培训，人员培训制度化。

（四）市场能力的对比分析

国外石油技术服务公司国际化程度很高，占据了绝大部分的世界市场分额。国外固井技术服务公司中，哈里伯顿公司占世界固井市场份额的34%，居世界第一，哈里伯顿公司在100多个国家从事经营活动，斯伦贝谢公司也有5个可以提供固井服务的专业技术服务公司（如道威尔）。

与国际上大型的石油技术服务公司相比，我国的固井公司在国际化经营上尚处于起步阶段，市场分额很小。但是近些年来，国内的固井公司积极实施“走出去”战略，取得了一定的成绩，如胜利油田固井公司在哈萨克斯坦、阿塞拜疆、伊朗、蒙古国、吉尔吉斯斯坦等国家开拓了市场。

（五）固井质量的对比分析

固井质量是固井公司的生命线，因为固井质量直接关系到固井公司的信誉和市场的开拓。近些年来，国内部分油田公司对固井研究持续保持极高的投入，在准确摸清地质情况的基础上，扎扎实实的解决了一些生产难题。此外，由于装备、工具和附件、外加剂等方面的进步，提高了固井服务队伍应对复杂问题的能力，固井质量比较高。

国内固井质量基本上接近100%，而国外测井合格率只有80%左右，这并不意味着国内固井公司的固井质量优于国外公司，实际上我国在外加剂的应用、工艺技术、固井工具、设备等方面是相对落后的，由此造成了固井质量的落后。造成国内固井质量数据偏高的原因是国内评价固井质量的方法落后和质量的检测标准要求较低，目前国内评价固井质量大部分采用CBL（水泥胶结测井），但CBL测井还不能完全真实的评价固井质量，尽管在部分井上加测了VDL（变密度测井），但只作为定型参考；国外评价固井质量以CBL、VDL、SBT（扇区胶结测井）综合评价，不但以CBL结果为依据，评价固井质量的标准要求很严格，而国内采用CBL测井相对声幅值小于15%就定为优，标准较低。

（六）创新能力的对比分析

国外石油技术服务公司非常重视创新，把加强技术创新、搞好研究开发作为公司经营战略的核心内容，依靠科技进步推动市场竞争。技术服务公司是石油工程技术研发的主体，其特点在于能研制满足勘探开发需要的专有技术和专项技术，能为不同的油公司和地区提供优质的服务。国外石油技术服务公司设有专门的研究中心，并一直保持一定的投入，比如哈里伯顿公司设有四家研发中心，其研发投入占总公司收入的比例，由2008年的1.5%上升至2013年的1.9%，斯伦贝谢每年的科研投入占营业额的5.5%—7%。较高的科研经费奠定了科技竞争优势，使其一直保持先进的技术装备，并不断推出新技术。

国内各固井公司的科技体制仍受计划经济的很大影响，科技立项、投入、管理上的关系尚未完全理顺。在科研管理中，由存在着科研与生产、科研与市场相脱节的现象。科研项目大多石油上级主管部门下达，科技人员对油田的需求程度及成果的应用和转化因素考虑不够，科研资源未能发挥应有的作用，创新能力受到制约。

（七）管理体制的对比分析

国外石油技术服务公司非常重视战略研究与管理，制定了切实可行的战略目标和发展战略。为了实施其发展战略，国外大石油技术服务公司均建立了组织结构和核心业务结构，并随着内外部条件的变化不断进行调整，优化其组织结构和核心业务，以保持其较强的竞争力和可持续发展能力。

国内的固井技术服务公司在管理体制上还存在一些问题，比如一元化投资主体、所有制结构单一，由此造成了企业产权关系的模糊性与市场经济要求的经济主体的独立性之间、企业资产的封闭性与市场经济要求的生产要素的高流动性之间、企业运作的低效率与市场经济要求的高效率之间等一系列矛盾；企业的产权不清晰，管理体制不科学，从而不利于企业实现经济效益最大化。

（八）HSE的对比分析

HSE管理体系已在国外石油企业得到广泛的实施，并在HSE管理人员、风险管理等方面积累了丰富的经验，实践证明HSE管理体系不断的完善确实使公司减少了事故和因事故造成的经济损失，降低了生产成本，提升了市场竞争力。

我国固井公司对HSE的重视不足，首先对HSE管理的投资严重不足，与国外石油技术服务公司存在着较大差距，此外，人力资本投入不足，导致职工素质相对低下，造成固井作业过程的事故发生，影响作业效率，由此造成的环境投入和日常维护费用增加，使固井公司的低成本竞争优势在国内外市场上逐渐削弱。

三、提升我国固井公司市场竞争力的管理对策探讨

（一）进行专业化重组和组织结构再造

我国固井公司应适应新的形势，转变经营观念，继续专业化重组，将各业务板块进行内部整合，使管理层扁平化，剥离过剩的辅助生产队伍精简人员，使企业的核心业务更加突出。同时，应对与市场经济不相适应的组织结构和业务流程进行改造，根据生产经营和市场变化，不断对组织结构进行权变，健全内部控制制度，以提高管理效率。

（二）实施国际化经营战略

我国的固井公司应积极地开发和利用国内和国外两种资源、两个市场。在国际化经营中，针对不同的地质条件采用不同的固井工艺技术和固井装备，提供高质量的固井服务，实施差异化战略；此外，由于固井公司的价格竞争将最终演化为低成本竞争，固井公司既要提供独特、优质的固井服务，又要加强内部成本控制。国内固井公司可以加强与国际大石油技术服务公司的合作，同时加强国内各公司的沟通，避免在海外项目竞争中“自相残杀”，有必要建立统一协调机制，加强合作。

（三）加快设备的更新改造，完善技术支撑体系

一流的装备和技术工艺水平是进入市场做出一流业绩的必备条件。固井企业进入市场，必须大胆推广应用成熟的固井工艺、新技术、新装备，使科技成果尽快转化为生产力，以提高固井质量，创造好的效益。固井装备的更新改造要以服务油田主业和开拓市场为导向，按照先进、适用的原则，根据国际先进、国内领先、企业实用三个层次，按轻重缓急原则分步实施。在资金投入上，考虑采用多种融资渠道，既要利用自有资金，又要争取集团公司、各管理局的投资以及国债等灵活多样的融资方式；对技术创新体系进行规范管理，独立运作，在科研项目的立项、监督、检查、成果鉴定及转化方面建立一套行之有效的开发管理体系。

（四）加强人才培养力度、完善人力资源的开发机制

首先，根据生产经营实际需要，加强优秀人才和岗位技术工人的培养和培训，同时要加强高层次技术与经营管理人员的选拔和培养工作，使各项重大目标的实现有多层次的人才保证。其次，在人才的选拔和使用上，要建立有品德、知识、能力、和业绩等要素构成的各类人才评价体系；建立以公开、竞争、择优为导向，有利于人才脱颖而出、充分施展才能的选拔任用机制，以实现结构合理、素质优良的人才队伍和人才优势向市场优势、效益优势的转化。

（五）进一步推进我国钻井公司HSE管理工作的开展

实施HSE管理，创造安全、健康的工作环境，保护作业现场的自然环境，确保企业员工健康、安全，实现环境保护与提高固井工程质量，是我国石油施工队伍参与国际竞争、提高市场竞争力的首要条件和重要途径，建议采取以下对策：一是加大HSE投入。我国固井公司应依据各种政治、经济、法律等各种因素，进行HSE投资，将这些因素最终纳入固井公司的低成本发展战略中去，使企业的经济效益、社会效益和环境效益有机地结合起来。二是实行多元化筹资，积极推进HSE的运行；三是严格控制HSE投资项目的规划、投资和验收等环节，尤其是防治环保漏项造成新的欠账。

四、结束语

通过我国固井公司与国外石油技术服务公司在固井技术、设备、人力资源、市场能力等方面的对比分析，可以发现我国固井公司存在的差距与不足，在此基础上提出提高我国固井公司市场竞争力的对策和建议，有助于我国固井公司明确自身的市场位势，进一步提升市场竞争力。

浅谈小井眼开窗侧钻井固井工艺技术 第12篇

1 固井工艺应用现状分析

针对固井工艺的特殊性, 在后续应用过程中, 要考虑到矿井开采的具体化要求, 从不同的角度对其进行分析。固井工艺对工具有一定的要求, 需要工作人员了解具体工艺形式。以下将对固井工艺应用现状进行分析。

1.1 工具不配套

在小井眼矿井开采过程中, 固井工艺技术对工具有一定的要求, 在应用阶段, 要考虑到技术形式的变化, 提升技术的应用水平。工具不配套应用会耽误施工人员的工程进度, 同时也会对固井质量造成影响。施工管理人员要强化对配套施工工具的认识, 提供全面的施工技术保障, 尽量不受到外来因素的影响, 达到理想的施工目的[1]。

1.2 井眼的半径比较小

开窗侧钻井的钻取是在原本矿井开窗后钻取的过程, 开窗后, 钻井会将上层的套管穿透, 然后继续向下钻取, 在这个过程中, 井口会出现弯曲的现象, 井眼也会变成定向传输的形式, 加强了井网对钻取工作的限制。由于曲径本身比较小, 钻取难度也比较大。

1.3 难度比较大

老井开窗技术指的是在原有的矿井基础上打开新的井眼, 经过长时间的演变之后, 上层套管的管壁受到严重的磨损, 影响了套管的后续应用。如果损伤比较严重, 管壁会出现腐蚀的现象, 严重影响悬挂器的正常坐挂。

2 小井眼开窗侧钻井固井技术的控制要点分析

小井眼开窗侧钻井固井技术的应用范围比较大, 在应用阶段必须掌握控制要点, 及时对各类技术进行分析, 达到理想的控制目标。以下将对小井眼开窗侧钻井固井技术的控制要点进行分析。

2.1 确定施工细节

在具体施工中, 环境因素的影响比较大, 要从不同的施工现状入手, 考虑到具体技术形式及工艺类型的变化, 在第一时间确定施工要点。具体来说, 控制要点体现在水泥石的强度小, 水泥环很薄, 和普通的井眼相比, 井筒和套管的变化比较大, 会形成比较小的环形空间, 甚至会出现流体上返的情况。由于循环消耗比较严重, 在工艺技术控制过程中, 水泥浆在用量方面, 相当于传统技术的用量, 地层和水泥浆之间, 缺乏足够的接触时间和接触面积, 会形成比较小的空隙, 对套管的扶正有比较重要的影响[2]。

2.2 井眼轨道的控制

小井眼固井施工工艺本身具备比较高的技术难度, 究其原因是因为小井眼开窗侧钻, 如果井眼的半径比较小, 开窗后, 上层的套管会被穿透, 甚至会出现曲线问题, 如果轨道轨迹出现变化, 必然会对井眼轨道造成严重的影响。小井眼固井工艺比较特殊, 为了保证作业的工作效率, 相关工作人员要掌握施工控制要点, 从不同的施工要点入手, 为了保障高效达成钻井作业, 如何有效的控制其水平施工段, 以及其井眼的增斜段成为关键。在后续施工中不仅要考虑到实际施工状态, 同时需要结合现场施工状况, 对参数进行有效的设定。方位角的变化比较重要, 只有对其进行计算, 才能在控制轨道的基础上, 完善施工工艺。

2.3 合理应用施工技术

施工技术的应用和落实起到重要的作用, 只有完善控制举措, 才能达到理想的应用效果。

(1) 碰压工艺技术。该施工技术比较特殊, 碰压工艺在多数盐卤井中实施。由于工艺技术比较特殊也不完善, 经常会出现水泥塞的现象, 为了保证施工流程的有序性和完善性, 必须实施该工艺形式。不同种类的施工格局比较特殊, 如果出现泵压变化的现象, 要及时对注射量进行记录, 计算理论差, 满足具体工艺形式的要求。基于碰压技术的特殊性, 在对结构形式进行设计前, 必须实现复合, 由于碰压技术比较特殊, 只有对各类技术形式进行分析, 胶塞复合后实现可靠的连接与密封, 保证胶塞碰压到位而不替空, 进而才能实现可靠碰压[3]。

(2) 循环工艺技术。针对不同工艺格局的要求, 要掌握关键技术控制形式, 以水泥塞为主, 该工艺技术的实施需要以可靠的碰压为前提, 完成后, 对管内悬挂循环压力进行测定。只有对管柱量进行分析和确定, 才能实现循环冲洗。悬挂器密封装置脱离后, 为了实现悬挂器全径的要求, 需对测井仪器进行有效的分析, 保证测井数据的有效性, 进而达到理想的施工效果。

(3) 水泥浆工艺技术。由于环空间的间隙比较小, 会存在很多潜在的因素, 考虑到水泥浆参数的变化, 在施工中, 要应用防气窜的水泥浆, 采用大量的液体剂对其进行缓解, 解决气窜的问题。水泥浆本身具有比较好的抗酸性能, 在井内施工中能起到比较好的效果。相关工作人员在了解施工工艺之后, 要对施工现场进行考察, 只有兼顾到工艺形式的具体变化, 才能发挥已有施工技术的最大化作用。由于井口的现场应用实践比较特殊, 通过侧钻作业能使其在短时间内恢复生产, 提升井的应用性能。由于固井的工艺技术适用性比较强, 能解决很多难题, 工作人员必须对技术属性进行分析, 保证技术的有效性。

3 结束语

小井眼固井施工工艺对于提升能源的利用率和生产率有重要的作用, 基于企业生产成本的重要性, 要不断提升生产质量, 强化对技术要点的具体化控制和分析。工艺形式本身也比较特殊, 工作人员如果忽视了工艺细节的控制和管理, 必然会增加工艺应用难度。相关工作人员要根据具体的生产情况, 合理采取应对措施, 使其适应施工机制的要求, 减少过多不利因素对生产的影响。

参考文献

[1]冯克满, 李丹宇, 王丽佳.小井眼开窗侧钻井固井工艺技术[J].北工管理, 2014 (02) :196-197.

[2]刘鹏, 牛卫斌, 程欢.开窗侧钻井固井技术研究与应用[J].中国石油和化工标准与质量, 2013, 02 (12) :59-60.