塔河油田盐层井φ206.4mm尾管固井技术
尾管固井技术及其设计应用浅谈
尾管固井技术及其设计应用浅谈引言固井技术是石油开采过程中十分关键的一项技术，它直接影响着油井的安全运行和有效产量。
而尾管固井技术是固井技术中的一种重要方法，尤其在水平井和超深井的开采中应用较为普遍。
本文将就尾管固井技术及其设计应用进行一些浅谈，以期对该技术有一个更深入的了解。
一、尾管固井技术概述尾管固井技术是指在油井井筒内安装尾管并进行固井的一种方法。
尾管是一根管道，通常安装在套管或井筒内，位于油井的井口以下，其主要作用是防止井筒附近地层的崩塌和保证油井的安全运行。
而固井则是为了加固井筒，保障油井的安全和有效产量。
尾管固井技术的主要目的是防止井筒塌陷和井底垮塌，防止地层和井筒之间的污染，保障油井的安全运行。
尾管固井技术还可以减小油井产量受到地层压力波动的影响，提高油井的有效产量。
二、尾管固井技术的设计原则1.地层条件的分析在进行尾管固井技术的设计时，必须首先对井下地层条件进行充分的分析。
通过地层条件的分析，可以确定井下地层的类型、性质、稳定性等信息，为后续的固井设计提供重要依据。
2.尾管的选择选择适合地层条件的尾管是尾管固井技术设计中的重要环节。
尾管的选择应考虑地层压力、油井产量、井眼尺寸等因素，以确保尾管的质量和安全性。
3.尾管固井材料的选择尾管固井材料的选择对尾管固井技术的成功实施起着至关重要的作用。
通常采用的尾管固井材料有水泥、水泥浆等。
在选择材料时，需要考虑其强度、耐蚀性、耐高温性等因素。
4.固井工艺的确定固井工艺是尾管固井技术设计中的核心环节。
在确定固井工艺时，需要考虑井下地层情况、尾管类型、固井材料等因素，以确保固井质量和效果。
5.尾管固井技术的安全性尾管固井技术设计中的一个重要原则是要保障其安全性。
在设计时，需要考虑尾管固井过程中可能出现的问题，并采取相应的措施来确保尾管固井的安全性。
三、尾管固井技术的设计应用1.在水平井和超深井中的应用尾管固井技术在水平井和超深井的开采中得到了广泛的应用。
塔河油田膏盐层固井技术浅析
（６）石炭系膏盐 层 埋 深 较 深 （大 于 ５２００ｍ），受 到 垂 向地层应力较大，钻井 将 原 有 的 受 力 平 衡 打 破，水 平 方 向上应力将向井眼释 放，膏 盐 层 的 蠕 动 速 率 较 大，泥 浆 密度高 达 １．６５～１．６６ｇ／ｃｍ３，蠕 变 速 率 仍 为 ０．７５～ １．５ｍｍ／ｈ，留 给 作 业 的 安 全 时 间 较 短 。
套管下到设计位置下送套管至4355m井内出现漏失返浆口返浆量减少下至4443m井口不返浆其后将环空灌满泥浆井口能看到环空液面下套管到位后等候堵漏钻井液期间每小时向井内顶入钻用以置换盐层处的钻井液防止盐层蠕变速率过快导致缩径将环空挤堵整个过程井口无钻井液返出
３６ 西 部 探 矿 工 程 ２０１２ 年 第 ７ 期
１．４７ｇ／ｃｍ３，堵 漏 泥 浆 密 度 １．５０ｇ／ｃｍ３，最 高 压 力 １３．５ＭＰａ，稳压 ６０ｍｉｎ，压 力 下 降 ０．２ＭＰａ，折 算 地 层 当 量密度１．７３５ｇ／ｃｍ３，用 泥 浆 密 度 １．６５ｇ／ｃｍ３ 扩 孔 后 盐 层最大蠕动速率 ０．９８ｍｍ／ｈ，盐 层 扩 径 率 ３０．６％，安 全 施工时间大于７０ｈ，满足施工要求。下套管前再 次 对 裸 眼段 地 层 承 压 堵 漏，泥 浆 密 度 １．６３ｇ／ｃｍ３，压 力 最 大 ８ＭＰａ，压 降 １．１ＭＰａ，折 算 当 量 密 度 １．７３ｇ／ｃｍ３。 前 置 液 及 水 泥 浆 添 加 剂 采 用 天 津 鼎 力，冲 洗 液 密 度 １．０９ｇ／ｃｍ３，隔离 液 １．６５ｇ／ｃｍ３，领 浆 密 度 １．６５ｇ／ｃｍ３， 领浆配 方：ＡＧ 级 水 泥 灰 ＋９１％ 粉 煤 灰 ＋２４％ 微 硅 ＋ ６．６％ 降 失 剂 ＋１．０３％ 分 散 剂 ＋０．１７％ 缓 凝 剂 ＋０．４７％ 早强 剂 ＋６．７％ 盐 ＋５５％ 淡 水；试 验 条 件：９８℃ × ８５ＭＰａ×７０ｍｉｎ；稠 化 时 间：２８３ｍｉｎ，养 护：９８℃ × ２０ｍｉｎ，六 速 ６００／３００／２００／１００／６／３，１００／５９／４３／２４／３／ ２；ｎ：０．８１８，Ｋ：０．１８３；流 动 度：２２ｃｍ；失 水：９８℃ × ６．９ＭＰａ×３８ｍＬ；析 水：０ｍＬ；强 度：４８ｈ×１６ＭＰａ；尾 浆 密度１．９２ｇ／ｃｍ３，尾 浆 配 方：ＡＧ 级 水 泥 ＋６％ 降 失 剂 ＋ １％分 散 剂 ＋０．０６２５％ 缓 凝 剂 ＋０．２％ 早 强 剂 ＋４．５％ 盐＋３６．８８％ 淡 水；试 验 条 件：９８℃ ×８５ＭＰａ×７０ｍｉｎ， 稠化时间：１８５ｍｉｎ；养 护：９８℃ ×２０ｍｉｎ，六 速 ６００／３００／ ２００／１００／６／３，２４５／１５９／１１１／６４／７／５；ｎ：０．７７，Ｋ：０．６１； 流 动 度：２０ｃｍ；失 水：９８℃ ×６．９ＭＰａ×３２ｍＬ；析 水： ０ｍＬ。
尾管固井技术及其设计应用浅谈
尾管固井技术及其设计应用浅谈尾管固井技术是在钻完全井后，为了使天然气、石油等能够有效的从地下被释放出来，需要将完井管下的油气水井尾部用一种方法进行固井，这项技术的主要目的是确保油气能顺利的从井中钻出到地面上。
本文主要介绍尾管固井技术及其设计应用。
尾管固井技术有哪些种类？1.塞底式尾管固井技术塞底式尾管固井技术是将尾管的钢管底部用快干水泥浆降落到井底，使水泥浆封闭在井底，尾管便安装在钻完的完井管的顶部，固井工作采用图案布置的压力钻井过程，使强度达到2.44MPa或更高。
这样做的好处是能够有效的降低钻井工程中漏失浆液的发生率，同时也能保证循环的油气及卡壳发生时的压力。
插头式尾管固井技术是通过插头连接尾管和完井管，将尾管固定，将尾管与井底区的空隙填满快干水泥浆，让水泥强度达到2.44 MPa以上。
对于超深井，插头式尾管固井技术可以根据井深的情况来决定插头的长度，如此便不必使用长塞底技术。
1. 判断井底岩性：如果井底中岩石的塑造力小，那么完井后管道就感受到了巨大的压力。
设备要能够承受水泥和漏失浆液的重量和压力，这时建设者需要将固井模式和井底岩性纳入考虑范围。
2. 确定材料强度：材料的强度是任何管道在安装后必须考虑的问题。
对于尾管固井中使用的水泥，主要考虑的是承受压力的能力。
强度较高的水泥可以让管道在长久的使用后不会失去其承受压力的能力。
3. 确定尾管的尺寸：考虑到管道尾段的压力，管道设计者必须确定尾管的量和尺寸。
这决定了尾管能够承受的压力和能够进一步移动的空间。
4. 决定适合的钻井技术：不同的钻井技术可针对不同的井深和地质条件进行设计。
例如，在较小的井中固井技术主要关注井底固定的稳定性，而对于更长的钻井管道，需要考虑更大的压力，尤其是在大气压下。
总之，尾管固井技术的应用要结合具体的地质情况，进行系统的设计和实施，确保尾管能够有效的固定井底、保证油气能够顺利的从井中钻出到地面上。
塔河油田盐层钻井技术
塔河油田盐层钻井技术摘要：塔河油田共有三套盐层，其中以志留系盐层发育最好，该文从承压堵漏技术、钻井液体系转换维护处理技术、盐层水力扩眼技术详细的介绍了在该油田的应用情况。
关键词：承压钻井液扩眼钻井技术塔河油田1承压堵漏技术塔河油田在石炭系巴楚组钻遇70-260米厚度不等的盐膏层，主要以碳酸盐岩→石膏岩→盐岩为主夹泥质岩薄层的一套蒸发岩，盐岩较纯。
盐岩在高温高压下产生塑性蠕变，给钻井和完井造成极大风险。
同时也存在井眼坍塌、剥落掉块，致使井径很不规则及其带来的不稳定因素。
为了控制盐膏层的蠕变速度，提高钻井液密度是有效方法之一。
根据过去已钻几口井情况分析，钻井液密度控制在1.65-1.70g/cm3范围较为理想。
而盐上裸眼井段（3000-5100米）地层压力当量密度小于1.20 g/cm3，为了满足钻盐膏层的要求，对盐上裸眼井段必须作地层承压堵漏试验。
1.1承压堵漏层位依据地质录井资料确定最有可能发生井漏的井段，大致可分为上白垩统（3000-3700米）、三叠系：4300-4500米的中细砂岩和砾状砂岩，4600-4700米细砂岩和地层不整合接触。
5100米左右为双峰灰岩。
实践证明，揭开双峰灰岩再进行地层承压堵漏试验比较理想，因为承压堵漏试验完成后，即进行泥浆转型工作，高密度钻井液对盐上机械钻速有较大影响。
1.2钻井液配方1# 井浆+1.5～2.5%PB-1+1.5～2.5%云母（中）+2～2.5%SQD-98或2～2.5%LD-93+0.05～0.1%AT-1，用于封堵双峰灰岩上下井段。
2# 井浆+1.5～2.5%PB-1+2.5～3.5%CXD或 1.0～1.5%DF-1+2～2.5%云母（中）+25～3.5%LD-93或 2.5～3.5%SQD-98+0.05～0.1%AT-1，用于封堵三叠系井段。
3# 井浆+1.5～2%PB-1+1.5～ 2.5%CXD或1～1.5%DF-1+0.05～0.1%AT-1，用于封堵套管鞋以下井段。
尾管固井技术及其设计应用浅谈
尾管固井技术及其设计应用浅谈尾管固井技术是一种油井固井技术，是指在井底安装固定的尾管，使其与沉积岩石形成一个整体，从而达到固定井筒和保护地层的目的。
尾管固井技术在油气开发中应用广泛，具有较高的安全性和环保性，具有重要的经济效益和社会效益。
一、井深和井直径的考虑尾管固井技术适用于井深较大、管柱重力负载较大的情况下，因此需要对井深进行充分考虑。
通常，井深超过2000米，采用尾管固井技术可以达到较好的效果。
此外，还需要考虑井径的大小，尤其是在狭窄的地层中，井径较小的井b，采用尾管固井技术可以达到更好的固井效果。
二、尾管的选取尾管的选择与井深和井径有关，同时需要注意尾管的质量和版本，尾管的质量直接关系到井筒的稳定和开采效果，因此应选择质量较优的尾管，并根据实际情况选择合适的尾管插头和套管。
此外，还需要注意尾管的版本，选择质量稳定、技术先进的尾管产品，以确保尾管的安全稳定性。
三、井下环境的考虑在进行尾管固井技术设计应用时，还需要充分考虑井下环境的因素，包括地层压力、井温、油气流量等因素。
根据实际情况选择合适的尾管材料和厚度，选择合适的尾板材料和厚度，以确保尾管在井下环境中的稳定性和安全性。
四、固井方案的考虑尾管固井技术的固井方案包括尾管下加重量、尾管下压缩量、尾管间距等方面的考虑，需要根据具体情况制定合适的固井方案。
在制定固井方案时，需要考虑井筒的稳定性和油气的开采效果等因素，以尽量减少井下事故和节约成本。
总之，尾管固井技术是一种重要的油井固井技术，具有较高的安全性和环保性，对保障地层安全和油气开采效果具有重要的作用。
在设计应用尾管固井技术时，需要充分考虑井深和井径、尾管的选取、井下环境和固井方案等因素，以确保尾管固井技术的安全性和可靠性。
加长尾管防止胶质沥青质堵塞井筒
-1-
二、发明目的： 针对高含胶质沥青质油井改进完井管柱结构并形成防井筒堵塞的工艺技术，最终达到 防止胶质沥青质析出，避免上修处理井筒作业和实现油井连续生产的目的。 三、发明内容简述： 技术原理 完井管柱采用杆式泵加长尾管，将尾管加深至胶质沥青质在井筒的析出位置以下。一 般需要将杆式泵以下尾管下深至 5500m， 越过前期胶质沥青的析出点 5100-5300m， 该工艺 的主要特点是： 1、在正常生产期间定期向油套环空加入高效沥青分散剂，防止沥青质堵塞井筒。 2、后期若出现沥青质堵塞井筒时可以直接用稀油+解堵剂正、反循环洗井，便于有效 解除沥青质堵塞；另一方面实现了生产后期可以不动管柱检泵，作业时间短，费用低。
五、应用领域与应用前景： 随着油田开发，部分高含胶质沥青质的油井随着泵挂加深、生产压差的放大，胶质 沥青质大量析出，严重影响了油井的正常生产，作业周期长且费用高。加长尾管防止胶质 沥青质堵塞井筒工艺成熟，防治效果明显，可推广至塔河油田 50 口含胶质沥青质的油井 应用并可在全国范围内进行推广。
-3-
发明创造柱
申报单位
： 西北油田分公司塔河采油三厂
申报时间
：
2013 年 6 月 18 日
发 明 创 造 名称 申请专利 类别
加长尾管防止胶质沥青质堵塞井筒 发明专利（ ） 实用新型（√ ） 外观设计（ ） 保密专利（ ）
一、现有技术情况（开发背景、与本发明相关的现有技术情况，达到的水平和主要存 在的问题） 西北油田采油三厂油藏类型以超深碳酸盐岩缝洞型油藏为主，部分油井胶质沥青 质含量高达 50%以上，随着油藏开发时间的延长，受油井压力、温度等参数下降影响， 胶质沥青质随之不断析出， 在井筒内堆积导致井筒堵塞影响油井正常生产。 截止目前， 塔河采油三厂出现胶质沥青质堵塞井筒的油井有 13 口，日均产量 236.1t，主要集中 在八区、十区南和托甫台区。其中严重影响油井生产甚至一度停产的有 9 口，因堵塞 累计检泵 11 井次，造成油井共停产 591 天，胶质沥青质堵塞问题日益突出。
塔河油田三叠系水平井固井技术
石强度大于 14MPa，且具有一定的膨胀性和韧性。
27/22/18/16/7/7
4 套管漂浮技术
塔河油田水平井固井采用 177.8mm×139.7mm 复合套管完井，由于水平段 139.7mm 套管 内容积比较小，无专用工具有效隔离泥浆与水泥浆，致使水平段水泥塞长达 150m 以上，套 管难以漂浮。为此，专门研制 177.8mm×139.7mm 复合套管空心胶塞（见图 2、图 3），用于 有效隔离水泥浆，实现碰压固井和水泥塞长度减少至 50m；同时减小扫塞对水泥石质量影响； 水平段用清水替浆，增加管内外密度差，实现套管漂浮，同进有利于提高水泥环均匀度。
表 1 210×139.7mm 旋流式刚性扶正器结构参数
外径 内径 导流角 叶片数量 叶片长度 棱底宽 棱顶宽 厚度
mm
mm
°
片
mm
mm
mm
mm
211 142
40
6
8
37
43
8.85
图 1 210×139.7mm 旋流式刚性扶正器实物图
在 2007 年施工的 27 口中，8 口井水平段每根套管加 1 个该扶正器，固井质量优良率为 100%。
为提高水泥浆顶替效率，降低水泥浆临界紊流排量，现场实践表明，流型 指数 n 值控制在 0.6～0.8 和屈服值要稍大于钻井液为宜。
4）水泥浆密度 塔河油田三叠系水平段采用尾管悬挂固井工艺，封固长度在 1980m左右，水泥浆垂直长 度在 1580m左左，而地层破裂压力在 1.90～2.0g/cm3，选择常规密度符合规范要求。 5）稠化时间 塔河油田水平井固井封固段比较长，不仅要求确保施工安全，而且要求水泥浆达到防 气窜目的，因此水平井固井采用双候凝水泥浆。即在上油层顶 50m 以上采用长候凝水泥浆， 稠化时间满足施工安全；上油层顶 50m 至井底采用短候凝水泥浆，稠化时间在施工时间基础 上附加 30～60min，大致在 120～150min，稠化曲线呈“直角”，静胶凝强度小于 20min/50～ 240Pa。
塔河油田开窗侧钻尾管固井工艺
张 力文 王冰 陈培立 （中原石 油 有 限公 司 固井 公 司 ，河 南 濮 阳 ４５７１００）
摘 要 ：老 井进 行 开 窗侧 钻 已成 为 油 田稳 产 的一 个 重要 措 保 障 。在地 层承 压能 地低 的井替浆 后期 即水 泥浆 进入 裸 眼
施 ，塔 河油 田开 窗侧 钻 ，面临着 井深 、温度 高 、环空 间隙窄 、泥 浆 段采 用塞流顶 替
塔 河 油 田开 窗侧 钻 点位 置为石 炭纪 巴楚 组 ，使 用 １６５．１ｍｍ 钻 头 钻 至 奥 陶 系 恰 尔 巴卡 组 完 钻 ，下 入 １３９．７ｒａｍ进 行 尾 管 固井 。 １．１奥陶系固井面临井深 温度高 ，油气活跃 地质条件复杂 技术 难题
塔 河油 田奥 陶系恰 尔 巴克组平 均井深 在 ６０００ｍ以上 ，温度 为 １３０％左右 ，在 钻进 工程 中会 穿越 良里塔格 组 、恰 尔 巴克 组 、 一 间房 组这些 油气活跃 层位 。如 ＴＨ１２５１８Ｈ井 完钻井深 ６７１３ｍ，
量 的 关 键 。
壁 ，提高 第一二界面 固井 质量 。
２塔河 油 田开窗侧钻尾管 固井技术
４－３防 气窜抗高 温水 泥浆体 系采用对 提高塔河 油 田开 窗侧
２．１井 眼准 备
钻 井 固井 质量 有着 巨大 的作用 。
在 下套 管前 使用 钻具 组 合进 行通 井 ，对 遇 阻 、卡 的井 段进
１３９、７ｒ ａｍ套 管 。所钻 遇地 层 多为 灰岩 ，井径 扩大 率小 ，多处 井
该 井完 钻后 ，采 用单 扶 、双扶 通井 一次 ，在 ５６５０－５７１０进 行
段 出现 缩径 现象 。套管在 拉 力和 自重 作用 下 ，通 过造 斜井 段和 套 管 挂 壁 。钻 井 液 为 钾 氨 基 聚 磺 钻 液 ，密 度 １．２９ ｍ ，粘 度
塔河油田超深井窄间隙尾管固井技术
塔河油田超深井窄间隙尾管固井技术发表时间：2019-07-17T12:47:19.073Z 来源：《基层建设》2019年第12期作者：谷云峰[导读] 摘要：随着石油勘探开发深度的加大，深井超深井数量增加，井下情况更趋复杂，固井难度不断增加。
江汉钻井一公司固井工程大队湖北潜江 433121摘要：随着石油勘探开发深度的加大，深井超深井数量增加，井下情况更趋复杂，固井难度不断增加。
在塔河油田深井超深井油气勘探开发中，由于各种油藏分布情况不同，目的地层地质条件复杂，给固井工程带来了许多难题和挑战。
在受到超高温、超高压、盐膏层、复杂地层等诸多因素的影响下，出现了更多的超深井窄间隙尾管固井技术。
因此加强对超深井窄间隙尾管固井技术的探讨与研究，对加快西北油气勘探进度和勘探效益具有重要意义。
关键词：超深井；窄间隙；尾管固井1、前言在石油可采、易采储量不断减少的情况下，各大油田勘探开发已向复杂地层、超深井方面发展。
由于各种油藏分布情况不同，目的地层地质条件复杂，给固井工程带来了许多难题和挑战。
由于受到超高温、超高压、盐膏层、复杂地层等诸多因素的影响，部分井被迫采用“非常规”的井身结构。
在塔河油田深井超深井的油气勘探开发中，限于井身结构，揭开目的层通常采用小尺寸井眼，加之后期生产对下入油管尺寸大小的要求，固井工程作业中不可避免地遇到小井眼、窄间隙固井问题。
2、窄间隙尾管固井的难点及技术措施2.1难点分析（1）套管下入风险较大油层埋藏深度>7000m；个别井处于构造边缘，地层特性差，带有井斜、井漏、局部缩径，井壁稳定性差，事故多发等复杂情况；侧钻井、定向井、水平井井斜大，存在不同程度的狗腿度；小井眼窄间隙入井扶正器使用受限；窄压力窗口等复杂情况增加了套管下入难度，套管不能下至设计井深而导致目的层位漏封。
（2）套管居中度差对于侧钻井来说井斜偏大，一般小井眼固井下入无接箍套管，不下扶正器，在拉力和自重作用下，大斜度井段套管与上下井壁大面积接触，套管严重偏心，套管居中度难以保证。
塔河油田TK1113井钻井技术分析
90科技资讯 SC I EN C E & TE C HN O LO G Y I NF O R MA T IO N工 业 技 术塔河油田盐下油藏钻探一直是钻井施工的一个难点,危险性强,而部分盐下地层又富含油气,是勘探开发、扩大产能的一个重点。
塔河油田南部沙雅隆起石炭系盐体覆盖区奥陶系具有较好的油气勘探前景。
油气储集层为碳酸盐岩岩溶缝洞型储层,属滨海相沉积的石炭系巴楚组发育的巨厚盐膏层,埋藏深度一般超过5100m,厚度在150m～300m之间。
由于盐膏层发生塑性蠕变,且蠕变速度快,在钻进盐膏层段时易发生井漏、卡钻、套管挤毁变形、下套管遇阻事故。
如何加快盐下井的钻井施工速度,如何确保盐下井的钻井施工安全成为一个亟待解决的问题。
塔河油田盐膏层钻井初期采用的长裸眼穿盐的井身结构,必须对盐层以上地层压力系数低的裸眼段进行承压堵漏作业,钻井周期长,施工程序复杂,且由于压差太大,下复合盐层套管时极易发生粘卡。
目前塔河油田盐膏层钻井逐步实施并推广了专打专封井身结构方案,即采用206.4m m高抗挤、厚壁套管封隔盐膏层段,长裸眼钻进揭开奥陶系目的层,取得了良好的效果。
TK1113井就是一个非常明显的例子。
专打专封盐下井TK1113井位于塔河油田塔里木乡7号构造东翼,完钻井深5971.38m,以87天的钻井周期创塔河油田同类型井钻进周期最短记录,比设计提前29天,一开444.5m m 钻头钻至井深1203m ,339.7mm套管下深1200.94m;二开311.15mm 钻进至井深5132m,244.5m m 套管下深5129.12m;三开215.9mm钻头钻至井深5400m,206.4m m尾管下深5397.25m ;四开:165.1mm 钻头钻至井深5971.38m ,裸眼完井。
311.2m m M S 1952s s 钻头从井深2227m钻进至4600m,以18.18m/h的平均机械钻速创塔河油田该井段最快纪录。
尾管固井技术及其设计应用浅谈
尾管固井技术及其设计应用浅谈1. 引言1.1 尾管固井技术的背景尾管固井技术的背景源于对钻井安全和有效性的不断追求，随着石油勘探和开发深度的不断增加，传统的固井技术已经不能完全满足需求。
尾管固井技术的出现填补了这一空白，有效地解决了地层流体返升、井眼崩塌和井底溃塌等问题，使得钻井作业更加高效和安全。
尾管固井技术的背景是钻井作业对安全和有效性的追求，是石油勘探和生产技术的不断创新和发展的产物。
通过不断改进和优化，该技术在石油工业中发挥着重要的作用，为油气资源的开发和利用提供了技术支持和保障。
1.2 尾管固井技术的意义尾管固井技术的意义在于提高油气井的安全性和生产效率。
通过尾管固井技术，可以有效避免井下漏失情况，保障井筒的完整性，减少井下事故的发生。
尾管固井技术可以提高油气产能，增加采收率，降低注水量，优化油气井生产，提高井口的产量和压力，从而减少开采成本，提高油田的经济效益。
尾管固井技术还可以保护地下水资源，减少油气井的环境污染风险。
通过科学合理设计和施工，能够有效防止油气井对地下水质的污染，保障地下水资源的可持续利用。
尾管固井技术的意义主要体现在提高油气井的安全性、生产效率和经济效益，保护地下水资源，降低环境污染风险，推动油气行业的可持续发展。
通过不断改进和应用尾管固井技术，可以更好地满足社会对能源的需求，促进油气行业的健康发展。
2. 正文2.1 尾管固井技术的基本原理尾管固井技术的基本原理是指在油井钻进完成后，为了确保油井的安全稳定以及有效产能，需要在井眼中设置尾管，并通过特定的方法进行固井。
尾管固井技术的基本原理主要包括以下几个方面：尾管固井技术是指在井眼中安装尾管，尾管是一种小口径的管道，通常是钢管或者塑料管，通过尾管可以实现井口与地面之间的连通。
尾管的安装位置一般在油井完井后的最后一段井眼中，起到了固井的作用。
尾管固井技术的原理是通过在尾管内注入固井液，固井液会在井眼中形成固井环，将井眼壁固定在一起，防止井眼坍塌和污染。
尾管固井技术及其设计应用浅谈
尾管固井技术及其设计应用浅谈尾管固井技术是一种在油田开采过程中常用的固井方式。
它的设计和应用对于油田的安全、高效开采具有非常重要的意义。
本文将对尾管固井技术及其设计应用进行一些浅谈，以期能够更好地了解和应用该技术。
一、尾管固井技术的原理和特点尾管固井技术是指在井眼完钻后，通过在井眼内下入钢管（尾管），并将水泥浆灌入尾管与井壁之间的空隙，使其固定在井眼中。
尾管固井技术主要的原理是通过水泥浆的固化，将尾管稳固地固定在井壁上，以实现井眼的密封和固定。
尾管固井技术的特点主要有以下几点：1. 安全性高：采用尾管固井技术可以有效地防止井眼坍塌和井壁失稳的问题，提高了井下工作的安全性。
2. 简便易行：尾管固井技术相对于其他固井方式来说，操作相对简便，上下汇有垂直度，满足要求，整体性好。
3. 成本低：相比于其他固井方式，尾管固井技术的成本较低，适用于一般的油田开采作业。
4. 适用范围广：尾管固井技术在各种井眼条件下均适用，适用性广泛。
尾管固井技术的设计应用主要包括钢管尺寸设计、水泥浆设计和固井质量控制等方面。
1. 钢管尺寸设计：尾管在井眼内的尺寸设计是尾管固井技术设计中的一个重要环节。
尾管的尺寸需要根据井眼的直径、井深和井眼条件等因素来进行设计，以确保尾管的稳固固定。
2. 水泥浆设计：水泥浆的设计是尾管固井技术设计中的另一个重要环节。
水泥浆需要具有一定的流变性能和硬化性能，以确保在注入尾管与井壁之间的空隙时能够有效地固化尾管。
3. 固井质量控制：尾管固井技术的应用过程中需要进行严格的质量控制，包括固井施工过程的监控和固井质量的评估等方面，确保固井质量达标。
尾管固井技术的设计和应用是一个比较系统的工程，需要综合考虑井眼条件、井下环境、固井设备和材料等因素，以确保固井效果符合要求。
三、尾管固井技术的发展趋势和应用前景随着油田开采技术的不断发展和油气资源的逐渐枯竭，尾管固井技术也在不断地进行改进和创新。
未来尾管固井技术的发展趋势和应用前景可以预见是：1. 技术不断更新：随着油田水平井、水平井井眼扩径的应用，尾管固井技术的应用也将不断更新，以适应更多的井眼条件和复杂的井下环境。
塔河油田十二区块固井技术分析与研究
华北石油局井下作业公司1402固井队
2 针对十二区固井情况2011年采取技术措施 2.2 提高顶替效率措施
（2）优化设计扶正器，提高套管居中度 根据实际测井资料，优化扶正器的 选型及加密，针对大斜度井，水平井，对 主要油气层段大肚子井段、斜井段和管鞋 处设计树脂旋流扶正器和弹性扶正器，减 小下套管摩阻，提高套管居中度和顶替效 率。 （3）固井前钻井液性能的调整 在保证井下安全的前提下，钻井液性能要求： 低粘度，低切力，低固相，流动性、润滑性良好
孔洞性漏失
地质卡层失误，提前揭开奥陶系风化壳溶-孔性灰岩地层，揭开低压地层
破碎性漏失
二叠系缺失地层存在地质构造运动形成的渗透性断层破碎带
华北石油局井下作业公司1402固井队
1 十二区固井施工情况
1.5 环空返速分析
井号 TK1079 TK941H AD18 TP19X AT11-5H S1072-1X TK1080 TH12206 类型 7＂双级 复合尾管 7＂尾管 7＂尾管 复合尾管 7＂尾管 55/8＂尾 管 7＂双级 本次 评定 合格 合格 合格 合格 优秀 优秀 优秀 优秀 循环返 速 1.29m/s 0.74m/s 1 m/s 0.99m/s 0.87m/s 0.98m/s 3.2m/s 0.92m/s 替浆返 速 0.73m/s 0.68m/s 0.4 m/s 0.92m/s 1.1 m/s 1.6m/s 3.2m/s 1.3m/s
0
4 1 1 2
0
100% 100% 100% 50%
华北石油局井下作业公司1402固井队
1 十二区固井施工情况
1.3 塔河油田十二区合格井分析
从井径、现场水泥浆比重等性能控制、 候凝时间、承压和漏失情况对全工区19口合 格井进行分析，8口井井径扩大率超过10%， 井眼准备不充分，4口井水泥浆密度波动幅 度超过0.03g/cm3；候凝措施不当,19口合格 井中有14口井探扫塞时间未达到48小时，占 合格井的73.68%。提前探扫塞不仅有插旗杆 的风险，同时提前替换泥浆，改变泥浆密度、 钻具敲击套管等都对水泥胶结质量产生影响； 发生漏失和施工出现异常共8口井，占合格 井42.1%，其中5口漏失井在下套管前都未进 行地层承压，漏失影响着十二区的固井质量。
盐膏层固井技术在塔河油田的应用——以TK1127井为例
盐膏层固井技术在塔河油田的应用——以TK1127井为例尹飞;高宝奎;张进;周礼海【摘要】盐膏层的塑性蠕动容易导致缩径、井壁坍塌,盐膏层的溶解会污染水泥浆,从而导致套管下入困难、水泥环质量下降和套管挤毁等固井问题.在分析盐膏层特点和固井难点的基础上,以塔河油田TK1127井为例,阐述了盐膏层固井工艺技术.现场应用表明,利用该技术能够对盐膏层井段进行有效封固.【期刊名称】《长江大学学报（自然版）理工卷》【年(卷),期】2012(009)005【总页数】3页(P96-98)【关键词】盐膏层;固并技术;尾管串设计;水泥浆性能【作者】尹飞;高宝奎;张进;周礼海【作者单位】中国石油大学(北京)石油工程学院,北京102249;中国石油大学(北京)石油工程学院,北京102249;中石油冀东油田分公司,河北唐山063000;中石化华北石油局井下作业公司,河南关州450042【正文语种】中文【中图分类】TE256在我国盐膏层分布广、埋藏深，在第三系、石炭系和寒武系地层均有出现。
盐膏层是指主要由岩盐(碱金属和碱土金属氯化物)和石膏(硫酸盐)组成的地层，可分为纯盐岩层和盐、膏、泥复合盐层，其具有如下特点：①强度很低，一般为5～16MPa；②泊松比较高，少数甚至接近0.5；③强度和弹性模量随温度升高呈减小趋势，泊松比随温度增高呈增大趋势；④温度和应力水平升高可使岩盐的蠕变速率增加[1]。
塔河油田石炭系盐膏层具有埋藏深(5200～5600m)、厚度大(80～400m)、压力高、层间变化大和塑性变形严重的特点，容易导致其含盐泥岩垮塌，这严重影响了固井施工作业。
如何提高盐膏层固井质量，成为需要迫切解决的重要问题[2]。
为此，笔者对盐膏层固井技术在塔河油田的应用进行了研究。
1.1 地层压力高盐膏层大多出现在深部地层，由于上覆地层压力高和盐膏层的可塑性，必须用较高密度的钻井液以平衡盐膏层的压力，同时固井中需要有高密度的水泥浆以实现水泥凝固过程的压稳，这增加了井漏风险。
尾管固井技术
第二节. 尾管悬挂装置组成及其附件
尾管悬挂装置可分为液压式尾管装置和机械式尾管装置。以得克 萨斯铁工厂(TIW)的液压式尾管装置组成为例, 加以说明。 1. 浮鞋。带有常规的回压阀一至两个。还带有刀翼装置供在特殊情 况下松脱下入工具。 2. 浮箍(任选)提供额外的回压阀, 确保水泥不回流。 3. 承托接头为坐挂球和尾管胶塞提供一个组合底座。 4. 液压悬挂器及其部件组成。 5. 座环带尾管回接套。在座环里装有左旋梯形螺纹, 以右旋方向退 出下入工具。 6. 钻杆胶塞。清除钻杆内的水泥浆。 7. 尾管胶塞。为钻杆胶塞提供底座, 通过钻杆胶塞释放尾管胶塞, 一起顶替尾管水泥浆,当它们坐在承托环上时可起密封作用, 防止 水泥浆回流。 8. 悬挂球。 9. 尾管下入工具带可回收密封补心。 上述部件组装后入井, 形成如图6-14的尾管管串图。
11. 保持泵压不变, 慢慢放松管柱, 直到尾管的重量坐在悬挂器卡 瓦上, 再下放管柱, 直到约有2.5吨的重量施加到送入工具上。 12. 增加泵压直到承托接头上的球座销钉被剪断(大约为17.3兆帕 = 2500磅/英寸2), 重新恢复循环。 13. 停止循环, 释放送入工具。将卡瓦卡在送入工具的管柱上, 右 转送入管柱6～8圈检查扭矩, 如果扭矩正常, 继续右转到20圈即可 脱扣。 14. 上提管柱1.5米, 检查悬重, 判定是否完全倒开。 15. 确定送入工具完全释放后, 在尾管顶部加2.27～4.54吨压力重 量。 16. 注水泥浆, 替泥浆。当钻杆胶塞被替至尾管胶塞处时, 泵压将 会上升3.45～6.89兆帕(500～1000磅/英寸2), 剪断销子释放尾管 胶塞, 顶替水泥浆直到碰压。 17. 在碰压的基础上再增加6.89兆帕(1000磅/英寸2)泵压, 确保尾 管胶塞坐入承托环锁紧槽。 18. 释放压力, 检查是否有回流。 19. 上提送入管柱取出回收密封补心。一般要起出1～2柱钻杆, 然 后开泵循环钻井液。 20. 循环至尾管顶部以上多余水泥浆完全返出井口后, 起出送入管 柱, 起钻应随时灌满钻井 液。
塔河盐下井钻井液技术新认识
• （1）第一轮配浆承压。下入光钻杆到底循环钻井液，准备将 全井钻井液密度缓慢提至1.45g/cm3，但加重至进口密度1.43 g/cm3，出口密度1.38 g/cm3时，钻井液只进不出，发生漏失， 强行起钻至套管鞋处建立循环，将钻井液密度调整至1.37g/cm3，
循环正常，然后分段下钻循环钻井液，将全井钻井液密度调整至
+2.5％棉籽壳(0.6t)，泵入井内45 m3；（总浓度31.5％）
•
②. 配制70 m33号堵漏浆，封堵井段3300 m ~4000m。
•
配方：原堵漏浆+1% PB-1+2%SQD-98(细) +4%SQD-98(粗)
+3%CXD+2.5%云母+4 %锯末+5%核桃壳（细）+6%核桃壳（粗）＋2.5％棉
•
一般来说， 盐下井地质情况，上第三系、下
第三系为粉砂、细砂、粗砂岩夹棕褐色泥岩互层，
该井段地层疏松，由于钻速快、砂岩多井壁易渗
漏；侏罗系、三叠系地层泥页岩地层易吸水膨胀、
剥落、掉块、使用高密度钻井液易发生漏失，特
别是二叠系井段，在常规密度钻进时都容易发生
井漏，先期承压堵漏这里将是最薄弱环节之一；
加压 3.5Mpa，20s 完
15
全封堵，稳压后不漏
基浆+3%SQD-98（粗）+4%核桃壳（粗）+3%
核桃壳（细）+2%CXD+3%锯末+1.5%云母+ 1.5 4
28
％棉籽
加压 3.5Mpa，15s 完
13
全封堵，稳压后不漏
在压力为3.5Mpa、稳压时间为10min时，采用钢球 堆积模拟高渗透率孔隙型漏失实验，实验结果见表
- 1、下载文档前请自行甄别文档内容的完整性，平台不提供额外的编辑、内容补充、找答案等附加服务。
- 2、"仅部分预览"的文档,不可在线预览部分如存在完整性等问题,可反馈申请退款(可完整预览的文档不适用该条件!)。
- 3、如文档侵犯您的权益，请联系客服反馈,我们会尽快为您处理(人工客服工作时间：9:00-18:30)。
［ 收稿日期］２ ｌ —Ｏ —１ ＯＯ ３ ２ ［ 者简 介 ］ 文涛 （ ９ １一 ，男 ，２ ０ 作 １８ ） ０ ４年大 学 毕 业 ，硕士 生 ，现 主 要 从 事 钻 井 工 艺 技 术 、钻 井 工 程 方 案设 计 及 钻 井 防 漏 堵 漏 技 术 方 面 的研 究 工 作 。
．
塔 河油 田盐 层 井 ： ２ ６ ４ Ｚ ０ ． ｍｍ 尾 管 固井技术 ：
文 涛 ，夏宏南 ，王海波 ，段飞飞 ，王 波 （ 江 学 油 程 院， 北荆 ３ ２ 长 大 石 工 学 湖 州４ ０ ） ４３
［ 摘要］ 塔河油田石炭系存在盐膏层，由于其具有蠕变特性，造成下套警 固井作 业安全 时间少、形成水泥
间；附 Ｔ 加为 附加 安全 时间 。 在符合 丁 ＞ 丁 的条件 下 ， 由盐层 蠕变性 确定 的下套 管固井安 全时 间大于 实际施工 所需要 的时 间 ， ｎ 即 才 能安全地 进行下 套管 固井施工 作业 。
２ ２ 下尾 管前进行通 井及 扩孔施 工 ．
的溶 解造 成 水 泥 浆 性 能 不 稳定 的 问题 。通 过 现 场 应 表 明 ，该 固 井 技 术 可 以 消 除 盐 膏层 蠕 动 给 固 井作 业
带 来 的危 害 。
［ 关键词］ 盐膏层 ；尾管 固井；抗 盐水泥浆 ；囤井技术 ［ 中圈分类号］Ｔ ２ ６ Ｅ ５ ［ 文献标识弘１ Ａ ［ 文章编号］１７ —１０ ２ １ ）０ 一Ｎ ０ ０ ６ ３ ４ ９（０ ０ ２ ２ ５— ３
塔 河油 田石 炭系存 在盐膏 层 ，由于其具 有蠕 变特性 ，造 成下套 管 固井作业 安全 时间少 、形成水 泥环 质量差 以及 固井水 泥浆性 能被 破坏等 问题 ，这些 难题严 重影 响 了该 油 田勘 探开发 的进展 。以往 钻穿盐 层
后 没有立 即下套管 封隔 ，而是 钻至其 他复杂层 位 或异常 压力段 顶部 才下套 管 ，对 盐层蠕 变 的危 害没有采 取相 应 的解 决措施 ，这样容 易导 致在钻 井过程 中盐层 段 发生漏 失 ，对 后续 固井施 工 的质 量也有很 大 的影 响 。针对这 一 情 况 ，首 先 对 井 身 结 构 进 行 优 化 ，在 三 开 井 段 用 ２ ５ ９ １． ｍｍ 钻 头 钻 穿 盐 层 后 立 即下 ｊ２ ６４ ２ ０ ． ｍｍ尾 管封隔 ，为 了增 加下 尾管 的安全 性 ，下 尾 管前 对 盐 层 蠕变 速 率进 行 测 试 ，然后 进 行 扩 眼 『 施工 ，使 盐层蠕 变到安 全尺 寸 的时 间增 加 ，确 保 下 人尾 管 的 安全 。在 固井 水 泥浆 方 面 ，针 对 盐 层 的特
２ 固 井技 术 措施
２ １ 下套 管固井施 工安全 时 间的确定 ．
下 套管 固井 施工 的安全 时 间由盐层蠕 变 到安全 尺寸 的时间来 确定 ，即实 际施工 时间必须 在该安 全时 间范 围内 ，否则 将导致 固井 质量不 合格 。 由盐 层蠕变 性确定 的下套 管 固井安全 时间根 据 以下 公式 得 出 ：
在高温 高压下会 加快 ，给下套 管和 固井作业 带来 很大 风险 ；②盐 岩层 的溶解 与流动严 重地影 响 了固井 过
程 中水泥 浆性能 的稳定性 ，尤其 是 注水泥质 量不 高 ，无 法形 成 良好 的水 泥环 ，很 容易 使可溶性 地层再 次
产 生塑性 流动 ，使 油层套 管受 到不均 匀地层 载荷 的影 响而迅 速损坏 ，进 而影响 油井 的正常生产 Ⅲ 。
一
（ Ｄ 一 Ｄ Ｄ ／ 一 ）Ｒ
（） １
式 中， Ｔ 为井 眼减少 到规定 尺寸 的时间 ， ； 为扩 眼直径 ， ｈ Ｄ ｍｍ； Ｄ 为套 管直径 ， ｍｍ； Ｒ 为井 径蠕变 速率 ，
ｍｍ／ （ ｈ 通过测 量井径来 确定 ） Ｄ。 ； 为规 定 的水泥环 厚度 ， 般取 １． ５ 一 ９ ０ ｍｍ。
点 ，使用 高强抗盐 水泥浆 控制 盐层段 水泥浆 稠化 时 间。通过 采取上 述优 化措施 ，有效 地解决 了塔河 油 田
盐层 固井 的难题 。
１ 固井 技 术 难点
固井存在 的难点 主要有 如下几 点 ：①盐岩 在高温 高压 下将 产生蠕 动 ，给下套 管和 固井 造成很 大 的风
险 。如盐层井段 井 眼不规则 ，难 以保证套 管居 中 ，从 而难 以形成 均匀 的水泥 环 ；而且 由于盐层蠕 动速度
环质 量 差 以及 固 井水 泥浆 性 能被 破 坏 等 问题 ，这 些 难 题 严 重 影 响 了该 油 田 勘 探 开 发 的进 展 。 目前 ， 塔 河
油田开发过程中遇到 的最大 问题是石炭 系盐膏层所造 成的 圃井质 量难题。针对 上述 问题 。提 出一套适合 于塔河油 田盐层 井的ｊ ２ ６４ ２ ０ ． ｍｍ尾管 固井技术，即利用ｊ ２ ６ ４ 『 ２ ０ ． ｍｍ 尾管封 隔盐层 ，下尾 管前计算下套警 『 固井的安全 时间，对原有井眼进行扩 眼施 工来提 高下套管 固井的安全 性，应用 高抗 盐水 泥浆解决 由盐层
长 江大 学 学 报 （ 然 科学 版 ） 自
２ １ 年 ６月 ００
实际施 工所需 要的时 间如下 ：
Ｔ 一 了 管 ＋ Ｔ固 ＋ Ｔ 套 井 凝 ＋ 丁附 加 （） ２
式 中 ， 为整个 下套管 固井施 工实际 需要 的时 间 ； 套 管为 下套 管时 间 ； 井 为 固井 时间 ； 候 为候 凝 时 丁凝