平衡压力固井技术在塔河油田尾管固井中的应用
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。
塔河油田盐层井φ206.4mm尾管固井技术
［ 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
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。
4 候凝时间不到位
5 现场水泥浆比重等性能控制
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 2 针对十二区固井情况2011年采取技术措施 3 现场应用效果 4 结论
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
针对随钻堵漏和缺失二叠系地层，进行下套管前全井 承压
井径扩大率超过10%
井数
比例
3
60%
2
50%
0
0
0
0
2
50%
2
100%
1
25%
0
0
0
0
1
25%
漏失情况及异常
井数 比例
3
60%
0
0
0
0
1
50%
1
25%
0
0
3
75%
0
0
0
0
0
0
水泥浆密度控制超过0.03 候凝时间不到48小时
井数
比例
井数
比例
0
0
3
75%
1
25%
1
25%
0
0
0
0
1
%
0
0
0
0
4
塔河油田盐下井固井技术
塔河油田盐下井固井技术摘要：塔河油田自2003年开始对盐下区块进行勘探取得重大突破后，先后施工近百口盐下开发井，经历了多种井身结构设计，克服了多个技术难题。
本文详细介绍了塔河油田的盐下井的特点，各种盐下井的固井封固方式和相关的技术措施。
关键词：塔河油田盐层固井一、塔河油田盐下井地质概况塔河油田塔北隆起、塔河两岸石炭系盐膏层分布较广泛，以纯盐岩为主，多为相互独立的盐丘，具有地层条件复杂、盐膏层段长(120～230 m) 、埋藏深(超过5100 m)等特点[1]。
该区域盐膏层的岩性主要为盐岩、膏岩、泥岩等，岩性复杂，横向、纵向分布不均匀，各井岩性成分复杂程度和盐膏层的厚度不同，存在不同的压力系统。
具有盐层蠕变速率快，盐膏层上下地层易发生漏失等特点，且由于蠕变状态下的盐膏层将地层上覆载荷及构造应力作用到套管上，容易致使套管变形和损坏。
塔河油田石炭系盐层的主要离子成分见表1。
表中数据说明，塔河地区盐层纯度高，水溶性比较强，蠕动能力强，潜在的危险性较大，固井难度相应较大。
二、塔河油田盐下井膏盐层封隔方案塔河油田自2003年在盐下区块进行勘探取得重大突破后，已完成近百口盐下开发井的施工。
先后经历了长裸眼封盐、专打专封裸眼完井、专打专封后下入φ142.9mm直连扣尾管完井三个阶段。
1.长裸眼封盐φ244.5mm+φ273.1mm长裸眼封盐固井工艺（盐层采用φ311.15mmBit扩孔至365mm）对于含有志留、泥盆系（地层压力当量密度1.12g/cm3）地层的盐膏层段采用长裸眼钻井工艺，固井工艺是用φ244.5+φ273.1mm复合套管悬挂固井，φ273.1mm×26.24mm（155v）厚壁套管封盐以抵抗盐膏层蠕动应力，再用φ244.5mm套管回接至井口。
2.专打专封封盐φ206.4mm专打专封裸眼完井(盐层采用φ215.9mmBit扩孔至279.4mm)对于志留、泥盆系地层缺失的盐膏层井采用“专打专封”钻井工艺，即φ244.5mm套管直接下至盐膏层顶部，采用双级固井，针对部分井盐层埋深较深，采用φ244.5mm尾管下至盐膏层顶部固井后再回接，用φ215.9mm钻头穿盐后扩孔，再用φ206.4mm套管悬挂进行盐膏层段固井，五开裸眼完井（代表井S1101、S1108等）。
塔里木油田实用固井工艺技术
© 1995-2005 Tsinghua Tongfang Optical Disc Co., Ltd. All rights reserved.
·7 4 · 钻 采 工 艺 1998 年 第 21 卷 第 1 期
《钻采工艺》1996 年第 4 期刊登的“酸溶性固化 材料 ASC —1 的研究”一文 ,已对该产品的性能特 点 、影响因素和现场工艺要点等作了较为详细的介 绍 。该产品在现场应用中 ,达到了堵漏和保护产层 的目的 ,并取得了好的效果 。本文着重介绍现场对 产品性能的评价和现场应用情况 。
室内评价
11 理化性能 1) 细度 (见表 1)
31 浅油气层固井技术 塔里木油田大宛齐地区属库车坳陷构造 , 自 320m 以下便有油气 显 示 。如 大 宛 103 井 , 253 ～ 51417m 内就有 10 个油气层 ;大宛 105 井在 363～ 880m 内有长度为 437m 的油气层 ,层数达 25 个 。 井下情况也较复杂 。如 :大宛 105 井在钻井液密度 为 1122g/ cm3 情况下 ,于井深 700m 处发生井喷 ,造 成井壁垮塌 ,井径极不规则 ,有相当多的大肚子 ,后 来钻井液加重至 1124g/ cm3 时又发生井漏 。因此这 种浅油气地层固井存在以下难点 : (1) 存在的难点 ①不易压稳较活跃的油气 ,油气层多 ,井又浅 , 极易窜槽影响封固质量 。 ②产层多 ,兼有漏层 。由 于孔隙发育不一致 ,连通性有好有差 ,形成层间压力 相差悬殊 ,若密度选择不当 ,就要发生喷漏 。 ③井径 不规则 ,既影响水泥浆量的确定 ,更影响替浆中顶替 效率的提高 ,从而影响固井质量 。 (2) 采取的技术措施 ①井眼准备充分 。在固井前大排量充分循环洗 井 3～5 周 ,保证井眼干净 ,保证起下钻畅通无阻 ,下 完套管固井 。 ②配 5m3CMC 隔离液 ,使钻井液和水 泥浆有效隔离 ,又提供足够紊流接触时间 ,改善顶替 效果 。 ③采用多凝水泥浆体系 ,形成几段不同凝结 时间的水泥浆体系 ,有效控制油气水侵 ,实现液柱压 力正常传递 。 ④多注 10m3 低密度水泥浆 ,一是因 为井径不规则 ,水泥浆量难以确定 ;二是提高紊流接 触时间 ,使大肚子井段的钻井液尽可能全部置换 。 ⑤适当增加套管稳定器 ,特别是油气层段 ,每根套管 至少一只 。 ⑥分段蹩回压候凝 。 ⑦稠化时间应控制 在施工时间附加 1 个小时左右 ,减少油气窜槽机会 。 4. 其他固井技术 (1) 深井固井中的小环空间隙固井技术 英科一井 “ 127 尾管 ,克参一井 “ 127 尾管 ,阳 霞一井 “ 127 尾管固井作业中 , “ 127 与 “ 17718 套 管环 空 间 隙 15104mm , 悬 挂 器 处 的 环 空 间 隙 仅 2134mm 。羊塔克 1 井 尾 管 悬 挂 器 处 环 空 间 隙 仅 1125mm ,这些井施工中可能出现钻屑堵塞导致高 泵压 ,同时 ,井下温度高 ,水泥试验难度大 ,井下情况
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。
解决深井复杂井尾管固井问题
解决深井复杂井尾管固井问题的新装备-----特殊尾管悬挂器研制新进展与发展趋势马开华马兰荣姜向东郑晓志(德州大陆架油气高科技有限公司>摘要为适应水平井、分枝井、大位移井、小井眼井以及复杂井眼条件下的尾管固井要求，近几年在尾管悬挂器研制方面取得了许多成果。
本文介绍了带封隔器的尾管悬挂器、水平井尾管悬挂系统、防腐型尾管悬挂器、新型尾管完井系统、分体－复合胶塞系统等特殊尾管悬挂器和附件的研制及应用简况，并就其发展方向提出了建议。
关键词尾管悬挂器水平井完井固井近十几年来，我国石油钻井不断向广度深度发展，钻井地域遍布海洋、滩海、沙漠、沼泽、高原，深井、超深井逐渐增多，水平井、分枝井、大位移井逐年增加。
同时，对老区块、薄油藏的挖潜也越来越普遍。
为适应钻井领域的发展需求，我国在尾管悬挂器的研制方面取得了飞速发展，不仅陆上油田，海上油田也基本实现了尾管悬挂器国产化。
一些有较高科技含金量的主导产品的主要性能达到或接近国外同类产品水平。
尤其是近几年我们加大了特殊尾管悬挂器的研发力度，成效显著。
本文就这一领域的最新研制与应用简况进行论述，并就其发展方向提出了建议。
1、尾管封隔－悬挂器及其回接装置长期以来，尾管固井后，重叠段封固质量差或根本无水泥导致地层油气水窜入套管内或井内流体侵入地层一直是困扰固井界的一个技术难题。
在重叠段下入带封隔器的悬挂器是解决这一问题的一种有效的预防措施，下入封隔器坐挂后，可以在外层套管和尾管之间形成一隔离层，从而阻止油气水运移。
我们最新研制的SYX－AF型尾管封隔－悬挂器工作原理见图1。
使用时，先将尾管下入设计位置，按正常程序坐挂、倒扣、注水泥、替浆。
碰压后上提送入工具，使其坐封机构从悬挂器中伸出，然后将其坐在回接筒顶端，当下压3～5t管柱重量时，固定销钉剪断，继续加压，胶筒在压力作用下发生挤压变形，当加压至20～25t时，在外层套管－尾管环空形成密封。
由胀封前胀封图1 尾管封隔－悬挂器工作原理于活动套筒内设计有止退卡簧，一旦胶筒胀封即实现永久封隔。
保护油气层的固井技术
固井技术被广泛用于保护油气层，是油井完井中至关重要的步骤。本演示将 详细介绍固井技术的各个方面。
固井技术的定义和作用
1 定义
2 作用
固井是用钢管等材料在井壁和油管周围形成 一定尺寸的密封隔层，使油气管道在井内保 持固定位置。固井是油井完井的关键性步骤。
固井技术可以保护油气层免受地质灾害、减 少污染风险，同时确保油气生产能够顺利进 行。
固井技术的应用案例和效果
1
南海海域深水油水井固井成功
2
北海海域高强别墅顶部水泥固 井成功
3
川南气田供气井固井成功
固井技术的基本原理
井眼环空控制原理
控制井筒环空大小并调节泥浆密度以防止井眼坍塌 和杂物进入井内。
水泥浆充填原理
在固井过程中使用水泥浆充填井眼，使固体凝固并 支撑井段。
压力平衡原理
在固井过程中，需要平衡井口各种压力。否则就可 能导致压力过大或过小而影响油气生产。
常用的固井技术方法的石灰岩、砂岩和泥岩等进行固井处理。
固井技术的挑战与发展
技术难度
目前，随着油井开采领域的不断发展，固井技术 的难度也在不断提高。
环境考虑
固井技术需要考虑环境保护和可持续性，需要更 好地结合使用现代科技手段和传统工艺。
固井技术的安全性考虑
固井技术需要在安全的环境下进行，操作过程需要符合相关的安全标准。技 术工人应该接受专业培训，并且遵守相关的规定和法规。
2
水泥浆双重固井
采用不同颜色、密度或压缩系数的水泥浆，以形成双重密封点固井。
3
梦想固井工艺
一种新型固井技术，主要是利用裂缝封堵技术解决井筒水化学难题。
固井过程中可能遇到的问题
气体外漏
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
提高塔河油田水平井固井质量的措施
近 年来 ， 河 油 田增 储 上 产 的 步伐 加 快 ， 大 塔 加 了对 三叠 系 油藏 的开发 力 度 ，为 了增 加 油 气产 量 ， 降低 开发 成本 。 西北 分 公 司在 塔 河 油 田布置 了多 口 开 发 水 平 井 。 水 平 段 采 用 注 水 泥 射 孑 完 井 ， 隔 在 Ｌ 封 下 部 底 水 ， 高 油 井 采 收 率 。 水 平 井 垂 深 一 般 在 提
气 固井 技 术 。
・
７ ・ ０
王宏伟 ： 高塔 河 油 田水平 井 固井质 量 的措施 提 快。 塔河 油 田水 平井 ｑ ７ ．ｍ ￣ ７８ ｍ套 管封 固造 斜段 和稳 １ 斜 段 ， １９７ ｍ套 管封 固水 平 段 ， 固段 比较长 ， ｑ ３ ．ｒ ￣ ａ 封 因
曲应 力及 重 力作 用 下 。 管 容 易贴 边 ． 易居 中 ， 套 不 影
斜９ ｑ 在施 工 中 ， 过室 内实 验选 择 配伍 性 好 、 ＯＣ 通 能 有 效 控制 水 泥浆 失 水 、流 变 和 自由水 的添 加 剂 ， 施 工时 ． 除调 整好 井 内泥浆 性 能 ． 分循 环 洗 井 ， 用 充 采 水 平 段套 管 漂浮 技 术 外 ，还 精 心设 计 扶 正 器 加法 ， 保 证 套管 居 中度 ，采 用常 规 泥 浆 驱替 油 基 泥 浆 ， 冲 洗 液 与 加 重 隔离 液 驱 替 常规 泥 浆 的 阶 梯 式 顶 替 技 术 ， 高 了全井 ， 提 特别 是 水平 段 的顶替 效 率 ， 证 了 保 全 井 的 封 固质量 。
塔河油田西达里亚水平井固井技术
由水极 易聚集在井 眼高边形 成连续 的水槽或水带 ， 不 能 有 效 胶 凝 或 形 成 足 够 的强 度 ， 形 成 油 气 窜 流 的 通
道 。最 大 限度 地减 少水 泥 浆 析水 以及 保持 浆 体稳 定 ］ ， 是提 高 固井 质量 的关 键 。
２ 水平 井 固并 采取 的技 术措施 ２ ． １ 水 泥 浆性 能要 求
２ ０ １ ４ 年第 １ 期
西 部探 矿工 程
２ １
塔 河 油 田西 达 里 亚水 平 井 固井技 术
周 礼 海
（ 中 国石 化集 团华北 石油 局 井下作 业公 司 ， 河 南 郑州 ４ ５ ０ ０ ４ ２ ） 摘 要： 塔 河 油 田三 叠 系阿克 库勒 组 为凝 析 油 气藏 ， 并含 有底 水 。 水 平段 套 管居 中低 、 泥 浆含 原 油 、 水泥浆顶替效率低 等问题影响了固井质量。通过技 术研究和攻关 ， 采用旋流刚性扶正器、 表 面活性 冲 洗液 和 高 粘加 重 隔 离液 等一 系列措 施提 高 了水 泥浆 顶 替 效率 ； 优 选 出三 凝 水 泥浆体 系 ， 严 格控 制 失水 、 稳 定性 、 析水、 稠 化 时 间等性 能 ， ２ ０ １ １ 年水 平 井 固井质量 优 良率 达到 ９ ２ ． ５ ９ ％。 关键 词 ： 井 眼质 量 ； 水平井； 固井 ； 水泥 浆 ； 套 管
中 图分类 号 ： Ｔ Ｅ ２ ５ ６ 文献 标识 码 ： Ｂ 文章 编号 ： １ ０ ０ ４ — ５ ７ １ ６ （ ２ ０ １ ４ ） ０ １ — ０ ０ ２ １ — ０ ５
塔 河油 田西达 里 亚水 平 井 目的层 埋 藏深 度 一般 在
上形 成 油膜 ， 影响了２ 个胶 结 面 的胶 结 质量 和强 度 。
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。
科技成果——精细控压压力平衡法固井技术
科技成果——精细控压压力平衡法固井技术
技术开发单位
中国石油天然气股份有限公司西南油气田分公司
适用范围
复杂超深井窄安全密度窗口地层固井
成果简介
在注水泥设计时，将环空流体的静液柱压力设计为略低于地层孔隙压力，然后借用MPD技术装置，通过节流产生的井口回压或直接在井口施加补偿压力，使固井过程中通过井口压力和环空流动摩阻实现平衡孔隙压力，避免循环流动阻力过大而压漏地层。
注水泥结束后环空继续施加补偿压力，防止水泥浆失重造成候凝期间环空窜流。
工艺技术及装备
1、固井浆柱结构优化设计技术；
2、压稳防漏施工参数设计技术；
3、全过程井口压力实时控制技术；
4、旋转控制头、回压补偿泵等精细控压钻井装备与精细控压压力平衡法固井模拟分析与设计软件。
市场前景
该技术有效解决了复杂超深井窄安全密度窗口地层固井难题，提高顶替效率，保障施工安全，提高固井质量，在川渝地区获得规模应用，成效显著，已逐步推广应用于塔里木油田山前构造等国内深井、超深井固井，具有广阔应用前景。
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。
（3）井深、井底温度高，顶部固井质量差的问题超深井产层大都在7000m以上，井底静止温度达到150℃以上，尾管固井一次性封固井段长大多井在2500m以上，上、下部温差最高可达60℃。
低密度领浆低温下强度发展缓慢或长时间不凝，造成上部固井质量差是。
塔河油田深水平井固井技术
塔河油田深水平井固井技术
丁士东;唐世春;田平;张金龙
【期刊名称】《石油钻探技术》
【年(卷),期】2001(029)003
【摘要】根据塔河油田深水平井井身结构及完井要求，提出了尾管+筛管结合套管外封隔器、双级箍的管串结构及套管设计方法。
针对塔河油田1、2号构造深水平井固井特点，优选出了具有低滤失、零析水、沉降稳定性好的水泥浆体系，提出了提高水平井固井质量的综合技术措施，在该地区7口深水平井的现场应用中取得了较好的应用效果。
【总页数】4页(P47-50)
【作者】丁士东;唐世春;田平;张金龙
【作者单位】中石化石油勘探开发研究院石油钻井研究所;中国石化新星公司西北石油局,;河南石油勘探局钻井工程公司,;胜利石油管理局海洋钻井工程公司,
【正文语种】中文
【中图分类】TE256.3
【相关文献】
1.塔河油田西达里亚水平井固井技术 [J], 周礼海
2.塔河油田水平井固井技术应用 [J], 代红涛;马锦明;张明华
3.塔河油田水平井复合尾管固井技术研究与应用 [J], 贾永江
4.塔河油田A D23CH水平井固井技术 [J], 张世玉
5.塔河油田YK7CH双台阶水平井固井技术 [J], 陈超;邹传元;李鹏飞;邹书强;潘少敏
因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。
精细控压压力平衡法固井技术
精细控压压力平衡法固井技术摘要:在油田的开发过程中,采用精细控压技术能够有效的解决油田开采压力系统的难题｡油田在进行尾管固井施工作业的时候,采用常规的方法很难满足油田后期开采施工所需要的条件,从而造成一定的油田井漏的现象｡因此,油田企业应该在现有技术的基础上,应用精细控压压力平衡法固井技术进行施工,从而提升油田超深油井开发的质量,提高油田的生产效率｡关键词:精细控压;压力平衡法;固井技术在现今的油气田开采中,有很多油气田具有开采复杂性特点,尽可能选择密度较小的地层,保障整体开采的安全性｡精细控压压力平衡法固井技术的应用,就能够实现这一根本的工作开展存在的问题,保障压力处于一种平衡的状态下,以及整个高深油气田施工作业开展的安全性与稳定性｡1精细控压压力平衡法固井技术应用存在的问题1.1压力的影响在现今石油开采中,一些新增的开采油气田,出现在比较复杂的地层环境中,此类油气田大多数为超深油气田｡此类油气田的机构类型是将套管井身作为主要内容,在超深油气田的裸眼井段中,会受到多种不同压力因素的影响,增加超深油气田尾管固井施工作业的开展难度｡在进行超深油气田施工作业时,因为超深油气田的井控工作存在较高的风险,水泥浆的顶替效果无法在平衡固井法的应用中得以提升,就会增加精细控压压力平衡法固井技术的应用难度｡1.2井漏的风险现今油气田开采施工中,企业需要面对的是一些超深的油气田,此类油气田所处的地层结构复杂､多变,导致油气田实际渗透效率比较高,在进行超深油气田的开采中,无法及时满足油气田环控水泥浆所填充的需求,导致油气田实际开采面对较大的漏失风险｡根据相关的油气田漏失风险因素加以分析,油气田中漏层所承受的压力,原本处于不够稳定的状态,并且油气田井漏层所承担的压力,是在不断变化发展的｡如果油气田岩层中的网络系统,没有得到较好的发展,就会导致整个油气田处于较高的转态中,增加油气田发生井漏的风险因素｡如果实际开采的油气田厚度较大,也会导致油气田内部的压力无法处于平衡的状态,在进行堵漏填充的过程中,不能达到理想的效果,增加了漏失问题发生的概率,甚至于严重的会导致油气田发生事故,影响到整体的施工作业效果｡1.3顶替效率低现今油气开采中,会选择使用精细控压压力平衡法固井技术,通常情况下应用在超深油气田施工作业中,进行超深油气田的尾管固井施工中,无法保障在正常合理措施的应用中,促使超深油气田顶替效率的提升｡因为超深油气田会受到高温高压､钻井液密度高以及密度窗口窄等多种因素影响,导致在实际的开发开采中,油气田中的油气含油量不断提升,将精细控压压力平衡法固井技术应用在超深油气田开采中,无法将超深油气田中气套管壁与井壁上形成的油膜､虚滤饼与钻井液有效的驱除干净｡精细控压压力平衡法固井技术应用在超深油气田中,因为超深油气田自身的窄密度窗口,一定程度上限制水泥浆与钻井液的应用密度,也正是因为这些密度的存在,无法满足超深油气田中变量梯度的实际需求,于是增加了超深油气田作业施工,泵替的排量也受到较大阻碍,一定程度上影响到超深油气田的实际顶替工作开展效率,增加了整体施工开展的难度｡2精细控压压力平衡法固井技术的应用实践2.1控制井漏的措施精细控压压力平衡法固井技术在对超深油气井的井漏进行控制时,必须保证超深油气井的环空水泥浆的填充效果｡在对超深油气井进行精细控压压力平衡法固井的施工过程中,首先,需要把控好超深油气井尾管的下放速度,让超深油气井的尾管一直保持平稳状态进行操作,如果超深油气井的尾管下放的速度比较快,那么就一定会让超深油气井压力平衡受到一定破坏,从而激发超深油气井漏失现象的发生｡其次,在精细控压压力平衡法固井技术实际施工过程中,应根据超深油气井钻层在生产中的实际需求,优化超深油气井钻井液的流变性,从而更好的处理超深油气井的低循环压力损耗比较大的问题｡此外,超深油气井在下放尾管的过程中,需要和超深油气井的实际情况进行有效的结合,把超深油气井中的水眼顶通,从而破化超深油气井中钻井液凝胶的结构,预防超深油气井套管的安全｡此外,如果超深油气井在进行精细控压压力平衡法固井技术的应用时,如果启动离心泵,肯定会受到比较高的压力影响,导致超深油气井出现漏失的现象｡因此,超深油气井在使用精细控压压力平衡法固井技术时,需要把套管放到超深油气井指定的位置,然后再进行开泵循环操作｡而且在对超深油气井地层中的不同类型的排量条件和承压能力进行有针对性的验证,从而加深对超深油气井实际情况的掌握程度,为泵注的参数提供调整的有利依据｡2.2提高重叠段固井的质量超深油气井运用精细控压压力平衡法固井技术时,首先应该确保超深油气井内重叠部分的套管居中度,然后使用一定量的水泥浆以提升超深油气井顶部的水泥浆和油气井的接触时间,从而提高超深油气井中水泥浆的顶替效率,进而更好的提高超深油气井重叠段固井的质量｡其次,水泥环作为超深油气井中重要的保护屏障,提升水泥环界面的胶结质量,能够有效的提高超深油气井重叠段固井的质量｡因此,针对超深油气井中的压力层气窜风险的具体情况进行分析,制定出提升水泥环质量的有效措施,确保即使水泥环的屏障在失效的情况下,依旧能够控制好超深油气井的井下流体｡最后,超深油气井在使用精细控压压力平衡法固井技术时,需要采用抗高温液硅胶乳防气窜水泥浆,来防止超深油气井气窜现象的发生,提高超高油气井中水泥浆阻止气窜的能力,此外超深油气井在使用抗高温液硅胶乳防气窜水泥浆时,还需要添加一定的增韧剂,从而提高超深油气水泥浆的韧性和弹塑性,而且超深油气井的替换水泥浆到位之后,还需要对水泥浆进行反挤作业,在候凝期间,还需要对超深油气井水泥浆进行憋压候凝,对水泥浆失重的压力进行补偿,从而保障超深油气井顶部固井的封固质量｡2.3降低超深油气井井控的风险在进行超深油气田的开采过程中,往往会使用到精细控压压力平衡法固井技术,应用该技术主要是为了强化开采过程中井控风险,结合实际情况制定出相关的风险因素控制策略,提升整体工作开展的效率与质量｡在施工中使用精细控压压力平衡法固井技术时,要结合实际油气井的开展情况进行具体的分析,而后针对性的使用混凝水凝浆或者是快慢水泥浆两种不同类型的水泥凝固体系,以此强化超深油气田中的水泥浆压稳情况,在不断调整中完成各项具体操作,结合超深油气田中的两种凝结面,强化对油气井深处的控制｡将精细控压压力平衡法固井技术应用在超深油气田的开发开采中,根据相关工作开展的规定,强化对各项技术应用标准规范的使用,在工作开展中需要确定固井重合段的实际长度,以此强化对精细控压压力平衡法固井技术应用效果的保障｡在进行尾管的下放过程中,可以选择使用分段开泵顶通的一种方法,这样的方法在实际应用过程中,会破坏超深油气田中的高密度钻井液胶凝结构,并利于后续的油气田套管继续下放工作,避免诱发出现井漏等多种问题,当完善井下套管的下放之后,当套管/尾管下至设计深度后,要使用相应的排量进行开泵循环等多种操作,不断的对超深油气田处于不同排量情况进行验证,根据超深油气田实际地层所承受的压力,对需要的泵注参数进行合理有效的调整,在操作开展的过程中合理有效的预防出现井漏等多种问题｡在进行超深油气田的开采中,使用精细控压压力平衡法固井技术,需要在超深油气田的水泥浆体系中,添加一些球形的超细活性矿粉与纤维材料,不断的提升水泥应用紧密性,并强化水泥在实际应用中的防漏等多种功能的进一步发挥,以此降低超深油井井控过程中出现的风险因素｡3结语综上所述,现阶段油气田在运用精细控压压力平衡法固井技术的过程中,由于精细控压压力平衡法固井技术的整体应用效果比较好,所以受到了广泛的应用｡在油气井的作业过程中,想要有效的保证油气井作业效率和作业质量,油气企业应该充分的开发新型的油气开采技术,利用新型的油气开采技术,提高油气井尾管固井的质量,从而有效的保证油气井尾管固井作业能够更加健康稳定的发展｡参考文献:[1]冮鹏,韩亮,耿立军,等.精细控压钻井技术在渤海油田复杂压力体系井的应用[J].钻探工程,2021,48(07):58-64.[2]童传新,张海荣,徐璧华等.深水井精细控压下套管研究[J].西南石油大学学报(自然科学版),2021,43(04):175-182.[3]陈永衡,冯少波,邓强,等.大北X井盐膏层尾管精细控压固井技术[J].钻井液与完井液,2020,37(4):521-525.。
- 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)。
3
209 × 177． 8 mm
表4 项目 性能 密度 / g·cm
－3
YB5 井 177． 8mm 尾管水泥浆性能 领浆 小样 1． 88 22 大样 1． 88 22 小样 1． 90 22 尾浆 大样 1． 90 22 195 /109 /76 / 42 /4 /3
收稿日期： 2012 － 05 － 10
二、 平衡压力固井技术措施
针对上述固井难点， 借鉴平衡压力固井技术在国内其它 围绕平衡压力固井技术在塔河油田先后 油气田的成功经验， 第一阶段： 2010 年 6 月 ～ 2011 进行了两个阶段的技术攻关， 年 4 月， 以调整水泥浆流变性能 、 缩短尾浆稠化时间为主； 第 二阶段： 2011 年 5 月 ～ 2011 年 12 月， 以改变水泥浆浆柱结 “两凝” “三凝” 构由 到 为主。主要采取的技术措施有： （ 1 ） 下套管前用原井钻井液进行地层承压试验， 承压值 为替浆即将结束时环空增加的动液柱压力， 一般为 8 ～ 12 MPa。
· 102·
DRILLING ＆ PRODUCTION TECHNOLOGY 表2 层位 C2 x 层号 1 2 C1 kl 3 4
（ 2 ） 在水泥浆中加入适当比例的微硅 、 膨胀剂、 硅粉， 使 浆体具有微膨胀、 微触变特性， 并有一定的防漏失作用， 针对 TP、 12 区等易漏井效果明显。 （ 3 ） 根据水泥浆壁面剪切应力理论设计水泥浆的流变性 能， 塔河油田壁面剪切应力应大于 20 Pa， 领浆稠度根据需要 尾浆保持 20 Bc 左右浆体稠度， 这样可以 在 10 ～ 20 Bc 调节， 规避由于井身结构及地质条件的限制为获得更大的驱替排 量带来的施工风险。 （ 4 ） 根据油气显示层段合理设计水泥浆浆柱结构， 一般 采用尾浆封固目的层及以上 150 ～ 200 m， 剩余井段由两段领 ， 领浆 1 、 领浆 2 、 尾浆的稠 浆平均封固的 “三凝水泥浆体系” 180 min、 130 min 左右， 化时间分别为 280 min、 便于环空水泥 浆由井底往上逐段凝固 、 逐段失重时做到逐段压稳 。 （ 5 ） 对于含二叠系等易漏地层的井， 领浆采用密度 1． 50 g / cm3 的低密度水泥浆， 降低环空液柱压力， 降低漏失风险。 （ 6 ） 水泥浆性能和浆柱结构确定后， 循环和替浆排量根 据环空返速来确定， 一般循环时要求环空返速达到 1． 1 ～ 1． 4 m / s， 替浆初始阶段要求环空返速达到 1． 3 ～ 1． 6 m / s， 追求过 高的环空返速易出现井内憋堵 、 漏失等复杂情况， 替浆至尾 浆进入环空一段时间后， 结合尾浆稠化时间降低顶替排量， “即时稠化” 。 对尾浆进行塞流顶替， 努力接近 （ 7 ） 在主要目的层和扩径井段加入树脂旋流扶正器， 改 变流体经过时的流型， 提高顶替效率。 （ 8 ） 尝试使用内嵌卡瓦式尾管悬挂器， 能够提高承载能 力 20% ， 增加环空过流面积 30% ， 降低了井内岩屑在悬挂器 附近堆积堵塞的可能性 。
钻
采
工
艺
2012 年 7 月
July 2012 YB5 井三开油气测井解释 井段 / m 5096． 5 ～ 5099 5226． 5 ～ 5230 5353 ～ 5374． 5 5421． 5 ～ 5428． 5 厚度 / m 2． 5 3． 5 21． 5 7． 0 解释结论 水层 水层 水层 水层
环的强度和弹塑性要求较高 。 （ 3 ） 裸眼段长达 2 000 m 左右， 长裸眼段小间隙固井施 使得循环 工时环空流动阻力会产生过高的环空动液柱压力， 顶替效率会受到影响， 如果最后一趟循环洗 及施工压力高， 井不干净， 岩屑极易在悬挂器喇叭口处堆积堵塞， 出现环空 憋堵造成井漏或其它复杂情况 。 （ 4 ） 部分井油气显示活跃， 三开井段的井底、 中部、 甚至 “两凝” 通常采用的 水泥浆体系压 上部都存在气测异常层位， 稳全井筒裸眼井段是难以实现的 。 （ 5 ） 部分井存在二叠系等易漏地层， 钻进、 下套管或固井 时可能出现二叠系漏失， 导致水泥浆返高不够。 （ 6 ） 塔河油田区块众多且分散， 井位遍布塔河、 天山南、 巴卖、 塔中等区域， 区块差异性大， 工艺配方的适应性有较大 的局限性。 （ 7 ） 尾管悬挂固井， 要求入井工具、 附件质量可靠， 避免 出现额外风险。
第 35 卷
Vol. 35
第4 期
No. 4
钻
采
工
艺
DRILLING ＆ PRODUCTION TECHNOLOGY
· 101·
生产线上
平衡压力固井技术在塔河油田尾管固井中的应用
贾永江
1， 2
（ 1 西安石油大学 2 中石化华北石油局井下作业公司） 2012 ， 35 （ 4 ） ： 101 － 103 贾永江． 平衡压力固井技术在塔河油田尾管固井中的应用 ． 钻采工艺， 摘 要： 平衡压力固井技术在国内各大油气田都得到了比较广泛的应用， 文章针对塔河油田尾管固井中存在 “三凝” “即时 的长裸眼、 小间隙、 有易漏层等技术难点， 提出了在做好地层承压试验的基础上， 采用 水泥浆体系和近 工艺， 同时通过改变水泥浆流变性能和适当安放树脂旋流扶正器的方法， 进一步提高顶替效率。2011 年采用 稠化” 上述措施固井施工的 49 口井， 优秀率和优良率分别达到了 40． 8% 和 77． 6% ， 比 2010 年分别提高了 17． 3% 和 10% ， 取得了很好的应用效果 。 关键词： 平衡压力； 塔河油田； 尾管固井； 应用
30Hale Waihona Puke 242032
0． 1
0． 2
0． 1
0． 3
313
339
168
161
注： 水泥浆具有微膨胀、 微触变、 增稠防漏性能， 在领浆和尾浆之 “领浆 2 水泥浆 ” ， 间增加了稠化时间为 200min 的 便于实现分段压 稳。
第 35 卷
Vol. 35
第4 期
No. 4
钻
采
工
艺
DRILLING ＆ PRODUCTION TECHNOLOGY
表3 YB5 井 177． 8mm 尾管扶正器安放表 型号 安放间距 4 根套管 1 根套管 4 根套管 2 根套管 数量 33 只 1只 8只 10 只
井段顶深 井段底深 /m 3850 5340 5350 5694 /m 5340 5350 5694 5894
三、 现场应用
1． YB5 井概况 玉北 5 井位于新疆维吾尔自治区和田地区墨玉县境内， 是部署在塔西南坳陷麦盖提斜坡麦盖提坡玛南 5 号构造带 东北侧的一口探井。 该井二开采用 244． 5 + 250． 8mm 套 管， 下深 3 850 m， 三开钻进时由于上开次套管出现变形（ 测 井解释为在 3 762. 23 m 处存在套管变形， 最小套管内径为 216. 2 mm， 而本井段正常套管内径为 219. 04 mm） ， 所以该井 钻进至 5 106. 48 m 时， 由 215. 9 mm 钻头改用 212． 7mm 钻头钻至完钻井深 5 903 m， 完钻层位奥陶系鹰山组 （ O1 － 2 y） 。井径较规则， 全井平均 237. 5 mm（ 扩大 10% ） 。 固井采用 184. 2mm + 177． 8mm 尾管悬挂方式， 悬挂 器位置 3 578 m。 地破试验： 在井深 3 856 m 处， 钻井液密度 1． 45 g / cm ， 地破试验时井口对应压力 24 MPa， 地层破裂压力当量密度 2. 08 g / cm3 。 录井油气显示和测井解释分别见表 1 和表 2 。
一、 塔河油田的固井难点
塔河油田油气储层深度多集中在 5 000 m 甚至 6 000 m “四开三下套管 ” 以上， 一般采用 井身结构， 即在三开时采用 215． 9mm 钻头下入 177． 8mm 尾管固井， 四开裸眼完井。 三开钻井作业穿越复杂的三叠系 、 二叠系、 石炭系、 泥盆系、 志留系、 奥陶系上统等地层， 尾管封固段长度在 1 500 ～ 3 000 m 之间， 跨越多个压力体系。2009 ～ 2010 年尾管固井质量出 12 区块尾管固井受二叠系 特别是 2010 年 AD、 现一定波动， 环空间隙小、 循环高泵压、 洗井不彻底等因素影响 地层漏失、 优良率由 2009 年的 70% 降至 52% 。 塔河油田尾管固井的主要难点是： （ 1 ） 裸眼段长， 井底静止温度高达 140℃ 以上， 悬挂器顶 上下温差大， 水泥石顶部强度发展缓慢， 对水 部温度为 90℃ ， 泥浆性能要求较高， 对固井外加剂选用较苛刻 。 （ 2 ） 环空间隙小， 缩径井段小于最低要求 19 mm， 对水泥
扶正器 类型 树脂旋 流刚性 扶正器
2． 固井难点 （ 1 ） 本开次进入奥陶系 3 m， 易发生井底漏失。 （ 2 ） 裸眼段长 2 053 m， 5 106． 48 ～ 5 903 m 改用 212. 7mm 钻头钻 进， 环 空 间 隙 小； 重 叠 段 3 586． 84 ～ 3 825． 45 m 为 184. 2mm 套管， 环空间隙小（ 最小为 16 mm ） ， 长裸眼小间 隙摩阻较大， 易发生下套管遇阻、 遇卡和压漏地层； 循环及固 井施工压力高， 顶替效率受影响， 存在环空憋堵并带来井漏 。 （ 3 ） 井底温度较高， 对水泥浆性能要求较高 。 （ 4 ） 尾管悬挂固井， 要求工具性能可靠。 3． 施工准备 采用 215． 9mm 牙轮钻头对 5 106. 48 m 以下进行针对 并对全裸眼进行承压， 不小于 12 MPa （ 注完水泥浆 性扩孔， 以后井底静液柱压力增加 7 MPa） ， 为满足承压要求， 先后经 过三次打水泥塞施工， 最后确定人工井底 5 890 m 位置。
1998 年毕业于中国地质大学（ 武汉） ， 作者简介： 贾永江（ 1975 － ） ， 高级工程师， 西安石油大学在读硕士研究生， 研究方向： 石油与天然气 E － mail： 工程。现任中石化华北石油局井下作业公司新疆项目部主任， 主要从事石油与天然气井固井技术与管理工作 。 电话： 13779656370 ， jiayongjiang2005@ 163． com