有关固井作业中的回接筒
双级、尾管固井技术
4、性能特点
①液压控制实施座挂，可用于多种井况。 液压控制实施座挂，可用于多种井况。 ②胶塞球座均设计锁紧装置，碰压可防止回移，且具 胶塞球座均设计锁紧装置，碰压可防止回移， 有良好的可钻性。 有良好的可钻性。 ③密封总成利用“W”形多组合密封，双向密封性能好。 密封总成利用“ 形多组合密封，双向密封性能好。 ④悬挂器上下均配有扶正环，可以保证扶正效果。又 悬挂器上下均配有扶正环，可以保证扶正效果。 可以保护液缸、卡瓦不受损伤。 可以保护液缸、卡瓦不受损伤。 ⑤倒扣操作方便可靠，无需找中和点，只要将钻具下 倒扣操作方便可靠，无需找中和点， 10吨 然后正转即可倒扣。 压5-10吨，然后正转即可倒扣。
பைடு நூலகம்
5、尾管悬挂器使用操作要点
尾管悬挂器要在厂家服务人员的指导下进行使用和操作， 尾管悬挂器要在厂家服务人员的指导下进行使用和操作，但必 要的技术要求和工作程序我们应该掌握。 要的技术要求和工作程序我们应该掌握。 要根据上层套管和本次尾管固井的技术要求， ①要根据上层套管和本次尾管固井的技术要求，对悬挂器进行选 规格、尺寸、作用方式、额定负荷以及其他附件。 型，规格、尺寸、作用方式、额定负荷以及其他附件。 ②固井前，要共同对悬挂器、送入工具及其它附件进行清点、检 固井前，要共同对悬挂器、送入工具及其它附件进行清点、 验收等。 查、验收等。 现场组装工具要按使用说明和有关技术要求执行。 ③现场组装工具要按使用说明和有关技术要求执行。 认真计算钻杆回缩距，留好口袋，对所有入井管柱逐一通径， ④认真计算钻杆回缩距，留好口袋，对所有入井管柱逐一通径， 不准遗漏。 不准遗漏。 ⑤下钻通井，井筒必须畅通干净，泥浆性能符合要求，循环压力 下钻通井，井筒必须畅通干净，泥浆性能符合要求， 正常，起钻时，钻具在悬挂器位置时应认真称重。 正常，起钻时，钻具在悬挂器位置时应认真称重。 下尾管，连接浮鞋浮箍后应做循环顶通试验。下入尾管时， ⑥下尾管，连接浮鞋浮箍后应做循环顶通试验。下入尾管时，要 求五根一灌，十根灌满。下入钻具时，一柱一灌，十柱灌满， 求五根一灌，十根灌满。下入钻具时，一柱一灌，十柱灌满，下 放速度不大于18m/min 要求下放匀速，不能猛刹或开泵过猛。 18m/min， 放速度不大于18m/min，要求下放匀速，不能猛刹或开泵过猛。 下悬挂器时，严禁在其液缸处打大钳。尾管下完后要认真称重。 下悬挂器时，严禁在其液缸处打大钳。尾管下完后要认真称重。
固井技术规定
固井技术规定第一章总则第一条固井是钻井工程的关键环节，其质量好坏不仅关系到钻井工程的成败和油气井的寿命，而且影响到油气田勘探开发的整体效果。
为保证固井工程质量，特制定本规定。
第二条固井工程必须从设计、准备、施工、检验四个环节严格把关，采用适合地质特点及各种井型的先进固井工艺技术，确保质量，达到安全、可靠、经济。
第三条固井作业必须按固井设计执行，否则不得施工。
第二章固井设计第一节设计格式与审批第四条固井设计格式按勘探与生产分公司发布的《xx井xx套（尾）管固井设计》要求执行。
第五条固井审批程序按勘探与生产分公司发布的《中油股份公司勘探与生产工程技术管理办法》执行。
第二节套管柱强度要求第六条套管柱强度设计方法SY/5322-2000执行。
其中，在高压气井和超深井的强度设计时，必须考虑密封因素。
对安全系数的要求见下表数据。
第七章套管柱抗挤载荷计算在正常情况下按已知产层压力梯度、钻井液压力梯度或预测地层孔隙压力值计算。
遇到盐岩层等特殊地层时，该井段套管抗挤载荷计算取上覆地层压力梯度值，且该段高强度套管柱长度在盐岩层段上下至少附加50m第八条套管柱强度设计应考虑热采高温注蒸汽过程中套管受循环热应力的影响。
第九条对含有硫化氢等酸性气体井的套管柱强度设计，在材质选择上应明确提出抗酸性气体腐蚀的要求。
有关压裂酸化、注水、开采方面对套管柱的技术要求，应由采油和地质部门在区块开发方案中提出，作为设计依据。
第三节冲洗液、隔离液和水泥浆要求第十条冲洗液及隔离液1、使用量：在不造成油气侵及垮塌的原则下，一般占环空高度的300～500m。
2、性能要求：冲洗液和隔离液能有效冲洗、稀释、隔离、缓冲钻井液，与钻井液及水泥浆具有良好的相容性，并能控制失水量，不腐蚀套管，不影响水泥环的胶结强度。
第十一条水泥浆试验按SY/T5546-92执行，试验内容主要包括：密度、稠化时间、滤失水、流变性能、抗压强度等。
对于定向井的自由水测定，应先将水泥浆置于井底循环温度条件下，测试装置倾斜至实际井下斜度或45°，然后测定自由水。
套管回接模式
井套管回接方案第一钻井公司年月日一、基本情况井别：地理位置：设计井深：井身结构：完钻泥浆性能：完井方法：mm套管回接，要求固井质量合格。
一、套管强度校和核安全系数：2、管串结构1、管串组合：插入器+ mm套管（5根）+碰压环+ mm套管串至井口。
2、扶正器位置：从碰压环开始每根套管加一只弹性扶正器，共计20只，从井口第3根套管和第6根套管各加一只刚性扶正器，共计2只，合计22只。
二、水泥量计算三、水泥浆设计 1、体系： 2、 密度：3、API 失水：4、游离水：5、24h 抗压强度： 6、稠化时间： 7、可泵时间： 四、前置液设计五、替泥浆量（其中后置液4m 3）六、注替水泥浆参数 循环排量：1.0-1.3m 3/min 注水泥浆排量：1.0-1.2m 3/min 替泥浆排量：1.0-1.3m 3/min碰压排量：0.5-0.7m3/min七、施工压力计算计算条件：压力计算循环压力：静压差：替泥浆最高压力：碰压压力：八、施工时间计算名称数量（m3）时间( min)前置液：水泥浆：开挡销：压胶塞：替泥浆：回接管柱：累计施工时间：min九、回接套管施工步骤1、下铣锥清洗喇叭口。
（钻具结构:∮mm铣锥+∮mm钻杆+方钻杆）。
2、准确效对方入，确认清洗完毕后，上提钻具3-5米，关封井器试压12MPa，30min 压力不降为合格。
3、起钻。
4、连接插入器第一至五根套管。
5、连接碰压环。
6、按顺序逐根连接入井的套管。
7、插入器试插，调整套余。
8、接水泥头，试压3-5MPa检验插入程度，验证完毕，上提管柱，将插入器提出回接筒米。
9、循环调整泥浆性能，达到固井施工要求。
10、固井施工。
11、碰压后，将插入器插入回接筒座封。
12、装卡瓦至套管头内，座挂套管。
13、侯凝24小时。
14、下入∮mm钻头钻管内水泥塞。
然后通到∮mm 套管鞋，换小钻头通∮mm套管。
15、起钻，测声幅。
十、技术要求1、对下井钻具进行丈量、编号，并保证钻具完好无损。
固 井 技 术 规 范
制在0.15之内；井深>3500m的直井摩阻系数控制在0.12之内。
（2）起钻前通过短起下钻循环测定油气上窜速度。钻井液液柱压力不能平衡地层压力或油气上窜速度不满
足第五十七条要求时，应适当加重钻井液并通过短起下钻进行验证，确认压稳油气层。
第九条 确定井底温度应以实测为主。根据具体情况也可选用以下方法：
第三节 管柱和工具、附件
第十条 套管柱强度设计应采用等安全系数法并进行双轴应力校核，高压油气井、深井超深井、特殊工艺井还应进行三轴应力校核。
第十一条 高压油气井和深井超深井的管柱强度设计应考虑螺纹密封因素。热采井的管柱强度设计应考虑高温注蒸汽过程中的热应力影响。定向井、大位移井和水平井的管柱强度设计应考虑弯曲应力。
2009年5月
第一条 固井是钻井工程的关键环节之一，固井质量对于延长油气井寿命和发挥油气井产能具有重要作用。为提高固井管理和技术水平，保障作业安全和质量，更好地为勘探开发服务，依据有关规定制定本规范。
第二十六条 应控制水泥浆的滤失量。一般井固井时水泥浆滤失量应小于150ml（6.9MPa，30min），气井、定向井、大位移井和水平井以及尾管固井时应控制水泥浆滤失量小于50ml。根据地层条件，充填
水泥浆滤失量一般不大于250ml。
（2）应清点到井套管的数量，按规格、用途进行整理并检查。
（3）应通过目视对套管进行现场检查，查实钢级、生产厂家、壁厚等参数。不同类型的套管要分隔排列并做好标记，以免混用。
（4）应逐根检查到井套管的接箍、螺纹和本体，有缺陷的套管应做好标记防止误入井内。接箍余扣超过2扣、接箍有裂纹、螺纹有损伤的套管不能下入井内；本体有裂纹、弯曲、凹痕深度超过名义壁厚12.5%不能下入井内；本体表面锈蚀程度超过名义壁厚12.5%的套管不能下入井内；无法辨认的套管不能下入井内。
回接操作程序
尾管回接操作程序(一) 下套管前准备1．下钻扫回接筒位置水泥，尽量保证回接筒位置干净；2．下为回接筒准备的专用铣鞋；3．认真做好套管丈量、通径及清洗丝扣工作；4．计算好套余（套管高出转盘面高度）。
排好套管串；5．准备长度差0.5m左右的数根短套管，便于现场调整（由于丈量误差和套管余扣不确定，理论计算套余不可能与实际完全吻合）；(二) 磨铣回接筒1．连接大陆架公司生产的专用铣鞋，下钻，磨铣回接筒内表面，以使回接筒内无毛刺和水泥块；2．当铣鞋接触密封外壳顶部时(根据泵压和钻压变化判断)，记录铣鞋深度，上提钻具1m；3．在40～50rpm、正常钻进排量下缓慢下放钻具，磨铣回接筒内表面2～3次，每次3～4min。
最后一次磨铣至扭矩突然增大时（即铣到密封外壳顶部时）加压2～3t，再磨铣5min，并记录此时的铣鞋深度。
该深度可作为套管下深的重要依据；4．大排量清洗5min；5．起钻，检查铣鞋的磨损情况，如果有一圈明显的磨痕，并且其直径等于悬挂器密封外壳左旋梯形内螺纹直径，表明已磨铣到回接筒底部；(三) 下回接套管、固井1．下入回接套管串。
排列顺序为：回接插头+套管+节流浮箍+套管串；2．适当控制下放速度，及时灌满泥浆；3．当回接插头接近回接筒时，在10L/s排量下缓慢下放管串，注意泵压变化，当泵压突然升高时，停泵，然后，继续缓慢下放直到悬重徒然下降，表明回接插头接箍已接触到回接筒顶部，记录套余；4．开泵憋压5.0Mpa，稳压2min，如果压力无压降，证明插头密封良好。
泄压，座2-4个吊卡，尽量保证回接插头压在回接筒上的吨位不超过10t，然后接套管水泥头；接好后上提套管1m（若压有吨位，应计算套管变形量，此时上提高度为1m+套管变形量），使插头循环孔位于回接筒以上，而插头导向头位于回接筒内；5．循环泥浆，按固井设计程序固井、压胶塞、替浆、碰压；6．碰压后附加3~5MPa，缓慢下放管串，使回接插头坐到回接筒顶部，并下压20～30t套管重量；7．卸压检查回流，如果无回流，说明插头密封良好。
《固井与完井作业》3
项目二：影响固井质量的因素
7、地质情况：
影响井眼质量的关键因素；
（1）软泥岩、膏泥岩等塑性蠕变地层，易缩径；
（2）山前高陡构造地层，导致井斜、狗腿等；
（3）煤层、盐层等坍塌、水溶地层，易形成糖葫 芦井眼； （4）多套压力体系地层，存在井漏和压稳问题；
(c) 起 出 钻 具 ， 侯 凝 。
（九）延迟凝固注水泥工艺技术 1、延迟固井工艺技术概述 延迟固井是在下套管前先把缓凝水
泥浆替入井中，再下套管到井底。方
法：用钻杆将下入井内，注定量缓凝 水泥浆，之后起出钻杆，下入套管至 井底（主要用于无油管完井）。 优点：形成的水泥环比较均匀。 缺点：施工时间长且受井深和温度 条件限制。
法，部分或全部掏空井内液体，并关井一段
时间，观察井内变化。
项目一：固井质量评价方法 3、声波幅度测井（CBL）技术
只记录声波波列中的首波幅度，因而只能
提供水泥环与套管之间（第一界面）的封固 情况。若水泥环与地层之间（第二界面）封
固不好，而形成窜槽，用声波幅度测井资料
就不能判断。CBL/VDL测井解决了这一问题。 4、声波变密度测井仪（CBL/VDL） 除记录首波外，还记录到后继波，不仅可 以评价第一界面的水泥胶结质量，还能较好
（五）管外封隔器工艺技术 1、封隔器概述 按 封 隔 件 工 作 原 理 分 类
* 自封式Z：靠封隔件外径与套管内径的过盈和工
作压差实现密封。 * 压缩式Y：靠轴向力压缩封隔器，使封隔器件外 径变大实现密封。 * 扩张式K ：靠经向力作用于封隔器内腔，使封 隔器件外径扩大实现密封。 * 组合式：由自封式、压缩式、扩张式任意组合
海上油田井口套管渗漏的隐患治理
641 背景随着井筒使用时间的延长，井下及井口套管受到的腐蚀情况也在不断加强，期间进行的增产措施，如酸化等，进一步加强了对套管的腐蚀。
目前部分井筒由于套管腐蚀穿孔，导致井屏障失效，井内流体通过套管外部上返至井口，影响了正常生产，带来了严重的安全、环保隐患。
目前套管腐蚀井存在于投产时间较早的生产平台，这些平台存在设备能力不足：钻机提升能力有限，泥浆泵排量及泥浆池容量受限，现场吊车吨位有限。
平台甲板空间有限：平台甲板空间小，大型的设备难以摆放。
若使用钻井船作业，需要进行前期修井机搬迁，钻井船拖航，单井综合成本高的特点。
2 技术内容以渤海油田某井套管腐蚀渗漏隐患治理作业为例，治理的主体技术思路（见图1）：下入临时封井管柱，回接9-5/8”套管至井口，对9-5/8”套管与13-3/8”套管之间，20”隔水套管与13-3/8”套管之间进行固井作业，对井口13-3/8”双公套管外部采用定制工装+堵剂进行封堵，更换新油管四通，钻塞，起出临时封井管柱，最后下入注水管海上油田井口套管渗漏的隐患治理王铭韬1 韩联合2 秦立民2 谭俊潇2 韩照阳11. 中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司 天津 3004592. 中海石油（中国）有限公司天津分公司 天津 300459摘要：针对海上油田老井井口套管出现腐蚀渗漏，导致存在严重安全环保隐患的情况，采用回接套管配合MSPT堵剂固井，井口采用定制工装、树脂封堵剂封堵的配套措施进行治理，恢复此类井的井筒完整性，重新构建井屏障，保证后续的继续使用。
关键词：套管渗漏 套管回接固井 定制工装Ｈｉｄｄｅｎ ｄａｎｇｅｒ ｃｏｎｔｒｏｌ ｏｆ ｗｅｌｌｈｅａｄ ｃａｓｉｎｇ ｌｅａｋａｇｅ ｉｎ ｏｆｆｓｈｏｒｅ ｏｉｌｆｉｅｌｄＷａｎｇ Ｍｉｎｇｔａｏ１，Ｈａｎ Ｌｉａｎｈｅ２，Ｑｉｎ Ｌｉｍｉｎ２，Ｔａｎ Ｊｕｎｘｉａｏ２，Ｈａｎ Ｚｈａｏｙａｎｇ１1.Engineering Technology Branch of CNOOC Energy Development Co. LTD ，Tianjin 3004592.Tianjin Branch of CNOOC （China ） Limited ，Tianjin 300459Abstract ：In view of the corrosion and leakage of wellhead casing of old Wells in offshore oil fields ，which leads to serious safety and environmental risks ，the paper adopts tieback casing and MSPT plugging agent to cement the well ，and adopts the supporting measures of customized tooling and resin plugging agent to control the wellhead ，so as to restore the wellbore integrity of such Wells ，rebuild the well barrier and ensure the continued use of the future.Keywords ：Casing leakage ；Casing tie-back cementing ；Custom tooling图1 治理主体思路Copyright ©博看网. All Rights Reserved.65柱。
半程注水泥固井工艺及工具
2.半程固井注水泥工艺
工艺流程
蹩压充填封隔器，打开压差分级箍（图1)——注水泥浆、投入关 闭塞替浆（图2)——碰压关闭压差分级箍循环孔。
2.半程固井注水泥
固井碰压后，回水放不干净
固井碰压后，回水放不干净是指在注水泥碰压后，在井口放压的过 程中出现管内液体回流，放不干净。 造成的原因：由于浮箍、密封失效，分级箍孔未关严，套管外液柱压力 大于套管内液柱压力，导致套管外液体相管内回流，碰压后，回水放不 干净。 预防措施： 当不能保证浮箍、浮鞋密封密封可靠时，可以用加重后的钻井液进行 顶替，以平衡套管内外液柱压力。 可以选用带自锁功能的顶替胶塞和胶塞碰压座，当浮箍、浮鞋密封失 效时，由于胶塞有自锁功能，被锁定在胶塞碰压座上，可以防止碰压后， 回水放不干净。 处理方法：重复碰压、试放回水2-3次，如果无效，可以直接蹩压候凝。
销钉剪断，限压阀动作，将进液孔封闭，
此时套管内压力的大小对膨胀腔内的压 力无任何影响，实现安全座封，井口放 压为零、锁紧阀自动锁紧，实现永久关 闭，
来自胶 来自胶筒 关闭状态
2.半程固井注水泥工艺
水平井半程注水泥工艺
半程技术是近年来我院用于陆梁等区块水平井的一种固井技术 。该项 技术采用封隔器、分级箍等配套工具，实现对油层上部封固段的固井，油 层段直接筛管完井。该技术的应用有效解决了该地区油层以上长封固段固
半程注水泥固井 工艺及工具
概
况
半程固井就是将造斜段部分注水泥技术与带管外 封隔器的筛管完井技术相结合。其施工工艺是先将完 井管柱下到设计井深，开泵将管内顶通循环洗井，然 后在管内装入挠性塞憋压座封造斜段下部封隔器后， 再继续憋压打开分级箍开孔套建立循环，对斜井段注 水泥，封固干扰层。然后钻分级箍胶塞、可循环盲板
《固井技术管理规定》
附件：固井技术管理规定川庆钻探工程有限公司西南油气田公司二○一二年十二月目录一、总则 (3)二、固井作业内容及职责划分 (3)三、固井作业分类 (4)四、现场办公会 (6)五、设计与审批 (7)六、固井施工参加人员 (9)七、固井准备 (10)八、水泥试验 (14)九、下套管前通井钻具组合、技术措施以及套管扶正器规范. 17十、气密封套管短节加工和气密封套管现场使用规定 (23)十一、下套管作业 (25)十二、注水泥施工作业 (26)十三、资料收集和上报 (29)十四、固井质量检测 (29)十五、固井技术总结与提高 (31)十六、其它 (31)固井技术管理规定一、总则（一）本规定以确保固井工程质量为宗旨。
（二）本规定界定了固井作业职责分工。
（三）本规定明确了固井责任主体。
（四）本规定规范了下套管前通井钻具组合、大斜度和水平井通井及下套管技术措施、套管扶正器使用。
（五）本规定规范了气密封套管短节加工和气密封套管现场使用要求。
（六）本规定也适用于钻完井作业中的其它注水泥施工作业。
二、固井作业内容及职责划分（一）固井作业内容现场办公会、设计与审批、井眼准备、套管和水泥组织送井、套管串准备（井场检查、套管串排列、丈量长度、通内径、洗丝扣）、附件准备、下套管作业、钻具称重（包括通内径、泵送胶塞）、下钻送尾管、座挂、倒扣、水泥头及管汇连接、水泥浆试验和水泥浆污染试验、固井车组安装调试、注先导浆、隔离液、冲洗液，注水泥、替泥浆、憋回压和反挤注水泥浆等。
（二）固井作业职责划分1. 钻探公司为固井作业的责任主体，全面负责固井作业的组织、协调及施工指挥，对固井工程质量和施工安全向甲方负责。
2. 井下作业公司对所完成作业内容的质量和安全、所提供的工具、套管串附件的质量和可靠性向钻探公司负责。
3. 钻井液技术服务公司（简称钻井液公司）负责固井前钻井液性能调整、先导浆及顶替钻井液准备，确保使用正常，对所完成作业内容的质量和安全向钻探公司负责。
固井词汇整理.
Yantai Jereh Oilfield Services Co., Ltd. 固井专业词汇Yantai Jereh Oilfield Services Co., Ltd.Yantai Jereh Oilfield Services Co., Ltd.Yantai Jereh Oilfield Services Co., Ltd.Yantai Jereh Oilfield Services Co., Ltd.Yantai Jereh Oilfield Services Co., Ltd.Yantai Jereh Oilfield Services Co., Ltd.Yantai Jereh Oilfield Services Co., Ltd.Yantai Jereh Oilfield Services Co., Ltd.Yantai Jereh Oilfield Services Co., Ltd.Yantai Jereh Oilfield Services Co., Ltd.Yantai Jereh Oilfield Services Co., Ltd.Yantai Jereh Oilfield Services Co., Ltd.附录：常用石油单位换算长度1千米（km）=0.621英里（mile）1米（m）=3.281英尺（ft）=1.094码（yd）1厘米（cm）=0.394英寸（in）1埃=10-10米（m）1英里（mile）=1.609千米（km）1英寻（fm）=1.829（m） 1英尺（ft）=0.3048米（m）1英寸（in）=2.54厘米（cm）1海里（n mile）=1.852千米（km）1链=66英尺（ft）=20.1168米 1码（yd）=0.9144米（m）1密耳（mil）=0.0254毫米（mm）1英尺（ft）=12英寸（in）1码（yd）=3英尺（ft） 1杆（rad）=16.5英尺（ft）1英里（mile）=5280英尺（ft）1海里（n mile）=1.1516英里（mile）面积1平方公里（km2）=100公顷（ha）=247.1英亩（acre）=0.386平方英里（mile2）1平方米（m2）=10.764平方英尺（ft2） 1公亩（are）=100平方米（m2）1公顷（ha）=10000平方米（m2）=2.471英亩（acre）1平方英里（mile2）=2.590平方公里（km2） 1英亩（acre）=0.4047公顷（ha）=4.047×10-3平方公里（km2）=4047平方米（m2）1平方英尺（ft2）=0.093平方米(m2) 1平方英寸（in2）=6.452平方厘米（cm2）1平方码（yd2）=0.8361平方米（m2）体积1立方米（m3）=1000升（liter）=35.315立方英尺（ft3）=6.29桶（bbl）1立方英尺（ft3）=0.0283立方米（m3）=28.317升（liter） 1千立方英尺（mcf）=28.317立方米（m3）1百万立方英尺（MMcf）＝2.8317万立方米（m3）10亿立方英尺（bcf）=2831.7万立方米（m3） 1万亿立方英尺（tcf）=283.17亿立方米（m3）1立方英寸（in3）=16.3871立方厘米（cm3）1英亩·英尺＝1234立方米（m3） 1桶（bbl）=0.159立方米（m3）=42美加仑（gal）1美加仑（gal）=3.785升（1）1美夸脱（qt）=0.946升（1） 1美品脱（pt）=0.473升（1） 1美吉耳（gi）=0.118升（1） 1英加仑（gal）=4.546升（1）质量1吨（t）=1000千克（kg）=2205磅（lb）=1.102短吨（sh.ton）=0.984长吨（long ton）1千克（kg）=2.205磅（lb） 1短吨（sh.ton）=0.907吨（t）=2000磅（lb）1长吨（long ton）=1.016吨（t） 1磅（lb）=0.454千克（kg）[常衡] 1盎司（oz）=28.350克(g)密度1千克/米3（kg/m3）=0.001克/厘米3（g/cm3）=0.0624磅/英尺3（lb/ft3）1磅/英尺3（lb/ft3）=16.02千克/米3（kg/m3） 1磅/英寸3（lb/in3）=27679.9千克/米3（kg/m3）1磅/美加仑（lb/gal）=119.826千克/米3（kg/m3）1磅/英加仑（lb/gal）=99.776千克/米3（kg/m3） 1磅/（石油）桶（lb/bbl）=2.853千克/米3（kg/m3）1波美密度（B）＝140/15.5℃时的比重－130 API度＝141.5/15.5℃时的比重－131.5运动粘度1英尺2/秒（ft2/s）=9.29030×10-2米2/秒（m2/s）1斯（St）=10-4米2/秒（m2/s）=1厘米2/秒（cm2/s）1厘斯（cSt）=10-6米2/秒（m2/s）=1毫米2/秒（mm2/s）动力粘度1泊（P）＝0.1帕·秒（Pa·s）1厘泊（cP）=10-3帕·秒（Pa·s）1千克力秒/米2（kgf·s、m2）=9.80665帕·秒（Pa·s） 1磅力秒/英尺2（lbf·s/ft2）=47.8803帕·秒（Pa·s）力1牛顿（N）＝0.225磅力（lbf）=0.102千克力（kgf）1千克力（kgf）=9.81牛（N）1磅力（lbf）=4.45牛顿（N） 1达因（dyn）=10-5牛顿（N）压力1巴（bar）=105帕（Pa）1千帕（kPa）=0.145磅力/英寸2（psi）=0.0102千克力/厘米2（kgf/cm2）=0.0098大气压（atm） 1磅力/英寸2（psi）=6.895千帕（kPa）=0.0703千克力/厘米2（kg/cm2）=0.0689巴（bar）=0.068大气压（atm） 1物理大气压（atm）=101.325千帕（kPa）=14.696磅/英寸2（psi）=1.0333巴（bar）1工程大气压=98.0665千帕（kPa） 1毫米水柱（mmH2O）=9.80665帕（Pa）1毫米汞柱（mmHg）=133.322帕（Pa）1托（Torr）=133.322帕（Pa） 1达因/厘米2（dyn/cm2）=0.1帕（Pa）温度K＝5/9（°F+459.67）K=℃+273.15 n°F=[(n-32)×5/9]℃ n℃=(5/9·n+32) °F 1°F=5/9℃（温度差）传热系数1千卡/（米2·时·℃）〔1kcal/(m2·h·℃)〕＝1.16279瓦/（米2·开尔文）〔w/(m2·K)〕1英热单位/（英尺2·时·°F）〔Btu/(ft2·h·°F)〕 =5.67826瓦/（米2·开尔文）〔（w/m2·K）〕1米2·时·℃/千卡（m2·h·℃/kcal） =0.86000米2·开尔文/瓦（m2·K/W） 1千卡/米2·时（kcal/m2·h）=1.16279瓦/米2（w/m2）热导率1千卡（米·时·℃）〔kcal/(m·h·℃)〕＝1.16279瓦/（米·开尔文）〔W/(m·K)〕1英热单位/（英尺·时·°F）〔But/(ft·h·°F)〕＝1.7303瓦/（米·开尔文）〔W/(m·K)〕比容热1千卡/（千克·℃）〔kcal/(kg·℃)〕＝1英热单位/（磅·°F）〔Btu/(lb·°F)〕＝4186.8焦耳/（千克·开尔文）〔J/（kg·K）〕热功1焦耳＝0.10204千克·米＝2.778×10－7千瓦·小时＝3.777×10－7公制马力小时＝3.723×10－7英制马力小时＝2.389×10－4千卡=9.48×10－4英热单位 1卡（cal）=4.1868焦耳（J）1英热单位（Btu）＝1055.06焦耳（J）1千克力米（kgf·m）=9.80665焦耳（J）1英尺磅力（ft·lbf）=1.35582焦耳（J） 1米制马力小时（hp·h）=2.64779×106焦耳（J）1英马力小时（UKHp·h）=2.68452×106焦耳 1千瓦小时（kW·h）=3.6×106焦耳（J）1大卡=4186.75焦耳（J）功率1千克力·米/秒（kgf·m/s）=9.80665瓦（w）1米制马力（hp）=735.499瓦（W）1卡/秒（cal/s）＝4.1868瓦（W） 1英热单位/时（Btu/h）=0.293071瓦（W）速度1英尺/秒（ft/s）=0.3048米/秒（m/s）1英里/时（mile/h）=0.44704米/秒（m/s）渗透率1达西＝1000毫达西1平方厘米（cm2）＝9.81×107达西地温梯度1°F/100英尺＝1.8℃/100米（℃/m）1℃/公里＝2.9°F/英里（°F/mile）=0.055°F/100英尺（°F/ft）油气产量1桶（bbl）=0.14吨（t）（原油，全球平均）1吨（t）=7.3桶（bbl）(原油，全球平均)1桶/日（bpd）=50吨/年（t/a）（原油，全球平均） 1千立方英尺/日（Mcfd）=28.32立方米/日（m3/d）=1.0336万立米/年（m3/a）1百万立方英尺/日（MMcfd）=2.832万立方米/日（m3/d）=1033.55万立方米/年（m3/a）10亿立方英尺/日（bcfd）=0.2832亿立方米/日（m3/d）=103.36亿立方米/年（m3/a）1万亿立方英尺/日（tcfd）=283.2亿立方米/日（m3/d）=10.336万亿立方米/年（m3/a）气油比1立方英尺/桶（cuft/bbl）=0.2067立方米/吨（m3/t）热值1桶原油＝5.8×106英热单位（Btu）1立方米湿气＝3.909×104英热单位（Btu）1立方米干气＝3.577×104英热单位（Btu） 1吨煤=2.406×107英热单位（Btu）1千瓦小时水电＝1.0235×104英热（Btu）热当量1桶原油＝5800立方英尺天然气（按平均热值计算）1千克原油＝1.4286千克标准煤1立方米天然气＝1.3300千克标准煤。
固井作业1
7——水泥浆 8——隔离液 9——钻井液
6
概述
4、固井目的
封隔易塌、易漏等复杂地层，保证钻井顺 利进行 封隔油气水层，建立油气流出通道，防止 产层间互窜 进行增产措施 安装井口
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概述
5、固井内容
套管与下套管 水泥与注水泥
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概述
6、对固井质量的要求
套管有足够的强度
能承受井下各种外力作用，抗 腐蚀、不断、不裂、不变形
到井口时，上部有一段套管外为钻 井液。该段套管称为自由套管） 水泥浆液柱压力 地层中流体压力 易流动岩层的侧压力等
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一、套管外载分析与计算
1.径向外挤压力 有效外压力：
Poe Po Pib
式中 Poe——有效外压力； Po——外压力； Pib——支撑内压力。
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一、套管外载分析与计算
套管柱一般是由几段套管组成。在计算套管自重所产生的轴向 拉力时，通常需要计算的是各段套管顶、底端的轴向拉力。显 然，某段套管顶端的拉力即是其上面一段套管底端的拉力，其 底端的拉力即是其下面一端套管顶端的拉力。
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一、套管外载分析与计算
轴向拉力： 自重 浮力
W 36
一、套管外载分析与计算
3.轴向拉力
➢ 对于表层套管和技术套管，如果在下一井段钻进过程中发 生井涌而进行压井时，套管柱所受的有效内压力最大。
➢ 而对于油层套管，油井和气井的情况不一样，要根据采油 、采气工艺情况考虑相关的危险工况。
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一、套管外载分析与计算
径向内压力： 管内流体压力 压裂作业等增产措 施时的压力
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一、套管外载分析与计算
一、套管外载分析与计算
全掏空与非全（掏a空）两全种掏不空同的情况下，（套b）管柱非所全受掏的空有效外压力不一样。 对于全掏空情图况，7-有3 效外有压效力外是挤井压底最力大对，比井示口意最小图（为零）； 对于1—非—全掏外空压情力况，2有—效—外支压力撑是内中压间力大，井3—口—和井有底效小外。压力
固井工具附件基础知识
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分类：按类型可分为机械式、液压式、机械-液压双作用式三种；机 械式又可分为："J"型槽式、轨道式，楔块式和微台阶式(基本淘汰)。
尾管悬挂器
尾管悬挂器
尾管悬挂器
尾管悬挂器
尾管送入工具
尾管悬挂器
尾管回接装置
尾管悬挂器
下得去、挂得住 倒得开、提得出
套管外封隔器
套管外封隔器
定义：套管外封隔器为接在套管柱上，在固井碰压之后能使套管与裸 眼环空形成永久性桥堵的装置。
作用： 通过它来完成循环、注隔离液、注水泥浆、释放胶塞、替浆等施
工工序，是固井作业地面管汇井口总枢纽。 承受高压，适应多种工艺固井。 在浮箍浮鞋失灵时，可实现憋压候凝，防止水泥浆倒流。
分类：按安装管柱可分为套管水泥头和尾管水泥头，按容塞数量可分 为单塞水泥头和双塞水泥头。
固井水泥头
结构：主要由本体、端盖、挡销、由壬接头、管汇、快装接头等组成 。
作用： 能避免异常地层压力或因水泥浆失重现象，导致高压油、气、水
侵人候凝期间的水泥环。 有效防止固井后发生套管外喷冒油、气、水现象。
分类：按涨封形式可分为液力膨胀型和遇油遇水自膨胀型。
套管外封隔器
结构：液力膨胀型套管外封隔器主要由胶筒、中心管、密封环和 阀箍等组成。
套管外封隔器
其它套管附件
套管扶正器
结构：弹性扶正器由箍环和弹簧片组成，刚性扶正器由箍环和扶正棱 组成。
分级注水泥器
分级注水泥器(分级箍)
定义：为实现双级或多级进行连续或不连续的注水泥作业，在套管柱 的预定位置上安装的一种特殊装置。
采用原则： 地层不能承受一次注长段水泥浆形成的压力时。 两段目的层之间存在很长不需要水泥封固的井段。 长封固段注水泥作业难以满足一次完成施工设计要求。
石油工程技术 井下作业 高30-XXX井套管回接案例
高30-XXX井套管回接案例在华北油田，近年来随着定向井的增多，在老区钻调整、加密及丛式井时，由于上部地层松软且井之间间距小等，容易出现2井相碰事故。
高30-XXX井是近年来遇到的套管相碰事故中套管破损最大、应用工具及工艺技术最多的1口井，该井的现场施工为处理套管相碰事故及老井修复工艺提供了经验。
1高30-XXX井基本情况高30-XXX井定向造斜段600～706m。
2000年2月10日下入φ139.7mmN80套管2628.47m，2月11日测声幅合格交井。
2月12日井架向南整拖4.8m至高30-XXX1井。
2月16日丛式井高30-XXX1井二开上直段钻进至676m与高30-XXX井套管相碰，套管内返浆严重，将φ139.7mm壁厚7.72mm套管打坏。
图1为高30-XXX井、高30-XXX1井700m 前水平投影及坐标图。
图1高30-XXX井、高30-XXX1井水平投影图图2φ116mm铅印打印由于受地面条件限制，高30-XXX1井只能向南整拖，虽然2口井相差4.8m，但高30-XXX井井底轨迹与高30-XXX1井整拖方向仅差46°，且钻进中作图高30-XXX1井又有向高30-XXX井倾的趋势，通过计算两井轨迹还差2m，由于一味地依赖测斜数据，忽略了套管磁力对仪器的影响、仪器本身的误差及地面施工误差，导致事故发生。
套管损坏处在井深675m的造斜段，井斜角9.87°。
老井眼浸泡时间过长，且上部地层为平原、明化镇流砂层，胶结差极易垮塌。
高30-XXX井井身结构：φ346mm钻头x112m，φ273.05mm套管x109.25m；φ216mm钻头x2640m，φ139.7mm套管x2628.47m。
2确定套管破坏程度首先用电缆送φ120mm通径规通井，在676m处遇阻。
分析结果为套管严重损坏或接箍与本体脱开。
井架搬回高30-3XXX井准备修复。
下φ116mm铅印+φ73mmDP，在497.9m处遇阻，起出铅印底部有流沙。
尾管固井技术及回接
尾管固井技术及回接
液压悬挂器
产品特点：
-环空流通面积大，可大排量循环;
—特殊的气密封连接，整体气密性好；
—下压倒扣,不需要找中和点，操作简单；
—密封套可随送入工具提出，节省了钻除时间;
-可配套不同回接筒和回接工具，方便后续回接；
-胶塞、球座均设计有锁紧机构，且具有良好的可钻性；—可提供不同的耐腐蚀材料,满足防腐要求.
规格参数:
顶部封隔液压尾管悬挂器
产品特点:
—液压坐挂尾管,注水泥后下压机械座封封隔器;
—封隔压差大,可有效封隔气窜通道;
-胶塞、球座均设计有锁紧机构，且具有良好的可钻性；
规格参数：
回接封隔密封插入头
产品特点：
-同时具有回接密封、封隔器两种功能;
-封隔回接管串环空；
-可有效地防止气串的发生。
规格参数：
回接密封插入头
产品特点：
—设计有导向头和注水泥循环孔，可先插入再注水泥,注水泥后快速插入密封；-导向头为流线形可保证顺利插入；
-密封件由V 形圈组合而成,有效密封长达1.2m，密封可靠. 规格参数：。
南堡油田封隔式尾管回接工艺的应用与认识
南堡油田封隔式尾管回接工艺的应用与认识王建全;李建业【摘要】The burial depth of buried hills in Nanpu Oilfield is deep, the reservoir temperature is high, and the formation pressure coefficients are between 0.99 and 1.01, so overflow or fluid loss may occur even there is a slight change in drilling fluid density. For this end, a special packer-type liner tie-back technology has been developed, whose tie-back device includes the tie-back plug with top packer, blind sub, vortex sub and float collar; the liner is set when the packer is setting, using anti-back slips, which prevents upward movement of casing retraction caused by the difference between cement slurry and drilling fluid density during cementing. This technology procedure is tieback, setting, and cementing, which can effectively prevent lost circulation. Field practice shows that this pipe string used in this packer-type liner tie-back technology is rational in structure, easy to use, good sealing reliable of the tie-back device and resistant to high temperature, specially solve the liner tie-back problem in Nanpu Oilfield, where has co-existence of overflow and leakage, and has been successfully used in the oilfield.%针对南堡油田潜山油藏埋藏较深，储层温度高，且地层压力系数在0.99~1.01之间，钻井液密度稍有波动就会发生溢流或井漏的特殊井况，提出了一种特殊封隔式尾管回接工艺，其回接装置选用带顶部封隔器的回接插头、盲板短节、旋流短节和浮箍，使用防退卡瓦在封隔器坐封的同时实现坐挂，防止固井过程由于水泥浆和钻井液密度差引起的套管回缩上移。
高压油气井尾管回接固井新技术
高压油气井尾管回接固井新技术
高压油气井尾管回接固井新技术是一种在高压油气井尾管回接固井时采用的新技术。
该技术将尾管回接固井的过程分为三个部分：先将尾管头部插入地层中，然后将尾管转动90°，使其与地层形成一个完整的封闭空间；最后，将尾管尾部与井壁上的固井泥浆结合起来，以保证尾管的安全性和防止采出物和地层渗漏。
这种技术可以大大简化尾管回接固井的过程，减少人工操作，提高完成尾管回接固井的效率，并且能够有效地防止采出物和地层渗漏。
漏失井尾管固井挤水泥工艺实践
漏失井尾管固井挤水泥工艺实践摘要：尾管固井是在上部已下有套管的井内，对下部新钻出的裸眼井段下套管注水泥进行封固的固井方法，尾管固井作业的好坏直接影响该井的寿命周期。
渤海油田某井，钻进期间不同层位发生不同程度的漏失，经过多次堵漏处理，最终将7"尾管下至设计井深，但到位后多次尝试打通循环未果，最高憋压至20MPa，决定放压后先将尾管悬挂器旋转脱手，脱手后再次憋压尝试打通，最终无法打通且管串无法提活，经多方讨论后，起钻更换挤水泥钻具通过7"尾管与9-5/8"套管重叠段环空间隙向裸眼段进行挤水泥作业，进而达到7"尾管固井的目的。
最终侯凝结束后，测得固井质量满足后续生产要求。
关键词：漏失；憋压；回接筒；工具；挤水泥前言：随着油田中深部地层勘探开发的不断深入，漏失井数占比也不断攀高，同步伴随尾管固井作业难度也逐步增大，井况稳定成为固井环节中的重要因素，在不稳定的井况固井作业中，挤水泥可作为一种应急的工艺技术，通过液体的一定挤入压力将水泥浆替挤到目的层的方法。
本文主要是对漏失井尾管固井套管到位后，无法打通建立循环，现场面对复杂情况的一些处理措施，以为后续类似井积累经验。
1 基本情况该井采用4级井深结构，9-5/8"套管实际下入深度3515.29m⊥2750.41m,井斜：48.3°，7"尾管悬挂器坐挂点：3323.63m⊥2616m，井斜：42.47°。
四开8-1/2"井眼完钻深度4128m⊥3178.33m，井底井斜42.9°，7"尾管设计下入深度4127.7m⊥3177.6m，井斜：42.90°，球座深度：4119.86m⊥3171.74m，井斜：42.99°。
显示油顶3559m⊥2773.76 m（东一段），油底为4108m⊥3163.70 m（东三段）。
本井通过模拟和计算，静止温度：114 ℃，循环温度：91 ℃。
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在尾管悬挂后，需要回接固井时用回接筒。
回接筒:顾名思义，就是可以将尾管回接到井口。
比如尾管固井失败，地层出盐水了，那么可以将新的套管插入回接筒，实现回接，如果没有回接同，你想想，怎么能实现套管回接到井口啊？
接筒是接在尾管顶部的特殊固井工具，下面接悬挂器，气井一般尾管固井后要回接套管至井口，下入回接套管底部接与回接筒配套的插入头，插入头上有密封圈，回接套管下到回接筒顶部时，开泵循环记录泵压，然后停泵缓慢下放注意观察悬重降低后，压10t左右在井口做好标记，再缓慢开泵，憋压15MPa左右，检验回接筒的密封性，然后提出插头循环固井，固完井将插头插入回接筒至标记位置就OK了。