尾管固井
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。
尾管固井有效压稳的简便计算方法探讨
尾管固井有效压稳的简便计算方法探讨摘要：随着国内油田开发的进一步深入，对老井进行挖潜改造，提升石油采收率，侧钻井工艺得到了大范围的应用，同时探明下部深地层油气藏的探井进一步增多。
在低油价的常态环境下，降本、挖潜、增效成为了石油行业的必然选择，尾管固井工艺具有节省套管、水泥，降低钻井成本的优势，尾管固井工艺得到了大量的采用。
固井防气窜、压稳是前提。
另外，高压气层易向“失重”状态中的水泥浆中窜流，造成窜槽，影响封固质量[1]。
提高尾管固井质量已成为固井界亟待解决的复杂性理论课题，本文借鉴达西公式在均匀流沿程损失的应用，并根据现场实际工况，推导出一种适用于尾管固井循环加回压的简便公式。
现场几口井的应用实例表明：在尾管固井施工中，采用循环加回压压稳的技术措施，是一种简单、有效且易于现场操作的技术措施，几口井均取得了良好应用效果，在同类型尾管固井施工中具有一定的借鉴作用。
关键词：尾管固井；防气窜；压稳；简便公式；循环加回压1前言尾管固井工艺常应用于深井、超深井及侧钻井。
在钻遇高压气层的井中，经常同时存在低压易漏失层或裂缝性层位的井，固井风险非常大[2]。
水泥浆候凝过程中，尾浆失重将导致环空静液柱压力减小，当静液柱压力小于地层孔隙压力时，则无法有效压稳油气层。
在尾管固井中，现场常用的压稳技术措施包括环空憋压和循环加回压，受尾管固井施工工艺限制，需进行拔出中心管、循环洗井作业，如果尾浆静胶凝强度达到48Pa时的时间小于循环出多余水泥浆所需时间，则无法满足压稳要求；二是关井憋压可能导致更严重的漏失，且不能有效观察环空液面，存在较大的井控风险。
2均匀流沿程损失的计算及探讨采用循环加回压的方式，是指在在尾管固井施工替浆结束后，拔出中心管后，利用循环产生的井底回压达到压稳的目的，在实际操作中，仅需要10min左右就可以起到效果，是一种简单、有效的压稳措施。
钻井液在钻具内向下流动和环空向上流动时，可以看做均匀流，达西公式为均匀流沿程水头损失的普遍计算公式，且对层流、紊流均适用，达西公式的形式为：（1）式中：为管长；为管径；称为几何因子（常称为管道的长径比）；为管内平均速度；是阻力损失；为沿程摩阻系数（达西摩阻因子）；量纲为1，并不是一个确定的，一般由实验决定。
7尾管固井送入钻具断裂情况下的处理措施
54随着油田勘探开发的不断深入，尾管固井技术得到较快发展，已经成为侧钻井、深井、超深井、复杂结构井中不可缺少的固井方式之一。
对于尾管固井作业而言，固井质量的好坏直接决定一口井成败，但将尾管下到位是保证尾管作业环节的第一步，在送入尾管过程中钻具断裂会严重影响作业进程，对一口井的成败起着非常关键的作用。
本文主要是对尾管固井下尾管过程中，送入钻杆断裂后，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1.1 井深结构与作业情况该井采用4级井深结构，9-5/8”套管实际下入深度3582 m⊥2525.81m，井斜：44.74°。
四开8-1/2”井眼完钻深度4468 m⊥3199.21m，井底井斜40°，7"尾管设计下入深度4464.71 m，设计开发油顶4410 m。
配套旋转管串：可划眼浮鞋+高抗扭尾管+扭矩环+可旋转尾管挂。
本井通过模拟和计算，静止温度：111 ℃，循环温度：89 ℃。
压力：46 MPa，泥浆比重1.45g/cm 3，设计尾管固井水泥浆体系：低密硅粉水泥浆体系。
本井有断层，预测在3850 m⊥2722 m、3980 m⊥2822m有断距100m断层。
钻进过程中在断层段发生失返性漏失，堵漏后井况稳定。
在完钻后通井阶段，在4300m～4400m，频繁憋压憋扭。
采用5-1/2”送入钻具下入尾管，在尾管进入裸眼后至4047m遇阻，在经过多次上提下放活动管串后，5-1/2”送入钻具断裂，井内剩余管串坠落，然后下打捞工具探鱼顶，实测管串下行约319m，经过多次打捞和倒扣处理，最终将7"尾管从上而下第6根尾管公扣处倒开，送入钻具、尾管挂和倒开的部分套管起出井口。
造成7"尾管落鱼在井筒内，然后进行了7"RTTS挤水泥作业，从而固定了7"尾管落鱼。
后7"尾管固井送入钻具断裂情况下的处理措施刘北强中海油田服务股份有限公司油田化学研究院 天津 300452摘要：尾管固井是在上部已下有套管的井内，只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。
膨胀尾管悬空固井技术与应用
膨胀尾管悬空固井技术与应用1. 引言1.1 背景介绍传统的固井技术中存在着固井质量难以保证、固井成本高昂、井眼损坏等问题，而膨胀尾管悬空固井技术可以有效克服这些问题，提高固井质量，降低固井成本，减少井眼损伤，因此备受油气公司和服务公司的青睐。
随着我国油气行业的快速发展和对非常规油气资源的重点开发，膨胀尾管悬空固井技术正逐渐成为一个热门话题。
本文将深入探讨膨胀尾管悬空固井技术的原理、应用案例、优势、挑战以及未来发展趋势，旨在为油气行业的技术人员提供参考和借鉴，推动我国油气井固井技术的创新和发展。
1.2 研究意义膨胀尾管悬空固井技术是当前油气勘探开发领域的研究热点之一，具有重要的实用价值和广阔的应用前景。
在石油工程领域，膨胀尾管悬空固井技术的研究意义主要体现在以下几个方面：膨胀尾管悬空固井技术可以提高油井的完井质量和生产效率。
通过采用膨胀尾管悬空固井技术，可以有效地控制井底裂缝的发生，避免地层溢流、水气杂层等问题，提高井筒的完整性和封固效果，从而提高油井的生产效率和长期稳定性。
膨胀尾管悬空固井技术可以减少固井作业成本，并降低油田开发的投资风险。
相比传统的完井技术，膨胀尾管悬空固井技术可以减少固井材料的使用量，降低固井作业的人力物力成本，并且能够缩短固井施工周期，提高固井作业效率。
膨胀尾管悬空固井技术的研究还可以促进油井勘探开发技术的创新与进步。
通过不断改进膨胀尾管悬空固井技术，可以探索出更加高效、节能、环保的固井工艺，为我国油气资源的开发利用提供更为可靠的技术支撑。
研究膨胀尾管悬空固井技术的意义在于推动油气勘探开发技术的发展，实现更为可持续的能源发展路径。
2. 正文2.1 膨胀尾管悬空固井技术原理膨胀尾管悬空固井技术是一种利用膨胀尾管在井筒内形成封闭和支撑的方法，以实现悬空固井的技术。
其原理主要包括以下几个步骤：1. 尾管下沉阶段: 将膨胀尾管通过井口下沉到设计位置，在这个过程中需要控制下沉速度和方向，同时确保尾管的稳定性。
尾管固井技术资料
六. 尾管回接工艺
1. 尾管回接工艺的应用范围: (1)当钻井尾管或生产尾管以上套管受到损坏, 需要修补时, 可以将尾管回 接到井口或任意位置; (2)需要长封固段的深井, 因静压过高易压漏地层, 注水泥作业无法进行时, 可以采用先下尾管注水泥后, 再从尾管座环回接到井口或任意位置。 2. 尾管回接工艺的基本条件和要求: (1)尾管回接的基本条件是已下尾管悬挂器上必须有回接座环; (2)所有回接尾管都必须注水泥固定; (3)回接尾管既要保证上部的套管头坐在水下泥线悬挂器上又要保证下部 回接密封总成插入回接座环。海上钻井平台的特殊性, 使回接工艺变得更 加复杂。回接尾管的总长度却受到水下泥线悬挂和已下尾管回接座环的 限制, 加上井下高温对套管伸长的影响, 使确定回接尾管长度十分困难, 很 难满足上述要求, 解决的办法可以通过如下方法来实现: ①计划尾管作业时, 预先将尾管回接座环加长。座环增加的长度要以温度 和尾管自重使套管伸长等因素为主要依据, 同时也得做出增加下入工具长 度的计划; ②使用试下回接尾管的方法。即将回接尾管一直下到回接座环底部, 该回 接芯管密封总成插入回接座环, 已知尾管到转盘面的总长度后起出回接尾 管自泥线悬挂到转盘面部分的套管, 并选用较为合适的套管装上泥挂送入 工具, 坐在泥线悬挂上, 控制回接芯管密封总成能插进回接座环,但不要接 触座环底部。
第三节. 下尾管程序
1. 按照图6-14尾管部件入井程序组装管串下井。 2. 定期灌钻井液, 一般规定每下5～10根灌满一次。 3. 控制下放速度。根据本章第三节的方法计算尾管下放速度。 4. 尾管下完以后循环钻井液, 准确记录悬重。 5. 连接带有下入工具的尾管悬挂装置。 6. 用钻杆将尾管悬挂装置送入井内, 每下10柱钻杆灌满钻井液。 7. 当尾管装置入井后, 井内管柱不许转动。 8. 当尾管下至离井底一根钻杆单根时, 接上水泥头, 开泵循环 钻井液, 并缓慢将管柱下到井底, 当接触井底后上提到坐挂深度 处, 循环钻井液, 当循环到井下情况正常后开始坐挂程序。 9. 记录悬重。 10. 投坐挂球, 并用慢泵速将球送至承托接头, 缓慢加压到8.27 兆帕(1200磅/英寸2), 将会注意到有片刻的泵压下降, 这将意味 着液缸销钉被剪断。
莺歌海盆地东方13-1气田高温高压尾管固井技术
莺歌海盆地东方13-1气田高温高压尾管固井技术一、绪论1.1 研究背景1.2 研究目的1.3 研究意义二、莺歌海盆地东方13-1气田2.1 地理位置2.2 气藏特点2.3 存在问题三、高温高压尾管固井技术概述3.1 尾管固井的基本原理3.2 尾管固井的主要方法3.3 尾管固井参数设计四、东方13-1气田高温高压尾管固井实践4.1 施工流程4.2 固井工艺4.3 固井效果分析五、结论与展望5.1 结论5.2 展望参考文献一、绪论1.1 研究背景随着石油行业的发展，原油和天然气作为重要的能源供应一直受到国家的重视。
尤其是近年来，能源科技的研究推进，石油和天然气的产量不断攀升，天然气成为“清洁能源”的代表。
然而，高温高压井深是现代石油工业中的重要难题，特别是气井的开拓更是面临着高温高压井深的挑战。
因此，如何找到更加先进的高温高压尾管固井技术，是我们研究的重点。
1.2 研究目的本文旨在对莺歌海盆地东方13-1气田高温高压尾管固井技术进行深入的研究，探讨尾管固井的基本原理、主要方法以及参数设计等问题，为气井固井技术提供可行性实践，为气井的开发和生产带来实质性的帮助和推动作用。
1.3 研究意义尾管固井技术是现代石油开发和生产中的重要工艺之一，它不仅可以取得更高的采收率，同时也可以加强含硫天然气开采安全的保障。
在气井固井技术研究领域，尾管固井技术的应用是最重要的因素之一。
因此，研究高温高压尾管固井技术，对提高气井固井的技术水平和保证气井的开采安全具有重要的意义。
二、莺歌海盆地东方13-1气田2.1 地理位置莺歌海盆地是中国南部重要的气田区域，位于福建雄安大陆边缘盆地北缘，东北走向，总面积约4.6万平方千米。
东方13-1气田是莺歌海盆地内的重要气田之一，地理位置在北纬20°43'~20°48'，东经120°20'~120°28'之间。
2.2 气藏特点东方13-1气田是一个深埋滞留型气藏，位于上更新世构造运动的新构造界面上。
小间隙尾管固井技术
材料准备
准备好所需的水泥、砂、石子等原 材料，并确保这些材料的质量符合 要求。对于特殊要求的材料，需提 前进行采购和检验。
人员培训
对施工人员进行必要的技术培训和 安全培训，确保他们了解施工流程 、操作要点和注意事项，提高施工 效率和质量。
施工过程
井眼准备
按照设计要求，对井眼进行清理和修整，确保井壁光滑、 无杂物，为尾管的下入和固井创造良好的条件。
发展历程
介绍技术的起源、国内外研究现 状及发展趋势，体现技术的成熟 度和前瞻性。
技术的重要性和应用背景
重要性
阐述小间隙尾管固井技术在石油天然 气钻井工程中的地位和作用，如提高 钻井效率、降低钻井成本、保障油气 藏高效开发等。
应用背景
介绍技术适用的井型、地层条件及工 程需求，分析技术在各类钻井工程中 的应用情况及效果。
高工具的可靠性和耐用性。
针对现有技术的改进建议和方向探索
01
强化地层评估
在施工前进行详尽的地层评估，了解地层的物理性质和化学性质，为选
择合适的水泥浆体系和施工参数提供依据。
02
优化水泥浆设计
根据地层评估结果，优化水泥浆的性能参数，如密度、稠度、失水量等
，以提高水泥环的密封性和稳定性。
03
提高施工人员技术水平
02
小间隙尾管固井技术原理与特点
技术原理简介
01
小间隙尾管固井技术是一种特殊 的固井方法，其通过在井眼中放 置尺寸较小的尾管，实现固井作 业。
02
该技术利用小间隙尾管与井壁之 间的紧密配合，有效地封隔地层 ，防止流体窜流，确保井筒完整 性。
技术特点分析
01
02
03
04
固井工具和尾管固井工具维护保养规程
固井工具和尾管固井工具维护保养规程第一节循环接头一、概述循环接头接在井口管柱与地面循环系统之间，下套管中途或下完套管时，可接循环接头循环钻井液。
根据用途可分为套管一方钻杆循环接头（大小头式）和套管一水龙带循环接头（油壬式）。
前者用于下套管中途需要循环钻井液时使用，后者一般用于下完套管后使用。
二、现有型号现有型号20"、1878〃、13%〃、95/8〃、7〃、5，为大小头式循环接头（表6—1）。
表6—1循环接头技术规格图6—1方钻杆循环接头图6-2水龙带循环接头三、结构、工作原理套管一方钻杆循环接头一端带套管公螺纹，另一端为钻杆母螺纹的大小头，如图6—1所示。
套管一水龙带循环接头一端为套管公螺纹，另一端为由壬短节的两通接头，如图6—2所示。
四、使用、操作1、在钻台上卸去循环接头的上下护丝。
2、按塔指Q/CNPC-TZ52-2003《钻具判修和螺纹修复规范》检查循环接头上端的钻杆扣螺纹，按API套管标准检查循环接头下端套管螺纹。
3、循环接头两端涂丝扣油，并按标准规定扭矩连接在管柱上。
4、参照钻具接头及套管的操作方法，使用循环接头。
五、现场维护保养1、使用后应清除泥污，检查循环接头两端丝扣，然后涂防锈油，并存放于干燥通风处。
2、现场检查，出现判修、判废依据情况之一应回收修理或报废。
六、维修参照塔指Q/CNPC-TZ52-2003《钻具判修和螺纹修复规范》修复循环接头上端的钻杆扣螺纹，参照AP1套管标准修复循环接头下端套管螺纹。
七、判修、判废依据参照塔指Q/CNPC-TZ52-2003《钻具判修和螺纹修复规范》、API套管标准进行。
八、标准、规范塔指Q/CNPC-TZ52-2003《钻具判修和螺纹修复规范》、AP1套管标准。
第二节垫叉一、概述放在转盘方孔内，承放负荷套管吊卡的工具。
二、垫叉规格尺寸现有型号：20"(508mm)、1878〃(473.1mm).1378/z(339.7mm)>95∕s,f(224.5mm(表6—2)。
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 ℃。
尾管固井流程
尾管固井流程
尾管固井流程是一种用于油气井中的固井操作流程，目的是通过尾管固井，保证井口和井壁的密封性，确保油气井的安全和有效生产。
尾管固井流程包括以下几个步骤：
1. 准备工作：确定好固井设计方案，准备好所需的固井材料和工具，检查井口设备和尾管设备并确保其正常运行。
2. 尾管下放：将尾管通过钻杆或缆索降至井底，并与井口完井管或工作管连接，确保尾管垂直下放且与井筒无接触。
3. 注水净化：在尾管内注入清水，通过注入水进行净化清洗，保持井内清洁度。
4. 固井液处理：给井内注入适当的固井液，通过固井液的性质来控制井壁的稳定，增强密封性，同时要确保固井液的稳定性和流动性。
5. 封堵固井：在尾管的末端注入封堵材料，例如水泥浆，通过水泥浆的固化来封堵井筒，确保井口的密封性。
6. 吊卸尾管：等待固井胶结完全，通过钻杆或缆索将尾管吊卸出井下，同时检查固井质量，确保井壁固定和联合井身。
7. 检查井筒：对井筒进行检查，确保固井效果和井壁稳定性，
如果发现问题，需要进行返修或重新固井。
尾管固井流程的具体执行步骤和操作方法可能会根据井型和固井要求的不同而有所调整。
执行尾管固井操作时，需要严格遵循相关的安全操作规范和固井标准，并定期监测井内压力和温度等参数，确保固井的稳定性和安全性。
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
[Presented by Carl Feng]
第一节. 尾管类型
1.钻井尾管 其目的在于封隔漏失层、高压层, 或封隔 键槽井段等。 2.生产尾管 封固生产层, 作生产用的尾管。 3.回接尾管 修复尾管以上套管, 回接至井口或井内任件
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。
3. 回接尾管工具 下面是南海海域使用的得克萨斯铁厂(TIW)尾管回接工具的组成, 并以它为例说明尾管回接的一 般程序: (1) TIW LG型磨鞋(见图6-15), 用于磨铣已下尾管回接座环里的水泥和其它杂物; (2)TIW LG型回接芯管密封总成(见图6-16); (3)TIW孔板浮箍(见图6-15); 以上3项工具用于将尾管回接到井口的作业。如果计划将尾管回接到任意位置, 需增加如下工具 和部件: (4)TIW LF型承托环(见图6-15); (5)常用B型可回收密封补心外套的TIW G型座环(见图6-13); 图6-15 TIW尾管回接工具 图6-16 (6)TIW尾管胶塞(见图6-12E)和钻杆胶塞(见图6-12D); (7)TIW LN型下入工具带可回收密封补心(见图6-14); (8)水泥头。 4. 回接程序 我们把回接到井口的尾管工艺称为全尾管回接工艺, 把回接到任意井段的尾管工艺称为部分尾管 回接工艺。 (1)全尾管回接程序: 1)下TIW抛光磨鞋。当缓慢下放磨鞋时, 通过低速旋转抛光TIW LG型座环; 2)当磨至座环底部时, 应注意将出现扭矩增加时悬重轻微减少。磨鞋仅起抛光作用, 不能切切削加 大LG型座环的内径; 3)循环铁屑出井; 4)将磨鞋起出井眼; 5)在第一根回接尾管底部连接TIW LG型回接芯管密封总成; 6)在密封总成以上要求的任选位置(一般2根套管)接TIW孔板浮箍; 7)接尾管并定期检查灌浆是否正常; 8)将回接尾管下至井下尾管的顶部, 然后在最后一个单根顶部接水泥头; 9)在开泵循环状态下下放尾管直至回接芯管密封总成进入LG型座环, 这时泵压将升高; 10)上提回接尾管, 将回接芯管密封总成的密封短节从座环中起出, 恢复循环;
尾管固井施工复杂情况分析及对策
240CPCI 中国石油和化工石油工程技术尾管固井施工复杂情况分析及对策孙泽秋1 覃 毅2 代红涛1 李 东2 卢三杰2（1.中国石化石油工程技术研究院德州大陆架石油工程技术有限公司 山东德州 253005；2.中国石油集团渤海钻探工程有限公司第一固井分公司 河北任丘 062552）摘 要：尾管固井是石油钻井中的一项重要的工艺技术，其施工流程比较复杂，对现场技术要求比较苛刻。
文中介绍了尾管固井的工艺流程，并对尾管固井中常遇到的复杂情况进行原因分析，针对每种异常情况，提出了针对性的预防和控制措施，很大程度上避免了风险的发生，对于指导尾管固井施工具有重要意义。
关键词：尾管固井 尾管悬挂器 井漏 注水泥浆 球座 胶塞1 尾管固井工艺尾管固井施工，是用钻具将尾管送放至设计位置，通过尾管尾管悬挂器将套管悬挂在外层套管内壁上，并利用泥浆将注水泥浆顶替至外环空，将裸眼段封固，固井结束后将送入钻具起出。
尾管悬挂器作为尾管固井的核心工具之一，坐挂为液压式，采用投球憋压的方式实现坐挂。
使用时配合专用的送入工具，将尾管尾管悬挂器及尾管下入到井内设计深度。
投球，当球到达球座后憋压，压力通过尾管悬挂器本体上的传压孔传到液缸内，剪断液缸剪钉，推动活塞、液缸、推杆支撑套及卡瓦上行，卡瓦沿锥面涨开，楔入尾管悬挂器锥体和上层套管之间的环状间隙里，当钻具下放时，尾管重量被支撑在上层套管上。
继续打压，憋通球座，建立正常循环。
然后进行倒扣、注水泥、替浆作业。
最后将送入工具和密封芯子提离尾管悬挂器并循环出多余水泥浆，起钻，候凝[1-3]。
2 尾管固井异常分析2.1 下套管过程中井漏。
地层承压能力低；下套管速度过快，产生了激动压力过大，压漏地层；套管接箍或套管扶正器刮削井壁，破坏了井壁稳定造成井漏。
2.2 悬挂器不能坐挂。
尾管浮重超过悬挂器的额定载荷；憋压值不够；剪切销钉压力值过大；上层套管受损变形。
2.3 悬挂器不能成功倒扣。
未能坐挂成功；钻杆回缩距不够；倒转圈数不够。
尾管固井技术措施
尾管固井技术措施尾管固井是石油钻井中的重要环节，是保证井筒完整性和井下安全的关键步骤。
尾管固井技术措施旨在防止井筒失稳、减少井眼破裂和漏失情况的发生，确保井底油气安全输出和井口环境的保护。
本文将介绍常用的尾管固井技术措施，并探讨其优缺点及适用范围。
1. 尾管固井技术概述尾管固井是指在钻井完井阶段，使用特定的水泥浆浇筑到井筒尾部，以保证井筒的完整性和安全性。
尾管固井技术的基本原理是将水泥浆高压注入井筒内，形成环形的封隔层，防止油气外泄和井筒破裂。
2. 尾管固井技术措施2.1 尾管设计尾管设计是尾管固井的首要步骤。
尾管的直径、壁厚、材料选择等都需要根据井筒的特性和下部地层的情况来确定。
尾管设计的合理性直接关系到固井后井筒的完整性和稳定性。
2.2 设备准备在进行尾管固井前，需要准备好相应的固井设备和工具。
包括水泥搅拌装置、水泥泵、管道和尾管位置检测工具等。
同时，还需要确保液压系统、搅拌系统和注入系统等设备的正常运行。
2.3 水泥浆配方设计水泥浆配方设计是尾管固井中关键的一环。
根据井筒的深度、压力和地层环境等因素，设计出适合的水泥浆配方。
水泥浆应具有良好的流动性和充填性，能够在井筒中完全充填空隙，并具有足够的强度和粘结力。
2.4 尾管固井操作尾管固井操作包括水泥浆搅拌、注入、排空和固化等步骤。
首先，将水泥粉和水按照一定的比例混合，搅拌成均匀的水泥浆。
然后，使用水泥泵将水泥浆高压注入尾管中，并通过排空工具排除空气和杂质。
最后，等待一定时间，水泥浆会固化形成强固的封隔层。
3. 尾管固井技术的优缺点3.1 优点尾管固井技术能够有效地保护井口环境，防止油气外泄和井筒破裂。
它能够提高井筒的完整性和稳定性，减少井下事故的发生。
同时，尾管固井技术操作简单、成本较低，适用范围广。
3.2 缺点尾管固井技术需要在井筒深部进行操作，工作环境较为复杂。
同时，由于地层环境的不同，水泥浆的配方和固化时间会有一定的变化，需要钻井工程师根据实际情况进行调整。
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。
双级尾管固井技术(精)
4、性能特点
①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 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。 ④悬挂器上下均配有扶正环，可以保证扶正效果。又 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 压5-10吨，然后正转即可倒扣。
尾管悬挂器设计原理、工具结构和座挂原理的不同，它又可以
分为机械式和液动式两种，而目前常用的是液压式这种悬挂器 主要是依靠专门的结构附件，通过井内蹩压来实现尾管座挂， 可用于任何井型（直井、定向井）。 固井技术服务公司
2、液压悬挂器主要结构及附件
1)悬挂器主要由两部分组成：悬挂器本体和送入工具 本体：锥体、液压缸、活塞、剪切销钉、推进杆、卡瓦、 回接筒、扶正块等。如果是双液缸的，卡瓦分上卡瓦 和下卡瓦等，只能一次性使用。 送入工具：提升短节、变扣接头、倒扣螺母、中心管等 组成，可以回收，检修后可重复使用。 2) 配套使用的附件:浮鞋、浮箍、球座短节、大小胶塞 及铜球 3)悬挂器主要规格： φ339.7mm×φ244.5mm
6、尾管固井特点：
（1）泵压高，施工困难，由于悬挂器的结构设计所至，它的 流道截面积较重合段已有大幅度下降，而且座挂后流道截面 积还要下降许多。例如φ244.5mm×φ139.7mm悬挂器座挂后， 流道截面积仅31cm2，下降41.5%，只相当φ6.28mm的通径， 环容只有3.1l/m，只是重合段环容的12%，若和裸眼段环容相 比则下降的更多。这样一来，固井中此处必然产生大量压耗， 导致泵压猛增。
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所谓双级固井工艺技术是 指通过一种特殊固井工具-分级 箍及其各种配套的塞子，来实 现将较长的水泥封固井段分成 两段进行封固。
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二、尾管悬挂装置组成及其附件
密封总称：由密封外壳和密封芯子组成。
密封外壳 密封芯子 挡块
二、尾管悬挂装置组成及其附件
回接筒 胶塞：包括钻杆胶塞和尾管胶塞。
球座总成
浮箍、浮鞋
三、工作原理
1. 体系DYX-AF型Φ244.5×Φ177.8（95/8"×7"）尾管封隔悬挂器采 用液压坐挂悬挂器、机械坐封封隔器方式。 2. 使用时配合专用的送入工具，将尾管封隔悬挂器及尾管下入到井内 设计深度。 3. 投球，当球到达球座后憋压，压力通过悬挂器本体上的传压孔传到
尾管固井技术介绍
内容介绍
一、尾管类型 二、尾管悬挂器组成及其附件
三、工作原理
一、尾管类型
1．钻井尾管。其目的在于封隔漏失层、高压层，或封隔键
槽井段等。
2．生产尾管。封固生产层，作生产用的尾管。 3．回接尾管。修复尾管以上套管，回接至井口或井内任何 部位。
二、尾管悬挂装置组成及其附件
1．尾管悬挂装置分为液压式和机械式两种。
液缸内，压力推动活塞上行，剪断液缸剪钉，再推动推杆支撑套，
并带动卡瓦上行，卡瓦沿锥面涨开，楔入悬挂器锥体和上层套管之 间的环状间隙里，当钻具下放时，尾管重作原理
4. 倒扣及固井作业完成后，缓慢上提送入工具，当涨封挡块提出回接 筒后，涨封挡块在弹簧作用下涨开，下放钻具，涨封挡块压在回接 筒上面。 5. 继续下放钻具，钻具重量通过涨封挡块传至回接筒，再传至锁紧滑 套，剪断销钉后挤压封隔器胶筒，封隔器胶筒在外力下挤压变形，
二、尾管悬挂装置组成及其附件
悬挂器本体总成：由锥体、液缸、活塞、卡瓦等件组成。
锥体
卡瓦
剪钉
活塞
液缸
二、尾管悬挂装置组成及其附件
封隔器总成：由本体、胶筒、锁紧机构等件组成。
座封剪钉
封隔器胶筒
封隔器本体
二、尾管悬挂装置组成及其附件
送入工具：该工具可重复使用。由防砂罩、提升短节、座封挡块、
倒扣总成及中心管组成。
将封隔器本体与套管之间的环状间隙封隔住，锁紧滑套自锁。
6. 将送入工具和密封芯子提离悬挂器并循环出多余水泥浆，起钻，候 凝。
2．以下主要以DYX-AF型Φ244.5×Φ177.8（9-5/8“×7”） 尾管封隔悬挂器为例介绍尾管固井技术。
二、尾管悬挂装置组成及其附件
DYX-AF型Φ244.5×Φ177.8（9-5/8"×7"）尾管封隔悬挂
器为悬挂器与封隔器一体式。主要由悬挂器本体总成、 封隔器总成、密封总成、送入工具等件组成。其中：悬 挂器为单液缸、单锥单排卡瓦、液压坐挂；封隔器为机 械涨封。