又溢又漏井固井技术
固井技术(油气井钻井工程中的环节)
固井技术（油气井钻井工程中的环节）引言：一、固井前的准备工作1.确定井口注入液体的类型：根据不同的井口情况和需要达到的效果，选择合适的固井液体类型。
一般来说，常用的固井液体有水泥浆、聚合物浆料等。
2.准备固井液体：按照井口注入液体的类型，准备相应的固井液体。
这其中包括水泥、添加剂等。
二、固井工艺的选择与设计1.固井方式的选择：根据井眼的地质情况、井深、钻井环境等因素，选择适合的固井方式。
常见的固井方式有单胶囊固井、双胶囊固井以及二级固井等。
2.固井设计：根据地层情况、井口注入液体类型以及固井目的，设计固井方案。
固井设计需要考虑井深、井眼直径、地层特征等因素。
三、固井液体的注入与硬化1.液体注入：将准备好的固井液体注入井口，注入过程需要通过压力控制保证注入效果。
2.硬化过程：固井液体在注入井口后，会发生硬化过程。
这个过程将使固井液体逐渐变硬，形成固体胶体，从而形成固定的井壁。
四、固井质量的控制与评估1.固井质量的控制：通过监测井口注入液体的压力、流量等指标，控制固井的质量。
一般来说，压力和流量的变化可以体现固井质量的好坏。
2.固井质量的评估：固井完成后，通过各种方法对固井质量进行评估。
例如，可以使用超声波传感器对固井质量进行检测，判断是否存在裂缝、空洞等问题。
五、固井后的后续工作1.固井封堵：对已经固化的固井液体进行封堵处理，以保证井壁的密封性。
这个过程中需要根据固井质量评估的结果，采取相应的措施。
2.固井记录与分析：对固井过程进行记录和分析，以便今后类似井口的固井作业有所借鉴。
总结：固井技术在油气井钻井工程中起着至关重要的作用。
固井工作需要进行充分的准备工作，选择合适的固井工艺，并在液体注入与硬化过程中进行控制与评估。
固井工作完成后，需要进行后续的封堵和分析工作。
通过合理的固井技术，能够保证井壁的稳定性，防止地层流体泄漏，从而提高油气采收率，并保护地下水资源的安全。
谈又喷又漏井的固井技术文档
谈又喷又漏井的固井技术文档谈又喷又漏井的固井技术川东地区钻探的深井，大多数目的层是石炭系。
通常244.5mm套管下至T21j3中部，要钻达目的层石炭系还要钻过T21j2，T21j1T11j1，T1f，P2ch，P2l，P1m，P1q，P1l等层系。
由于这几个层系地层压力各不相同，差异较大，在同一裸眼中常常存在漏失层和产气层，这就给钻井工作和固井工作带来许多问题，即又喷又漏，处理这类问题非常困难。
针对又喷又漏问题，在钻井过程中研究和发展了处理这类问题的一些有效方法，如反循环堵漏压井技术，平衡钻井技术等，收到了良好的效果。
但有一部份井，由于钻井液密度低，采取桥堵或降密度钻进等方法，解决了钻井过程中的喷漏问题。
而在固井过程中，因水泥浆密度很难调节到与钻井液密度一致，且下套管后环空流动阻力的增加等因素，导致固井过程中发生井漏，进而诱发溢流和井喷。
因此，要保证环空有良好的水泥环质量，不窜不漏，就显得很困难。
本文正是针对这些问题的一些探讨和实践，取得了良好的效果。
1又喷又漏井的特点1.1又喷又漏井在钻井过程中的表现形式又喷又漏井在钻井过程中，一般表现为上喷下漏和上漏下喷两种形式。
上喷下漏是产气层在漏失层的上部，通常表现为上部气层为高压层。
当钻进上部气层时，须采用高密度钻井液平衡气层，而钻下部地层时，因液柱压力过高压裂地层而发生钻井液漏失，导致整个井筒内部液柱压力降低，诱发上部气层发生溢流或井喷。
上漏下喷是漏失层在产气层的上部。
通常发生在钻进下部地层时发生溢流，当提高钻井液密度压井时，造成上部低压层发生井漏，导致井内液柱压力降低，反过来再次诱发下部气层发生溢流或井喷。
1.2又喷又漏井在固井工程中的表现形式它与钻进中发生的情况不一样，不同之处在于固井下套管前井眼处于稳定平衡状态，即不喷不漏。
只是在固井作业中，如下套管作业时，因下放速度过快造成压力激动，下完套管开泵过猛；注水泥施工作业中，水泥浆密度多于钻井液密度，当水泥浆顶替到环空后，环空液柱压力升高等引起井漏，使井内液柱压力降低而诱发气层发生溢流或井喷。
王36斜-1井“喷漏同存”固井技术
（） ５ 增强水泥浆的防窜性能。在水泥浆 中加入 防窜剂 ， 使水泥浆在胶凝过程中产生膨胀压力 ， 弥补
Ｏ０ ｔ 水泥浆失重时造成的压力降低 ， 并优化水泥浆性能， 剂＋ ．２ 缓凝剂 ４ ２ 施 工情 况 ． 水泥浆呈直角稠化。实际尾浆防窜系数为 ０ ５ ， ．５ 表 （） １ 注入 ２ ．ｍ 密度 １３ｇ ｃ ３黏度 ５ ｓ ００ ．２／ｍ 、 ５ 前导 明水泥浆防窜效果好 。主要 性能见表 ３ 实验 温度 ，
为 ７ ℃ ， 力 ３ ＭＰ 。 ３ 压 ５ ａ
表 ３ 水 泥 浆 主 要 性 能
钻 井液 。 （ ） 水 泥 车 注 ８ ０ 度 １ １ｇｅ ２用 ．ｍ 密 ． ２／ｒ 的驱 油 ａ
冲洗液 、． ｍ 密度 １１ ｇｅ ２０ ．２／ｍ 的隔离液。 （ ） １． ｍ 密度 １ ６ｇ ｅ 。 ３ 注 ００ ． ／ｒ 稀水 泥浆 ， ４ ａ 排量
壁上的含油虚泥饼和油膜进一步 冲洗 ， 使紊流接触
时间大于 ７ ｉ， 防止窜槽、 ａ ｒｎ 对 提高顶替效率具 有重 要作用 。实际注入 ８ 。 ｍ 密度 为 １１ｇｅ 。 ．２ ／ｒ 驱油冲洗 ａ
液。
泡剂清除泥浆 中气泡， 调整泥浆性能。现场配方如
下。
冲洗液
消泡剂 隔离液
８０ ．ｍ 盐水 ＋ ．ｔ ０ ８ 驱油 冲洗剂＋ ．５ ００ｔ
２ 固井技术 主要难点分析
（） １ 井漏现象非常严重。王 ３ ６斜一 井全井漏 １
失 １ 次， ９ 失返性漏失 ２井次 ， 其突出特点是漏层多、 跨距长 。虽然进行了桥浆、 桥浆＋ 水泥浆、 水泥浆等
反复堵漏， 但地层承压能力提高有限， 压井液密度超 过 １３ ｇｃ ．４／ ｍ 时就漏 ， 注水泥及替浆过程 中仍有漏
又溢又漏井固井技术
又溢又漏井固井技术固井技术服务公司肖庆昆摘要：溢漏并存井固井施工中存在着井下易漏失返高不够，侯凝期间水泥浆“失重”地层流体侵入环空发生窜槽固井质量差，水泥浆顶替效率差等难点。
本文针对存在的固井难点，研究出了高强低密度水泥浆体系，采用了近平衡压力固井技术，并优化了前置液性能及用量，较好地解决了溢漏并存井固井技术难点，为类似复杂井固井提供了可行性借鉴。
关键词：固井井漏防窜低密度前言：随着油田勘探开发的不断深入，注采比越来越大，与油田开发初期处于原始状态的地层压力系统相比较，中后期地下情况发生了很大变化，形成许多憋压层、流体亏空层等，钻井过程中溢漏并存形象时有发生，对固井施工提出了严峻的考验。
为此研究开发出了高强低密度水泥浆体系，该体系水泥具有较高的早期强度，水泥浆防气窜能力系数SPN值小于3，配合合理的技术措施，有针对性的解决了溢漏并存井固井技术难题，取得了较为满意的效果。
1 主要固井难点1.1井漏问题对于低压易漏井而言，地层压力低于环空水泥浆液柱压力时，就会发生漏失，为保证水泥浆返至设计高度，而不发生漏失，是低压易漏井固井作业的一个难点。
1.2低密度水泥浆问题采用低密度水泥浆固井是降低环空水泥浆液柱压力的主要措施，但低密度水泥浆水泥石的抗压强度普遍较低，若使用不当，会出现问题，无法满足油气层段得射孔要求和油气层改造的要求。
1.3防窜问题由于封固段需要穿越不同的地层压力层系，注水泥结束后，环形空间内发生油气水侵是影响固井质量的一大难题。
大量生产实践实验和科学研究证明，造成油气水侵的主要原因是在水泥浆凝结过程中，其液柱压力不断降低，即水泥浆“失重”。
当作业于井筒环空内的液柱压力降至低于油气水层压力的某一时刻，油气水就会侵入环空，发生窜流。
1.4顶替效率问题由于存在低压易漏层系，因此施工排量不能太大，难以实现稳流顶替，因此顶替效率的提高也是低压易漏井固井的技术难题之一。
2 技术措施2.1优化环空浆柱结构，采用近平衡压力固井考虑到井下溢漏并的情况，固井施工既要做到固井时不发生漏失，又要做到施工完水泥浆失重后不发生溢流，就必须从优化环空浆柱结构出发，根据溢、漏层的位置，计算各段的环空液柱压力，采用近平衡压力固井，环空浆柱结构从上到下设计为：钻井液+冲洗液+隔离液+低粘钻井液+低密度水泥浆+常规密度水泥浆。
中原油田漏失井固井技术
中原油田漏失井固井技术【摘要】中原油田是一个典型的复杂断块油气田，油气分布比较散，经过20年的开采已经进入了开发的中后期，主要靠注水井进行采油。
注水井使得地层岩石力学性质发生了较大变化，使得局部形成超高压地区，如胡庄地区、文明寨地区个别井密度已经超过1.70g/cm，层间压力差异大，因而在同一口井中形成多套压力系统，在钻井和固井过程中经常遇到漏失问题。
我处在2004年针对易漏失井的固井工艺技术进行研究取得了良好的应用效果，但是漏失井的固井优良率低，2009年漏失井占了油层固井总数的10%，优良率却不足40%，为了完成75%的固井优良率指标，因此，易漏失井固井工艺技术完善推广已成为当务之急。
【关键词】漏失井固井技术1 中原油田漏失井难点（1）井眼中多套压力系统的存在，压稳和漏失都需要兼顾考虑，堵漏工作困难，堵漏后极限压差小，固井作业安全窗口小，这种现象主要发生在文留地区；（2）地层亏空严重，钻井过程中漏失严重，如濮3-468井漏失达千方，堵漏形成的强度不够，易造成固井再次发生漏失；（3）井底漏失现象严重，堵漏工作不扎实，造成固井替浆后期漏失，油顶或盐顶封固不好，此种现象各个地区均存在；（4）个别地区在注水泥过程中发生漏失后，井口就不能见液面，水泥返高不能封过油顶，甚至不能封住主要油气层，这种现象多发生于户部寨地区；（5）部分地区发生漏失后，由于液柱压力下降，井眼发生垮塌，不能再次建立循环，使固井工作不能正常进行，此种现象多发生于濮城地区的濮3块；（6）堵漏材料在井壁上附着和存在于钻井液中，为了防漏不能筛除，造成钻井液流动性差，水泥浆顶替困难，第二界面胶结质量差。
2 针对性技术措施2.1 固井前井眼准备2.1.1 钻井完井过程中的防漏堵漏工作我们知道下完套管和固井过程中发生井漏，其处理余地都非常小，往往许多钻井堵漏行之有效的技术措施都不能使用，从而导致固井失败，固井质量达不到要求。
因此，做好钻井完井过程中的防漏堵漏工作对于固好漏失井尤为重要。
钻井作业溢流与压井现场操作技术
6月29日9:43井口钻杆氢脆，井口钻具断,险些失控。井内断成3 截，压井、倒扣、侧铣处理至1983年9月15日后无进展。1984年6 月2日开始从4433m侧钻。
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长庆井控培训中心---井控培训讲义
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对一些低压、低渗，中低产的气田，且气层保护要求高的特点， 更要认真搞好平衡压力钻井工作，避免发生溢流和压井。须知，溢流 后压井，对产层伤害是最大的。运用欠平衡钻井、空气钻井、天然气 钻井、氮气钻井等技术，这些都是保护油气层的有效办法。
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H2S的毒性较一氧化碳大五～六倍，几乎与氰化氢同样剧毒。
人对不同浓度(nóngdù)的H2S的感觉，与不同浓度(nóngdù)的H2S
对人体的伤害ቤተ መጻሕፍቲ ባይዱ分成:
H2S浓度 mg/m3
人体中毒情况(qíngkuàng)
15
可嗅到一种明显的和讨厌的臭蛋气味
30
可在露天安全工作８小时
150
3～15分钟可抑制嗅觉能刺痛眼和喉道
300
很短时间内就抑制嗅觉，刺痛眼和喉道
750
人发晕，几分钟内停止呼吸需立即作人工呼吸
1050
很快就不省人事，若不作人工呼吸将导致死亡
1500
立即不省人事，几分钟内死亡
精品资料
长庆井控培训中心---井控培训讲义
含硫天然气井一旦井喷失控，大大增加了处理的难度。 含硫天然气井钻井对施工作业者和周边居民造成严重威胁与高含硫气 田较多的其他国家(guójiā)相比，我国除西北地区外，人口密度都很大，川 渝地区更属特别突出地区之一。 四川渡1井1995年12月25日用密度为1.69 g/cm3（设计钻井液密度 1.80～1.85 g/cm3 ）的钻井液钻至井深5037m（进二叠系茅二5m）发现溢 流2.2m3。停泵，停转盘，上提钻具（155t）接头出转盘面3m。关环型防 喷器，关半封，立压1.5↑4.2MPa，套压7.5↑15.2MPa。关井观察，立压 4.2↓1MPa，套压由7.5↓6.9MPa。关环形，开半封防喷器活动钻具。 活动钻具时，控压11MPa循环加重泥浆。入口密度1.75 g/cm3，出口 密度1.67g/cm3，液面涨3m3，出口喷纯气，喷高约5m，套压由 11↑20MPa
钻井溢流的处理和压井作业
钻井溢流的处理和压井作业第四十六条溢流应在2m3内发现。
发现溢流立即关井，疑似溢流关井检查。
关井方式推荐采用硬关井。
第四十七条溢流关井信号为一声长鸣笛；地面检测到有硫化氢逸出的关井信号为两声短鸣笛加一声长鸣笛。
关井结束信号为两声短鸣笛，开井信号为三声短鸣笛。
长鸣笛时间15s以上，短鸣笛时间2s左右。
第四十八条下套管和起下加重钻杆发生溢流时，按起下钻中发生溢流进行处理。
第四十九条电测时发生溢流应立即起出井内电缆；如果条件不允许，则立即剪断电缆，按空井溢流关井操作程序关井，不允许用关闭环形防喷器的方法继续起电缆。
若是钻具传输测井，应剪断电缆按起下钻中发生溢流进行处理。
第五十条最大允许关井套压值的确定原则（一）下深1000m以内的表层套管或技术套管固井后，钻进5m～10m做地层破裂压力试验（若套管鞋处为非泥页岩和砂岩地层，则按上覆岩层压力的80%作为地层破裂压力。
上覆岩层压力梯度按0.025MPa/m计算），取套管抗内压强度的80%、井口装置额定压力和地层破裂压力所允许关井套压三者中的最小值作为最大允许关井套压。
（二）技术套管下深超过1000m、套管鞋处为泥页岩或砂岩地层时，其固井后最大允许关井套压值的确定同上述第一条；技术套管下深超过1000m、套管鞋处为碳酸盐岩地层时，取套管抗内压强度的80%和井口装置额定压力所允许关井套压两者中的最小值作为最大允许关井套压，其薄弱地层的承压能力只作为参考。
（三）油层套管固井后，取套管抗内压强度的80%和井口装置额定压力所允许关井套压两者中的最小值作为最大允许关井套压。
第五十一条放喷应请示项目建设单位和钻井承包商主管领导批准，若情况紧急，经钻井监督同意，由钻井队长组织实施放喷。
第五十二条天然气井溢流不允许长时间关井而不作处理。
在等候加重材料或在钻井液加重过程中，视情况间隔一定时间向井内灌注加重钻井液，同时用节流管汇控制回压、保持井底压力略大于地层压力排放井口附近含气钻井液。
固井工艺技术
固井工艺技术，听起来是不是有点枯燥？别急，让我来给你讲个故事，让你了解这门技术的同时，还能乐呵乐呵。
话说，有这么一个油田，它就像一个巨大的宝藏，里面藏着数不尽的石油。
但是，想要把这些石油从地下抽出来，可不是一件容易的事。
首先，你得钻个井，这个井得足够深，才能触及到那些石油。
但是，井壁得结实，不然的话，井壁塌了，那可就麻烦大了。
这时候，固井工艺技术就派上用场了。
想象一下，你手里拿着一个巨大的吸管，想要从地下吸出石油。
但是，吸管太软，一吸就瘪了，这可不行。
所以，你得用一种特殊的材料，把吸管的外壁加固一下，这样吸管就能承受住地下的压力，不会瘪掉。
固井工艺技术，就是用来加固这个“吸管”的。
这个技术，说起来简单，做起来可不简单。
首先，你得选择合适的材料，这个材料得能承受地下的高温高压，还得能和井壁紧密结合，不留缝隙。
然后，你得精确控制这个材料的注入量和注入速度，多了不行，少了也不行。
有一次，我有幸参观了一个固井现场。
那场面，真是壮观。
巨大的机器轰鸣着，工人们穿着厚重的工作服，戴着安全帽，忙碌着。
他们把一种叫做水泥浆的东西，通过管道注入井中。
这个水泥浆，就是用来加固井壁的。
看着那水泥浆一点点注入井中，我心想，这可真是个技术活儿。
固井完成后，工人们还得检查一遍，确保井壁没有裂缝，没有渗漏。
这可是关系到油田安全的大事儿，一点儿也马虎不得。
我看着他们认真的样子，心里不禁佩服。
这固井工艺技术，虽然听起来枯燥，但背后却有着这么多的学问和辛苦。
所以，下次再听到固井工艺技术这个词，你可别小看了它。
这可是一项关乎油田安全，关乎我们能源供应的重要技术。
而且，了解了它背后的辛苦和学问，你也许会对它产生新的认识和敬意。
毕竟，每一项技术背后，都有着无数人的汗水和智慧。
固井施工技术措施
固井施工技术措施1.套管固井技术：套管固井是指通过将管道（套管）插入钻井井筒中，并以适当方式固定，以强化和保护井壁，防止塌陷和渗流现象。
套管的选择应根据地质情况和井筒条件来确定，一般情况下，采用多级套管固井技术，通过分段设置套管，使井筒的强度和密封性更加可靠。
同时，还可以采用套管间灌浆技术，注入合适的水泥浆体，使套管与井壁间形成高强硬的固体结构，提高井壁的稳定性和密封性。
2.泥浆循环和排除气体：在固井过程中，要及时排除井筒中的气体，并保持泥浆的循环稳定。
在钻井过程中，使用泥浆循环系统，通过循环泵将泥浆从井口注入井筒，经过井底孔插入岩心，然后再从套管间隙中回流到地面。
这样可以有效地排除井筒中的气体，并保持井筒的稳定。
另外，还可以通过设置鼓风机和排气口等设备，实时监测和排除井筒中的气体。
3.隔水固井技术：隔水固井是指在钻井过程中，采用一定的技术手段，将井筒中的水尽可能排除，使井底部分仅留有差压，以保证井筒的稳定和固井质量。
在固井过程中，可以通过使用防漏固井泥浆和水基泥浆等，在井筒中形成隔水层，将地层水与泥浆分隔开来，从而保证固井质量。
4.固井质量控制：固井施工过程中，还需要严格控制固井质量，以保证井筒的强度和密封性。
在固井前，需要对井筒进行清洗和酸化处理，同时要进行固井液测试，测试其密度、黏度、流动性等物理指标，确保其符合设计要求。
在固井过程中，要密切监测注入泥浆的压力和流量，保持固井液的稳定性和流动性。
固井后，还需要进行固井质量检测，通过测量固井质量指标，如固井浓度、贯入度等，以判断固井质量是否符合要求。
综上所述，固井施工技术措施是保证油气井井筒强度和密封性的重要措施，通过套管固井、泥浆循环排气、隔水固井和固井质量控制等技术手段的应用，可以有效地保证井筒的稳定性和固井质量，确保油气开采的安全与高效。
水平井固井方法
水平井固井方法
水平井固井方法指的是在建造水平井时采取的一种固井技术。
该方法主要是为了保证水平井壁的强度和稳定性，避免井壁塌方和漏水等问题的发生。
具体的固井方法有以下几种：
1. 钻进液固井方法：将水泥浆注入井孔中，靠压力使其固结。
2. 微泡水泥固井方法：在水泥浆中加入适量的微泡剂，使其形成泡沫状，提高其流动性和固结性。
3. 膨润土固井方法：将膨润土和水混合成浆状，注入井孔中，膨胀后固结。
4. 钢管固井方法：在井孔内安装钢管，并将水泥浆沿着钢管注入，形成固结层。
5. 增强管固井方法：在井孔内安装增强管，再将水泥浆注入管内，形成固结层。
水平井固井方法的选择取决于地质条件、井深、井壁稳定性等因素。
采用合适的固井方法可以有效地保证水平井的安全和稳定。
- 1 -。
天然气井溢流井喷预防与压井现场处理技术
考虑到鱼顶上堆积物较多，井下状况不清，事故一时难以处理 完，考虑到各方面的影响和压力，为稳妥起见，于2004年1月3日打 水泥20t×1.85g/cm3对该井进行暂闭。
“12.23”井喷事故
罗家17井 3476305.5 1923258.93 12.5
321
罗家注1井
2.82m
罗家2井
该井2003年12月23日钻至井深4049.68m，循环泥浆后起钻。 12月 23日起钻至井深209.31m，发现溢流泥浆1.1 m3 (?),立即下放钻具， 抢接回压凡尔无效，抢接顶驱无效，发生强烈井喷。
2、易发生溢流井喷，关井压力高
天然气的密度只有原有密度的千分之一，与油井相比，天 然气井易发生溢流井喷，关井压力高。
四川苍溪龙4井1983年6月27日完钻，完钻井深6026m，完 井试油最高关井达103.95MPa，压力还在上升,超过安装使用的 15000psi卡麦隆采气井口允许关井压力103.42MPa，被迫放喷。 此后，由于受井口和套管强度的限制，采取间断关井、放喷的 措施，历时三年，套管发生损毁，最后该井暂闭。
偌大的高桥镇人去楼空
后发现井口已停喷。分析为因钻具氢脆折断落井，液控已处 关位的防喷器自动关井，井口停喷。
使用魔术弹，在距喷口约70m处第二次点火成功。观察井口 压力28MPa，全开1#、3#放喷管线放喷。
12月25日进行抢险压井施工准备。技术组完成了抢险压井方 案，搜救工作在地方政府和武警部队统一安排下全面展开。 四川石油管理局、西南油气田分公司、中石油集团公司和重庆市 领导等连夜赶赴现场，主持研究抢险压井方案，部署抢险工作。
溢流井涌、井漏的原因及征兆
3溢流/井涌、井漏的原因及征兆3.1溢流/井涌原因及征兆溢流是指所钻地层压力大于井内钻井液柱压力时，地层压力迫使地层流体进入井内的现象称之为溢流。
溢流的严重程度主要取决于地层的孔隙度、渗透率和负压差值的大小。
地层孔隙度、渗透率越高，负压差值越大，则溢流就越严重。
3.1.1溢流的原因溢流发生的原因很多，其最根本的原因是井内压力失去平衡、井内压力小于地层压力。
（1）地层压力掌握不准确。
这是新探区和开发区钻调整井时经常遇到的情况。
特别是裂缝性碳酸岩地层和其他硬地层压力更难准确掌握。
开发区注水使地层压力升高等原因，造成地层压力掌握不准确。
（2）起钻时井内未灌满钻井液。
起钻过程中，由于起出钻柱，井内钻井液液面下降，这就减小了静液压力。
只要钻井液静液压力低于地层压力，溢流就可能发生。
在起钻过程中，向井内灌钻井液可保持钻井液静液压力。
起出钻柱的体积应等于新灌入钻井液的体积。
如果测得的灌浆体积小于计算的钻柱体积，地层中的流体就可能进入井内，溢流就可能在发生。
（3）过大的抽吸压力。
起钻的抽吸作用会降低井内的有效静液压力，会使静液压力低于地层压力，从而造成溢流。
起钻时井内钻井液补充量没有上提钻具那样快，就可能产生抽吸作用。
这实际上在钻头的下方造成一个抽吸空间并产生压力降。
无论起钻速度多慢抽吸作用都会产生。
应该记住的重要事情是，井内的有效压力始终应能平衡地层压力，这样就可以防止发生溢流。
除起钻速度外，抽吸过程也受环形空间大小与钻井液性能的影响。
在设计井身结构时，钻具（特别是钻铤）与井眼间应考略有足够的间隙。
钻井液性能特别是粘度和静切力应维持在合理的水平。
（4）钻井液密度低。
钻井密度低是溢流比例高的一个原因。
这样引起的溢流比较容易控制，并且很少导致井喷。
钻井液密度低而产生的溢流通常是突然钻遇到高压层，地层压力高于钻井液静液压力条件下发生的，特别是为了获得高的机械钻速、降低钻井成本和保护油气层而是用较低的钻井液密度。
钻井液的油、气、水侵是密度降低的一个重要原因。
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 ℃。
溢流井后期裸眼固井工艺技术
溢流井后期裸眼固井工艺技术摘要：JH107井钻揭潜四下段盐间非砂岩产层时，油气显示活跃，井口溢流严重。
文章采用产层顶部注水泥的后期裸眼完井方式，在油气上窜不压稳的情况下，固井取得成功，裸露的产层得到有效地保护，水泥封固段固井质量优良。
关键词：溢流井；后期裸眼；固井技术；固井质量JH107井设计垂深2 750 m。
钻至井深2 757 m的潜四下段盐间非砂岩时，出现溢流。
溢出物为原油、天然气。
溢速26.4 m3/h。
钻井液密度由1.28 g/cm3降至1.0 g/cm3以下。
经液气分离器放喷点火，火焰高5~6 m，回收原油近300 m3。
将钻井液密度提至1.35 g/cm3，溢流量减小，边溢边钻至完钻井深2 787 m。
潜四下段盐间非砂岩良好的油气显示在该地区尚属首次发现，为保护产层，提高盐间非砂岩裂缝性油藏的开发效果，决定在溢流不压稳的情况下，采用后期裸眼方式完井，水泥封固溢流层之上。
1固井难点JH107井的溢流井段2 751.00~2 766.00 m为裂缝性产层，全井油层22.2 m/7层、含油水层2.8 m/2层、水层8.6 m/3层、裂缝性产层51.0 m/5层，且油层、水层、产层间互。
在井段2 400~2 758.2 m存在19个裂缝发育段，裂缝以高导缝为主。
存在以下固井难点：需借助于机械封隔，对工具的性能要求高。
座封的井段短，诱导缝发育，能否座准、座稳、隔开是固井成败的关键。
长时间油气污染，难以保证水泥环与两个界面的胶结质量。
存在诸多裂缝发育段，固井过程中易发生井漏。
油层、产层、水层间互，压力系数各异，难以保证层间封隔质量。
2固井工艺技术2.1管串结构和固井工具的选择采用浮鞋+盲管+管外封隔器+分级箍+套管的结构。
浮鞋：引导套管入井、防止盲管水泥塞脱落、钻除后起斜坡护丝作用。
盲管：管内充填水泥封堵，封隔管内外流体，阻止水泥浆由套管进入裸眼段，阻止溢流层的油气进入管内。
管外封隔器：使用TWF系列5 1/2”Ⅱ型水力膨胀式管外封隔器。
固井的工艺包括哪些
固井的工艺包括哪些
固井是一种用来加强井壁、防止井漏和控制井内压力的工艺，在油田钻井中广泛应用。
固井的工艺流程包括以下几个步骤：
1. 预备工作：包括准备固井液、准备固井材料和设备，检查井口设备等。
2. 清洗井眼：使用水、酸液或其他化学溶液清洗井眼，去除杂质和附着物。
3. 填充井眼：将固井液注入井眼中，填充井眼空间。
固井液的选取通常根据地层、井深、井温、钻井液性质等因素来确定。
4. 钻井液调整：在固井过程中，需要对钻井液的性质进行调整，以确保固井过程的顺利进行。
5. 注水泥浆：注入水泥浆体来加固井眼，形成固定的井壁。
水泥浆体的配比和注入压力需要根据地层、井深、井眼直径等因素进行调整。
6. 注贯入剂：注入贯入剂来提高水泥浆体的密实性和可靠性。
7. 静置固井：注入水泥后，需要静置一段时间，待水泥完全凝固和固化。
8. 检验固井质量：通过进行固井强度和密实性的检验，来确保固井质量。
9. 放空固井：完成固井过程后，需要将井内的气体和固井液压出，恢复井内正常压力。
10. 封井：完成固井后，进行封堵井底的作业，确保井口安全。
以上是典型的固井工艺流程，实际操作中可能会根据具体情况进行调整和补充。
元坝地区漏、涌并存井固井技术
元坝地区漏、涌并存井固井技术摘要：元坝气田陆相地层压力系统复杂，钻井过程中“漏、涌”并存，钻井液密度达2.40g/cm3左右，压力窗口窄，套管外环空间隙小，流动阻力大；固井过程中易发生井漏、造成水泥返高不够、固井后环空窜气。
在分析总结元坝气田陆相地层固井技术难点的基础上，利用地层先期堵漏、完井承压试验以提高地层承压能力；改进扶正器结构方式、优选隔离液体系、优化注替排量保证环空顶替效率；采用胶乳微膨胀高密度多凝水泥浆、利用水泥浆不同胶凝强度时间分段施加回压，解决了窄压力窗口固井防窜技术难题。
现场应用32井次，固井施工一次成功率100%，固井质量合格率100%，优良率81.25%，成功的解决了超深井、高压气井固井后气窜问题。
关键词：高压易漏失井；气窜；顶替效率；水泥浆体系；固井质量元坝地区进行深层海相勘探的同时，开展了对陆相地层的勘探开发。
陆相地层开发以找裂缝性气层为主，先后在雷口坡、须家河、珍珠冲及千佛崖组等6个层系取得了重大突破，多口井日产气量达到百万方。
然而，陆相地层目的层埋藏仍然很深，气层埋藏深度大约在5000m左右。
钻井实践证实地层中岩性复杂，砂岩、泥岩、煤层、灰岩、盐层均有，地层压力系统复杂，高、低压层交替互存，形成了多套压力系统，目的层段气层活跃，溶洞或裂缝性地层发育良好，涌、漏共存现象普遍，钻井过程中三开、四开井井段几乎是边钻、边堵、边加重压井，完钻后有的井处于动平衡状态，即循环时井口进出口密度正常，一旦静止时间稍长下钻通井就会有严重后效发生。
这些复杂的地质情况和井下状况极易导致固井过程中发生井漏、水泥浆低返，憋泵、气体、钻井液“窜槽”，非目的层段水泥浆超缓凝等现象。
统计2011年以前固井合格率仅有83.75%，有的井由于固井后还未进行投产就发生“气窜”不得不再进行短回接以阻止气体窜入井筒内，固井质量问题严重制约着气田的勘探开发步伐。
1、固井技术难点1.1 压力系统复杂、安全窗口狭窄、固井防漏、防窜难度大元坝地区地层条件复杂，断层多，裂缝多、纵向有气层10多个，气层活跃，压力分布不均，可交互出现多个低压和异常高压层，形成多套压力系统。
固井施工技术措施
固井施工技术措施固井施工技术措施是指在井下工程中，为了保持地层稳定，防止井筒坍塌和漏失泥浆等情况，采取的一系列技术措施。
固井施工技术的主要目的是确保井筒的稳定和安全，保证井眼的通畅，以便顺利进行井下作业。
下面将详细介绍固井施工技术措施。
一、固井施工前的准备工作在进行固井施工之前，首先要做好准备工作。
这些准备工作包括：确定固井设计方案、准备好所需的固井材料和设备、核对井下工作情况、清理井眼，确保井筒通畅等。
确定固井设计方案是固井施工的第一步，固井设计方案包括井眼设计、固井材料选择、固井方法等内容。
设计方案要综合考虑井下地层情况、井筒结构、施工工艺等因素，确保固井效果符合要求。
准备好所需的固井材料和设备是固井施工的基础。
固井材料主要包括水泥、沙子、混凝土等，固井设备主要包括搅拌设备、注浆设备、固井管道等。
这些材料和设备的准备要充分，确保在固井过程中能够及时使用。
核对井下工作情况是为了了解井下地层情况和井筒结构，为固井设计方案的制定提供依据。
清理井眼是为了确保井筒通畅，避免在固井过程中发生堵塞等情况。
1.井下地层分析在进行固井施工之前，要对井下地层进行分析，了解地层性质、岩石类型、地质构造等情况。
这样可以帮助确定固井设计方案，选择合适的固井材料和设备。
2.井筒清洗在进行固井施工之前，要对井筒进行清洗，清除井眼中的杂物和粉尘，确保井筒通畅。
这样可以避免在固井施工过程中发生堵塞等情况。
3.固井套管在进行固井施工之前，要安装固井套管，用于支撑井筒和防止井筒坍塌。
固井套管可以起到支撑井壁、防漏失泥浆的作用。
4.固井材料搅拌在进行固井施工时，要将固井材料（水泥、混凝土等）与水进行搅拌，形成均匀的浆液。
这样可以保证固井材料的质量和均匀性，在固井施工过程中起到良好的固井效果。
5.注浆固井在进行固井施工时，要将搅拌好的固井材料注入固井管道，通过固井管道将固井材料注入井筒。
注浆固井是固井施工的主要方法之一，可以确保固井效果符合要求。
固井工艺技术
固井工艺技术固井是石油工业中非常重要的一项技术，它用于确保油井的安全和持续生产。
固井工艺技术是指在油井中注入固井材料，将井口封闭起来，防止油井周围地层中的水、气体和其他杂质进入油井，并保持井下压力稳定。
固井工艺技术包括以下几个步骤：首先是井壁处理。
井壁处理是为了增强井壁的稳定性，防止井壁坍塌。
通常会用到钻井液，在井眼壁上形成一层过滤膜，以防止井壁溶解或冻结。
其次是套管下放。
套管的下放是为了保护井壁、封堵钻井液的污染物、控制油井压力和避免井失。
下放套管时需要注意套管的质量控制、套管的连接、套管的封堵材料等。
然后是水泥浆的排放。
水泥浆是用于固井的重要材料，它能够将井眼中的钻井液和地层中的水、气体等隔绝开来，防止它们进入油井。
水泥浆排放的过程中需要注意水泥浆的搅拌均匀、注入速度、水泥浆的质量等因素。
最后是充填固井材料。
固井材料一般是由水泥和其他辅助材料组成，充填固井材料的目的是封堵井口，防止地层中的水、气体和杂质进入油井。
充填固井材料时需要注意充填的速度、充填的均匀性、充填的压实度等。
除了上述步骤，固井时还要考虑以下几个因素：首先是井眼直径和套管直径的匹配。
井眼直径和套管直径的匹配是为了保证套管能够顺利下放，并且与井眼形成有效的密封。
其次是固井材料的选取。
固井材料的选取要根据具体的井环境和施工条件来确定，以确保固井效果的良好。
最后，固井的质量监控也是至关重要的。
通过合理的监控手段，可以及时发现固井质量问题，并及时采取措施进行调整和处理。
总之，固井工艺技术对于油井的安全和持续生产非常重要。
通过合理的固井工艺技术，可以保证油井的封闭性和压力稳定，防止油井周围地层中的水、气体和其他杂质进入油井，从而保障油田的正常开发和生产。
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又溢又漏井固井技术固井技术服务公司肖庆昆摘要：溢漏并存井固井施工中存在着井下易漏失、返高不够，侯凝期间水泥浆“失重”地层流体侵入环空发生窜槽固井质量差，水泥浆顶替效率差等难点。
本文针对存在的固井难点，研究出了高强低密度水泥浆体系，采用了近平衡压力固井技术，并优化了前置液性能及用量，较好地解决了溢漏并存井固井技术难点，为类似复杂井固井提供了可行性借鉴。
关键词：固井井漏防窜低密度前言：随着油田勘探开发的不断深入，注采比越来越大，与油田开发初期处于原始状态的地层压力系统相比较，中后期地下情况发生了很大变化，形成许多憋压层、流体亏空层等，钻井过程中溢漏并存形象时有发生，对固井施工提出了严峻的考验。
为此研究开发出了高强低密度水泥浆体系，该体系水泥具有较高的早期强度，水泥浆防气窜能力系数SPN值小于3，配合合理的技术措施，有针对性的解决了溢漏并存井固井技术难题，取得了较为满意的效果。
1 主要固井难点1.1又溢又漏井在钻井过程中的表现形式又溢又漏井在钻井过程中，一般表现为上溢下漏和上漏下溢两种形式。
上溢下漏通常表现为上部高压层（气层、水层等），当钻进至上部高压层时，需要高密度钻井液平衡高压层，而钻下部低压地层时，因液柱压力过高压裂地层发生钻井液漏失，从而导致整个井筒环空内液柱压力下降，诱发上部高压层发生溢流或井喷。
上漏下溢是漏失层在高压层上部，通常发生在钻进下部地层时发生溢流，当提高钻井液密度压井时，造成上部低压层发生漏失，导致井筒环空内液柱压力降低，反过来再次诱发下部高压层发生溢流或井喷。
1.2井漏问题对于低压易漏井而言，地层压力低于环空水泥浆液柱压力时，就会发生漏失，为保证水泥浆返至设计高度，而不发生漏失，是低压易漏井固井作业的一个难点。
1.3低密度水泥浆问题采用低密度水泥浆固井是降低环空水泥浆液柱压力的主要措施，但低密度水泥浆水泥石的抗压强度普遍较低，若使用不当，会出现问题，无法满足油气层段得射孔要求和油气层改造的要求。
1.4防窜问题由于封固段需要穿越不同的地层压力层系，注水泥结束后，环形空间内发生油气水侵是影响固井质量的一大难题。
大量生产实践实验和科学研究证明，造成油气水侵的主要原因是在水泥浆凝结过程中，其液柱压力不断降低，即水泥浆“失重”。
当作业于井筒环空内的液柱压力降至低于油气水层压力的某一时刻，油气水就会侵入环空，发生窜流。
1.5顶替效率问题由于存在低压易漏层系，因此施工排量不能太大，难以实现稳流顶替，因此顶替效率的提高也是低压易漏井固井的技术难题之一。
2 技术措施2.1优化环空浆柱结构，采用近平衡压力固井考虑到井下溢漏并存的情况，固井施工既要做到固井时井下不发生漏失，又要做到施工完水泥浆失重后不发生溢流，就必须从优化环空浆柱结构出发，根据溢、漏层的位置，计算各段的环空液柱压力，采用近平衡压力固井，环空浆柱结构从上到下设计为：钻井液+冲洗液+隔离液+低粘钻井液+低密度水泥浆+常规密度水泥浆。
漏层以上的液柱当量密度应当小于漏失层发生的当量密度，同时为了控制水泥浆失重后发生溢流，根据水泥浆稠化时间，固井施工完，在一定时间内进行环空加压，压力视具体情况确定。
2.2采用封隔器环空密闭固井工艺技术为了有效地抑制地层活跃的流体，采用管外封隔器，座封成功后能有效密闭环空。
2.3有针对性制定措施，提高顶替效率（1）优化泥浆性能，在不影响井下安全的前提下，固井前尽可能降低泥浆的粘切，同时准备10～20m3密度相同低粘切泥浆固井前泵入井内。
（2）提高冲洗液、隔离液性能，合理设计隔离液用量，从而实现低排量高顶替效率。
（3）合理设计扶正器数量，保证封固段内套管居中度。
2.4优化前置液性能使前置液与泥浆及水泥浆有良好的配伍性，与钻井液和水泥浆接触时不增稠，对钻井液、水泥浆及泥浆与水泥浆的混合物污染胶凝物均有显著的稀释分散作用，对界面有良好的化学冲洗效果，能提高对钻井液的顶替效率。
3 研究开发高强低密度水泥浆体系 3.1减重料的选择作为低密度水泥浆的减重剂，一般有二类可选用，一类具有很好的保水性，可以大幅度地增加水泥浆的含水量，使水泥浆的密度降低，如膨润土、硅藻土、水玻璃等。
另一类使本身比较轻，可以部分替代水泥，如火山岩、粉煤灰、漂珠等。
目前国内普遍推广应用的低密度水泥浆其主要减重料有膨润土、水玻璃、粉煤灰、漂珠等。
比较这些常用易得的减重料料，选择漂珠作减重料配制超低密度水泥浆（密度低至1.30g/cm 3）最为理想，因为漂珠具有质轻、空心、密闭、粒细，具有活性早强度高（如表1所示）等特点。
表1 不同减重材料低密度水泥浆的强度3.2早强剂的选择当水泥浆体系的密度低于 1.3g/cm 3时，水胶比显著增大，单位体积内的减轻材料用量增加，胶凝材料用量减少，最终导致稠化时间长，强度低。
为达到低温早强的目的，进行了几种早强剂（如JS001、CA-2、T93、S603、CA909S 等）在30℃的条件下的抗压强度实验，实验结果如表3-8、图3.1所示。
表2 不同早强剂对同一密度水泥浆30℃、8h 抗压强度的影响实验表明，不同早强剂JS001、CA-2、T93、S603，在5%（BWOC）的较大掺量下，对低密水泥浆低温下抗压强度的发展没有明显的促进作用，而CA909S 在较低掺量下 3.0%（BWOC）就能有效提高水泥石低温下的早期强度。
比对实验表明JS001可适用于低密度的固井水泥浆并可有效提高水泥浆低温强度，是一种经济实惠、性能优良的低温早强剂。
图1 不同早强剂对体系低温抗压强度的影响3.3降失水剂的选择高强低密度水泥浆由于矿物性增强材料的掺入，进行颗粒级配，其水泥浆本身就具有一定的降失水功能，在较高温度下净浆失水可以控制在500ml以内（一般水泥浆约2000ml），通过优选分散性降失水剂G60S(JS010)以及合成降失水剂BXF-200L，很容易将水泥浆API失水量可控制在50ml以内[1]，实验结果如图2所示：3.4高强低密度水泥浆防气窜性能油气井注水泥后，由于环形空间液柱压力与地层压力不平衡关系的变化，使地层流体进入环形空间后会产生纵向流动，这种纵向流动称为流体窜流，简称环空窜流。
地层中最活跃的是气体，气体的粘度比水的粘度低80～100倍，发生窜流的可能性最大，因此一般又称其为气体窜流或环空气窜。
严重的环空气窜可能导致很高的井口压力和气体流动，不仅使后续钻井工程和开采工程无法进行，还可能造成全井报废。
水泥浆性能系数SPN 值可以评价水泥浆防气窜性能，SPN 值越小，防气窜能力越强。
水泥浆性能系数可由公式（4-1）进行计算[2]：式中：SPN ：水泥浆性能系数Q ：API 失水量（6.9MPa ×30min ） t100：稠度达到100Bc 的时间，min ； t30：稠度达到30Bc 的时间，min ；根据水泥浆性能系数SPN ，评价水泥浆防气窜性能标准如表4-3所示：表3 水泥浆防气窜性能评价标准由水泥浆性能系数公式可以看出，稠化过渡时间越短，失水量越小，SPN 值越小，防气窜的能力越强。
高强低密度水泥浆体系具有低失水、过度时间短的特点，因此水泥浆SPN 值也较小，其50℃下不同密度的高强低密水泥浆SPN 值如表4，该体系的SPN 值表明该体系具有良好的防气窜能力。
表4 50℃下不同密度的低密高强水泥浆体系SPN 值图2 G60S 掺量对失水量的影响SPN=Q （ ）t 100 t 30 30（4-1）由此可以看出，高强低密度水泥浆可以控制较低的失水，有利于防止长封固段作业中发生失重，而且静胶凝强度实验水泥浆静胶凝强度发展快，过渡时间短，水泥浆SPN 值较低，具有较强的防窜能力。
3.5 高强低密度水泥浆配方及综合性能高强低密度水泥浆由水泥、减重材料，活性增强材料，外加剂和水组成，通过调整材料的加量和体系优化，可设计出不同条件的超低密度水泥浆体系。
表5是密度为1.3g/cm 3的高强低密度水泥浆配方，表6为高强低密度水泥浆综合性能，图3、是典型的稠化曲线。
3.5.1 水泥浆配方 （见表5）表53.5.2水泥浆性能：90℃×50MPa ×50min （见表6）表63.5.3 稠化曲线图3 90℃稠化曲线图4 现场应用周X44-7井是一口评价井，位于江苏省兴化市周庄镇徐家舍村，构造位置为高邮凹陷吴堡断裂带宋家垛构造中部。
该井完钻井深1895m，最大井斜为31.88°，井深1515.68m，油层套管下至1891.2m。
钻井施工过程中在油层上部井段轻微漏失，共漏失泥浆20m3，下套管前通井后效严重。
电测解释成果表显示此井有多层水层，为了保证封固质量，在井深1670.05-1672.95m下入封隔器，将水层隔开，采用了两凝水泥浆体系，下部采用常规水泥浆体系（13t）施工现场平均密度为1.92g/cm3；上部采用高强低密度水泥浆体系（10t），施工现场平均密度为1.28 g/cm3。
全井应封23层，23层优，在封固段内，优质段占87.16%，合格段占10.93%，差段占1.91%全井固井质量评为优。
在高强低密度水泥浆封固井段（972-1600m），声幅解释：优质段达85.35%，合格段占11.87%，差段占2.78%，总体评价为优。
5 结论（1）高强低密度水泥浆体系的应用，有效地减小了固井时的井下漏失，确保了作业的成功。
（2）固井前泵入低密度低粘切钻井液和优选前置液性能及用量，有效地提高了顶替效率。
（3）采用封隔器环空密闭固井工艺技术，能有效防止水泥浆“失重”时发生窜槽。
（4）易漏并存井固井的成功，为类似复杂井固井积累了经验。
参考文献[1] 孙新华,冷雪,郭亚茹,吴传高.高强低密度水泥浆体系的研究[J].钻井液与完井液,2009,26（1）[2]路宁.提高油水井固井质量的防窜水泥浆.钻井液与完井液，1998，16（1）：24-26培养对象：导师签字：日期：。