固井施工流程范文1
一、油田深层固井技术探析
1.深层固井的难度分析
地层压力和地质情况对油田深层固井技术的实际运用会产生较大的影响,归纳起来,油田深层固井技术需要攻克的难关具体表现为下述几个方面:相对较高的泵压影响固井的正常施工。异常复杂的地质环境也增加了地层垮塌的几率和防窜的难度。较低的水泥浆抗高温水平。过高的井下二氧化碳含量在气窜作用下腐蚀套管。自身结构的不足不仅增加了配套工作的困难程度,而且套管风险出现的几率也会显着提升,降低施工稳定性。
2.油田深层固井技术有效运用的建议
第一,有效运用深层固井顶替工艺。一般而言,塞流与层流清除低边滞留的沉积钻屑与钻井液的实际效果要在一定程度上逊色于固井液在环空的紊流顶替作用,这主要是因为深层固井中套管居中度不佳。但是笔者单位几乎不可能实现水泥浆的紊流顶替,因为施工过程中对于水泥浆稳定的指标要求使得水泥浆必然会比较稠;然而利用调节前置液性能的方式来实现前置液在环空的紊流作用是具有很高的可行性的,也正是基于上述考虑,为了能够在更高程度上提升深层固井的顶替效率,则有必要高效驱替水平段与斜井段低窄边钻屑。
第二,严格控制水泥浆性能指标。对于深层固井而言,它对水泥浆的性能指标要求几乎可以用苛刻来形容,例如,应用于深层固井的水泥浆必须要具备抗高温、直角稠化、高早强、零析水、低失水等性能,而且,这些性能指标必须要同时具备,否则便会影响正常施工。需要重点指出的是,析水性能是对深层固井水泥浆最为严格的要求,它要求水泥浆能够在高温环境下具有非常好的稳定性,坚决避免出现水泥浆在候凝过程中形成自由水带和油气水窜通道的问题。具体要求是水泥浆能够在高温环境下。依照这样的性能标准配置的水泥浆非常稠,要求地面设备具备相应的配置能力。
第三,有效运用塑性水泥浆。采用以改性纤维和活性微粒为主要材料的早强增塑剂,能提高塑性水泥体系石抗冲击能力,增强水泥石弹塑性,满足小间隙油层套管的后期作业要求。
第四,有效运用深层固井气窜控制技术。气窜具有较大的危害性,可能导致井眼报废或形成严重的安全环保事故,应引起高度重视。深层固井与油层尾管固井中,要实现有效的防气窜,按照“压稳、居中、替净、封严”的要求,在水泥浆注替和凝结过程,必须保证浆柱当量压力与地层压力的平衡关系,做到水泥浆不漏,油气水不因水泥浆失重而造成窜流问题;清除和替净环空泥浆,提高水泥浆的顶替效率和水泥环的胶结质量;提高水泥石的密封质量,无局部水槽、横向水带和窜槽现象等。深层固井,应采用多凝水泥浆柱结构,确保候凝过程中能维持气层段的液柱压力;深井超深井尾管作业中,由于悬挂器以上为钻井液,水泥浆柱短,上部钻井液能在水泥浆的候凝过程中维持向下传递压力。要求钻井液泥饼薄而韧;采取有效的套管扶正技术提高套管的居中度;采取水泥浆减阻剂改善水泥浆流变性,进行水泥浆流变学优化设计,提高水泥浆顶替效率和水泥浆胶结质量。
二、超稠油浅井固井工艺技术
针对超稠油浅井固井难点问题,笔者单位从水泥体系、水泥浆密度设计、环空浆柱压力设计,井眼准备,固井工艺等方面入手,经多年的研究和实践,总结出一套行之有效的固井配套技术。
1.选用低失水、短过渡、微膨胀、沉降稳定性好的优质水泥浆体系
超稠油浅井固井首先急需解决低温防窜问题,因此必须设计低温早强短过渡沉降稳定性好的水泥浆体系。经多年研究,优选出低温降失水剂HN-100。HN-100是不渗透剂和早强性膨胀剂的混合物,它一方面在地层滤失中可形成不渗透膜;另一方面该种水泥浆体系具有一定的早强性和微膨胀性,水泥石体积不收缩,可以明显提高水泥浆的早期强度和缩短过渡时间,同时提高水泥浆的沉降稳定性,在水泥浆从液态到固态的转变过程中保持一定的浆柱压力,阻止地层流体窜入水泥浆,具有良好的防窜能力。
2.固井前对周边注、采井采取一定范围内的停采、停注方法
在总结经验教训基础上,笔者单位采取在钻开油层前半朋至固完井三天后的时间内,新钻井周围二百米范围内的井必须停止注汽,若周围井处于焖井期,必须在排液一段时间,地层泄压后方能钻开油气层,防止钻井过程中发生井涌、井喷。
3.固井施工中的防涌措施
由于长期注气开发,地下压力紊乱,并且在九十至一百二十米存在气顶油层,在钻井过程中经常会发生井涌。从现场施工看:一些区块钻井液密度低于每立方米一点四二克压不住井、而钻井液密度高于每立方米一点四五克就可能发生井漏,压力窗口小于零点九。因此,在这些区块钻井和固井时,必须搞好防喷及其它安全措施,并严格控制环空液柱压力在压力窗口之内,既能压稳高压层又不至于发生井漏。固井施工时笔者单位取消了清水冲洗液,采用低密度水泥浆作冲洗液,通过平衡压力计算确定各种密度的水泥浆用量,进行合理的浆柱结构设计,确保冲洗液对封固段井壁的“冲刷”,同时,冲洗液进入环空后,仍能压稳高压地层而又不发生漏失。
4.固井施工中防漏措施
从钻井及固井施工看:发生钻井液或水泥浆漏失主要集中在:一是表层套管鞋处;二是目的层上部、渗透性良好的砂层段。固井施工中笔者单位采取了如下防漏措施:下套管前对漏失层段进行堵漏。在钻井过程中发生过井漏的稠油浅井,在下套管前通井时,对漏层进行堵漏,提高地层的承压能力;注水泥浆期间防漏措施。为确保固井施工中水泥浆不发生漏失,上部封固井段采用低密度水泥浆,下部采用密度为每立方米一点九克高密度水泥浆,确保环空最大液柱压力大于地层压力而小于地层的漏失压力。另外,漂珠是一种较好的低密度材料,颗粒直径为四十至三百流明,壁厚为直径的百分之五至三十,密度为零点六至零点七克每升。因其密度低、颗粒小且呈空心状,易被吸附在微裂缝隙处,其对上部封固段具有一定的堵漏功能。
三、结束语
综上,笔者就油田深层固井和超稠油浅井固井两种较为复杂的固井工程技术的应用谈几点看法。在油田的开采过程中,固井技术对于油田油井寿命和资源保护起至关重要的作用。希望笔者所谈能随着钻井技术的进一步提高,为固井工程技术的进步具有建设性意义。
参考文献
[1]邱广军;;声波变密度测井技术及其应用[J];内蒙古石油化工;2010年01期.
[2]李作宾;;哈萨克斯坦里海盆地M区块浅层气井控技术[J];天然气工业;2010年01期.
固井施工流程范文2
【关键词】石油 固井 质量
考虑到石油固井存在的各种质量问题的特殊性，就算我们不间断的实施补救措施，也不可避免的会有经济损失的出现，这样对于钻井工程的工期或多或少都会产生工期上的耽误，所以，研究分析固井质量不容忽视。
1 石油固井影响质量的主要因素
1.1 地层岩性对质量的影响
在石油固井中，水泥环和地层作为了第二界面，因此，地层岩性对于固井质量的影响不容忽视。在固井作业当中，考虑到地层构成本身具有较高的吸水性，在水泥凝固期间，就容易流失过多的水分，第二界面之间的胶结程度会受到直接的影响，甚至出现钻井坍塌的局面。由于每一个油井所存在的地层环境各不相同，虽然在初期不会对开采造成影响，但是随着时间的推移，岩层活动局部的压力会不断地增强，由于渗水就可能降低胶结度，最终影响石油固井的质量和稳固性。
1.2 水泥浆对质量的影响
如果水泥浆具有良好的性能，就能够避免分层沉淀的现象出现，并且能够在恰当的时间段内完全的凝固，这样也能够提升固井质量。但是水泥浆能否发挥发挥良好的性能受到了外在因素和自身因素的直接影响。
1.2.1外在因素
外在因素主要包含了水泥浆的环空返速和封固段的实际长度。根据实践数据统计所得，封固段的长度控制在800到1200米之间，水泥浆的固井质量能够达到最佳效果。在注入水泥浆的过程中，环空返速对于顶替的效率也会产生影响，所以，为了提升固井质量，就需要提高环空返速。
1.2.2自身因素
水泥浆的自身因素主要包含了密度、流动性和失水量。提升水泥浆的密度，就会增加流动梯度和浮力，这样有利于固井质量的提升，也有利于顶替钻井液；水泥浆流动性的控制也是关系到固井质量的一大因素，如果注入过快，就可能出现水泥分层沉淀的现象，过慢则会导致注入的难度升高；如果水泥浆失水量过大，多余的水就会渗入到地层，这样会影响到土层的坚硬度，最终影响到固井的质量。因此，为了提升固井的优质率，就需要注重密度、流失量以及流动性三个环节的合理控制。
1.3 钻井液对质量的影响
性能优良的钻井液也是固井作业中不可或缺的一部分。钻井液的密度、失水、粘度以及切力对于固井都会产生影响。
水泥浆密度差和钻井液密度都会影响到顶替效率，我们也将这一现象称之为浮力效应。一旦钻井液的密度较低，如果和水泥浆之间存在较大的密度差，就会出现明显的浮力效应，也会替身固井优质率。通过实验研究，一旦钻井液的密度增大，就会降低浮力效应，固井的整体质量都会受到影响。因此，在其余性能不受到影响的前提下，我们就需要将钻井液的密度适当的降低，才能够确保固井质量的坚巨；地层和水泥石之间的胶结程度受到了钻井液失水量的直接影响，一旦增加了失水量就会降低胶结率；钻井液的流动性受到了粘度的影响；钻井液的胶凝性能直接反映了切力，切力越高，胶凝性能越高，但是钻井液被代替的难度也会提升。所以，控制好钻井液的切力、失水量和粘度，切力越小，才有利于固井质量的提升。
2 石油固井质量的改进措施
2.1 提升水泥浆的性能
根据多年操作结论得出：水泥浆密度需要控制在1.95～2.0g/cm3，水泥浆的失水量需要控制在100ml之下，并且，如果施工条件允许，水泥稠化的时间也应当尽可能的缩短，避免水泥环受到空气中水分过多的影响。此外，水泥浆的性能也可以通过外部材料的中和来加以控制。
例如：水泥浆的用量加大，可以对失水量进行间接性的控制；为了降低切力这可以加入二磷酸盐，这样可以将顶替效率提高。在技术方面，防腐抗渗水泥浆体系的采用，也可以让其具备早后期膨胀、降低失水量、抗渗、防腐等性质，这样也有利于地层岩性对水泥凝固影响程度的减弱，也可以提升界面之间的胶结度。
2.2 提升钻井液的性能
根据钻井液性能的实际分析，在开展固井作业之前，需要配置低切力、低密度、低失水量、低粘度的钻井液。通过实际经验数据分析所得：密度不能够超过1.20g/cm3，固井的优质率能偶保持在85%之上；钻井液初始的切力和最终的切力需要控制在0Pa，优质率能够提升1%左右；粘度不能够超过25s，也能够提升1%左右的优质率；失水量控制在5-6ml之间，可以保持78%以上的优质率。在技术方面，为了减少泥饼对于固井质量的影响，可以采取低渗透钻井液体系。
2.3 提升工作质量和现场施工监督
随着固井技术的提升，面对固井困难，我们也需要从以下几个方面提升工作质量，做好现场的施工监督管理：
2.3.1油田领导需要重视固井工作
在钻井工程开展过程中，固井属于最后一道工序，也是油气井完成的最后一道工序。所以，资源的合理利用与保护、环境的保护与友好、油气田的寿命与效果都会受制于固井质量。因此，作为油田领导人需要重视固井过程，关心固井技术，从而为了后续的固井技术的发展提供支持与帮助。
2.3.2加强现场的施工监督管理
作为一项系统工程，提升固井质量不仅需要固井设计与施工单位关注，同时也离不开钻井、地质以及油藏等单位的关注。想要做好石油固井，就需要通过各方面的相互合作，采取有效的措施，降低每一项可能影响到固井质量的因素。所以，每一个油田都需要制定相应的管理条例，建立质量安全生产体系，并且要指派专业人员进行固井管理，将生产责任落实到具体的人头之上，严格的按照设计单位所提供的设计方案，抓好重点工程、勘探区域、技术攻关、措施落实、施工设计等方面，如此才能够确保固井质量和固井成功。另外，对于水泥、外加剂等原材料的质量也要做好进场把关，严格禁止不符合规格的材料进入施工现场。
总之，无论是材料、环境，还是人为、技术等因素，对于石油固井质量都会产生直接的影响。所以，为了确保石油固井质量，就需要各个环节的完美配合，做好施工准备、施工技术监控以及施工后的总结，才能够达到完善钻井工程的目的。
[1] 韩烈祥，向兴华.水平井固井技术新进展[J].天然气工业. 2007（12）
固井施工流程范文3
【关键词】苏北探区 小井眼 小间隙 水平井 尾管固井 固井质量
1 工程简况
吉H1井是浙江油田公司在苏北探区第一口重要侧钻水平预探井，属于苏北盆地东台坳陷海安凹陷曲塘次凹马家庄南岩性圈闭。在原Ф177.8毫米套管内井深3203.65-3208米处磨铣开窗，采用Ф152.4毫米钻头钻进，小井眼；目的层为阜宁组三段下油组第三砂层，完钻井深是4275米，水平位移822.73m，最大井斜90.60度，水平段达到513米，创造了浙江油田苏北油区水平井水平段钻井最长纪录，下入Ф114.3mm尾管完井，悬挂器位置2970.21m，钻进中，采用1#3NB1300C泵Ф110 mm缸套+2#3NB1300C泵130mm缸套，排量14 l/s，全井钻进时最高泵压24 MPa，最大全角变化率13.54/30m。
2 固井难点
吉H1井采用Ф152.4mm钻头进行磨铣开窗侧钻，属于侧钻小井眼，固井施工存在以下难点：
（1）钻井施工过程中，阜宁组有大段深灰、灰黑色伊蒙混层及层理裂隙发育的泥页岩，伊蒙混层的不均匀膨胀及泥页岩的剥蚀掉块，使得该部井段极易发生井壁掉块、垮塌，固井施工存在极大风险。
（2）由于本井属于小井眼开窗侧钻水平预探井，固井施工难度大，部分井径极不规则，替浆过程极易发生窜流，影响顶替效率及施工安全。
（3）环空间隙小，尾管居中度差。套管下入难度大，在水平井中套管更易靠向井眼下侧，而形成套管柱偏心、贴壁，居中度不易保证[1]，影响顶替效率。
（4）排量小，压力高。下完套管后，循环泵压高达13.0MPa，且尾管悬挂器座挂后过流面积小、流动阻力大[2]、施工压力高，发生砂堵憋高压风险较大。
（5）小井眼小间隙水平井尾管固井，对水泥浆体系性能要求高。
（6）顶替效率差。根据水泥浆的流变学原理，由于环空间隙小，常规钻井液和水泥浆的流变性能均不能适应，造成顶替不良，在环空中形成窜槽，尤其在套管居中度不良时，顶替效率会更差。
（7）套管尺寸小，配套固井工具要求高。小井眼长封固段固井尾管固井，保证尾管安全下入困难，悬挂器能否挂得住、脱得手、封得严，对尾管固井工艺及对尾管悬挂器的可靠性要求高。
3 固井技术措施
针对吉H1井的固井难点及现场实际情况，采取如下措施：
（1）强化通井措施。下套管前，认真通井，对挂卡、遇阻、井斜大的井段必须加强划眼以及坚持短起下钻，充分循环钻井液，高粘度泥浆携沙，下套管后调整钻井液性能达到固井要求。
（2）优选水泥浆体系，提高水泥浆稳定性，控制析水、失水；采用湿混外加剂，保证水泥浆性能稳定，密度均匀，增加水泥浆的可泵性，降低固井施工安全风险。
（3）水泥量的确定。根据固井前现场讨论会各方综合意见进行决定。
（4）保证套管居中。在水平段每2根套管安放一个刚性扶正器；其余大井斜井段每3根套管加1只刚性扶正器，重合段中部及底部各加一只刚性扶正器，提高套管居中度。
（5）下套管过程中，控制套管下放速度，注意悬重和泥浆返出量的情况，并根根灌浆，每二十根套管灌满一次。套管下到开窗位置时，开泵循环一次，泵压要小于悬挂器的座挂压力。套管下到位后，先小排量顶通，待畅通后，再大排量充分循环，防止开泵过猛造成环空憋堵。
（6）正确使用和操作尾管悬挂器及其附件，确保投球、蹩压、座挂、蹩通、倒扣几个环节成功。
（7）优选冲洗液。使用驱油型冲洗液，稳定井壁和稀释钻井液、隔离前后流体，有效清除套管外壁和井壁的稠泥浆和剂，形成亲水环境，提高水泥石胶结强度。
（8）在施工中，注灰与下灰密切配合，严格执行安全操作规程，控制水泥浆密度波动范围，确保水泥浆密度均匀。
（9）提高顶替效率。根据实际泵压及井下情况确定顶替排量，控制固井施工压力，既不能压漏地层同时也保证固井顶替效率
4 现场施工
吉H1井于2012年8月7日16：00下完套管，16：30开泵一个凡尔循环，泥浆返出正常；19：00开三个凡尔循环，处理泥浆，循环压力13MPa。22：40～23：55进行固井施工：
（1）管汇试压20Mpa；
（2）注前置液3m3，排量0.5m3/min；
（3）注水泥浆11.5m3，最大密度1.91g/ cm3，最小密度1.84g/cm3，平均密度1.87g/ cm3；
（4）冲洗管线；
（5）压胶塞，压塞液1m3；
（6）开钻井泵顶替钻井液24m3，排量
0.5m3/min；
（7）停泵；用水泥车顶替1.7m3，碰压20Mpa，5min压力未降，顶替过程中钻井液返出正常，碰压明显，判断浮箍密封有效，施工正常。紧接着起钻，循环。
5 固井质量
经候凝，斯伦贝谢测声幅显示，水平段（3715-4264m，即井径规则井段）固井质量良好。这表明固井质量达到了有效封固油气层井段的目的，保证了后续进一步勘探开发。
6 认识与建议
（1）该井的顺利完成，标志着实现了在浙江油田苏北探区小间隙尾管固井技术零的突破，为以后苏北探区特殊井固井技术储备积累了宝贵的经验；重要的是为浙江油田公司将来成功实现增产增效奠定了基础。
（2）通过现场通井措施，改善井眼条件，可以提高顶替效率及水泥环的承载能力。
（3）优选适应小井眼小间隙尾管固井水泥浆体系，认真通井及根据井眼情况定裸眼段扶正器安放位置及数量，保证居中度，增大环空过流面积，降低流动阻力，提高顶替效率。
（4）继续开展尾管配套固井技术研究，进一步完善浙江油田苏北油区小井眼小间隙井尾管固井工艺。
参考文献
[1] 何生辉，高俊奎，牛庆华.小井眼固井技术[J].钻采工艺，2006年7月，29（4）：12～13
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固井施工流程范文4
【关键词】安塞油田； 固井质量； 技术研究
影响固井质量的因素诸多，主要涉及井眼条件、地层条件及与固井作业相关的各个环节。本文根据安塞油田“先注后采”的作业特点，找出安塞油田因所造成异常高压而影响固井质量的主要原因，制定出对应的措施。
一、安塞油田区块特点
安塞油田王南沟、王窑、杏河区块生产层为长6、长3、长2层，主力油层为长6油层，该区块油层为砂岩和细砂岩，集储盖层组合完整，油层压力渗透性低，属于低产油田。“先采后注”方案改为“先注后采”方案后，经过多年注水开发，在局部地区形成异常高压，打开主力油层后严重出油、出气、出水，溢流、井涌的情况时有发生，给固井完井工作带来一定困难，在水泥浆初凝、终凝过称中，地层油、气、水侵入井筒，影响水泥浆胶结质量。
二、影响安塞油田固井质量的主要因素
（1）数据收集。收集基本数据，如井深结构、地层条件、套管数据、钻井液性能、后期工况变化等。（2）调配出性能优良的水泥浆体系。水泥石的流变性、防窜性、稳定性能满足形成优质水泥环的需要，稠化时间满足安全施工的需要，强度满足支撑、保护套管的需要。（3）注水泥因素。在压稳地层流体而不压漏薄弱地层的条件下将水泥浆顺利注入井内。（4）顶替效率影响。顶替效率不高是固井质量不好的直接原因。因此，应通过各种措施尽可能提高顶替效率。（5）侯凝过程的影响。在水泥浆凝结过程中，一旦不能压稳地层流体，发生地层流体窜槽，就无法形成优质、完整的水泥环。这五个环节中的任何一个出了差错，都无法形成优质完整的水泥环，或无法获得长期有效的密封性能，从而影响固井质量。因此，制定科学、合理、全面的固井施工方案，并精心监督固井施工过程，以获得优良的固井质量。
三、水泥浆体系选用和固井工艺技术研究
依据上述分析，安塞油田的异常压力井和出油、出气、出水井固井应首先考虑压稳和防油、气、水上窜为主，为此我们主要着手以压稳为主的水泥浆体系和防止水泥浆在稠化后引起失重导致高压油、气、水上窜而采取的固完井配套技术做好安塞油田的固完井工作。
（1）水泥浆体系的选用。为了解决这一难题，固井施工在以往使用的水泥浆配方基础上，逐步进行了调整，在该区块使用了下面的水泥浆配方。
这种配方始终以“压稳、替净、密封、短稠化和缩短过渡时间”为施工准则，其中以压稳为先。由于配方中F的货源广，产量高。F作为油井水泥减轻剂的首选材料，依靠它本身具有一定的活性，可以代替部分水泥也可以增加配浆时的用水量而达到降低密度。因此选用该配方作为两凝水泥浆体系，下部油气层采用防窜降失水水泥浆体系，上部采用F低密度水泥浆体系，上下部水泥浆的稠化时间差大于1小时，保证在水泥浆顶替到位后，水泥浆的静液柱压力大于油水层的地层压力，水泥浆在凝固时“失重”过程中，仍能保证水泥浆柱压力大于地层压力。固完井后环空蹩压2MPa～3MPa侯凝，附加回压弥补了因“失重”降低的液柱压力，防止水泥浆胶凝“失重”时油气水运移上窜，提高水泥石的胶结强度，有效地提高了出油出水、油层压力异常井的封固质量。
（2）提高水泥浆顶替效率工艺措施。有效驱替钻井液，提高注水泥的顶替效率是清除钻井液窜槽、保证水泥胶结质量和水泥环密封效果的基本前提在施工操作中我们要求做到：一是要求井队电测完后必须认真通井，油层段认真划眼，以破除井壁上的厚钻井液滤饼，为水泥浆就位后与套管及地层形成良好胶结创造条件。
二是按要求合理加放扶正器
三是固井前调整钻井液的性能：低密、低粘、低切、低动塑比，充分循环1～2周，保证泥饼薄而致密，有效减小钻井液的触变性，消除钻井液在窄间隙、井壁上的滞流范围，提高顶替效率。待泵压平稳，达到预计数值后方可固井。
四是施工时水泥浆大排量顶替，使水泥浆在环空的上返速度达到紊流，以提高水泥浆的顶替效率。
四、结论与建议
固井工作是一项综合性的工作，只有通过对各种因素的作用机理、作用方式、作用时间做出正确的分析，才能制定出合理的固井方案，保证固井质量的优质率。
参考文献
[1]路宁.提高油水层固井质量的防窜水泥浆. 钻井液与完井液.1998
[2]刘崇建等 . 油气井注水泥理论与应用.北京：石油工业出版社.2002.
固井施工流程范文5
[关键词]油田 固井技术 现状 发展
前言
油田固井就是将水泥浆注入井壁与套管之间的环空中的过程，其目的是为了层间封隔和支撑及保护套管，固井质量的好坏直接关系到油井的寿命和资源的保护，因此必须充分考虑固井作业的各个环节，如：井眼准备、固井材料、固井工具及附件、固井工艺、固井装备和固井施工等。随着新的钻井技术的逐步发展，天然气、煤层气、地热井等资源的不断的受到重视，环保要求的不断提高、深层的能源和难开采储量的开发，给我国固井工程不断带来了新的挑战，对固井技术提出了新的课题，本文将探讨我国油田的固井技术现状及未来的发展趋势。
1 我国油田的固井技术现状
1.1 固井液技术
固井液技术是在原有钻井液配方的基础上，添加不多的高炉淬厂渣或其它可水化材料，基本上不影响钻井液的其它性能。固井液技术采用UF钻井、MTC固井提高了钻井液和固井液的相溶性，有效地解决了传统固井水泥浆与钻井液的不相溶问题，从而实现了第一、二界面的良好分隔和胶结强度，特别是提高第二界面的胶结质量，减少和阻止油气、水流体的层间窜通，而且由于激活剂的扩散和渗透，使泥饼形成了固化的致密泥浆，阻止循环漏失和水泥浆液柱回落。固井液与普通油井水泥浆相比，调节性能的外加剂价廉，而且具有低失水、强度发展快、沉降稳定性好、耐污染等特点，固井液技术淡化了顶替机理和顶替技术，解决了废弃钻井液排放造成的环境保护问题。 ]。2泡沫固井技术 泡沫有两种充气方法，一种方法是化学剂在水泥浆中起化学反应产生氮气，加入其它外加剂如稳泡剂等，形成一种均匀稳定的泡沫水泥。另一种方法为机械充气泡沫水泥。泡沫水泥浆由净浆、氮气、稳泡剂及水泥浆处理剂组成。现场施工时，由水泥车用含有各种外加剂的混合水配制净浆，通过氮气泵向净浆中注入氮气形成泡沫水泥浆，注氮量的大小可根据现场设计的水泥浆密度由计算机自动控制。泡沫水泥浆具有如下优点：低密度，最低密度可达到0，72g&m3；有利于提高泥浆顶替效率，这是由于泡沫水泥浆有较高的粘度，有利于驱替不易流动的泥浆；具有相对较高的抗压强度；由于具有可压缩性，因此可以补偿水泥浆胶凝失重，有利于防气窜；在高温高压条件下，相对常规水泥石具有更好的韧性；具有良好的高温稳定性，可以用于深井固井作业；具有相对较低的渗透率；相对较低的作业成本，较常规低密度水泥浆成本降低三分之一左右。
1]防窜固井技术
环空窜流是困扰固井作业多年的问题，窜流的成因分为三种。一是界面胶结不良造成的，主要原因是由于泥饼的存在。导致界面与地层胶结不良；二是水泥失重造成环空窜流：三是微裂缝一微环隙造成环空窜流，微环隙是由于水泥环不能很好与套管胶结造成的，而微裂缝则是在水泥环与地层之间或水泥环内产生的微小通道。通过设计合理的水泥混合物可防止三种类型的气窜发生。第一种通过磁铁矿可消除发生在套管和水泥之间的气窜；第二种是通过添加一种特殊的材料能在一定程度上消除井壁上滤饼对水泥胶结的不利影响，改善胶结质量，防止井眼与水泥之间的气窜；第三种是添加合适的弹性材料，其机理为：在水泥凝固期间会出现复杂的压力变化，其双正玄波压力响应在水泥微观结构上产生裂缝，添加的弹性材料对压力动态起逆反应，消I~JV,泥凝固期间的压力变化。
14水平井固井技术
进行水平井注水泥应注意以下几方面：减少和消除游离水及防止水泥浆固相沉降；优化水泥浆性能；环空最大程度地保持清洁；套管居中；上提下放旋转套管；使用性能优良与水泥浆、钻井液配伍的冲洗液、隔离液；正确的流变学设计，在地层破裂压力和孔隙压力范围内设计尽可能进行紊流顶替，在小井眼注水泥中大多数采用胶乳及AMPJ共聚体水泥体系。
1，5欠平衡井的固井技术
欠平衡钻井技术，以空气钻井为先锋，开始于本世纪50年代。在70年代，鉴于当时的勘探开发形势，人们的注意力集中在高压、高渗、高产油气田，对低压、低渗、低产油气田不太重视，因此该技术并未受到特别关注。我国欠平衡钻井起步较晚，新疆、中原、大庆、大港等油田结合自己的实际情况进行了欠平衡钻井试验，与此同时开展欠平衡井的完井技术。 2，我国油田固井技术发展趋势 2。1三次加密井固井技术 为了油田持续稳产，动用薄差油层及表外储层，开展三次加密钻井，由于地下情况复杂，对固井质量要求越来越高，通过钻井系统联合攻关，为今后油田全面进行三次加密调整奠定基础。三次加密钻井目的在于开采夹杂在主力油层之间的薄差油层及表外储层。油层多而薄，封固段长，在固井质量要求方面。既要防止被调整的薄油层之间互相窜通，又要防止被调整的薄油层与老油之间窜通，因此要求全封固段封固良好。低渗高压层严重影响固井质量，这种高压层的特点是，形成缓慢，泄压困难。有的是在长期注水开发状态下，经历了数月甚至数年才形成的。钻井前，在有限的停注放溢时间内，很难将地层压力释放到所期望的压力范围内；特别是当前。由于稳产方面考虑，开发方面尽可能地缩短钻关时间及关井距离，这就为钻井完井施工增加了更大的困难。另外，在低渗高压区，即使是注水井井口压力释放到规定值，但也只能注明其井点附近有限范围内的泄压情况，具体设计预钻井位地层压力究竟多高，只能通过钻井时才能具体获得。
2，2深层高温高压长封井固井技术
随着油田勘探发展的需求，对固井质量要求越来越高，通过使用新技术、新工艺。在水泥浆配方和完井技术方面求新求变，通过不断地技术攻关和现场试验，使深井固井技术水平和质量又上一个新台阶。针对深井地质特点和钻井工程中情况应用进行了套管强度设计、套管柱居中设计、注水泥流变设计，优选固井施工参数，制定了合理的施工方案和施工技术措施。一是深井套管浮鞋、浮箍，深井浮鞋、浮箍实现了深敞压候凝，解决了深井高温高压条件套管串附件密封问题；二是扶正器不断发展，原来刚性扶正器及弓形扶正器发展成为弹性限位扶正器，满足了深井套管扶正器需要。研制并应用套管弹性旋流扶正器和刚性旋流扶正器，以提高深井固井施工顶替效率，深井水泥外加剂是抗高温低失水水泥外加剂，对于井底温度高于120"C的深井，为达到水泥浆抗高温，控制失水，提高水泥石强度的目的；应用低密度水泥浆防漏，进一步发展防止油气层污染；由于深井封固段长、施工压力高、地层破裂压力不清，采用双密度水泥固井；深井固井配套应用抗高温防窜水泥浆，以DPF2为降失水剂抗高温低失水水泥浆基础上，开发研制丁苯胶乳孔窜及直角候凝性能，稠化时间可调，在高温条件下水泥石强度满足需要；中深探井及深井普遍应用DSH,I降失水剂。，
参考文献：
[1]赵志军。水平固井技术的国内外发展探究L0现代商贸工业2010，12，，
固井施工流程范文6
【关键词】固井 注水泥 天然气 压力控制
延长气田为典型的低压易漏地层，地层压力波动、敏感；钻、固井过程易漏失。多套气层分布，气层段最长可达600多米。地层差异性大，上部洛河地层欠压实，承压能力底，易发生渗透性漏失；下部马家沟地层压力梯度相对低，在控制和降低成本的要求下，全部以长裸眼方式钻进；为保证多个气层同时封固良好，满足后续采气生产的需求，目前主要采用分级固井工艺技术。随着勘探开发规模的不断扩大，地层认识不断深入，如何降低开发成本成为我们的重点。而一次上返固井技术具有简化了井身结构、提高了套管的气密性及耐压性，缩短了建井周期、降低了固井成本的优点。但在延长气田应用一次上返全封固固井技术存在以下难点：
（1）区域跨度大，井深范围2000 m-4700 m，现场施工风险大，固井成功率相对较低；
（2）固井用灰量大、施工时间长，现场施工压力高、顶替过程易出现复杂情况；
（3）水泥浆性能要求高，特别是低密度水泥的稳定性及失水量性能指标要求严格。因此我们选择地层压力数据资料可靠，钻井施工过程中无明显漏失现象发生且井深小于2500米的天然气井进行了一次上返全封固固井。
1 基本情况
1.1 延长气田地质概况
地质上属于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡，储层主要包括下古生界奥陶系的马家沟组，上古生界有石炭系的本溪组、二叠系下统的太原组、山西组、二叠系中统的上下石盒子组和二叠系上统的石千峰组。
延长区块典型钻经地层自上而下依次为新生界第四系；中生界三叠系上统延长组、中统纸坊组、下统和尚沟组和刘家沟组；上古生界二叠系上统石千峰组、中统石盒子组、下统山西组、太原组，石炭系上统本溪组；下古生界奥陶系下统马家沟组（未穿）。
1.2 地层压力
气田储层属于低压砂岩气藏，最小孔隙压力梯度为0.0060MPa/m，最大为0.0117MPa/m。在延长气田固井计算时，地层孔隙压力梯度考虑到安全系数应取0.0112MPa/m为准；经过近八十多层的压裂数据的推算，其破压梯度值比较正常。破压梯度在0.018～0.0198MPa/m之间。因此，设计时每口井气层段破压梯度应以0.0170MPa/ m计算；通过地层漏失测定试验，地层破裂压力最低点应在刘家沟组，其破压梯度在0.0125～0.0130MPa/m之间。因此，设计时每口井上部层段破压梯度应以0.0125MPa/m计算。
2 延长气田所应用的水泥浆体系
2.1 延长气田常规高密度水泥浆体系
在天然气井固井中，气层段固井质量好与坏决定天然气井固井成败的标准。从理论上说，封固气层段用水泥浆体系防窜性能优劣，主要体现在失水量越小，其防窜性能就会大大提高，这一结论无论在室内评价，现场固井质量分析，都得到了充分的证明[1][2]。2.2 延长气田低密度水泥浆体系
低密度水泥浆性能主要由以下几方面要求来确定：
（1）由地层最低承压能力来确定低密度水泥浆密度；
（2）低密度水泥浆流动稳定性与体系流变性的关系；
（3）低密度水泥沉降稳定性与抗漏失能力的关系[3][4]。
其主要性能如下：
应用条件为 60～75℃/20～35MPa ； 密度为1.30～1.35g/cm3；
滤失量为
初稠为
水泥石强度为 ≥3.5MPa/24h.65℃ ；稠化时间为>230min。3 防漏控制设计 3.1 水泥浆压力设计计算
根据延长气田的地质资料及钻井设计要求，在入井水泥浆柱设计时，综合考虑气层位置、地层压力、地层破裂压力、刘家沟组及延长组最低破裂压力进行了如下水泥浆柱设计：
高密度段：密度为1.85g/cm3 ；长度为600～800m。
低密度段：密度为1.35g/cm3 ；长度1700～1900 返至井口。
气层段地层压力为0 . 0 1 1 2 M P a / m×2500m =28.00 MPa。
气层段破裂压力为0 . 0 1 7 0 M P a / m×2500m =42.50 MPa。
水泥浆柱压力（2 5 0 0 m）：（600m×1.85g/cm3+1900m×1.35g/cm3）×0.00981=36.05 MPa。
对于井底动摩阻压力要求小于：42.50×95% MPa-36.05MPa=4.33 MPa。
对于刘家沟组层动摩阻要求小于：21.20×95% MPa-19.50MPa=0.64 MPa。3.2 水泥浆流变性能及动摩阻计算
通过室内水泥浆体系流变参数的测定，针对不同的流型分别计算出水泥浆的临界流速与排量，结合现场情况计算出施工时的动摩阻，设计顶替方式。
（1）漂珠低密度水泥浆体系现场灰样流变性能计算；
（2） 常规高密度水泥浆体系现场灰样流变性能计算；
根据上述数据，设定以50L/s（紊流）、20L/s（层流）、5L/s（塞流）的排量进行替注，计算套管环空流动阻力值见表1。
表1 套管环空流动阻力值表
通过计算可以得出，在一次上返全封固固井中，当顶替至低密度水泥浆返高已超出漏失层1000m，漏层的压力已很接近漏失压力，采用紊流顶替是不可取的，必须采用低排量，即塞流顶替[5]。
从以上分析得出一次上返固井顶替程序应采用泥浆泵单泵顶替+水泥车小排量顶替方式。经过现场11口井的应用，合格率达到100%，优质率达85%。
4 结论
在一次上返全封固固井施工过程中，水泥浆产生的摩阻远远大于理论计算值，所以在施工中控制顶替排量、降低井口施工压力，是预防井漏发生必要手段。如果在钻井施工中有漏失现象发生的井，若经堵漏后井眼承压能力达不到一次上返全封固要求的，不能采用此固井工艺施工方案。
