固井施工流程十篇
时间：2023-06-02 15:03:42
固井施工流程篇1
【关键词】水泥浆；固井；影响；质量；研究
一、影响固井质量的因素
1.地层因素的影响。油层底水，油水同层破坏水泥环的正常胶结进程，极大的影响了油层段固井质量。新钻井多位于老油区，由于长期注水开采以及部分老井套管破损，造成了地层情况的变化，固井时当水泥浆就位后地层水容易进入井眼环空，侵入水泥浆体内。井网密、井距小，且相邻井组注采状况情况复杂，注、采层位压力传递敏感，层间相互干扰严重，钻进过程中产生压力波动，循环出的钻井液常常受到地下原油的污染，井筒壁油污多，影响着第二界面的胶结质量。
2.水泥浆性能的影响。在水泥浆被泵入环空的初期，随着水泥浆中由于水化形成胶凝强度以及水泥浆的体积收缩，环空静液压力开始下降，到了初凝前后环空静液压力将降到等高水柱静压值，为地层流体将进入环空提供可能。水泥初凝后，“失重”过程加快，到终凝后，环空静液压力降为零，甚至负值，相当环空水泥环完全被“悬挂”，此时，防窜主要依赖水泥浆胶凝结构自身的阻力，阻止地层流体进入环空。因此，当水泥浆从初凝至终凝这个阶段，是地层流体侵入环空的最薄弱环节。这一阶段也称为过渡时间，过渡时间越短，即达到防窜的水泥浆胶凝强度所需时间就越短，当然如能实现直角稠化则效果更好。水泥浆向地层失水会引起水泥浆的体积损失，失水量越大，水泥石的体积收缩越严重。因为体积损失与压力损失成正比，使得窜流可能性增大。另外，水泥浆水化收缩会在第一、第二胶结界面形成微环隙，在水泥环内部形成裂缝，影响胶结质量。
3.套管居中度的影响。流变学和水动力学证明在偏心环空中水泥浆顶替过程极易发生窜槽，窄边间隙小，液体流动阻力大，流速小，易滞留钻井液，反之宽边间隙大，液体流动阻力小，流速高，水泥浆易发生窜槽。因此，套管居中问题直接关系到固井质量的好坏。扶正器安装位置不合理，个数过少，尤其是在调整更新定向井的造斜段，如不注意扶正器的合理加放，更会导致套管的居中度偏低，为接下来的固井施工留下了隐患。
4.井径不规则的影响。由于地层岩性不稳定，井眼条件差，受钻井液冲蚀严重，井径不规则，直罗组易坍塌，坍塌后形成大肚子井眼和狗腿井眼，致使顶替效率过低，封固质量难以保证。
5.施工管理的影响。现场管理不到位，对于很多技术环节和要求不能及时的贯彻和落实，为了片面的追求钻速和进尺，减少施工时间，降低成本，往往不按正常程序进行。如：固井前不对钻井液的性能进行必要调整，下套管前不进行必要的通井，固井前不循环钻井液或者循环时间过短。导致不能消除钻井液在窄间隙、井壁上的滞留范围，有效降低泥饼厚度，从而大大降低了顶替效率，影响固井质量。在设备配备方面，固井用水准备不够充足，导致施工用水中断或供水排量小，施工不连续，不能实现水泥浆大排量顶替，使水泥浆在环空中上返速度过低，达不到设计中的紊流要求，大大降低了顶替效率，这些环节都会影响固井质量。
二、提高固井质量的技术研究
1.水泥浆体系的研究和优选。在井底温度压力条件下应使水泥浆低失水，因此可以减小水泥浆凝固过程中的体积收缩，保持一个较高的环空静压力，且体系内部具备网状结构，这样就具有了较高的内聚力，能够阻止地层水窜入环空空间。具有微膨胀性，以便能够弥补水泥浆由于水化造成的体积收缩，微裂隙、微裂缝，减小由于“失重”现象对水泥石胶结的影响，在一定程度上改善界面的胶结情况。初终凝过渡时间短，实现地层流体侵入界面前水泥浆快速胶结，且具强触变性。针对底水油藏特点，底水活跃，井浅井底温度低，采用综合固井技术。即采用双凝水泥浆体系：用低温早强降失水水泥浆封固油层，用粉煤灰低密度水泥浆封固上部井段 。在稠化时间上设计成当油层段水泥浆已经终凝，而上部二凝水泥浆体系还没有稠化，能够继续给油层施加压力，减小水泥浆“失重”现象可能导致的地层水进入环空。粉煤灰水泥浆首先进入井眼，由于流动性好，具有冲洗、净化井眼的效果，为封固油层的水泥浆封固油层创造了较好的条件。
2.提高顶替效率的措施。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，影响顶替效率的主要因素是：井眼质量、套管居中、流体的流变性差异、顶替流态与接触时间、水泥浆密度均匀性、钻井液性能等。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。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。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。
3.提高固井质量措施。（1）坚持通井划眼。下套管前采用原钻具通井，通井时带大接头或大尺寸稳定器，防止下套管遇阻和卡钻，气层段反复划眼，以清除井壁的泥饼；（2）使用扶正器和刮泥器。下套管时必须按设计数量和间距加放扶正器和刮泥器，气层段每根套管加扶正器一只，气层上部每两根加一只，连续加15-20只，表套加10只扶正器以保证井口居中；（3）处理钻井液。下完套管后必须稀释钻井液并充分循环，使钻井液粘度低，动塑比低，泥饼薄而韧，循环时间控制在2-3周，不可长时间循环；（4）调配好水泥浆密度。保证水泥浆密度均匀稳定，密度差不超过平均密度的±0.05g/cm3，要求水泥浆密度先低后高并提高尾浆密度，使水泥浆从下往上依次凝固；（5）保证施工连续。紊流顶替，进行平衡压力固井设计，注隔离液，注水泥，替水至碰压的全过程采用双车大泵大排量高泵速顶替，使流体（水泥浆和钻井液）以紊流状态在环空中上返，注水泥作业连续，减少“U”型管效应；（6）采取有效的措施。确保表层套管的固井质量，对于出水的表层，必须在固井前加重水泥浆压稳地层，固井施工必须加大水泥量并在水层段使用G级早强水泥封固。
三、结论与认识
1.固井质量既受客观的地质因素影响，也受钻井和固井水泥浆的自身性能的影响。
2.正确选用固井水泥浆体系，严格按照施工设计要求和规范进行固井施工，可以大大提高固井质量。
3.根据固井单晶井的实际情况，结合以往固井施工经验，合理选择固井的个性化方案，是提高固井施工质量的有效措施。
作者简介
固井施工流程篇2
关键词：稠油井；油井开采；固井
中图分类号：TE256 文献标识码：A
稠油井是一种在我国分布较为广泛的油井类型，其油的粘度大，开采的成本较高。为确保稠油井的开采效果，需要在稠油井的开采过程中不断的向井内注入蒸汽来软化稠油，为取得良好的开采效果，需要确保注入的蒸汽处于一个密封的环境中，因此，应当做好稠油井的固井工作，避免在开采的过程中井下压力过大而导致的管涌、溢流等的现象的发生。做好稠油井的固井不但有利于提高稠油井的采收率，同时通过做好稠油井的固井还能够有效的降低稠油井的开采成本，因此，需要在稠油井的开采过程中加强稠油井固井技术的施工质量，保障稠油井的正常开采。
1 稠油井固井施工面临的难点
稠油井固井施工是一项复杂度较高的施工，尤其是对于一些开采时间较长的油井，在对其进行稠油井固井施工时常会面临着以下的困难：
（1）稠油井固井施工时会面临着复杂的井下施工环境。长期开采的稠油井为提高稠油的开采效果，会选择向井下注入水或是汽等来提高稠油的采收率，经过长期的注水和注汽开采，使得井下地层压力产生了较大的变化，从而使得地层中的压力要远远高于正常压力，设计提供的地层压力无法真实的反应实际的地层压力，在对稠油井进行钻井施工时常常会遭遇到溢流、井涌等的难题，在增加了钻井施工难度的同时也使得钻井施工的安全性大大降低。
（2）地层破裂将会导致水泥浆液的流失从而使得稠油井固井施工的难度提升，尤其是对于一些开采时间较长的油井，其井深多在400m以上，地层破裂压力原本就较低，再加上长期注汽来进行稠油的开采，使得地层压力增高，在钻井时容易发生井涌等的问题，影响钻井的效率与钻井的质量，为保证钻井的正常进行，只能向井下注入重泥浆进行压井以对井涌等问题进行压制处理，但是过大的注入压力常常导致压漏地层，从而极大的加大了稠油井固井施工的风险。
（3）在稠油井固井施工中，如稠油井的上部井段存在有浅气层将会使得稠油井固井的施工难度直线增加，当稠油井的上部井段存在有浅气层时将会导致上部井段固井施工的施工质量变差，严重时会导致气窜等的事故的发生，需要采取相应的补救措施以提高稠油井固井施工的效果。
在稠油井固井施工的过程中，在一些深度较浅的稠油井进行施工时，稠油井的深度较低会使得井底的温度较低，因此在稠油井固井施工中采用常规的降失水剂将无法发挥其作用，会使得井内注入的水泥浆液失水率增大，候凝时间延长，稠油井固井的效果变差，极易导致油、水、气等发生窜动，从而极大的影响稠油井固井的施工效果，不利于稠油井的钻井开采。
2 提高稠油井钻井固井施工质量的措施
稠油井钻井固井施工的质量对于后期稠油井钻井的开采有着十分重要的影响，为提高稠油井钻井固井施工的质量，需要采取相应的措施以尽量的减少稠油井固井时的动态干扰外，还可以通过对稠油井固井施工时注入的水泥浆体系以及稠油井钻井固井施工时的施工工艺进行改进，提高稠油井固井施工的施工质量，确保油井的正常开采。
2.1 采用低失水、高早旱、短候凝的水泥浆体系
针对稠油井固井施工中周边复杂地质环境对水泥浆所造成的影响，为确保水泥浆的使用过效果，可以在稠油井固井施工中采用低失水、高早旱、短候凝的水泥浆体系，在稠油井固井施工时所使用的水泥浆中加入低温降失水剂。在一些深度较浅的稠油井中，其井下温度较低，一般常规的降失水剂无法发挥其效果，通过对井下环境的模拟及反复的实验，确定在稠油井固井施工中注入的水泥浆中加入HN-3来作为稠油浅井的降失水剂，同时，在深度较浅的稠油井中由于温度较低的影响将会导致水泥浆形成强度发展较慢的缺点，可以通过采用在水泥浆中加入增强剂的方式来缩短水泥浆在井下形成强度的时间，减少了井下事故发生使得几率。由于井下温度较低，在水泥浆液的配比中还可以通过采用低温水泥的方式来加以处理，低温水泥具有凝固时间短、过渡时间较短的特点，能够良好的满足较浅稠油井固井施工时的要求，通过在稠油井固井施工时所使用的水泥浆中采用低温水泥进行配比，可以使得油层段的水泥浆尽快的形成所需要的强度，从而有效的避免稠油井中浅层气的侵入，避免气窜现象的发生。
2.2 做好对于稠油井中涌、漏现象严重的井的固井施工
在稠油井固井施工中常会遇到各种复杂的情况，当稠油井深度较浅时，容易受到稠油井井下复杂地质条件的影响，极易导致井涌、井漏和浅层气喷发等所造成的影响，导致稠油井井下事故的发生，为避免此类安全事故的发生需要采取相应的措施类做好对于稠油井的固井施工：
（1）在稠油井固井施工中，需要采用低密度的漂珠水泥浆压井、堵漏，在稠油井固井施工时，首先使用低密度漂珠水泥浆注入封固段环空内，完成对于稠油井的冲洗井壁、封堵漏层以及压稳地层等的效果。
（2）在稠油井固井施工中采用水泥伞，以减小稠油井固井施工时水泥浆液的漏失，在进行稠油井井下漏失层的施工时，在漏失层附近可以使用2～3只的水泥伞，通过利用水泥伞的承托功能，可以有效地减少稠油井固井施工时水泥浆液的漏失速度，确保稠油井固井的施工效果。
（3）在稠油井固井施工中，通过利用速凝水泥的凝固特性，可以有效的减少水泥浆的候凝时间，从而使得注入井下的水泥浆液能够快速的凝固从而形成所需要的强度，从而极大的减小了稠油井固井施工时的水泥浆液的漏失量，提高了施工效果。
2.3 提高稠油井固井施工时顶替效率的措施
在稠油井固井施工时，为达到较为良好的稠油井固井施工的效果，需要在井下固井施工时及时的调整钻井液的性能，同时根据每口稠油井井下的实际情况，对稠油井固井施工时所使用的钻井液的性能进行及时的调整，从而使得钻井液能够与稠油井钻井施工时所需要去的性能相匹配，钻井液在使用时需要达到低粘切、低失水、低含砂量等的特点，密度适当，且能够在稠油井固井施工时具有较好的流动性，从而使得稠油井固井施工能够达到较为优秀的施工效果。在稠油井固井施工时，需要确保套管居中，以确保稠油井固井施工的效果。在稠油井固井施工时，可以通过采用性能优良的双弓弹性的扶正器，能够有效的根据稠油井钻井施工时的井径变化和井斜的变化来进行一定的调整。在稠油井固井施工中，对于直井可以通过稠油井井下井径的变化以及目的层长度等因素来确定所使用的扶正器的数量，对于定向井则可以采用每根套管加装一个扶正器的方式，来确保稠油井固井施工时套管的居中效果，提高稠油井施工时的顶替率。同时在稠油井固井的施工过程中还可以通过加大前置液、冲洗液等用量的方式，来确保稠油井固井的施工效果。在稠油井固井施工中，为了加大对套管、井壁冲漏等的效果，在稠油井固井施工时的前置液的使用上，可以采用在清水中键入高效分散剂作为冲洗剂的方式来提高稠油井固井的施工效果，冲洗液中无固相，其粘度低、切力较小，能够在稠油井固井施工时与钻井液、水泥浆等形成良好的混合，通过在稠油井井下低返速时能够产生紊流，可以有效的将稠油井井下井壁、套管上的滤饼冲刷同时冲洗干净，提高稠油井固井的施工效果。同时还能够在稠油井固井施工中通过采用流变学的设计，使得注入的水泥浆液的排量和顶替总量能够在注入的全程都达到中环空流态的紊流的效果，从而有效的提升稠油井固井施工的施工效果。实验表明，通过在稠油井固井中采用上述措施后，实验油田的稠油浅井的固井质量得到了明显的提升，有效的确保了油井的正常开采。
结语
稠油井开采难度大、技术要求高，其中稠油井固井施工是确保稠油井开采质量的重要措施，本文在分析稠油井固井施工难点的基础上对如何做好稠油井的固井施工进行了分析阐述。
参考文献
[1]肖武锋，陈玉同，等.河南油田稠油浅井固井技术研究[J].河南石油，2001（08）.
固井施工流程篇3
摘要：为了使东部油田原油产量在相当长一段时期内保持稳产、增产、提高采收率及开发效果，每年都要在老油区钻相当数量的调整井，为了将储量充分挖掘出来，这样对调整井固井质量提出了更高的要求。文中就调整井固井存在的问题、技术难点、影响因素进行了分析，并且调整井固井措施以及水泥浆性能问题进行了讨论，同时针对固井水泥浆性能方面，文中就吉林油田新民区块做了室内试验。
关键词：调整井 固井质量 水泥浆 水泥浆性能
随着油田开发的进一步进行，每年钻调整井的数量越来越多，由于老油区长期注水开采，破坏了地层原来的压力系统，同一口井内多套压力系统并存，油气水处于活动状态，所有这些均严重影响了调整井的固井质量。我国陆上石油工业发展战略方针是“稳定东部，发展西部”，为了使东部油田原油产量在相当长一段时期内保持稳产、增产、提高采收率及开发效果，每年都要在老油区钻相当数量的调整井，为了将储量充分挖掘出来，对调整井固井质量提出了更高的要求，因为固井质量的好坏直接关系到开发方案实施的成效，同时也关系到二、三次采油提高采收率的问题。油田开发初期，固井质量比较高，一旦开始注水，固井质量下降，特别是进入油田开发的中后期，固井质量难以保证，主要表现为注水见效层段水泥凝固不好，水泥浆窜槽，产层或层间封固不合格。由于油气藏的地质特性、井眼几何条件、地层流体性质、储层保护等种种原因的影响，对水泥浆的性能要求就非常明显了。调整井固井问题是长期困扰油田发展的棘手问题之一。
1、调整井固井存在的问题、难点及影响因素
1.1调整井固井存在的问题
调整井是在老油区打井，长期的注水开采，特别是近几年来的高压注水开采，加之水驱油过程中油水界面运移不平衡，使地层压力系统变得相当复杂，地层结构遭到破坏。地层平面上，同一层面内出现压力差，油水处于活动状态，侯凝过程中水泥浆处于失重状态、上下部压力不能往下传递时，活动的高压水层很容易侵入水泥环，严重影响固井质量。考虑到钻井成本的因素，调整井的井身结构有了新的变化，主要是将更多间隔很远的油气层划归为产层，为节约成本，也减少了下技术套管的数量。从而出现了完井时需要封固的层位多、复杂、井段长，加上老油区的油层一般多而薄，也增加了固井的难度。由于高压注水，地层压力也普遍上升，钻井液密度也较油田钻井初期时有所提高，由于一口井中多套压力系统并存，给提高顶替效率、侯凝过程中水泥浆失重时压稳问题及安全施工带来了很大困难。老油井如果套管损坏后继续注水，使地层压力系统变得更为紊乱，固井施工要同时兼顾到高压层、低压层和常压层，难度是相当大的。地层流体压力的动态变化、注采不平衡及层间窜流等，特别是注水所形成蹩压层及注水窜流等给固井作业带来了难度，严重影响了固井质量。
1.2调整井固井的难点
1.2.1地层压力系统复杂
老区调整井往往都是长期高压注水开发的主力油藏，由于地层的非均质特性和局部注采不平衡，原有的地层压力系统已遭到破坏。在平面上地层孔隙压力自注水井到采油井的压力变化象一个横写的“S”型，在采油井周围形成了一个压降漏斗；在纵向上则形成了高压层、低压层和常压层并存的多套压力层系，层间压差大且液体亏空层和蹩压层并存，易发生层间互窜。
1.2.2井眼尺寸不规范
根据不同的划分标准，可将井眼划分为不同的井眼类型。根据井眼剖面形状，可分为常规井、定向井、水平井、特殊结构井等；根据钻井目的，可分为勘探井、开发井、调整井、注入井等；根据井下复杂情况，可分为高温高压深井、超深井、低压易漏井、热采井、小间隙井等。调整井的钻井过程中易发生地层出水而造成井壁垮塌，井径夸大率高，如果钻井液性能不好，最终会形成大肚子井眼和糖葫芦井眼。
1.2.3固井质量要求高
布置调整井的主要目的是为了开采夹杂在主力油层之间的薄、差油层及表外储层，即实施层内细分开采，提高了对细、薄油层固井质量的要求。由于固井时要求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和老油层之间的窜通，从而使得调整井固井难度增大。
1.2.4水泥浆性能要求特殊
现在，国内油田通常采用对付气窜的理论和水泥浆体系防止水窜，应用效益不够理想。究其原因，气体窜入水泥浆后不会对水泥浆的凝固过程产生影响，而地层水窜入水泥浆后会直接影响水泥浆的凝固过程，从而对水泥硬化体的性能也产生影响。所以具有防水窜作用的水泥浆体系应与防气窜体系有所区别，技术指标更为特殊。
1.3调整井固井质量的影响因素
1.3.1客观因素
主要有这么几个方面：
①井身轨迹复杂，S型井及大肚子井常有发生，受扶正器数量限制以及为了顺利下入套管，套管居中度往往难以保证，部分井段间隙小或套管紧贴井壁，难以实现有效顶替及层间封隔；
②地层状况恶劣，裸眼井段地层岩性复杂，如盐膏层、蠕动地层、大段裂缝等，井壁稳定性差，钻井液性能稍有变动将引起井下工况复杂，为保证井壁稳定固井前调整钻井液性能风险较大，这种井井眼状况一般较差，顶替效率及二界面胶结质量较差；
③裸眼井段为多压力层系，长期注水开采造成地层压力紊乱，井下高低压力交错出现，钻井过程中“上喷下漏”，而且安全密度窗口窄，限制了注替排量，难以实现高排量顶替，钻井液顶替效率差；
④油田缺乏季节温差、地温梯度、井眼几何条件、循环排量变化等对水泥浆性能影响的必要数据，限制了水泥浆科学设计，水泥浆设计针对性不强；
⑤钻井液体系转换时机无法掌握，转换不及时或不转换，钻井液造壁性能较差，泥饼质量不良，井眼净化程度低；
⑥受实际装备限制，管材、套管附件、工作液体系材料配套程度、作业装备配套程度等限制作业措施的采用。
1.3.2主观因素
主要有：
①完井设计未能根据地质状况、油藏开发及采油工程生产对固井质量的影响及特殊要求进行，缺乏对整个勘探开发的整体性认识，设计不具备针对性；
②所制定的技术规定与造价要求将所有矛盾交给固井，而固井是一个协作性及系统性极强的作业环节，整个勘探开发各个环节均影响到固井质量的提高；
③钻井部门强调成本忽视钻井液性能对顶替效率的要求，减少钻井液投入，直接影响到固井质量；
④不了解井壁泥饼对固井二界面胶结质量的影响，水泥浆性能设计低劣无法保证固井质量；
⑤实际井眼条件下工况参数对水泥浆受热有极大的影响，设计人员应根据现场作业实际设计水泥浆体系；
⑥温度对入井流体流变性、流态判别、摩阻均有较大影响，在设计时大多没有综合考虑此类参数；
⑦水泥浆压降、失重规律及防窜能力与作业设计具有密切联系，但理论与实际却未能很好地融合在一起；
⑧管材、水泥石、地层组合变形对水泥设计影响常被忽略；
⑨后期生产条件与环境对水泥石耐久性的腐蚀性及影响没有切实纳入固井设计，对油井水泥环缺乏长期跟踪监测，不能有效指导固井设计。
2、调整井固井措施及水泥浆性能要求
2.1调整井固井措施
调整井固井是一项综合的工程，要想固好井，必须从各方面入手，采取有效措施，降低各项因素对固井质量的影响，达到替净、压稳及防止油水窜的目的。
2.1.1坚持“静态环境”下固井
调整井注水后的地下液体流动，水泥浆就位后仍然受到地下动态干扰，水泥浆被稀释与冲蚀；因此钻达目的层前，同区块临近注水井必须停注与泄压，待测声幅后方能恢复注水；
2.1.2提高顶替效率
增大扶正器使用数量，封固段每一根套管安放一只扶正器；注水泥前井浆应具有“三低一薄”的要求，即低粘、低切力、低失水与薄泥饼的要求；套管居中，合理的接触时间，合理的顶替流速、流态，顶替液和被顶替液之间合理的流变性级差，加强冲洗、隔离效果，以及在有条件的情况下，上下、旋转活动套管等也有助于提高顶替效率。
2.1.3采取综合固井措施
不管采取什么样的措施，不管水泥浆在阻止油气水侵入方面的能力有多强，只有在有效顶替钻井液的基础上才可能实现可靠的层间封隔；要切实做到“三压稳”，即固井前压稳，固井过程中压稳和侯凝过程中水泥浆处于失重状态时的压稳；
2.2水泥浆性能要求
由于调整井注采不平衡及层间窜流，地层流体压力总是动态变化。加上老区的油层一般多而薄，油层间距小，封隔段长等不利因素，采用一般的水泥浆固井，即使在停注、停采的情况下，也常常造成调整井封固不好，水层、水淹层处严重水侵、水窜。为防止侯凝过程中水泥浆失重时动态高压油气水侵入水泥环，必须改善水泥浆的性能。
下面我们就吉林油田新民地区调整井固井所用水泥浆进行的调整：为了减少水泥浆凝固过程中失重现象的影响，研究应用了双凝双密度的水泥浆结构，上部使用凝结时间较长的G级原浆，油层段使用微硅粉及微膨剂与G级水泥加速凝锁水剂复配。硅粉起到稳定体系和增加水泥石韧性的作用，同时该体系具有微膨特性，可以防止水泥石体积收缩形成环空窜流，形成致密水泥石，增加水泥环与井壁及套管的胶结质量。在注水泥施工完成后，油层段水泥浆体系很快凝结并具有一定的早期强度，从而增强抵抗高压层流体的侵入，当下部水泥浆在候凝过程中发生失重现象时，上部的水泥浆尚处于可流动状态，可以保持对下部水泥浆的有效压力，使水泥浆体系形成自下而上的凝结，大大降低下部水泥浆失重引起的目的层位高压流体的涌入而造成窜槽，表1列出了上部使用G级原浆的水泥浆性能数据，表2为油层段水泥浆性能数据。
表1 G级原浆水泥浆性能数据表
表2 油层段水泥浆性能数据
可以看出，这样的一套水泥浆性能，十分适合新民地区固井要求，同时稠化曲线上看呈直角效应，对于有效的压稳和防窜是非常有利的。
3、结论及认识
（1）由于长期注水开采、注采不平衡及层间窜流，严重影响了调整井的固井质量。
（2）为水泥浆提供一个安静的侯凝环境，减少动态干扰，对提高调整井固井十分必要。
（3）为防止侯凝过程中水泥浆失重时动态油气水侵入水泥环，必须改善水泥浆的性能，良好的水泥浆性能也是提高调整井的固井质量的关键。
（4）调整井固井是一项综合工程，要想固好井，必须从各方面入手，采取有效措施，应用好综合固井技术。
（5）要实现固井施工的不停注作业，还需研究更有效的工具和工艺措施。
参考文献：
[1]齐奉中，袁进平.提高调整井固井质量的技术与认识.钻采工艺，2002
固井施工流程篇4
【关键词】侧钻 小井眼 固井
与常规直井相比，开窗侧钻井有自身的一些特点，即井眼小，井斜度较大，钻井风险大，固井施工难度高。本文正是着眼于侧钻井固井，经过几年的探索研究和现场试验，在油砂山油区侧钻井固井取得了良好的效果。 1 开窗侧钻井固井技术的难点
与常规直井相比开窗侧钻井井眼小，井斜度较大。在固井施工中主要存在以下两个难点：
（1）侧钻井套管与环空间隙、套管内径等都比常规井眼小的多，固井时摩阻增大，固井施工压力高且不易控制，施工难度大；
（2）由于套管与环空间隙及套管内径都较小，一旦固井质量不合格，补救措施不易实施，补救成本高昂，再加上水泥环薄，固结后的水泥石强度不高，固井质量难以保证。
2 目前的解决措施2.1 做好固井前的准备
（1）检查尾管悬挂器及其活动机构是否完好，对其中心管进行通径验证，下完套管保证其座封。仔细检查套管附件（特别浮鞋、是浮箍、胶塞），以保证它们能完全符合固井要求。
（2）调整好钻井液性能，降低钻井液的粘度和切力，并进行充分循环，通常情况下1800米左右的侧钻井，循环压力在10-12MPa之间就可以实施固井了。2.2 影响固井施工压力的因素
影响侧钻井固井施工压力的主要因素有注替排量、井眼扩大率、套管居中度、钻井液和水泥浆的性能。
2.2.1？注替排量及井眼扩大率对压降的影响
对于象钻井液和水泥浆这样的非牛顿流体采用达西公式：
在侧钻井固井施工中，钻井液和水泥浆的性能直接影响着注替压力的高低。良好的钻井液、水泥浆性能在很大程度上可以降低施工压力，是顺利固井的先决条件。
小井眼环空间隙较正常井眼小，固井顶替过程中阻力较大，为了减小流动阻力，在水泥配方上进行改进，必须是水泥与外加剂配套使用，且添加剂量必须充足。
通过试验得出如下认识：
（1）泥浆粘度低于35s最佳，不宜超过40s，密度控制在1.3g/cm3以内，泥浆流性指数n>0.747，稠度系数K
（2）井径扩大率在10%以内，偏心度
（3）泥浆静止时间不宜过长，20min之内较宜；
（4）替速在0.7-1.5m/s为宜。2.2.3？套管居度对压降的影响
在斜井中，套管易贴于井壁之上，套管在井眼中偏心的程度越大，环空窄边钻井液保持静止的可能性越大，如果窄边滞留钻井液不能顶替干净，环空中水泥浆不能均匀分布，则会影响固井质量。
研究表明，小井眼偏心度增加环空压降随之下降，但降低的较小。偏心度对降低施工压力的贡献要远小于居中度对替净钻井液，提高固井质量的贡献。小井眼固井施工时影响地面施工压力的主要因素是排量，其次是井眼扩大率和偏心度。
2.3 控制好固井施工中的两个压力
在侧钻井固井注顶替液的过程中会发生两次碰压，第一次是小胶塞与大胶塞复合相碰，第二次是大胶塞与球座碰压。在现场施工中发现，如果两次碰压时压力较高，容易造成单流阀失效，损坏胶塞胶皮，给套管内留下较多的水泥塞。为此，我们在具体施工中，在离碰压还有2m3左右的顶替量时，将排量降低至0.2-0.3m3/s，以控制碰压时的压力。此外，在套管串中使用双浮箍设计，可提高施工安全性，有效解决套管内留水泥塞的问题。
2.4 环空高反速产生的影响
φ1 7 7 . 8 m m套管开窗侧钻井井眼（φ152.4 mm井眼×φ127.0mm套管）相对较小，与常规直井（φ215.9 mm井眼×φ139.7mm套管）相比固井时环空反速高，较高的环空返速对水泥浆的性能、稠化时间以及顶替效率的影响都和常规井眼大不相同。大排量，较高的环空返速会加快水泥浆的稠化，而且对井壁带来严重威胁。而排量较小，则会降低顶替效率，不能形成紊流，影响到固井质量。
2.5 替完水泥浆后的洗井
过去在注完顶替液后洗井时，卸压后，直接上提一柱钻杆，大排量正洗井。
存在问题：悬挂器上方留有水泥塞，为后续工作带来很大不便，徒增工作量。
改进措施：
（1）将尾管悬挂器回接筒开口处改为喇叭口形状。
（2）固完井卸压后，补压5MPa，憋压上提尾管悬挂器中心管出密封芯后压力会降为0，停止上提中心管，开始正洗井。
优点：有效解决悬挂器上方留塞问题，平均每口井节约施工周期1.3天。3 侧钻井固井施工技术要点
（1）固井前检查好套管附件，使用质量合格的浮箍、浮鞋。
（2）坚持下套管前通井划眼，确保井眼畅通，小井眼套管下井前必须逐根进行通径，确保管内无落物。
（3）固井前调整好钻井液性能，降低粘度和切力并充分循环，固井前静止时间越短越好。
（4）调整好水泥浆性能，控制好水泥浆的稠化时间和流动性。
（5）排量是决定侧钻井固井施工压力的主要参数，替水泥浆时，根据施工压力及时调整排量，两次碰压前，降低排量，以免造成固井事故。
（6）按要求下入足够的扶正器，计算、设计并优化扶正器位置。
（7）洗井时最好不要将中心管提出回接筒，以免在尾管悬挂器上方留下水泥塞。
（8）认真进行施工前准备，连续施工，确保固井作业一次成功。4 现场应用效果评价
小井眼侧钻井固井工艺在不断发展和完善，从2009年至今，在油砂山地区进行不同井身结构现场试验，共固井32口，固井质量优质26口，合格4口，不合格2口，固井质量合格率93.75%。通过侧钻井固井工艺的研究和推广，固井成功率和固井质量得到了很大提高。管内及悬挂器上方留塞问题也得到了很好的解决，取得了较好的经济效益。
参考文献
[1] 周跃云，许孝顺.胜利油田套管开窗侧钻技术.石油钻探技术，2001
固井施工流程篇5
关键词:胜科1井;超深井;施工准备;程序化
1 前言
该井固井施工压力高、时间长，井眼环空大，施工难度大。要求水泥返至地面，保证全井有效封固。为保证顺利施工，在井口工具、设备、连接管线、人员组织等方面做了大量的施工准备工作，既能保证工具使用的可靠性，又能应对各种突况，该井的成功施工为类似井施工提供了一个可供借鉴的程序化施工准备流程。
2 技术难点及针对措施
2．1 施工压力高，封固段长
设计要求：回接套管全部封固，封固段长达3903米,单级固井。
2.1.1 井口工具的准备
此井循环压力12mpa，针对此井封固段长、注灰压力高、施工时间长的特点，完好的井口工具至关重要，在保证数量足够的同时，还需保证其不刺不漏，灵活好用，承压能力高。以上工具根据施工最高压力20mpa的1.5倍试压到30mpa,全部试压合格。
2.1.2施工管汇的准备
打灰和压塞都使用高压管线（70mp），供水使用低压管线（10mp），冲洗用高压管线（35mp）。
2.1.3选用主要施工车辆的承压性能
2．2 水泥量大
根据井径 计算 需水泥量320吨，注水泥200方，针对这种客观的条件，我们在施工人员安排、施工车辆的布置、流量计的准备等做了较大的工作。
2.2.1 施工人员的配备
各个岗位都安排经验丰富?技术过硬的骨干力量。其中大部分都到外部市场锻炼过，有参加重点井的经验和能力。现场施工指挥除总指挥外，其余指挥采取分工明确，各负其责的办法，使施工中的各个方面都能监控准确到位。
2.2.2 施工车辆的准备
由于这次施工注灰量大（320吨），所选的各车辆都是精选的，性能可靠，混浆能力好，各部件都经过了仔细的检修，每个螺丝，每个闸门都认真检查，确保施工过程中不出问题。车辆安排如下：
现场配备了应急维修小组，一旦车辆、设备在井上出现故障，马上派维修小组抢修。现场有专人指挥车辆的摆放，保证施工的顺利进行。
2.2.3 流量计的准备
为保证计量的准确性，该井使用的流量计壳体都是经过几口井的实验校对较为准确的，施工前所有部件都经过精心保养，保证现场施工过程中计量的准确。
2．3 井眼环空大
上部2735.97m的13 3/8套管环容达到62.77l/m，设计注水泥浆203.2方，在注水泥浆到66.6方时就到13 3/8套管内，容易发生窜槽，难以有效顶替，要求后期注灰排量大。
针对此井井眼环空大的特点，特对注灰方案进行了对比，优选注灰方案，采用使用两趟注灰管线，三车同时进行注灰的方案。如图1：
现场施工管汇连接方案
2.3.1具体施工流程如下：
① 压塞车提前配好压塞液，接好管线待命；
②按上图接好地面和钻台管汇，1号供水车为3号水泥车供水，2号供水车为1、2号水泥车供水；供满水后，分别对两趟注灰管线试压20mpa，不刺不漏；
③关1、4、5、7旋塞阀，开2、3、6旋塞阀，1号水泥车注前置液；
④开5、7旋塞阀，三辆水泥车同时注水泥浆，排量达到了2.5m3/min，保证了大排量注水泥浆；
⑤3号水泥车先注完灰，关5号旋塞阀，砸下注水泥管线，接替浆水龙带；
⑥1、2号水泥车注灰完毕;
⑦开4旋塞阀，关3、5旋塞阀，摇挡销的同时通知1、2号水泥车洗车，开1号旋塞阀，压塞车压压塞液；压塞结束后开5旋塞阀，关1旋塞阀，开泵替浆；
⑧1、2号水泥车洗好车后，砸下管线，接上3号水泥车管线，3号水泥车开始冲洗。
⑨替浆碰压，插回接筒，放压，施工结束。
2.3.2该方案主要优点
1）从满足设计要求来讲，满足了三车同时大排量注灰的需要，且两趟管线，分别走注灰口和压塞口，施工压力不会太高；
2）从施工安全环保来讲，主要有供水三通处接有旋塞阀，在一辆供水车有问题时，另一辆只要接上就可直接供水，不影响施工连续，不会由于接管线而污染现场环境；另一方面三车同时连接注灰，本身就可以起到备用注灰的目的。
3 施工结果评价
胜科1井139.7mm尾管回接固井施工人员组织到位，地面管汇连接不刺不漏，各工具附件性能可靠，开关灵活，参与施工的车辆设备达到了使用的要求，流量计计量准确，现场个施工环节衔接紧凑，施工一次成功，达到了该井的技术要求。
4 几点体会
1、该井回接固井施工时，由于环容较大，为保证顶替效率，提高注灰排量，采用两趟管线注灰的方法，使注灰排量达到了2.5m3 /min,减少注灰过程中环空的窜槽,从返出水泥情况分析,该井基本达到了顶替要求，保证了固井质量；
2、该井回接时水泥头连接位置较高，选用的有快装接头的水泥头发挥了较大作用，使用灵活方便，建议这种类型井最好使用快装水泥头；
3、由于钻台较高，冲洗管线选用了35mpa水龙带，保证了安全冲洗；
4、供水三通处接旋塞阀，使供水更加灵活，使用方便，且保证了环保。
5 总结
胜科1井四开尾管回接固井施工，由于在设备、人员、工具附件、施工组织等各方面准备充分，固井施工一次成功。该井固井施工的成功，积累了高难度重点井固井施工的经验，为类似井施工提供了一个可供借鉴的程序化施工准备及过程控制流程。
参考 文献
固井施工流程篇6
主要词 3-1/2″采气管柱 固井
【分类号】：TE931
一、前言
近几年以来，随着能源的需求越来越大，国家对气田开发的支持力度在不断的加强。苏里格南部气田资源非常丰富，开发前景广阔。完善的3-1/2″长封易漏井气层固井施工技术给该气田开发提供有力保证，能较好解决3-1/2″固井过程中井壁失稳、高压井漏、井眼封固、低密高强水泥石等复杂事故及储层保护问题。不但能有效地提高固井质量，并且有利于提高油气井产能，延长油气井寿命，带来较高的经济效益和社会效益。因此苏里格南部气田固井技术研究具有广范应用前景和长远经济价值。
二、生产需求和需要解决的技术难点
苏里格南区块是苏里格气田的一部分；鄂尔多斯盆地位于华北地块西部，是一个稳定沉降、坳陷迁移、扭动明显的多旋回克拉通盆地。苏里格南区块地处内蒙古自治区境内，鄂尔多斯盆地的中心。许可区域本项目气田区域总面积为2392.4 km2，横跨鄂托克前旗与乌审旗两个行政县。由现场施工分析，该地区无法承受常规水泥浆的液柱压力，且长封固段带来的高环空压力，使固井施工面临井漏的风险，因而导致固井水泥低返、漏封油气层等问题。目前苏里格南区块固井封固段超过3000m以上，需要新的水泥浆体系及固井工艺来满足现场需要。
经过近130口3-1/2″气层固井施工，发现了一些施工中存在的普遍性问题，经过细致分析，水泥浆配方、施工方案和程序得到进一步优化，在油管固井积累了一些经验：
1、在顶替过程中发生漏失，测声幅水泥浆返高低返，占总井数的28%。主要原因是由于封固段长，水泥浆液柱压力高及地层承压能力低导致固井过程中及水泥浆候凝时发生漏失，造成低返。
2、水泥塞偏高，占总井数的11%左右，以不超过设计阻位上3米为界。在顶替过程中，KCL与部分残留在套管内壁的水泥浆作用，在井底形成“软遇阻”现象。
三、固井难点分析及相应的技术措施
通过实钻数据及各种资料，经过分析总结，认为苏里格南部地区气井固井难点如下：
1、井漏风险：属于长封固段固井，部分井封固段超过3300m，单级固井，静液柱压力高且目的层破裂压力系数低，固井过程中存在井漏、水泥浆低返的风险。
2、窜槽风险：8-1/2″井眼下入3-1/2″套管，环型容积大，水泥浆上返过程中易发生混窜，顶替效率难以保证，对施工参数的要求较高。
3、憋堵风险：因封固段长，注灰量在130-150 m3，水泥浆量非常大，水泥浆在环空中上行时间长，因为水泥浆的携砂性非常好，在井眼泥饼不致密、井径不规则及底部煤层存在裂隙脆裂松散的情况下，易发生固井过程中憋堵现象。
4、温差风险：水泥浆侯凝环境上下温差大，属于大温差气井固井，水泥浆不但要具备抗高温、防气窜功能，还要防止在低温下过度缓凝，而且稠化时间及水泥浆流动度既要满足施工安全，又必须满足强度要求。
5、留塞风险：3-1/2″油管固井，如果固井失败或者留塞，无法进行补救，会造成本井报废，施工风险较高。
6、高压风险：3-1/2″油管固井在国内属于特殊固井作业，部分井口工具及全部井下附件需要进口；施工压力高、作业时间久、工作量大，对固井设备要求高，导致固井公司整体投入非常大。
针对上述风险，采取了一些相应的技术措施：
1、针对苏南区块刘家沟底层易漏情况，选定了1.45g/cm3低密度水泥浆体系封固650-3200米井段，降低静夜柱压力，以此来降低井漏风险。
2、针对该种井的大环空小套管的特点，为保证良好的清洗效果和较高的顶替效率，前置液选用性能优良的化学冲洗液和加重隔离液来改善流体与钻井液接触面性能，以此提高顶替效率。
3、根据气井的一些特点，为了有效地防气窜、防体积收缩，最终有效地封固好目的层，特采用具有良好的防气窜、降失水、防体积收缩，近直角稠化的胶乳水泥浆体系。
4、在完成井场现场外加剂混配后，及时进行了复合实验，有效地保障了水泥浆性能的稳定及固井施工安全。
四、固井施工存在的问题及后继解决办法
经过一百三口井固井施工及测声幅质量验证，采取的措施大都还是行之有效的，但是唯独井漏问题没有得到根本解决，通过施工时的现象及声幅曲线原因分析如下：
1、地层承压能力低。尤其是刘家沟组地层承压能力不能满足上部封固段水泥浆液柱压力的要求，所以在顶替后期出现漏失。
2、封固段太长，液柱压力高。在苏南区块，3-1/2″油层固井的单级封固段都到达3200米以上，如此长的封固段势必存在很大的漏失风险。
3、固井施工工艺有待进一步改进。因为封固段较长，所以如何降低固井时环空中流体的当量密度是必须考虑的问题，适当降低排量能够预防井漏，尤其是顶替时，施工排量太高容易引发漏失。
所以针对上述分析，提出改进：
1、在打钻过程中在易漏层在加入适量的堵漏剂，以此提高井眼的防漏能力。同时，对于在打钻过程中有漏失的井建议做地层承压实验；
2、优化施工方案，通过现场数据用固井软件计算出在顶替过程中的压力曲线，进而优化施工参数，防止井漏的发生。
3、积极摸索更加先进的水泥浆配方，尤其是高强低密度水泥浆，减轻液柱压力，降低漏失风险。
4、提高设备及工具的完好性，保证地面施工平稳连续。
在顶替过程中，KCL溶液与套管壁上少量残余的水泥浆接触，经过从上至下的冲刷，最后形成一些絮凝状的固体，沉积在顶塞以上的下部套管中，测井时导致电测仪器到达该位置时放不下去，有遇阻显示，这种现象俗称“软遇阻”。
改进措施：
针对本井中出现的“软遇阻”现象，固井施工中用1方的纯碱溶液取代清水（在压胶塞时先替1方清水，然后替KCL溶液），因为纯碱溶液可以消除上述絮凝状的沉淀，从而避免“软遇阻”现象的发生，保证电测到底。此办法需要泥浆提供KCL溶液与纯碱溶液相容性实验，确定这两种溶液不冲突。
五、结论
1、缓凝剂BXR-200L和H88L加量要适当，比例要根据实验谨慎调整。
2、关键油管窜附件国产化还需慎重，特别是水泥头等。
参考文献
1、《钻井技术论文集》，中国石油工程技术分公司编。
2、《现代石油钻井工程关键技术实用手册》，李田宁编。
固井施工流程篇7
【关键词】大尺寸套管 高密度水泥浆体系 内插法固井
一、概述
玛纳气田位于新疆准噶尔盆地南缘冲断带霍玛吐带玛纳斯背斜上，是西气东输的重要工程。前期施工完成的马纳001、马纳002和马纳003三口井的固井施工，但是固井质量很不理想。因此解决玛河气田固井质量现状，不但可以为西气东输增储增量，还可以为类似的完井提供技术方案。
二、固井技术方案的理论基础
由前期技术资料统计可知，影响玛河气田大尺寸套管固井质量的主要原因是环空气窜。
（一）井眼不规则、环空顶替效率低引发气窜
注水泥过程中由于各井段的井径不一样，因而各点的流速不等。其结果井径大的地方钻井液不流动，造成钻井液窜槽，第二界面胶结不好，给气体留下通道，引起气窜。
（二）套管不居中造成气体窜槽
井眼轨迹多变，井斜大、狗腿度大。井眼中形成键槽多，出现椭圆形井眼。套管在井斜变化大的地方容易靠近井眼的上边和椭圆相切。在套管贴近井壁的地方水泥不能封固，同样给气体留下了通道，造成注水泥后气窜。
（三）水泥浆体的体积收缩造成气窜
水泥在水化过程中水与水泥矿物成分发生反应，凝固后要发生体积收缩，凝固后的水泥石发生体积收缩就会使地层与水泥石之间产生微间隙。实验表明，水泥环界面存在0.01mm的微间隙就可能发生气窜，当微间隙为0.02mm时在CBL测井中可能出现较大的振幅，微间隙为0.05-0.07mm时，则会导致固井质量不合格。
（四）水泥浆失重造成气窜
水泥是一种水硬性胶凝材料，水泥浆从流动的液体转变为固体的过程中要发生“失重”—即液柱压力下降为等高柱的静水液柱压力。水泥浆的液柱压力下降到
其他原因还有：水泥浆封固段较长（单级封固1740米），水泥浆在凝固过程中易发生失重；水泥浆顶部与底部温差较高为77度，同一种水泥浆体系不能满足质量要求；泥浆密度1.80，粘度130S，普通前置液不能满足顶替要求；泥浆密度较高，普通水泥浆体系不能满足压稳要求；该井为大尺寸，长封固段固井，水泥浆易在套管内发生窜槽，同时常规固井套管内壁上附着的泥浆被胶塞刮至井底影响套管下部固井质量。
三、解决气田大尺寸固井技术方案的主要做法
（一）固井流变学设计、计算
地层孔隙压力
（二）多凝水泥浆体系的应用
水泥浆“失重”一般发生在水泥浆初凝前某一时间内，在同一井中注入不同稠化时间的水泥浆，使其水泥浆“失重”呈阶梯形从而分段压稳不同井深的油、气、水层。并配合环空憋压技术使其达到防窜的目的。
（三）复合前置液的使用
配制具有携带加重剂能力很强，无自由水、无颗粒沉降、低失水的特点。它对泥浆、水泥浆及泥浆与水泥浆的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及水润湿效果，能防止泥浆和水泥浆胶凝憋泵，并在较小排量时达到紊流状态，从而充分提高对泥浆的顶替效率，增加界面胶结强度，降低施工风险。
（四）加重防气窜水泥浆体系
通过加大水泥浆的固相含量改变固相的堆积体积分数，形成合理级配。使水泥浆密度2.2g/cm3以上，并且水泥浆具有微膨胀的特性。
加重防窜水泥凝结水泥石有微膨胀作用，其24h和48h的膨胀率基本相同，分别为0.66%和0.68%，而原浆则存在明显的体积收缩，均为1.1%。
（五）固井工艺优选
采用内插法固井工艺，防止水泥浆套管窜槽。内插法固井如果事先不在承受锥面施加足够的压力，施工中很可能由于泵压的作用下钻具产生“回缩”，造成承压锥面“脱开”而使密封失去作用。
坐封压力计算：P坐封=P最大S载×10-3，P坐封-----坐封压力t；P最大——施工中最大泵压kg/cm2；S载-----承压面积 cm2。
根据以上公式，按施工中最高泵压为10Mpa计算，坐封压力为5吨。为确保施工安全，现场加压12吨。
四、存在的问题和建议
（一）经过MN1004井的现场实验，固井质量优质。得到了甲方的一致认可。
（二）建议将此固井技术方案，在玛河气田大尺寸套管固井中以及类似井的完井作业推广使用。
参考文献：
[1]张光华，顾玲.油田化学品.北京：化学工业出版社，2004.
固井施工流程篇8
摘要：介绍长大隧道斜井反坡排水的设计、设备选型和施工技术
关键词：斜井反坡排水施工技术
1.工程概况
向莆铁路尤溪隧道（DK375+856～DK382+644)位于福建省三明市尤溪县境内,隧道全长12976米,我单位承建的尤溪隧道全长6788m,分出口和溪口尾斜井（以下简称斜井）两个作业工区，其中斜井与正洞相交于DK377+115位置，斜井长度1211.74m。斜井承担自身1211.74m以及正洞3739m（DK375+856～DK379+595）的施工任务。其中斜井为综合坡度11.12%的反坡施工，正洞DK377+115～DK378+600为5‰的顺坡施工，正洞DK377+115～DK375+856为5‰的反坡施工，正洞DK378+600～DK379+595为995m的3‰反坡施工。斜井井坑底至洞口最大高差达到144.3m，隧道施工过程中需要穿过F5、F6、F7 三个强富水断层带。
施工难点
施工时由于斜井自身坡度和长度影响以及正洞F5断层涌水影响，反坡排水的难点在于排水方量大、高差大，管路距离长以及F5断层强富水段施工。
2.水量计算
尤溪隧道剥蚀冲沟发育，地下水主要为构造裂隙水，接受大气降水及地下水的下渗补给，隧道通过断层破碎带及节理较密集带地段时，隧道洞身施工开挖时地下水涌水量较大。因此断层影响带为主要涌水来源，下面是斜井工区需穿越的断层以及涌水量。
斜井工区断层影响带涌水量计算表
表中水量计算根据以下公式计算
Q=BK/2｛（H12/R1+H22/R2）+2∏S/ln【4（R1+R2）/∏D·Cos（∏（R1-R2）/2（R1+R2）】｝
式中：
H1、H2—补给区、排泄区假象隔水层面以上潜水流的深度（米）
R1、R2—隧道中心至补给区及排泄区的距离（米）
F5断层：里程DK377+005～DK376+905，属于小里程反坡排水范围（坡度5‰）。
F6断层：里程DK377+921～DK377+981，属于大里程顺坡自排范围（坡度5‰）。
F7断层：里程DK379+560～DK379+595，属于大里程反坡排水范围（坡度3‰）。
由断层所属里程和长度以及富水情况可以看出，F6断层属于自排范围，F7断层虽然属于反坡排水，但F7断层位于里程交界即贯通位置上，因此F6、F7断层影响不大，主要是F5断层强富水带影响施工较大。
4.设备选择
4.1．水泵选型
隧道内水源主要为隧道裂隙水和断层涌水以及现场施工用水。水质除地下水的本身成分外，主要是含有石碴、泥浆，同时还有喷射砼的回弹物。因此，除满足扬程和排水量外，选用的常规水泵必须要耐磨性高、使用寿命长,且电力系统配置合理的无堵塞污水泥浆泵,才能保证隧道正常施工。
4.2．水泵规格
鉴于斜井施工和正洞施工的不同排水需求，水泵的规格、扬程以及数量配置均有不同。以下是洞内主要水泵的各种规格和配置部位。
使用部位 斜井自身施工 斜井向小里程掌子面移动泵站 斜井向大里程掌子面移动泵站 斜井终点固定泵站
最大涌水量 175m3/d 预测最大涌水量地段为7386 m3/d 预测最大涌水量地段为1793 m3/d
5.排水管路的布置
5.1.斜井施工段
斜井自身施工过程中，由于水量少，排水基本属于逐级增大过程，因此斜井施工工程中采用递级排放的方式，施工过程中掌子面后方20米左右设置一个集水坑并放置一个1.1KW的WQ15-15-1.1型排污泵抽水。根据斜井加宽段的设置（斜井每间隔250米设置一个20米的单侧加宽段），在施工完成段每个加宽段内设置一个集水井，共设置四个集水井，保证斜井内水不流入主洞，集水井尺寸4m长×2m宽×1.5m深。每个集水井内放置一个5.5KW的WQ18-72-5.5型排污泵递级排水，排水管选用Φ80钢管，钢管与水泵之间用软管绑扎。为方便水泵看管，集水井内水泵安装自动启动控制器，等集水井内水位达到设定高度自动启动电源抽排积水，等集水井内水位低于设定高度时自动关闭电源。（下图为斜井自身施工过程中反坡排水示意图）
5.2.正洞施工段
斜井进入正洞后会产生大小里程两个工作面，其中小里程工作面（DK377+115～DK375+856）是5‰下坡段施工，属于反坡排水范围，大里程工作面DK377+115～DK378+600段为5‰上坡段施工，属于自排范围，DK378+600～DK379+595段为3‰下坡段施工，属于反坡排水范围。（下图为正洞施工坡度示意图）
5.2.1正洞施工小里程段
当斜井施工到正洞位置后，在距离斜井中线20米小里程左侧边墙处（DK377+095）设固定式泵站。固定泵站尺寸为11m长×8m宽×3m深，泵站分水仓和泵房，其中泵房位于水仓之上，为避免水仓淤积，水仓按照三级沉淀池标准施工。固定泵站至斜井口安装两套Φ200钢管作为排水管。由于排水管路较长，为避免管路内水的回流，在排污泵与排水管连接处需安装防止回水的止水阀，同时为避免回水压力对阀门造成损伤，止水阀需选择带减压功能的特殊阀门。
小里程方向施工过程中，在小里程一侧边墙安装一套Φ150钢管作为排水路，钢管一头连接于固定泵站，钢管另一头连接于移动式集水箱，集水箱尺寸4m×2m×2m，容量16m ，在集水箱上安装一个37KW离心泵(扬程20m,流量350 m /h)。掌子面施工过程中采用移动式潜水泵将积水抽至集水箱内，然后通过离心泵将水通过排水管反排至固定泵站，再通过固定泵站反排至斜井口。如果在水量不大的情况下可以直接将移动式排污泵通过软管与Φ150mm钢管连接反排至固定泵站。（下图为小里程反坡排水示意图）
5.2.2正洞施工大里程段
施工大里程（DK377+115～DK378+600）时，属于上坡（坡度5‰）施工，在隧道两侧通长预留30㎝×15㎝的砂浆排水明沟，掌子面流水通过两侧排水明沟自然顺坡引流至固定泵站。为避免明沟於塞，排水明沟需安排专人及时清理。
施工大里程DK378+600～DK379+595反坡段时，在掌子面后方20～30m处放置一个移动式排污泵，在隧道变坡点处（DK378+600）设置一座集水井，集水井尺寸设置为2m长×2m宽×1.5m深。集水井一头与移动式排污泵通过Φ80钢管连接，另一头与右侧排水明沟连接，掌子面施工过程中移动式排污泵通过Φ80排水管将掌子面积水反排至集水井，然后再通过边沟将水顺坡自排至固定泵站。（下图为大里程排水示意图）
6.施工体会
斜井和正洞施工基本均为反坡排水，采用机械排水，固定泵站和移动式泵站相结合的排水方案，施工过程中必须根据隧道内实际流水量大小和施工坡度来确定排水设备的规格、排水管的直径以及排水管路的布置等参数。实际施工过程中排水设备必须保证充足，有备用设备和备用发电机，安排专人负责排水作业，加强现场排水设备、排水管路的管理和维护工作，严格按照设备的操作规范进行操作，做好洞内外三级沉淀池的清理工作，做到无污染排放。
参考文献
固井施工流程篇9
【关键词】超深井套管设计;下套管钻井;固井工艺;典型举例
1. 超深井套管设计
1.1 套管设计
现在虽然有成熟的设计方法和设计标准但由于外在的计算条件难以确定，深井套管柱设计依然是一项困难的工作。经常发生这样的情况:按照规范设计很好的管串，在以后的生产过程中出现挤毁、破裂、变形、磨损等问题。例如：克参1井的地层压力高达124MPa，完井选用V150、P110和NKT140梯形扣套管，试油时套管发生破裂。因此，超深井的套管设计、应适当增加安全系数，并对各种生产条件全面衡量，经过谨慎权衡后，确定最终的外载条件。用于超深井固井的主要工具、附件有内管注水泥工具、分级注水泥接筛、尾管悬挂器、浮箍、浮鞋、扶正器。
1.2 水泥浆和前置液设计
深井、超深井的水泥浆密度一般较高，因此，在密度一定的情况下，最重要的性能就是失水控制了。由于配制一定密度的水泥浆所需的水灰比小，所以，少量的失水就会对水泥浆性能特别是稠化时间和粘度产生极大影响，因此API失水最好在50m以内或更低。
深井、超深井中往往难以采用紊流固井技术。当套管尺寸大时，虽然顶替排量较大，但由于环空容积大水泥返速较低，当套管尺寸小时，由于流体摩擦阻力大，顶替排量小。这两种情况都难以实现紊流固井。因此，最现实的方法是：低返速固井和大排量顶替固井。最佳的顶替原则是保证水泥浆在环空的壁面剪切应力接近30MPa。如果井下条件不允许，至少也要保证有15MPa的壁面剪应力。
2. 固井工艺
深井、超深井的固井由于井深结构的特殊性，上部套管尺寸较大，往往采用内管柱固井技术和双胶塞古井，主要是最大限度避免水泥浆和钻井以及其他流体的泥浆，保证套管鞋处水泥石的质量；中间的技术套管常采用分级固井和尾管固井技术以及低密度水泥浆固井技术，以有效封固长裸眼井段；完善套管多采用尾管回接固井或一次固井技术，有时也采用分级固井。
内管柱固井技术：对于效地缩短作业时间Φ339.7mm套管和Φ508mm套管以及更大尺寸套管，采用内管柱固井的主要理由有两点：
(1) 由于内容积较大，大部分固井作业时间均在替浆上，采用内管柱固井后可以有效地缩短作业时间;
(2) 由于套管内径较大，管内壁粘附的泥饼相对较多，当上胶塞通过时，大量泥饼被挂带至套管鞋处，影响套管鞋处水泥石的质量。后两个问题有时也用双胶塞固井来解决。内管柱固井工具有两种形式：井口密封和井底密封。工艺流程：套管下至预定井深后，使管串在井口（一般坐定于套管上）固定，再于套管内下入钻杆（或油管），插入预先连接在套管串下部的插座，加上适当钻压后即可实现密封。这时就可以通过钻杆按一次固井的施工步骤正常施工。替浆结束后，上提钻杆，下部回压阀关闭，结束固井。有些内插座也常与套管鞋作为一体，而不再单独加工。内管柱固井的关键环节是要保证内插座的密封，应在注水泥前循环时重点检查。当套管下入深度较大时，由于流体密度的变化，会造成钻杆和套管环空容积的变化，这时井口会有轻微溢流或液面下降，属正常现象，应注意与密封失效区别。
分级箍的作用原理：先按一次固井工艺，注入一级水泥，并返至设计井深。碰压后，投入重力塞，待重力塞达到分级箍位置后，坐于下滑套上，这时在井口加压剪断销钉，下滑套下行，打开循环孔，建立循环。可以等一级水泥凝固后再注二级水泥（间歇式）或直接注二级水泥（连续式）。二级水泥顶替完成后，由关闭胶塞坐放到上滑套上，在井口加压，关闭循环孔。自通径分级箍则是在完成二级固井后，继续憋压，剪断上内套与胶塞套之间的销钉，使胶塞套和重力套滑落到井底。分级固井的关键环节是：保证下部回压阀密封可靠、上下滑套正常工作和重力塞顺利下行到位。另外，由于必须通过井口憋压对分级箍进行操作，所以套管柱设计必须考虑由此产生的附加载荷，抗拉安全系数不得小于1.5。
3. 超深井下套管典型实例
3.1 Φ339.7mm表层套管下入
表层套管井眼稳定性差，井壁容易坍塌、井半径不规则、环空返速低造成携岩效果不好，而且本井段存在多压力层系和阶梯式井眼，这些因素对Φ339.7mm大尺寸、高刚性套管的安全下入造成很大的难度。针对这些不利因素，采取多次分段下钻通井、调整钻井液性能，成功将套管下到了预定井深，并且创造了该尺寸套管胜利油田的下深记录。
为此在下套管的过程中采取措施
(1）为防止套管串下部脱扣，在套管串下部结构和最下部100m套管进行先涂抹丝扣胶，然后打销钉紧固。
(2）所有套管涂抹套管密封脂，采用专用套管卡盘和套管钳等井口工具，保证了打套管的安全下入和丝扣的连接质量。
(3）所有套管涂抹套管密封脂，采用专用套管卡盘和套管钳等井口工具，保证了打套管的安全下入和丝扣的连接质量。
(4）认真检查套管附件，并按规定操作。
(5）下完套管缓慢开泵，充分利用振动筛、除砂器清除套管扶正器刮下的泥饼。
3.2 Φ139.7mm油层套管下入
本井段使用Φ215.9mm钻头，钻完井深7026m，全井下入Φ139.7mm套管而且从井底到地面用水泥加固。基于井下实际情况，采用先悬挂尾管，再进行回接的技术措施。通过对各种工具、附件的优选和配置封下部井段和套管内灌入的专用钻井液等措施克服了施工中存在的难题，最终顺利下入套管固井。为此在下套管的过程中采取措施：
（1）为降低下套管回流阻力和对地层的回压，下套管前应适当降低钻井液密度，降粘切，提高流动性。同时为确保套管下到预定井深能顺利开泵，套管下入到裸眼井段后进行多次中途开泵，开泵压力控制在10MP以内。
（2）下套管前根据循环排量和压力推算地层承压能力，防止井漏。
（3）采用特种材质的抗高温液压尾管悬挂器及相应浮鞋、套管扶正器等附件，并对悬挂器各销钉耐压数据多次模拟实验，保证数据的可靠
（4）为确保套管重叠段的封固质量，尾管与上层套管重叠200m。
固井施工流程篇10
【关键词】史深100；长裸眼封固段；固井
1.史深100断块固井质量现状
史深100断块是胜利油田区域性固井质量相对较差的地区之一，近年来每年都会出现固井质量较差的井，这不但影响固井质量，而且给勘探资料的真实性和地层的含油气评价造成严重的损失，因此，提高史深100断块的固井质量对保证勘探成果的真实性，增加油气储量具有重大意义。
2.影响史深100断块固井质量的原因分析
2.1史深100断块主要特点
2.1.1油藏较深（通常在2800―3300米之间），且油层压力高，完钻井底温度高（实测井底静止温度为90―110度）。
2.1.2储层孔隙度和渗透性高，易发生井漏。
2.1.3油层岩性较疏松，油水隔层薄，隔层强度低。
2.1.4地下水丰富，井底压力高，水泥浆候凝过程中地层水极易窜入环空。
2.2固井技术难点
2.2.1井底静止温度高，造成水泥浆凝结时间不易掌握，过长、过短的稠化时间，都影响固井质量，失水量不易控制。
2.2.2储层的高渗透性使得水泥浆的失水量增大、易造成水泥浆体系的瞬时凝固，引起桥堵，严重影响固井施工的安全。
2.2.3高压水层较多，不利于水泥环第二界面的胶结。
2.2.4井身质量差，井径扩大率超标和“糖葫芦”井眼现象较为普遍，水泥浆顶替效率难以提高。
2.2.5部分断块有断层存在，固井施工过程中容易发生井漏。
2.2.6高温缓凝水泥浆体系（胜维G级水泥+降失水剂+缓凝剂）的稠化时间满足固井施工技术要求，但失水量控制不是很理想，且水泥浆体系的稳定差，容易分层，自由水难以控制。
2.2.7水泥浆凝结后，形成水泥石的体积收缩大，固井质量不够稳定，尤其是第二界面胶结质量较差。
3.提高史深100断块固井质量的工艺措施
3.1管外封隔器工艺应用
为了防止水泥候凝过程中，由于水泥浆失重和水泥石体积收缩造成油水层互窜，在活跃能力较强的水层和油层间安放管外封隔器，施工后期，向套管内施加压力，使封隔器自动胀开，从而阻断油水层互窜的通道，达到彻底封固油水层的目的分层开采和提高采收率的目的。
3.2漩流发生器工艺的应用
由于该地区地层松软，井径扩大率超标现象严重，为了提高大井眼处水泥浆顶替效率，可在井眼进入大直径井段时，在套管串上加放旋流发生器，使流体在环空中产生一个横向流动速度，改变井眼中流体直线流动的状态增加环空中的流体的纵向活动面积，以达到有效顶替泥浆的目的，提高顶替效率增加水泥环的胶结质量。
4.水泥浆体系研究
4.1固井前置液的研究
由于该断块井深都大于3000米，井队为保证起下钻的顺利，都不同程度的在泥浆中添加原油，来提高泥浆的性，这样造成套管、井壁形成油质泥饼，固井时影响到水泥与套管、地层的胶结。为解决固井时油质泥浆清洗问题，我们研究开发了去污、易紊流型冲洗液，同时开发了抗污染隔离液。这些前置液能有效稀释钻井液，通过水化后的去污离子及悬浮粒子冲洗、清除在管壁和井壁上的油污和泥饼，能有效地清楚井壁及套管外壁的油污及泥饼，有效地隔离泥浆和水泥浆，避免水泥浆因泥浆接触污染而提前稠化，避免泥浆因水泥浆接触污染而絮凝稠化，并将泥浆在管壁和井壁表面上形成的亲油化学键破坏并转变为亲水离子，可有效地提高水泥浆在管壁和井壁表面的胶结质量。
4.2低失水、防气窜、高强度水泥浆体系
深井固井水泥浆体系最突出的难题是体系失水难以控制，尤其在长封固断高压高渗地层，由于水泥浆体系的失水严重影响体系的流动性能，甚至出现瞬间闪凝现象，同时由于水泥浆体系从液态到固态的转变过程中，由于体系的“失重”极易导致油气水窜的发生，为此研制低失水、防气窜、高强度水泥浆体系，将体系的失水控制在100毫升以内，并在体系中引入防气窜外加剂，增加高压油气运移阻力，防止环空窜槽的发生，保证体系的稳定行和流动性，同时提高水泥石的高温高压下力学性能，包括抗压强度和抗折强度，使水泥浆迅速形成较高的胶凝强度，尽可能减少水泥浆由液态转化为固态的过度时间，从而大大降低了发生环空气窜或气侵的几率，有效地解决了该地区的高压水层上窜问题。
5.结论和认识
（1）漩流发生器及管外封隔器的复合应用对提高史深100断块固井质量发挥了积极作用。
（2）复杂地层的完井固井技术必须是工艺、工具、水泥浆体系的综合配套应用。
（3）应根据每口井的实际情况，研究具有针对性的工艺技术措施，才能最大限度的保护油气层，提高采收率。
（4）随着钻井工艺的改进和固井质量标准的提高，高温深油藏开采越来越多，水泥浆体系也相应作出调整，以满足井底高温、高压、第二界面封隔质量要求严等诸多新的要求，保证固井质量工作的稳步发展。
【参考文献】
［1］张宏军主编．固井工，石油大学出版社，1996．10．
