长裸眼定向井钻井技术
长裸眼定向钻井技术
钻长裸眼井的目的是加快油田的勘探、开发步伐，提高钻井速度，缩短建井周期，降低钻井成本；钻定向井的目的是增加油层穿透能力、避开地面障碍物、顺利钻达地质目的层。而钻长裸眼定向井的目的集二者于一身，能够很好地解决复杂钻井问题。
1．长裸眼定向钻井技术难点
（1）裸眼段长，摩擦阻力大，磁性/重力工具面角不易调整到位。 （2）转盘转动时扭矩大。
（3）斜井段最大井斜角较小，方位不容易控制。
（4）常规钟摆钻具的降斜率、方位漂移规律受地层因素、原井眼状况等因素作用难以掌握，为监测钟摆钻具的降斜率和方位漂移规律需要进行吊测，增加了钻井风险。
（5）井底可控制位移较小，中靶精度要求高，定向控制段的井眼轨迹调整范围较小。
（6）控制钟摆钻具降斜率的手段较少，降斜井段的轨迹控制难度较大。
2．技术对策
针对长裸眼定向钻井的难点，在井身剖面、井眼曲率、定向造斜点、最大井斜角、造斜钻具组合及钻头等几方面进行优选，达到优化井身轨迹、避免井下复杂的目的。
2．1井身剖面类型的选择
常规两维定向井的剖面类型主要有两种：一种是“直—增—稳”剖面，另一种是“直—增—稳—降—稳”剖面。“直—增—稳”剖面的特点是井底水平位移可以很大，“直—增—稳—降—稳”剖面的特点是形式变化较大，如增斜后的稳斜段、降斜后的稳斜段可能很长，也可能很短，短到可能为零。应视长裸眼定向井的地质要求，选择合理的井身剖面类型。
2．2井眼曲率的选择
长裸眼定向井井眼曲率的选择应适中，井眼曲率过小，则造斜井段的钻进时间过长，稳斜段太短，往往使方位调整的回旋余地太小；井眼曲率过大，则钻具偏磨严重，摩擦阻力增大，起下钻困难，容易磨出键槽，造成键槽卡钻，还会给其它井下作业造成困难。
为了安全、优质、快速钻井，应该限制最大井眼曲率。
式中：K m --最大井眼曲率，°/30m ；
D--钻头直径，mm ；
()75.13728.02
?--<
T
T m L f
D D K
D T--动力钻具外径，mm；
L T--动力钻具长度，m；
f--间隙值，软地层取f=0，硬地层取f=3~6mm。
2．3造斜点的选择
（1）造斜点应选在比较稳定的地层，避免在岩石破碎带、漏失地层、流砂层或容易坍塌等复杂地层定向造斜。
（2）应选在可钻性较均匀的地层，避免在硬夹层定向造斜。
（3）造斜点的深度应根据设计井的垂直井深、水平位移和选用的剖面类型决定，并要考虑满足采油工艺的需要。
（4）选择造斜点位置时尽可能使斜井段避开方位自然漂移大的地层或利用井眼方位漂移的规律钻达目标点。
2．4最大井斜角的选择
大量定向井的实践证明，井斜角小于15°，方位不稳定，容易漂移；井斜角大于45°，测井和完井作业施工难度较大，扭方位困难，转盘扭矩大，易发生井壁坍塌等现象。因此，定向井的最大井斜角应控制在15～45°范围内。
2．5造斜钻具组合及钻头的选择
由于裸眼段长，井眼摩擦阻力大，转盘转动时扭矩大，应选择工作扭矩较大的动力钻具。
定向井由于井斜的存在，井下钻具及钻头巴掌部分磨损较严重；且动力钻具的转速高，对钻头的轴承密封性能要求高，所以应选择钢级较好的钻具、带保径的金属密封牙轮钻头或定向PDC钻头。
在钻具组合中采用加重钻杆代替钻铤，它不仅可以减少钻具重量，还可以减少扭矩和钻具的刚度；同时用18°斜坡钻杆代替了普通钻杆，它既可以满足传递负荷、减小摩阻的要求，又能克服普通钻杆起下钻及钻进过程中刮擦井壁问题。
3．钻井实例：T810XK井
T810XK井位于新疆塔里木盆地塔河油田8号油气田，为了提高钻井速度、缩短建井周期、降低钻井成本以及保护自然生态环境，要求该井设计为长裸眼定向井。
3．1井身剖面及参数的确定
（1）由于该井要求最终井斜角为0°，所以选择“直-增-稳-降-直”五段式井身剖面类型。
（2）动力钻具选择Φ197mm螺杆，根据公式（1）计算得：K m＜6.41°/30m，同时参照1.25°5LZ197×7.0Ⅳ-DW推荐造斜率，选择K m=5.50°/30m。常规钟
摆钻具的降斜率选择为1.50°/30m。
（3）造斜点选择在石炭系卡拉沙依组上部，地层稳定，以砂泥岩为主，岩石硬度不大，适合于造斜钻进，造斜点井深4950.00m，造斜点以上裸眼段长达3750.95m。
（4）最大井斜角选择为17.96°。
3．2井身剖面设计
1．井身剖面类型：直—增—稳—降—直
2．基础数据
造斜点井深：4950.00m
水平位移：73.07m
设计闭合方位：2.39°
靶区半径：10.00m
靶点垂深：5450.00 m
3．井身剖面数据
3．3T810XK井施工难点
1．该井绝对井斜按设计直井段的井斜控制标准未超标，最大井斜角2.4°，但造斜点4950.00m处水平位移39.84m，严重超标；且闭合方位98.31°与设计方位2.39°有96.30°的夹角，在原地质目标不变的情况下必须在增斜的同时进行扭方位作业才能钻达设计靶区。
2．造斜点深、裸眼段长，井眼摩擦阻力大。
3．钟摆降斜钻具组合中为了减少变径接头数量，使用复合尺寸钻具，增加了钻进风险。
3．4T810XK井斜井段（4950.00～5459.87m）施工情况
T810XK井斜井段共进行了9回次钻进，其中包括3回次动力钻具增斜钻进、1回次动力钻具稳斜钻进和5回次钟摆钻具降斜钻进，进尺509.87 m，HJ517G
型牙轮钻头使用效果良好，金属轴承密封寿命长、密封性能好。斜井段施工顺利，井身轨迹控制良好，准确中靶。
1．增斜井段（4950.00～5060.62m）
钻具组合：Φ241.3mmHJ517G钻头(21mm×3)+ Φ197mm1.25°单弯螺杆钻具+531×410接头+Φ165mmNMDC×1+Φ170mmNM短节×1+411×4A10接头+Φ159mm DC×3+4A11×410接头+Φ127mm HWDP×48+Φ127mm 斜坡DP 钻进参数：W=120～200KN，Q=30l/s，P=22MPa
由于造斜点处水平位移超标，且闭合方位与设计方位相差较大，增斜钻进的同时必须扭方位，经LANDMARK软件计算磁性工具面角为335.00°正中靶心，所以在增斜钻进井段将磁性工具面角调整至335.00°左右，以保证准确中靶。
增斜井段进尺110.62m，井斜由0.7°增至16.44°，平均增斜率4.27°/30m。
由于裸眼段长达3750.95m，摩擦阻力大，且螺杆钻具的稳定器为螺旋稳定器，动力钻具反扭角较大，调整工具面角所需时间较长，有时需上提下放数次钻具才能将工具面角调整到位，且井斜较小，磁性/重力工具面角精确度不高，给施工带来很大困难。
钻进至井深5060.62m，测得井深5043.24m处井斜13.9°、方位333.8°，5010.93～5043.24m井段增斜率达到5.73°/30m，预测井底井斜、方位都基本到位，决定启动转盘进行稳斜段钻进。
2．稳斜井段（5060.62～5145.47m）
钻具组合：Φ241.3mmHJ517G钻头(21mm×3)+ Φ197mm1.25°/1°单弯螺杆钻具+531×410接头+Φ165mmNMDC×1+Φ170mmNM短节×1+411×4A10接头+Φ159mm DC×3+4A11×410接头+Φ127mm HWDP×48+Φ127mm 斜坡DP。由于该钻具组合具有单稳定器增斜特性，所以井斜角一直在增加，达到本井最大井斜18.80°。
钻进参数：W=100～120KN，N=50rpm，Q=30l/s，P=22MPa
Φ197mm1.25°单弯螺杆钻具组合复合钻进17.38m，井斜角由16.44°增加至17.13°，增斜率1.19°/30m。
1°单弯螺杆钻具复合钻进至井深5118.91m，测得井深5101.40m处井斜18.2°、方位331.7°，通过软件计算中靶心井斜角偏大、方位角偏小，考虑到下部降斜井段牙轮钻头钻进时井眼方位具有右手漂移趋势，于是调整重力工具面角，进行全力降斜钻进。降斜钻进至井深5141.50m，测得井深5128.38m处井斜18.1°、方位331.0°，降斜效果理想，开启转盘复合钻进。
1°单弯螺杆钻具复合钻进5078.00～5118.91m井段，井斜角由17.13°增加至18.80°，增斜率为1.22°/30m；降斜钻进至5141.50m，井斜角下降为17.23°，方位角基本不变，降斜率为2.08°/30m。
3．降斜井段（5145.47～5459.87m）
钻具组合：Φ241.3mmHJ517G / HA517钻头(21mm×3)+630×410接头+Φ177.8mmDC×1+Φ165mmNMDC×1+Φ241mm稳定器+Φ177.8mmDC×1+Φ241mm稳定器+411×4A10接头+Φ159mm DC×3+4A11×410接头+Φ127mm HWDP×48+Φ127mm 斜坡DP
钻进参数：W=180～240KN，N=65～75rpm，Q=30l/s，P=19.5MPa
由于井斜角较大，钟摆钻具的钟摆力较大，降斜率高，为控制该钻具组合的降斜率，采用大钻压W=240KN钻进。为监控该钻具组合的降斜率及方位漂移率，钻进至井深5213.32m进行吊测，吊测数据见下表：
由吊测数据可看出该钻具组合在钻压240KN下的降斜率在2.20°/30m左右，方位有些左漂，但左漂趋势不大，钻进效果理想。于是在大钻压下一直钻进至井深5389.00m，YSS电子多点测得井深5368.10m处井斜4.95°，方位327.10°，井斜角已小于5°，钟摆力减小，降斜力相应减小，为了增加该钻具组合的降斜力，尽快将井眼吊直，将钻压降到180KN，一直钻进至降斜井段结束。
通过该井段的钻进，基本掌握了钟摆钻具的降斜及方位漂移规律：井斜角＞9°，降斜率在2.20°/30m左右、井斜角3～9°，降斜率在1.20°/30m左右、井斜角＜3°，降斜率在0.5°/30m左右；井眼方位受地层因素影响较大，井斜角较大时呈现左漂趋势，井斜角小时呈现右漂趋势，但变化不大，对整个井眼轨迹控制影响不大。
3．5施工效果
T810XK井斜井段施工顺利，钻头、螺杆钻具、MWD仪器使用良好，每回次钻进都达到了预期的效果，井眼轨迹控制良好，准确中靶。下表给出斜井段设计与实钻的各项参数对比数据。
3．6结论与建议
1．该井斜井段施工顺利，动力钻具选择合理，基本满足设计增斜率要求；钟摆钻具降斜井段钻进参数使用合理，很好地控制了钟摆钻具的降斜率，井眼轨迹平滑，准确中靶。
2．摸索出了Φ197mm螺杆钻具在Φ241.3mm井眼中钻进的增斜率、降斜率；常规钟摆钻具的降斜及方位漂移规律，为今后同类井的施工积累了经验。
3．该井裸眼段长、造斜点深，再加上螺杆钻具的稳定器为螺旋稳定器，动力钻具反扭角较大，造成在增斜、降斜井段工具面角调整困难；建议使用直稳定器的螺杆钻具，以减小动力钻具反扭角，利于调整工具面角，增加在工具面角要求范围内的有效进尺。
4．T810XK井斜井段钻进过程中的9回次钻进、1回次通井及测井、下套管都一次性到底，转盘钻进中扭矩波动不大，说明该井井眼轨迹平滑，钻井液润滑性能、携砂性能良好；同时也证明长裸眼定向井技术已经比较成熟，且适用于塔河油田，值得在油田范围内推广应用。
水平井钻井技术经验概述
第一章定向井（水平井）钻井技术概述 第一节定向井、水平井的基本概念 1．定向井丛式井发展简史 定向井钻井被（英）T．A．英格利期定义为：“使井筒按特定方向偏斜，钻遇地下预定目标的一门科学和艺术。”我国学者则定义为，定向井是按照预先设计的井斜角、方位角和井眼轴线形状进行钻进的井。定向井相对与直井而言它具有井斜方位角度而直井是井斜角为零的井，虽然实际所钻的直井它都有一定斜度但它仍然 石油管理局的河50丛式井组，该丛式井组长384米，宽115米，该丛式井平台共有钻定向井42口。 2．定向井的分类 按定向井的用途分类可以分为以下几种类型： 普通定向井 多目标定向井 定向井丛式定向井 救援定向井 水平井 多分枝井（多底井） 国外定向井发展简况
（表一）
10．井眼尺寸不受限制 11．可以测井及取芯 12．从一口直井可以钻多口水平分枝井 13．可实现有选择的完井方案 （4）．短曲率半径水平井的优缺点 优点缺点 1．井眼曲线段最短1．非常规的井下工具 2．侧钻容易２．非常规的完井方法 3．能够准确击中油层目标３．穿透油层段短（120—180米）4．从一口直井可以钻多口水平分枝井４．井眼尺寸受到限制
5．直井段与油层距离最小５．起下钻次数多 6．可用于浅油层６．要求使用顶部驱动系或动力水龙头 7．全井斜深最小７．井眼方位控制受到限制 8．不受地表条件的影响８．目前还不能进行电测 第三节定向井的基本术语解释 1）井深：指井口（转盘面）至测点的井 眼实际长度，人们常称为斜深。国外 称为测量深度（MeasureDepth）。 2）测深：测点的井深，是以测量装置 率是井斜角度（α）对井深（L?）的一阶导数。 dα Kα＝─── dL 井斜变化率的单位常以每100米度表示。 8）井深方位变化率：实际应用中简称方位变化率，?是指井斜方位角随井深变化的快慢程度，常用KΦ表示。计算公式如下： dΦ ＫΦ＝─── dL
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。 系数名称安全系数 抗挤安全系数≥1.125 抗内压安全系数≥1.10
抗拉安全系数管体屈服强度≥1.25 螺纹连接强度直径244.5mm及以上套管≥1.6 直径244.5mm以下套管≥1.8 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。
定向钻井技术交流
定向钻井技术 在阜康煤层气示范工程中的应用 新疆煤田地质局一五六煤田地质勘探队 2014年11月20日
定向钻井技术在阜康煤层气示范工程中的应用刘蒙蒙（新疆煤田地质局一五六煤田地质勘探队） 摘要 探讨和总结定向技术在新疆阜康白杨河矿区煤层气开发利用先导性示范工程钻井工程中的应用，介绍定向设计，定向仪器工作原理及使用。由于地理条件、排采地面工程、节约成本、增加采收率的需要，示范工程大部分井设计为丛式井，也有两口L型井和一口U型对接井，加上地层倾角大地层造斜严重，所以为了达到设计要求必须引进定向钻井技术。本文主要从井眼轨迹设计、定向仪器、定向工艺、定向实例四方面进行介绍。 关键词：定向技术、钻井工程、定向仪器 阜康煤层气示范工程项目由156队承担施工，其中定向钻井由156队工程技术科参与施工3口，独立施工1口。156队工程技术科已培养出学习和应用掌握定向钻井的技术人员，具有基本的定向设计、定向施工、定向验收能力。 1 定向井眼轨迹设计 定向井眼轨迹的设计涉及的因素很多。为满足地质及生产的要求，设计需要选择合适的造斜点、造斜强度、最大井斜角、稳斜段长度；为了同井台以及相邻井台各井之间的防碰，需要选择合理的大门方向和做防碰设计。此外，造斜强度的选择要考虑钻具及套管的强度、摩阻。造斜点的选择必须深于表层套管一倍仪器另长的深度。根据造斜强度选择合理的钻具组合、不同弯度的螺杆钻具。最大井斜角过小稳斜段方位不易控制，最大井斜角过大对钻进、下套管、排采不利，同时增加造斜段工作量。 1.1 示范区井型简介 示范工程设计的丛式井、L型井以及U型对接井 图1-1 示范工程三段式、五段式、U型井轨迹示意图
定向井(水平井)钻井技术概述
第一章定向井（水平井)钻井技术概述 第一节定向井、水平井的基本概念 1．定向井丛式井发展简史 定向井钻井被(英)Ｔ.A．英格利期定义为:“使井筒按特定方向偏斜，钻遇地下预定目标的一门科学和艺术。”我国学者则定义为,定向井是按照预先设计的井斜角、方位角和井眼轴线形状进行钻进的井。定向井相对与直井而言它具有井斜方位角度而直井是井斜角为零的井，虽然实际所钻的直井它都有一定斜度但它仍然是直井。 定向井首先是从美国发展起来的,在十九世纪后期,美国的旋转钻井代替了顿钻钻井。当时没有考虑控制井身轨迹的问题,认为钻出来的井必定是铅垂的,但通过后来的井筒测试发现,那些垂直井远非是垂直的。并由于井斜原因造成了侵犯别人租界而造成被起诉的案例。最早采用定向井钻井技术是在井下落物无法处理后的侧钻。 早在1895年美国就使用了特殊的工具和技术达到了这一目的。有记录定向井实例是美国在二十世纪三十年代初在加利福尼亚享廷滩油田钻成的。 第一口救援井是1934年在东德克萨斯康罗油田钻成的。救援井是指定向井与失控井具有一定距离,在设计和实际钻进让救援井和失控井井眼相交，然后自救援井内注入重泥浆压死失控井。 目前最深的定向井由BP勘探公司钻成,井深达1０,654米; 水平位移最大的定向井是BＰ勘探公司于己于199７年在英国北海的Ｒｙtｃh Ｆａｒｍ油田钻成的M1１井,水平位移高达１，011４米。 垂深水平位移比最高的是Sｔatoｉl公司钻成的的33/9—Ｃ2达到了１：3.1４； 丛式井口数最多，海上平台:9６口;人工岛:170口; 我国定向井钻井技术发展情况 我国定向井钻井技术的发展可以分为三个阶段，50—60年代开始起步，首先在玉门和四川油田钻成定向井及水平井:玉门油田的C2—１5井和磨三井,其中磨三井总井深16８5米，垂直井深表遗憾350米，水平位移4４4.2米，最大井斜9２°，水平段长１60米；7０年代扩大实验,推广定向井钻井技术;80年代通过进行集团化联合技术攻关，使得我国从定向井软件到定向井硬件都有了一个大的发展。 我国目前最深的水平井是胜利定向井公司完成的JＦ128井,井深达到70００米，垂深位移比最大的大位移井是胜利定向井公司完成的郭斜井,水平位移最大的大位移井是大港定向井公司完成的井，水平位移达到2666米，最大的丛式井组是胜利石油管理局的河50丛式井组,该丛式井组长３８4米,宽１1５米,该丛式井平台共有钻定向井４2口。 2．定向井的分类 按定向井的用途分类可以分为以下几种类型： 普通定向井 多目标定向井 定向井丛式定向井 救援定向井 水平井
页岩气水平井钻井技术
页岩气水平井钻井技术 摘要当前我国页岩气水平井钻井施工整体表现出成本高、周期长、复杂事故多等问题。针对这些问题，本文对国内页岩气井进行了技术跟踪，归纳了当前我国页岩气水平井钻井过程中所面临的轨迹优化及控制、井壁稳定、摩阻扭矩、井眼清洁以及固井技术等难点问题。 关键词页岩气水平井轨迹控制井壁稳定摩阻 美国页岩气资源的规模化开发和商业化利用，正在改变着世界能源格局，而同为世界能源进口大国的中国，同样拥有丰富的页岩气资源。政策以及相关支持政策的陆续出台，不但表明了我国政府大力发展页岩气资源的决心，而且正在积极推进我国页岩气产业的全面、快速发展。 页岩气是指赋存于富有机质泥页岩及其夹层中，以吸附或游离状态为主要存在方式，在一定地质条件下聚集成藏并具有商业开发价值的非常规天然气。与常规天然气藏相比，页岩气储层孔隙度主体小于10％，储层孔隙为0~500nm，孔喉直径介于5~200nm，渗透率极低，一般多采用水平井并经水力压裂技术改造后进行开发。当前，公认的具备商业开采价值的页岩气藏需具备以下条件：①页岩气储集层厚度大于100ft（30m）；②富有机质页岩有机质丰富，TOC > 3 %；③成熟度Ro在1.1-1.4之间；④气含量>100ft3/t；⑤产水量较少，低氢含量；⑥黏土含量小于40 %，混合层组分含量低；⑦脆性较高，低泊松比、高杨氏弹性模量；⑧围岩条件有利于水力压裂控制。页岩气藏作为典型的连续型油气聚集，往往分布在盆地内厚度大、分布广的集“生-储-聚”为一体的页岩烃源岩地层中。页岩作为粘土岩常见岩石类型之一，是由粘土物质经压实、脱水、重结晶作用后形成的，其成分复杂，除包含高岭石、蒙脱石、水云母、拜来石等粘土矿物外，还含有诸如石英、长石、云母等碎屑矿物和铁、铝、锰的氧化物与氢氧化物等自生矿物，页岩层理构造发育，多呈页状或薄片状（图1左），并沿层理发育有大量裂隙和微裂隙（图1右），脆性高、易碎，外力击打作用下易裂成碎片，且吸水膨胀性强，长时间裸露浸泡后极易引起井壁缩径、垮塌、掉块等复杂事故。例如，四川威远-长宁构造完成的3口页岩气水平井，水平井段钻进过程多次遭遇井壁垮塌、掉块等复杂，引发卡钻、报废进尺等事故，并导致3口水平井储层段40%进尺作业占总作业时间70%以上。同时，页岩气水平井井壁失稳问题频发，不但严重影响到钻井周期、钻井成本等问题，还直接导致井身质量差、固井难度大、储层污染严重等问题，这些问题都给后续开发带来极为不利的影响。据不完全统计，截止2012年初，四川威远、长宁及云南昭通页岩气产业化示范区完钻的4口水平井，平均井深3357米，平均钻井时间118天，而北美地区井深4000~5000米，水平段1500~2000米的页岩气井钻井周期通常在15~20天，水平段钻井时间仅为5~8天。由此可见，我国相对落后的页岩气水平井钻井技术，已经成为制约我国页岩气工业快速发展的重要瓶颈。
固井检测题目整合(优化版)
固井水泥浆检测题库 一、选择题 1、下列变化属于物理变化的是：（ A ）（A）潮解（B）分解（C）水解（D）电解 2、下列叙述中属于物理变化的是：（ B ）（A）汽油燃烧 （B）汽油挥发 （C）澄清的石灰水变浑浊 （D）铁生锈 3、能把水变成氢气和氧气的反应是：（ C ）（A）氢气燃烧（B）氢气跟氧化铜反应 （C）通电分解水（D）把水煮沸 4、凡能产生刺激性、腐蚀性、有毒或恶臭气体的操作必须在（ B ）进行。（A）室外 （B）通风柜 （C）室内 （D）隔离间 5、加热易燃试剂时，绝不能用（ C ） （A）砂浴（B）电热套（C）明火（D）加热器6、恒速搅拌器的自动低速档的转速是（ D ）转/分。 （A）1000 （B）2000 （C）3000 （D）4000
7、稠化仪的马达转速是（ D ）转/分。 （A）100 （B）200 （C）300 （D）150 8、下列级别油井水泥中属于基本油井水泥的是（ D ）（A）A级水泥 （B）B级水泥 （C）C级水泥 （D）G级水泥 9、G级和H级油井水泥质检的实验温度是（ A ）（A）52℃（B）45℃（C）62℃（D）55℃10、G级和H级油井水泥质检的实验压力是（ B ）（A）40.5MPa （B）35.6 MPa （C）32.7MPa （D）45.6 MPa 11、G级和H级油井水泥质检的升温时间是（ B ）（A）32min （B）28min （C）25min （D）36min 12、施工过程中出想的最高压力为（ D ） （A）打前置液压力 （B）注水泥压力 （C）顶替压力 （D）碰压
三、判断题 1、水泥石的抗压强度高，渗透率就低。（×） 2、水泥浆中加入缓凝剂可以缩短稠化时间。（×） 3、水泥是一种胶凝材料，它属于硅酸盐。（√） 4、检验G级水泥的水灰比是0.38 。（×） 5、水泥浆的稠化时间实验是在井底静止温度下进行的。（×） 6、抗压强度实验是在井底静止温度下进行的。（√） 7、水泥应在阴凉、干燥环境中储存。（√） 8、在配制水泥浆时，也可采用手工搅拌配浆，其效果与恒速搅拌器配浆相同（×） 9、水泥浆的性能与配浆用水的水质关系不大。（×） 10、水泥浆的密度是靠水灰比来调节的。（√） 11、水泥浆特性不仅受水泥、水、添加剂之间比例的影响，而且也受混合过程中产 生的剪切力的影响。（√） 12、在混配水泥浆时，搅拌的时间越长，水泥浆量越大，水泥浆均匀性越好。（√） 13、选用隔离液通常应该使隔离液的密度介于泥浆与水泥浆之间。（√） 14、对于水平井固井，最重要的两项指标是水泥浆的稳定性和失水量。（√） 15、CBL测井是水泥胶结测井。（√） 16、对某种材料进行实验室评价时，选用的测试材料样品必须具有代表性。（√） 17、水泥颗粒越粗，水泥水化速度越快。（×） 18、水泥石的抗压强度必须大于3.5MPa才能进行二次开钻。（√） 19、水泥石的抗压强度越高，固井质量越好。（×）
定向井钻井参数设计
定向井钻井参数设计 刘嘉 中石油胜利石油工程有限公司钻井技术公司 摘要：科技的发展，人口的剧增，造成了对能源的巨度消耗。这迫使人类去寻找更多的能源来满足这样的消耗，而石油便是其中之一。在脚下的土地中，蕴含着大量的石油能源需要去勘探，这边需要有先进的开采技术，若是因开采方式的不当而造成对能源的大量浪费，便是得不偿失了。 一、定向井钻井技术概述 定向井技术是当今世界石油勘探开发领域最先进的技术之一，也是如今使用的越来越频繁的技术。采用定向井技术开采石油，不仅可以在地下环境条件的严格限制下经济而有效的开发石油资源，在大幅度提高油气产量的同时，又不会对自然环境造成污染，是一项具有显著的经济效益的技术手段。 1.定向井：定向钻井是使井眼沿盂县设计的井眼轴线（井眼轨迹）钻达预定目标的钻井过程。 2.定向井的分类：按照井型的不同，可将定向井分为常规定向井（即最大井斜角在60°以内的定向井）、大斜度定向井（最大井斜角在60°到90°之间，也成为大斜度井）、水平井（最大井斜角保持在90°左右的定向井）、分支井、联通井。 二、定向井的设备介绍 1.泥浆马达：以泥浆作为动力的一种螺杆状的井下动力钻具，主要由旁通阀总成、马达总成、万向轴总成、驱动轴总成和放掉总成等部分组成。 2.扶正器：在钻井过程中起支点作用，通过改变其在下部钻具中的位置可以改变钻具的受力状态，从而达到控制井眼轨迹的目的。 3.非磁钻铤：在钻具组合中使用非磁钻铤可以有效的放置由于钻具本身所带来的磁干扰，减少测量过程中的误差，使测量结果真实、有效。 4.浮阀：一个用来防止泥浆倒流损害井下工具及防止钻头水眼被堵的工具。 5.定向接头：为定向仪器提供稳定性的工具，便于准确了解马达等井眼下工具的方向，从而能够为下不作业的顺利进行提供保障。 三、定向井参数设计：
第七章低压易漏长裸眼固井技术(二稿)
目录 第七章低压易漏长裸眼固井技术第一节概述 一、国外发展情况 二、国内发展情况 第二节低压易漏长裸眼固井技术难点和关键技术 一、技术难点 二、关键技术 第三节低压易漏长裸眼地层压力预测 一、地层压力预测 二、地层破裂压力预测 第四节低压易漏长裸眼固井水泥浆技术 一、粉煤灰低密度水泥浆技术 二、空心微珠低密度水泥浆技术 三、化学泡沫低密度水泥浆技术 四、矿渣低密度水泥浆技术 五、高强低密度水泥浆技术 第五节低压易漏长裸眼固井施工技术 一、综合防漏堵漏技术措施 二、低压易漏长裸眼固井施工技术 三、分级施工技术
第七章低压易漏长裸眼固井技术 第一节概述 在石油、天然气钻探和开发过程中，要钻穿多个地层，每个地层的承压能 力各不相同，为了提高钻井速度，降低成本，在地层条件（塌、漏）许可的情况下，一般钻达地层较深，在这多个地层中，有些地层（洛河、刘家沟等）破裂压 力低，不能承受常规水泥浆液柱压力，要对这段地层进行封固，就形成了低压易 漏长裸眼的固井问题。 何为低压易漏长裸眼固井？目前尚无统一的概念界定。本章的低压易漏长裸 眼固井技术是指封固段存在低压漏失层，若固井，必须应用非常规的水泥浆体系 及施工工艺，一次封固井段超过1000米或使用分级注水泥器封固段总长超过2500米的特殊固井工艺技术。这个问题，在全国大部分油气田都存在，特别在 长庆、吐哈、辽河、新疆等油田较为突出，经过研究与实践，特别是通过九·五 攻关，低压易漏长裸眼固井技术取得了大发展，形成了相应的特色技术。 一、国外发展情况 低压易漏地层在国内外是一种普遍的现实，在固井中为了防止发生漏失，防止储层污染，一般采用降低水泥浆的密度。60年代初，在中东、苏联、美国墨西哥湾等地区已广泛成功地使用了以膨润土、硅藻土、膨胀珍珠岩、水玻璃、硅质充填物等材料配置的低密度水泥浆，用这类材料配置具有合适强度的水泥浆最低密度极限是1.31g/cm3。自1978年以来，国外已研究出了两种超低密度水泥浆，一种是高强度空心微珠水泥浆; 另一种是泡沫水泥浆，前者密度最低可以到0.96g/cm3，后者密度可低达0.72 g/cm3，1979年美国在西德克萨斯的Spraberry油田，使用泡沫水泥浆（密度0.82-1.14 g/cm3 ，失水＜200mL），解决了该地区丙烷气层和几个漏失层并混有硫化氢腐蚀水层的水泥返高问题。但是低密度水泥浆由于水灰比、外掺料较大，一般具有较低的抗压强度和较高的渗透性，其应用受到限制。九十年代后期，司仑贝谢Revil P等利用紧密堆积理论，提出了一种设计高性能低密度水泥浆的全新方法，这种方法基于正确选择用于干混合的组分，并优化配料粒度和配比，使水泥浆的流变性、稳定性、抗压强度等性能不再受水泥浆密度的限制，配制的低密度水泥浆的性能可与常规密度水泥浆的性能相媲美。目前美国司仑贝谢油田服务公司又提出了“可替代泡沫水泥的低密高强水泥浆”，采用密度为0.36的具有高强度抗压缩的空心玻璃微珠，可将低密度水泥浆低至0.98g/cm3，其抗压强度可与正常密度的水
第一章 定向井(水平井)钻井技术概述
第一章定向井（水平井)钻井技术概述 定向井、水平井的基本概念 定向井丛式井发展简史 定向井钻井被（英）Ｔ．A．英格利期定义为:“使井筒按特定方向偏斜,钻遇地下预定目标的一门科学和艺术。”我国学者则定义为，定向井是按照预先设计的井斜角、方位角和井眼轴线形状进行钻进的井。定向井相对与直井而言它具有井斜方位角度而直井是井斜角为零的井,虽然实际所钻的直井它都有一定斜度但它仍然是直井。 定向井首先是从美国发展起来的，在十九世纪后期,美国的旋转钻井代替了顿钻钻井。当时没有考虑控制井身轨迹的问题，认为钻出来的井必定是铅垂的,但通过后来的井筒测试发现，那些垂直井远非是垂直的。并由于井斜原因造成了侵犯别人租界而造成被起诉的案例。最早采用定向井钻井技术是在井下落物无法处理后的侧钻。早在1895年美国就使用了特殊的工具和技术达到了这一目的。有记录定向井实例是美国在二十世纪三十年代初在加利福尼亚享廷滩油田钻成的。 第一口救援井是1９34年在东德克萨斯康罗油田钻成的。救援井是指定向井与失控井具有一定距离，在设计和实际钻进让救援井和失控井井眼相交,然后自救援井内注入重泥浆压死失控井。 目前最深的定向井由ＢP勘探公司钻成,井深达10,65４米； 水平位移最大的定向井是BP勘探公司于己于１99７年在英国北海的ＲyｔｃｈＦarm 油田钻成的M11井,水平位移高达1，0１１4米。 垂深水平位移比最高的是Statoｉl公司钻成的的33/９—C２达到了１:3．14； 丛式井口数最多，海上平台:９6口；人工岛:17０口; 我国定向井钻井技术发展情况 我国定向井钻井技术的发展可以分为三个阶段，50—60年代开始起步,首先在玉门和四川油田钻成定向井及水平井:玉门油田的C2—１5井和磨三井,其中磨三井总井深1685米,垂直井深表遗憾３5０米，水平位移444.2米,最大井斜92°，水平段长160米；70年代扩大实验，推广定向井钻井技术;80年代通过进行集团化联合技术攻关，使得我国从定向井软件到定向井硬件都有了一个大的发展。 我国目前最深的水平井是胜利定向井公司完成的JF１28井，井深达到7000米，垂深位移比最大的大位移井是胜利定向井公司完成的郭斜井，水平
双级固井
2、双级注水泥固井设计 构造位置：施工井队： ╳╳井Ф244.5mm技术套管双级 固井施工设计 ╳╳固井队 年月日 ××井Фmm技术套管双级固井施工设计 一、基本数据 二、井眼状况 1、井身结构
1、起下钻遇阻、遇卡与落物： 2、钻进过程中垮塌与漏失： 3、油气水显示（溢流、井涌、井喷、油气上窜速度等） 4、其它： 三、地质资料
四、本次固井目的和方法 1、质量目标：封固低压层长裸眼段，为下步钻进揭开盐层创造有利条件； 2、方法：采用双级注水泥浆固井，双级箍位置选择在m左右致密稳定层段 第一级水泥浆返深m左右，水泥塞长度设计50m； 第二级水泥浆返至m。 五、固井难点与主要技术措施 固井难点： 1、钻遇多个油气显示层，有一定的防气窜难度。 2、注入水泥浆量及替浆量大，施工时间长，对设备性能要求高； 3、套管重量大，在下套管后期套管接箍容易变形、钻机负荷较大； 4、大尺寸套管固井，水泥浆顶替效率不易保证，且容易窜槽，固井质量难以保证； 5、二级充填水泥浆与常规水泥浆易发生置换，影响固井质量； 6、封固段长，套管内外静液柱压差较大，会导致施工中替浆泵压过高，对井队循环系统要求较高；同时浮鞋、浮箍承受的反向压力较大。 固井主要技术措施： 采用双卡盘和液压套管钳进行下套管作业； 采用性能良好的浮鞋、浮箍； 严格按设计下入扶正器，保证套管居中度〉66.7%； 最后m套管可不灌浆，以减小钻机负荷； 5、为了保证有效提高油气显示地层的固井质量，一级尾浆返高m，优选双级箍安放位置在m左右； 6、采用化学冲洗液，提高胶结界面的清洁度，同时改变流态，有效提高固井质量； 7、井队检查保养好两台泥浆泵，以保证替浆所需的排量和最后碰压时的泵压，并保证施工的连续性； 8、为提高固井质量，优选注、替水泥浆施工参数（密度、排量、用量和压力）； 9、二级固井，中间段用低密度水泥浆作为充填水泥浆，减小静液柱压力，防止漏失； 10、替入部分重浆，降低替浆过程的压力，防止高泵压； 11、替浆时采用流量计、泥浆罐以及录井泵冲三方计量，替浆过程中随时进行校核，最终以 泥浆罐计量为准。 六、管柱强度校核与扶正器安放位置 1、套管串设计 浮鞋+2根套管+浮箍+2根套管+挠性塞座+套管组合+1#定位短节+套管组合+2#定位短节+套管组合+3#定位短节+套管组合+双级箍+套管组合+套管组合+水泥头 注：1、附件均为API偏梯扣。 2、定位短节的具体数量和位置由录井队确定。 2 1
导向钻井技术(讲课版)
导向钻井技术 （胜利钻井工程技术公司周跃云） 基本概念 在定向井、水平井钻井中，为了使井眼轨迹得到合理的控制，世界各国相继开发研究了各种相应的技术，这些技术大致可分为两方面：一是预测技术，一是导向技术。 预测技术是根据力学和数学理论，对影响井眼轨迹的各种因素进行分析研究，从而预测各种钻具组合可能达到的预期效果。但目前的预测技术水平远远低于所要求的指标。鉴于此，导向技术应运而生。 导向技术是根据实时测量的结果，井下实时调整井眼轨迹。井下导向钻井技术是连续控制井眼轨迹的综合性技术，它主要包括先进的钻头（一般为PDC钻头）、井下导向工具、随钻测量技术（MWD、LWD等）以及计算机技术为基础的井眼轨迹控制技术,其主要特点是井眼轨迹的随钻测量、实时调整。 导向钻井技术是随油藏地质的要求和钻井采油地面条件的限制而逐步发展起来的。在这种技术中，井下导向钻井工具处于核心地位，它决定导向钻井系统的技术水平，导向技术则是导向钻井系统的关键技术。
一、导向钻井的工具和仪器 定向井技术的进步与定向井工具和仪器的发展是相辅相成的，是密不可分的。定向井钻井实践的需要，设计开发了专门用于定向井的工具和仪器，并在钻井实践中得到完善和提高；随着定向井工具和仪器的发展，极大地推动了定向井工艺技术水平的进步；而工艺技术的进步，对定向井工具仪器又提出了更新更高的要求。胜利油田以及我国定向井发展的历程，充分地说明了这一辩证关系。 1.1 导向工具的主要类型 随着定向井、水平井和大位移延伸井的日益增多，各种相应的井下工具相继出现，如弯接头，变壳体马达，各种稳定器等。对这些工具一般要分为两大类：一为滑动式导向工具，二为旋转式导向工具。两者的主要区别在于导向作业时，上部钻柱是否转动，若不转动，则为滑动式导向工具，否者为旋转式导向工具。 1.1.1 滑动式导向工具 滑动式导向工具在导向作业时，转盘停止转动并被锁住，只有井底马达作业。调整好工具面，钻进一段时间后，再开动转盘，使整体钻柱旋转，以减少摩阻及改善井眼清洗程度，随后再根据需要进行定向作业。可以看出，这种作业方式要把大量的时间花费在定向作业上，尤其是深井作业更是如此。但其优点是成本低，易于实现。
固井流程
钻井、固井联合办公会议要求 一、资料收集（如实收集以下资料，但不限于）： 1、地质资料：地层岩性、地层压力、易垮易漏易缩径层位、漏失层及其漏失压力、油气水界面、周边注水井情况等 2、井身结构：钻头尺寸、上层套管尺寸钢级壁厚等 3、电测资料：井径、井斜、井温，特别是井径扩大率等 4、钻井资料：钻井进度与钻井工程简况(有无井漏、井涌、气测值)、钻井参数、钻具组合、钻井液体系性能、漏失情况、垮塌与缩径、地破试验、钻井过程中出现事故与复杂情况、钻井提升能力、钻井水储存能力、泥浆储备情况等。 5、固井附件的检查、丈量、合扣，管串的排列等； 6、固井添加剂到井数量、型号、类别； 7、其它相关资料。 以上资料的收集应积极要求钻井、泥浆、地质及其它相关方给予以配合，现场办公中出现疑问的及时向相关方请示，并要求解决。 二、固井协调会 1、在完钻前，由钻井公司组织召开办公协调会，参加人员包括：井队钻井工程师、固井工程师、地质、录井工程师、钻井液工程师等； 2、了解地质、工程、油气水及特殊地层情况； 3、提出固井要求，商讨固井方案； 4、明确固井作业中的各方责职，协调需要解决的问题。 5、安排固井日程及准备工作。 三、固井设计编制及审批 1、固井施工作业应编制固井施工设计； 2、固井施工设计应按规定的程序审批； 3、固井施工设计审批人应出具书面审批意见，并附在固井施工设计书内； 4、无固井施工设计或固井设计没有经过审批，不得进行下套管作业。 四、设备准备 1、注替设备 注替设备主要包括以下几个部分： a）钻井队动力系统：柴油机、发电机、配电系统等； b）钻井队循环系统：钻井泵、循环罐、循环管线、水龙头等； c）固井队配注系统：供水车、压风机、配浆车、批混车、注浆车、管线、闸门、流量计等； d）备用替浆系统：钻井队循环系统、固井队配注系统及连接管线等。 2、井控设备 固井作业时，封井器的闸板应与套管配套，按井控细则要求进行试压合格。 3、工具与材料准备 a）工具与材料准备主要包括：套管、套管附件及固井工具、套管密封脂及水泥和外加剂等，b）所有材料在作业前按设计规格与数量送井，现场检查、登记 c）固井附件在到井后完成检查、尺寸测量、草图绘制、合扣等工作。 d) 中途循环工具、供浆管线、二级循环排污管线的准备。 4、下套管工具的准备 吊卡、B型钳、垫叉、专用吊带、灌浆装置、防掉落物装置、回接作业还应准备长吊环。 五、井眼准备 a）高压油、气、水井，下套管前必须压稳。当地层漏失压力和孔隙压力差值很小容易发生井漏时，对于气井固井应控制油气上窜速度小于15m/h，油井固井应控制油气上窜速度小于25m/h； b）套管与井眼环空间隙一般应不小于19mm时，必要时宜采取扩眼等相应措施； c）下套管前应对不规则井段（小于钻头直径井段；起下钻遇阻、遇卡井段；井斜变化率或全角变化率超过规定的井段），存在积砂和砂桥井段）或油气层、重点封固井段用标准钻头原钻具对不规
长裸眼定向井钻井技术
长裸眼定向钻井技术 钻长裸眼井的目的是加快油田的勘探、开发步伐，提高钻井速度，缩短建井周期，降低钻井成本；钻定向井的目的是增加油层穿透能力、避开地面障碍物、顺利钻达地质目的层。而钻长裸眼定向井的目的集二者于一身，能够很好地解决复杂钻井问题。 1．长裸眼定向钻井技术难点 （1）裸眼段长，摩擦阻力大，磁性/重力工具面角不易调整到位。 （2）转盘转动时扭矩大。 （3）斜井段最大井斜角较小，方位不容易控制。 （4）常规钟摆钻具的降斜率、方位漂移规律受地层因素、原井眼状况等因素作用难以掌握，为监测钟摆钻具的降斜率和方位漂移规律需要进行吊测，增加了钻井风险。 （5）井底可控制位移较小，中靶精度要求高，定向控制段的井眼轨迹调整范围较小。 （6）控制钟摆钻具降斜率的手段较少，降斜井段的轨迹控制难度较大。 2．技术对策 针对长裸眼定向钻井的难点，在井身剖面、井眼曲率、定向造斜点、最大井斜角、造斜钻具组合及钻头等几方面进行优选，达到优化井身轨迹、避免井下复杂的目的。 2．1井身剖面类型的选择 常规两维定向井的剖面类型主要有两种：一种是“直—增—稳”剖面，另一种是“直—增—稳—降—稳”剖面。“直—增—稳”剖面的特点是井底水平位移可以很大，“直—增—稳—降—稳”剖面的特点是形式变化较大，如增斜后的稳斜段、降斜后的稳斜段可能很长，也可能很短，短到可能为零。应视长裸眼定向井的地质要求，选择合理的井身剖面类型。 2．2井眼曲率的选择 长裸眼定向井井眼曲率的选择应适中，井眼曲率过小，则造斜井段的钻进时间过长，稳斜段太短，往往使方位调整的回旋余地太小；井眼曲率过大，则钻具偏磨严重，摩擦阻力增大，起下钻困难，容易磨出键槽，造成键槽卡钻，还会给其它井下作业造成困难。 为了安全、优质、快速钻井，应该限制最大井眼曲率。 式中：K m --最大井眼曲率，°/30m ； D--钻头直径，mm ； ()75.13728.02 ?--< T T m L f D D K
定向钻井技术
定向井知识及发展 华油一公司工程技术分公司 2003年11月20日
前言 世界上第一口定向井是采用槽式斜向器定向造斜，于1932年在美国钻成的。半个多世纪以来，定向钻井水平有了很大提高。进入80年代，大位移、大斜度井、丛式井、多目标井、水平井的钻井工艺技术有了飞速发展。为石油勘探和发展带来了巨大的经济效益。 我国定向井是新中国成立后才发展起来的。1955年在玉门油田钻成的C2-15井，是我国的第一口定向井。之后，我国又成功钻成了数对双筒井，以及多底井，斜直井等。1965年，钻成了我国第一口水平井—磨3井，水平位移延伸160m，达到60年代水平井的世界先进水平。 进入21世纪，定向井、大斜度井、多目标井、水平井全面应用于油田的勘探与开发之中。到现在我公司在冀中地区定向井比例已超过80%以上。 一、定向井、丛式井概念 （一）、专业名词 1、定向井(Directional Well) 一口井的设计目标点，按照人为的需要，在一个既定的方向上与井口垂线偏离一定距离的井，称为定向井。 2．井深(Measure Depth) 井眼轴线上任一点，到井口的井眼长度，称为该点的井深，也称为该点的测量井深、斜深。 3．垂深(V ertical Depth or True V ertical Depth) 井眼轴线上任一点，到井口所在平面的距离，称为该点的垂深。 4．水平位移(DiSplaCement or Closure Distance) 井眼轨迹上任一点，与井口铅直线的距离，谓之该点的“水平位移”。也称该点的闭合距（闭合位移）。 5．视平移(V erticalSeCtion) 水平位移在设计方位线上的投影长度，称为视平移。视平移是绘制垂直投影图的重要参数。 6．井斜角(Hole lnclination or Hole Angle)
固井方案
编号：HJGJS-CB6FB-5-7″ CB6FB-5井Ф177.8mm套管 固井工程方案 设计人：郑新强 审核人： 批准人： 中石化胜利石油工程有限公司海洋钻井公司 2015年12月22日
一、基本数据 1.井号：CB6FB-5井 2.井别：开发井 3.井型：定向井 4.施工井队：胜利八号 5.井身结构 6.井底静止温度66℃，循环温度：53℃ 二、固井施工设计 1. 固井方式：常规固井(双塞) 2. 管串结构： （1）套管串结构（自下而上） （2）扶正器安装位置及数量（Ф241.3×177.8双弓弹性扶正器） 扶正器加法：油层段 (浮箍-1400m)扶正器加法：每根套管加1只弹性扶正器；其余井段每3根套管加1只弹性扶正器，表层套管鞋处加2只弹性扶正器，加完为止。共计Ф241.3×177.8弹性扶正器 50只。 3.水泥浆体系设计
7. 固井施工泵压计算： 施工压力：循环压力：3 MPa，静压差：6MPa，替浆压力：9MPa，碰压：12 MPa 顶压：15 MPa 三、材料准备 四、固井要求 1、井眼准备 1）下套管通井前，技术科、固井队技术员及工具服务人员及时到平台，进行完井作业指导。
2）钻完设计井深后，调整好钻井液性能，采取短起下钻的方法把井眼搞畅通，正常后起钻电测。 3）电测期间钻台、井口要有专人值班，预防电测期间事故的发生。 4）收集齐全有关测井数据，为固井作业做好准备。如：井斜、井径、声波、自然伽玛的ASC码数据，油顶、油底、油层井段、测井异常井段、井底温度等。 5）电测完进行通井，通井时根据电测井径认真进行扩划眼作业，对下钻遇阻井段、井眼曲率变化大的井段要处理畅通，并检查计算好通井井深。 6）通井根据实际情况确定循环排量、时间、泥浆性能，在保证井下安全的前提下，尽量降低粘切，降低含砂量，使之具有良好的稳定性和流变性，要求粘滞系数<0.1，粘度降至45~50s；起钻前根据井眼具体情况确定加适量的润滑剂以减少下套管摩阻，必要时用稠泥浆封井。 7）对于存在漏失的井段，应用堵漏剂进行堵漏，可能的情况下并按固井工况做地层承压试验。 2、设备及工具准备 1）检查、准备下套管及固井工具工具：吊卡（3只）、大钳（2把）、套管钳（1套）、水泥头、灌泥浆管线等下套管工具，数量满足施工策划要求，质量满足标准要求。2）特殊工具（对扣器）及附件（浮箍、浮鞋、扶正器、水泥头、胶塞、固井闸门、三通等）准备齐全。 3）下套管前对所有设备、仪表全面检查，保证安全可靠，运转正常。两台泥浆泵均上水良好，高压管汇无刺漏，处于良好的备用状态，保证替浆的连续性和所需的泵压及排量。检查固井泵、压风机、供水泵等固井设备，对固井泵按施工时的最大压力和排量进行负荷试运转。 4）在下套管前，所有短套管按上扣扭矩要求紧扣。 5）为保证替量准确，应检查循环罐连通阀，开关到位，关闭时无泄露。 3、套管准备 1）套管到井后检查套管的钢级、壁厚，是否符合施工策划要求。 2）对全部套管进行外观检查、清点、丈量、编号、记录、计算。 3）所有套管用标准通径规逐根进行通径（包括短套管）、丝扣清洗干净。不合格套管单独放在不合格区。 4）套管数据计算准确，符合地质要求。 4、下套管作业 1）正确连接套管串下部结构。套管串结构：浮鞋+1根套管+弹簧浮箍+套管串+联顶节＋水泥头。 2）套管上钻台时要戴好护丝，严禁碰撞，防止套管上钻台过程中碰坏套管金属密封面。3）对扣时使用专用的套管对扣器，以免碰坏金属密封面。 4）按编号顺序下套管，使用专用套管密封脂，底部6根套管要涂锁箍脂。 5）出339.7mm表层套管鞋后，要控制下放速度，下放速度要均匀，每根套管下放时
2015年南方公司固井总结
中原固井2015年勘探分公司探区 固井技术总结 中原固井西南项目部 2015-10-6
2015年度，我们在勘探分公司和中原西南钻井公司的关怀下，在各协作单位的大力配合支持下，对固井工艺进行了改进，引入了工程院泡沫水泥浆技术，优选固井方案，优化水泥浆配方，克服了很多固井难题，创造了一些记录，引入了新技术新工艺，取得了一些成绩。但是，由于认识水平有限，也出现了一些问题。现将2015年固井技术管理工作总结如下： 一、工作量及质量情况 1、川东南探区
2、元坝探区 2015年我公司在勘探分公司探区内进行339.7 mm (346.1mm)套管固井4井次、244.5mm技套固井4井次，273.1mm和139.7m 技术尾管2井次，回接固井2井次，零星作业20井次，累计32井次。 固井质量合格率100%，但是也存在部分问题：1、焦页6井产层固井二界面质量差；2、焦页9井技套固井上部约900m低密度水泥浆段固井质量差；3、元陆176井回接固井质量声幅偏高。 二、取得的成绩 1、焦页9井引入工程院泡沫水泥浆体系 在勘探分公司和钻井公司的大力支持下，我们与工程院合作，在焦页9井先后2次成功使用了泡沫水泥浆体系，是机械发泡式泡沫水泥浆第一次在国内正式使用。 表层固井时，泡沫水泥设计密度1.55 g/cm3，泡沫水泥浆封固段
0-1600m （见图1），实际密度0.65-1.65g/cm 3（见图2）。 由于经验不足，施工时气体提前冒出井口，现场立即决定停止替浆，坐套管头悬挂器，密封井口，然后利用气体的可压缩性，继续替浆。这种处理措施，减少了管内水泥塞的长度，也确保了固井质量。实际测井，本次固井一、二界面固井质量均良好。 图1泡沫水泥浆返高图 图2 泡沫水泥浆密度剖面图 图3 井口段泡沫水泥浆固井质量 00.5 1 1.5 2 44.9 284.9425525625725825900.8100011001200130015051954 水泥浆密度，g/cm 3 井深，m
大位移定向井钻井液技术
大位移定向井钻井液技术 摘要D1-4-161井完钻垂深2943.28m，斜深3493m，最大井斜为41.06°，井底水平位移1697.84m。井斜大、位移长是其主要特点。且37.45°~41.06°稳斜段(927.73~3493)长达2565.27m，这给携岩、砂床控制、防卡提出了较高要求。二开采用”双保”天然高分子钻井液体系，该井使用合理的流变性能和多种有效的工程技术措施解决了携岩和砂床的控制问题，用NFA25、PGCS-1、润滑剂等处理剂解决了护壁、润滑、防卡问题。 关键词大位移井眼净化润滑 鄂尔多斯东北部是中国石化具有战略意义的天然气勘探开发重点区域，大规模开发已经展开。由于受地面条件限制，近年来在鄂尔多斯盆地的井多为定向井，而且位移在1500m以上的井越来越多。D1-4-161井就是这样一口井。 1地质工程概况 1.1 地质简况 D1-4-161井位于陕西省榆林市榆阳区小壕兔乡耳林村一小队，D1-4-121井253.53o方向127.08m处。钻探目的以山1段气层为主要目的层，兼顾太2气层，新建产能。下古生界奥陶系风化壳可能有缝洞存在，马家沟组也可能有裂缝及溶洞，本井进入下古生界23米，有可能发生漏失，井漏可能引起上部地层垮塌而造成严重的复杂情况。 1.2 工程简况 该井从600m开始定向，造斜率为3.1°/30m，造斜终点为
927.73m，完钻垂深2943.28m，最大井斜为41.06°，井底水平位移1697.84m。钻井周期为36.07天，全井平均机械钻速为6.37m/h。井身结构为：一开Φ311.1mm×261.50m＋Φ244.5×260.60mm；二开Φ215.9mm×3493m＋Φ139.7mm×3491.39m。图1为D1-4-161井设计与实钻垂直剖面图。 2技术难点 2.1 井眼清洁 通常井斜在35°～65°之间的井段是钻井液携砂最困难、易形成岩屑床的井段，岩屑在大斜度井段的大量沉积，轻者会增大扭矩和拉力，重者岩屑床整体下滑堆积造成卡钻，D1-4-161井37.45°~41.06°稳斜段(927.73~3493)长达2565.27m，为避免和破坏岩屑床的形成，保持井眼清洁是施工的关键。
固井复杂问题
固井复杂问题 固井作业不仅关系到油气井能否顺利完成,影响投产后油气井质量的好坏、油气井寿命的长短及油气井产量的高低,而且其成本在整个钻井工程中也占有很大的密度(占20%～30%)。固井技术发展的目标一直围绕如何进一步提高固井质量及减少固井事故等。固井又就是一个系统工程,影响因素复杂多样,具有其特殊性,主要表现在以下几 个方面: (1)固井作业就是一个一次性工程,如质量不合格,即使采用挤水泥等 补救方法也难以取得良好的效果。 (2)固井作业就是一项系统工程、隐蔽性作业,涉及到材料、流体、 化学、机械、力学等多种学科,施工时未知因素多,风险大。 (3)固井作业施工时间短,工作量大,技术性强,费用高。 因此,要求固井作业要精心设计、精心准备、精心施工,并要有较完备的预防固井复杂情况的预处理方案,确保优质高效地完成固井作 业。 固井作业涉及套管、水泥浆浆体性能设计、注水泥现场施工、水泥 胶结质量等方面,为此,固井复杂问题与事故也可以分为以下几类。 第一类:套管及下套管复杂情况,包括下套管阻卡、套管断裂、套管泄漏、套管挤毁、套管附件与工具失败、下套管后漏失或循环不通等。第二类:水泥浆浆体性能事故,包括水泥浆闪凝、水泥浆触变性、水 泥浆过度缓凝等。 第三类:注水泥现场施工复杂情况,包括注水泥漏失、环空堵塞、注
水泥替空等复杂情况与事故。 第四类:水泥胶结质量复杂情况,包括油气水层漏封、水泥胶结质量 差、环空气(水)窜等。 下面就上述固井复杂情况及事故发生的主要原因及预防、处理方法 分别加以论述。 1、下套管复杂情况 1、1套管阻卡 套管阻卡一般可分为以下三类:一就是套管粘吸卡,二就是井眼缩经卡, 三就是井眼坍塌或砂桥卡。 1) 管阻卡的原因及影响因素 1、套管粘吸卡就是由于套管的外径往往大于钻杆的外径,套管与井壁的接触面积大于钻杆的接触面积,上扣时间要大于钻杆的上扣时间,且下套管时又难以旋转,因此,卡套管的发生机率较大。 2、井眼缩径卡套管就是由于井眼不稳定,特别就是钻遇蠕动性岩盐层或由于钻井夜性能不好形成较厚的假泥饼,导致井眼缩径,造成缩径 卡套管事故。 3、井眼坍塌或砂桥卡套管就是在下套管过程中或下套管结束后发 生井眼坍塌或形成砂桥造成卡套管事故。 4、下套管前没有认真通井,对缩径段没有很好地划眼,易造成卡套管 事故。 5、下套管作业没有认真准备(包括组织、工具等),造成下套管时间 过长或中间停顿等,易发生卡套管事故。