浅层气井防气窜固井技术

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。

中国石油天然气集团公司石油与天然气井下作业井控规定

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中国石油天然气集团公司石油与天然气井下作业井控规定可修改编辑

第一章总则第一条为做好井下作业井控工作，有效地预防井喷、井喷失控和井喷着火、爆炸事故的发生，保证人身和财产安全，保护环境和油气资源，特制定本规定。第二条各油气田应高度重视井控工作，必须牢固树立“以人为本”的理念，坚持“安全第一，预防为主”方针。第三条井下作业井控工作是一项要求严密的系统工程，涉及各可修改编辑

管理(勘探)局、油(气)田公司的勘探开发、设计、施工单位、技术监督、安全、环保、装备、物资、培训等部门，各有关单位必须高度重视，各项工作要有组织地协调进行。第四条利用井下作业设备进行钻井（含侧钻和加深钻井）的井控要求，均执行《石油与天然气钻井井控规定》。第五条井下作业井控工作的内容包括：设计的井控要求，井控装备，作业过程的井控工作，防火、防爆、防硫化氢等有毒有害气体的安全措施和井喷失控的紧急处理，井控培训及井控管理制度等六个方面。第六条本规定适用于中国石油天然气集团公司(以下简称集团公司)陆上石油与天然气井的试油(气)、射孔、小修、大修、增产增注措施等井下作业施工。第二章设计的井控要求第七条井下作业的地质设计、工程设计、施工设计中必须有相应的井控要求或明确的井控设计。第八条地质设计(送修书或地质方案)中应提供井身结构、套管钢级、壁厚、尺寸、水泥返高及固井质量等资料，提供本井产层的性质(油、气、水)、本井或邻井目前地层压力或原始地层压力、油气比、注水注汽区域的注水注汽压力、与邻井地层连通情况、地层流体中的硫化氢等有毒有害气体含量，以及与井控有关的提示。第九条工程设计中应提供目前井下地层情况、套管的技术状况，必要时查阅钻井井史，参考钻井时钻井液密度，明确压井液的类型、性能和压井要求等，提供施工压力参数、施工所需的井口、井控装备组合的压力等级。提示本井和邻井在生产及历次施工作业硫化氢等有可修改编辑

天然气井固井质量分析及技术措施(新编版)

天然气井固井质量分析及技术措施(新编版) Safety technology is guided by safety technology, based on personnel protection, and an orderly combined safety protection service guarantee system. ( 安全技术) 单位：_______________________ 部门：_______________________ 日期：_______________________ 本文档文字可以自由修改

天然气井固井质量分析及技术措施(新编版) 一、固井质量统计截止4月16日，共固气井24口，固井质量不合格1口（苏36-16-16井），1口井留水泥塞75米（双24）。优质18口。二、存在的问题（一）苏36-16-16井固完井替空 1、苏36-16-16井固井数据： 40636钻井队承钻的苏36-16-16井3月27日开钻，4月7日完钻，4月10日固井，完钻井深3497m。井身结构： ?311mm×505m+?244.5mm×504.90m+?222mm×

2460m+?216mm×3497mm+?139.7mm×3483.23mm 最大井斜2.4°/1625m 气层顶界：3348~3352m气层底界：3443~3446m 阻位：3476.83m 短位：3263.56~3269.39m 全井为?139.7mm×N80×9.19mm套管，扶正器30只。理论替量：41.0m? 水泥量：尾浆20t，领浆20t。下套管前泥浆性能：比重1.08，粘度56，失水5，泥饼0.5，切力3/7，含砂0.2，PH11 固井时泥浆性能：比重1.08，粘度47，失水7，泥饼0.3，切力3/5，含砂0.1，PH9 2、施工情况： 14：00-12：00下套管

固井对钻井要求

需要钻井单位配合内容 1）井底发生漏失的井，固井前进行堵漏作业，堵漏后要求做地层承压试验，满足水泥浆上返要求； 2）井队提供真实地破试验数据，钻进过程中发生漏失和堵漏情况，下套管前按照工程设计要求做地层承压试验； 3）严格按照规范进行通井、下套管、循环洗井等工作，为固井提供一个良好的井眼； 4）为保证固井套管居中度，177.8mm技术套管要求目的层每3根安放一个弹性扶正器，非目的层每10根安放一个弹性扶正器；139.7mm套管目的层每3根安放一个树脂扶正器，非目的层段每10根安放一个弹性扶正器。由于2019年测井新添SBT测井项目，对套管居中度要求较高，因此井队严格按照要求加放扶正器； 5）下套管过程及中途循环过程发生漏失、遇阻等复杂情况，井队记录好套管下入位置，漏失情况，及时汇报； 6）固井前循环期间，若发生漏失，钻井队及时请示甲方下一步施工方案；若无法建立循环的井，经甲方批准后采取正注反挤技术措施，井队提供不少于30m3的泥浆，用于大排量冲刷目的层井段； 7）固井前循环要求：套管到位后，小排量低泵压顶通，0.3-0.5m3/min小排量循环出环空泥浆量，泵压和排量稳定的情况下逐步提升排量,达到循环泥浆上返速度不低于1.2m/s，原则上循环时间不低于2个循环周，循环过程中调整钻井液性能，在保证钻井液密度波动在±0.02g/cm3基础上，降低粘度至45-50s，钻井液循环均匀，循环压力稳定，振动筛无泥饼、岩屑后进行固井施工； 8）固井前，井队保证备水充足，满足固井施工要求，备好多余泥浆罐收集固井返出的泥浆和水泥浆； 9）按设计要求生产套管固井，替浆采取清水替浆，井队提前清洗泥浆罐，做好备水准备，按设计排量替浆，若井队因泥浆罐无法单独隔离储备清水，导致无法实现大泵替清水，需提前告知固井队，经固井队更改固井方案，经甲方审批后采用双车替浆； 10）固井期间，井队电工现场值班，保证供电连续；

浅析我国石油固井技术进展及面临的问题

浅析我国石油固井技术进展及面临的问题现阶段我国社会经济发展速度较为稳定，并且现阶段我国所处的时代是一个知识经济的时代，各项科学技术发展和应用的速度比较快，各个领域中的相关企业在崭新的发展机遇之下得以快速发展，从而就从数量和质量这个层面上对能源提出了更高的要求，在上文中提及到的这种情况之下，石油开采企业只有对固井技术进行研究，才能够满足社会提出的能源方面的要求，在巨大的市场压力的促进下，我国石油固井技术取得了长足的发展，但是还是存在着一些问题有待解决，作者依据实际工作经验首先对石油固井技术现状进行分析，然后再对现阶段我国石油固井相关工作进行的过程中面临的问题进行分析。标签：石油固井；技术；进展、问题；现阶段 1 概述固井是油气井建设的过程中涉及到一个极为重要的环节，也是联结钻井和采油工程的一个较为独立的系统性工程，固井质量水平的高低，不单单是会对石油井生产相关工作的顺利开展造成一定程度的影响，也是会对石油井寿命和油气储藏量造成一定程度的影响的。为了能够满足勘探开发复杂深层油气藏。高酸性油气藏以及稠油油气藏等油田的过程中提出的要求，在经过了过年的技术攻关之后，在固井材料、固井工具以及与之相对应的固井工艺技术上取得了长足的进步。 2 現阶段我国石油固井技术的实际情况 2.1 固井液技术得到的发展和在石油固井工作进行的过程中的实际应用情况固井液技术是以以往石油固井工作进行的过程中使用到的钻井液的配方为基础的，在钻井液调配工作进行的过程中添加不多的高炉淬渣或者其它的水化材料，在使用固井液技术调配钻井液的过程中基本上是不会对钻井液其它方面的性能造成影响的。固井液技术研发工作进行的过程中使用到了UF钻井、MTC固井技术原理，从而使得钻井液和固井液之间的相互融合性得到了一定程度的提升，使得以往石油固井相关工作进行的过程中面临着的固井液和钻井液不相容这个问题得到了有效的解决，从而就能够使得第一二界面之间的胶结程度得到一定程度的保证，尤其是能够使得第二界面的胶结质量得到一定程度的提升，最大限度的组织油气、水流体等在各个层面之前的流动，并且因为激活剂是能够起到一定程度的扩散和渗透作用的，从而就会使得泥饼逐渐演变为固态的密度比较高的泥浆，以此为基础在石油固井相关工作进行的过程中，循环漏失以及水泥浆液柱回落这些问题出现的几率就比较低了。将固井液和普通油井固井相关工作进行的过程中使用到的水泥浆进行一定程度的相互比较，调配工作进行的过程中使用到的外加剂是比较便宜的，与此同时也具有失水量低、强度提升快以及沉降稳定性强等特点，固井液技术的出现使得以往石油固井工作进行的过程中需要使用到的顶替机理和顶替技术逐渐被人们遗忘，并且也使得以往石油固井工作进行的过程

中国石化复杂地层深井超深井固井技术

中国石化复杂地层深井超深井固井技术丁士东桑来玉周仕明（中国石化石油勘探开发研究院德州石油钻井研究所,山东德州 253005）摘要：深井超深井复杂地层固井面临着高温、高压、高含腐蚀性气体、压稳与防漏、盐膏层、顶替效率低等固井技术难题，固井难度大。为此，采用了“封”、“堵”、“压”、“快”和“新”等综合固井技术措施，应用新型非渗透和胶乳防气窜水泥浆体系，提高了水泥浆本身抗窜能力，减低CO2和H2S对水泥石的腐蚀；采用纤维堵漏水泥浆，提高了水泥浆堵漏能力和地层承压能力，扩大了钻井液安全密度窗口；建立了动态循环承压试验方法，采用分段压稳设计模型分析固井后环空压力，实现压稳和防漏的协调统一；采用双凝双密度水泥浆设计，确保主力气层快速形成早期强度，实现“以快制气”，有效控制气层气体；采用旋转尾管固井新技术，在洗井和注水泥过程中旋转尾管，提高了洗井质量和水泥浆顶替效率。通过上述技术措施，为解决中国石化复杂压力深井超深井固井技术难题作了有益的尝试，取得了较好的现场应用效果。主题词：中国石化深井超深井复杂压力水泥浆体系固井应用近年来，随着中国石化油气勘探开发的不断深入，钻井技术水平的提高，出现了越来越多的深井超深井，完钻井深大多超过了6000m，主要集中在新疆塔里木盆地、川东北地区等区域。在钻井中过程中，经常遇到高压地层，如塔河油田秋南1井、巴楚区块，川东北地区河坝等区块；以及遇到低压易漏失地层，如塔河油田二叠系，深部奥陶系，川东北地区海相地层，这些复杂地层都增加了固井的难度。中国石化塔河油田2008年产能建设超过600万吨，川东北盆地海相层系油气勘探也取得了很大进展，发现了目前国内最大的海相整装气田-普光气田，在其外围也相继发现了清溪、河坝等高产气田，元坝等外围区块准备进一步加快，以普光气田为主体的川气东送已列入国家“十一五” 重点工程并正式开工建设，川东北海相油气勘探开发展示了良好的前景。塔里木盆地、川东北地区海相气井井深、温度高，地层压力高，特别是川东北地区、塔河雅克拉气田，很多气井含有酸性或腐蚀性气体H2S和CO2，给油气田安全勘探与开发带来了巨大挑战。2006年的罗家2井泄漏出含H2S的天然气，都造成了对周围生命、财产和环境的极大破坏，分析认为这与其固井质量差有很大关系；在普光气田先期8口探井中，有6口井正是主要由于固井质量不好和没有充分考虑井下CO2和H2S气体对水泥环以及套管柱腐蚀问题，不能直接转化生产井，造成了数亿元经济损失。 1 主要固井技术难题分析深井超深井固井受到的影响因素众多（如井眼条件、钻井液性能、地层漏失和地层流体等），技术难度大，风险非常高。 (1)气层压力高，气层活跃，固井后易发生环空气窜。

天然气井井喷事故及危害(标准版)

Safety is the goal, prevention is the means, and achieving or realizing the goal of safety is the basic connotation of safety prevention. （安全管理）单位：___________________ 姓名：___________________ 日期：___________________ 天然气井井喷事故及危害(标准版)

天然气井井喷事故及危害(标准版)导语：做好准备和保护，以应付攻击或者避免受害，从而使被保护对象处于没有危险、不受侵害、不出现事故的安全状态。显而易见，安全是目的，防范是手段，通过防范的手段达到或实现安全的目的，就是安全防范的基本内涵。随着天然气勘探开发领域的不断扩大，面临的对象越来越复杂，天然气勘探开发工作难度越来越大，安全风险也越来越高，一旦发生井喷失控，将导致后果严重、损失巨大甚至灾难性的事故和恶劣的社会影响。为了应对各种复杂情况，实现安全、优质、高效施工作业，必须坚持预防为主的原则，做好天然气井井控工作，避免井喷及井喷失控事故的发生，达到最大限度地发现、保护、解放气层。一、天然气井井喷的相关概念 (1)井控(WellContr01)为了实现井内压力平衡而采取控制地层孔隙压力的方法或手段。 (2)气侵(GasInflux)当地层孔隙压力大于井底压力时，地层孔隙中的天然气将侵入井内，称之为天然气气侵。 (3)溢流(Overflow)当天然气气侵发生后，井口返出的钻井液量比泵入的钻井液量多，停泵后钻井液在井口自动外溢的现象称之为天然气井溢流。

国内固井质量检测技术发展现状分析_李世平

第36卷第5期2008年9月石油钻探技术 P ET RO LEU M D RIL LI NG T ECHN IQ U ES Vo l136,N o15 Sep.,2008 收稿日期:2007-07-02;改回日期:2008-04-02 作者简介:李世平(1965-),男,甘肃庄浪人,1986年毕业于长庆石油学校钻井工程专业,工程师,主要从事钻井设计和钻井技术研究工作。联系电话:(0990)6868925 !管理与发展# 国内固井质量检测技术发展现状分析李世平李建国于东 (中国石油新疆油田公司勘探开发研究院,新疆克拉玛依834000) 摘要:目前国内固井质量检测方法主要有声幅测井、声幅/变密度测井、SBT扇区胶结测井、PET成像测井和声波/伽马变密度测井。在介绍这些方法检测固井质量原理的基础上,对各种检测方法进行了分析对比,总结出了各自的优缺点。结合勘探开发对固井质量的要求和国内固井质量检测技术的发展现状,指出了国内固井质量检测中存在的问题,并给出了具体、合理又实用的建议。关键词:固井质量;水泥胶结测井;成像测井;声波全波列测井中图分类号:T E26文献标识码:B文章编号:1001-0890(2008)05-0084-03 1国内固井质量检测技术发展历程我国检测固井质量方法在20世纪60年代初期开始采用单发射器/单接受器声波幅度(CBL)测井,到20世纪70年代采用声幅-变密度单发/双收(CBL/VDL)测井,20世纪80~90年代出现了PET、CA ST-V成像测井、SBT多扇区测井,2001年引进了俄罗斯的声波/伽马变密度测井仪[1]。在固井质量的解释上,由最初的人工定性解释发展到利用计算机数字定量解释。在解释的项目上,由最初的人工定性解释第一界面(套管外壁与水泥环界面)发展到第一界面、第二界面(水泥环与地层界面)水泥胶结解释,环空成像解释,微间隙鉴别解释,环空水泥窜槽解释,水泥石密度解释,水泥石抗压强度解释,套管椭圆度及套管损坏成像解释等。总之,随着测井技术的发展,固井质量检测方法不断改进和完善。 111声幅测井声幅测井[2]技术起源于20世纪60年代初,是应用最早最广泛的固井质量检测技术。由于具有测井过程简单、成本低廉等优势,目前全国各油田仍在广泛应用。声幅测井仪器由声系和电子线路组成。声系由一个发射器T和一个接受器R组成,源距为1m。测井时声源发出的声脉冲在井内向各个方向传播,当声波传播到两种介质的界面时(如井内流体-套管、套管-水泥环)会发生反射和折射。若套管与水泥固结良好,声波进入套管与水泥界面时声耦合较好,通过折射使大部分能量进入水泥,反射波较弱,套管波幅度最小。当套管外水泥很少或没有水泥时,由于两种介质的声阻抗较大,声耦合差,声波的大部分能量被反射回套管中。当套管外为气体时,两种介质的声阻抗更大,因此几乎所有的声波都被反射回来,套管波幅度最大。因此可以根据记录的声波幅度曲线来判断水泥胶结质量的好坏,声幅曲线越高,套管与水泥之间的胶结程度越差,反之,套管与水泥之间的胶结程度越好,在资料解释中采用声幅的相对值来进行解释。声幅测井只能反映第一界面的胶结情况,无法识别第二界面的胶结质量。 112声幅/变密度(CBL/VDL)测井为了弥补声幅测井不能反映第二界面胶结质量的不足,在20世纪70~80年代发展和使用了声幅/变密度(CBL/V DL)测井[1,3]。它采用单发双收声系,发射探头T发射频率为20kH z的声波信号,源距为019144m(3ft)的R1和源距为115240m(5 ft)的R2两个接收探头分别接收沿套管滑行和地层反射的全波列。R1接收到信号的首波幅度,反映套管和水泥胶结的情况,R2接收到全波列信号,综合反映第一和第二界面胶结情况。变密度记录的前十几个波中,前三个波与套管有关,第四至第六个波与地层有关,由于声波在水泥环中的衰减很大,在记录波形中显示不出来。经处理将R2接收的信号转换

国内外防气窜固井技术研究

龙源期刊网 https://www.360docs.net/doc/8f12540592.html, 国内外防气窜固井技术研究作者：李万兴来源：《中国石油和化工标准与质量》2013年第15期【摘要】随着石油勘探的不断发展和进步，对防气窜固井技术提出了更高的要求。文章简介了环空气窜的原因及危害，从水泥浆体系、压稳气层技术和井身结构设计等方面介绍了防气窜固井技术，并提出了固井技术所面临的一些难题。因此，为了适应油井的勘测开发，需要进一步发展和完善防气窜固井技术。【关键词】气窜水泥浆固井技术随着经济的高速发展，能源安全问题已经成为制约我国经济能否快速发展的关键性因素之一。防气窜固井技术对于提高油气开采效率具有重要的积极作用。因此，国内外对防气窜固井技术进行了大量的研究工作，并取得了许多切实有效的研究成果。 1 防气窜固井技术的必要性由于水泥浆失重、水泥浆窜槽和存在在水泥石与套管及水泥石与地层之间的缝隙，会产生环空气窜，并且环空气窜对开采油气有着重要的危害。也就是说，注水泥结束以后，水泥浆窜槽引起胶结质量降低或水泥浆难以承受气层压力，导致气层气体窜入水泥石基体，影响水泥石的胶结强度；或气层气体进入水泥与套管或水泥与井壁的间隙之间引起层间互窜，导致层间窜流，会对油气层的测试评价产生影响；甚者窜出井口，在井口冒油、冒气，引起固井后的井喷事故。因此，国内外对防气窜固井技术进行了深入地研究，并取得了一些重要的研究结果。 2 防气窜固井技术油气钻井工程中最重要的环节之一便是固井作业，固井作业不仅可以封隔井眼内的油、气、水层，保护油气，还可以提高油气井使用寿命以及增加油气开采产量。自上世纪以来，国内外学者对防气窜固井技术进行了大量的研究，固井技术得到不断发展、进步和完善，主要体现在：①水泥浆体系；②压稳气层技术；③井身结构设计。 2.1 水泥浆体系 2.1.1基本水泥基本水泥的种类：波特兰水泥、高铝水泥、市售低密度水泥、市售膨胀水泥、微细波特兰水泥、微细波特兰水泥和微细高炉矿渣混合物、高细度水泥、高炉矿渣、微细高炉矿渣、波特兰水泥和高炉矿渣的混合物、可储存的液体水泥、酸溶水泥、合成树脂水泥等。基本水泥种类的不断丰富，为新型固井技术的发展提供了物质基础。

1、中国石油天然气集团公司石油与天然气井下作业井控规定

中国石油天然气集团公司石油与天然气井下作业井控规定第一章总则第一条为做好井下作业井控工作，有效地预防井喷、井喷失控和井喷着火、爆炸事故的发生，保证人身和财产安全，保护环境和油气资源，特制定本规定。第二条各油气田应高度重视井控工作，必须牢固树立“以人为本”的理念，坚持“安全第一，预防为主”方针。第三条井下作业井控工作是一项要求严密的系统工程，涉及各管理(勘探)局、油(气)田公司的勘探开发、设计、施工单位、技术监督、安全、环保、装备、物资、培训等部门，各有关单位必须高度重视，各项工作要有组织地协调进行。第四条利用井下作业设备进行钻井（含侧钻和加深钻井）的井控要求，均执行《石油与天然气钻井井控规定》。第五条井下作业井控工作的内容包括：设计的井控要求，井控装备，作业过程的井控工作，防火、防爆、防硫化氢等有毒有害气体的安全措施和井喷失控的紧急处理，井控培训及井控管理制度等六个方面。第六条本规定适用于中国石油天然气集团公司(以下简称集团公司)陆上石油与天然气井的试油(气)、射孔、小修、大修、增产增注措

施等井下作业施工。第二章设计的井控要求第七条井下作业的地质设计、工程设计、施工设计中必须有相应的井控要求或明确的井控设计。第八条地质设计(送修书或地质方案)中应提供井身结构、套管钢级、壁厚、尺寸、水泥返高及固井质量等资料，提供本井产层的性质(油、气、水)、本井或邻井目前地层压力或原始地层压力、油气比、注水注汽区域的注水注汽压力、与邻井地层连通情况、地层流体中的硫化氢等有毒有害气体含量，以及与井控有关的提示。第九条工程设计中应提供目前井下地层情况、套管的技术状况，必要时查阅钻井井史，参考钻井时钻井液密度，明确压井液的类型、性能和压井要求等，提供施工压力参数、施工所需的井口、井控装备组合的压力等级。提示本井和邻井在生产及历次施工作业硫化氢等有毒有害气体监测情况。压井液密度的确定应以钻井资料显示最高地层压力系数或实测地层压力为基准，再加一个附加值。附加值可选用下列两种方法之一确定： (一)油水井为0.05－0.1g/cm3;气井为0.07－0.15 g/cm3 (二)油水井为1.5－3.5MPa;气井为3.0－5.0 MPa

0174-2007气井固井技术规范

Q/SY 气井固井技术规范中国石油天然气股份有限公司塔里木油田分公司发布

Q/SY TZ 0174—2007 目次前言................................................................................. II 1 范围 (1) 2 规范性引用文件 (1) 3 符号和缩略语 (1) 本标准的符号、含义和单位见表1。 (1) 4 固井施工设计、审批和执行 (1) 5 套管串要求 (2) 6 水泥封固段要求 (2) 7 隔离液要求 (2) 8 水泥浆和水泥石要求 (2) 9 钻井液要求 (3) 10 井眼准备要求 (3) 11 下套管要求 (4) 12 注水泥要求 (5) 13 固井设备配备要求 (5) 14 井控要求 (5) 15 预案 (6) 16 固井质量评价要求 (6) I

Q/SY TZ 0174—2007 II 前言本标准根据塔里木油田气井特点而制定，用以指导塔里木油田气井固井作业。本标准由塔里木油田公司标准化技术委员会提出。本标准归口单位：质量安全环保处。本标准起草单位：监督管理中心。本标准主要起草人：秦宏德段永贤乐法国。

Q/SY TZ 0174—2007 气井固井技术规范 1 范围本标准适用于塔里木油田天然气井钻井工程设计、固井施工设计和固井施工作业。 2 规范性引用文件下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。 GB 12573 水泥取样方法 GB/T 19319 油井水泥试验方法 SY/T 5322 套管柱强度设计推荐方法 SY/T 5334 套管扶正器安装间距计算方法 SY/T 6592 固井质量评价方法 SY/T 6641 固井水泥胶结测井资料处理及解释塔里木油田钻井井控实施细则 3 符号和缩略语本标准的符号、含义和单位见表1。 4 固井施工设计、审批和执行 4.1 固井公司在作业前完成固井施工设计。 4.2 由业主单位对固井施工设计进行审批。 4.3 现场施工人员按审批的设计组织施工。 4.4 固井施工设计原则 4.4.1 平衡压力固井设计原则，即全过程中环空压力应大于地层孔隙压力且小于地层漏失和破裂压力。 4.4.2 应根据作业井的井身质量、地质特性、地层压力、储层物性、流体性质等，对所用工具、材料、技术措施、应急预案等进行针对性设计，以满足作业安全和开采寿命要求。 1

超浅层气井大尺寸套管防气窜固井技术

超浅层气井大尺寸套管防气窜固井技术超浅层气井大尺寸套管固井，由于井浅，油气活跃，上窜速度快，运移时间短，且地层承压能力低，井下容易漏失，固井作业缺乏有效的防窜措施和控制手段。固井环空气窜、溢流，甚至井喷事故时有发生，带来钻井作业风险，造成油气资源破坏，环境污染。分析了其成因和固井难点，采用基体抗侵水泥浆体系和胶乳防气窜水泥浆，解决超浅层气井大尺寸套管防气窜固井技术难题，现场应用效果良好。标签：超浅层气固井；防气窜；基体抗侵水泥浆体系；胶乳防气窜水泥浆体系 1 超浅层气井成因和固井难点 1.1浅层气主要特点是气层埋藏深度浅，油气活跃，油气上窜速度快；气侵、溢流、井喷等表象特征反应短暂，时间紧促，地面控制措手不及；由于井浅，上覆地层疏松、地层承压能力低，容易漏失，建立井下压力平衡，油气层压稳等措施受到局限。 1.2浅层异常高压气层，主要是由一下几种因素形成： ①由于地壳运动，地质抬升、风化剥蚀，气层由深变浅，保存了原始储层孔隙压力能量，形成高压浅层气。 ②储层间地质封隔性差，存在裂隙、断层及非致密性封隔层等，导致深部地层气，沿渗透性地层运移，向浅部层位渗透聚集，形成异常高压浅层气。 ③为了保持油气田较高的储藏压力，提高产能，向油气层注水、注气等。 1.3超浅层气井地层承压能力低，井下易漏，通常采用低密度水泥漿体系，由于浆体中的固相成分密度差大，浆体稳定性差；低密度水泥浆，固相颗粒间的空隙度大，液固比高，游离水多，失水控制难度大；低密度水泥浆强度发展慢，候凝失重过渡时间长，浆体防气窜能力差。 1.4超浅气层井大尺寸套管固井，如508mm套管固井，气层埋藏深度浅，水泥浆封固段短，固井难以发挥多凝压稳水泥浆体系优势；缺乏有效的井口压力补偿和控制手段，固井一旦发生环空气窜，控制难度大，易导致环空溢流，环空井喷风险，固井质量难以保证。 2 防气窜水泥浆体系 2.1基体抗侵水泥浆体系

高压气井动态控压固井新技术及应用

高压气井动态控压固井新技术及应用发表时间：2018-11-14T20:39:03.023Z 来源：《基层建设》2018年第28期作者：陈婉怡 [导读] 摘要：钻井过程中井底压力的稳定是保障井控安全的基础，但是由于地质条件可预知性差，特别是在窄安全密度窗口地层中，钻井过程中的起下钻、活动钻具、接单根以及泵入排量的变化均会引起较大的井底压力波动，导致井漏、井涌等问题，增加非生产时间，导致勘探开发费用大幅度提高。中海油田服务股份有限公司天津 300459 摘要：钻井过程中井底压力的稳定是保障井控安全的基础，但是由于地质条件可预知性差，特别是在窄安全密度窗口地层中，钻井过程中的起下钻、活动钻具、接单根以及泵入排量的变化均会引起较大的井底压力波动，导致井漏、井涌等问题，增加非生产时间，导致勘探开发费用大幅度提高。常规的钻井工艺过程中，主要通过改变钻井液密度实现环空压力的控制，但该处理措施一般耗时较长，容易使复杂情况恶化，而且需要额外的钻井液添加剂，增加了作业成本；另外，在窄密度窗口地层（如裂缝性漏失地层）中钻进时，安全钻井液密度窗口往往不到0.02g/cm3，而环空循环摩阻通常在0.03-0.15g/cm3之间，因此极易发生开泵漏失、停泵溢流的复杂情况。为此，文章对高压气井动态控压固井新技术及应用方面进行分析，具有重要的现实意义。关键词：动态控压；新技术；固定引言：控压钻进是实现井底压力快速地稳定在安全钻井液密度窗口内的重要钻井工艺技术，自动节流管汇是实施该技术的关键。综合考虑控压钻井工艺要求和海上钻井平台面积有限的局限性，设计一种具有层式空间结构的撬装自动节流管汇，并配套设计液压控制系统。该自动节流管汇是一套集压力、流量、温度等参数采集和井口回压控制于一体的自动化系统，具有节流控压、压力补偿、放喷、流量和压力监测等功能，而且优化了阀件布置，大大降低了整套设备的占地面积，提高了设备通用性，为海上控压钻井技术的应用和设备配套提供了借鉴。一、控压钻井节流控制原理常规钻井主要通过调整钻井液密度，继而改变静液柱压力，实现井底压力的改变，但该处理方法一般耗时较长。考虑在井口处施加一定的回压，通过改变也能起到改变井底压力的目的，这就是所谓的控压钻井，由于压力改变为机械波传播速度，井底压力调控速度较快。控压钻井的实质是在井口处安装一定的节流装置，通过对井底压力的实时监测、水力参数的分析计算，对节流装置的开度进行精确调整，改变钻井液流过该装置时产生的节流压差，从而在井口环空处的产生一定的回压，最终影响井底压力。控压钻井自动控制的对象是回压值。根据钻井过程中钻井液的循环状态，钻井施工可以分为钻进或循环、停泵、开泵和停止循环四种工况，为了实现不同工况下的安全高效钻进，有必要保持井底压力的恒定。二、控压钻井自动节流管汇设计自动节流管汇是控压钻井技术的执行机构，决定着控压钻井作业的成败。在钻井过程中，由于受钻井工况、设备及施工操作等因素的影响，井眼环空压力经常发生变化，并且各影响因素（如井眼轨迹、钻压、转速）之间相互关联、相互作用。要实现井底压力的快速准确控制，必须具备一整套集压力、流量、温度等参数采集和井口回压控制于一体的自动节流管汇，要求该管汇具备以下基本功能：第一，正常钻进时，能够利用节流作用在井口套管环空处形成回压；第二，停止循环时，能够利用回压泵形成小循环，在井口环空处形成回压；第三，能够实时准确监测钻井液返出量；第四，发生紧急情况时，具有放喷功能。由于海上钻井平台面积有限，为了节省管汇安装空间和满足海上控压钻井的需要，作者采用了层式空间撬装结构设计，顶层包括液动节流阀A、液动节流阀B、1个流量计、3个四通和2个手动板阀；中间层包括液动板阀A和3个手动板阀；底层包括液动板阀B、手动板阀C、手动板阀D、5个四通、1个单向阀、1个岩屑过滤装置和1个压力传感器。管汇与外部设备及管汇内部设备间的连接及安装如下图所示，顶层和中层的设备按图中箭头所示向上翻转，该管汇与控制柜等配套设备安装在撬装底座上，结构合理而紧凑，不仅满足了节流、压力补偿、流量监测和放喷等工艺需要，而且便于运输安装及海上平台安装使用，有效节省管汇占地面积（中石油钻井院研制的精细控压钻井自动节流管汇占地面积14.63m2，与其相比减少近5m2），扩展了控压钻井的应用范围。节流管汇示意图如下：为了适用于海洋平台环境及场地要求，该液控系统的高压管路材质选用316L不锈钢，集中组装在控制柜内，与节流管汇一起安装在撬装底座上。该系统额定工作压力为10.5MPa，采用一台气动液泵和一台手动泵为系统提供液压源，通过蓄能器为系统保压，以维持各阀的正常工作及换向关闭，而且能够实现超压（≥23.5MPa）自动排放功能，以维持各阀的正常开启。该系统可通过远程自动控制、本地手动控制两种模式精确控制两只液动节流阀和两只液动平板阀的开关，而且为了保证操作安全，远控和手动控制具有互锁功能。第一，远程控制模式。通过计算机采用电控液方式控制高压液压油导通或关闭，从而对管线系统进行控制，实现对两只液动节流阀和两只液动平板阀开关的远程控制。第二，本地手动控制模式。若计算机控制系统出现问题，可以通过控制柜面板手动调节节流阀开度和平板闸阀的开关，本地控制采用液动换向阀直接控制液压回路，实现通道的切换和阀门开度的调节。自动节流管汇液控系统的回路设计主要包括气体回路、节流阀控制回路、平板阀控制回路。其中，气体回路。气体回路采用干净干燥的压缩气体，主要用于驱动气动液体增压泵的启停、调节气动增压泵的输出压力等。节流阀控制回路。节流阀控制是整个液控系统设计的关键，需要确保钻进期间井底压力的伺服控制。管汇中有两个液控节流阀YJ1_top和YJ2_top，要求能够同时对两个节流阀进行独立控制，因此，设计了两个相同的节流阀控制回路。自动控制时，节流阀阀位传感器接收信号，计算机自动控制比例电磁阀的阀芯开口度，调整高压液体的流量，可实现管汇节流阀开大或关小的速度及位置。现场手动控制时，能够手动控制三位四通换向阀，可控制高压液体进入节流阀上腔（或下腔），同时节流阀下腔（或上腔）的回油流回回液

复杂井固井新技术与发展

复杂井固井新技术与发展一、中国石油集团工程技术研究院固井专业概况中国石油集团工程技术研究院从1980年开始致力于固井技术研究，是国内最早从事固井材料研究的单位。在集团公司的支持下，经过20多年的研究和积累，中国石油集团工程技术研究院固井专业已成为国内以固井外加剂为主导，集科研、开发、生产、技术服务于一体的技术力量雄厚的研发机构。现拥有高、中级科研人员35人，实验室面积2000m2，符合API规范的实验检测仪器设备160台套，并建成了年产万吨的外加剂生产线。拥有国家技术监督局认证和API 认定的集团公司油井水泥及外加剂产品质量监督检测中心。工程技术研究院已先后完成国家和集团公司级固井科研项目77项，其研究成果先后获国家科技进步三等奖2项，集团公司科技进步一等奖3项，二等奖4项，三等奖3项。获国家级重点新产品5项，联合国技术信息系统发明创新科技之星奖1项并入选世界优秀专利。在世界石油大会及SPE和美国Oil&Gas上宣读和发表论文5篇，先后有2名科技人员成为美国石油协会勘探开发标准化委员会油井水泥分会投票委员。在固井技术方面已形成十大系列、五十多个品种完备的油井水泥外加剂产品，为长庆油田、辽河油田、大港油田、吐哈油田及海洋石油、石化系统等二十多个油田固各种复杂疑难井3560井次。为集团公司海外（伊朗、厄瓜多尔、乌兹别克、苏丹、哈萨克斯坦等）勘探开发项目提供了8个品种、813吨固井外加剂和技术服务。目前，国内固井水泥浆外加剂的年使用量约为1.8亿元，工程技术研究院约占12—15%，而在高端产品的市场份额超过70%，尤其在复杂疑难井固井方面形成了较强的技术优势和综合服务优势，在欠平衡井固井技术、低压易漏井固井技术、深井超深井固井技术、长封固段井固井技术、高压气井固井技术、岩盐层固井技术等方面形成了七大特色固井技术。二、工程院特色固井技术 1、欠平衡钻井配套的高强低密度水泥浆固井技术二十一世纪油气资源勘探开发，面临着复杂储层物性和复杂地质条件油气资源的开发；面临着低压、低渗、低产能油气资源的开发；面临着走出去战略的实施和激烈的世界石油市场的竞争。欠平衡钻井的兴起，为低压、易漏复杂地层的开发，有效提高钻速，提供了有力的技术保证。同时，欠平衡钻井也对固井提出了更高的要求。欠平衡钻井配套固井技术的实质就是要解决欠平衡钻井后的近平衡固井问题，这就意味着要特别关注选择合理的固井压差，适宜的固井水泥浆密度以及合理的施工工艺，以防止固井漏失和对储层的污染，保证固井质量，为后续的油层改造、增产措施及采油作业提供良好的井筒条件。国内外固井实践证明，选用合适的低密度水泥浆，既可以有效地分隔低压油、气、水层，同时也是封堵低压漏失层较为成功的方法。对水泥浆体系来说，低密度、高强度、低失水、好的流变性是其关键，但一般低密度水泥浆水灰比、外掺料较大，一般作为充填水泥用于非目的层封固，水泥浆密度的降低和水泥浆性能之间存在矛盾，突出表现在： ①水泥浆体系稳定性差，体系分层离析； ②水泥浆失水量难以控制； ③水泥浆流变性差，泵送困难； ④水泥石强度发展慢，强度低； ⑤水泥浆石渗透性高，易引起腐蚀性介质的腐蚀。随着对微观力学和微观材料的认识逐渐深化，工程技术研究院利用紧密堆积理论对低密度固井水泥浆优化设计，在国内率先研制开发成功了以PZW系列增强材料为主体的新一代低密

中国石油天然气集团公司石油与天然气井下作业井控规定

第七条井下作业的地质设计、工程设计、施工设计中必须有相应的井控要求或明确的井控设计。第八条地质设计(送修书或地质方案)中应提供井身结构、套管钢级、壁厚、尺寸、水泥返高及固井质量等资料，提供本井产层的性质(油、气、水)、本井或邻井目前地层压力或原始地层压力、油气比、注水注汽区域的注水注汽压力、与邻井地层连通情况、地层流体中的硫化氢等有毒有害气体含量，以及与井控有关的提示。第九条工程设计中应提供目前井下地层情况、套管的技术状况，必要时查阅钻井井史，参考钻井时钻井液密度，明确压井液的类型、性能和压井要求等，提供施工压力参数、施工所需的井口、井控装备组合的压力等级。提示本井和邻井在生产及历次施工作业硫化氢等有毒有害气体监测情况。压井液密度的确定应以钻井资料显示最高地层压力系数或实测地层压力为基准，再加一个附加值。附加值可选用下列两种方法之一确定： (一)油水井为0.05－0.1g/cm3;气井为0.07－0.15 g/cm3 (二)油水井为1.5－3.5MPa;气井为3.0－5.0 MPa 具体选择附加值时应考虑：地层孔隙压力大小、油气水层的埋藏深度、钻井时的钻井液密度、井控装置等。第十条施工单位应依据地质设计和工程设计做出施工设计，必要时应查阅钻井及修井井史等资料和有关技术要求，施工单位要按工程设计提出的压井液、泥浆加重材料及处理剂的储备要求进行选配和储备，并在施工设计中细化各项井控措施。第十一条工程设计单位应对井场周围一定范围内(含硫油气田探井井口周围3km、生产井井口周围2km范围内)的居民住宅、学校、厂

固井工艺技术

固井工艺技术（张明昌）第一章概念：常用固井方法，固井的主要目的，固井的重要性。第二章各套管的作用：表层套管，技术套管，油层套管第三章常用注水泥工艺一、常规固井工艺 [一]概念 [二]常规固井基本条件 [三]水泥量的计算 [四]环空液柱压力的计算1.静液柱压力计算;2.动液柱压力计算3.固井压力平衡设计的基本条件 [五]下套管速度的计算 [六]地面及井下管串附件（常规注水泥的~附件表）二、插入法固井工艺 [一]概述 [二]插入法固井工艺流程 [三]插入法固井的有关计算：1.套管串浮力计算；2.钻柱做封压力的计算三、尾管固井工艺 [一]概述 [二]尾管悬挂器类型 [三]尾管固井工艺流程（以液压式尾管悬挂器类型为例） [四]尾管送入钻杆回缩距的计算：1.回缩距计算公式 2.方余的计算 [五]各类尾管的特点及使用目的 [六]常用尾管与井眼和上层套管尺寸的搭配 [七]提高尾管固井质量的主要技术措施13条 [八]尾管的回接固井工艺；1.回接套管贯串结构；2尾管回接固井工艺流程。四、分级固井工艺 [一]概述 [二]分级箍分类 [三]分级固井适用范围 [四]分级固井工艺分类 [五]双级固井工艺流程：1.非连续打开式双级注水泥工艺； 2.连续打开式双级注水泥工艺：(1)机械式分级箍（用打开塞或重力塞）;(2)压差式分级箍。 3.双级连续注水泥工艺：(1)机械式分级箍；(2)压差式分级箍。 [六]分级固井注意事项五、预应力固井工艺 [一]概述 [二]热应力计算[三]预应力计算[四]预拉力计算[五]套管伸长的计算 [六]预应力固井的水泥及材料[七]预应力的固件方法及特点[八]预应力固井的技术要点六、外插法固井工艺：[一]概述[二]特点七、先注水泥后下套管固井工艺：[一]概述[二]特点八、反注水泥法固井工艺：[一]概述[二]特点九、选择式注水泥固井工艺：[一]概述特点[二]选择式注水泥施工流程。十、筛管顶部注水泥固井工艺：[一]概述特点[二]选择式注水泥施工流程。十一、封隔器完井及水泥填充封隔器工艺：[一]概述特点[二]选择式注水泥施工流程。十二、注水泥塞工艺：[一]概述[二]注水泥塞施工程序：1.普通注水泥塞施工程序； 2.用水泥塞定位器注水泥塞施工程序：水泥塞定位器结构组成、使用方法与施工程序； 3.水泥塞施工要点。十三、实体膨胀管在固井施工中的应用：[一]概述[二]膨胀管技术的优点：优化井身结构·封堵复杂地层·进行套管补贴·用于老井补贴。