多莱古伊1井250.8尾管悬挂244.5尾管回接套管固井设计
构造名称：土库曼斯坦古诺尔塔·尤拉屯井别：探井井号：多莱古伊-1井井型：直井Φ250.8mm尾管悬挂+Φ244.5mm套管回接固井施工设计川庆钻探土库曼分公司井下项目部2011年03月03日设计人：李波日期：校核人：日期：前言多莱古伊-1井位于土库曼斯坦尤拉屯气田。
由中石油川庆钻探公司土库曼分公司CCDC-06钻井队承担的一口天然气探井钻探任务。
固井工程设计按多莱古伊-1井地质技术任务书与钻井工程设计完成，三开套管封隔J3km-tt的天然气和石油、盐岩石膏地层，套管鞋坐在第八层上部的硬地层。
主要技术难点在于此井段属高温高压盐水层，地层蠕变严重，极易造成阻卡，套管挤毁等情况发生；在套管设计时，选用厚壁、高抗挤强度的套管（9 7/8" 壁厚15.88mm 抗挤强度98.35MPa），防止挤毁套管的情况发生。
采取环空憋压候凝确保压稳气层，防止气窜发生，保证盐膏层固井质量。
水泥浆设计：两凝G级抗盐降失水水泥浆，裸眼段设计密度2.05g/cm3，套管重合段设计2.00g/cm3；回接固井水泥浆设计：两凝G级常规密度水泥浆，快干设计密度1.88g/cm3，缓凝设计密度1.80g/cm3为搞好该井的Φ250.8mm尾管悬挂+Φ250.8mm套管回接固井，确保施工质量，施工各方应严格按审批后的设计要求作好施工前的各项准备工作，施工工程技术人员到现场后，根据钻井实际情况进行校核数据、相关内容的补充，确保固井施工的顺利完成。
1 钻井资料1.1 基本数据钻井队: 川庆钻探公司CCDC-06钻井队钻机类型:70D三开设计井深: 三开完钻井深: 4575m1.2 井身结构说明：悬挂器上部为φ244.5mm回接套管，下部为250.8mm尾管套管。
尾管固井采用G级高密度抗盐降失水体系，回接固井采用纯水泥浆体系1.2 钻井液性能2.地质资料该井段属于高温高压盐水层，井底温度要依据测井真实数据得出；4556m电测井温为150℃，固井按照川庆固井标准取水泥浆实验温度为130℃，（系数0.85）回接固井实验温度取90℃。
2.3 电测井眼1、电测井径及容积、返速计算3 固井目的及方法3.1 固井目的封固高温、高压盐膏层井段及上部高压层，为产层钻井的安全钻进做好铺垫。
3.2 固井方法采用Φ250.8mm尾管悬挂+Φ244.5mm套管回接方式固井。
尾管固井：喇叭口位置3550m，重合段长200m，悬挂井段3550m～4575m，采用抗高温、抗盐抗钙降失水高密度两凝水泥浆体系，裸眼段密度设计2.05g/cm3；重合段及喇叭口上设计密度2.0g/cm3。
回接固井：封固0～3550m井段，采用规纯水泥两凝体系封固，快干设计密度1.88g/cm3，缓凝设计1.80 g/cm3。
4 固井难点及主要技术措施4.1 固井难点1.盐膏层蠕变严重，下套管易遇卡；2.对固井工具及附件在高温、高压下的可靠性要求非常高；3.水泥浆密度高，在配注过程中很难达到密度均一。
4.注水泥浆、顶替、候凝过程有发生井漏的可能。
5.盐膏层井段温度、压力高，水泥浆体系要具有抗高温、抗盐等性能，水泥浆各项指标既要满足施工安全，又必须满足强度要求；6.97/8"尾管悬重大，悬挂器的顺利座挂存在一定的风险性。
4.2 固井主要技术措施本次9 7/8"悬挂+9 5/8"回接固井，固井周期长，盐膏层施工难度大，为了保证固井施工顺利完成，决定采取如下措施：1.做好盐膏层通井钻具组合，在缩径井段反复划眼，并调节好泥浆性能，认真做好静止观察，掌握盐膏层蠕变周期，确保尾管的一次性顺利下到位。
2.选用性能可靠、稳定的套管串工具附件，要求附件钢级壁厚与入井套管保持一致，并做好必要的地面检查。
3.采用批量混浆撬配注密度均匀的18m3水泥浆，确保井底套管脚以上300-400m的封固质量，确保生产层的顺利钻进。
4.合理设计液柱压力，采取环空憋压弥补水泥浆失重时的压力损失，压稳地层，有效防止高压盐水窜，憋压侯凝时压力涨到8-10MPa要及时卸压，以免压力过大压漏地层。
5.盐膏层固井采用G级高密度抗盐降失水体系，优化水泥浆配方，要求做到抗盐抗高温、零析水、低失水、近直角稠化，并配置优质性能隔离液：T Y ≥35Pa，U P：40-180mPa，失水≤100ml；有效隔离钻井液，冲刷井壁，调节液住压力，达到平衡压力固井。
6.认真做好尾管称重、回缩距、方余等数据的计算，按操作规程认真操作悬挂器，确保尾管顺利座挂；并认真做好5"钻杆通径，保证顶替时钻杆胶塞顺利于尾管胶塞重合。
5 套管柱设计校核与扶正器加法5.1 管串组合5.1.1 Φ250.8mm尾管管串组合强制复位可钻浮鞋+1根套管+强制复位可钻浮箍+1根套管+强制复位可钻浮箍+1根套管+球座+套管串+转换短节+悬挂器（带回接筒3550m）+ 送井钻具回接插入装置＋2根套管 +自灌式浮箍 + 套管串5.2 套管强度校核5.2.1 Φ250.8mm尾管强度校核5.2.2 Φ244.5mm回接套管强度校核5.3 扶正器加法悬挂器下加放1只刚性扶正器，出上层套管前加放1只刚性扶正器，裸眼段不加扶正器。
螺纹密封脂选用耐高温、高压的CATTS101，附件及附件以上5根套管全部用CATTS102密封脂固化。
回接插入装置上连续加放2只刚性扶正器，0-2000米每10根套管加放1只弹性扶正器，井口第3根套管加1只刚性扶正器，共计3只刚性扶正器，20只弹性扶正器。
螺纹密封脂选用耐高温、高压的CATTS101，附件全部用CATTS102密封脂固化。
6固井工艺设计6.1 注替水泥浆量计算a．尾管固井注：高密度水泥浆封固裸眼段3750～4575m，套管重合段3550～3750m，尾管水泥塞长度为40m注：纯水泥水泥浆封固段为0～3550ma)具有良好触变性、悬浮钻屑及固体颗粒能力；b)在120-150℃/60Mpa条件下，TY ≥35Pa，UP：40-180mPa，失水≤100ml；c)密度1.7g/cm3；回接固井替量计算6.2.1 尾管悬挂固井工艺流程6.3施工压力计算6.3.1 Ф250.8尾管悬挂固井a．管内外流动阻力：P1= 8.3MPa（依据流变模式、雷诺数计算）b．环空静液柱压力P外1）起钻拔出插入管前管外液柱压力P外1=0.00981×(3400×1.96+150×1.7+200×2.0+825×2.05)＝88.4MPa井底当量密度ρ1= 1.97g/cm32）倒扣、上提钻杆循环后管外液柱压力P外2=0.00981×(3550×1.96+200×2.0+825×2.05)=88.8MPa井底当量密度ρ2= 1.98g/cm33）尾浆失重后管外液柱压力P外3=0.00981×(3550×1.96+200×2.0+825)=80.2MPa井底当量密度ρ3= 1.79g/cm3备注：为了弥补候凝时压力损失，采取井口憋压方式，初始憋压值为4MPa。
c．替浆完管内液柱内压力P内=0.00981×(4505×1.96+30×1.1+40×2.05)＝87.7MPad．施工最高泵压P最高＝P1+ P外1-P内+5＝8.3+1.1+5=14.4MPa （附加5MPa）e．拔出中心管，喇叭口上部管内外压差P= 0.00981×（3550×1.96-3400×1.96-150×1.7）=0.38MPa6.3.2 Ф244.5mm回接固井a．管内外流动阻力：P1=0.001×3550＋1.6=5.1MPa.b．环空静液柱压力P外P外=0.00981×（2770×1.8+780×1.88）=63.3MPac．管内钻井液液柱压力P内P内=0.00981×3550×1.7＝59.2MPad．施工最高泵压P最高＝P1+ P外-P内+5＝5.1+4.1+3=12.2MPa （附加3～5MPa）7 水泥试验实验数据7.1尾管水泥浆实验数据（大样灰+小样液体）7.2回接固井水泥浆复核实验7.4 水泥浆污染实验污染试验养护条件: 130(℃)×0.1(MPa)×7:00(h)8 施工技术要求8.1 Ф250.8mm尾管固井施工技术要求8.1.1 通井作业a)加强通井措施，起钻前注清扫液清洁井底沉砂及钻屑，适当控制循环时间，确保井眼畅通及井下安全。
b)针对盐膏层特性，必须通井、静置，观察盐膏层蠕变速率（测井井径），不可盲目下套管，确保盐膏层蠕变时间≥1.5倍下套管及固井时间。
a)针对深井及盐膏层固井特殊性及难点，选用性能优越、质量可靠的固井工具及管串附件，确保现场施工正常、顺利、安全，要求固井附件抗外挤、抗内压性能与套管保持一致，并在地面进行必要的检查和测试。
b)严格按照下套管操作规程进行下套管作业，认真检查固井工具及管串附件，合理加放扶正器，确保套管居中度，必须使用套管钳、扭矩仪及螺纹密封脂（CASTTA101 、CASTTA102），螺纹扭矩必须符合要求（扭矩值套管厂家提供）,确保丝扣的密封性。
c)套管柱强度、管串结构、套长、下深及管串附件位置认真计算核实,满足钻井设计及地质设计。
d)悬挂器的附件（钻杆胶塞、密封件、丝扣、中心管、送入工具等）必须由专人进行严格检查，确保井下工作正常。
e)套管长度准确丈量, 取小数点后两位数，精度掌握在2mm内,入井套管顺序号及长度与记录本原始数据核对无误，尾管送入钻杆入井前必须用通径规通径。
f)在井眼畅通、井下安全,不存在漏失、垮塌、缩径及循环正常的情况下方能进行下套管作业。
g)下套管时必须平稳，一般情况下在15～20秒/根，不准猛提、猛放、猛刹，应保证井眼稳定，避免井涌、井喷、井漏和井塌。
h)下套管过程中应及时灌浆，一般灌浆每15～20根灌一次，较长时间的灌浆要上下活动套管。
在浮箍浮鞋入井后，应开泵低排量顶通，并检查井口返出情况。
i)接入悬挂器：悬挂器吊上钻台时应系尾绳，注意防止磕碰；先用链钳将悬挂器引扣，确认无误后将悬挂器接入尾管串；向回接筒里灌满准备好的混合油，压紧并固定好防砂罩；记录称重，下放悬挂器时注意井口是否居中，必要时用绳子拉至居中位置。
接入悬挂器后适当控制下放速度，特别是进入裸眼段后控制下放速度应不少于1.5分钟/柱。
下钻操作要平稳，严禁猛提、猛放、猛刹。
锁死转盘，严禁转动钻具。
接送入钻杆时打好背钳，尾管坐挂前严禁下部钻具转动。
要求送入钻杆边通径边下钻。
第一柱钻杆要缓慢下放，注意保护液缸和卡瓦，待悬挂器顺利通过防喷器等井口装置后再转入正常下入速度。
尾管固井重合段质量提升方案
“尾管固井重合段固井质量提升”技术论述
一、尾管作业问题阐述
长期以来，尾管固井后，重叠段封固质量差或根本无水泥导致地层油气水窜入套管内或井内流体侵入地层一直是困扰固井界的一个技术难题。
尾管固井由于环空间隙小，存在施工压力高，顶替效率不高等问题，严重影响了固井效果。
以辽河油田曙光采油厂曙1-8-16井尾管固井施工为例，该井为5寸半套管悬挂4寸无接箍套管固井完井，环空间隙小，施工压力高，一次碰压后（16MPa）压裂地层，出口返液明显小于泵入量，固井结束候凝，测井显示固井不合格。
二、尾管固井优化思路
1、针对重合段水泥胶结不合格和无灰的情况，现场往往会在悬挂器上预留出20-50米灰塞，以防止漏失后灰浆下沉留出提前量，保证水泥反高深度。
2、在重合段下入带封隔器的悬挂器是解决这一问题的一种有效的预防措施。
下入封隔器坐挂后，可以在外层套管和尾管之间形成一隔离层，从而阻止油气水运移。
如：SYX－AF型尾管封隔－悬挂器，使用时，先将尾管下入设计位置，按正常程序坐挂、倒扣、注水泥、替浆。
碰压后上提送入工具，使其坐封机构从悬挂器中伸出，然后将其坐在回接筒顶端，当下压剪短销钉并挤压胶筒变形在外层套管－尾管环空形成密封。
由于活动套筒内设计有止退卡簧，一旦胶筒胀封即实现永久封隔，以为尾管固井施工上第二道保险。
海古1井小间隙长封固段固井实践
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一、海古 1 井工程简况
海古 1 井是大港油田公司在岐口凹陷张东潜山构造部署的一口深层预探井，钻探目的是 预探张东背斜奥陶系含油气情况，由渤海钻探第三钻井公司承钻。该井设计井深 4980m，实 际完钻井深 4846m，提前完成勘探目的。该井钻遇地层为平原组、明化镇组、馆陶组、东营 组、沙河街组、中生界、上古生界石炭系、下古生界奥陶系。由于钻遇地层多，地层压力体 系差异大，井身结构设计为四开井，其井身结构如图 1。
2、电测完成后，先以原钻具通井，再用足尺寸双扶正器通井，去除虚泥饼，保证井眼 畅通，补充润滑剂，保证井壁具有良好的润滑性，减小尾管下入阻力。
3、按完井管柱设计连接管串，根据模拟设计每三根套管安放一只弹性扶正器，提高套 管居中度。
4、控制尾管下放速度，平稳下入尾管。尾管下放速度不超过 30m/min，防止波动压力 压漏薄弱地层。
5、连接送入工具后，禁止猛提猛放，控制尾管下放速度不超过 18m/min，防止悬挂器 提前坐挂事故。
6、由于裸眼段长，为减小开泵压力，避免压漏地层，实施分段小排量顶通循环，破坏 钻井液静态下的结构力，降低循环阻力，保证井筒安全，以利于尾管顺利下到设计井深。
四、注水泥施工主要措施：
1、尾管下到设计位置后，采用水泥车以 0.1m3/min～0.2m3/min 的小排量顶通井内钻井
3、小间隙固井水泥环薄，要求固井水泥胶结好、强度高。对于Ф215.9mm 井眼下Ф 177.8mm 套管，其套管本体处水泥环的理论厚度只有 19.05 mm。如此薄的水泥环若胶结差、 强度低，在油井投产作业时，由于井下工具的撞击等原因将会使水泥环造成裂纹、破碎，导 致地层油气水窜槽，影响正常生产。
阿尔及利亚HJS-1井高压盐膏层段尾管悬挂固井技术
阿尔及利亚HJS-1井高压盐膏层段尾管悬挂固井技术
黄在福;陈心进;刘亚
【期刊名称】《中外能源》
【年(卷),期】2007(12)4
【摘要】威特福液压可旋转式悬挂器在HJS-1井使用高密度钻井液,且在井下情况复杂的情形下,因其可旋转、可循环的性能,以及送入工具可液压又可机械脱开的特点,安全高效地实现了尾管坐挂和封固。
介绍了这种悬挂器在HJS-1井中遇到的复杂情况及处理过程,并就实际生产中遇到的问题进行了总结,为该悬挂器的推广应用提供了依据。
【总页数】3页(P56-58)
【关键词】可旋转;液压;尾管悬挂器;高密度;HJS-1井
【作者】黄在福;陈心进;刘亚
【作者单位】江苏油田海外事业部;江苏石油勘探局
【正文语种】中文
【中图分类】TE355.5
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石油工程技术 井下作业 高30-XXX井套管回接案例
高30-XXX井套管回接案例在华北油田，近年来随着定向井的增多，在老区钻调整、加密及丛式井时，由于上部地层松软且井之间间距小等，容易出现2井相碰事故。
高30-XXX井是近年来遇到的套管相碰事故中套管破损最大、应用工具及工艺技术最多的1口井，该井的现场施工为处理套管相碰事故及老井修复工艺提供了经验。
1高30-XXX井基本情况高30-XXX井定向造斜段600～706m。
2000年2月10日下入φ139.7mmN80套管2628.47m，2月11日测声幅合格交井。
2月12日井架向南整拖4.8m至高30-XXX1井。
2月16日丛式井高30-XXX1井二开上直段钻进至676m与高30-XXX井套管相碰，套管内返浆严重，将φ139.7mm壁厚7.72mm套管打坏。
图1为高30-XXX井、高30-XXX1井700m 前水平投影及坐标图。
图1高30-XXX井、高30-XXX1井水平投影图图2φ116mm铅印打印由于受地面条件限制，高30-XXX1井只能向南整拖，虽然2口井相差4.8m，但高30-XXX井井底轨迹与高30-XXX1井整拖方向仅差46°，且钻进中作图高30-XXX1井又有向高30-XXX井倾的趋势，通过计算两井轨迹还差2m，由于一味地依赖测斜数据，忽略了套管磁力对仪器的影响、仪器本身的误差及地面施工误差，导致事故发生。
套管损坏处在井深675m的造斜段，井斜角9.87°。
老井眼浸泡时间过长，且上部地层为平原、明化镇流砂层，胶结差极易垮塌。
高30-XXX井井身结构：φ346mm钻头x112m，φ273.05mm套管x109.25m；φ216mm钻头x2640m，φ139.7mm套管x2628.47m。
2确定套管破坏程度首先用电缆送φ120mm通径规通井，在676m处遇阻。
分析结果为套管严重损坏或接箍与本体脱开。
井架搬回高30-3XXX井准备修复。
下φ116mm铅印+φ73mmDP，在497.9m处遇阻，起出铅印底部有流沙。
尾管双级固井工艺流程
尾管双级固井工艺流程
尾管双级固井工艺流程如下：
准备工作：确定好固井设计方案，准备好所需的固井材料和工具，检查井口设备和尾管设备并确保其正常运行。
尾管下放：将尾管通过钻杆或缆索降至井底，并与井口完井管或工作管连接，确保尾管垂直下放且与井筒无接触。
注水净化：在尾管内注入清水，通过注入水进行净化清洗，保持井内清洁度。
固井液处理：给井内注入适当的固井液，通过固井液的性质来控制井壁的稳定，增强密封性，同时要确保固井液的稳定性和流动性。
尾管悬挂：通过尾管悬挂器把尾管悬挂在外层套管上，然后坐封尾管悬挂器。
注水泥：开始注水泥，确保水泥均匀分布在井壁和尾管之间。
投钻杆胶塞：在水泥浆注入完毕后，投入钻杆胶塞，开始替泥浆。
剪断尾管胶塞：钻杆胶塞剪断尾管胶塞后与尾管胶塞重合，继续下行至球座处碰压。
固井结束：完成以上步骤后，尾管双级固井工艺结束，井筒得到固定和密封。
克参一井超长时间隙尾管固井技术
克参一井超长时间隙尾管固井技术
柳世杰
【期刊名称】《钻采工艺》
【年(卷),期】1997(020)004
【摘要】克参一井Φ１４９．２钻头钻深６１５０ｍ，Φ１２７尾管悬挂长度达１６１２ｍ，创Φ１４９．２井眼下Φ１２７尾管悬挂最长记录。
在裸眼段长，环空间隙小等情况下，采取合理的通井钻具组合，下套管前打入防卡钻井液，优选水泥外加剂及配方，以稠化时间指导施工，运用直喷式气灰分离器低压配浆，高压泵注工艺，使用双卡悬挂器，保证尾管悬挂工艺成功。
【总页数】3页(P80-82)
【作者】柳世杰
【作者单位】四川石油管理局井下作业处固井公司
【正文语种】中文
【中图分类】TE256.2
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用于水平井的液压丢手尾管悬挂器
用于水平井的液压丢手尾管悬挂器摘要：目前国内水平井筛管防砂完井工艺技术，普遍应用固井悬挂器加裸眼封隔器完井，用来实现悬挂筛管、密封筛套环空。
完井管柱在下入过程中，若遇到特殊情况，中途坐挂则无法解封，至使完井工艺不完善。
针对水平井筛管完井工艺特点，研制了Y245-152型水平井液压丢手尾管悬挂器，在大港油田、冀东油田及苏丹六区的75口水平井筛管完井中使用，成功率100%。
本文对该工具的结构、原理及现场实用进行介绍。
关键词：水平井；悬挂器；筛管完井；结构设计；现场应用前言水平井完井技术是作为油藏工程和钻井工程、采油工程的桥梁。
为了实现保护油气层，各油田对部分区块采用水平井油层专打技术，把技术套管下到油层顶部固井后，然后采用与地层匹配的完井工作液打开油气层。
再根据油层的出砂情况选择完井筛管，实现悬挂筛管完井作业。
为了有效的保护油气层，采用一种与地层相匹配的清洗液、酸液对油层、筛管进行循环洗井，保护油气层。
原有的固井悬挂器加裸眼封隔器及配套工具组合，实现悬挂筛管和密封油套环空，工序繁琐。
因此，迫切需要研发一套与之相适应的水平井液压丢手尾管悬挂器。
本文针对水平井悬挂筛管完井工艺特点，研发了Y245-152型水平井液压丢手尾管悬挂器，简化施工程序，满足了水平井悬挂筛管完井工艺的需要。
1.设计原理及技术参数Y245-152型水平井液压丢手尾管悬挂器是：（以下简称“尾管悬挂器”）设计的指导是吸收总结国内外同类产品先进技术及成功经验，力求在结构上合理，机械性能灵活，机械强度安全可靠。
保证在水平井中使用，能下得去、封得住、挂得住、丢得开，捞得出。
1.1常规固井悬挂器的丢手在水平井中使用存在的问题（1）悬挂器，仅仅依靠剪切销钉起保护作用不十分可靠。
由于刚体与套管内壁摩擦易将销钉剪断，造成固井悬挂器误坐挂。
（2）固井悬挂器必须与管外封隔器组合实用，而且悬挂器无解封装置，一旦遇到特殊情况，中途坐挂，无法解封，难以处理。
（3）丢手滑套均采用正滑套，若遇到复杂情况，悬挂器在下入过程中没等投球憋压可能坐挂或丢手，影响完井工程顺利实施。
大牛地气田下古生界水平井小井眼尾管固井技术
大牛地气田下古生界水平井小井眼尾管固井技术
袁本福
【期刊名称】《西部探矿工程》
【年(卷),期】2014(026)012
【摘要】为满足大牛地气田下古生界全通径压裂改造工艺的要求,解决后期压裂改造酸液滤失的难题,开展了Φ152.4mm井眼下Φ114.3mm尾管固井试验.长水平段小井眼尾管固井存在环空间隙小、套管居中度低等一系列难题,结合第一口试验井PG11方案设计及施工情况,介绍了水平井Φ 114.3rmm尾管悬挂固井工艺及其应用,为下一步大牛地气田下古生界水平井小井眼尾管固井的规模化应用提供技术支持和参考.
【总页数】3页(P41-43)
【作者】袁本福
【作者单位】中石化华北分公司工程技术研究院钻井完井所,河南郑州450006【正文语种】中文
【中图分类】TE256
【相关文献】
1.大牛地气田下古生界碳酸盐岩气藏水平井固井完井及改造方式优化探讨
2.致密碳酸盐岩储层复合缝网酸压技术研究及矿场实践r——以大牛地气田下古生界马五5碳酸盐岩储层为例
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4.元素录井技术在鄂尔多斯盆地大牛地气田下古生界水平井中的应用
5.井筒除硫技术在大牛地气田下古生界的应用
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科威特布尔甘油田BG-1328井尾管回接技术
美国和英国拥有的海湾石油公司于 1946 年开始在布尔
BG-1328 井进行修井施工作业。该井井深 8850ft，造
甘进行商业石油开采。1991 年，撤退中的伊拉克军队
斜点 500ft，最大井斜 68°。井身结构见表 1。
放火点燃了布尔甘油田，巨大的油田大火浓烟形成了
表1
该井根据甲方设计要求需进行尾管回接作业，但
储量为 968 亿桶，占世界储量的 10.8%，居世界第四
破坏布尔甘油田的储量，目前布尔甘油田仍然是科威
位。位于科威特南部的布尔甘油田为世界最大油田之
特主力产油区。
一，同时布尔甘油田是世界最大的砂岩油田，是科威特
1
BG-1328 井概况
最大油田。储量 700 亿桶左右。1938 年被发现后，由
2019 年 11 月 17 日 ，我 队 搬 迁 至 布 尔 甘 油 区 的
2021 年第 3 期
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西部探矿工程
科威特布尔甘油田 BG-1328 井尾管回接技术
杨
森 1,2
（1.西南石油大学，四川 成都 610500；2.中石化华东石油工程有限公司，
江苏 南京 210036)
摘
要：随着油井开采或注水作业进入后期,由于套管老化或者注水层位的改变,油井后期必须要进
行修井作业。尾管回接技术主要是针对尾管悬挂器以上的破损套管修复的一项修井工艺。对尾管
开，可以正常循环。如果压力不降，首先判断循环口是
否未打开，再次上提钻具 1ft，打压再测试。若再次上提
压力仍旧不降，则怀疑循环口是否堵塞，需起钻检查。
一切检查正常后准备固井管线和相关固井设施。
以正常固井程序打胶塞，替水泥。替完水泥浆后，下压
钻具 40kbls，然后正转钻具 5 圈，坐封好 Packer 后，上提