龙岗3井244.5mm套管固井设计(最终版)
5.2套管下入摩擦阻力计算采用漂浮下套管方式，设计空气段长至...
5.2套管下入摩擦阻力计算采用漂浮下套管方式，设计空气段长至2500m，选择管内摩阻系数0.25 裸眼摩阻系数 0.35，通过计算，若漂浮段长为2500m，套管下到4403m，下放载荷168.4KN，可以将套管安全下到4403m。
有关计算条件和结果见表7、8和图3。
表7 套管及有关数据规 范上层套管尺寸（mm） 上层套管深度（m） 钻头尺寸（mm） 尺寸（mm）扣型长度（m）钢级壁厚mm单位重量 kg/m钻井液 密度g/cm 3上提下放速度m/min1200 N80 11.99 69.94 339.7 1218311.1 244.5 梯3203N8010.0359.531.18 10图3 庄海8Nm-H3Ф244.5mm 套管大钩载荷表7 摩阻计算结果下 深（m） 下放载荷（kN）静载荷（kN）上提载荷（kN）220.00 15.8 16.8 17.8 420.00 21.0 23.4 26.0 620.00 23.5 27.2 31.3 820.00 24.9 30.4 36.3 1020.00 23.0 30.6 38.3 1220.00 18.9 29.4 39.1 1420.00 17.8 29.9 41.1 1620.00 12.4 30.5 46.3 1820.00 9.5 31.0 49.9 2020.00 6.5 31.6 53.5 2220.003.432.157.42420.00 0.3 32.7 61.62620.00 43.0 79.0 112.02820.00 130.5 169.8 204.73020.00 199.7 252.9 301.03220.00 254.4 323.3 387.73420.00 287.1 375.6 459.73620.00 291.6 404.2 509.73820.00 267.7 413.6 546.24020.00 233.7 421.4 588.74220.00 199.4 429.1 632.34403.00 168.4 435.8 671.65.3施工情况5.3.1、施工主要难点1）本井从100m开始造斜，裸眼段最大井斜角达到96.210，裸眼段长达3220m，裸眼地层为明化镇，地层特性较为疏散，固井时易发生井漏，并且套管下入较困难。
211261545_张页1_井钻成井施工技术
文章编号：2095-6835（2023）10-0066-05张页1井钻成井施工技术王海涛（河北省煤田四队，河北张家口075100）摘要：张页1井是张家口地区的第一口页岩气井，目的是获取评价关键地质参数，对宣化东部地区下花园一带页岩气资源潜力进行研究和调查评价。
介绍了张页1井钻成井施工工艺，并就施工过程中遇到的钻效低、地层坍塌漏失、产层保护等难题，通过应用大口径绳索取心钻进技术、钾基聚合物钻井液体系，提高了钻探效率，达到了质量要求，建成了一口合格的页岩气参数井，为张宣地区页岩气的开发利用提供了参数依据，并积累了宝贵的施工经验。
关键词：大口径页岩气井；绳索取心；钾基钻井液；施工技术中图分类号：TD861.2文献标志码：ADOI ：10.15913/ki.kjycx.2023.10.019页岩气作为重要的战略能源、清洁能源，越来越得到国家重视，页岩气的勘探开发利用有利缓解煤炭产能减少、农村地区煤改气等原因造成的能源短缺问题，对环境治理、经济社会稳定具有重要意义[1]。
张家口地处北京西部，为首都“西大门”，张页1井的开发与利用对治理大气污染，改善京张生态环境，缓解日益严重的资源问题具有重要意义，是服务北京，建设京张生态涵养圈的重要体现。
河北省张宣地区东部下花园组和下马岭组2套地层分布较广、厚度较大、盖层条件有利于页岩气的储藏。
其中下花园组泥岩和煤层交互沉积，赋存煤层气和致密砂岩气，具有较好的资源潜力。
1工作区概况1.1地理位置工作区交通位置如图1所示。
图1交通位置图工作区位于张家口市宣化区东南下花园一带，区内有宣东一井、宣东二号煤矿、段家堡煤炭预查区、宣东煤矿南部外围预查区、黑黛山煤炭普查区，总面积约590km 2。
工作区西部为宣西煤炭预查区，南部有下花园煤矿、玉带山煤矿、前山井、鸡鸣山井、鸡鸣驿矿、怀来矿业有限公司，东部外围有艾家沟煤矿、水窑沟一井、于洪寺煤矿一井等煤矿。
1.2地层概况本区大地构造位置处于中朝准地台（Ⅰ）、燕山沉陷带（Ⅱ）、冀西陷褶断束（Ⅲ）、宣龙复向斜（Ⅳ）、宣后向斜（Ⅴ）的中央部位。
固井通井技术
四、川渝地区通井技术
通井技术措施---通井钻具组合 序号川渝井（眼m地尺m）区寸 通套（井管m尺m技）寸术的发展，第主一要次 是针对通井无规范性的第二文次件和 相应的技术标准，结合实践经验发展而来的，现已成为四川石油管
+Ф121mm钻铤5根+原钻具组合
145mm扶正器1只+原钻具组合
5
149.2
Ф149.2mm钻头+双母接头+ 回压凡尔+
Ф149.2mm钻头+双母接头+ 回压凡尔 Ф121mm钻铤1根或88.9mm加重钻杆1根
+ Ф121mm钻铤1根或88.9mm加重钻 +Ф148mm或145mm扶正器1只+Ф121mm钻铤
四、川渝地区通井技术
1) 通井技术应用-----龙17井Φ177.8mm技术套管
龙17井Φ177.8mm技术套管井身结构示意图
井深下套管) 通井技术应用-----龙17井Φ177.8mm技术套管
Φ177.8mm套管单级固 井 钻具组合：
Φ215.9mm钻头0.24m+430×410接头0.61m+回压凡尔0.39m+411×4A0接 头0.51m+无磁钻铤61/2(1根)9.14m+4A1×410接头0.50m+61/2”钻铤(2根)+ 旁通阀 +61/2”钻铤(52/3柱)+ 曲性长轴(1根)3.37m+震击器(1根) 6.51m+ 127mm加重钻杆(15柱)+ Φ127mm钻杆
钻井工程设计样本井身结构及钻机
3.3.4.2
序号
井深
m
井斜角
(°)
方位角
(°)
垂深
m
水平位移
m
N坐标
E坐标
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
…
要求按每30m一点列出从造斜点开始的剖面数据。
3.3.5定向井、水平井井眼轨迹垂直投影示意图
3.3.6定向井、水平井井眼轨迹水平投影示意图
3.3.7定向井、水平井防碰计算表
序号
垂深
m
设计井
参考邻井
水平
3.3井身结构
3.3.1井身结构示意图
3.3.2井身结构设计数据表
开钻次序
井深
m
钻头尺寸
mm
套管尺寸
mm
套管下入
地层层位
套管
下入深度
m
环空水泥浆
返深
m
导管
22
660
508
20
地面-22
一开
635
444.5
339.7
633
地面-633
二开
3305
311.2
244.5
3302
2500-3302
530-1330
882
柴油机2#
PZ12V190B—1
882
柴油机3#
PZ12V190B—1
882
柴油机4#
柴油机5#
八
发
电
机
组
发电机1#
Z8V190MD/300GF
300
发电机2#
Z8V190MD/300GF
300
发电机3#
基于安全屏障的井完整性问题分析方法
基于安全屏障的井完整性问题分析方法何英明;刘书杰;武治强;耿亚楠;冯桓榰;范志利【摘要】海洋石油钻完井作业风险高,极易发生井漏、井喷等井完整性事故.在役生产井生产年限越来越长,高温高压气井越来越多,环空带压问题日益突出.为了有效预防井完整性问题,提出基于安全屏障的井完整性问题分析模型,采用安全屏障、蝴蝶结、故障树与"人机物环法"5要素分析相结合的方法,分析事故发生及处理过程.%Offshore oil drilling and completion has high risk, easily occuring accidents of lost circulation, blowout and other well integrity problem. The production well age becomes longer and longer,and more HPHT wells bring more sustained casing pressure(SCP) problems. In order to effectively prevent and systematically analyze the cau-ses and treatment of the well integrity problem,a model of well integrity problem analysis based on safety barrier is proposed. Combined with safety barrier,bow-tie,fault tree and"people,machine,material,environment,regu-lation"five element analysis,this paper analyzes accident occurrence and treatment process.【期刊名称】《重庆科技学院学报（自然科学版）》【年(卷),期】2018(020)002【总页数】5页(P28-31,53)【关键词】安全屏障;井完整性;故障树;蝴蝶结【作者】何英明;刘书杰;武治强;耿亚楠;冯桓榰;范志利【作者单位】中海油研究总院,北京100028;中海油研究总院,北京100028;中海油研究总院,北京100028;中海油研究总院,北京100028;中海油研究总院,北京100028;中海油研究总院,北京100028【正文语种】中文【中图分类】TE21井完整性管理是指综合应用管理及技术措施，以降低地层流体发生非控制泄漏风险，贯穿整个井的生命周期。
XX井生产套管固井施工设计书
XX井139.7mm生产套管固井施工设计书华东石油局固井工程公司二○一○年X月（甲方审查意见）XX井固井施工设计书设计单位：中国石化集团华东石油局固井工程公司设计者：XXXXX审核：XXXXX审批单位：中国石化股份公司华东分公司目录一、设计依据 (1)二、基本数据 (1)三、套管设计 (1)四、水泥量计算 (2)五、水泥浆设计 (2)六、水泥浆流变学设计 (3)七、套管内顶替量计算 (4)八、井底静止温度 (4)九、水泥浆最高受热温度计算 (4)十、施工时间计算 (4)十一、施工方案要求 (4)十二、固井策划及HSE要求 (6)十三、固井材料计划表 (7)十四、相关实验及其它资料 (8)一、设计依据1、《XX钻井施工设计书》2、《中华人民共和国石油天然气行业标准》3、《煤层气企业标准汇编》二、基本数据1、井身结构设计2、完井方法及套管串结构完井方法：套管完井套管串结构（自下而上）：浮鞋（XXX m）+1根套管+浮箍（预计XXX m）+N-80×7.72mm套管串(+扶正器)+定位短节+套管串(+扶正器)+N-80×7.72mm套管串+联顶节+水泥头3、下套管前钻井液钻井液类型及性能：XXX4、井径数据计算水泥需要量时，封固段取平均井径226.7mm（平均井径扩大率按5%计算）。
5、水泥返高：XXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXX6、井底温度，循环温度T S=15℃+（2.7×井深/100）℃=XX℃T循=19+0.02×井深=XX℃三、套管设计1、套管柱设计条件2、套管柱的校核注：本表为理论计算数据，套管送井时应根据实际重新校核。
四、水泥量计算1、计算条件与结果注：①、生产套管固井水泥浆体系采用双密度-双凝体系，即井底至目的煤层以上50m 用1.85g/cm3的常规密度体系，上部封固段用1.45g/cm3的低密度体系。
②、水泥量按实测井径计算。
2、分段水泥浆计算五、水泥浆设计1、水泥浆实验1）、旋转粘度计读数值2）、水泥性能测定2、前置液设计六、水泥浆流变学计算1、确定流变模式B=(φ200-φ100)/(φ300-φ100)=XXX水泥浆选用幂律流变模式2、判别流态n=2.096 lg(φ300/φ100)=XXK=0.511φ300/511n=XX Pa.sn计算临界紊流雷诺数： Re=3470-1370n= XX 3、环空紊流临界流速计算=XX m/s4、紊流临界排量计算QC =πVC( D2-d2)/4=XX l/s*由于现场设备无法达到此排量，因此尽量用最大排量顶替。
阐述一次下套管固井完井工艺技术的应用
阐述一次下套管固井完井工艺技术的应用引言地热是来自地球内部的一种能量资源。
地球上火山喷出的熔岩温度高达1200℃～1300℃，天然温泉的温度大多在60℃以上，有的甚至高达100℃～140℃。
这说明地球是一个庞大的热库，蕴藏着巨大的热能。
地热能是一种清洁能源，是可再生能源，其开发前景十分广阔。
通过对辽北地区地层条件、构造条件、地热资源生成条件、地温场特征的综合分析，在有利区的断层附近，具有生热和热储层的有利条件，是本区地热资源赋存的有利地区，结合以往生产资料，认为本区地热资源具有良好的开发前景。
由于常规地热井完井工艺一般采用三开钻井方式，每层套管都需要进行固井，候凝，钻塞，因此造成钻井施工周期较长。
另外每层套管之间需要专用的套管悬挂器悬挂套管。
增加施工难度和施工成本。
为此，在研究本区地层岩性的基础上，试验摸索了一次下套管完井固井完井工艺，通过4口井的试验，证明该工艺完全适用于本区地热井的完井。
为地热井完井提供了一套新的完井工艺技术。
1.辽北地区地质特征1.1地层内自下而上出露的地层有：前震旦系（АnZ）；中生界白垩系阜新组、孙家湾组；新生界第四系地层组成。
1.2地质构造本区位于阴山纬向构造带与新华夏系第二沉降带交接复合部位，含煤盆地为断陷构造盆地，总体呈北北东向展布，为一东缓西陡的不对称向斜构造。
盆地西缘主干断裂矼屯断裂控制着煤田的生成和展布。
断裂构造经历了两次较显著的构造运动，一是燕山期新华夏构造成为控制铁法煤田主导构造体系；二是喜山期，使燕山期新华夏构造运动在本区的活化。
既而产生了一系列断裂、褶皱等构造，断层皆为高角度正断层，沿裂隙多有火成岩侵入为第三系辉绿岩，产状为岩床。
据矿井观测资料，煤炭采掘一旦遇到这期火山岩，矿井涌水量会突然增大。
1.3地温场特征根据1985年大兴井田地质勘探7个钻孔地温梯度测试成果，恒温带平均深度29.17m，温度11.2℃，地层地温梯度变化在3.3～4.04°C/100m。
井身结构的合理优选
井身结构的合理优选一．概述鄂西渝东天然气勘探区域地处鄂渝两省（市）交界山区，江汉石油管理局在该地区的钻探始于1970年，至1981年结束详探，共钻探井30余口，由于70年代80年代我国整体钻井水平较低，钻井工艺技术落后，建南地区所钻井总体指标不高，主要表现在：井身结构设计不合理,钻井速度慢，生产时效低，事故复杂时间多，钻井工期长。
详探结束后十几年未投入新的钻井工作量，直到上世纪末总公司决定重上鄂西渝东，从而拉开了江汉钻井近几年海相钻井的序幕。
六年来，该地区先后完成了马（鞍）1、建平1、太1等一批井共近20口，这20多口井大部份都是水平井、大位移井、老井侧钻及老井套管开窗侧钻水平井.原来的直井井身结构设计已不能满足现在勘探开发技术和钻井技术需要.特别是水平井和大位移井.经过几年的研究和应用,对鄂西渝东海相水平井和大位移井的井身结构进行了合理优选.总结出一套较为成熟的鄂西渝东水平井、套管开窗侧钻水平井、大位移井的井身结构.完成井深最大的为4646m，有十余口井井深超过4000m。
尤其是完成了建平1（水平段长为1046m）、建69平1、建27侧平1、建46侧平1及平2、建44援1侧平1等一大批水平井、老井侧钻及老井套管开窗侧钻水平井.为江汉油田利用水平井提高产量和储量动用程度、同时节省巨大的钻井钻前工程投入、提供了技术支持.获得较理想的效果.二．技术难点。
1．鄂西海相地层的复杂性决定井身结构设计困难。
鄂西海相地层是喜山期构造运动强烈的挤压或压扭作用而形成的一系列平行褶皱，在近期的剥蚀中，因地质构造的综合作用，形成了广泛分布的具有明显地质特征的构造，上部侏罗系的沙溪庙—自流井组地层，厚度一般在1000-2000m之间，岩性为泥岩、页岩、砂岩互岩。
下部须家河组的石英砂岩及以下的成套碳酸盐岩，岩石硬度大于5级的地层占70-80%，岩石可钻性差。
鄂西渝东80%以上构造属高陡构造，地下断层多，地质靶区范围狭窄，多数井地层倾角在20°以上，有一半以上的井地层倾角超过30°，最大地层倾角达85°。
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文件编号：JGJ-309(1).09受控状态：构造名称：四川盆地川东北坳陷仪陇井别：预探井－平昌构造带龙岗生物礁井号：龙岗3井型：定向井固井类别：一类井业主单位：西南油气田分公司Φ244.5mm套管固井工程设计四川石油管理局井下作业公司2007年02月08日文件编号：JGJ-309(1).09受控状态：井别：预探井构造名称：四川盆地川东北坳陷仪陇－平昌构造带龙岗生物礁井号：龙岗3井型：定向井固井类别：一类井业主单位：西南油气田分公司Φ244.5mm套管固井工程设计四川石油管理局井下作业公司2007年02月08日设计人：_ _(签字) 日期：井下作业公司初审意见：初审人：_ _(签字) 日期：__川东钻探公司审核意见：审核人：__ (签字) 日期：__ _四川石油管理局工程技术部会审意见:工程技术部：__(签字) 日期：_ _四川石油管理局审批意见：审批人：_ _(签字) 日期：__勘探事业部审核意见：审核人：_ _(签字) 日期：__西南油气田分公司工程技术与监督部会审意见：工程技术与监督部：__(签字) 日期：_ _西南油气田分公司审批意见：审批人：_ _(签字) 日期：__目录前言1. 钻井资料 (2)2. 地质资料 (3)3. 固井目的及方法 (4)4. 固井难点与主要技术措施 (4)5. 套管柱设计、校核与扶正器安放位置 (5)6. 固井工艺设计 (6)7.水泥试验设计 (8)8.下套管复杂情况计算 (9)9.施工技术要求 (9)10.施工组织 (11)11.施工预案 (12)12.健康、安全与环保要求 (13)13.固井设备、工具与材料清单 (13)附：龙岗3井9 5/8˝套管固井施工现场办公会议纪要……………(15)前言龙岗3井是四川盆地川东北坳陷仪陇－平昌构造带龙岗生物礁的一口预探井，由川东钻探公司川钻28队承担钻探作业。
钻井工程设计Φ244.5mm套管进入须家河组顶部19m左右固井，预计固井井深3245m。
根据2月1日川东钻探与井下作业公司现场联合办公会议精神，针对该井Φ244.5mm套管固井裸眼井段属于低压易漏失井段的实际井况，为有效封固裸眼复杂井段，确保固井一次性成功，拟采用堵漏提高地层承压能力、单级双胶塞、两凝低密度堵漏水泥浆、一次性正注水泥浆返出井口固井工艺技术，两凝、低密度、堵漏水泥浆设计：快干水泥浆为纯G级防窜堵漏水泥浆，设计密度1.90g/cm3，封固3243-2700m；缓凝水泥浆为漂珠微硅低密度堵漏水泥浆，设计密度1.30g/cm3，封固0～2700m；另准备井口反灌G级水泥30吨。
为搞好该井的Φ244.5mm套管固井，确保施工质量，提前完成本次固井工程设计并按一类井履行设计审批程序，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，再根据井下的实际情况对设计相关数据进行校核、内容作必要补充，以科学指导现场施工。
1 钻井资料基本数据钻机编号: 川钻28队钻机类型:ZJ70L本开设计井深:3258m本开完钻井深:3245m本开开钻日期:2006年12月19日完钻日期: 2007年2月日井身结构1.2.1井身结构图说明：Φ(mm)套管固井水泥浆浆柱结构：密度1.30 g/cm3微硅漂珠缓凝水泥浆，封固0～2700m井段，密度1.90 g/cm3G 级快干水泥浆，封固2700～3243m井段。
1.2.2 井身结构：钻井液性能1.3.1类型: 聚磺2月1日报表钻井参数钻具组合12 1/4"钻头×0.29m+630×730双母×0.90m+9"钻铤6根×55.16m+731×630接头×0.76m+8"钻铤3柱×81.92m+曲性长轴×2.64m+8"随震×6.99m+631×410接头×0.46m+61/2"钻铤1柱×27.26m++5"加重钻杆3柱×82.77m+5"钻杆油气水显示2646~2651m ，2656~2660m，2871~空气钻进气测异常；2889~2890.22m 密度1.21g/cm3钻进气测异常。
钻井复杂情况描述氮气钻进至2875.86m 替入ρ1.21g/cm3泥浆钻进至2878m井漏0.4m3/h，继续钻进至2943.39m井涌控回压循环排气出口点火焰高3～4m，漏速3.5 m3/h，三次注入桥浆66.8m3堵漏后不漏,关井蹩压不降。
其后钻进至3049.5m，有0.5 m3/h 的微漏。
2.地质资料地质分层井温预测井底温度：根据区域地温梯度推测该井井底温度为80℃，水泥试验（稠化）温度暂定65℃，水泥大样复查试验（稠化）温度应根据完钻电测井底温度为准作调整。
电测井眼情况电测井径、井斜方位数据：待测井后补；3 固井目的及方法固井目的封固低压易漏、易垮塌、气显示裸眼井段，确保下步安全钻进。
固井方法采用单级双胶塞固井工艺、两凝低密度堵漏水泥浆工艺、一次性正注水泥浆返出井口固井技术方法。
两凝低密度堵漏水泥浆设计：快干水泥浆为纯G级防窜堵漏水泥浆，设计密度1.90g/cm3，封固3243-2700m；缓凝水泥浆为漂珠微硅低密度堵漏水泥浆，设计密度1.30g/cm3，封固0～2700m；另准备井口反灌G级水泥30吨。
4 固井难点及主要技术措施固井难点1、地层压力低,存在井漏井段，下套管、循环、注水泥浆、顶替、候凝中极易发生井漏。
2、裸眼段长，采用氮气钻进井段井壁粗糙、摩擦阻力大，大尺寸套管下至设计井深难度大。
3、油气显示好，气体钻进井径偏大，顶替效率较低，易气窜。
固井主要技术措施1、提高地层承压能力，要求全井筒做当量密度1.42 g/cm³的承压试验。
2、认真通井，要求井眼畅通，无垮塌、无沉砂，在井深2000m以下垫含3～5%固体润滑剂的高粘钻井液，确保套管安全下至井底，留2.0m口袋；严格按局工技【2006】14号文要求模拟套管刚性通井两次，具体如下（尺寸单位：mm）；第一次通井：Φ钻头+Φ钻铤1根+Φ300扶正器1只+钻铤2根+原钻进钻具组合第二次通井：Φ钻头+Φ钻铤1根+Φ300扶正器1只+钻铤1根+Φ290～300扶正器1只 +钻铤1根+Φ290～300扶正器1只+原钻进钻具组合。
3、采用双胶塞固井技术，提高水泥浆的顶替效率。
4、根据井下井径、井斜、方位角变化情况充分使用套管刚性扶正器：重合段加Ф≤308mm刚性扶正器15只；裸眼段根据井身质量加入Ф≤300mm宽棱大倒角全封闭螺旋刚性扶正器30只，提高套管的居中度。
5、试验优选两凝、低密度、堵漏水泥浆配方：快干水泥浆设计为纯G级水泥，密度1.90g/cm3，封固3243-2700m主要油气显示段同时是漏失井段，要求水泥浆具有防窜防漏性能；缓凝水泥浆为漂珠微硅低密度堵漏水泥浆，设计密度1.30g/cm3，封固0～2700m；设计推荐在水泥浆中加入高效堵漏纤维以切实增强水泥浆防漏堵漏性能，具体根据试验优选配方定。
6、优化地面施工工艺。
采用以70－30水泥车为主体的双套设备施工，采用Ф127钻杆立柱作注浆通道，严格控制水泥浆密度和施工排量。
5 套管柱设计校核与扶正器安放位置管串组合(1)管串结构引鞋+管鞋+套管1根+回压凡尔1只+套管4根+回压凡尔1只+套管串+套管挂+联入（2）套管排列强度校核5.2.1套管强度数据5.2.2强度校核外载计算方法:扶正器安放位置6固井工艺设计注替水泥浆量计算6.1.1水泥浆、水泥与配浆水用量:A、井不漏：注：1、裸眼段按340mm井径计算，考虑空钻井径偏大，环容附加15%，重合段按320mm计算，不附加, 水泥浆总容积166m3；2、预计水泥量：G级纯水泥60吨（其中，30吨准备反打）；漂珠130吨（按方低密度水泥浆计算，考虑地面损耗）。
6.1.2 前置液、后置液用量6.1.3 顶替量计算6.2.1 施工工艺流程5注后隔药水(顶上胶塞)215～203986泥浆泵替钻井液11935～4560158 7碰压15~210168施工压力计算管内外流动阻力：P1=×3245＋=.注水泥浆前后，全井液柱压差△P1:注水泥浆后，全井液柱压力P外P外=×[×(3243-2700)+×2700]=（不考虑飘珠破碎引起水泥浆密度增加）P外=×[×(3243-2700)+×2700]=（飘珠破碎后水泥浆密度增加）全井钻井液液柱（即地层）压力P内P内=××3245＝井底液柱压差：△P1= P外-P内= ，正压差压稳；井深2943.39m显示层1.21 g/cm3钻井液堵漏后承压 MPa不漏，能承压，当量密度约1.30 g/cm3；1.26 g/cm3钻井液安全钻达中完井深；注水泥浆后，全井液柱压力P：P=×[×(2943-2700)+×2700]=（飘珠破碎后水泥浆密度增加）施工最高泵压：P最高＝P1+△P1+5＝5++= （碰压附加3～5MPa）7 水泥试验设计水泥浆性能要求项目缓凝水泥浆快干水泥浆密度(g/cm3)流动度(cm)≥20≥20失水量(ml/≤150≤100注：设计要求在水泥浆中加堵漏纤维，试验应充分考虑其对水泥浆性能及施工条件的影响。
水泥试验条件试验条件：升温升压 65℃×40MPa常温常压—————→————————→ 测稠化时间60min 恒温恒压升温80℃×常温常压—————→————————→ 测凝结时间60min 恒温水泥浆污染试验要求:污染试验养护条件：×80℃×3:00Hrs污染试验要求：注意：对污染试验最严重者取样做稠化试验，试验条件同水泥浆稠化试验。
8 下套管计算. 下送套管的允许掏空深度按回压凡尔试压值5MPa,计算允许掏空高度为：397 m. 允许下套管速度计算套管本体处允许钻井液上返速度取钻杆本体处的环空上返速度计算, 当钻进排量为 42l/s 时，上返速度为:0.54m/s，套管柱允许下放速度计算为:0.59m/s. 下套管遇卡时允许的最大上提力下套管时最上一根套管是管串中最薄弱点，考虑的抗拉安全系数，套管上提悬重不得超过307ｔ。
9 施工技术要求固井前期准备9.1.1施工车辆在出发前要进行一次彻底的台上和台下检查，特别是要对柱塞盘根、凡尔胶皮等作重点检查，并试运转正常，台上台下易损件准备1套作备用件；9.1.2井下固井工具附件送往井场前，川东分公司工程技术人员要做好检查，确保其能正常工作；9.1.3到井场后，工程技术人员按有关标准与规定检查套管附件（如引鞋、套管鞋、回压凡尔、上下胶塞、承托环、扶正器等）和固井工具（水泥头、循环头、灌浆帽等）的尺寸、扣型、质量、性能、确保工作状况满足施工要求；9.1.4按照《固井设备操作规程》检查和确认固井作业所用设备和其气、水、灰管线及固井高压管线和阀门等是否符合施工要求；检查和确认下灰系统、混浆系统、供气系统、供水系统和混合液混拌系统等是否符合施工要求；9.1.5水泥和干混外掺料在现场严格按比例小批量混配，并倒灰三遍，保证混灰的均匀性；9.1.6根据固井施工设计的要求和现场作业进度，配制抗钙隔离液和固井药水，为确保混合液的性能与试验相近，要求尽可能缩短混合液配制完后至注水泥作业之间的等候时间，同时应满足留有复查时间的要求；9.1.7现场对水泥浆进行大样复查，确认无问题后方可施工。