漂浮固井
固井基本知识
固井基本知识一、固井工程的重要性油气井注水泥技术是一门多学科组成的应用科学。
包括地质学，石油工程（钻井、测井、测试、采油、油井增产等工程），机械，化学，力学（流体力学）和电子等学科。
涉及的基础科学知识和工程技术面广，这就要求我们在工作实践中要勤于学习，刻苦钻研，不断学习，不断提高。
固井是钻井工程中一道重要的工序，也是最后一道工序。
固井工程专业化程度高，对油气井建成起关键性作用。
往往因固井质量问题使油气井不能正常生产甚至报废。
固井质量对延长油气井寿命和发挥油气井产能具有重要作用。
固井质量关系到油气田有效勘探和开发。
固井是一种系统工程。
固井工程应从设计、准备、施工和检验等环节严格把关，采用适应地质和油气藏等特点及钻井工艺先进、适用的固井技术，实现安全、优质、经济、可靠的目的。
二、油气井注水泥的历史1、美国石油工业传统上是以1859年锥克（Drake）井的钻进为起点。
2、直到1903年才在加利福尼亚劳木波斯油田使用水泥封堵油层上部的水层。
据说法兰克和联合石油公司把50袋纯硅酸盐水泥混合好后，用捞沙筒送到井下预定位置，后凝28天以后把井内水泥钻掉，再钻穿油层后完井，而水层已被有效封固。
于是该方法成为可行，不久后便在加利福尼亚州有同样为题的油田中传插使用起来。
3、早期的捞沙筒法及油管法在1910年被A.A贝金斯（A.A Perkins)在加州油田提出的双塞法水泥法所代替。
近代注水泥技术也就由此产生。
由于贝金斯公司的服务范围仅限于加州以内，所以其他地区的注水泥方法也以不同的方式出现。
俄克拉何马州1920年哈里伯顿在海威特油田提出了一种新的注水泥方法。
而把套管下在油气层顶部，进行注水泥作业，待水泥凝固后，再钻井下部的油气层完井。
并且开始使用了原始的混浆方法和注水泥设备。
在常规套管固井中双塞注水泥方式目前仍在使用，不同的是经过不断改进和完善而已（木塞、胶塞、压胶塞液等）。
三注水泥分类常规套管注水泥、尾管注水泥、分级注水泥水井地热井处理井大口径井眼一次注水泥（即常规注水泥）永冻层注水泥特种条件下注水泥海上结构注水泥热采井注水泥内管法注水泥水平井注水泥空气钻钻井注水泥通过可溶性地层注水泥挤水泥二次注水泥打水泥塞重新注水泥尾管注水泥：套管串低于井口的注水泥作业。
泡沫水泥浆固井技术
泡沫水泥浆固井技术前言油田常用的低密度水泥浆基本上可分为四类，即：1、用搬土控制自由水的搬土水泥浆，密度可控制在1.45g/cm3以下，但是这种水泥浆体系水灰比较高、抗压强度低，在使用上受到限制。
2、添加火山灰、硬沥青等低密度添加物的低密度水泥浆。
3、添加强度高、较低密度的漂珠配制漂珠水泥浆。
4、添加发泡剂和稳定剂，并充入空气或氮气的泡沫水泥浆。
从水泥本身讲，用提高水灰比的办法使水泥浆密度降到1.26g/cm3是非常不成功的。
1978年以后开始使用了两种新型的超低密度水泥浆，两者都以气体作为低密度的添加物，其中之一是气体充填于硬的、耐压空心漂珠内，有些空心漂珠水泥浆的密度比清水还低。
第二种是具有独特流变性能的泡沫水泥浆，这种剪切强度很高的水泥浆即使在很高的速度梯度下也可保持很好的流变性能，有利于提高水泥浆的顶替效率，这种新型材料的推广应用在地面建筑上已使用多年了。
一、泡沫水泥的基本性能1、性能稳定其气体能够均匀地分散在水泥浆中，不聚集，不上浮，形成的气泡保持相对稳定，满足固井要求。
2、抗压强度泡沫水泥在不控制失水的条件下，抗压强度较高；加入降失水剂后，失水控制较好，但强度降低较大。
在水力压裂作业时泡沫水泥的抗压强度虽低，但并不增加水泥环裂缝出现和发展的危险。
在套管试压和压裂作业时井内高压在水泥环处所产生的应力是拉应力，水泥环承受拉应力的能力主要取决于水泥机械性能（杨氏模量和波松比）及抗拉强度。
水泥石的抗压强度作用很小。
3、导热性水泥石的导热系数随水泥浆密度的降低而降低。
泡沫水泥的隔热性优于常规水泥。
4、可塑性泡沫水泥可塑性好，当套管承受压力时它可以变形，且不会像常规水泥那样出现破裂。
泡沫水泥的可塑性一般比普通水泥至少大一个数量级，而价格比纤维水泥要经济。
目前，泡沫水泥浆以其成本低、密度低、强度高、替浆泵压低、隔热性能好等优点日益受到人们的重视。
二、泡沫水泥的应用泡沫水泥可以解决一系列钻井时发生的问题，其中包括：1、对于普遍存在着的裸井眼段较长，而且存在漏层的深井套管来说，使用等于或小于钻井泥浆密度的泡沫水泥浆一次注水泥，较双级或多级注水泥经济而有效。
水下释放塞固井工艺.
水下释放塞固井工艺水下释放塞固井工艺是一种用于浮式钻井平台(船)或半潜式钻井平台的固井工艺。
固井所需的上、下胶塞是在组装套管头时通过下入工具一起装在套管头以下的套管内, 固井期间分别用钢球和钻杆塞释放下胶塞和上胶塞。
南海海域常用的有两种方法:1. 哈里伯顿(Halliburton)水下释放塞固井方法(Sub-Surface Release Plug Cementing Method 简称SSR)见图6-18所示。
(1)SSR系统组成:①上、下注水泥胶塞联合体;②压力平衡阀;③钻杆胶塞(释放上胶塞);④释放球(释放下胶塞);⑤钻杆水泥头。
(2)操作方法:①将固井上、下胶塞联合体与压力平衡阀连接好以后装在钻杆的下部直接下入套管头以下的套管内, 将钻杆水泥头接在井口送入管柱的顶部。
图6-18 哈里伯顿水下释放塞固井方法释放球和钻杆塞同时装在钻杆水泥头里;(Sub-Surface Release Plug CementingMethod)②注水泥前投球, 让其通过钻杆坐入下胶塞的球座上, 开泵增压使下胶塞脱离胶塞联合体;③注完水泥后, 投放钻杆胶塞, 驱除钻杆内水泥,当它到达上胶塞后, 泵压上升释放上胶塞,通过上胶塞顶替水泥浆直到碰压。
2. BJ水下注水泥系统(Subsea Cementing System)(1) 系统组成(见图6-19):上、下胶塞联合体;（2）下入工具总成;③释放球;④钻杆胶塞;⑤钻杆水泥头。
(2) 操作方法:①将上、下胶塞联合体装在下入工具的下部;②将下入工具装在钻杆的底部, 并用钻杆送入套管头以下的套管内;③注水泥前投球, 让其通过钻杆坐入下胶塞的球座上, 开泵增压使下胶塞脱离胶塞联合体;④注完水泥后, 投放钻杆胶塞, 驱除钻杆内水泥, 当它到达上胶塞后, 提高泵压释放上胶塞,通过上胶塞顶替水泥浆直到碰压。
(5)释放上、下胶塞所需泵压见表6-34。
水平固井技术的国内外发展探究
水平固井技术的国内外发展探究对国内外水平井固井工艺技术进行了全面、细致的调研,介绍了国外水平井和大斜度井固井工艺,可供现场工程技术人员借鉴,以提高国内水平井固井工艺技术和整体效益。
标签：水平井固井;关键技术;进展固井作业是油气井钻井工程中最重要的环节之一,水平井(大斜度井)固井技术由于水泥浆顶替问题等因素影响而与直井有很大的差异,固井成功率低且费用高,长水平段固井更是高难度作业。
在水平井技术发展初期,国外采用后期射孔完井的水平井很少,对大斜度井和水平井固井的研究不多。
但为了持续发挥水平井的综合经济效益,很多石油公司和专业固井公司开展了技术攻关,已形成了一套提高大斜度井和水平井固井质量的设计和施工新技术,研制了相关的技术装备。
1 国内水平井固井新技术1.1 套管漂浮技术在渤海湾的6口大位移延伸钻井后固井的成功作业,说明了大位移延伸段(311.15井眼)固井的关键技术——套管漂浮技术,即用“盲板浮鞋+漂浮接箍”实现套管漂浮;用双弓扶正器保证套管居中、减少下套管的摩阻;用滚轮扶正器降低界面摩擦系数;用Cem SAIDS固井仿真软件进行摩阻预测。
为提高顶替效率,保证固井质量,采用双速替钻井液技术,实现紊塞流上返;采用海水顶替液,实现套管的浮力漂浮。
1.2 水平井固井油气层保护技术以前在用244.5技术套管固井时,油层已打开,水泥对油层污染严重,而且固技术套管时未采取油气层保护措施,产量较直井提高不明显。
为解决此问题,国内研究使用了244.5技术套管固井油气层保护技术,使平均单井原油产量提高142%,取得了较好的效果。
改进后的水泥伞—分级箍两级注水泥防漏固井工艺,分两级固井。
一级封固,先固水泥伞以上30m,凝固后再用打开式分级箍进行二级固水泥到井口。
水泥伞的优点是,防止水泥浆直接冲击油气层,达到防止压漏地层、保护油气层的目的。
在施工的8口井中均取得较好的效果。
2 国外水平井固井工艺技术HALIBURTON和EXXON公司对水平井固井提高钻井液顶替效率总结了一系列的措施:如:对于井斜角在45°以上的井眼,为满足钻井液悬浮岩屑的要求,钻井液的屈服值应达0.75-1.5kg/100m2。
中深层水平井双漂浮下套管关键技术
◄钻井完井►doi:10.11911/syztjs.2023053引用格式：张新亮，金磊，张瑞，等. 中深层水平井双漂浮下套管关键技术[J]. 石油钻探技术，2023, 51（6）：57-63.ZHANG Xinliang, JIN Lei, ZHANG Rui, et al. Key technologies for casing running with double floating collars in middle and deep horizontal wells [J]. Petroleum Drilling Techniques ，2023, 51(6)：57-63.中深层水平井双漂浮下套管关键技术张新亮， 金 磊， 张 瑞， 张冠林， 冯丽莹（中石化石油工程技术研究院有限公司，北京 102206）摘 要: 针对中深层水平井油层套管下入摩阻大、常遇阻，常规机械式漂浮接箍结构和操作复杂及多个漂浮接箍串联使用风险高的问题，从提高漂浮下套管工具的性能、可靠性和管串通过性等方面入手，研制了随通式漂浮接箍和偏心自旋转承压浮鞋，优选了整体无焊缝弹性扶正器和弹浮式浮箍等关键工具，建立了摩阻系数和漂浮接箍位置确定方法，并制定了漂浮下套管的技术措施，形成了适应于中深层水平井的双漂浮下套管关键技术。
中江气田9口水平井应用了该技术，套管均安全下至设计井深，漂浮下套管工具承受液柱压力最高达62.5 MPa ，漂浮长度最长1 811 m 。
研究和现场应用结果表明，双漂浮下套管技术可以解决中深层水平井油层套管下入困难的问题，为中深层水平井油层套管下入提供了一种新的技术方法。
关键词: 漂浮接箍；浮鞋；套管扶正器；摩阻系数；下套管；水平井中图分类号: TE256+.2 文献标志码: A 文章编号: 1001–0890（2023）06–0057–07Key Technologies for Casing Running with Double Floating Collars in Middle andDeep Horizontal WellsZHANG Xinliang, JIN Lei, ZHANG Rui, ZHANG Guanlin, FENG Liying(Sinopec Research Institute of Petroleum Engineering Co., Ltd., Beijing, 102206, China )Abstract: There are problems of excessive drag and restriction while running production casing into medium and deep horizontal wells. In addition, the conventional floating collar has a complex structure and complicated running procedure, and multiple floating collars in series have high risk. In order to improve floating collars' performance,reliability, and the pipe string trafficability of casing running, the immediate rupturing disc floating collar and eccentric self-rotating pressure bearing float shoes were developed, and key tools such as integral non-weld centralizer and elastic floating collar were selected. The determination method for drag coefficient and position of drag floating collar was established, and the technical procedure of casing running with floating collar were created, forming the key technologies for casing running with double floating collars suitable for middle and deep horizontal wells. The technologies have been successfully applied in nine horizontal wells in Zhongjiang Gas Field, and the casing was safely run to the designed depth. The maximum liquid column pressure bearing of the floating collar is 62.5 MPa, and the maximum floating length is 1 811 m. The results of research and field application show that the casing running technologies with double floating collars can solve the problem of difficult casing running in middle and deep horizontal wells and provides a new technical method for casing running in middle and deep horizontal wells.Key words: floating collar; floating shoe; casing centralizer; drag coefficient; casing running; horizontal well为提高致密油气藏、低渗透气藏、稠油油气藏及页岩气藏等非常规油气藏的开发效果，国内外广泛采用了大位移井和长水平段水平井等技术[1-4]。
套管漂浮技术在海洋钻井中的应用!!!
套管漂浮技术在海洋钻井中的应用陈建兵 安文忠(渤海石油实业公司钻完井中心,天津塘沽 300452) 马 健(中原石油勘探局钻井三公司,河南濮阳 457001)摘要 套管漂浮技术主要应用于大位移延伸井和水平井中,它是在套管柱下部封闭一段空气或低密度钻井液,使套管柱在大井斜段处于漂浮状态,以降低下套管摩阻。
主要介绍了套管漂浮工具的结构和工作原理以及漂浮技术在国内几个海洋油田钻大位移延伸井和水平井中的应用情况。
主题词 海洋钻井设备 大角度斜井 水平井 (套管漂浮) 接箍 技术作者简介 陈建兵,1969年生。
1992年毕业于石油大学(华东)钻井工程专业,现任钻完井中心主任、钻井总监。
安文忠,1973年生。
1997年毕业于大庆石油学院钻井工程专业,钻完井监督。
在边际油田或薄油层油田的开发中,大位移延伸井和水平井起到了十分重要的作用。
钻大位移延伸井和水平井需要许多创新的钻井技术,套管漂浮技术就是其一。
大斜度井中的高摩阻造成技术套管下入困难,套管漂浮技术是利用套管柱下部封闭的一段空气或低密度的钻井液,增大套管柱在井内钻井液中的浮力,从而达到减小摩阻的目的。
由于受空间的限制,海洋钻井多采用大位移延伸井和水平井开发边际油田或薄油层油田。
以下就套管漂浮技术在国内几个海洋油田的应用作一简单论述。
一、套管漂浮技术原理套管漂浮组件包括漂浮接箍、止塞箍、盲板浮鞋以及与之配套使用的固井胶塞等。
盲板浮鞋和止塞箍接在套管串的最下端,中间隔2～3根套管。
漂浮接箍安装在套管串中部,漂浮长度就是盲板浮鞋与漂浮接箍之间的套管长度,套管漂浮就是通过在这段套管内封闭空气或低密度钻井液实现的。
如果为空气充填,下套管过程中漂浮接箍以下不需要灌钻井液;如果为低密度钻井液充填,则下套管过程中在漂浮接箍以下灌低密度钻井液。
套管漂浮在井眼内的管柱结构,见图1。
目前,国内海洋钻井主要使用戴维斯(Davis )和哈里巴顿(Halliburton )这两家公司的套管漂浮组件。
漂浮下套管技术在浅层页岩气水平井中的应用及优化
1 阳 102H1-2
2 020
900
2 020
2 007.40
961.67
2 阳 102H1-6
2 390
900
2 039
2 379.86
966.00
3 阳 102H3-1
2 435
1 100
2 435
2 424.00
1 175.00
4 阳 102H5-5
2 640
755
2 640
2 637.60
1 472.00
5 阳 102H15-1 2 358
916
2 375
2 358.00
1 031.09
6 阳 102H26-5 2 765
900
2 765
2 743.81
1 360.61
7 阳 102H3-2
2 270
1 030
2 250
2 256.06
1 050.00
8 阳 102H1-7
2 110
Application and optimization of floating casing running technology in shallow shale gas horizontal wells
JIAO Yajun, CHEN Anhuan, HE Fangyu, BIAN Weikun, HUANG Jianhua, PENG Yunhui, ZHAO Yueqi, KOU Xianfu
基金项目 ：国家科技重大专项“昭通页岩气勘探开发示范工程”（编号 ：2017ZX05063）、中国石油天然气集团有限公司重大现场试 验项目“昭通示范区页岩气钻采工程技术现场试验”（编号 ：2014F-4702）。
内插法固井
（二）插入法固井工艺插入法固井工艺一般用于大直径套管固井，是用下部连接有浮箍插头的小直径钻杆插入套管的插座式浮箍（或插座式浮鞋），与环空建立循环，用水泥车通过钻杆向套管外环空注水泥。
采用该工艺注水泥能减少水泥浆在套管内与钻井液的掺混，缩短顶替钻井液时间，同时水泥浆可提前返出从而减少因附加水泥量过大而造成的浪费和环境污染。
1. 插入法固井工艺流程插入法固井工艺套管结构为：插入式浮鞋+套管串（也可以为：引鞋+1根套管+插入式浮箍+套管串）。
钻杆串结构为：插头+钻杆扶正器+钻杆串。
插入法固井工艺流程:注入前置液→注入水泥浆（见图）→替入钻井液（替入量比钻杆内容积少0.5m3）→放回压检查回压凡尔是否倒流→上提钻杆循环出多余的水泥浆（见图）。
下入钻杆,插头插入插座, 注入水泥浆替泥浆结束,起钻循环2．插入法固井的有关计算（1）套管串浮力计算大直径套管固井一般是表层套管固井，要求水泥返出地面，固井施工后，管外环空全部为水泥浆。
为了保证套管不被浮起，套管串所受的浮力Ff必须小于套管串的重量Gt。
套管串所受的浮力Ff的计算公式：Ff = SwHρsg×10-7 (1)式中 Ff—套管串所受的浮力，kNSw—套管外截面积，cm2H—浮箍深度，mρs—水泥浆密度，g/cm3g—重力加速度。
套管串重量Gt的计算公式：Gt = qH×10-3+ SnHρng×10-7 (2)式中 Gt—套管串重量，kNq—每米套管重量，N/mH—浮箍深度，mSn—套管内截面积，cm2ρn—套管内泥浆密度g/cm3g—重力加速度。
要保证套管串不被浮起，需满足Gt ≥Ff。
若计算后Gt≤ Ff，必须加重钻井液，即加大ρn 的值，以提高套管串的重量Gt，使Gt≥Ff后方可施工。
因此，必须进行钻井液“临界密度”ρmin的设计。
“临界密度”是指替钻井液结束时，套管串所受的浮力Ff 与套管串的重量Gt相等时套管内钻井液的密度。
固井作业
测定“稠度-时间”曲线，当稠度达到100Bc时的时 间。Bc为稠度单位。 影响因素：水灰比；温度与压力；外加剂
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二、油井水泥的物理性能
水泥浆的稠化时间
稠度
时间
25
二、油井水泥的物理性能
3. 水泥浆失水
7——水泥浆 8——隔离液 9——钻井液
6
概述
4、固井目的
封隔易塌、易漏等复杂地层，保证钻井顺 利进行 封隔油气水层，建立油气流出通道，防止 产层间互窜 进行增产措施 安装井口
7
概述
5、固井内容
套管与下套管 水泥与注水泥
8
概述
6、对固井质量的要求
套管有足够的强度
能承受井下各种外力作用，抗 腐蚀、不断、不裂、不变形
2、工艺介绍 下套管 注水泥 候凝 检测评价
2
概述
3、固井工程的步骤
下套管 ➢ 套管由接箍和本体组成。 ➢ 套管柱由单根套管+浮箍+引鞋
图7-1 单根套管示意图 1——接箍 2——套管本体
3
概述
3、固井工程步骤
注水泥 ➢ 下完套管之后，把水泥浆泵入套管内，再用钻井液把水泥浆 顶替到管外环形空间设计位置的作业称之为注水泥。
10
第一节 油井水泥
11
一、油井水泥
1. 油井水泥级别和类型 目前国内外使用的油井水泥主要是硅酸盐水泥，是由水 硬性硅酸钙为主要成分，加入适量石膏和助磨剂（或是
加入适量的石膏或石膏和水），磨细制成的产品。
➢ 水泥浆：干水泥与水（经常还要加入外加剂）混合 而成的浆体称为。
➢ 水泥石：水泥浆凝结硬化后形成 ➢ 水泥环：在井下环形空间中的水泥石
漂浮下套管工艺技术介绍
bow my thanks
北京市朝阳区酒仙桥路14号兆维大厦5F 86-10-58671130 86-10-58671120 zhang.hulin@ http//:
三、漂浮下套管施工案例
某井完钻井深3604.44m，闭合位移1200.86m， 水平段长932.50m，完钻垂深2558.94m，井底 压力31.73MPa。
三、漂浮下套管施工案例
某油田2个区块同类井型下套管时间对比，漂浮下套管可缩短下套管时间。 下套管时效对比表
井号 某1 完钻井深 （m） 1254.00 完钻垂深 （m） 423.38 完钻位移 （m） 955.87 下套管工艺 漂浮工艺 下套管用时 12小时 节约时间
一、漂浮下套管工艺技术
二、漂浮下套管解决的问题 1、套管安全下入 由于减小了水平段/斜井段的下入摩阻，相对增加了井口载荷，利于 套管安全下入，同时也缩短了下套管时间，降低了施工风险。 2、提高固井质量 由于减小了套管下入摩阻，可以安装更多的扶正器，保持套管在水 平段/斜井段井眼内的居中，有利于提高固井质量。
二、漂浮下套管工艺关键措施
半刚性扶正器
特点： 具有刚性扶正器的扶正能力, 又有弹性扶 正器的变形特点； 中空扶正条，在缩径或遇阻井眼内扶正条 可变形缩小，通过性强； 圆滑过渡的扶正条，减少刮削井壁、嵌入 地层的风险； 螺旋式分布的扶正条，在360 度范围内互 相重叠，居中度固定。
三、漂浮下套管施工案例
某井完钻井深2501.00m、造斜点深487.00m、垂深
1009.61m、闭合位移1522.44m、水平段长1117、
最大井斜角92°在测深1916.79m，最大全角变化率 9.41 /30m在测深1346.41处，造斜井段扭方位 108.70°(268.89°~160.19°)。
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2380
2378
+244.5mm套管1根+244.5mm浮箍+244.5mm 套管1根+244.5mm浮箍+244.5mm套管2根(上 单根母扣内放阻流环)+244.5mm套管+双公短
节+悬挂头+联顶节
139.7mm引鞋+139.7mm套管鞋
尾管 悬挂
3527
2228 ～
3525
+139.7mm套管1根+139.7mm浮箍+139.7mm 套管1根+139.7mm浮箍+139.7mm套管1根(母 扣内置网栏)+139.7mm套管2根+碰压总成
⑷、下套管之前应按《固井技术管理规定》中第7.2.3条规定将半 封心子更换为与所下套管外径相同的半封心子。为安全下套管、固井施 工作好准备；套管头两侧的闸阀应转换为2 1/2″或3″平式油管母扣。以 便连接钻井液回收管线。
⑸、防磨套取出后，应将套管头内冲洗干净，以保证套管悬挂头坐 放到位。
⑹、现场施工负责人和钻井队技术人员，应按固井施工设计和现场 办公会要求，对送井套管、附件、工具、器材等进行认真检查验收。钻 井队负责按入井顺序排列套管、外观检查、丈量长度、通内径、清洗丝 扣等，确保入井套管完好无损；钻井技术负责人对现场各入井工具及附 件进行检查，测绘草图并进行标注。
5.1总体施工方案
508.00mm导管深30m，采用常规方法固井，使用纯水泥浆，水泥浆 密度设计1.90g/cm3，水泥浆返至地面，封隔上部易塌地层。管串结构 设计为：引鞋+套管串。
339.7mm表层套管深500m，本开固井的特点是：环空容积大，顶替 效率差，防止浅表层水、气窜。采用常规方法固井，使用纯水泥浆，水 泥浆密度1.90g/cm3，水泥浆返至地面。为保证套管居中，提高固井质 量，设计每4根套管装一弹性扶正器。管串结构设计为：引鞋+2根套管 +浮箍+套管串。
2 低密度
30
低密度水泥浆
76
悬挂器 139.7+244.5mm
1
旋流刚性扶正
139.7mm
器
尾管 油基泥浆用固
井隔离液
139.7mm
124 常规密度
25
水泥浆
85
刚性扶正器 139.7mm
回接 乳化冲洗液 水泥浆
139.7mm
30
20常规密度ຫໍສະໝຸດ 455.6 扶正器安放一般原则
■339.7mm套管在下部4根套管各加1只弹簧扶正器。 ■244.5mm套管在下部5根套管各加1只弹簧扶正器，与339.7mm
⑺、套管送到井场后，不同钢级、壁厚的套管不能混合堆放；弄清 特殊扣型套管的丈量方法，确保套管长度准确。对于特殊扣型的套管清 洗时应卸下套管公母护丝，检查、清洁套管丝扣(公母扣)时，用溶剂和 非金属毛刷洗净套管丝扣、套管护丝螺纹脂，特别对金属密封面进行彻 底清洁并严格检查有无损伤；若发现金属密封面有变形、损伤者作好标 记，严禁入井。
优秀，满足后期生产测试要求。 3.4.2 固井难点 1. 水平井下套管很难顺利下至预定位置。
2. 水平井段套管难居中，造成固井水泥环厚度不均匀，对后期压裂测 试造成不利影响。
3.采用油基钻井液，钻井液含油高，水泥浆与钻井液相容性差，造 成井壁及套管清洗困难，胶结质量难以保证。
4.目的层为低孔低渗储层，均需要采取压裂增产措施，页岩气大型
压裂与分段压裂均对固井胶结质量、水泥石力学性能均提出了较高的要
求，在满足生产井段水泥浆胶结质量良好的前提下，要求水泥石具有高
强的弹性、韧性以及耐久性。
3.4.3 主要技术对策
1.下套管前制定合理的通井措施，保证套管的顺利下入；
2.合理设计扶正器安放位置，保证套管串居中度；
3.针对本开使用油基钻井液，采用基油、高密度冲洗液、冲洗水泥
⑵、保证井壁稳定，防止垮塌；若井漏，必须堵漏，以提高地层的
承压能力；按要求储备钻井液；固井水罐应清洗干净，不能刺漏和互 窜，应有防雨设施；固井用水的水质和数量应符合固井施工设计要求。
⑶、按《固井技术管理规定》中第14条规定的钻具组合分步认真通 井，努力消除严重狗腿，使井眼轨迹平滑；通井使用的稳定器必须符合 《固井技术管理规定》14.5条要求；最后一次通井到底循环带干净井内 岩屑后，应调整好钻井液性能，通井起钻时按规定坚持灌满井筒钻井 液，保证井壁稳定。
4. 水平井段套管难居中，造成固井水泥环厚度不均匀，对后期压裂测 试造成不利影响。
3.采用油基钻井液，钻井液含油高，水泥浆与钻井液相容性差，造 成井壁及套管清洗困难，胶结质量难以保证。
4.目的层为低孔低渗储层，均需要采取压裂增产措施，页岩气大型
压裂与分段压裂均对固井胶结质量、水泥石力学性能均提出了较高的要
+139.7mm套管+尾管悬挂器+送入钻杆
YS108-H01井固井施工主要技术方案
1、基本情况
勘探项目 页岩气昭通产业化示范区项目
井号
YS108-H01 井
井 别
开发井
井型
水平井
地理位置
四川省宜宾市珙县上罗镇石柱村二组/一组交界处旱 坡地
构造位置
四川台坳川南低陡褶带南缘罗场复向斜建武向斜西 翼
设计目的层 龙马溪组-五峰组兼探乐平组 位
设计完钻层 位
龙马溪组
实际完 钻层位
龙马溪组
2、井身结构
序
钻
头
号 规格(mm) 钻深(m)
套
管
规格(mm) 下深(m) 封固井段(m)
1 660.4
30
508.0
30
0~30
2 444.5
500
339.7
498
0~498
3 311.15
1562
244.5
1559
0~1559
4 215.9
4070
139.7
浆柱结构设计
基油+高密度冲洗液+冲洗水泥浆+防气窜塑性水泥浆
3.5 尾管回接固井
139.7mm套管尾管固井，选用塑性膨胀水泥浆体系，调整好水泥浆性
能，做到零析水。水泥浆密度设计1.90g/cm3，施工水泥浆返至地面。
管串结构设计为：回接插头+套管+节流浮箍+套管串+双公短节+心轴悬
挂器+联顶节+水泥头。
浆三级冲洗工艺保证井眼清洗效果；
4.使用双凝水泥浆柱结构，提高裸眼段封固质量，防止油、气、水
窜；
3.4.4 固井方案
管串结构：浮鞋+1根短套管+浮箍+套管串+压差滑套+套管串（带投
球滑套）+变扣接头+套管串+联顶节
扶正器安放位置
0—1550m，使用刚性扶正器，1个/4根套管
1550—井底，使用弹性扶正器，1个/3根套管
套管重合段下部和井口各加1只弹簧扶正器。 ■139.7mm套管段按固井施工设计执行。 ■套管扶正器具体安放必须根据钻井具体情况和固井施工设计要求 进行合理调整。
5.7 固井施工及重点要求
参与施工的各单位应按川庆钻探工程有限公司、西南油气田分公司 共同制定的《固井技术管理规定》（2009年7月27日颁布）要求执行。 5.7.1 固井前准备工作
⑽、井下作业公司为钻探公司提供质量可靠的工具和套管串附件。 包括：套管引鞋、套管鞋、浮箍、扶正器、碰压总成、悬挂器、上下胶 塞、丝扣粘接剂等。
⑾、井下作业公司负责按固井施工设计和现场办公会要求，准备好 水泥车、水泥储灰罐、水泥浆混拌装置、仪器仪表车、水泥头、注水泥 管汇、供水和回收泥浆管线、供水泵及分配器等装备。施工设备及管汇 在家必须按相关标准检查好，方能上井；固井水罐的闸门、管线、罐体 不能有漏液现象，循环泵，增压泵必须满足固井施工要求；严格按要求 完成固井配液、水泥大样复查和设备准备等固井各项准备。
244.5mm技术套管下深1548m，采用常规固井方法固井，考虑到地 层压力低，井眼可能发生漏失，水泥浆密度设计1.50g/cm3，水泥浆返 至地面。为保证套管居中，提高固井质量，设计每4根套管装一弹性扶 正器。管串结构设计为：浮鞋+2根套管+浮箍+1根套管+浮箍+套管串。
3.4 139.7mm油层尾管固井 3.4.1 固井方法及质量目标：采用尾管固井工艺，封固三开裸眼井段， 防止气、水窜，水泥浆返至回接筒以上200m，固井质量达到合格，力争 优秀，满足后期生产测试要求。 3.4.2 固井难点 3. 水平井下套管很难顺利下至预定位置。
1.18.7 套管串结构数据表
套管
斜深
套管下 深
程序 m m
套管串结构
表层 套管
490
339.7mm引鞋+339.7mm套管鞋
488
+339.7mm套管1根+339.7mm浮箍+339.7mm 套管2根(上单根母扣内放阻流环)+339.7mm套
管+联顶节
244.5mm引鞋+244.5mm套管鞋
油层 套管
4020
1348~4020
5
回接
139.7
0～1348
3、工程概况及工程施工方案
3.1 508.00mm导管深30m，采用常规方法固井，使用纯水泥浆，水泥 浆密度设计1.90g/cm3，水泥浆返至地面，封隔上部易塌地层。管串结 构设计为：引鞋+套管串。 3.2 339.7mm表层套管深500m，本开固井的特点是：环空容积大，顶 替效率差，防止浅表层水、气窜。采用常规方法固井，使用纯水泥浆， 水泥浆密度1.90g/cm3，水泥浆返至地面。为保证套管居中，提高固井 质量，设计每4根套管装一弹性扶正器。管串结构设计为：引鞋+2根套 管+浮箍+套管串。 3.3 244.5mm技术套管下深1548m，采用常规固井方法固井，考虑到地 层压力低，井眼可能发生漏失，水泥浆密度设计1.50g/cm3，水泥浆返 至地面。为保证套管居中，提高固井质量，设计每4根套管装一弹性扶 正器。管串结构设计为：浮鞋+2根套管+浮箍+1根套管+浮箍+套管串。 3.4 139.7mm油层尾管固井 3.4.1 固井方法及质量目标：采用尾管固井工艺，封固三开裸眼井段， 防止气、水窜，水泥浆返至回接筒以上200m，固井质量达到合格，力争