提高技术套管与生产套管固井
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。
石油工程技术 井下作业 φ140mm套管修复加固技术案例
φ140mm套管修复加固技术案例中原油田自1979年投入开发以来，已有停产井1300多口，主要体现在：部分油水井投产后井下套管出现变形、缩径、断裂、正常大修手段无法解决。
采用修套技术其周期短、费用低。
于1997年初对濮2-XX井、濮1-XX井进行了现场试验，修复、悬挂一次成功。
1套管修复对于套管损坏井的修复，目前国内外还没有成熟的工艺技术，中原油田在深入细致的研究中摸索出一套扩铣、加固工艺技术及工具。
1.1巧工具的选择1.1.1高效复合铣锥它是一种高效扩铣套管工具，通过工具本体上的刀片扩铣套管，耐磨性好，单只铣锥能扩铣20～30m，切削套管均匀，但在施工中发现易产生套管劈条。
在几口井的实验中对工具进行了多次改进，扩铣效果、水眼尺寸等基本上能满足施工需要。
濮2-XX井套管在2557.2m处变形至少65mm，先下φ116mm x0.4m高效铣锥40h扩铣8.94m，平均扩铣速度0.22m/h，后下φ118mmx0.92m高效复合铣锥，将变形段套管修整光滑。
濮1-XX井变形段为2306～2309m、2330～2333m、2339～2343m三段。
先下φ116mm高效铣锥，从2286m划眼至2306m，再扩铣至2309m，历时15h，后下φ118mm高效铣锥从2306m划眼至2330m，再扩铣至2333m，历时24h，又下φ118mm高效复合铣锥从2331m扩铣至2391m通道打开。
1.1.2系列不同直径的尖铣锥它为一组合体，分三段。
上部两段为刀片，下部为YD合金（为易损件），每段能单独使用，套管缩径严重时能较好地防斜开窗。
1.1.3螺旋铣锥该工具从铣锥外形及刀片的排列方式作了重大的调整。
所有刀片整体排列成螺旋形，而单只刀片的排列也顺序成螺旋形状。
它综合了以上铣锥优点，切削原理更为先进。
1.2防斜在套管缩径段扩铣时，很容易以变形点为支点使工具轴线远远偏离井眼轴线即钻斜角增大，再继续扩铣时形成窗口，从而导致修套失败。
套管固井施工技术
套管固井施工技术摘要：结合某井身结构及套管程序，围绕固井目的及固井施工要求，从套管下入困难、存在漏失风险、影响顶替效率，以及水泥浆技术等方面分析了固井技术难点，重点从下套管、防漏失、提高顶替效率和防气窜水泥浆等方面提出了针对性的解决对策，以为固井施工提供技术支撑与借鉴。
关键词：固井施工；固井技术；探讨某井采用双凝水泥浆体系，单级正注固井工艺，水泥浆返至1200m。
该井开钻进正常，未出现漏失、卡钻等异常情况。
该井固井目的是封固裸眼井段，为顺利完成压裂改造创造有利条件。
该井固井方法采用Φ139.7mm套管单级固井，采用2.12g/cm3防气窜水泥浆领浆和1.90g/cm3防气窜弹性膨胀水泥浆尾浆的水泥浆体系。
本文拟对该井Φ139.7mm套管固井施工关键技术作一探讨，以为同类型井固井施提供技术参考。
1井身结构及套管开次钻头尺寸井深mm m套管尺寸下深mm m一609.6194508192.46二406.4189 2339.71889. 98三311.2329 9244.53297. 90四215.95636139.756342固井技术难点2.1套管下入困难本井为大位移水平井，水平位移长达1883.76m，水平段较长以及高摩阻、井眼沉砂等提高了套管下入难度。
2.2存在漏失风险本井固井过程中环空液柱压力增加，水泥浆黏度、密度增加，有可能发生漏失。
2.3影响顶替效率水平段套管居中困难，套管在造斜段极易贴在井壁上；油基钻井液完钻后，需要大量的冲洗液和隔离液去冲洗井壁油泥饼，并恢复其水润性，达到润湿反转，来提高井壁二界面的胶结质量；井斜大，水平段长，钻井过程中易形成的不规则井眼和岩屑床[2]，严重影响水泥浆的顶替效率。
2.4水泥浆技术难点该井一次性封固井段长，水泥浆量大，注灰时间长，上下温差大，对水泥浆综合性能要求高；目的层为低孔低渗的页岩气储层，固井施工结束后需采取大型压裂增产措施，对固井胶结质量提出了更高的要求，在满足水泥浆胶结良好的前提下，还要求水泥石具有较强的弹韧性。
吉林油田枯竭型气藏储气库固井技术
科技与创新｜Science and Technology & Innovation2024年第02期DOI：10.15913/ki.kjycx.2024.02.024吉林油田枯竭型气藏储气库固井技术贾聚全（吉林油田公司钻井工艺研究院，吉林松原138000）摘要：地下储气库运行时井筒需要承受注采交变载荷，对一次固井质量及水泥石长期性能要求高。
枯竭型气藏储气库固井施工过程中存在漏失、井筒封闭困难、注采管柱要求高等技术挑战。
为保障储气库长期安全运行，从分析储气库井井口带压原因出发，通过优选韧性材料和韧性水泥浆体系、采用凝胶堵漏技术、优化固井施工参数等措施，保障了吉林油田双坨子储气库一期工程3口先导试验井各层次套管固井水泥浆一次返地面，固井质量合格率为100%，固井胶结平均优质率达到75.03%。
关键词：储气库；韧性水泥；凝胶堵漏；顶替效率中图分类号：TE37 文献标志码：A 文章编号：2095-6835（2024）02-0088-03当前国家将油气储运的重点工程作为油气工作的重点事项，其中吉林双坨子储气库为在建储气库重点工程之一。
双坨子储气库分2期建设，一期工程涉及新钻井3口，其中泉三段1口定向井（坨库X1）、泉一段1口水平井（坨库X2）和1口直井（坨库X3）。
要保证储气库井的长期安全运行，不发生天然气泄漏等严重事故，首先要确保套管及环空水泥环长期有效密封。
从分析储气库井井口带压原因出发，针对性采取预防措施，才能保证储气库井筒密封的完整性。
1 储气库井井口带压原因分析及预防带压措施分析各储气库建设和运行情况，储气库井环空带压主要原因如下：①油管和套管泄漏。
由封隔器密封失效或内管柱螺纹丝扣连接差等情况引起。
②固井时钻井液顶替效率差。
提高顶替效率是保证层间封隔和防止环空带压问题的一项重要措施，防止环空带压的第一步就是要提高固井时的顶替效率。
③水泥浆设计不合理。
水泥浆的性能除满足施工要求外，还要考虑水泥石（如杨氏模量、泊松比等）的力学性能由于井下温度、压力、应力变化能否满足长期封隔的需要。
毛坝501—1H井生产套管固井技术实践认识
毛坝501—1H井生产套管固井技术实践认识毛坝501-1H井位于四川省达州市宣汉县毛坝镇十一村九组，是一口中石化普光分公司布置在四川盆地川东断褶带大湾-雷音铺背斜带毛坝构造带的双靶水平开发井。
设计井深5467.05m（垂深3879m），目的层为下三叠统飞仙关组。
本次固井目的：封固好三开裸眼井段及套管重叠段，为后期试采创造良好的井眼条件。
标签：三开固井；三凝双密度水泥浆；顶替效率；防漏防窜1 井身结构2 固井难点分析2.1下套管难点本井是大斜度井，井斜较大（最大井斜54.9°），穿越嘉陵江膏层、飞仙关气层等层位，如何保证套管顺利下到位并且居中是本次施工的难点之一。
2.2 水泥浆设计难点①井斜较大，水泥浆析出的自由水容易在井眼高边积聚形成通道，造成窜槽。
②水泥浆在大斜度井段凝固时，由于重力作用，水泥浆易发生沉降，造成上侧的水泥石强度低，渗透率高。
2.3 提高顶替效率难点①套管居中困难，在拉力和自重作用下，大斜度井段套管与上下井壁大面积接触，套管偏心严重，窄边钻井液很难被隔离液和水泥浆顶替出来，影响封固质量。
②钻井液中的重晶石和岩屑在井壁低边沉淀不易携带出来，影响水泥环胶结质量。
2.4 防漏和防气窜困难①本井固井段在钻进过程中虽无严重漏失现象，但固井时井眼会承受较大液柱压力，而本区域地层承压能力有限，所以防漏是本次固井的一个难点。
②本次固井井段的嘉陵江及须三段存在气层显示，固井过程中压稳以及候凝过程中防气窜是本次固井的另一个难点。
3 针对性固井技术措施3.1 井眼准备①测井提供详实的双井径、井斜、方位、井温、油气水层位置等数据。
②做地层承压试验，用密度1.75g/cm3的泥浆28L/s的排量循环两周不漏为合格。
承压实验过程中均匀提密度，每循环周提0.02-0.03g/cm3，加强坐岗液面监测，动态承压试验合格后，使用离心机降密度。
③强化钻具结构通井，双扶通井结构为：Φ241.3mm牙轮钻头+Φ236mm螺旋扶正器+Φ177.8mmDC*9m+Φ236mm螺旋扶正器+Φ177.8mmDC*45m+Φ127mmHWDP*5柱。
固井名词解释
］井名词解释1.固井：在井内下入一定尺寸的套管，并在井壁与套管环空注入水泥的工艺流程。
2.固井质量：固井结果满足固井目的的程度。
3.低返：环空实际水泥面未达设计深度。
4.套管程序：一口井下入的套管层数、类型、直径及深度等。
5.表层套管：用于封固上部浅气层、坍塌层和流沙层，安装井口装置及悬挂依次下入的各层套管的套管。
6.技术套管：用于封隔不同的压力层系、封隔易坍塌及漏失层等技术复杂层位的套管。
7.生产套管：为生产层建立一条牢固通道、保护井壁、满足分层开采、测试及改造作业而下入的最后一层套管。
8.尾管：用于裸眼井段，乎悬挂在上层套管上而又不延伸到井口的套管。
9.套管强度：指套管承受外载能力的总和（包括抗挤强度、抗内压强度和抗拉强度）。
10.套管柱：由不同钢级、壁厚、材质和螺纹的多根套管所连接起来下入井中的管柱。
11.前置液：为提高水泥浆顶替钻井液的效率，在钻井液与水泥浆之间注入的一段“液体”。
12.注水泥：通过专用设备将一定密度的水泥浆注到井内的过程。
13.压胶塞：当注入的水泥浆数量达到设计要求时，将胶塞压入井内的过程。
14.替钻井液：用顶替液推动胶塞，将套管内的水泥浆替到套管外的环形空间的过程。
15.碰压：当顶替液量达到套管串浮箍以上的容积时，胶塞座在浮箍上，使套管内压力突然升高的现象。
16.套管试压：为了验证套管串的密封情况而进行的压力试验。
17.敞压候凝：试压结束后，将管内的压力释放掉，等待水泥浆凝结的过程。
18.顶替量：常规套管固井时浮箍以上套管串的内容积。
19.水泥返深：环空水泥面在井下的深度。
20.分级箍：在分级注水泥时，装在套管预定位置具有开启和关闭功能的特殊接箍。
21.浮箍：用于控制胶塞的下行位置并防止水泥浆倒流的装置。
22.浮鞋：引导套管柱顺利入井，减少下入阻力并防止钻井液倒流的装置。
23.尾管悬挂器：用来将尾管悬挂在上一层套管底部并进行注水泥的特殊工具。
24.水泥伞：装在套管下部防止水泥浆下沉的伞状物。
固井时套管提升原理及计算方法
固井时套管提升原理及计算方法
在固井作业中，泵入水泥和替置液可以提起套管，有些人称之为泵起井。
这种情况可能发生，原因如下：
z套管柱较轻
z套管直径较大
z水泥密度较高
z替置液密度较轻
z高套管环空压力损失
z由于桥塞使得高压圈闭在环空内。
在固井时套管是如何被提升的？
1）在静止情况下
由于液柱静压力不平衡，套管能被液柱提出井眼，为了更好的理解，可参考下图。
你可以写下如下数学等式。
∆F = (Wc+Wdf) – (HPann x A)
其中:
Wc = 套管重量
Wdf = 顶替液重量
HPann = 套管环空中的静液柱压力
A = 套管横截面积
注: 此等式忽略了摩擦力及浮力
如果你有负压阀，套管可能会提出井眼。
2）在动态情况下
在泵入时，你要考虑泵入压力，因为此液柱压力也作用于套管的横截面上。
此时，等式变为∆F = (Wc+Wdf) – (HPann x A + Ppump x a)其中:
Wc = 套管重量
Wdf = 顶替液重量
HPann = 套管环空中的静液柱压力
a = 套管内的横截面积
Ppump = 泵入压力
A = 套管的横截面积。
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。
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中原固井公司西南项目部Southwest project of zhongyuan cement company
一、面临的主要技术难题
环空带压原因分析
1、技术套管水泥环完整差 截止目前共施工99口井，采用正注反挤井有88口井，共占88.9%，但
仅有两口井实现了对接，其余均有段空，最大空段长达800m
二、提高固井质量的主要对策
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二、提高固井质量的主要对策
高强低密度密度韧性水泥浆体系
抗压强度： 1.20g/cm3：11.59MPa/80℃,21 MPa,48h 1.30g/cm3：8.48 MPa/50℃,21 MPa,24h 1.35g/cm3：14.3 MPa/50℃,21 MPa,24h ρ1.21 全井1.30~1.40g/cm3水泥浆在东北龙凤山区块应 用8口井，合格率100%，优良率75%。 ρ1.22
二、提高固井质量的主要对策
3、固井工艺技术优化 ⑤ 根据环空液柱压力，分段设计固井施工注替排量，在水泥浆上返 至垂直井段前，使用大排量泵注，可以显著提高冲洗隔离液的冲洗效 率，通过增大循环摩阻方式增加垂直井段的液柱压力，实现低密度前 置液在固井施工过程中对地层的动态平衡；在水泥浆上返进入垂直井 段后，降低施工排量，减少循环摩阻，降低漏失风险，增加水泥浆返 高，实现下部井段的有效封固。 ⑥ 根据水泥浆的静胶凝强度发展规律，逐步进行环空加回压，通过 环空持续补压保障水泥浆在失重过程中对下部地层的持续压稳。
排量考验井壁，为固井施工创造坚实井眼
② 根据实测承压参数，调整环空浆柱结构，实现施工结束后环空静态压稳 ③ 根据井眼情况，降低先导浆、冲洗隔离液的密度，降低静液柱压力，保证 水泥浆的返高 ④ 在冲洗前置液中加入纤维和超细碳酸钙，在水泥浆中使用防漏纤维，提高 入井浆体的预堵漏能力。
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汇 报 内容
面临的主要技术难题
提高固井质量的主要对策
结论与建议
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一、面临的主要技术难题
（一）、技术套管固井优良率低
采用φ311.2mm钻头钻至井深2200-3500m，下入φ244.5mm套管 。其中二叠系长兴组、茅口组、栖霞组存在浅层气，韩家店组恶性漏失 ，志留系坍塌压力和漏失压力差值小，井壁易失稳。 钻井采用强钻，不进行堵漏，强行下套管， 固井前大部分井不能 建立循环。 固井采用正注反挤工艺，该工艺能实现“穿鞋带帽”，仅能满足下 步开钻需求，但不能实现水泥环有效对接， 而且反挤井段由于冲洗不 彻底，导致第二界面固井质量较差，固井优良率不足40% 。
（3）采用密度低、强度相对高、粘度高、清洗泥饼效果好，密封
完整性好弹塑性好，压裂不易失效，可压缩性强（膨胀可有效填补 大井眼，维持液柱压力）的泡沫水泥浆；
（4）全井应用高强低密度密度韧性水泥浆体系，防止井漏；
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二、提高固井质量的主要对策
2、液硅防窜水泥浆体系 纳米液硅是通过特殊的处理工艺，将活性二氧化硅与水混合形成
的悬浊液，比表面积可达21m2/g，特点：
① 具有较好的表面活性，加入水泥浆中可降低析水， ② 纳米级颗粒加入可填充于水泥颗粒之间，提高水泥胶结强度，
（1）加大涪陵工区页岩气固井的投入是保证后期安全高效开发的保证
（2）良好的井眼条件是水泥环完整性的保障 （3）泡沫水泥浆与高强低密度密度韧性水泥浆能降低液柱压力，防止井漏 （4）液硅防窜韧性水泥浆能有效防止气窜，提高固井质量 （5）对于已经带压的井引进高弹性树脂胶类对井口带压井进行井口反挤
环空带压影响因素多，是世界性难题，而非固井一家能完全解决，建议加强 各研究院以及大专院校应开展相应的研究。
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一、面临的主要技术难题
（二）、环空带压情况严重
目前焦石坝工区所施工井截止2016年7月13日，在统计的222口井中 环空带压率达78.83%。
表层带压 135口井 比例：60.81% 技套带压 149口井 比例：67.12% 表层与技套同时带压 表层与技套同时不带压 107口井 比例：48.20% 47口井 比例：21.17%
无
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二、提高固井质量的主要对策
（三）、降低套管带压率
1、自主水泥浆体系应用取得初步成效 2015年7月底对焦石坝工区应用自主研制的弹韧性水泥浆，主要特点是 水泥石具有良好的弹性、韧性、强度以及具有自修复等特性，分段压裂 及后期开发过程中水泥环仍有一定的密封能力，现已将环空带压率降至 至54.55%，下降了24.28%
上下密度差0.03/cm3
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沉降稳定性试验
ρ1.19 ρ1.20
二、提高固井质量的主要对策
（一）、提高技术套管固井质量
（4）采用占环空段长600m的水基冲洗液对环空进行有效冲洗。
（5）应用泥饼固化技术。 （6）确定合适的技术套管的尾浆的返高，最大限度的防止技术套
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汇 报 内容
面临的主要技术难题
提高固井质量的主要对策
结论与建议
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三、结论与建议
面临的主要技术难题
提高固井质量的主要对策
结论与建议
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二、提高固井质量的主要对策
（一）、提高技术套管固井质量
（1）钻井发生漏失时，须有效堵漏，提高地层承压能力，为正常
固井提供良好的井眼条件； （2）针对压力窗口窄的井可采用双级固井工艺；
水泥石抗折强度测试
样品 编号 A-1 A-2 A-3 起裂 缝值 149N 140N 147N 断裂 峰值 322N 300N 330N 抗折 强度 2.0 MPa 1.87 MPa 2.06 MPa
B-1
B-2 B-3
155N
160N 146N
210N
215 N 198 N
1.3MPa
1.34 MPa 1.23 MPa
③ 防气窜性能极好，
④ 应用温度可达204℃
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二、提高固井质量的主要对策
顺南工区液硅防窜水韧性泥浆体系
API失水， ml 47 45 32 30 析水，ml 0 0 0 0 强度， MPa180℃×48h 17.8（顶部） 32.7 21(顶部) 30.2 六速旋转读数 300/286/190/91/11/9 300/287/195/93/12/10 261/149/113/61/5/3 265/151/114/63/6/4 稠化时间， min145℃×130MP a 450 240 364 182
未加弹性材料的水泥石
加有弹性材料的水泥石
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二、提高固井质量的主要对策
水泥石弹性模量测试
水泥浆 类型 弹性增韧 水泥浆体系 A-2 A-3 B-1 水泥净浆 B-2 7.8 7.9 11.8 11.6 11.7GPa 水泥 净浆 7.83GPa 样品 编号 A-1 弹性模量 （GPa） 7.8 平均值 水泥浆 类型 弹性增 韧水泥 浆体系
管外水泥环受到大型压裂的影响，尾浆的返高根据地层漏失压力、
浅层气的位置及三开时A点与技套鞋之间的距离确定合适的尾浆封 固段长。
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二、提高固井质量的主要对策
（二）、提高冲洗效率
防漏冲洗隔离液技术优化 采用中原自主的冲洗效率评价装置进行冲洗效率评价
2、大型压裂对水泥环的破坏 焦石坝最高压裂压力达110MPa，对水泥环产生微间隙，导致气窜
3、套管扣型
技术套管采用长圆，气密封能力差 4、套管头
套管头密封件损坏或套管耐压等级低
中原固井公司西南项目部Southwest project of zhongyuan cement company
汇 报 内容
中原固井公司西南项目部Southwest project of zhongyuan cement company
生产套管固井工艺技术优化
防漏冲洗隔离液技术优化
项目 优化前 优化后
清油剂加量% 加重材料
堵漏材料
20～35 单材料，单粒径
无
15～20 多材料，多粒径
纤维+超细碳酸钙 3%～5%
弹性油基吸附材料
中原固井公司西南项目部Southwest project of zhongyuan cement company