深井固井技术.
尾管固井技术及其设计应用浅谈
尾管固井技术及其设计应用浅谈
引言
固井技术是石油开采过程中十分关键的一项技术，它直接影响着油井的安全运行和有效产量。而尾管固井技术是固井技术中的一种重要方法，尤其在水平井和超深井的开采中应用较为普遍。本文将就尾管固井技术及其设计应用进行一些浅谈，以期对该技术有一个更深入的了解。
一、尾管固井技术概述
尾管固井技术是指在油井井筒内安装尾管并进行固井的一种方法。尾管是一根管道，通常安装在套管或井筒内，位于油井的井口以下，其主要作用是防止井筒附近地层的崩塌和保证油井的安全运行。而固井则是为了加固井筒，保障油井的安全和有效产量。
尾管固井技术的主要目的是防止井筒塌陷和井底垮塌，防止地层和井筒之间的污染，保障油井的安全运行。尾管固井技术还可以减小油井产量受到地层压力波动的影响，提高油井的有效产量。
二、尾管固井技术的设计原则
1.地层条件的分析
在进行尾管固井技术的设计时，必须首先对井下地层条件进行充分的分析。通过地层条件的分析，可以确定井下地层的类型、性质、稳定性等信息，为后续的固井设计提供重要依据。
2.尾管的选择
选择适合地层条件的尾管是尾管固井技术设计中的重要环节。尾管的选择应考虑地层压力、油井产量、井眼尺寸等因素，以确保尾管的质量和安全性。
3.尾管固井材料的选择
尾管固井材料的选择对尾管固井技术的成功实施起着至关重要的作用。通常采用的尾管固井材料有水泥、水泥浆等。在选择材料时，需要考虑其强度、耐蚀性、耐高温性等因素。
4.固井工艺的确定
固井工艺是尾管固井技术设计中的核心环节。在确定固井工艺时，需要考虑井下地层情况、尾管类型、固井材料等因素，以确保固井质量和效果。 5.尾管固井技术的安全性
尾管固井技术设计中的一个重要原则是要保障其安全性。在设计时，需要考虑尾管固井过程中可能出现的问题，并采取相应的措施来确保尾管固井的安全性。
川东北地区深井固井技术综述
造成井漏；井口和井底温差大，往往造成井口的水泥 浆不能正常凝固。同时，由于封固段有大量气层段存 在，压稳和防漏矛盾突出。于是，川东北使用了双级固 井工艺。在分级固井作业时必须做好“四要”：要合理 确定分级箍位置；要精确计算水泥用量和控制好水泥 浆密度：要在分级箍上下设计保护液；要有足够的分 级候凝时间。 ３）尾管及回接固井工艺 为了减少深井或长裸眼井全井下套管和固井的难 度，减少复杂性，川东北地区采用了尾管及回接固井 工艺。ＪＩｌ东北地区尾管及回接固井的关键是：重叠段 应有足够长度，一般在１５０～２００ｍ，并使水泥上返至悬 挂器以上１００～２００ｍ，以保证重叠段固井质量；大尺寸 （１０３］ ｉｎ）套管浮鞋上一根套管要割长１ＩＴＩ左右的旋流 孑Ｌ，防止由于套管重量大悬挂器打滑，浮鞋进入领眼 造成固井失败。 回接固井时要调整好回接管串长度，以利于井口 顺利坐挂，并保证回接插头处的密封质量；要安装套 管刮泥器，使套管下人过程中刮削黏附在套管壁上的污 物；要设计好冲洗液和前置液浆体系结构；要在注水 泥和替浆全过程中不断地上下往复活动套管柱，活动 范围控制在２ｍ以内；冲洗完后进行回插改为碰压后先 将插头插人两道密封圈后再冲洗（插头一共三道密封 圈），等冲洗完后再将最后一道密封圈插入。 ４）平衡压力固井工艺 就这一地区的地质情况而言，如果固井前井眼达 不到固井设计要求的承压能力，必须通过堵漏提高地 层承压能力，并采用合理的浆柱结构，以平衡压力。有 漏失层的井，可以进行先期堵漏；有高压气层的井，采 用双凝或多凝水泥浆体系：采用憋压候凝措施以避免 失重引起的窜槽；采用合理的施工排量，固井设计要 根据实际井眼情况，用固井软件模拟出合理的施工排 量，防止井漏的发生。 ５）反挤水泥固井工艺 川东北地区有的构造上部地层压力较低，表层和 技套钻井过程中漏失严重，地层承压堵漏后抗破能力 仍然有限，有的在下完套管后循环发生漏失，有的在 固井施工过程中发生漏失，达不到固井设计要求。为 了保证整井水泥封固，需要挤水泥作业。甲方为了保 ｜ 自 ｜ １ ｝ ｝眷 ｜誊｜ 龙嗣源等：川东北地区深井固井技术综述 证套管的强度不受到破坏，不允许对套管进行射孔挤 水泥作业，所以只能采用井口反挤水泥。反挤水泥通 常采用以下两种方法： ——单级固井漏失挤水泥。 下套管过程、固井前或固井过程中发生漏失，不 管何种情况下发生漏失都要先进行正注水泥作业，然 后根据漏失发生的阶段采取不同的下步措施。根据漏 层位置可采用正注反挤的固井工艺。 ——双级固井漏失挤水泥。 下有分级箍进行分级注水泥的井，如果发生漏 失要进行分别对待，如果漏层发生在分级箍位置以 下，则不要打开分级箍，采用单级固井漏失挤水泥 方法即可。如果漏层发生在分级箍位置以上，先进 行第一级注水泥作业，第一级作业完后打开分级箍， 将返至分级箍以上的水泥浆循环到地层中去，然后 进行堵漏作业，堵漏成功后，再进行正常的注水泥 作业。 ２．提高顶替效率的技术措施 １）优选前置液体系 采用先导浆加冲洗液、隔离液、冲洗液的复合体 系，先导浆具体的性能指标是要达到低黏切，黏度小 于５５ｓ，静切力小于２Ｐａ，动切力小于１２Ｐａ，密度根据 气层活跃程度可低于钻井液密度０．０５～０．１ ５ｇ／ｃｍ ，降 低环空液柱压力。冲洗液要求对界面有良好的化学 冲洗及水润湿效果，加重隔离液具有携带能力强、流 变性能调节范围宽、沉降稳定性好等特点。具体用量 一般为先导浆３０ｍ，＋冲洗液５ｍ，＋加重隔离液１５ｍ，＋ 冲洗液５ｍ３。现场应用表明，提高了顶替效率，降低 了井漏等施工风险，增加界面胶结强度，提高了固井 质量。 ２）保证套管居中度。提高顶替效率 利用固井设计软件，根据井眼轨迹和井下实际井 径情况进行扶正器安放，一般在裸眼主力气层段１根 套管加１只编织式弹性扶正器，非产层段３根套管加 １只编织式弹性扶正器，在套管重叠段采用刚性螺旋 扶正器。大斜度定向井和水平井则全井采用树脂螺旋 扶正器，在裸眼主力气层段１根套管加１只，非产层 段２根套管加１只，确保套管顺利下入和居中度在６７％ 以上，以充分提高顶替效率。 一 黪鬻 ２０１０年第２期・石油科技论坛
28-四川地区深井超深井复杂情况下固井技术
1 四川地区深井超深井复杂情况下固井技术
姚 勇
中石化石油工程西南有限公司固井分公司
摘要：随着石油勘探开发深度的加大，深井超深井数量增加，井下情况更趋复杂，固井难度不断增加。在四川川西及川东地区深井超深井固井中，面临长封固段固井、窄安全压力窗口、固井漏失、套管下入困难、水平井侧钻井、小井眼小间隙固井、高温高压、防气窜、高含硫等固井难题。因此加强对深井超深井技术的探讨与研究，对加快四川地区油气勘探进度和勘探效益具有重要意义。
关键词：四川 深井超深井 固井
序 言
由于目前我国经济的高速发展，对石油、天然气资源产生了巨大需求和依赖，为了保证国家经济和能源安全的需要，石油勘探开发力度加大，转向埋深更深地层，深井超深井数量不断增加。深井超深井目的层埋藏深，地质条件复杂，钻井勘探深度的加大，井下情况更趋复杂，固井难度不断增加。
四川地区主产天然气，深井超深井井眼条件复杂，深井超深井裸眼井段长，地层压力系统不统一；地层压力高，一般下技术套管和油层套管前，泥浆密度都要加重，而且许多井地层压力平衡关系敏感，泥浆稍高则发生井漏，低则发生井喷；地层裂缝多、断层多，易破碎；泥页岩水敏性强，易坍塌，井眼极不规则，井径扩大严重，大肚子井眼和糖葫芦井眼普遍存在；川东北地区深层高含H2S及CO2，根据四川气井固井经验，各层套管水泥均要求返至地面，导致固井封固段长；地层倾角大，软硬变化多，井斜角大；油气层多且分布段长，地层压力高、气层活跃；随着油田的深一步勘探开发，钻井向深井定向井、侧钻井、水平井等发展。因此在四川深井超深井固井中，通常面临下述固井复杂问题：
1) 套管下入困难；
2) 长封固段固井技术难题；
3) 小井眼、小间隙固井难题；
4) 窄安全压力窗口、固井漏失及防气窜问题；
5) 深井超深井水平井固井难题；
6) 不规则井眼条件下固井质量问题。
二十世纪八十年代以来，我们在四川进行了大量的固井工程作业，针对四川深井气井、复杂地层固井难点，完成了《川东北深井复杂条件下固井工艺研究》、《川西地区高压气井固井技术研究》、《川西中高压浅层气防气窜固井技术研究》、《提高川西深层固井质量技术研究》、《川西地区深井固井技术研究》等多项科研课题。同时近年来通过对深井技术的不断完善，深井套管的顺利下入、深 2 井长封固段固井、深井小井眼小间隙固井、高压防气窜固井、深井大斜度井及深井水平井固井等系列深井复杂情况下固井工艺技术日趋成熟，深井固井成功率和固井质量全面提高，这对加快四川地区油气勘探进度和勘探效益具有重要意义。
新港1井深井高温小间隙尾管固井技术综述
新港1井深井高温小间隙尾管固井技术综述
摘 要：新港1井是2011年大港油田部署的一口三段制五开重点风险探井，设计井深5985m，152.4mm钻头实际完钻井深6716m，127.0mm尾管下深6714m。由于该井井深、井底温度高、环空间隙小、施工压力高，所以在固井过程中易出现层间互窜、顶部水泥石超缓凝、顶替效率差、水泥环薄且分布不均匀等固井技术难题。通过采取井眼净化技术、套管居中设计、 优选高温防窜水泥浆体系、防污染、防回流固井技术及平衡固井技术，确保了该井￠177.8 mm和￠127 mm尾管固井质量。
关键词：深井 高温 小间隙尾管 固井
一 、基本情况
二、主要固井技术难题
1.井深且井身结构复杂，油层固井环空间隙小
该井为五开三段制定向井，￠177.8 mm和￠127 mm尾管都属小间隙固井。￠177.8 mm悬挂器本体最大外径214mm，上层套管内径为220.52mm，两侧过流间隙为3.26mm；￠127 mm悬挂器本体最大外径152.04mm，上层套管内径为154.78mm，两侧过流间隙为1.37mm。另外，该井在￠152.4mm井眼内下入￠127 mm套管是非常规井深结构，环空间隙仅为12.7 mm。环空间隙小，注替过程中施工泵压高，易造成岩屑堵塞或压漏薄弱地层，施工风险大
2.地层压力层系变化大，油气水层关系复杂
钻遇高压气层的同时存在低压易漏甚至裂缝型漏失层，钻井液密度安全窗口窄，易出现上漏下涌、上涌下漏等现象，压稳和防漏矛盾十分突出。特别是￠177.8 mm及￠127 mm尾管封固井段均为气层，要求水泥浆体系具有较强的防窜能力。此外，由于环空间隙小，环空水泥环较薄，抗冲击能力较差，后期封隔易失效，水泥浆设计应赋予其较强抗冲击破坏能力。
3.井底温高，水泥封固段长，顶底温差大
新港1井67164m实测温度184℃，三开和四开固井水泥封固段长分别达到了1952.4m和2568m，顶底温差都超过60℃，易造成顶部水泥浆产生超缓凝，水泥浆设计难度大。同时水泥封固段长，产生高的环空静液柱压力，易压漏薄弱地层导致水泥返高不够。
新港1井深井高温小间隙尾管固井技术综述 2
．． ２０ ３ ７ １年月黼 中国化工贸易
Ｃｈｉｎａ Ｃｈｅｍｉｃａｌ Ｔｒａｄｅ 一
新港１井深井高温小间隙尾管固井技术综述
孙勤亮付家文郑忠茂辛霞
（渤海钻探第二固井公司。天津３００２８０）
摘要：新港１井是２０１１年大港油田部署的一口三段制五开重点风险探井，设计井深５９８５ｍ，１５２．４ｍｍ钻头实际完钻井深６７１６ｍ，１２７．Ｏｍｍ尾
管下深６７１４ｍ。由于该井井深、井底温度高、环空间隙小、施工压力高，所以在固井过程中易出现层间互窜、顶部水泥石超缓凝、顶替效率差、水泥环
薄且分布不均匀等固井技术难题。通过采取井眼净化技术、套管居中设计、优选高温防窜水泥浆体系、防污染、防回流固井技术及平衡固井技术，确
保了该井 １７７．８Ｉｎｎｌ和 １２７ｍｉＴｔ尾管固井质量。
关键词：深井高温小间隙尾管 固井
一、基本情况
新港ｌ井是２０１１年大港油田部署的一口三段制五开重点风险探
井，设计井深５９８５ｍ，１５２．４ｍｍ钻头实际完钻井深６７１６ｍ，１２７．Ｏｍｍ
尾管下深６７１４ｍ。完钻钻井液密度１．４０ｇ／ｃｍ３，黏度６３ｓ。该井勘探
层系有上第三系的明化镇组、馆陶组，下第三系东营组、沙河街组，
石炭系和奥陶系，主要目的为层奥陶系。
井身结构： ７６２ ｍｍ导管ｘ ８０ ｒｌｌ＋ ６６０．４ ｍｍ钻头×１５０２ｍ（
５０８ ｍｍ套管ｘ １５００ｍ）＋ ４４４．５ ｍｍ钻头ｘ ３３５４ｍ（ ３３９．７ ｍｍ套
管ｘ ３３５２．４ｍ）＋ ３ｌ１．１ ｍｍ钻头×５７２０ｍ（ ２４４．５ ｍｍ套管ｘ
５７１７．４７ｍ）＋ ２１５．９ ｍｍ钻头ｘ ６４５０ ｍ（ １７７．８ｒａｍ尾管Ｘ
５５６６．４１—６４４６．２３ ｍ）＋ １５２．４ ｍｍ钻头ｘ ６７１６ｍ（ １２７ ｍｍ尾管ｘ
６２４６—６７１４ｍ）。
二、主要固井技术难题
１．井深且井身结构复杂，油层固井环空间隙小
该井为五开三段制定向井， １７７．８ ｍｍ和 １２７ ｍｍ尾管都属
南堡5-98深探井尾管固井技术
第２７卷第１期
２０ｌ０年１月 钻井液与完井液
ＤＲＩＬＬＩＮＧ ＦＬＵＩＤ＆ＣＯＭＰＬＥＴＩＯＮ ＦＬＵＩＤ Ｖ＿０１．２７ ＮＯ．１
Ｊａｎ．２０１０
文章编号：１００１—５６２ｏ（２０１０）０１—００８２—０３
南堡５．９８深探井尾管固井技术
王海平 李立荣 霍明江 赵永光 靳鹏菠
（１．中国石油海洋工程有限公司固井事业部，天津塘沽；２．冀东油田南堡勘探开发建设项目部，河北唐海）
摘要冀东ＮＰ５—９８井是冀东油田的一口重点预探井，完钻井深为５ ５５７ ｍ，尾管下深为５ ５４７ ｍ，在４ ９０３－５ ３３７ ｍ井段应用欠平衡钻井技术，在５ ３３７～５ ５５７ １１１井段应用近平衡钻井技术，井底静止温度达１８Ｏ ＤＣ，循环温度约为 １５５。Ｃ。采用密度为１．８８ ｇ／ｃｍ 的夹江Ｇ级水泥加３５％硅粉的高温水泥浆和前置液固井，ＣＢＬ测井结果表明，封
固段固井质量优良。 关键词 水泥浆；前置液；固井；超高温 中图分类号：ＴＥ２５６．６ 文献标识码：Ａ
冀东油田ＮＰ５．９８井是位于南堡凹陷５号背斜
构造带上的一口直井，完钻井深为５ ５５７ ｍ，钻探
目的为预探南堡５号构造沙河街组岩性圈闭含油气
情况，兼探馆陶组和东营组含油气情况。南堡５号
构造带位于渤海湾盆地黄骅坳陷南堡凹陷西部，前
第三系潜山构造形态完整，沙河街组地层的岩性圈
闭，供烃条件优越，有利于形成自生自储的大型岩
性油气藏。钻探结果表明：该井油气显示较活跃。 高至１．４３ ｇ／ｃｍ 。四开期间，共点火成功４次，其
中钻进期间点火２次，后效点火２次，最大瞬间流
速为２ ５０５ ｍ ／ｈ，欠平衡期间累计流量为６ ７３１ ｍ 。
该井油底井深为５ ２５０ ｍ，下入套管至井深５ ５４７
ｍ，悬挂器位置为井深４ ５００ ｍ；钻井液出口温度
为７８ ＤＣ，井底静止温度为１８０ ＤＣ；井径很不规则，
多处呈锯齿状、糖葫芦井眼，最大井径为３９４ ｍｍ，
海南福山油田深井油层套管固井技术
第２７卷第６期 ２０１０年１１月 钻井液与完井液
ＤＲＩＬＬＩＮＧ ＦＬＵＩＤ＆Ｃ０ＭＰＬＥＴＩＯＮ ＦＬＵＩＤ 、，ｏ１．２７ ＮＯ．６ Ｎｏｒｅ．２０ｌ０
文章编号：１００１—５６２０（２０１０）０６—００５２—０３
海南福山油田深井油层套管固井技术
曾思云 ， 赵德喜 ， 李立昌 ， 王野 ， 杨豫杭 ， 马倩芸 ， 任强
（１．海南福山油田生产作业部，海口；２．渤海钻探工程技术研究院，天津）
摘要福山油田深井油层套管固井作业面临流二段存在巨厚泥岩层，流三段井眼呈糖葫芦状，钻井液的黏度高、 切力大，井底温度高等技术难点。为此，采取了以下技术措施：在主要油气层段下入阻力小的小型刚性扶正器和 双弓弹性扶正器；用低黏度钻井液（漏斗黏度在５０ ｓ左右）替代井筒内的高黏度钻井液；选用对钻井液稀释效果 好的３％ＺＱＹ－１冲洗液，由ＺＱＹ－１和重晶石配制的黏稠隔离液作为前置液，以提高顶替效率；注入由清水、降失水剂、 缓凝荆组成的药液，在黏稠隔离液和水泥浆之间形成缓冲带；使用氮气预应力高温水泥浆，以防止水泥浆失重期 间发生油、气、水窜。介绍了该技术在花东６—３ｘ和花Ｉｌｘ井的应用情况，该２口井应用井段的固井质量为优质。 关键词 固井质量；深井；顶替效率；巨厚泥岩层；高温水泥浆；前置液；福山油田 中图分类号：ＴＥ２５６．６ 文献标识码：Ａ
海南福山油田深井油层套管同井存在几大难
点：一是顶替效率低，由于井内钻井液不能被全部
替出，易形成窜槽，影响水泥浆凝结和界面胶结质
量；二是产层及水层流体活跃，在水泥浆候凝失重 期间易发生油、气、水窜；二三是井底温度高，而在
高温条件下水泥浆易发生沉降分层和水泥石体积收
缩。针对以上固井技术难点，从同井设计、施工工艺、
水泥浆配方几方面进行了系统研究，并最终保障了
固井质量，提高了界面胶结质量。
１提高顶替效率技术
１．１顶替效率影响因素分析
１）地层特性。福山油田深井井深一般为 ３ ４００￣４ ２００ ｍ，二开 ２４４．５ ｍｍ技术套管下入井
中国石油固井技术进展及面临的问题
齐奉忠等：中国石油固外技术进展及面临的问题
中国石油固井技术进展及面临的问题术
Ｉ齐奉忠刘硕琼沈吉云刘子帅 Ｉ中国石油集团钻井工程技术研究院
摘要：固井是石油工程技术领域的一个重要环节。经过多年攻关，中国石油固井技术取得了长足进步，基本形成了 系列配套的固井材料、固井工具及相应的固井工艺技术。近年来，中国石油在深井超深井、水平井及大位移井、大温差长 封固段一次上返固井方面取得了重要进展；超高密度及超低密度水泥浆、胶乳水泥浆、韧性膨胀水泥浆等在现场应用中取 得了良好效果；常规固井工具及附件已经成熟，尾管悬挂器及自膨胀材料方面取得突破；固井装备实现了更新换代，固井 质量智能化控制取得初步进展。由于油气勘探开发的对象日益复杂，下一步还需要在复杂超深井、复杂天然气井、储气库 井、非常规油气及低温深水固井等方面开展深入的研究工作，为油气增储上产提供强有力的工程技术支撑。 关键词：固井深井超深井天然气井水泥浆外加剂 固井工具 ＤＯＩ：１０．３９６９￣．ｉｓｓｎ．１００２—３０２ｘ．２０１３ ０４．００２
固井是油气井建井过程的一个重要环节，也是衔
接钻井和采油工程的相对独立的一项系统工程，固井
质量的好坏，不仅直接影响到该井能否继续钻进和顺 利生产，而且还影响到油气井寿命和油气藏的采收率。 为了满足复杂深层油气藏、高酸性油气藏、稠油油藏、
海洋深水油藏、非常规油气藏、枯竭气藏储气库及盐
穴储气库、老油藏挖潜及海外复杂区块油气勘探开发
的需求，中国石油天然气集团公司（简称中国石油）进
行了多年的攻关研究，特别是“十一五”的攻关研究， 基本形成了系列配套的固井材料、固井工具及相应的
固井工艺技术，强有力地支撑了油气生产。
．１ 固井技术取得的主要进展
１．１ 固井工艺
经过多年的研究与实践，适合于８种油藏的１４种
固井技术已经成熟配套，在深井超深井、复杂天然气
井、水平井及大位移井、大温差长封固段一次上返固 井等方面近年来也取得了重要进展。
分级固井工艺流程
分级固井工艺流程
一、引言
随着油气勘探开发的不断深入，对固井技术的要求也越来越高。传统的单级固井技术难以满足复杂地质条件下的固井需求，因此需要采用分级固井技术以提高固井质量和效率。本文将对分级固井工艺流程进行详细介绍，包括分级固井工具、固井液体系、施工工艺和质量检测与评价等方面。
二、分级固井工艺流程简介
分级固井是一种特殊的固井技术，其原理是将需要固化的水泥浆通过多级注浆管分阶段注入地层，以达到深部地层的固井需求。与传统的单级固井技术相比，分级固井具有更高的固井效率和更大的覆盖范围，尤其适用于深井、超深井和水平井的固井工程。
三、分级固井工具
分级固井需要使用专用的固井设备，包括多级注浆管、注浆泵、混合器、储浆罐等。多级注浆管是分级固井的关键设备之一，其作用是将水泥浆按照设计要求注入地层。注浆泵、混合器和储浆罐等设备则是用来制备和输送水泥浆的。这些设备需要具备高压力、大排量和稳定性等性能特点，以确保水泥浆能够按照设计要求注入地层。
四、固井液体系
固井液是分级固井中的重要组成部分，其性能直接影响着固井质量和施工效果。根据地层条件和施工要求，选择合适的水泥种类和配方，并按照规定的比例混合水和水泥，制备出性能稳定、流动性好、硬化时间可调的水泥浆。同时，还需要针对不同的地层条件和施工要求，开发出具有特殊性能的水泥浆体系，如低密度水泥浆、高强度水泥浆、抗高温水泥浆等。
五、固井施工工艺 分级固井施工工艺主要包括安装分级注浆管、配置水泥浆、注入隔离液、注浆、清洗注浆管线、候凝与养护等步骤。在施工过程中，需要根据实际情况调整施工参数和工艺，确保固井质量符合设计要求。同时，还需要加强施工现场的组织与协调，确保施工过程中的信息传递及时准确、工作协调顺畅有序。
六、固井质量检测与评价
在所有水泥浆完全凝固并达到设计强度后，需要进行质量检测与评价。常用的检测方法有钻芯取样法、声波检测法和压力检测法等。通过检测水泥石的力学性能、渗透性等参数，以及评估固井质量是否符合设计要求，可以全面了解分级固井的施工效果和质量。如果存在质量问题，需要进行补注或重注处理。
固井技术助力油气勘探开发
）＞＞＞＞＞＞＞）＞＞＞＞）＞＞＞＞＞）＞科技口 。 蠢薅ｓｉｎｏｐｅ￣ｍｏｎｔｈｌｙ 如果把地球比做一只椰子，钻井就像是向椰子插进一根吸管，而固井 就是把这根吸管牢牢地固定在椰子里 口 马占云 固井技术助力油气勘探开发 近日，中国石化石油工程技术研 究院所承担的“８６３”计划课题“超深 井高温高压复杂条件下固井技术研 究”取得显著成果。该课题研制开发 了适合超深井固井的抗高温水泥浆 外加剂，成功研制出了国内首台可以 模拟高温高压条件的水泥石长期性 能检测仪器。提出了防止硫化氢和 二氧化碳腐蚀的水泥浆体系，同时研 制成功抗温达２００摄氏度适合超深井 固井的防腐蚀系列配套特种尾管固 井工具及固井技术工艺措施，在川东 北、普光、塔河油田等区块固井质量 合格率达到１００％。 石油工程技术研究院副院长、石 油工程专家曾义金指出，近年来，我 国石油需求呈刚性增长，石油对外依 存度已逼近警戒线，而国内４０％的剩 余油气资源处于深部，海外合作区块 油气藏也较多处于深层。因此，解决 石油深层钻井、固井的有关技术难 题，加快深层油气勘探开发研究，成 为增加我国石油产量、解决目前能源 危机的一项重要措施。 密切跟踪固井技术发展 曾义金介绍，超深井高温高压复 杂条件下固井技术研究一直是跟踪 研究的课题，近几年来国内外在油井 水泥外加剂、固井工艺技术、固井工 具及附件、固井设计模拟与分析软 件、水泥浆顶替技术、注水泥设备等 竞拍客户群的稳固程度，影响竞拍成 交结果、影响竞价销售工作的持续 性。扩大竞拍信息发放范围、拓宽发 布渠道，利于增加客户受众面，扩大竞 拍客户群，降低网上竞拍风险。 二是控制单次竞拍产品数量。控 制单次竞拍产品数量，避免意外情况 发生降低风险。单次拍卖产品数量不 宜太多，数量太大，部分客户的采购欲 望将降低，报高价的冲动会下降；但市 场需求旺盛时，可以适当放量。控制 好单次同一产品的竞拍数量，可以提 高竞拍结果的预期。同时有利于保持 １ ８￣０Ｉ￣：ｆｉ＇ｆ．２０１１／８ 竞拍产品数量相对稳定，更好的创效 益，降低风险。 三是适时开展竞价销售。市场上 行期，竞拍客户参与度高，加价踊跃， 竞拍成交价格高；下行期，客户参与度 低，持观望心态。可根据库存条件、市 场需求情况、市场走势等因素，选择合 适的时间进行竞价销售，避免效益损 失。 四是采取预防措施。客户违约、 客户欠款，造成产品流拍、形成不良账 款等风险。为确保竞拍的严肃性，把 好客户竞拍资格的审核关，将竟拍客 方面的进展十分迅速。目前已普遍 采用注水泥设备向操作自动化、密度 控制精确化、大能量和大功率方向发 展，复杂的地层固井技术日趋完善。誓≮ 固井计算机模拟、仿真与监控技术提ｌｌ＿ 高了固井方案设计、现场施工的准确－－黟 性、针对性和科学性，钻井技术的发ｉ誓 展也带动了小井眼固井、水平井固 井、分支井固井和大位移固井等特殊 工艺井固井技术的进步。 ０ 曾义金说，ｌ０多年前，针对国外 固井技术的发展趋向，研究人员一直０ ： 致力于机械注氮泡沫水泥浆固井技≮‘ 术研究，研制开发了相应的外加剂、 计算机控制系统及配套现场施工工 艺技术。在借鉴国外化学发泡经验 的基础上，开展了新型泡沫水泥浆固 户群确定为公司现有客户，掌握其资 信状况，规避风险。另外，实行优胜劣 汰，进行动态管理，严格执行退出机 一 制。 ０ 五是建立风险识别、评价及控制 机制。营销风险无处不在，网上竞拍 同样如此。面对营销风险，需要建立 风险识别、评价及控制机制。根据网 上竞拍成功和失败的典型案例，归纳 出主要销售风险，分析其风险形成原 因，找出解决的办法，逐步规范制度， 并建立可行的预防措施、应急预案等，