塔河油田超深井窄间隙尾管固井技术
塔河油田超深井窄间隙尾管固井技术
发表时间：2019-07-17T12:47:19.073Z 来源：《基层建设》2019年第12期作者：谷云峰
[导读] 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。
江汉钻井一公司固井工程大队湖北潜江 433121
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。
在塔河油田深井超深井油气勘探开发中，由于各种油藏分布情况不同，目的地层地质条件复杂，给固井工程带来了许多难题和挑战。
在受到超高温、超高压、盐膏层、复杂地层等诸多因素的影响下，出现了更多的超深井窄间隙尾管固井技术。
因此加强对超深井窄间隙尾管固井技术的探讨与研究，对加快西北油气勘探进度和勘探效益具有重要意义。
关键词：超深井；窄间隙；尾管固井
1、前言
在石油可采、易采储量不断减少的情况下，各大油田勘探开发已向复杂地层、超深井方面发展。
由于各种油藏分布情况不同，目的地层地质条件复杂，给固井工程带来了许多难题和挑战。
由于受到超高温、超高压、盐膏层、复杂地层等诸多因素的影响，部分井被迫采用“非常规”的井身结构。
在塔河油田深井超深井的油气勘探开发中，限于井身结构，揭开目的层通常采用小尺寸井眼，加之后期生产对下入油管尺寸大小的要求，固井工程作业中不可避免地遇到小井眼、窄间隙固井问题。
2、窄间隙尾管固井的难点及技术措施
2.1难点分析
（1）套管下入风险较大
油层埋藏深度>7000m；个别井处于构造边缘，地层特性差，带有井斜、井漏、局部缩径，井壁稳定性差，事故多发等复杂情况；侧钻井、定向井、水平井井斜大，存在不同程度的狗腿度；小井眼窄间隙入井扶正器使用受限；窄压力窗口等复杂情况增加了套管下入难度，套管不能下至设计井深而导致目的层位漏封。
（2）套管居中度差
对于侧钻井来说井斜偏大，一般小井眼固井下入无接箍套管，不下扶正器，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，套管严重偏心，套管居中度难以保证。
（3）井深、井底温度高，顶部固井质量差的问题
超深井产层大都在7000m以上，井底静止温度达到150℃以上，尾管固井一次性封固井段长大多井在2500m以上，上、下部温差最高可达60℃。
低密度领浆低温下强度发展缓慢或长时间不凝，造成上部固井质量差是。
因此，对水泥浆体系及其外加剂性能提出更高的要求。
（4）环空间隙小，水泥环薄
如Φ190.5mm井眼与Φ168.3mm套管形成的间隙仅11.1mm，远小于常规固井所要求的套管外环空的最小间隙值19mm，如此薄的水泥环的抵抗外载的能力差，容易发生断裂和脆性破坏，因此对水泥石强度的要求更高。
（5）排量受限，顶替效率差
部分井段井壁不稳定，井径扩大率高，下部井眼环空间隙小，套管易偏心，循环摩阻大，泵压高，导致替浆排量低，难以实现紊流顶替，顶替效率低，影响着水泥环胶结质量
（6）环空摩阻大，施工压力高
小井眼、窄间隙井的环空间隙小，使环空水泥浆流动阻力增大，导致固井过程中泵压升高，甚至产生压漏地层和憋泵等重大事故。
（7）高压防窜问题
在三高深井固井中，普遍面临地层高压、气层多、气层分布段长、气显示活跃、灰绿岩地层出盐水。
同时桑塔木组地层存在微裂缝，地层出高压盐水。
顺北1-4H井泥浆密度1.73g/cm3出盐水，1.76g/cm3发生漏失。
2.2技术措施
针对塔河油田超深井窄间隙尾管固井存在的难点，从井眼、泥浆、水泥浆、前置液等方面着手，设计和落实以下技术措施:
（1）为防止固井漏失及压稳油气层需要，最后一次通井对地层进行承压，结合考虑施工时窄间隙的的动摩阻，承压值选择≥8MPa。
（2）下套管前，用扶正器或六棱通径规通井，确保套管能顺利下入。
（3）采用刮管工具对悬挂器坐挂位置处的进行刮管作业，确保悬挂器坐挂成功。
（4）钻具送放尾管进入裸眼段后，严格控制套管下放速度，防止激动压力过高压漏地层。
（5）注水泥前充分循环洗井并处理泥浆；固井前注入不含油泥浆；注入驱油冲洗液及加重隔离液，改善胶结界面，提高第一、第二界面的胶结质量。
（6）为保证重叠段的封固质量，及保证凡尔失灵后重叠段还有水泥，水泥浆量附加足够。
即使倒返管内外同平后，也使重叠段还要有水泥。
（7）采用整体硫化钻杆胶塞进行替浆作业，为了防止套管鞋替空事故，要求井底要多留水泥塞，人工计量到量即停。
（8）在水泥浆中加入35%的石英砂来防止高温水泥石的衰退，严格控制失水小于50mL，加入稳定剂来提高水泥浆的稳定性，适当减少水泥浆的流性指数，增大稠度系数，提高壁面剪应力，提高顶替效率。
（9）优选高温智能缓凝剂在一定加量范围内对温度、水质、水泥质量的变化能进行自我调节，保持水泥浆性能基本不变，在密度
±0.05g/cm3或温度±5℃范围内，水泥浆稠化时间±30min以内。
温差在60℃左右，水泥浆的早期强度发展快，24小时顶部强度能达到3.5MPa 以上。
3、现场应用案例
以顺北1-9井及顺北5-3井为试验井，全面落实上述固井质量保证技术措施，两井均采用抗高温液硅防气窜水泥浆体系及前置液体系，其配方、性能及特点如下。
3.1固井液体系构成及性能
（1）水泥浆配方组成及性能
配方:AG水泥+40%SiO2+5%WG+3.5%JH-33S+0.3JHJZ+1.5%JH-401+ 1.2%JH-403+2.4%JH-8S+8%液硅JH-SCLS+42%水，该水泥浆体系具有良好的沉降稳定性，有利于保证凝固的水泥石基质均匀、防止沉稳窜槽的产生。
其稠化过渡迅速、强度发展快，有利于压稳地层流体，防止层间窜。
（2）前置液组成及性能：冲洗液：井场水+驱油剂+缓凝剂，隔离液：井场水+隔离剂+加重剂+缓凝剂，前置液体系具有良好的高温沉降稳定性，优秀的泥饼冲蚀效果及界面润湿能力，有利于改善水泥环的界面胶结强度，提高小井眼窄间隙下水泥环的抗冲击能力。
3.2固井质量分析
对于超深井窄间隙尾管固井，为确保压稳和提高水泥石胶结质量，在拔出中心管后，均采用起钻反循环再关井蹩压候凝方式。
水泥塞满足设计要求，套管试压合格。
其CBL曲线经评定两口窄间隙尾管固井质量均为优秀。
4.认识和体会
通过塔河油田顺北1-9井及顺北5-3井的成功应用，对塔河油田超深井窄间隙尾管固井有如下认识：（1）最后一次通井对地层进行承压，有效预防了固井漏失，也为后期蹩压候凝，压稳油气层创造了有利条件。
（2）对泥浆降粘、降切，增强润滑性，降低了下套管摩阻，保证套管顺利到位，也降低了泥浆流动时的摩阻，有利于预防固井漏失的发生。
（3）进行刮管作业，确保了悬挂器坐挂成功。
（4）井底温度高，设计合理的浆柱结构，防止事故的发生。
（5）化学冲洗液改善了两胶结界面，蹩压候凝，防止油气水窜的发生，保证了固井质量。
（6）优选固井工具和套管附件，确保性能良好。
参考文献
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[5]徐浪.中美合作深井小尾管固井技术[J].钻采工艺,1999,22(4).。
塔河油田 T737超深井超低密度固井技术
塔河油田 T737超深井超低密度固井技术
黄李荣
【期刊名称】《钻采工艺》
【年(卷),期】2004(027)003
【摘要】T737井是塔河油田7区西北部构造上部署的一口评价井,该井的设计井深为6045 m,实际完钻井深6077m,采用φ127无接箍尾管和1.20g/cm3的高性能超低密度水泥浆固井技术,属于超深井、小间隙、超低密度、尾管固井范畴.介绍了该井的固井技术难点,固井技术措施、水泥浆体系的优选、现场应用及认识与体会.
【总页数】3页(P17-19)
【作者】黄李荣
【作者单位】中国石油化工股份有限公司西北分公司工程处
【正文语种】中文
【中图分类】TE256.3
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塔河油田盐层井φ206.4mm尾管固井技术
［ 收稿日期］２ ｌ —Ｏ —１ ＯＯ ３ ２ ［ 者简 介 ］ 文涛 （ ９ １一 ，男 ，２ ０ 作 １８ ） ０ ４年大 学 毕 业 ，硕士 生 ，现 主 要 从 事 钻 井 工 艺 技 术 、钻 井 工 程 方 案设 计 及 钻 井 防 漏 堵 漏 技 术 方 面 的研 究 工 作 。
．
塔 河油 田盐 层 井 ： ２ ６ ４ Ｚ ０ ． ｍｍ 尾 管 固井技术 ：
文 涛 ，夏宏南 ，王海波 ，段飞飞 ，王 波 （ 江 学 油 程 院， 北荆 ３ ２ 长 大 石 工 学 湖 州４ ０ ） ４３
［ 摘要］ 塔河油田石炭系存在盐膏层，由于其具有蠕变特性，造成下套警 固井作 业安全 时间少、形成水泥
间；附 Ｔ 加为 附加 安全 时间 。 在符合 丁 ＞ 丁 的条件 下 ， 由盐层 蠕变性 确定 的下套 管固井安 全时 间大于 实际施工 所需要 的时 间 ， ｎ 即 才 能安全地 进行下 套管 固井施工 作业 。
２ ２ 下尾 管前进行通 井及 扩孔施 工 ．
的溶 解造 成 水 泥 浆 性 能 不 稳定 的 问题 。通 过 现 场 应 表 明 ，该 固 井 技 术 可 以 消 除 盐 膏层 蠕 动 给 固 井作 业
带 来 的危 害 。
［ 关键词］ 盐膏层 ；尾管 固井；抗 盐水泥浆 ；囤井技术 ［ 中圈分类号］Ｔ ２ ６ Ｅ ５ ［ 文献标识弘１ Ａ ［ 文章编号］１７ —１０ ２ １ ）０ 一Ｎ ０ ０ ６ ３ ４ ９（０ ０ ２ ２ ５— ３
塔河油田侧钻井小尾管固井技术
油田管理塔河油田侧钻井小尾管固井技术王伟（中石化江汉石油工程有限公司钻井一公司，湖北潜江433100）摘要：塔河油田由于地层复杂,勘探和开发难度大,存在大量的套损井、低产井。
应用开窗侧钻技术进行老井重钻,使老井复活并增加产能。
这类老井侧钻一般以∅193.7mm套管开窗，悬挂∅139.7mm直连套管；也有少部分∅177.8mm套管开窗，下入∅139.7mm直连套管进行丢手。
这样造成环空间隙较小，增加了固井施工难度。
优选小尾管固井技术措施，设计最佳的固井施工措施，保证小尾管固井施工质量达到最佳的效果。
关键词：老井；侧钻；小尾管；小间隙；固井施工目前，塔河油区由于老井产能降低，为了使老井复活，选择在套管里开窗侧钻，重新开发下部油气资源。
而小尾管面临小尾管下入难，小间隙顶替效率不高、施工泵压高和固井质量难以保证等难点。
前期下套管前，采用刚性钻具进行模拟通井，并合理调整钻井液性能，对起下钻不通畅及狗腿大的井段进行严格处理，为套管下入及固井施工提供良好的井眼条件。
合理解决影响小井眼井固井施工质量的技术难点问题，采取小尾管固井技术措施，提高固井施工的质量，避免固井质量不达标，而影响到井筒的服役年限，给塔河油田的勘探开发带来不利的影响。
因此，加强对塔河油田侧钻井小尾管固井技术的研究，制定科学详细的固井施工方案，是非常必要的。
1塔河油田的固井施工的难点问题分析塔河油田属于复合型油田，主要开发的层系为奥陶系、石炭系和三叠系。
针对塔河油田的实际情况，对小井眼井实施尾管固井技术措施，达到设计的固井施工的质量，保证塔河油田的井筒的正常运行状况，为塔河油田的勘探开发提供帮助。
塔河油田凝析油气藏居多，底水比较丰富，为了控制原油含水，利用水平井段的射孔完井技术措施，应用尾管固井施工技术，确保较高的固井质量，满足油田固井施工的要求。
因石炭系盐膏层的影响，极易引起钻头发生卡钻事故，井眼轨迹发生缩颈的情况，给固井施工带来更高的难度系数。
窄密度窗口小间隙套管尾管固井施工技术探讨
窄密度窗口小间隙套管尾管固井施工技术探讨一、引言窄密度窗口小间隙套管尾管固井施工技术是一种在油气井开发中常用的技术，它能够有效地解决窄间隙、高密度井眼的固井难题，提高了油气井的产能和安全性。
本文将对该技术进行深入探讨，探索它的施工原理、关键技术和应用前景。
1. 窄密度窗口小间隙技术窄密度窗口小间隙技术是指在井眼直径较小的情况下，通过合理的固井材料和工艺，实现井眼的有效固井。
这种技术能够在井眼空间有限的情况下，保证固井质量和施工效率，是一种高效的固井技术。
2. 套管尾管固井技术套管尾管固井技术是在套管和尾管之间充注固井材料，形成固定和加强井眼的作用。
这种技术通过固井材料的选择和施工工艺的优化，能够有效地提高井眼的固井质量和完整性，保障油气井的安全生产。
综合上述两种技术，窄密度窗口小间隙套管尾管固井技术是在窄密度井眼中采用套管尾管固井技术进行固井。
这种技术需要选择合适的固井材料和工艺，通过技术手段在窄间隙中实现套管尾管的固井，从而提高井眼的安全性和产能。
1. 固井材料选择窄密度窗口小间隙套管尾管固井的关键之一是固井材料的选择。
固井材料需要能够在高密度窄间隙中充分填充，并具有良好的流动性和硬化性能。
目前常用的固井材料有水泥和特种固井材料，如高分子树脂固井材料等。
2. 施工工艺优化窄密度窗口小间隙套管尾管固井的另一个关键技术是施工工艺的优化。
施工工艺需要根据实际井眼情况，合理选择固井设备和施工方法，保证固井材料能够充分填充井眼，并在固化后形成坚固的固井体。
3. 技术手段创新窄密度窗口小间隙套管尾管固井技术需要依靠技术手段的创新来解决固井难题。
这包括针对窄间隙的固井设备和工艺的创新，以及对固井材料和工艺的研究和改进。
只有不断创新，才能提高窄密度井眼的固井质量和施工效率。
四、窄密度窗口小间隙套管尾管固井应用前景随着固井技术的不断优化和改进，窄密度窗口小间隙套管尾管固井技术还具有更广泛的应用前景。
它能够应用于各种类型的油气井，满足不同地质和工程需求，提高油气井的生产效率和经济效益。
塔河油田盐下井固井技术
塔河油田盐下井固井技术摘要：塔河油田自2003年开始对盐下区块进行勘探取得重大突破后，先后施工近百口盐下开发井，经历了多种井身结构设计，克服了多个技术难题。
本文详细介绍了塔河油田的盐下井的特点，各种盐下井的固井封固方式和相关的技术措施。
关键词：塔河油田盐层固井一、塔河油田盐下井地质概况塔河油田塔北隆起、塔河两岸石炭系盐膏层分布较广泛，以纯盐岩为主，多为相互独立的盐丘，具有地层条件复杂、盐膏层段长(120～230 m) 、埋藏深(超过5100 m)等特点[1]。
该区域盐膏层的岩性主要为盐岩、膏岩、泥岩等，岩性复杂，横向、纵向分布不均匀，各井岩性成分复杂程度和盐膏层的厚度不同，存在不同的压力系统。
具有盐层蠕变速率快，盐膏层上下地层易发生漏失等特点，且由于蠕变状态下的盐膏层将地层上覆载荷及构造应力作用到套管上，容易致使套管变形和损坏。
塔河油田石炭系盐层的主要离子成分见表1。
表中数据说明，塔河地区盐层纯度高，水溶性比较强，蠕动能力强，潜在的危险性较大，固井难度相应较大。
二、塔河油田盐下井膏盐层封隔方案塔河油田自2003年在盐下区块进行勘探取得重大突破后，已完成近百口盐下开发井的施工。
先后经历了长裸眼封盐、专打专封裸眼完井、专打专封后下入φ142.9mm直连扣尾管完井三个阶段。
1.长裸眼封盐φ244.5mm+φ273.1mm长裸眼封盐固井工艺（盐层采用φ311.15mmBit扩孔至365mm）对于含有志留、泥盆系（地层压力当量密度1.12g/cm3）地层的盐膏层段采用长裸眼钻井工艺，固井工艺是用φ244.5+φ273.1mm复合套管悬挂固井，φ273.1mm×26.24mm（155v）厚壁套管封盐以抵抗盐膏层蠕动应力，再用φ244.5mm套管回接至井口。
2.专打专封封盐φ206.4mm专打专封裸眼完井(盐层采用φ215.9mmBit扩孔至279.4mm)对于志留、泥盆系地层缺失的盐膏层井采用“专打专封”钻井工艺，即φ244.5mm套管直接下至盐膏层顶部，采用双级固井，针对部分井盐层埋深较深，采用φ244.5mm尾管下至盐膏层顶部固井后再回接，用φ215.9mm钻头穿盐后扩孔，再用φ206.4mm套管悬挂进行盐膏层段固井，五开裸眼完井（代表井S1101、S1108等）。
窄密度窗口小间隙套管尾管固井施工技术探讨
窄密度窗口小间隙套管尾管固井施工技术探讨窄密度窗口小间隙套管尾管固井施工技术是指在井筒内设置多层小直径套管和短尾管，以提高井筒的完整性和固井质量，减少沉降和漏失的风险。
该技术适用于低强度地层、复杂井筒、大角度井段和高温井筒等场合。
本文主要探讨该技术的重要性、施工难点和优化方案。
重要性1.保护井身完整性：井身完整性是保证油气井正常生产的基础。
窄密度套管和短尾管的设置可以减少地层的损伤和井壁的破坏，提高井身的完整性。
2.提高固井质量：套管和短尾管的设置可以形成多重保护层，增加钻井液和水泥浆的留置质量和环道填实度，从而提高固井质量。
3.减少漏失风险：套管和短尾管的设置可以减少漏失的风险，提高井筒的渗透性和脆弱性。
4.优化井底流体动力学：套管和短尾管的设置可以优化井底流体动力学，减少增加压力和流动阻力，提高井筒的动态效应。
施工难点1.套管设计：套管密度、直径和层数的设计要考虑地层条件、流体动力学、固井要求等多种因素，须进行全面分析。
2.套管制备：套管的制备要考虑合理的材料、加工工艺和尺寸控制，避免套管的内外壁存在质量问题，影响固井效果。
3.套管运输和组装：套管的运输和组装要考虑井深、井径、现场环境等多种因素，须严格按照设计要求和施工规范进行操作。
4.套管固井：套管的固井要考虑与井壁、水泥环道、水泥浆等多种因素的协调，以保证固井质量和完整性。
优化方案1.加强工艺监督：施工中要设立全程质量监督体系，加强工艺监督和巡视检查，确保施工质量达到设计要求和施工规范要求。
2.优化材料选用：在套管和尾管的选材中应尽可能选择高质量的材料，如具有高耐腐、耐压、耐磨和耐腐蚀的钢管，以保证施工的长期稳定性和耐用性。
3.加强安全管理：在施工中要加强安全管理，如严格执行安全程序和规章制度，提高操作人员的安全意识和技能水平，防范和避免可能发生的安全风险。
4.加强研究和创新：在固井技术中，要不断加强研究和创新，优化固井方案和施工工艺，以提高固井的质量和效率，降低固井成本和施工风险。
XH1井窄压力窗口小间隙超深井尾管固井技术
114X H 1井四开采用Ф165.1m m 钻头，完钻井深6365m ，电测井底温度136℃，完钻钻井液密度2.07g/cm 3，裸眼段长339m，电测平均井径169.62mm，扩大率2.74%，下入Ф146.1mm尾管坐底固井，悬挂器位置：5501.85-5505.22m。
1 主要固井技术难点1.1 压力窗口窄，防漏与压稳矛盾突出本开次气层活跃，全烃最高99.999%，钻井液密度一旦低于2.05 g/cm 3时气侵严重，而高于2.07g/cm 3时循环即发生漏失，安全窗口窄。
1.2 水泥浆体系设计难度大电测温度136℃，高温对流变性、沉降稳定性、水泥石强度等提出了高要求[1]。
本次固井属于酸性气田生产尾管固井，要求水泥浆具有良好的防气窜、防腐性能。
1.3 多因素共同制约，顶替效率难以保证 套管无接箍，无法加放常规扶正器，套管的居中度无法保证。
此外，环空间隙小，最小处仅2.65mm，流动摩阻大，施工泵压高，排量受到限制。
在多因素共同制约下，顶替效率难以保证。
1.4 钻井液与水泥浆相容性差本开次钻井液体系为聚磺防塌体系，粘切高，水泥浆与钻井液相容性差，同时由于井深，运移段长，容易导致浆体互窜，一旦水泥浆与钻井液直接接触，给固井带来极大的安全隐患。
2 抗高温加重胶乳防腐防窜水泥浆体系 2.1 固相配方设计原理 本开次钻井液密度2.07g/cm 3，综合考虑防漏与压稳，本次水泥浆密度设计为2.15g/cm 3，运用紧密堆积理论和颗粒合理级配技术[2]，指导固相配方的设计。
本次水泥浆固相采用G级水泥、铁矿粉、不同目数硅粉（70、140目）及多种不同密度粒度的外加剂充分混配，保证水泥浆稳定性。
2.2 增强水泥石防窜防腐性能胶乳具有较强的的防腐能力，可防止水泥石的腐蚀[4]。
同时优选防气窜剂、复合粒径改性弹性剂、增韧剂等外加剂，通过相互之间的协同增效作用，使水泥石具有良好的防窜防腐效果，水泥浆的防气窜性能系数SPN值为0.78，渗透率0.016mD。
解决深井复杂井尾管固井问题
解决深井复杂井尾管固井问题的新装备-----特殊尾管悬挂器研制新进展与发展趋势马开华马兰荣姜向东郑晓志(德州大陆架油气高科技有限公司>摘要为适应水平井、分枝井、大位移井、小井眼井以及复杂井眼条件下的尾管固井要求，近几年在尾管悬挂器研制方面取得了许多成果。
本文介绍了带封隔器的尾管悬挂器、水平井尾管悬挂系统、防腐型尾管悬挂器、新型尾管完井系统、分体－复合胶塞系统等特殊尾管悬挂器和附件的研制及应用简况，并就其发展方向提出了建议。
关键词尾管悬挂器水平井完井固井近十几年来，我国石油钻井不断向广度深度发展，钻井地域遍布海洋、滩海、沙漠、沼泽、高原，深井、超深井逐渐增多，水平井、分枝井、大位移井逐年增加。
同时，对老区块、薄油藏的挖潜也越来越普遍。
为适应钻井领域的发展需求，我国在尾管悬挂器的研制方面取得了飞速发展，不仅陆上油田，海上油田也基本实现了尾管悬挂器国产化。
一些有较高科技含金量的主导产品的主要性能达到或接近国外同类产品水平。
尤其是近几年我们加大了特殊尾管悬挂器的研发力度，成效显著。
本文就这一领域的最新研制与应用简况进行论述，并就其发展方向提出了建议。
1、尾管封隔－悬挂器及其回接装置长期以来，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。
在重叠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。
我们最新研制的SYX－AF型尾管封隔－悬挂器工作原理见图1。
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3～5t管柱重量时，固定销钉剪断，继续加压，胶筒在压力作用下发生挤压变形，当加压至20～25t时，在外层套管－尾管环空形成密封。
由胀封前胀封图1 尾管封隔－悬挂器工作原理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。
塔河油田超深井库1井固井评析
塔河油田超深井库1井固井评析
赵凤森;杨子超;张红为
【期刊名称】《石油钻采工艺》
【年(卷),期】2004(026)001
【摘要】随着塔河油田勘探开发力度的增加,下奥陶、山前高陡构造勘探井不断增多,这些井都是6000m以上的超深井,目前在钻的就有10余口.为提高超深探井的固井质量,扩大勘探成果,对已完钻的最具代表性的库1井的固井作业进行了总结与评析,通过介绍每层套管固井作业前的井况难点、施工过程,分析了固井施工的成功与不足之处,指明了塔河油田超深井各种固井工艺的特点和难点,分析结果表明,目前的施工工艺与施工水平可满足塔河油田超深井固井的需要,并提出改进的内容、方法与措施,对今后的超深井固井作业起借鉴作用.
【总页数】4页(P23-26)
【作者】赵凤森;杨子超;张红为
【作者单位】中国石化西北分公司监理中心,新疆轮台,841600;中国石化西北分公司监理中心,新疆轮台,841600;中国石化西北分公司监理中心,新疆轮台,841600【正文语种】中文
【中图分类】TE2
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塔河油田开窗侧钻尾管固井工艺
张 力文 王冰 陈培立 （中原石 油 有 限公 司 固井 公 司 ，河 南 濮 阳 ４５７１００）
摘 要 ：老 井进 行 开 窗侧 钻 已成 为 油 田稳 产 的一 个 重要 措 保 障 。在地 层承 压能 地低 的井替浆 后期 即水 泥浆 进入 裸 眼
施 ，塔 河油 田开 窗侧 钻 ，面临着 井深 、温度 高 、环空 间隙窄 、泥 浆 段采 用塞流顶 替
塔 河 油 田开 窗侧 钻 点位 置为石 炭纪 巴楚 组 ，使 用 １６５．１ｍｍ 钻 头 钻 至 奥 陶 系 恰 尔 巴卡 组 完 钻 ，下 入 １３９．７ｒａｍ进 行 尾 管 固井 。 １．１奥陶系固井面临井深 温度高 ，油气活跃 地质条件复杂 技术 难题
塔 河油 田奥 陶系恰 尔 巴克组平 均井深 在 ６０００ｍ以上 ，温度 为 １３０％左右 ，在 钻进 工程 中会 穿越 良里塔格 组 、恰 尔 巴克 组 、 一 间房 组这些 油气活跃 层位 。如 ＴＨ１２５１８Ｈ井 完钻井深 ６７１３ｍ，
量 的 关 键 。
壁 ，提高 第一二界面 固井 质量 。
２塔河 油 田开窗侧钻尾管 固井技术
４－３防 气窜抗高 温水 泥浆体 系采用对 提高塔河 油 田开 窗侧
２．１井 眼准 备
钻 井 固井 质量 有着 巨大 的作用 。
在 下套 管前 使用 钻具 组 合进 行通 井 ，对 遇 阻 、卡 的井 段进
１３９、７ｒ ａｍ套 管 。所钻 遇地 层 多为 灰岩 ，井径 扩大 率小 ，多处 井
该 井完 钻后 ，采 用单 扶 、双扶 通井 一次 ，在 ５６５０－５７１０进 行
段 出现 缩径 现象 。套管在 拉 力和 自重 作用 下 ，通 过造 斜井 段和 套 管 挂 壁 。钻 井 液 为 钾 氨 基 聚 磺 钻 液 ，密 度 １．２９ ｍ ，粘 度