深井小间隙尾管固井配套技术
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尾管固井技术是钻井工程中常用的一项技术，它的主要作用是确保井眼壁稳定，防止地层漏失，保证井下作业安全顺利进行。
随着油气开采技术的不断发展，尾管固井技术的应用范围也越来越广泛，设计应用也越发重要。
本文将就尾管固井技术及其设计应用进行浅谈。
一、尾管固井技术概述尾管固井是在钻完目标井眼后，通过在井孔中安装一段尾管，并对尾管进行水泥固井，形成一个封闭的尾管水泥环，从而达到固定井眼壁，隔离地层的目的。
在整个油气勘探开发过程中，尾管固井技术是非常重要的一种工艺技术，尤其对于井下作业的安全和地层保护起着至关重要的作用。
尾管固井技术的主要步骤包括：尾管下入、水泥搅拌、水泥充注、水泥固化等。
尾管的下入和固井作业对人员操作技术要求较高，需要相应的设备和工艺保障。
水泥搅拌和充注过程中，需要确保水泥搅拌均匀、充注紧密，以保证整个尾管固井的质量和效果。
水泥固化后，还需要进行尾管抽放，检测尾管固井效果等工作。
1. 尾管固井设计原则尾管固井的设计应用是非常重要的，它直接关系到井下作业的安全和地层的保护。
在尾管固井的设计中，需要考虑地层情况、井眼尺寸、水泥配方、固井方式等多个因素。
需要根据地层情况和井眼尺寸确定尾管的合适长度和直径，确保尾管安装牢固并且能够有效地隔离地层。
需要根据水泥的硬化性能和流变性能等特点，确定合适的水泥配方和固井方式，保证尾管固井的牢固性和密封性。
同时还需要根据不同的井下作业情况，确定合适的尾管固井工艺，确保尾管固井的质量和效果。
2. 尾管固井技术设备应用在尾管固井技术的设计应用中，设备的选择和应用也是非常重要的。
常用的尾管固井设备包括尾管下入设备、水泥搅拌设备、水泥充注设备、尾管抽放设备等。
在尾管固井技术设计应用中，合理选择和应用这些设备，能够提高尾管固井的工作效率和质量，保障油气勘探开发的安全顺利进行。
三、尾管固井技术应用发展趋势随着石油勘探开发技术的不断发展，尾管固井技术的应用范围也在不断扩大，设计应用也在不断提高。
高温高压小井眼尾管固井技术应用
龙 16 井 127 mm 尾管固井作业前井下条件十 3 分复杂 ,钻井液密度高达 2134 g / cm 仍有强烈的油 气显示 ,井底温度 13916 ℃。同时 ,小井眼 、 小套管 、 小环空间隙 、 深井 、 超高钻井液密度条件下尾管固 井 ,其地层压力高 ,井底温度高 ,油气显示频繁强烈 , 喷漏同存 , 地质情况十分复杂 。同时 , 由于 17718 mm 套管未能全部封固 21519 mm 井眼 , 人为留下 了 53166 m 大尺寸井眼段 , 工程地质问题突出 , 压 稳、 防漏十分困难 ,固井质量很难得到保证 。概括而 言 , 127 mm 尾管固井施工的主要难点有 4 点 。 2. 1 套管顺利下至预计井深难度大 尾管悬挂器入井后 ,除不能转动套管外 ,受送入 钻具能力的影响 ,送尾管遇阻卡后采用上下活动的 范围也有局限 。提前开泵易造成尾管中途坐挂 。随 着相对于井眼较大尺寸带双浮箍套管串的下入 , 环 空间隙进一步减小 ,送尾管时若下放速度稍快 ,可能 引起过大激动压力而导致井漏 ,从而诱发井下气侵 、 井漏复杂 ,处理难度和风险均较大 。
1 龙 16 井井身结构
龙 16 井
31112 mm 井眼以上 , 实际井身结构
与设计井身结构一致 , 66014 mm ×102 m ( 508 mm ×100125 m ) + 44415 mm ×1700 m ( 33917 mm × 1688119 m ) + 31112 mm × 4752 m ( 24415 mm × 4749166 m ) , 24415 mm 套管采用分级固井 。 31112 mm 井眼以下 , 21519 mm 井眼原设计钻 6250 m ,下 17718 mm 尾管至 6248 m , 24415 mm 套管内采用 19317 mm 套管回接 。实际 17718 mm 下深 5775116 m , 17718 mm 套 管 采 用 悬 挂 , 19317 mm 回接固井 。因此 , 只有采用 14912 mm 钻头钻 达 井 深 5988 m , 下 入 127 mm 套 管 , 在 14912 mm 井眼中完成 127 mm 固井工作 。 钻井过程中 ,直接发现油气显示层 37 个 , 其中 3 21519 mm 井眼采用钻井液密度 2114 g / cm 钻至 井深 5826 ～5828 m 发生严重气侵 、 井漏 , 后经复合 桥浆及注水泥堵漏成功 ,为防止再次出现上喷下漏 、 又喷又漏的复杂情况 ,决定不钻开 5826 ～5828 m 主 要涌漏层 , 17718 mm 套管下至井深 5775116 m。
28-四川地区深井超深井复杂情况下固井技术
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H 2S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。
小间隙小尾管固井技术在双179H井的应用
小间隙小尾管固井技术在双179H井的应用发布时间：2021-04-22T14:30:36.173Z 来源：《工程管理前沿》2020年35期作者：朱泽鑫马向利胡伟马杰张光明[导读] 小井眼开窗侧钻技术很好地解决了无法继续进行生产油水井的问题，朱泽鑫马向利胡伟马杰张光明渤海钻探工程有限公司第一固井分公司河北任丘 062552摘要：小井眼开窗侧钻技术很好地解决了无法继续进行生产油水井的问题，达到“死井复活”、提高采收率、降低成本的目的。
双179H 井是部署在伊陕背斜双179断块上位置的一口小井眼水平井，完钻井深是3376米，井斜34.64度，裸眼段长达1164米，下入95.3mm小尾管固井，是长庆地区该区块深部目前开窗侧钻井裸眼段最长、井深最深的一口小井眼开窗侧钻井。
分析了固井施工时存在环空间隙小、封固段长、套管居中度难以保证以及套管安全下入井底难度大等一系列难题，通过采取有效通井措施、扶正器安放提高套管居中度、弹性低密度高强度水泥浆体系技术等固井工艺技术，结合现场应用，经质量检测，固井合格率100%，优质率高达92%，为以后类似的小井眼小尾管固井质量的技术提供了参考。
主题词：开窗侧钻井双179H 长裸眼段长封固段小尾管固井弹性低密高强水泥浆1基本井况随着油田开发的不断深入，越来越多的油水井由于地质及工程原因在经过一定时期的生产后，在还具备一定产能的情况下无法继续进行生产。
小井眼开窗侧钻技术的出现及应用很好的解决了这个问题，达到了使“死井复活”、提高采收率、降低成本的目的。
双179H井是部署在伊陕背斜双179断块断块上位置的一口水平井，使用￠120.65mm钻头在￠139.7mm套管2212米处开窗侧钻，设计井深3376.28m，实际完钻井深是3376米，井斜34.64度，井底位移507.03米，裸眼段长达1164米，下入95.3mm尾管固井，悬挂器位置是2137.17-2134.99米，要求封固段长度达1185.47m，是长庆地区该区块深部目前开窗侧钻井裸眼段最长、井深最深的一口小井眼小尾管开窗侧钻井是一口典型的小间隙尾管固井。
固井工艺技术
固井工艺技术常规固井工艺内管法固井工艺尾管固井工艺尾管回接固井工艺分级固井工艺选择式注水泥固井工艺筛管(裸眼）顶部注水泥固井工艺封隔器完井及水泥充填封隔器固井工艺注水泥塞工艺预应力固井工艺挤水泥补救工艺技术漏失井固井技术高压井固井技术大斜度井固井技术深井及超深井固井技术长封固段井固井技术小间隙井固井技术糖葫芦井眼固井技术气井固井技术（一）常规固井工艺常规固井工艺是指在井身质量较好，且井下无特殊复杂情况,封固段较短的封固要求下，将配制好的水泥浆，通过前置液、下胶塞（隔离塞）与钻井液隔离后，一次性地通过高压管汇、水泥头、套管串注入井内,从管串底部进入环空，到达设计位置,以达到设计井段的套管与井壁间的有效封固。
套管串结构：引鞋+旋流短节+2根套管+浮箍+套管串.施工流程：注前置液→注水泥浆→压碰压塞（上胶塞）→替钻井液→碰压→候凝。
保证施工安全和固井质量的基本条件：（1）井眼畅通。
（2）井底干净。
（3）井径规则，井径扩大率小于15％。
（4）固井前井下不漏失。
（5）钻井液中无严重油气侵，油气上窜速度小于10m/h.（6）套管居中，居中度不小于75%。
（7)套管与井壁环形间隙大于20mm。
（8)钻井液性能在不影响井壁稳定、保证井下压稳的情况下，应保证低粘度、低切力、低密度,具有良好的流动性能。
（9）水泥浆稠化时间、流动度等物理性能应满足施工要求。
（10)水泥浆和钻井液要有一定密度差，一般要大于0。
2. （11）下灰设备、供水设备、注水泥设备、替泥浆设备及高低压管汇等，性能满足施工要求。
（二）内管法固井工艺内管法固井工艺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。
用该工艺进行表层时，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.该工艺一般用于大直径套管固井。
龙16井高温高压小井眼尾管固井技术
九龙 山构造 位 于 四川 盆地 北 部 山 区 ， 油 气 勘 其
５７ ５ １ 。１ ７ ８ ｍ 套 管 固 井 后 ， 用 １ ９ ２ ７ ． ６ｉ ７ ． ｍ ｎ 采 ４．
志 留 系
组 地层 完钻 并 固井 ， 为储 层产 能评 价提 供依 据 管采 用 悬挂 、 ２４ ５ａ １７ ８ｎ ｎ套 回接 固井 。
、
井 的 基本 情 况
表 ２ 龙 １ 实 际 井 身 结 构 ６井 钻头 程 序
６ ． ａｍ ×１ ２ｍ ６０ ４ｒ ０ ４ ． ｌｌ ×１ ０ ４４ ５ｌｌ ７ ０ｍ ３１ ． ａｍ ×４ ５ １ ２ｒ ７ ２ｍ
地 层 仅 ２口， 明程度 低 ， 造 飞仙 关 以下 地 层 ， 探 构 压 力 系数 在 １９ ２０ ．５～ ．２之 间 ， 向裂 缝 发 育 ， 漏 频 纵 井 繁 ， 井液 密 度 安 全 窗 口窄 ， 易 出现 “ 喷 同存 ” 钻 极 漏 复杂 情况 。龙 ｌ 钻 井 过 程 中 因井 下情 况 过 于 复 ６井 杂 ， 前下 入 １７８ｍ 油层 套 管 固井 ， 改钻 井 设 提 ７ ． ｍ 更
１ ． ａｍ ×５ ８８ ４９ ２ｒ ９ ｍ
１ ７ｍｍ ×５９ ４． ６ｍ ２ ７ ６
注：４ ． ｍ ２ ５ ｍ套管采 用分 级 固井 、７ ． ｒｍ套 管采用 悬挂 、 １７ ８ ａ 回 接 固井， 完钻层位 茅口纽 。
钻至井深 ５８６～ ２ 发生严重气侵、 ２ ５８８Ｉ ｎ 井漏 ， 后经
摘
要 ：龙 １ ６井是四川盆地川 北低 平褶 皱 带九龙 山构 造上 的一 口重点预探 井， 设计 四开 四完 井身结 构 ， 原
尾管固井技术资料
六. 尾管回接工艺
1. 尾管回接工艺的应用范围: (1)当钻井尾管或生产尾管以上套管受到损坏, 需要修补时, 可以将尾管回 接到井口或任意位置; (2)需要长封固段的深井, 因静压过高易压漏地层, 注水泥作业无法进行时, 可以采用先下尾管注水泥后, 再从尾管座环回接到井口或任意位置。 2. 尾管回接工艺的基本条件和要求: (1)尾管回接的基本条件是已下尾管悬挂器上必须有回接座环; (2)所有回接尾管都必须注水泥固定; (3)回接尾管既要保证上部的套管头坐在水下泥线悬挂器上又要保证下部 回接密封总成插入回接座环。海上钻井平台的特殊性, 使回接工艺变得更 加复杂。回接尾管的总长度却受到水下泥线悬挂和已下尾管回接座环的 限制, 加上井下高温对套管伸长的影响, 使确定回接尾管长度十分困难, 很 难满足上述要求, 解决的办法可以通过如下方法来实现: ①计划尾管作业时, 预先将尾管回接座环加长。座环增加的长度要以温度 和尾管自重使套管伸长等因素为主要依据, 同时也得做出增加下入工具长 度的计划; ②使用试下回接尾管的方法。即将回接尾管一直下到回接座环底部, 该回 接芯管密封总成插入回接座环, 已知尾管到转盘面的总长度后起出回接尾 管自泥线悬挂到转盘面部分的套管, 并选用较为合适的套管装上泥挂送入 工具, 坐在泥线悬挂上, 控制回接芯管密封总成能插进回接座环,但不要接 触座环底部。
第三节. 下尾管程序
1. 按照图6-14尾管部件入井程序组装管串下井。 2. 定期灌钻井液, 一般规定每下5～10根灌满一次。 3. 控制下放速度。根据本章第三节的方法计算尾管下放速度。 4. 尾管下完以后循环钻井液, 准确记录悬重。 5. 连接带有下入工具的尾管悬挂装置。 6. 用钻杆将尾管悬挂装置送入井内, 每下10柱钻杆灌满钻井液。 7. 当尾管装置入井后, 井内管柱不许转动。 8. 当尾管下至离井底一根钻杆单根时, 接上水泥头, 开泵循环 钻井液, 并缓慢将管柱下到井底, 当接触井底后上提到坐挂深度 处, 循环钻井液, 当循环到井下情况正常后开始坐挂程序。 9. 记录悬重。 10. 投坐挂球, 并用慢泵速将球送至承托接头, 缓慢加压到8.27 兆帕(1200磅/英寸2), 将会注意到有片刻的泵压下降, 这将意味 着液缸销钉被剪断。
苏北探区首口小井眼小间隙水平预探井尾管固井技术
苏北探区首口小井眼小间隙水平预探井尾管固井技术【摘要】吉H1井是浙江油田公司在苏北探区第一口重要侧钻水平预探井，属于苏北盆地东台坳陷海安凹陷曲塘次凹马家庄南岩性圈闭。
本文根据吉H1井的工程概况，在Ф114.3mm小间隙尾管固井过程中，通过分析固井难点、采取有效的固井技术措施、集成现场应用，经电测显示水平段固井质量良好，形成相应的小间隙水平预探井尾管固井技术。
【关键词】苏北探区小井眼小间隙水平井尾管固井固井质量1 工程简况吉H1井是浙江油田公司在苏北探区第一口重要侧钻水平预探井，属于苏北盆地东台坳陷海安凹陷曲塘次凹马家庄南岩性圈闭。
在原Ф177.8毫米套管内井深3203.65-3208米处磨铣开窗，采用Ф152.4毫米钻头钻进，小井眼；目的层为阜宁组三段下油组第三砂层，完钻井深是4275米，水平位移822.73m，最大井斜90.60度，水平段达到513米，创造了浙江油田苏北油区水平井水平段钻井最长纪录，下入Ф114.3mm尾管完井，悬挂器位置2970.21m，钻进中，采用1#3NB1300C泵Ф110 mm缸套+2#3NB1300C泵130mm缸套，排量14 l/s，全井钻进时最高泵压24 MPa，最大全角变化率13.54/30m。
2 固井难点吉H1井采用Ф152.4mm钻头进行磨铣开窗侧钻，属于侧钻小井眼，固井施工存在以下难点：（1）钻井施工过程中，阜宁组有大段深灰、灰黑色伊蒙混层及层理裂隙发育的泥页岩，伊蒙混层的不均匀膨胀及泥页岩的剥蚀掉块，使得该部井段极易发生井壁掉块、垮塌，固井施工存在极大风险。
（2）由于本井属于小井眼开窗侧钻水平预探井，固井施工难度大，部分井径极不规则，替浆过程极易发生窜流，影响顶替效率及施工安全。
（3）环空间隙小，尾管居中度差。
套管下入难度大，在水平井中套管更易靠向井眼下侧，而形成套管柱偏心、贴壁，居中度不易保证[1]，影响顶替效率。
（4）排量小，压力高。
下完套管后，循环泵压高达13.0MPa，且尾管悬挂器座挂后过流面积小、流动阻力大[2]、施工压力高，发生砂堵憋高压风险较大。
小间隙尾管固井技术研究与应用
【 关键词 、 间隙； 固井； 压力； 质量
１ ． 介 绍
１ ． １ 基 本 数 据
完钻井深： ４ １ ２ ２ ． ７ ３ ｍ， 油顶 ： ３ ２ １ ４ ｍ， 油底 ： ３ ９ １ ８ ｍ。 １ ． ２完钻泥浆性能
１ ． ３ 井身结构
序列 井 眼× 井深
９ １ ４ ｍｉ ｎｘ ８ ３ ． ５ ２ ｍ ４ ４ ４ ． ５ ｍｍｘ ５ ０ ３ ｍｍ
２ ． 固 井技 术 难 点 分 析
２ ． １ － ２裸眼环形容积与小 间隙处环形容积差异 过大 ．重叠段小 间 ４ ． １ 等容量替浆法和三低 固井技术 的现场应用 隙环容为 １ ３ ． ２ ６ 。 裸眼处环容为 ２ ６ ． ２ ２ — ３ ６ ． ４ ６ 裸眼处环容是小 间 ４ ． １ ． １ 注水泥前 注入隔离液 ４ ｍ ， 和冲洗液 ６ ｍ 来 替换 裸眼处 的钻 隙处 的 ２ － ２ ． ８ 倍。裸眼环容 比小间隙处环容大于 １ 倍时 ． 顶替效率就 井液。 目的 ： 为了更好的冲洗井壁 ， 并 能适 当的降低对地层所产生的液
很差 。 柱压力。
２ ． １ ． ３ 裸眼顶替速度受 到严 格限制 ． 裸眼段 返速低 ： 若提高裸 眼段 的返速 ， 小间 隙处的流动阻力增加 ， 套管鞋处 的激动压力增 大 ， 就 会发 生井漏 。 ２ ． １ ． ４尾管 回接筒 的使用严 重缩 小了有 效环形间隙 ．产生柱 塞作 用． 增 加 了对 地 层 的压 力 ２ ． １ ． ５地层 岩性不稳定 ． 井 眼条件差 ． 受钻 井液 冲蚀 严重 ． 井 径不 规则 ． 套 管居 中度差 ． 顶替效率低。 ２ ． １ ． ６部分井含有原油伴生气 ． 水泥浆在凝结过程 中易发生气窜 ２ ． ２ 井 漏 问题 该井 四开钻 至井 深 ３ ４ ９ ５ ． ５ ０ ｍ．出 现漏失 现象 ．当时 泥浆 密度 １ ． ４ ２ ￣ ｃ ｍ ３ ，后堵漏 成功 ．钻至 目的层时泥 浆密度 为 ． ４ ７ ｆ ｃ ｍ ３ ．粘度 １ １ ０ ｓ 。 本井于下完套管 ， 座 挂循 环 时 ， 发现漏失 ． 漏速 ３ ｍ ， 经过静止堵 漏 ．循环排量在 Ｏ ． ４ — ０ ． ６ ５ ｍＴ ｍ ｉ ｎ左 右无漏失 ．提高排 量至 １ ． ０ ８ ｍ Ｔ ｍｉ ｎ 时有漏 失现象 ， 后 循环堵漏 成功 ， 此 时泥浆密 度 １ ． ４ ２ ￣ ｅ ｍ ， 、 粘度 ６ ６ ｓ ， 循环排量 １ ． ４ ７ ｍＴ ｍｉ ｎ 、 泵压 １ １ Ｍｐ ａ 。满 足固井施工要求。 ２ ． ３压 力 问 题 下完套管小排量 ０ ． １ １ － ０ ． ２ ２ ｍ３ ／ ｍ ｉ ｎ开泵 顶通后 ， 循环压力 ７ ． ５ Ｍｐ ａ ， 施工压力较高 为下一步的固井施工增加 了难度
尾管固井ppt课件
锥体 卡瓦
剪钉 活塞 液缸
6
二、尾管悬挂装置组成及其附 件
封隔器总成：由本体、胶筒、锁紧机构等件组成。
座封剪钉 封隔器胶筒 封隔器本体
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二、尾管悬挂装置组成及其附 件
送入工具：该工具可重复使用。由防砂罩、提升短节、座封挡块、
倒扣总成及中心管组成。
2. 使用时配合专用的送入工具，将尾管封隔悬挂器及尾管下入到井内 设计深度。
3. 投球，当球到达球座后憋压，压力通过悬挂器本体上的传压孔传到 液缸内，压力推动活塞上行，剪断液缸剪钉，再推动推杆支撑套， 并带动卡瓦上行，卡瓦沿锥面涨开，楔入悬挂器锥体和上层套管之 间的环状间隙里，当钻具下放时，尾管重量被支撑在上层套管上。 继续打压，憋通球座，建立正常循环。
尾管固井技术介绍
内容介绍
一、尾管类型 二、尾管悬挂器组成及其附件 三、工作原理
2
一、尾管类型
1．钻井尾管。其目的在于封隔漏失层、高压层，或封隔键 槽井段等。
2．生产尾管。封固生产层，作生产用的尾管。 3．回接尾管。修复尾管以上套管，回接至井口或井内任何
部位。
3
二、尾管悬挂装置组成及其附件
1．尾管悬挂装置分为液压式和机械式两种。 2．以下主要以DYX-AF型Φ244.5×Φ177.8（9-5/8“×7”）
尾管封隔悬挂器为例介绍尾管固井技术。
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二、尾管悬挂装置组成及其附 件
DYX-AF型Φ244.5×Φ177.8（9-5/8"×7"）尾管封隔悬挂器
为悬挂器与封隔器一体式。主要由悬挂器本体总成、封
隔器总成、密封总成、送入工具等件组成。其中：悬挂
器为单液缸、单锥单排卡瓦、液压坐挂；封隔器为机械
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深井小间隙尾管固井配套技术
摘要：随着四川盆地油气勘探开发的深入，深井、超深井数量增多，最后一
开尾管固井面临环空间隙小，地层易漏、水泥环薄等难题，经过研究及实践验证，提出从井眼准备、防漏防溢、悬挂器选型、浆柱设计、顶替效率提高、界面清洁
等方面进行配套技术优化，为提高深井小间隙尾管固井质量，降低固井风险提供
参考。
关键词：深井；小间隙；尾管；固井
0引言
四川盆地作为国内油气勘探的重要区域，随着勘探层位的加深，井身结构愈
加复杂。
深井、超深井小尾管成为最后一开常见的完井方式，给固井工程带来了
新的挑战。
1 深井小间隙尾管固井技术难点
川西深井完钻井深大约在5800-7200m，采用四开尾管固井射孔完井或五开裸
眼完井。
主要目的层为雷口坡或茅口组。
四开常采用Φ165.1mm钻头，下入
Φ139.7mm尾管。
固井存在以下几方面难点：
（1）裸眼段存在多套压力系统。
四开常钻遇异常高压气水层，盐层上下的
海相地层破裂压力较低，存在着“上吐下泻”或“上漏下喷”等复杂井况，固井
需兼顾防窜和防漏。
（2）地层流体易侵入井筒。
由于存在高压气水层，替浆过程水泥浆易受侵
污改变流动性而降低顶替效率，并严重影响水泥环与套管、井壁的胶结。
（3）难形成均匀连续的水泥环。
为保障套管顺利下入，常使用小接箍套管，井眼尺寸小，旋流刚扶外径较小，套管居中度低，顶替效率不易提高，水泥环可
能不连续。
（4）水泥浆综合性能要求高。
井深井底温度高，渗透率大，水泥石抗压强
度不易保证；高温条件水泥浆失水增加、析水增大、沉降稳定性差，会对水泥浆
综合性能要求更高[1]。
2 主要技术措施
2.1固井前井眼准备
（1）设计合理的固井液密度及体系，有效压稳上部气水层的同时控制漏失。
提高裸眼段地层承压能力满足固井施工要求[2]。
（2）下套管前模拟套管刚度通井，对不规则井段划眼处理。
通井到底后充
分循环，确保井眼干净，油气上窜速度满足固井施工安全要求。
2.2固井工艺及技术措施
（1）悬挂器选型
为防止高压气井重叠段窜气，选用带顶部封隔器的尾管悬挂器进行注水泥施工。
通过顶部封隔器的胀封，辅助封隔喇叭口，有效防止气窜通道的形成，解决
环空气窜问题。
（2）防漏措施
下套管前，通过静态承压、动态循环等措施验证地层的真实承压能力。
如果
地层承压能力不满足施工设计要求，则对井眼专项堵漏，提高承压能力。
套管下入过程中严控下放速度，以钻井液上返速度不大于钻进时钻铤处上返
速度为参考依据。
严禁猛提猛放，防止激动压力压漏地层。
套管送放到位后，循环钻井液建议遵循以下作业原则。
①顶通后以低排量和
低泵压开始循环。
②稳步提高排量，直至循环排量达到固井设计要求。
若循环过
程中出现明显井漏，则进行堵漏作业。
若不具备堵漏条件，则根据漏失情况调整
施工参数，以满足井况要求和固井施工安全时间。
（3）水泥浆优化设计
对于窄窗口的深井小尾管固井施工，应合理设计水泥浆密度，且现场严格控
制密度。
水泥浆密度比设计值高，则固相含量增加，摩阻增大,注替泵压升高，
易压漏地层；比设计值偏低，则析水增大，或造成超缓凝，导致气侵窜槽。
同时
密度控制不均匀还可能引发井涌问题。
因此,小间隙固井要求水泥浆密度必须均匀。
现场可采用批混设备批混水泥浆，确保入井水泥浆密度满足设计要求。
水泥浆凝结过程中，滤失量较高的水泥浆会在狭窄的环空内形成桥塞，从而
降低了液柱作用在气层上的压力，引起气窜问题，因此要严格控制水泥浆滤失量[3-6]。
考虑井径误差、水泥石的体积收缩、施工过程中可能发生的漏失等因素，还
应合理附加水泥浆用量。
对于漏失井，可通过封隔器上部水泥浆附加量与裸眼环
容附加量弥补漏失水泥浆量。
（4）提高顶替效率
根据实测井径和气、水层位置合理加放扶正器。
在整个套管串中加放旋流刚
性扶正器。
不但可以提高套管居中度，又可使水泥浆通过时以旋流流动，改善对
泥浆的驱替。
（5）提升界面清洁度
合理设计前置液类型与用量，确保接触时间不低于15min，实现对钻井液、
水泥浆及混合物的的显著稀释分散作用，对界面有良好的化学冲洗及水润湿效果。
3 现场应用
3.1基本情况
永兴1井是部署在四川盆地川西坳陷梓潼凹陷永兴构造的一口预探井，四开
中完井深5810m，完钻密度1.50g/cm3，井身结构见表1。
表1 永兴1井井身结构表
四开固井面临以下技术难点：
（1）钻遇雷口坡地层，该段地层局部破碎，裂缝发育，裸眼及重叠段间隙小（裸眼段单边间隙10.34mm，重叠段单边间隙5.15mm）。
在循环过程、固井施工中环空极可能出现掉块堆积，憋漏地层。
（2）钻、测井过程中返出以页岩为主掉块(20*30mm薄片）2.3m3左右；井段5680.00-5705.00m存在“大肚子”，井段5705.00-5750.00m呈糖葫芦状，影响顶替效率。
（3）气层顶界离上层套管鞋仅46.00m，且位于“大肚子”井段，防窜控制距离短，难度大。
3.2施工过程简述
注隔离液（抗污染型加重隔离液4m3+冲刷型加重隔离液8m3），密度
1.70g/cm3，排量0.7m3/min，泵注压力13Mpa；注水泥浆8m3，密度1.88g/cm3，
排量0.5m3/min，压力6Mpa；释放钻杆胶塞，替保护液6m3，密度1.70g/cm3，压
力6MPa；替钻井液43m3，密度1.50g/cm3，排量0.5m3/min；替清水3.1m3碰压。
带压8MPa坐封封隔器，循环洗井，起钻，关井候凝。
3.3固井质量
本次施工实探水泥塞塞面达标，试压合格，无环空流体窜流。
同时采用
CBL/VDL测井显示，一界面优质率达81.8%，优良率99.9%；二界面优质率64.5%，优良率100%；固井质量为评定优秀。
4 结论
（1）对于深井小尾管固井，在下套管前做好井眼准备工作，是优质固井的
必要保证。
（2）使用带顶封的尾管悬挂器可有效帮助防止气窜，保证固井质量。
（3）对密度窗口窄的深井小尾管固井施工作业，必须严格控制入井水泥浆
综合性能。
（4）通过合理优化扶正器安放位置、设计隔离液类型能有效提高顶替效率。
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