水平井固井技术（共8篇）
水平井固井技术 篇1
摘要：近几年随着水平井钻井技术在国内的迅速开展, 水平井轨迹控制工艺技术的日益提高, 以及水平井具有产液量高, 生产压差小, 延缓底水锥进, 累积产油高, 增加可采储量, 提高区块采收率等技术优势。使得水平井数量在逐年增长。与此同时, 也给水平井固井技术带来了新的挑战。
关键词：水平井钻井,水平井固井
1 难点
目前青海油区最长见的固井工艺采用:水平段固井射孔采油的工艺流程。如下图所示。
水平段固井的难点在于稳斜段长、轨迹控制困难, 使井眼轨迹差从而导致摩阻系数大, 套管难以下入, 由于水平段套管居中程度差, 泥浆的携砂能力不足及水泥浆的驱替效率不高。从而导致水平段固井质量差等问题的出现。针对以上水段固井的技术难题, 结合青海油区地层承压能力低易发生井漏的实际情况。
2 研究内容
2.1 完钻通井要求
为确保完井管串能顺利下到位, 在下油层套管前要求井队使用原钻具通井以及模拟通井作业。通井到底大排量循环清洗井底, 循环过程中加入玻璃球等润滑材料。
2.2 选用合理的扶正器
使用不同类型的扶正器使下套管过程中套管与地层的面接触变为点接触, 降低摩擦阻力, 保证套管顺利下入。在下部水平段及造斜段使用滚轮扶正器, 上部直径段采用刚性扶正器。以保证套管的顺利下入及居中程度。
2.3 采用固井公司新版设计软件
由于新版设计里加入了扶正器安放设计、下套管模拟及各段水泥浆体压稳分析等, 使得固井工艺流程变得简明直观。可以很好的知道套管在井中的居中程度及油层段水泥浆压稳情况。
2.4 水泥浆体系采用
由于该地区地层水盐碱度高。在水泥浆体系的使用上, 要求与地层具有良好的配伍性。严格做好水泥浆化验工作, 使水泥浆具有良好的流动性, 失水量控制在50ml (30min*7MPa) 以下。且具有一定的微膨胀性和良好的防气窜能力, 并要求水泥浆稠化时间可调, 可适用于井深不同的水平井施工。在对室内小样进行调配成功后由技术人员监督进行大样混配, 并对混配后的大样进行再次检测。
2.5 保证顶替效率
通过对环空压力进行分析, 在保证不压漏的情况下, 尽可能的采用大排量顶替以提高水泥浆的顶替效率, 针对封固段长, 地层承压能力低的特点, 使用密度在1.30g/cm3-1.40 g/cm3的泥浆进行顶替, 减小顶替压力, 保证固井质量;在井下安全的前提下 (井壁不垮塌、不引起气侵等) , 采用略大于钻井液密度的前置液, 使前置液维持在环空300-500米左右的高度, 前置液使用的数量越多越能提高水泥浆的顶替效率。
3 应用情况
通过对技术措施的不断改进应用, 现已在青海地区多口水平井上取得了良好的效果。以切六H8-9井和切六H8-12井为例。
3.1 切六H8-9固井施工
3.1.1 基本数据
切六H8-9井为一口开发水平井, 完钻井深:2460m, 钻头尺寸215.9mm, 下入尺寸为139.7mm, 壁厚9.17mm的N80套管, 下深:2459.27m, 阻位:2447.25m, 设计水泥返高:1200m, 理论注水泥浆量:35m3, 实际注入量:45m3, 该井于2011年8月22日施工。
3.1.2 施工难点
该井施工地层压力低, 且临井在钻进中有井漏现象。封固段长1260米, 其中水平段长394米。井径在1750-1900米处偏小。使用清水顶替, 施工压力较高, 易发生井漏。
3.1.3 固井质量
该井于8月2 7日测声幅, 水泥返高1110.50米。测声幅井段为800-2039.80米。从1110.5-1230声幅值在20%左右。1230-1510声幅值在10%-15%之间。1510-2039.80声幅值在10%以内。
3.2 切六H8-12固井施工
3.2.1 基本数据
切六H8-12井为一口开发水平井, 完钻井深:2395m, 钻头尺寸215.9mm, 下入尺寸为139.7mm, 壁厚9.17mm的N80套管, 下深:2390.81m, 阻位:2379.28m, 设计水泥返高:1200m, 理论注水泥浆量:33m3, 实际注入量:43m3, 该井于2011年9月9日施工。
3.2.2 施工难点
该井施工地层压力低。封固段长1195.2米, 其中水平段长232.2米。使用清水和泥浆顶替, 施工压力较高, 易发生井漏。该井在钻至2236米时发生井漏, 一次漏失量在100方左右。加锯末和单封剂堵漏后继续钻进, 后期又多次发生井漏至完钻仍存在渗漏现象, 总漏失量约500方。
3.2.3 固井质量
该井于9月19日测声幅, 水泥返高1154米。测声幅井段为950-1919米。从1154-1220声幅值在20%左右。1220-1350声幅值在10%-15%之间。1350-1622声幅值在10%以内。1622-1640声幅值在20%左右。1640-1919声幅值在10%以内。
4 技术创新点
4.1 解决盐碱地区地层水与水泥浆的配伍性
及时了解现场钻井进度情况, 提前做好水泥浆与地层水配伍的调整实验。由于该地区固井施工用水含盐碱度高, 对固井质量产生一定的影响。通过不断摸索试验配方, 调整水泥浆性能, 保证了固井质量。
4.2 采用钻井泵和水泥车相结合的方式顶替水泥浆
由于我们施工服务的井队使用的不是无级变速钻井泵。替水泥浆过程中, 前期采用钻井泵大排量顶替钻井液, 提高顶替效率, 减小顶替压力, 保证固井质量。后期使用水泥车小排量顶替清水至碰压, 保证施工安全。
4.3 固井施工完毕后, 小钻杆通井, 保证测井到底
由于青海地区水平段不测井, 为防止后期下油管过程中下不到底的情况发生。我们与甲方沟通, 要求井队在固井结束后使用小钻杆通井, 以防止出现软遇阻的情况发生。
5 效益分析
从固井声幅质量上来看, 以上两口井都达到了优质井的要求, 得到了甲方的赞扬与认可。固井公司青海项目部今年共施工水平井9口, 其中优质井7口, 合格井2口。从市场效益点出发, 该井不仅为单位带来了可观的效益, 同时也为今后的市场开发奠定了坚实的基础。
在水泥浆体系选用上, 为了节省成本, 采用普通水泥浆体系固井, 只在油层段使用少量早强剂。其余封固段使用纯G级水泥。与同类水平井投入相比, 这也大大减少了成本支出。
从今年的开发趋势来看, 青海油田明年还要开发新的区块, 我们以此为契机, 争取进一步增加市场份额, 为公司进一步创造出良好的效益。
固井质量测井技术以及精度分析 篇2
【关键词】固井质量；质量分析；测井精度
1.测井技术概述
1.1水泥胶结测井（CBL）
水泥胶结测井是声幅测井的一种，声幅测井仪采用一发三收系，换能器频率按相似比原则升高，通过测量套管的滑行波（又叫套管波）的幅度衰减，来探测管外水泥的固结情况。CBL下井仪器常用源距为3英尺（1m）和5英尺（1.5m）。发射换能器T发出声波，其中以临界角人射的声波在泥浆和套管的界面上折射产生，沿这个界面在套管中传播的滑行波，套管波又以临界角的角度折射进人井内泥浆到达接收换能器R被接收。仪器测量记录套管波的第一正峰的幅度值，即得到CBL曲线值。这个幅度值的大小除了决定于套管与水泥胶结程度外，还受套管尺寸、水泥环强度和厚度以及仪器居中情况的影响。
1.2声波变密度测井（VDL ）
声波变密度测井也是一种测量固井质量的声波测井方法，它能反映水泥环的第一界面和第二界面的胶结情况。变密度测井的声系由一个发射换能器和一个接收换能器组成，源距一般为1.5m，声系通常附加另一个源距为1m的接收换能器，以便同时记录一条水泥胶结测井曲线。套管井中声波的传播及其与胶结情况的密切关系.在套管井中，从发射换能器T到接收换能器R的声波信号有四个传播途径，沿套管、水泥环、地层以及直接通过泥浆传播。通过泥浆直接传播的直达波最晚到达接收换能器，最早到达接收换能器的一般是沿套管传播的套管波，水泥对声能衰减大、声波不易沿水泥环传播，所以水泥环波很弱可以忽略。当水泥环的第一、第二界面胶结良好时，通过地层返回接收换能器的地层波较强。若地层速度小于套管速度，地层波在套管波之后到达接收换能器，这就是说，到达接收换能器的声波信号次序首先是套管波，其次是地层波，最后是泥浆波。声波变密度测井就是依时间的先后次序，将这三种波全部记录的一种测井方法，记录的是全波列。该方法与水泥胶结测井组合在一起，可以较为准确地判断水泥胶结的情况。
套管波与地层波的幅度有一定的规律：（1）自由套管（套管外无水泥）和第一、第二界面均未胶结的情况下，大部分声能将通过套管传到接收换能器而很少耦合到地层中去，所以套管波很强，地层波很弱或完全没有。（2）有良好的水泥环，且第一、第二界面均胶结良好的情况下，声波能量很容易传到地层中去。这样套管波很弱，地层波很强。 （3）水泥与套管胶结好与地层胶结不好（即第一界面胶结好，第二界面胶结不好）的情况下，声波能量大部分传至水泥环，套管中剩余能量很小，传到水泥环的声波能量由于与地层耦合不好，传人地层的声波能量是很微小的，大部分在水泥环中衰减，因此造成套管波、地层波均很弱。
声波变密度侧井需要通过一定的方式进行的记录。黑色相线表示声波信号的正半周，其颜色的深浅表示幅度的大小，声信号幅度大则颜色深，相线间的空白为声信号的负半周。
1.3扇区水泥胶结测井（SBT ）
扇区水泥胶结测井SBT是目前检查固井质量及管外窜槽的最新最有效的测井仪器之一。该仪器从纵向和横向（沿套管圆周）2个方向测量水泥的胶结质量。其测量系统分区扇形覆盖整个井眼，以一种缠绕方式对水泥胶结整体进行定量测量。该仪器设计的短源距使补偿衰减测量结果基本上不受地层的影响，并能用于各种流体的井内，包括重泥浆和含气井液。只要保持滑板与套管内壁接触，一般的偏心不影响测量结果。分扇区水泥胶结测井仪采用两组一发三收声系，分别固定在不同方向上，评价两个不同方向上的水泥固井质量，SBT仪器用推靠臂把六个测量极板推靠到套管内壁上去。相邻四个极板构成螺旋状双发双收声衰减率测量系统，把管外环形空间六等分，分别考察水泥胶结质量，实现测量的高分辨率3600全方位覆盖。在每个测量极板上具有一个发射探头和一个接收探头，通过6个极板上的收发探头的组合，可以形成每隔60度扇区的6个双发双收声波测井系列。
2.测井精度影响因素分析
2.1仪器刻度所产生的影响
仪器下井时在自由套管段进行自由套管刻度，刻度时，需选择与目的层段套管内径相同的自由套管进行刻度。分别取得首波开门时间、门宽、首波幅度值等。因为首波声幅是一个相对自由套管的数值，所以刻度的结果影响声幅相对值的大小，影响最终的解释结论。
2.2仪器偏心所产生的影响
仪器的偏心主要影响声幅值。当仪器偏心后，各方向的套管波到达接收探头的时间不同，因而要比仪器居中时测量的声波幅度小，而且仪器偏心后，仪器与套管壁发生碰撞，此时的开门时间上的声幅大小并不是首波幅度，这样会严重影响测井质量。
2.3水泥候凝时间所产生的影响
水泥环界面胶结程度的变化规律如下：（1）一界面胶结强度随候凝时间增长而增长；（2）二界面胶结程度开始随着时间增长而增长，大约48小时以后，有减小的趋势。由此可见，在固井结束以后，太短时间内测井，水泥胶结尚未完成，时间太长，二胶结面会变差，因此，最佳测井时间应在48小时到72小时之间。
2.4快地层所产生的影响
快地层是指岩性致密、传播声波速度快的地层。在一、二界面都胶结好的情况下，套管波幅度很小，由于快地层的地层波传播速度很快，发射波穿过套管与水泥，通过地层并且在声幅开门时间到达。由于声幅门内测到了地层波的信号，因此幅值较高。这种情况，用常规测井解释方法，声幅测井将得到错误的解释，但在变密度图上和自然伽马图上可以分辨出快地层。
2.5微间隙所产生的影响
由于固井水泥在胶结过程中有一个体积膨胀到收缩的过程，以至固结后的水泥环与地层或套管之间形成一个有水的微小间隙，即微环空。实践证明，微环空间隙不会大于0.1mm，因此微环空间隙不会对流体产生连通性，但是CBL/VDL测井时，由于波的传播方向与界面平行，微环空的存在会使水泥环与套管、地层的声耦合明显变差，从而降低了仪器反映水泥固结质量的灵敏度。具体表现在胶结好的层段，声幅测井幅值偏大，变密度图上地层波不连续。尤其在老井中复查固井质量时经常出现原先胶结好的层段，却看不到明显的地层波。究其原因就是时间太久，形成微环空引起的。通常经过加压，微环空影响会减小。所以一般新井固井以后要尽量选择在试压以前进行测井。因为在固井以后就试压，也会在套管和水泥环之间产生微间隙，从而影响固井质量。
以上5个方面是影响CBL/VDL测井的主要因素，由分析可见，它们产生的原因及其影响结果各不相同。所以，对于仪器操作者，选择合适的测井时间并正确地刻度是测井成功的关键。测井解释人员要结合地质情况及井身结构，并考虑声幅、自然伽玛、变密度、传播时间曲线等因素的影响，这样才能做出准确的固井质量评价。
【参考文献】
[1]郭海敏.生产测井导论[M].北京：石油T业出版社，2003.
油田水平井固井新技术探讨 篇3
(1) 基于水平井内部轨迹不好掌控的原因, 进行套管下放时会产生较大摩擦和阻力, 因而对于钻井液基本性能具有较高要求, 并且在下放套管前必须对其摩阻和弯曲度进行认真校核。
(2) 由于套管在自重和拉力作用下, 易居于井壁下侧较难居中, 水平段套管大面积和井壁下侧接触, 而产生较大的流动阻力, 严重影响了注水泥驱替的实际效果, 经试验测试表明, 只有达到67%以上的居中度, 才能确保驱替效率和封固质量。
(3) 在一些砂岩地质的井段, 地层具有较高渗透率, 若水泥浆失水率过快, 使其较易过早凝结, 而影响了油气层和水平井的坚固程度, 因而必须严格控制水泥浆的滤失量, 尽可能将其降到最低, 应保证小于50m L的API失水量为宜。
(4) 钻井液一般多采用改良高分子海水钻井液体系, 其较易与水泥浆发生直接接触, 产生一定的胶凝反应, 而造成相互污染, 使套管和井壁之间的胶结作用达不到标准, 而严重影响了顶替效率和固井质量的提高。
2 油田水平井固井施工新技术分析
2.1 采用韧性胶乳水泥浆体系
胶乳水泥浆主要由水泥和胶乳组合而成, 为了提高水泥浆的物理和化学稳定性, 可适当加入适量的表面活性剂和分散剂, 同时须加入适量的消泡剂以减少配浆中泡沫的产生, 还需要加入适量的降失水剂和调凝剂以控制水泥浆的失水量和体系调凝情况。韧性胶乳水泥浆体系具有失水量较低、防漏失性能, 流变性、韧性、强度和胶结性能较强, 有利于水平井固井顶替效率和封固质量的提高。
韧性胶乳水泥浆应控制为1.85~1.90 g c m3的密度, 并将水泥浆失水量控制在100m L以内, 使其保持较好的流动性, 有效实现紊流的作用, 使流动指数控制为0.75以上, 游离液控制在0.5 m L以内, 水泥浆中的表面活性剂和大量胶乳可减小水泥间空隙, 防止气泡和泡沫的产生, 同时确保胶乳水泥石在24 h内抗压强度要大于20 MPa。在相同养护条件下, 胶乳水泥浆与普通水泥浆比较来说, 具有更强的抗压性能, 强度、弹性和稳固性等综合性能都得到提高。
2.2 择优选择隔离液和前置液
选用S102高效易冲洗的隔离液, 通过紊流的状态对套管内壁及井壁进行冲洗, 将混浆控制为50米以内长度, 以提高水泥浆顶替效率和胶结质量。施工前应注入20m3水泥浆驱替和隔离井内含油泥浆, 再加入4 m 3具有分散剂和表面活性剂的冲洗液, 再加入1.40g/c m高粘比重的加重隔离液34m3, 在井斜角大于85°的水平井中, 使钻井液达到14P a的动切力才能清除沉积通道;当动切力值降至12.5 Pa时, 中下部约为67%的钻井液会被良好顶替;当为60°井斜角时, 钻井液达到12.5 Pa的动切力就能消除沉积通道。这样的方式降低了钻井液的粘度和切力, 而且冲洗了井壁及套管壁, 确保在较低泵排量下实现紊流的目的。
2.3 合理设置扶正器利于套管下放
为实现套管顺利下放及位置居中的目的, 首先应充分旋转和活动套管, 上下充分移动套管以增加切利, 使驱替液充满套管内壁及环空, 使钻井液能充分地实现紊流。根据对于井径和油层情况进行实测之后, 在合适的位置安置质量合格、数量适当的扶正器, 确保将套管在水平井内不低于80%的居中度。将引鞋套管上端安装1支弹性扶正器加以固定, 支撑起引鞋使其上翘, 牵引套管顺利下放而增大了与井壁接触的距离, 统计为共有几个浮箍, 第一个浮箍上端套管安置1支刚性扶正器, 第二个浮箍共有几根套管分别各增加1支弹性扶正器, 同时再增加1支刚性扶正器, 水平段套管可采用1支刚性扶正器与3支弹性扶正器间隔相加的方法。非油层井段可采用一根套管安置1支弹性扶正器, 水平套管连加2支刚性扶正器与5支弹性扶正器的方法, 使表层套管内壁与油层套管外壁产生直接硬接触, 不仅提高了套管居中度, 而且增强了固井质量。
2.4 择优选择固井配套设施及附件
在进行水平井固井施工过程中, 普通的浮鞋和浮球式浮箍根本不能实现固井施工完毕后防回压作用, 还会引起水泥浆返流入套管或整压候凝无法到井底。因此, 进行水平井固井时应选用优质的钢质浮鞋和浮箍, 凭借弹簧自身回复力发挥单流阀的作用, 并采用胶塞上下固井, 使用带有平衡管和胶塞指示器、且与之配套的双塞水泥头达到固井的目的, 有效避免了水泥浆发生窜槽的可能。在水平段可采用刚性扶正器和弹性扶正器相互隔加的方式, 并采用卡箍做好固定确保其稳固性, 扶正器的配套辅助附件确保扶正器发挥其最大作用, 而且对于扶正器间隙小引起水泥上返的不足进行了弥补, 这样不仅保证了套管的居中度, 而且也利于水平井固井顶替效率和封固质量的提高。
3 结语
综上而论, 对于水平井通过固井施工新技术进行的施工, 比如韧性胶乳水泥浆体系、滚轮扶正器、优质前置液及钻井液顶替新工艺等对于提高水平井固井质量具有十分显著的效果, 这些施工新技术的成功应用为油田的研究和开发指明了方向。为此, 应不断完善固井的施工技术及各项措施, 并逐渐形成一套行之有效的水平井固井施工配套工艺和技术, 对于推进各大油田油藏的广泛、深入开发具有十分重要的现实意义。
摘要：目前来看, 我国油田水平井固井施工仍存在套管较难居中、固井驱替效率低和封固质量较差的质量通病, 导致水平井固井达不到使用要求, 使水平井根本不能发挥其具有的优势作用。为有效提高水平井固井质量, 应采用行之有效的新型施工工艺技术, 比如选用韧性胶乳水泥浆体系、高效易于冲洗且具有固井作用的冲洗液、扶正器的合理安装, 以及其他配套施工工艺技术等, 确保水平井固井质量的提高, 以满足水平井实际优势作用的有效发挥。
关键词：油田,水平井,固井,施工新技术
参考文献
[1]陈超, 邹传元, 李鹏飞, 等.塔河油田YK7CH双台阶水平井固井技术[J].中外能源, 2011, 16 (10) :79-82
[2]王文斌, 刘小利, 魏周胜, 等.长庆油田天然气水平井固井技术[J].特种油气藏, 2010, (2) :111-115
水平井固井技术在海上的应用 篇4
关键词：水平井,固井技术,水泥浆
1 水平井固井技术难点
由于水平井井身结构的特殊性, 对水平井固井质量产生了很大的影响。在井斜较大的井段, 受到套管管柱本身重力以及管柱结构、井径扩大等因素的影响, 管柱变形在所难免, 这就导致套管不居中甚至在一定的深度下入困难, 造成套管和井壁之间不能形成质地均匀、封隔良好的水泥环, 直接影响固井质量。此外, 水泥浆的失水情况也会直接影响固井质量, 如果失水控制不好, 就会在水平段的井眼上部出现因析水聚集而形成的水带, 水带的形成对水平井后期的开采工艺都会产生巨大的影响, 如防水防砂等, 从而影响固井质量。
2 水平井固井技术措施
2.1 优化钻井设计和钻井液设计
主要做到:井径形状规则, 没有凹凸不平的缺口;各个井段的井眼轨迹全角变化率符合钻井设计要求;钻井过程中出现漏失现象, 应及时采取堵漏措施。
在大井斜裸眼井段中, 由于摩擦阻力的作用, 套管往往不能靠自身重力下滑, 要靠上部套管柱的轴向分力作用向前移动, 因此, 钻井液的润滑性起到了关键性的作用。因此, 合理的设计钻井液是下套管成功的关键所在。
2.2 用前置液代替水泥浆实现紊流顶替
在顶替流态下, 以紊流效果最好, 而要实现对水泥浆的紊流, 需要较高的泵压, 而在现场施工中由于井身结构和施工工艺的不同, 往往使用前置液来代替水泥浆实现紊流低返速技术, 从而满足现场紊流顶替的需要。
2.3 水泥浆的设计
水平井固井中, 水泥浆体系的稳定性非常关键, 直接关系到其它各种性能的实现, 尤其在大斜度井段和水平段, 水泥浆体系不稳定将导致油气水窜。因此水平井对水泥浆性能应达到如下指标要求:
水泥浆体系的稳定性是水平井固井成败的关键, 尤其是对于大斜度井和水平井, 体系不稳定的水泥浆往往是造成后期油气水窜的主要原因, 因此, 对水平井的水泥浆设计的性能指标作了如下要求: (1) 水泥浆游离液应为零。 (2) 严格控制水泥浆失水量。一般控制在50ml以内 (。3) 缩短稠化过渡时间, 形成直角稠化 (。4) 提高流变性能。
2.4 对扶正器的位置和数量选取要求
水平井段固井质量的决定性因素是扶正器的合理分配。由于水平井的井斜角大等因素的原因, 在重力的作用下, 套管内泥浆以及管柱在径向力的作用, 会出现套管不居中的现象, 对水泥浆的驱替效果产生一定的影响, 因此, 必须按照设计要求合理的选择扶正器的数量和安装位置, 保证套管居中。在正常情况下, 在井斜较大的井段每2根套管安装一个扶正器, 在直井段或者井斜不大的井段, 可以每3根套管安装一个扶正器。
3 典型井例
以海上水平井XXX为例, 该井为一口加密调整井, 二开用φ311.2mm钻头钻至1698.11m (垂深1314.52m) 完钻, 最大井斜92.4°, 水平位移679.43m。油层顶界1593m, 油层底界1698m。
下套管前调整钻井液性能为:密度1.12g/cm3, 粘度60s, 动切力11Pa, 静切力4/7Pa。 共下入9.625" 套管152 根, 下深1695.95m。采用钢制引鞋、钢制弹簧式浮箍, 全井共下弹性扶正器47只, 刚性扶正器11只, 有效地保障了套管居中。
套管下完后, 以0.4m3/min的排量缓慢顶通, 顶通压力3MPa, 逐渐加大至固井替浆设计的循环排量2.5m3/min, 循环钻井液两周, 循环时间2个小时, 循环期间调整钻井液性能为:密度1.12g/cm3, 粘度46s, 动切力6Pa, 静切力2/4Pa。
注隔离液12m3+冲洗液11.13m3, 占平均环空高度500m。注领浆 (搬土浆) 44.7m3, 密度为1.50g/cm3;注尾浆25m3, 密度为1.90g/cm3。水泥浆的自由水为0, 失水量为20ml。替海水 (密度为1.03g/cm3) 64.7m3。碰压14MPa, 观察无回流, 敞压候凝。
固井施工全过程顺利, 候凝36h后测井, 测井结果显示, 水泥面同钻井液界面清晰, 无混窜现象, 层间封隔良好, 没有发生窜槽现象, 底部也未发生油、气侵。固井质量评价:优质井, 该井投产后日产油50t。
4 结语
4.1 前期合理的钻井和钻井液设计是后期顺利下入套管以及成功固井的保证。
4.2 优化水泥浆设计, 严格控制水泥浆滤失量, 保证自由水为零, 沉降稳定性好, 是保证施工安全, 防止井眼高边水带窜槽, 提高固井质量的关键。
4.3 正确选择扶正器, 并选择合适的数量和位置安装扶正器, 以确保套管在下入过程中的居中度, 提高顶替效率。
4.4 在钻井液设计中引入新技术、新工艺, 如紊流顶替钻井液技术、漂浮理论在顶替钻井液研究中的引入等等, 都对提高水泥浆的顶替效率有积极的作用, 有利于固井质量的提高。
参考文献
[1]胡黎明, 赵留阳, 郭振斌.提高水平井固井质量的措施[J].中国石油和化工标准与质量, 2012, (4) .
[2]郑志刚, 杨红利.提高水平井固井质量的几点认识[J].内蒙古石油化工, 2009 (23) .
吉林油田浅层水平井固井技术研究 篇5
1 浅层水平井固井技术施工要素探讨
1.1 浅层水平井固井技术
随着油田勘探程度的不断加深, 导致勘探过程中遇到复杂的地质结构, 浅层水平井一般主要是指井斜角大于或等于86°, 并且井身轨迹在油气层中穿行一定长度的定向井。林区域油藏低温、低渗、埋深钱, 油藏水平井位比普通水平井位普遍大于2.0, 该种情况下需要解决的突出问题表现在两方面, 一方面是保证有足够强度的套管柱能够克服阻力, 另一方面是在大斜度或水平井段完全充满优质水泥浆的问题。这是水平井钻井的一个关键技术, 利用水平井钻井手段, 保护和解放油气层, 从而提高油田开采采收率, 增加油田开采油层产能, 促进油田开发水平。
1.2 浅层水平井固井技术难点
1.2.1 井身结构
浅层水平井的“地面定向”的浅水平井技术主要有浅层水平井和大斜度井, 下入的套管一定需要承受底层纵向下榻应力, 水泥环控支撑作用显得极其重要。浅层水平井和大斜度井中尤其需要甄别的是生产层出水还是入水, 出现滤液渗入油页岩裂缝而导致施工难度加大等现象, 这些技术实施要点都需要特别注意。在进行水平井和大斜度井固井时对固井技术要求也有所不同。
首先, 对水泥浆性能的要求。在水平段, 水泥浆注入井内后, 由于重力的作用难以保持原有的稳定性, 水泥颗粒很容易在套管下层凝结沉淀, 致使自由水析出。套管上侧的水泥浆凝固后的水泥石强度降低, 导致油气水通道形成, 所以在这一环节, 提高水泥浆的稳定性能, 降低水泥浆析水是确保油田固井质量的关键。为此, 在进行固井时全面提高水泥浆性能, 保证水泥浆具有较好的稳定性, 严格控制水泥浆失水量。一般控制在50ml以内。
其次, 分割注水泥井段内各组产层和其他渗透性岩层, 确保井段内不会因为环空窜道引起出水。这就需要在水平井中, 通过调整泥浆性能, 确保自由水析出量较少, 那么水泥浆稳定性能越强, 要求是在水平固井中, 水泥浆API<50ml/30min。
1.2.2 注水泥特点和技术控制要点
注水泥浆的流变性。常规注水泥过程中, 为了获得更高的水泥浆顶替效率, 都是通过降低水泥浆的胶凝强度、屈服值改善水泥浆流变性能, 通过不断摸索试验配方, 调整水泥浆性能, 在进行水平井水泥浆设计时, 一定要保证水泥浆的稳定性, 确保水泥浆的屈服值控制在15Pa左右。
水泥浆的稠化时间。水泥浆自由水析出是致使水平井固井质量降低的最主要原因, 在水平井中, 由于油气层裸眼段比较长, 裸眼环容比小间隙处环容大于1倍时, 水泥浆与油气层接触面大, 水泥浆的失水量控制成为难点, 但是自由水析出是与水泥浆胶凝强度的紧密相关的, 所以在进行施工时, 设计水泥浆水平井时, 一定要保证注水泥施工安全, 做好充分保障措施, 尽量的减少水泥浆稠化时间, 做到“直角”稠化。
1.3 水泥浆外加剂的选用
根据各地区水平井的完钻出口温度情况, 通过室内化验与性能对比, 选择DSHJ将试水外加剂, 此种外加剂主要是由降失水剂、降粘剂、抑泡剂以及速凝剂等组合而成, 是一种可溶于水的固体粉末, 通过DSHJ降失水剂的应用, 借助降粘剂和交联剂改变分子化合物, 相互产生交联作用, 当浓度到达一定时, 增大水泥浆体系的流动阻力, 与水泥颗粒产生交叉网状链接, 改善水泥浆粘稠现象, 会在水泥颗粒周围形成屏蔽层, 降低水泥浆的流动性。
1.4 对水泥浆体系性能综合性评述
为保证水泥浆体系性能可通过控制水泥浆失水量和析出量, 确保水泥浆低滤失、高沉降稳定性, 失水量可以控制在30mL, 析水量为0。稠化时间按要求, 保证固井施工顺利, 提高水泥环封隔地层的能力。首先, 选用高效降滤失剂, 可有效把水泥浆API失水控制在小于50ml以内;其次, 确保水泥浆流动性和稠化时间, 确保水泥浆稠化强度和性能;最后, 由于水泥浆凝固后, 水泥石强度会增长, 为防止水泥石体积収缩形成微间隙, 需要增强抵抗底层流体的能力。
2 吉林浅层水平井固井技术与配套措施
2.1 固井施工前进行地层承压堵漏试验
依据吉林地区油田钻井工程设计的固井注水泥方案, 为有效提高井眼的承压力, 在进行下套管前进行承压堵漏, 并为接下来的固井完井奠定良好的井眼基础。
2.2 提高注水泥性能措施
浅层水平井固井需要的水泥浆量大, 在进行水泥浆封浆工作时, 通过降低水泥浆的胶凝强度、屈服值改善水泥浆流变性能, 在进行水平井水泥浆设计时, 一定要保证水泥浆的稳定性, 利用降低水泥浆紊流顶替排量, 确保水泥浆的屈服值控制在15Pa左右, 通过提高注水泥排量达到或接近顶替排量, 提升注水泥顶替效率具。
3 合理确定顶替排量
在实际油田勘测中, 大排量顶替有利于提高顶替效率, 但大排量顶替会给该地区埋下较大的井漏风险, 因此, 根据实测井径数据, 利用降低水泥浆紊流顶替排量, 确保井段内不会因为环空窜道引起出水, 确保环空流速达到1.0-1.2m/s即可。
4 现场应用
根据吉林地区油田实际生产量将浅层水晶古井技术进行现场应用, 采用性能优良的双凝微膨水泥浆体系, 选用DSHJ降失水剂, 在进行浅水层固井前做好充分准备, 确保固井技术、注水泥浆性能等完善稳定的基础保障下, 进行浅层水平井固井技术实施。在当地要考虑到地质情况、工程情况和成本预算等三方面的基础上, 在扶余、红岗、新庙地区完成了35口水平井, 再经电测解释:固井一界面优质、二界面合格, 其中, 优质井量占到80%以上, 为吉林油田的1000万多吨的浅层石油地质储量求得切实可行的新方法。
5 结语
在进行浅层水平井设计和钻眼施工时, 必须结合当地油田储存的实际情况, 从井身轨迹设计和实钻井眼的符合方面保证套管的安全下入, 选用科学合理的水泥注浆体系, 采用合适的水泥浆体系与合理的施工参数及技术措施, 确保钻井液具有良好携带和悬浮能力以及不影响开采成本, 提高封固质量, 跟上油田上产的需求, 不断在实践中丰富和完善固井技术, 提高浅层水平固井技术的整体开发效益, 推动吉林油田的开发与发展, 从而提升我国油田的原油开采率。
参考文献
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[5]马小月, 信伟, 李强.浅层水平井钻井工艺的研究[J].中国化工贸易, 2012, 4 (5) :264-264.
提高水平井固井质量的技术探讨 篇6
水平井固井的目的是在套管与井壁之间形成均匀完整且封隔良好的水泥环, 而且水平井井眼的几何形状不同于直井, 水平井井斜较大, 下井后的套管串在管柱结构、自重、井眼率和井径扩大率等因素的影响下, 管柱串必然会发生变形, 导致在不同的井的深处套管下入难和套管不居中的问题。另外, 为了提高水平井的固井质量, 水泥浆的失水情况需要控制得很低, 而且如果水平井段的水泥浆有析水现象, 析水聚集在井眼的上侧而形成一条水带, 这条水带在水平井的开采过程中会为分层开采防水和防砂造成很大困难, 从而影响到固井质量。
二、对于水平井固井时套管下入和套管居中的技术研究
1井眼的准备
从完井电测到下管套前, 用原钻具认真通井, 下入过程分段大排量循环, 循环过程中活动管柱, 并结合短起下钻破坏岩屑床修整井壁, 使井眼更规则, 套管到底后充分循环两周左右, 以强化控固设备的使用, 确保陈砂清除以达到净化井眼的目的;起钻前调整好钻井液的性能, 提高流变性并适当降低动切力。然后在大斜度和水平段内打入塑料球, 来降低摩擦, 确保尾管的顺利下入。
2下套管作业摩擦阻力的预测及检测技术的实施
在水平段钻井过程中, 因为重力作用, 钻屑会沉积在井眼下并累积成较厚的岩屑床, 若不清除干净, 这条岩屑床将使井眼缩小并增大下放的摩擦阻力, 而对于摩擦阻力, 水平井完井管柱产生的最大侧向力在造斜段至增斜终点。摩阻系数的确定是摩擦阻力计算与分析的基础, 摩阻系数的大小与实测井口载荷、泥浆的粘滞系数及井下异常情况等有关。下套管实际摩阻系数的计算一般通过最后一次电测通井后记录不同井深时的上提大钩悬重和下放井口大钩悬重, 计算出摩擦阻力, 反算得出摩阻系数, 从而可以推算出下套管的预测摩擦阻力。然后将预测值和录井实测值作对比校核, 以对比预测摩擦阻力与实测摩擦阻力存在的误差, 便于修正摩阻系数, 使预测的摩擦阻力值更接近真实值。按照以上方法预测的摩擦阻力应用于现场下套管作业能在一定程度上提高固井质量。
3提高套管居中度的技术
套管居中度是影响固井顶替效率及封固质量最重要的因素之一, 在实际套管作业中, 要保证套管有67%的居中度才能保证水泥浆对钻井液的有效顶替。
(1) 合理选用套管扶正器
合理选用套管扶正器不仅可以改善套管的居中度, 还可以减少下套管的摩擦阻力, 以保证套管安全快速到位。扶正器的选择很重要, 既要选用刚性扶正器又要保证套管下入时不增大摩擦阻力, 通过现场实际技术的验证, 刚性螺旋滚轮扶正器的扶正条与轴线夹角为65度, 具有比直条扶正器更为优越的地方, 既能减少套管下入时的摩擦阻力又能提高水泥浆的顶替效率, 而且不会堵塞井眼。另外, 弓形弹性扶正器兼有刚性和弹性扶正器的优点, 启动力小, 扶正力大, 直井段使用既能减少摩擦阻力而且能够有效保证套管居中。
(2) 套管扶正器的安放位置选择
直井段采用弓形弹性扶正器时, 每三根套管安放一只弓形弹性正器;造斜段选用刚性螺旋滚轮扶正器, 每两根套管安放一只刚性螺旋滚轮扶正器;水平段选用刚性螺旋滚轮扶正器, 每两根放一只或每根套管放一只, 或者将螺旋滚轮扶正器和弓形弹性扶正器交替安放。这种安放方式能够保证套管的居中度达到67%以上。
(3) 套管漂浮技术的应用
利用套管漂浮技术固井, 在大斜度井段和水平段替入密度较低的液体, 用清水作为替浆液, 尽量提高环空和套管内流体的密度差, 减少套管对扶正器的负荷, 增加浮力, 从而能够帮助套管有效居中, 增加顶替效率。
三、对固井水泥浆技术的研究
1保证水泥浆体系的稳定性技术
水平井固井中, 水泥浆体系的稳定性直接关系到其他各种性能的实现, 尤其在大斜度井段和水平段, 水泥浆体系不稳定将导致浆体上下密度差较大、顶部强度降低、渗透率增大, 而无法形成均质的水泥环, 导致油气水窜。在实际的作业中, 采用加入固相惰性材料的方法来控制析水和保证水泥浆体系的稳定性。另外, 加入膨胀剂以避免水泥体积收缩, 来提高水泥环胶结能力和水泥石的致密性, 以提高水泥环封隔地层的作用。
2保证良好的流变性的技术措施
在进行水平井水泥浆设计时, 将水泥浆的屈服值控制在15帕左右, 才能保证水泥浆有良好的稳定性和驱替能力, 从而使水泥浆具有良好的流变性能。
3降低水泥浆析水, 提高其沉降稳定性
用高效降滤失剂可有效将水泥浆失水控制在50毫升左右, 也可以保证水泥浆良好的流动性;在水泥浆内加入超细颗粒微硅、增强剂和膨胀剂, 可以进一步控制水泥浆失水, 析水也更接近于0。水平井固井要求水泥浆自由水小于0.5%, 接近于0的程度, 尽量接近零析水。
4缩短水泥浆的稠化时间和过渡时间
在进行水泥浆设计时, 在保证施工安全的前提下尽量减少水泥浆的稠化时间和过渡时间, 一般控制在15分钟以内, 以追求实现“直角”稠化, 防止油气水窜。
结语
综上所述, 为了切实提高水平井固井质量需要注意以下几点:首先, 良好的井眼准备和钻井液性能是水平井固井成功的前提条件, 也是保证水平井固井质量的关键因素;其次, 下套管摩擦阻力的成功预测、扶正器的合理选择和正确安放技术, 是使套管顺利下入、套管居中和提高水平井水泥浆顶替效率的关键技术因素;第三, 使用高沉降稳定性、良好的流变性、低析水和良好的触变性的水泥浆体系, 避免了由于水泥体积收缩和在上侧井壁形成游离水通道的问题, 是提高水泥浆固井质量的关键。这些技术的综合使用, 在很大程度上提高了水平井的固井质量, 为油田事业的可持续发展提供了可靠的技术保障。
摘要：随着钻井技术的发展, 为了切实提高油田开发的经济效益, 水平井技术已经成为油气田开发的一种有效的手段, 它是通过油层的泄油面积来提高油井产量的, 对于低渗透油藏的效果尤其显著。水平井的固井是水平井钻井过程中的一个很重要的环节, 其固井质量的好坏不仅影响到油气井的开采寿命, 而且影响到油气采收率的提高。本文通过解决水平井固井过程中的套管下入的问题、水泥浆失水及析水的问题、套管居中的问题及清除岩屑床等问题, 展开了对提高水平井固井质量的技术探讨。
关键词：固井质量,套管下入,套管居中,水泥浆体系
参考文献
[1]刘宏梁.提高水平井固井质量配套技术研究与应用[J].
提高水平井固井质量的技术探讨 篇7
摘要：水平井技术是油气田开发的重要手段, 它主要是利用增加油层泄油的面积来提高油气的产量, 适宜用于低渗透油藏中。水平井固井是水平井钻井中的关键环节, 固井的质量直接影响油气井的开采寿命以及采油率。因此, 提高水平固井的质量至关重要。但在实际的固井过程中, 存在较多的技术难点, 包括水井内部轨迹不好掌握、管柱不易居中、易受水泥浆体系影响等, 从而影响了固井质量。为此, 需加大对固井工艺的研究, 克服影响固井质量的因素。
关键词：水平井固井,质量,影响,技术
参考文献
水平井固井技术 篇8
关键词：水平分支井,技术套管近平衡固井,压力控制,低孔低渗地层
（一）基本情况
1. DF2井二开采用311.2mm钻头钻进，A点井深3111m，最大井斜91.20度，下入244.5mm技术套管，是本工区目前最大井眼条件下下入244.5mm套管，施工难度相对较大。
2. 地层压力。鄂北气田储层属于低压沙岩气藏。平均为0.0090MPa/m。在鄂北气田固井计算时，地层空隙压力梯度考虑到现场施工的安全性，应取0.0112MPa/m为准。
3. 通过压裂数据的推算，储层段破压梯度在0.155～0.198MPa/10m之间;因此，设计时每口井破压梯度应以0.16MPa/10m计算。
4. 鄂北气田气藏温度在81～92℃之间，平均86.5℃。通过多口井固井总结，将井内循环温度设定在65～70℃，以此为依据来测定与设计水泥浆体系性能。
（二）存在的难点及分析
1. 煤层跨塌问题。
由于在井深2865～3067井段共存在5套煤层，煤层段长最大达到4m，该井段井斜角从61度到91.2度，为了煤层保持稳定，钻井液密度必须控制在1.24g/cm3以上，固井前不得降低密度。
2. 水泥浆流变性问题。
DF2井水泥浆密度要求较高，对流变性提出一定要求，施工过程中很难达到紊流状态，并且在紊流状态下容易造成井下漏失，难于保证固井质量;
DF2井A点前施工目的：保证在不压漏地层前提下使水泥浆全井段封固上返，能够安全顺利提交A点，为水平井段施工提供条件。
3. 气层压稳、固井质量问题。
产层的上半区段普遍存在气侵窜现象，从鄂北气田近几年固井质量分析，一次注水泥作业中，固井中易发生井漏现象，DF2井需要保证煤层稳定，水泥浆密度必须达到一定要求，要求低密度水泥浆返出井口，固井质量难于保证。
（三）采取的措施
1. 通井技术措施
(1)下套管前，根据电测井径情况对小井眼段和遇阻段要反复认真通井、划眼和循环洗井，做到起下钻顺畅无阻卡，为顺利下套管创造良好的井眼条件，同时为降低下套管摩阻，要求最后一次通井时在水平及大斜度井段泥浆中加入固体润滑剂。
(2)通井过程中要大排量洗井，要求排量不小于67L/S，并进行分段循环泥浆，水平段及大斜度井段每150m循环一周，使井内无沉砂，循环钻井液密度控制在1.23～1.24g/cm3保证煤层井段地层压力稳定;
(3) 计算能使套管成功下入的井眼条件
(1) 所下244.5mm套管曲率半径的计算:
根据公式R=E*D*K1*K2/200*rp=179 (m)
R:允许套管弯曲半径
E:钢材弹性模量206X106kPa
D:套管外径 (cm)
rp:钢材屈服极限758 X103kPa
K1:抗弯安全系数1.8
K2：螺纹连接安全系数3
(2) 井眼允许套管下入的曲率条件：
定向井井眼曲率半径计算：R0=360*S/2*3.14*K
S:100m
K：井眼曲率度/100
根据套管的弯曲半径179m, 计算井眼的允许井眼曲率32度/100m。实际测井的井眼曲率17.5度/100m，能够满足下套管要求。
2. 压漏及压稳计算
注水泥作业过程中压力计算：
地层压力(Pin)×1.05<环空液柱压力(P)+动摩阻压力<地层破裂压力(Pout)×0.95
计算方法：
P=地层破裂压力(Pout)×A (A为液柱压力系数，现场统计回归，A取值范围为0.83～0.86) =45.19×0.86=38.86Mpa
式中：Lm——泥浆长度(m);
ρm——泥浆密度(g/cm3);
Lw——前置液长度(m);
ρw——前置液密度(g/cm3);
Lz——低密度水泥浆段长度(m);
ρz——低密度水泥浆密度(g/cm3);
Ll——过渡水泥浆段长度(m);
ρl——过渡水泥浆密度(g/cm3);
Lc——尾浆段长度(m);
ρc——尾浆段密度(g/cm3)。
在目的层段水泥浆失重为水柱压力时的压力计算
P=地层压力(Pin)×B (B为气层段压稳系数，现场统计回归，B取值范围为1.07～1.09)=32.48×1.07=34.75Mpa
式中：Lm——泥浆长度(m);
ρm——泥浆密度(g/cm3);
Lw——前置液长度(m);
ρw——前置液密度(g/cm3);
Lz——低密度水泥浆段长度(m);
ρz——低密度水泥浆密度(g/cm3);
Ll——过渡水泥浆段长度(m);
ρl——过渡水泥浆密度(g/cm3);
Lc——尾浆段长度(m);
ρw——清水密度(g/cm3)。
通过注水泥作业过程中压力计算，可以控制在现场注水泥施工中前置液密度不得大于1.23g/cm3才能够保证不发生漏失及其它固井风险，做到现场施工正常;通过在目的层段水泥浆失重为水柱压力时的压力计算，保证在尾浆失重情况下，目的层不发生气窜、气侵现象，采用当量水泥浆密度1.236g/cm3保证固井质量。
由上述两方面的计算，能很好的设计好产层段上部各浆体的性能及用量，使得尾浆在失去流动性(胶凝强度大于150Pa)后仍能承载大于气层窜入压力的覆盖压力;以避免尾浆在仍有流动性的情况下，气窜压力大于上部的覆盖压力值，使得地层气体在浆体中形成窜路，造成全井或长井段的气侵窜，影响固井质量。
3. 水泥浆流动性确定
(1)套管居中度的影响。由于水平井的井斜角大，大斜度井段和水平井段套管所受的重力方向不再是轴向而是径向，这一重力极易导致套管偏心，使套管低边的钻井液驱动困难，容易窜槽，从而影响水泥浆的顶替效率。
(2)顶替排量的影响。DF2井的技术套管固井是一次全返井，合理确定前期替浆排量能有效避免漏失和提高顶替水泥浆的效率。
经过理论计算确定下列排量数据：
低密度紊流临界排量：Vc=1.82 m/s Qc=75.6 1/s
常规水泥浆塞流临界排量：Vc=0.14 m/s Qc=5.86 l/s
由于是技术套管固井，防止下部煤层漏失，故此缩短紊流顶替井段，或者在没有起压的情况下采用紊流顶替，然后采用塞流方式顶替，防止动压造成压漏地层，使施工中断。
4. 套管扶正器安放位置
采用“抬头工艺”，即在浮鞋段连续加放3个弹性扶正器，使浮鞋在大斜度井段离开井壁，以减小前部套管摩阻，导引套管顺利进入大斜度井段;在斜度较大井段采用刚性旋流扶正器尽量使套管达到居中，从而保证固井质量。
（四）施工设计情况
1. 入井水泥浆压力设计
鄂尔多斯气田经验取得：地层破漏压力为44.95Mpa;地层压力(井底)32.48Mpa;
水泥浆失重情况下压稳当量泥浆密度为:1.22g/cm3;
要求低密度水泥浆上返到地面。
￠311.2mm井眼井斜深3111m，垂深2879 m;￠244.5mm套管下深3109.09 m:
地层压力：32.48 (MPa) ;
地层破裂压力:44.95 (MPa) ;
环空液柱压力:38.30 (MPa) ;
尾浆段液柱压力:1.90×379m×0.00981=7.06 (MPa) ;
过渡浆段液柱压力:1.75×200m×0.00981=3.43 (MPa) ;
前置液液柱压力:1.23×200m×0.00981=2.41 (MPa) 。
低密度水泥浆体系密度与封长的确定：
根据压漏和压稳公式可以进行低密度段液柱压力计算。
低密度段液柱压力+环空泥浆液柱压力=环空液柱压力-尾浆段液柱压力-领浆段液柱压力-前置液液柱压力
低密度段液柱压力+环空泥浆液柱压力=38.3-7.06-3.43-2.41=25.4
通过上述计算数据，既可确定低密度水泥浆的密度值与它相对应的封固长度。经过现场试验总结，低密度密度控制在1.21～1.23g/cm3，封长控制在2300m。
2. 施工井口压力控制设计:
固井的动摩阻压力要求:
顶替过程中动摩阻压力=10 (MPa)
顶替过程中最大压力=(3.51+10)×1.20=16.21 (MPa)
从结果来看，DF2井固井未发生井下漏失，并且固井质量良好，同时证明了采用“近平衡压力固井设计”在大尺寸井眼及套管固井中的可行性。
（五）DF2井现场施工
1. 完钻井深：
3111m，设计水泥返到地面。注前置液：8m3;低密度水泥浆132m3，平均密度1.23g/cm3;注领浆10m3，平均密度1.75g/cm3。注尾浆30m3，平均密度：1.90g/cm3。
2. 替浆：
总替浆量118.3m3，其中水泥车压塞2.0m3，在压塞1.5m3的时候打开大泵替浆闸门，井队1台泵替浆至全部2.0m3压塞液入井后，钻井队开双泵顶替，排量控制在40～45 l/s，替量78m3，然后改为1台泵顶替，排量控制在30～35 l/s，替量25m3, 大泵替浆时最高压力10MPa，最后由水泥车先以1.0m3/min的排量替浆10m3后改为5 l/s的排量替浆3.8m3未碰压，关井候凝，在整个替浆过程中根据井口泵压和返浆情况的变化调整替浆排量;固井质量良好。
（六）结论及认识
1. 在较大井眼条件下、保证煤层稳定的前提下采用近平衡压力固井，能够保证固井作业顺利施工。
2. 通过准确计算确定顶替时的流动状态，保证不压漏地层，使固井施工连续;控制井口压力防止尾浆失重造成气窜影响固井质量。
3. 在大斜度井段采用“抬头工艺”使套管尽量离开井壁形成良好的水泥环，提高固井质量。
4. 非目的层段固井质量相对较差，顶替效率不高，如果进一步改善前置液的流变性，提高稀释和驱替泥浆的能力，固井质量会有提高。
参考文献
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