固井现场（精选3篇）
固井现场 篇1
固井作业不仅关系到油气井能否顺利完成, 影响投产后油气井质量的好坏、油气井寿命的长短及油气井产量的高低, 而且其成本在整个钻井工程中也占有很大的比例。固井技术发展的目标一直围绕如何进一步提高固井质量及减少固井事故发生为重点。
1 固井作业的特点
首先, 固井质量是一次性工程, 一旦出现质量问题, 即使采用挤水泥等措施, 也很难实现预期的效果, 正是由于固井作业必须一次性完成到位的特点, 所以我们必须把好质量关。其次, 固井作业是一项一系列的工作, 是材料、流体、化学、机械、力学等多个学科汇集在一起的作业, 是一项系统工程, 所以在具体操作时, 容易出现未知风险, 所以就要求我们做好各个工作, 统筹兼顾。再者, 固井作业施工时间短, 工作量大, 技术性强, 费用高。由上可知, 正因为我们对固井作业的高要求, 因此各个步骤都要精益求精, 预防固井复杂情况的发生, 使固井作业保质保量的完成。
2 固井作业复杂情况及处理措施
2.1 井队下套管作业复杂情况的解决
(1) 套管的阻卡情况。一种是井眼坍塌以及井眼缩径卡、砂桥卡, 当井眼出现坍塌砂桥卡时, 一般的处理方法是进行钻井液的循环操作, 在井口可以正常返浆的状态下, 进行低压小排量钻井液循环一段时间后, 切力慢慢增加, 加大钻井液的密度, 恢复正常后再进行固井作业。当套管出现缩卡时, 在钻井液可以循环的条件下, 和处理套管粘卡的方法相同, 如果缩卡的套管已经到达井底, 而且钻井液在循环过程中还出现了漏失, 一般优先封固下部地层, 在条件允许的情况下再采用挤水泥的方式对上部地层进行封堵, 这也是我们常见的小排量固井措施的作法;另一种是套管粘吸卡, 出现套管粘卡情况后, 通常是进行接顶驱, 然后在设备及套管安全的情况下, 争取最大限度上下活动套管, 帮助消除套管粘卡情况, 若强力活动重复多次之后还是不能进行解卡, 此时应停止强力操作。强力活动套管不能解决时可以采用适合的解卡剂, 然后利用泡解卡剂的处理方法来解决套管粘吸卡。
(2) 浮箍、浮鞋堵塞失效。浮箍、浮鞋堵塞是在下完套管, 由于套管内部堵塞不通, 开泵时压力不断上升, 以至于井口不反浆而造成的。处理方法是在套管上射上小孔, 建立新的循环系统后再固井;浮箍、浮鞋失效的原因则是当套管下放完成或者在注完水泥后, 封口密闭不严造成的。 处理方法分为两种, 关井候凝法和管内外液柱平衡压力法, 前一种方法适用于常规固井, 后一种则适用于尾管固井或双极固井。
(3) 双级箍打不开或者关不上。双级箍打不开的处理方法有三种, 其一, 如果双级箍堵塞造成水泥浆无法顺利返回, 我们需要采用机械的方法, 用钻具打开双级箍;其二, 若水泥浆能顺利返回, 紧接着我们需要测声幅、射孔, 然后建立循环, 进行二级固井;其三, 我们则需要进行测试, 看是否满足进行新一次开钻的要求;双级箍关不住的处理方法也分为三步, 第一, 加压;第二, 如果高压还无法使双级箍关闭, 则需要关闭井口等候;第三, 如果固井的双级箍无法关闭, 那么在下钻时, 尝试着用钻具关闭双级箍关闭套。
2.2水泥浆性能的复杂情况
(1) 水泥浆的触变性问题。
水泥浆的流变性问题在技术方面可以通过使用分散剂来改善, 在进行与水泥浆相关的技术操作时, 压力平衡是必要的条件, 只有压力平衡稳定, 才能保证地层流体不混入水泥浆体系, 在施工作业时, 可以选择功率大、混合能力高的水泥车来完成。水泥浆作业时为了避免出现突然停泵, 作业施工的连续性非常重要。在出现触变情况时, 结合施工过程中的具体情况, 在配浆水中加入分散剂, 来保证施工的连续性。
(2) 水泥浆过度缓凝问题。水泥浆过度缓凝是指水泥石强度发展缓慢甚至不凝固, 最终造成油气水层无法很好的封固。水泥浆过度缓凝, 现在还没有很有效的措施来解决, 只能采用传统的方式, 延长水泥浆等候凝固的时间, 等到水泥浆完全凝固后再进行下一步的工作。
(3) 水泥石强度衰退问题。当井下温度高于110摄氏度时, 水泥石强度衰退, 造成水泥封隔能力大大降低。而在现在, 这种现象还不能找到有效措施来解决。
3 结语
在固井作业过程中要重视固井质量, 采取有效措施提高固井质量, 这一过程中不仅要保证固井设备的完好, 还应重视对技术人员素质的培养, 加强业务能力的提高, 使固井技术人员的操作水平和业务能力不断提升, 同时, 在工作中积累更多的现场工作经验, 提高固井作业过程中复杂情况的处理能力, 出现问题能够及时采取有效的处理措施。相信随着科技的不断发展, 新技术新工艺会不断涌现, 固井工艺的技术也会更加完善。
摘要：随着油田开发的不断深入、地层情况越来越复杂, 对固井施工的要求越来越高。在固井工作中, 我们一直在探讨如何减少固井现场事故的发生, 由于现在固井的施工难度增加, 固井技术人员年轻化、缺少固井现场经验等等, 以至于对固井现场出现的复杂情况不能及时的应对。本文主要对固井现场的复杂情况的应对和处理进行简要分析, 希望能对今后的固井工作提供一些借鉴。
关键词：固井,复杂情况,油田
参考文献
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[3]姚崇魁, 译.钻井液和完井液――泡沫水泥浆的应用[J].国外钻井技术, 1993 (2) , 55~64.
固井现场 篇2
固井作业不仅关系到油气井能否顺利完成，影响投产后油气井质量的好坏、油气井寿命的长短及油气井产量的高低，而且其成本在整个钻井工程中也占有很大的密度（占20%～30%）。固井技术发展的目标一直围绕如何进一步提高固井质量及减少固井事故等。固井又是一个系统工程，影响因素复杂多样，具有其特殊性。
主要表现在以下几个方面：
（1）固井作业是一个一次性工程，如质量不合格，即使采用挤水泥等补救方法也难以取得良好的效果。
（2）固井作业是一项系统工程、隐蔽性作业，涉及到材料、流体、化学、机械、力学等多种学科，施工时未知因素多，风险大。
（3）固井作业施工时间短，工作量大，技术性强，费用高。因此，要求固井作业要精心设计、精心准备、精心施工，并要有较完备的预防固井复杂情况的预处理方案，确保优质高效地完成固井作业。
固井作业涉及套管、水泥浆浆体性能设计、注水泥现场施工、水泥胶结质量等方面，为此，固井复杂问题和事故也可以分为以下几类。
第一类：套管及下套管复杂情况，包括下套管阻卡、套管断裂、套管泄漏、套管挤毁、套管附件和工具失败、下套管后漏失或循环不通等。
第二类：水泥浆浆体性能事故，包括水泥浆闪凝、水泥浆触变性、水泥浆过度缓凝等。
第三类：注水泥现场施工复杂情况，包括注水泥漏失、环空堵塞、注水泥替空等复杂情况和事故。
第四类：水泥胶结质量复杂情况，包括油气水层漏封、水泥胶结质量差、环空气（水）窜等。
下面就上述固井复杂情况及事故发生的主要原因及预防、处理方法分别加以论述。
1、下套管复杂情况 1、1套管阻卡
套管阻卡一般可分为以下三类：一是套管粘吸卡，二是井眼缩经卡，三是井眼坍塌或砂桥卡。
1）
管阻卡的原因及影响因素
1.套管粘吸卡是由于套管的外径往往大于钻杆的外径，套管与井壁的接触面积大于钻杆的接触面积，上扣时间要大于钻杆的上扣涉及，且下套管时又难以旋转，因此，卡套管的发生机率较大。
2.井眼缩径卡套管是由于井眼不稳定，特别是钻遇蠕动性岩盐层或由于钻井夜性能不好形成较厚的假泥饼，导致井眼缩径，造成缩径卡套管事故。
3.井眼坍塌或砂桥卡套管是在下套管过程中或下套管结束后发生井眼坍塌或形成砂桥造成卡套管事故。
4.下套管前没有认真通井，对缩径段没有很好地划眼，易造成卡套管事故。
5.下套管作业没有认真准备（包括组织、工具等），造成下套管时间过长或中间停顿等，易发生卡套管事故。
6.中途测试、取心、电测后没有通井而直接下套管易发生卡套管事故。7.钻井液性能不好，没有形成很好的滤饼，井眼摩阻系数大，尤其是高密度、分散型钻井液，发生卡套管的机率大。
8.下套管前对漏失层没有很好地堵漏，加之下套管时速度过快，易压漏地层，造成井塌引起卡套管事故。
9.高压层下套管前没有压稳，在下套管过程中发生溢流，环空夜柱压力下降，易发生井塌，造成卡套管事故。
10.井口不，下套管上扣时反复错扣，下套管时井下套管静止时间长且没有活动套管，易发生卡套管事故。
11.钻井液密度设计不合理，如密度设计较低，造成井眼坍塌或没有压稳蠕动性地层引起井眼缩径，造成卡套管事故。
12.下套管时遇阻，盲目下压，造成下套管由遇阻演变成套管卡死。2）
防发生套管阻卡的技术措施
1.下套管前认真通井，对缩径段反复划眼。
2.设计合理的钻井液密度，保证压稳地层，防止井眼坍塌，减少蠕动性地层的蠕动速度和井眼缩径。
3.中途测试、取心及电测后要求认真通井才能下套管。
4.下套管前认真处理好钻井液性能，降低钻井液粘度、切力和失水，并充分循环处理钻井液，方可下套管。
5.对于深井、长裸眼井和定向井、水平井等，必要时在下套管前要求加入塑料小球或混入5%～10%的原油，降低井眼摩阻系数。6.下套管作业要认真准备（包括人员组织、工具等），仅可能减少下套管时间和中间停待。
7.下套管前对漏失层要求很好地堵漏，并控制下套管的速度，防止压漏地层。8.在高压层下套管前要求压稳，防止在下套管过程中发生溢流，保持井内压力平衡。
9.在下套管过程中如发生井漏、井塌等复杂情况，一般要求起出套管，下载处理井眼，正常后再重新下套管。
10.下套管时如遇阻，应反复活动套管，并接方钻杆或循环头循环处理钻井液，不能盲目下压，防止套管卡死。
11.下套管前要校正井口，做到天车、转盘和井口三点一线，防止下套管上扣时错扣。
12.必要时使用套管扶正台，采用人工或机械扶正套管，防止下套管上扣时错扣并加快下套管速度。
13.尽可能使用自动灌浆设备，减少因灌浆造成的下套管停顿时间，使用自动灌浆设备时要及时注意其工作状况，如失败要采用人工灌浆。
14.下完套管后要求先灌满钻井液后再慢慢开泵循环，等循环畅通后慢慢提高循环排量，防止混入空气造成开泵困难和压漏地层。
15.采用人工灌浆时，在灌浆间隙要不停地活动套管，上下活动套管距离不小于2米，发现井下有遇阻迹象时要停止灌浆，并采用大距离活动套管或接方钻杆循环等措施，等正常后再灌浆和下套管。16.下套管过程中要及时注意井口返浆，如发现异常应立即停止下套管进行处理，待正常后方可继续下套管。3）
套管阻卡的处理方法 套管遇卡后，应在保证套管串不被破坏的前提下开展处理工作，而且，应根据不同的卡套管类型采用不同的处理方法较卡钻相比，套管遇卡处理难度更大，手段也相对较少。
（1）套管粘卡
发生套管粘卡后，推荐采用以下步骤进行处理：
1.强力活动套管； 发生套管粘卡后一般是先接方钻杆或循环头开泵循环，后在套管和设备（井架、提升系统）安全的条件下，尽最大可能上下活动套管，采用此种方法一般可以消除套管粘卡。
如果强力活动次数后（通常为10次左右）仍不能解卡，一般要停止强力活动。此后，在一定范围内活动没有卡住的套管，防止卡点上移。
2.泡解卡剂； 在强力活动套管无效后，处理套管粘卡的主要方法是通过泡解卡剂的方法来处理套管粘吸卡。其基本步骤一般如下：
第一：选择合适的解卡剂。解卡剂一般分为水基、油基两种，其密度要根据井内地层压力选定，对于高压井，要选择高密度的解卡剂。一般油基解卡剂适合大多数地区，但在个别地区，水基解卡剂也取得了较好的应用效果。第二；计算卡点位置。现场一般采用计算在一定拉力条件下的套管伸长来计算卡点位置。计算公式如下：
L=ESI/F 式中 L——自由套管的长度，m；
E——钢的弹性系数，2.1×105MPa； I——自由套管在力F作用下的伸长，m；
F——自由套管所受超过自身质量的拉力，N； S——套管截面积，m2。
第三：计算解卡剂的用量。根据计算的卡点位置，在卡点位置及其以下部分注入合适的解卡剂。要求具有一定的附加量，一般在20%左右。
第四：井内压力平衡计算。根据井内地层压力、钻井液密度、地层岩性、解卡剂的密度和用量，进行井内压力平衡计算，确保不会发生井涌、井喷和井塌事故。第五：解卡。根据不同的解卡剂的类型、地层特性和现场的实际卡套管的情况，在解卡剂注入一定时间后采用类似强力活动套管处理方法解卡。（2）套管缩径卡和井眼坍塌或砂桥卡
1.套管缩径卡时，井内一般可以循环钻井液，可以通过类似套管粘卡的处理方法进行处理。
2.井眼坍塌或砂桥卡时，如可以循环钻井液且井口尚能返浆，应坚持先小批量低压循环钻井液，后逐步提高钻井液的密度、切力，正常后固井。
3.如果套管已经下到井底，且循环钻井液漏失，应根据现场实际情况进行处理。大多数情况下选择小批量固井的方法，争取把下部地层封固，必要时再对上部地层进行挤水泥作业补救。
4.如果套管没有下到井底，可选择先固井，后采用增加一层尾管固井封固下部地层的方法补救。1.2套管断裂
1）套管断裂的原因及影响因素
1.套管设计时安全系数设计偏低，没有考虑如温度变化、套管弯曲等因素对套管强度的影响，造成套管强度不够而发生套管断裂。
2.套管本身质量问题，特别是丝扣加工质量不过关，造成丝扣处脱落。3.套管浮箍以上由于没有对套管丝扣联接处加以固定，在钻水泥塞时造成套管脱落。
4.钻遇硫化氢气层，钻井液中含有硫化氢而产生 氢脆作用，造成套管断裂。5.在技术套管中钻进，没有采取有效的防护措施，钻杆接头将套管磨穿，造成套管断裂。
6.地层水含有腐蚀性物质，如水泥环封固质量不好，易造成套管腐蚀破坏断裂。7.套管遇卡后，施加拉力太大，造成套管脱落。
8.在压裂和注水泥施工时，由于施工压力太高，超过了套管的抗压强度，造成套管断裂破坏。
9.在热采井内，套管受热膨胀，但由于套管外面又有水泥固结，限制了套管的自由伸长，在套管内部产生压应力，当压应力超过材料的屈服极限时，套管就会断裂。
2）防止套管断裂的技术措施
1.下套管时防止套管错扣，不允许在错扣焊接。
2.套管遇阻卡后，不能强拉强提，上提拉力不能大于套管本体和丝扣抗拉强度的80%。
3.表层套管和技术套管下部的留水泥塞套管应用防止螺纹松扣脂或在松扣处采用铆钉固
定，防止在钻水泥塞或下部钻进过程中造成套管脱落。
4.对于含有硫化氢的井，下套管前必须充分循环钻井液，压稳产层，清除钻井液中的硫
化氢。同时，应采用访硫套管和井口装置。
5.应尽可能提高表层和技术套管鞋处的固井质量。
6.在已下套管的井内钻进，要控制转盘的转速。钻铤未出套管鞋时，转速不大于60r/min，钻铤出套管鞋后也不要超过150r/min.对于深井和复杂井，钻井周期长，对套管要采取相应的保护措施。
7.对于热采井固井，应采用优质钢材，在固井时要提拉一定的预应力，消除因温度升高，钢材受热膨胀产生的压应力。1、3 套管挤毁
1）管挤毁的原因及影响因素
1.套管强度设计不合理，造成套管挤毁。
2.灌钻井液不及时，造成在下套管过程中掏空太长，引起套管挤毁。
3.套管加工质量不好，如壁厚不均匀或椭圆度太长或钢材性能达不到标准。4.在挤水泥时，没有下挤水泥封隔器，挤水泥施工压力超过上部套管的抗内压强度，造成上部大直径套管挤毁。
5.存在特殊地层，如岩盐层，由于岩盐层蠕动，蠕变压力大于套管的抗外挤强度，就会造成套管挤毁。2）防止套管挤毁的技术对策
1.下套管时要及时灌浆，控制套管掏空深度。
2.在岩盐层等蠕动性特殊地层段套管强度设计应采用蠕变压力设计，并考虑不均匀载荷的影响。
3.挤水泥作业设计时要考虑套管抗压和抗外挤强度的影响。4.控制下如套管的质量，防止不合格的套管入井。
6.尽可能提高封固段的水泥石胶结质量，尤其是蠕动性特殊地层，提高套管抗外挤能力。
1、4管附件和工具复杂情况
1)浮箍、浮鞋复杂情况
1.浮箍、浮鞋堵塞：下完套管后，循环不通，开泵压力持续上升，井口不反浆。预防措施：对入井套管进行严格通径，并严格防止套管内落物。解决措施是在浮箍、浮鞋以上套管射孔，重新建立循环后固井。
2.浮箍、浮鞋失效：下完套管或注水泥结束后，浮箍、浮鞋失效或密封不严。预防措施：a.对入井套管进行严格通径，并严格防止套管内落物对浮箍浮鞋的损害；b.如果浮箍浮鞋已经失效，对于常规固井可以采用关井候凝的方式，对于尾管固井或双极固井，则采用管内外液柱平衡压力固井方式。2）双极箍复杂情况 1.双级箍打不开
双级箍打不开是指一级固井结束后，不能顺利打开双级箍的二级固井循环孔，造成二级固井无法正常进行。
造成双级箍不能顺利打开的可能原因有：①非连续式双级箍打开塞与打开塞座密封不严，无法施加压力，造成无法打开双级箍；②双级箍本身加工质量和设计有缺陷，双级箍在重力作用下本体变形或双级箍本体与打开套配合间隙过小，造成双级箍打开套下行阻力大，无法打开双级箍；③一级固井水泥浆性能设计不当，如稠化时间短，返到双级箍以上时水泥浆已经稠化，或是水泥浆与钻井液相容性差，造成双级箍处的水泥浆胶凝，无法顺利打开双级箍；④一级固井后发生环空堵塞，造成双级箍无法打开；⑤双级箍放置位置不合适，井斜角大且狗腿度大，打开塞未座牢，造成双级箍无法打开；⑥井口连接双级箍时打钳位置不对，双级箍内外套发生微变形。
防止双级箍打不开的技术措施有：①禁止在双级箍本体上打钳，防止双级箍本体变形；②选择质量好，设计合理的双级箍产品；③尽可能设计水泥浆不要返到双级箍以上位置，如一级固井水泥浆必须返到双级箍以上，其稠化时间要附加重力塞的下落时间，且选用性能良好的固井隔离液防止双级箍处的水泥浆胶凝；④双级固井前要充分循环处理钻井液，确保井眼稳定；⑤选择合适的双级箍放置位置，对于常规的机械打开双级箍，其井斜角一般不要大于60～80；对于大斜度井采用液压式双级箍。
双级箍打不开的处理方法有：①如果水泥浆没有返到双级箍，在套管内 下入小钻具，下压双级箍的打开套，靠机械式打开双级箍；②如果水泥浆已经返到双级箍以上，先测声幅，在水泥浆面以上50m左右射孔，建立循环，进行二级固井；③如果双级箍以上没有特殊地层且没有高压地层，可下入专用工具关闭双级箍，再钻开内套，进行试压，如满足下次开钻要求或油气生产测试要求，可从井口反注水泥浆固井。
2.双级箍关闭不上
双级箍 关闭不上是指在二级固井后，关闭塞不能顺利关闭双级箍的二级固井循环孔，造成双级箍处密封不严。
造成双级箍不能顺利关闭的可能原因有：①管内外静压差大，造成关闭双级箍压力高；②双级箍 本身加工质量和设计有缺陷，双级箍 在重力作用下本体变形或双级箍本体与关闭套配合间隙过小，造成双级箍关闭套下行阻力大，无法关闭双级箍 ；③连接双级箍打钳位置不对，双级箍本体发生微变形，造成双级箍无法关闭；④第一次施加的关闭压力不够，再施加关闭压力时，关闭塞与塞座密封不严。
防止双级箍关不住的技术措施有：①禁止在双级箍本体上打钳，防止双级箍本体变形；②提高双级箍本身加工质量，设计合理的关闭套配合间隙；③采用重浆替浆，尽可能减少管内外压差，减少最终关闭压力值；④在双级固井二级固井投关闭塞后尾随0.5～1.0方水泥浆，万一双级箍不能正常关闭，提高双级箍关闭套密封能力；⑤提高第一次关闭压力。
双级箍关不住的处理方法有：①继续增加关闭压力试关闭双级箍；②如果高压下仍然关闭不上，关井候凝；③对于双级箍没有关闭的井，在下钻钻双级箍附件时注意用钻具尝试关闭双级箍关闭套。3）尾管复杂情况
尾管固井工艺对尾管悬挂器的要求是“下的去、挂的住、密封严、倒的开、提的出”。其复杂情况主要包括以下几种： ⑴下尾管中途遇阻
下尾管中途遇阻一般分两种情况，一种是在上层套管内遇阻，二是在裸眼段遇阻。如果在上层套管内遇阻，一般是由于尾管悬挂器的卡瓦提前座挂引起的，在裸眼段遇阻除悬挂器原因外还可能是地层的原因。
尾管悬挂器（液压式）的卡瓦提前座封的原因有：①对于液压尾管悬挂器由于尾管遇阻，开泵循环泵压超过悬挂器座封销钉剪切压力，造成尾管悬挂器的卡瓦提前座封；②下尾管速度太快，也可能造成卡瓦提前座挂而遇阻；③尾管悬挂器本体锥体本位外径设计太大，如上层套管内壁不干净、稍有变形或井眼缩径，就可能引起下尾管中途遇阻。
防止尾管悬挂器的卡瓦提前座挂的技术措施有：①如果下尾管遇阻，需要循环钻井液，控制开泵循环泵压不超过悬挂器座挂销钉剪切压力；②控制下尾管速度，一般一根套管下放时间不少于20s,一个立柱下放时间不少于45s;③在尾管悬挂器本体锥体上下各加一个外径大于锥体的刚性扶正器；④适当提高悬挂器的座挂剪钉压力。
尾管悬挂器的卡瓦提前座挂的处理方法是：一般液压尾管都带有复位弹簧，上提尾管使其复位，后慢慢下尾管，并注意指重表悬重变化。⑵尾管悬挂器座挂不上
尾管悬挂器座挂不上是指在尾管悬挂器不能有效地将尾管重量悬挂在上层套管上。
尾管悬挂器座封不上的原因有：①上层套管内壁没有刮壁不干净、套管内壁磨损严重、或套管壁厚小强度低或座挂位置正好处于接箍等原因可能造成悬挂不上；②悬挂器本身设计缺陷，如：座挂卡瓦锥度设计不当，不能实现自锁，尾管悬挂器座封液压缸设计间隙不合适，造成活塞不能有效上行等；③尾管悬挂器座挂卡瓦在下尾管过程中被损坏；④悬挂重量大，悬挂器本体发生变形，活塞上行阻力大；⑤钻井液固相含量高，性能不稳定，造成座挂液压缸堵塞。
防止尾管悬挂器座封不上的技术措施有：①下尾管前对上层套管内壁刮壁，尤其是钻井周期长或老井侧钻的井；②选择合理的座挂位置，应避开套管内壁磨损严重和套管接箍等位置；③控制尾管下放速度，防止尾管悬挂器座挂卡瓦在下尾管过程中被损坏；④合理的尾管悬挂器座挂液压缸设计间隙，并在地面做拉伸试压座挂试验；⑤提高钻井液稳定性能，并设计合理的液压缸防堵塞结构；⑥悬挂器一经座挂不宜再上提解挂，重新座挂；⑦液压尾管悬挂器下部的浮鞋应设计有旁通孔，万一座挂不上可以座井底倒扣完成固井施工。尾管悬挂器座挂不上的处理方法有：①尾管悬挂器在设计压力不能有效座挂，首先要校对悬挂器座挂位置，如座挂位置处于套管内壁磨损严重和套管接箍等位置，应放压，改变座挂位置，重新憋压座挂；②如果尾管悬挂器在设计压力不能有效座挂，应采取逐步升高座挂压力的方式反复尝试座挂，不可盲目升压，以免一次将座挂球座打通；③如座挂球座已经打通还没有座挂成功，可采用大排量循环钻井液的方法座挂尾管悬挂器；④如最终悬挂器座挂不上，且下部尾管重量不是很大，可选择座井底倒扣注水泥方式固井，否则，只好提套管。⑶尾管悬挂器密封失效
尾管悬挂器密封失效是指尾管悬挂器中心管与密封芯子之间的密封件失去密封能力，造成尾管注水泥“短路”。
尾管悬挂器密封失效的原因有：①密封芯中密封圈在组装时损坏；②密封圈不耐高温；③在判断是否已经倒开扣时上下提中心管造成密封圈损坏。
防止尾管悬挂器密封失效的技术措施有：①精心组装密封圈，防止在组装时发生反转或损坏；②提高中心管的光洁度，防止在倒扣或判断是否倒开扣时造成密封圈损害；③尾管悬挂器入井前必须进行密封性能试压；④密封圈要耐高温。尾管悬挂器密封失效后的处理方法：一般只能将送放工具提出，在尾管内下封隔器注水泥。
⑷尾管悬挂器倒不开、提不出 尾管悬挂器倒不开、提不出是指尾管下到井底后，悬挂器倒扣装置和尾管连接的反扣部位倒不开扣，或者倒开后无法提出送放工具，造成悬挂器无法脱手。尾管悬挂器倒不开的原因有：①倒扣时，倒扣螺母处受力，造成倒扣困难；②倒扣螺母处有脏物，造成粘扣；③倒扣螺母设计强度低，在下尾管时已经变形；④井斜角大，且井眼狗腿度大，倒扣时倒扣扭矩无法正常传到井底。防止尾管悬挂器倒不开的技术措施有：尾管悬挂器在入井前要进行严格仔细的检查。
尾管悬挂器倒不开的处理方法有：如倒扣时，反转严重，应仔细计算中和点，保证倒扣螺母处不受力，并较少倒扣摩阻；在增加倒扣扭矩时，注意一次倒扣的圈数不要超过钻杆的允许的抗扭强度，防止钻杆扭断；如判断扣已经倒开，则通过适当迅速上提下放的方法，使悬挂器脱手。2水泥浆性能复杂情况
固井水泥浆性能复杂情况是指由于水泥浆性能设计不当或水泥浆性能发生变化造成固井施工复杂情况。主要包括：水泥浆闪凝、水泥浆过度缓凝、水泥石强度衰退等。
2.1水泥浆闪凝
水泥浆闪凝是指在注水泥或替浆过程中由于水泥浆性能发生突变，水泥浆提前发生稠化或凝固，造成固井失败。⑴水泥浆闪凝的原因
①
材料方面的原因。用于配置水泥浆的水泥、外加剂或配浆昂用水与实验室实验用的不一致或由于材料质量控制不好，造成水泥浆稠化时间或凝固时间与实验室测试结果不一致。
②实验条件不同造成的。由于实验室测试条件与现场实际情况不符，尤其是温度对水泥浆稠化时间和凝固时间影响很大，如果实验温度远小于实际温度或遇到异常高温层则易发生水泥浆闪凝。
③现场施工的原因。在现场施工过程中配置的水泥浆密度远高于设计值可能导致水泥浆闪凝。另一方面，水泥浆外加剂混配不匀也可能造成水泥浆闪凝。
④井内流体混入水泥浆中，尤其是高矿化度盐水会严重缩短水泥浆稠化时间和凝固时间。
⑤固井水泥浆与钻井液相溶性差，钻井液混入水泥浆中。⑵防止水泥浆闪凝的技术措施 ①控制固井材料质量和稳定性。用于配置水泥浆的水泥、外加剂或配浆用水与实验室实验用的材料要求一致，外加剂要求混配均匀。
②准确求取现场施工的固井参数，尤其是井底循环温度值。
③在现场施工过程中控制水泥浆密度在设计值的上下0.03kg/L范围内。④注水泥作业过程中要注意压力平衡，确保压稳地层流体。⑤采用优质冲洗液、隔离液有效分隔钻井液和固井水泥浆。⑥做好水泥浆配浆水陈化实验和现场大样复查工作。⑶水泥浆闪凝后的处理方法
水泥浆发生闪凝后要立即根据现场施工情况，在保证设备和井下安全的条件下用高泵压顶替，如果可能，应迅速接水泥车顶替，尽可能多将水泥浆替到环空内，后采用挤水泥的方法补注水泥。2.2 水泥浆触变性
水泥浆触变性是指由于水泥浆在流动时具有较好的流动性能，但稍静止其迅速形成胶凝结构，水泥浆失去流动能力。⑴水泥浆形成触变性的原因 ①材料方面的原因。如水泥浆中添加了超细材料或钙质含量较高的外加剂，易形成较强的网状结构，造成水泥浆触变性强。
②井内流体混入水泥浆中，尤其是高含钙离子的地层水也会引起水泥浆触变性。③高密度钻井液中固相含量高，水灰比小，也易形成触变性
④水泥车混合能力偏低，混合能小，混配的水泥浆的触变性一般较强。⑵ 防止水泥浆触变性的技术措施
①
采用高效的分散剂，改善水泥浆流变性。
②
注水泥作业过程中要注意压力平衡，确保压稳地层流体，防止地层流体侵入水泥浆中。
③
采用大功率、高混合能力的水泥车施工。④
保持注水泥施工连续，防止停泵。⑶ 水泥浆发生触变后的处理办法
水泥浆发生触变性后要根据现场施工情况，可在配浆水中加入分散剂，并确保连续施工。
2.3水泥浆过度缓凝
水泥浆过度缓凝是指由于水泥浆稠化时间过长，造成水泥石强度发展缓慢甚至不凝固，造成无法有效封固油气水层。⑴水泥浆过度缓凝的原因
①
水泥浆中添加了过量混凝剂。
②
施工时混配的水泥浆密度远低于设计密度。
③
井下实际温度远低于实验温度，由于温度对水泥浆强度发展影响很大，温度愈低，水泥浆强度发展愈缓慢。
④
水泥浆顶替效率低，水泥浆中混入钻井液，造成水泥浆过度缓凝。⑵防止水泥浆过度缓凝的技术措施 ①添加合适的水泥浆缓凝剂，在保证施工安全的条件下，稠化时间在施工时间的基础上一般附加30～60min.②
采用水泥浆促凝剂或水泥浆早强剂加快水泥浆早期强度的发展。
③
在现场施工过程中控制水泥浆密度在设计值的上下0.03Kg/L范围内。④
采取有效措施，提高水泥浆顶替效率。
⑤
准确求取现场施工的固井参数，尤其是井底循环温度值，按实际温度进行室内水泥浆实验。
⑥
做好水泥浆配浆水陈化实验和现场大样复查工作，大样不合格的水泥浆不允许入井。
⑶水泥浆过度缓凝后的处理办法
水泥浆过度缓凝后只能延长水泥浆候凝时间，待水泥浆凝固后才能进行下步作业。
2.4水泥石强度衰退
水泥石强度衰退是指在井下条件下，水泥石发生强度退化，封隔能力降低的现象。在高温下，常规的油井水泥在大于110℃条件下一般会发生强度衰退。⑴水泥石强度衰退的原因
①
常规水泥浆一般在110℃以下，水化后形成低渗透率、高强度的雪硅钙石，当温度进一步升高，其强度降低，渗透率增加，封隔能力下降。
②
水泥石渗透率较高，遇到高腐蚀的地层流体侵入水泥石，造成强度衰退。③
在高温热采内，由于注入蒸汽，造成井下水泥石受高温发生强度衰退。⑵ 防止水泥石强度衰退的技术措施
①当井底静止温度大于110℃时，添加水泥浆高温强度稳定剂(硅粉)，110～130℃时，其加量为35%，当温度大于130℃时，加量为35%～45%，温度愈高，硅粉加量愈大。
②当地层流体腐蚀性强时，加入如非渗透剂、超细材料等降低水泥石的渗透率。③在高温热采井水泥浆中要加入适量的高温强度稳定剂。⑶水泥石高温强度衰退后的处理办法
水泥石发生高温强度衰退后，其封隔能力严重下降，目前没有较好的处理办法，应注意井下作业的安全性。3注水泥施工复杂情况
注水泥施工复杂情况是指在注水泥施工中，由于水泥浆性能、井下复杂地层或施工工艺等方面的原因，造成注水泥作业复杂情况或失败。主要包括注水泥漏失、灌香肠、注水泥替空等复杂情况和事故。3.1注水泥漏失
注水泥漏失是指在注水泥或替浆过程中，由于环空液柱压力和环空摩阻之和超过地层破漏压力，水泥浆漏失到地层，造成水泥浆返高不够、油气水层漏封和水泥胶结质量差。
⑴注水泥漏失的原因
①地层方面的原因有地层渗透率高，发生水泥浆渗漏；地层胶结差，地层承压能力低，破漏压力低；地层裂隙、断层发育，造成水泥浆漏失； ②套管与井眼环空间隙小，循环摩阻大，造成注水泥漏失；
③水泥浆密度设计高、水泥浆封固段长，造成环空液柱压力高，易发生注水泥漏失；
④钻井液密度、粘度大，循环摩阻大，造成注水泥漏失； ⑤注水泥和替浆排量大，循环摩阻大。⑵防止注水泥漏失的技术措施
①
适当加入堵漏材料，提高地层承压能力；
②
按照固井设计要求的液柱压力，在下套管前进行地层承压试验； ③
采用低密度水泥浆固井，降低环空液柱压力； ④
采用双级固井或尾管固井，减少一次封固段长；
⑤
改变注水泥浆体结构，采用低密度前置液，降低环空液柱压力； ⑥
采用扩孔工艺技术，增加套管与井眼环空间隙； ⑦
采用分散剂改善水泥浆流变性能；
⑧
调整钻井液粘度并充分循环钻井液，减少循环摩阻；
⑨
采用低返速固井工艺技术，控制注水泥和替浆排量，减少循环摩阻。⑶注水泥漏失后的处理办法
注水泥漏失后要根据现场漏失情况并结合地层漏失原因，分析其可能对固井质量造成的影响及后果，采用相应的技术措施。如发生在注水泥过程中，可根据已入井的水泥浆量结合要封固的油气水层位置，可适当少注入水泥浆；如发生在替浆过程中，应根据水泥浆稠化时间和施工时间情况，采用低返速固井技术。3.2灌香肠
注水泥灌香肠是指在注水泥过程中，由于水泥浆闪凝、套管内堵塞或环空桥堵等原因造成水泥浆返不到设计井深，套管内水泥塞过长等。⑴注水泥灌香肠的原因
①
水泥浆稠化时间短，注水泥施工长，造成注水泥灌香肠事故； ②
水泥浆发生闪凝，造成注水泥或顶替泵压高； ③
环空发生井塌或桥堵，造成环空堵塞； ④
套管内落物，造成套管内堵塞。⑵防止注水泥灌香肠的技术措施
①
设计合理的水泥浆稠化时间，保证稠化时间大于注水泥施工1小时左右为宜；
②
采用合适的固井前置液体系，防止水泥浆发生闪凝；
③
在下套管和固井前充分循环钻井液，井眼稳定后再下套管和注水泥，防止发生井塌或桥堵；
④
严防套管内落物。
⑶发生注水泥灌香肠后的处理方法
水泥浆发生灌香肠后要立即根据现场施工情况，在保证设备和井下安全的条件下用高泵压顶替，如果可能，应迅速接水泥车顶替，尽可能多将水泥浆替到环空内，后采用挤水泥的方法补注水泥。3.3注水泥替空
注水泥替空是指在注水泥替浆过程中，由于替钻井液量超过设计量(一般为套管内容积)，造成套管下部环空没有水泥浆。⑴注水泥替空的原因
①
替浆量计算错误或计算不准确； ②
替浆量计量发生错误或误差大；
③
固井胶塞未装，或胶塞与塞座密封不严；
④
替浆碰压排量太大，造成承托环损坏，无法碰压引起替空； ⑤
套管有破损或上扣不紧，造成替空。⑵防止注水泥替空的技术措施
①
替浆量要计算准确并准确计量； ②
按规范质量可靠的胶塞；
③
替浆快结束时，要降低排量碰压，防止造成承托环损坏引起替空； ④
使用合格套管并按规定扭矩上扣，不合格的套管不允许入井。⑶发生注水泥替空的处理办法
水泥浆发生替空事故后要立即停泵，后根据测井曲线用挤水泥办法补救。4水泥胶结质量复杂情况
水泥胶结质量复杂情况是指在注水泥施工结束后，由于水泥浆性能、施工质量或其他原因造成油气水层漏封、水泥胶结质量差、环空气（水）窜等影响胶结和封固质量的复杂情况。4.1油气水层漏封
⑴固井后油气层漏封主要的原因
①油气水层本身或以下为漏失层，注水泥过程中或候凝过程中发生了漏失，造成油气层漏封；
②发生了注水泥替空事故，造成下部油气水层漏封；
③发生了注水泥灌香肠事故，造成水泥浆不能顶替到环空中； ④发生了环空桥堵；
⑤
水泥浆性能控制不好，如失水大、抗压强度低、水泥石强度衰退等原因造成油气水层漏封；
⑵发生注水泥后油气水漏封的处理方法
① 射孔循环，补注水泥。发生注水泥后油气水漏封后要先进行电测，判断水泥浆返高后在水泥面以上射孔，建立循环，补注水泥浆。
② 反向注水泥。如果水泥面在漏失层以下，可直接从环空中反向挤水泥。③ 局部循环注水泥。如果发生了环空桥堵，可在上下分别射孔，建立循环，补注水泥浆
⑤
注水泥。在漏封的油气水层直接射孔，挤水泥补救。4.2油气水层水泥胶结质量差
⑴固井后油气层水泥胶结质量差的主要原因
①水泥浆性能方面的原因。如在高渗透地层使用API失水的水泥浆体系造成水泥浆向地层过的滤失，水泥浆水化后质量差；水泥浆早期强度发展慢，地层油气层窜；水泥石高温强度发生强度衰退等。
②水泥浆顶替方面的原因。如井身质量差，井眼不规则，水泥浆顶替效率低；钻井液流变性能、水泥浆流变性能或前置液流变性能差，且没有设计合理的密度差，顶替排量设计不合理，水泥浆顶替效率低；套管不居中，水泥浆窜槽等。
③水泥浆油气水窜。注水泥或固井后，由于没有很好地压稳油气水层，地层流体侵入水泥浆中，引起水泥胶结质量差。
④注水泥漏失。由于在注水泥或候凝过程中，水泥浆发生漏失，造成水泥胶结质量差。
⑤环空间隙小，水泥环簿，更易发生替浆过程中窜槽，造成水泥胶结质量差。⑥在封固可溶解性地层时，水泥浆性能控制不当，地层被水泥浆部分溶解破坏水泥浆性能且易形成微间隙。
⑦注水泥施工质量差，影响入井水泥浆性能。如入井水泥浆密度不均匀、水泥车混合能低等。⑧下步井下作业对水泥胶结质量差的影响。如钻水泥塞、试压、射孔等。⑨钻井液滤饼与水泥浆相溶性差，水泥胶结后与滤饼形成三明治结构。⑵ 提高油气水层水泥胶结质量的技术措施
①优化水泥浆性能。如在高渗透地层、尾管固井、放气窜固井等使用低API失水的水泥浆；对油气水窜严重的井使用合适的水泥浆早强剂，提高水泥石早期强度；对于高温高压井固井，使用水泥浆高温强度稳定剂，防止水泥石高温强度发生强度衰退等。
②提高水泥浆顶替效率。如改善井身质量；合理调节钻井液流变性能、水泥浆流变性能或前置液流变性能，且设计合理的密度差；应用流变学理论，优选合适的顶替排量；强化套管居中，减少水泥浆窜槽等。
③注重平衡压力固井设计，防止地层流体侵入水泥浆中。
④防止注水泥漏失。对于存在潜在漏失的井，下套管、注水泥前先堵漏，提高地层承压能力。
⑤合理增加环空间隙，提高水泥环厚度。⑥
在封固可溶解性盐层时，使用半饱和或饱和盐水水泥浆，防止形成微间隙。⑦
提高注水泥施工质量。
⑶发生水泥浆胶结质量差的处理方法 一般采用挤水泥工艺补救。在水泥胶结质量差的油气水层直接射孔，后挤水泥补救。
4.3固井后发生环空油气水窜
固井后环空油气水窜是指在注水泥结束后，由于水泥浆胶凝，在由液态转化为固态过程中，水泥浆难以保持对气层的压力或由于水泥浆窜槽等原因造成水泥胶结质量不好，气层气体窜入水泥石基体或沿水泥与套管或水泥与井壁之间间隙造成层间互窜甚至窜入井口，甚至发生固井后井喷。⑴固井后油气水窜的主要的原因
①因为 顶替效率不高而造成水泥浆窜槽，随着泥浆胶凝、脱水和收缩，进而形成气窜通道。
②由于水泥浆固时化学收缩或水泥浆自由水析出以及温度压力变化，在水泥石与提高及水泥石与地层之间形成微环隙，造成环空油气水窜。③水泥浆失重引起环空油气水窜。在水泥浆进入环空初期，由于水泥浆的静胶凝强度小于48Pa，水泥浆仍保持液态性质，能够顺利传递液柱压力，进而压稳气层，此时不会发生环空气窜；当水泥浆的静胶凝强度大于240Pa,已具有足够的强度阻止环空油气水窜的发生；而在水泥浆静胶凝强度为48～240Pa之间，水泥浆属于由液态向固态转化期，水泥浆逐步失去传递液柱压力的能力，也是油气水窜易发生时期。
⑵防止固井后油气水窜的主要技术措施
①
提高水泥浆顶替效率，防止水泥浆窜槽。
②
采用综合固井技术措施，提高水泥胶结质量，防止油气水窜。③
采用水泥浆膨胀剂，防止水泥浆石收缩。
④
采用合适的防油气水窜水泥浆体系，如：触变水泥、可压缩水泥浆、延缓胶凝水泥浆、化学交联非渗透水泥浆体系等，减少水泥浆失重对环空油气水窜的影响。
⑤
采用防油气水窜工艺技术措施。如环空加压技术、管外封隔器技术、脉冲注水泥技术等。⑥
固井前要对固井后发生环空油气水窜的危险程度进行合理预测，力求更加准确地预测环空气窜的危险程度并评价水泥浆防气窜能力，进而经济、有效地解决固井后油气窜的问题。
固井现场 篇3
该地区勘探井一般为直井或大斜度井, 采用四开或五开制井眼,射孔完井;开发井评价井多为大斜度井或水平井, 采用四开制井眼, 水平段长500~800m,衬管完井[3,4]。
针对固井方面的难点, 固井专家提出了许多的应对方案[3,4],如 :优选防气窜 水泥浆体系 ;易漏失段采用低密度水泥浆等。
1 固井过程管理和现场监督
对于该区块的深井固井难题, 仅提出解决方案是远远不够的, 还要将这些方案应用到现场的固井施工作业当中,在固井施工过程中去监督、执行这些方案。元坝气田开发建设项目部和监督方在固井施工的过程中, 逐渐总结出了一套适合本区块深井固井过程管理和现场监督的经验、方法。
1.1 完善了固井技术管理
一是制定相关的固井管理办法、施工细则、管理程序等文件,规范了固井施工程序,将固井施工的各个环节细化分解, 使各项准备工作和现场施工有序地运行; 二是规范了固井施工设计的编写和审查程序,坚持做到“先设计后施工”的固井管理程序,严格执行固井施工设计的审核程序, 即固井公司作出固井施工设计初稿,由钻井公司初审,修改后由元坝气田开发建设项目部、固井监督及中石化石油工程技术研究院(技术支撑)等固井相关方再进行会审,之后再交天然气工程管理部组织专家终审, 修改后最后形成终稿下发执行。在规范审核设计程序的同时,对各固井施工单位的设计格式也进行了规范; 审核固井施工设计时严格按照现有的最新川东北地区固井相关标准和规定执行;审核中重点审核的内容是:井下的基本情况、固井难点、固井方案、通井要求、地层动态承压能力的要求、泥浆性能及处理要求、防窜防漏要求、主要施工措施、工具附件检查准备、合理浆柱结构确定、水泥浆性能要求及各种发散试验、现场施工水泥浆取样要求、关井加压候凝操作等,力求做到使设计科学、合理、可行;三是规范了水泥浆实验监督程序,在每次固井施工前,都要求在具有中石化准入资质的第三方检测机构对水泥浆的各项性能指标进行复核, 直致达到设计要求的性能指标后才能进行注水泥施工作业。
1.2 严格执行现场的“四会”制度
固井施工设计后开现场固井协调会、下套管作业前开下套管作业准备会、注水泥施工作业前开固井施工交底会和施工作业后开施工资料汇总和总结会制度[3]。一些重 点井 ,在做固井施 工设计前 ,还要进行固井方案讨论, 首先确立该井固井的基本方案然后再由施工单位做固井施工设计。参加“四会”的人员是钻井公司、钻井队、泥浆公司、下套管队、固井公司、水泥浆服务公司、套管工具附件商、套管厂家现场服务人员、套管头厂家现场服务人员、中石化石油工程技术研究院、元坝气田开发建设项目部和固井监督,以及现场的钻井、地质监督。由于在整个固井过程中,时间紧任务重,固井质量严重影响着整个油气井的安全生产, 所以固井过程的安全以及固井质量至关重要, 要求整个固井过程中所有的单位必须都参与到“四会”中来,能够第一时间进行沟通协调,这样可大大提高工作效率。
1.3 加强现场检查和监督
固井是个系统工程, 技术方案的落实需要各个施工单位的密切配合。如井眼准备、水泥浆试验、设备检查与准备、工具准备等等,因此通过加强对整个准备过程的管理,制定并完善了三级检查制度:在每次固井施工前, 由钻井队按照施工设计要求完成井眼准备、设备准备及下套管准备在内的一级检查;固井公司进行水泥浆准备、施工车辆及设备检查等二级检查;固井监督完成施工前的三级检查;所有准备工作到位后方可进行固井施工, 保证了固井施工的顺利、安全进行。
现场施工是固井工程的最后一个环节, 也是最关键的环节,为此制定了标准的现场监督程序,严格按照川东北固井技术规范[2]和固井施工设计的要求,召开固井施工协调会和交底会, 并在现场认真检查井眼准备、设备准备、水泥浆准备、工具准备和人员准备等。任何一项工作不到位,均不允许进行施工。在施工过程中,加强了对施工参数的监控,要求严格执行固井施工设计要求,保证现场施工的平稳进行,同时也保证了固井施工质量。如果在固井施工过程中出现施工异常情况, 现场固井监督根据情况要及时提出,并督促整改,避免固井施工事故的发生。现场监督工作对严格执行固井施工设计、保证施工的正常进行、解决处理有关问题、提高固井质量都起到了十分重要的作用。
根据该区块深井固井的特点, 监督管理方在固井施工过程中采取过程全方位监督, 保证监督覆盖到固井过程的每一个环节。固井施工的全覆盖就是指从下套管前开始, 固井监督就到现场进行驻井监督,不但监督固井施工的过程,还监督下套管,以及固井后的井口坐挂。在套管头顺利坐挂到位以后,固井监督才离开现场, 这种监督方式确保了整个固井工程的顺利进行,保证了各个衔接环节的质量。业主方在固井施工时也派固井主管到固井施工现场把关,协调、处理有关重大事项,也参与固井现场的监督工作,遇到固井监督无法解决的问题,固井主管可以当场进行处理。
1.4 加强固井施工队伍和水泥浆服务商的管理
为了确保固井质量和规范固井市场, 保证进入元坝地区的固井施工作业队伍和水泥浆服务商的有效性、技术先进性,业主方对固井施工作业队伍和水泥浆服务商进行清理、检查、排序等工作,使他们看到了自己的缺点和差距。通过这些工作,加强了固井施工作业队伍和水泥浆服务商的管理, 增强了固井施工作业队伍和水泥浆服务商的施工服务理念以及不断进步的进取意识, 也提高了他们自觉加压的市场竞争意识。
1.5 搭建交流平台,组织相互学习
为了提高固井管理水平,交流最新固井动态,不定时召开固井质量分析会和技术交流会, 不定期组织召开由各钻井、固井施工单位、服务公司等参加的固井质量分析会。各固井施工单位一起交流经验和教训,互相学习取长补短,一些好的技术得到应用,好的措施得到推广, 有的意见和建议还补充和完善了元坝地区的固井技术规范和标准。通过分析典型井固井实例,加强各施工单位之间的交流,找出了值得借鉴的工作经验,总结了教训,协调解决了业主和承包商之间的问题。对一些出现固井质量问题的井,及时组织有关单位和人员认真分析问题的原因,制定整改的措施,防止类似问题再次发生。定期召开年度固井工作总结会,总结一年来的固井工作,分析存在的问题, 找出差距, 制定下一年度工作计划和措施。通过学习交流和总结,促进了元坝地区整体固井技术水平和管理水平的提高。
1.6 组织技术方案研讨,解决现场固井技术难题
针对特殊井和复杂井的固井问题, 及时组织专家和相关单位进行单井固井质量的讨论和分析,提出解决问题的方案,确保固井质量。通过分析论证,把准了问题关键,制定了针对性的技术方案,通过多次召开专题会议进行研究,解决了系列难题。如:小井眼、小间隙固井、特殊尺寸的套管扶正器及水泥头、套管头芯轴悬挂器、套管悬挂器、分级箍、套管附件及成套的下套管工具等等。这些固井工艺在先期开钻的井进行摸索和试验, 为下一批次的开发井的固井施工提供了宝贵的经验和有效的解决方案。
1.7 固井质量对比
经过元坝天然气项目部以及相关部门的努力,2012年元坝地区固井质量与2011年对比如 表1所示。
从表1中可以看出,2012年固井工作量相比2011年明显增 加 , 元坝气田一期产能 建设平稳进行, 在元坝气田项目部和监督以及相关部门的努力下, 使2012年固井质量优秀率由2011年的35.7%提高到41.3%,优良率提高到46.16%。在这一年中虽然取得了一定的进步,但是还是远远不够的,所以要不断完善技术管理, 不断提高工艺技术水平和现场施工关键环节把控力度, 争取使得元坝气田固井质量能更上一个台阶。
2 管理和监督的建议
在固井工程管理和监督方面, 元坝地区已经总结出了一套行之有效的经验和方法, 但也存在不足之处,认真总结管理和监督工作,有以下建议:
1)要加强固井生产组织。超前考虑、超前准备,尽可能缩短中完时间: 在每口井固井施工设计评审前召开固井方案讨论会, 充分协调、各方面分头准备;要求钻井施工队伍重视前期井身质量控制,采用满足大于套管刚性强度的钻具结构通井, 缩短通井时间;根据地层承压情况,确定合适的水泥浆密度,减少承压试验时间。目前部分井还存在固井物资供应不及时不到位的情况, 下步要充分协调好物资生产厂家和物供部门的沟通和协调工作。
2)要强化固井全过程的监督。进一步强化现场固井监督作用,加强管理,抓紧固井施工过程的每个环节,每个岗位都要安排有经验、有责任心、懂专业的技术人员盯岗。岗位落实到人,固井中心及现场监督加强监督, 强化管理, 严格按照施工设计进行施工,同时不断提高自身技术水平和人员配备。
3)要切实做好水泥浆性能试验。小样实验、水泥浆发散实验、大样复查实验工作,水泥浆性能达不到《川东北天然气井固井技术规范》和设计要求 ,不得进行固井施工作业, 特别是要适当控制固井水泥浆尾浆稠化时间, 一般要求在保证安全施工的基础上附加一定的安全时间, 以确保给后续的套管头坐挂留有充分的时间。