固井安全

固井安全（通用9篇）

固井安全 篇1

0引言

本文在前人研究基础上, 数值模拟了在不同偏心度的条件下顶替界面发展过程, 研究了偏心的环空顶替的界面特征形成机理与参数影响, 得到了不同偏心度对固井顶替的影响, 将对现场实际施工有积极的指导意义。

1顶替界面特征

基于数值模拟结果, 绘制出顶替界面随顶替时间的变化特征, 图1为密度差0.2g/cm3条件下, 不同偏心度顶替界面随顶替时间变化的发展过程。图1中分别列出了第6秒、第12秒、第24秒时刻水泥浆体积分数在环空中的分布图。其中红色代表水泥浆, 蓝色代表钻井液。由图可知, 顶替界面存在水泥浆与钻井液的过渡区。文中定义水泥浆体积分数80%的位置为顶替后缘, 水泥浆体积分数20%的位置为顶替前缘, 界面长度为顶替前缘位置减顶替后缘位置。

2云图分析

观察图1不同偏心度下水泥浆对钻井液正密度差顶替条件下的两相顶替界面特征。低偏心度 (e=0.3) 条件下, 高边的水泥浆流动滞留, 高边上部分层明显, 低边的水泥浆流动不断超前, 形成低边指进的分层流动特征, 顶替界面长度随着顶替时间的增加不断增长;套管高偏心度 (e=0.7) 条件下, 环空上部宽边水泥浆流动不断超前, 形成宽边指进的分层流动特征, 顶替界面长度随着顶替时间的增加不断增长;低偏心度 (e=0.3) 条件下, 窄边略有指进, 两相顶替界面发展相对平稳, 顶替界面长度随着顶替时间的增加增幅较小。

3偏心度优化

根据对不同套管偏心度的固井顶替数值模拟结果, 读取不同时刻顶替前缘与顶替后缘的坐标, 得出不同时刻的顶替界面长度, 绘制不同套管偏心度的条件下顶替界面长度随顶替时间变化曲线。

通过图2可知:偏心度为0.3时, 重力作用和宽窄边效应相互平衡, 顶替界面最稳定, 顶替效率最高;当偏心度较大时, 界面长度随偏心度的增大而增加。因此, 减小水平段套管偏心度, 偏心度最好控制在0.3以内, 有利于降低顶替界面长度。

4认识和建议

(1) 偏心的环空宽窄边会导致宽边速度比窄边快, 偏心的环空宽窄边顶替界面发展相对平稳。

(2) 水平井固井顶替中顶替界面长度与顶替效率规律性保持一致。

(3) 降低套管偏心度, 有利于降低顶替界面长度, 提高固井顶替效率。

(4) 理论上存在一个最优偏心度对固井施工来讲是最安全的。

(5) 固井的安全偏心度有待进一步研究, 理论上进一步指导现场。

固井安全 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。

固井安全 篇3

在固井中, 水泥头承受着静载力、冲击载荷、拉、压、弯等十分复杂的载荷、还要承受各种浆体带来腐蚀、磨损、温度及压力的影响;由于这些服役条件, 导致水泥头失效形式多种多样。主要的失效方式可存在着过量变形、断裂和表面损伤三种类型, 也可以这样描述, 固井水泥头的内壁的壁厚损失均匀内部长期受到各种含有腐蚀性的引起的浆体在抗拉强度的范围内引起的塑性变形;在施工中固井水泥头受到超压、超温等非工作条件的影响、导致固井水泥头断裂;而在吊装安装拆卸水泥头过程中, 由于长期敲击作用而导致的表面损伤及与联顶接连接与水泥头错扣丝扣变形。因此为了提高水泥头在固井施工中使用的可靠性, 加强安全检测方法主要有三种方式进行。

日常的安全检测方法:实施每次施工前对水泥头进行检查, 重点检查本体及水泥头的丝扣, 也可以采取定期试压的方法来确定。尽管这些方法简单易行但也是岗位员工能在条件下允许的情况下做到。但存在问题是由于人的局限性, 导致该检验手段不直观和不客观。

表面探伤检测方法:也是特种设备的检测机构采用的方法。其主要是包括磁粉探伤、渗透探伤和涡流探伤等几种。磁粉探伤是利用磁粉试件的导磁性实现的。铁磁物质导磁性比空气强得多, 因此表面缺陷处磁阻大, 而易产生漏磁场, 吸引磁粉堆积。通过观察磁粉聚集情况来确定被探伤的水泥头就可以确定水泥头的表面缺陷。渗透探伤依据的是物理化学中液体对水泥头润湿能力和毛细现象。检测时先将水泥头表面涂上具有高渗透能力的渗透液, 渗透液由于润湿作用及毛细现象而进入到水泥头的表面缺陷中, 然后将水泥头多余的渗透液清洗

干净, 再涂上一层亲合力强的显像剂, 将渗入裂纹中的渗透液吸出来, 在显像剂上显现出便显现出缺陷的形状和位置的鲜明图案。

超声波探伤技术检测方法;超声波是比声波振动的频率更高, 检测时常用的是1-5M H Z超声波。与声波相比, 超声波具有方向性好、波长短、在高密度固体中损失小及在不同密度的介质的界面上反射差异大等特点。因此, 利用超声波可以对水泥头进行探伤和检测。它常用来检查内部结构的裂纹、搭接、夹杂物、焊接不良的焊缝、锻造的裂纹、腐蚀坑以及加工不当的塑料压层等。

2 固井水泥头试验方法

依据国家能源局发布的《中华人民共和国石油天然气行业标准》SY/T5557-2009《固井成套设备规范》要求, 水泥头的试验方法包括:

固井水泥头主要受力材料按照GB/T228进行力学性能试验。

调质处理零件应按照G B/2 3 1.1, GB/231.2和GB/231.3进行硬度试验。

焊接部位应进行超声波无损伤探伤检验, 其内部和表面的裂纹不应低于JB/T4700规定的2级精度。

连接螺纹检验应按照JB/T2251.2和JB T9253.2中的有关规定进行。

应用清水进行整体密封性能试验和内压力强度试验, 其试验压力及要求符合标准。

固井水泥头使用经过50次后, 应再次用清水进行整体密封性能试验, 其试验压力及要求应符合规定。

3 固井水泥头安全检测及应用情况

第一固井公司委托有资质的石油工业井下工具质量监督检验中心进行对使用经过50次的22个水泥头进行综合检测, 检测分析以139.7MM水泥头为例.

(1) 采用4DSY-15/80电动试压泵对水泥头工作压力进行试验;其工作试验压力标准值为21MPA., 工作试验压力持续时间不少于15min, 在此时间不得有渗漏现象, 合格的实际测定植试验压力标准值为21MPA., 稳压15min, 无渗漏。

(2) 采用B310BDC磁轭探伤仪进行试验;其内部和表面的裂纹不应低于JB/T4700规定的2级精度, 实际合格未发现表面裂纹和内部缺陷;同时也可以判定出是否有线性缺陷。

(3) 采用HS600型数字式超声波探伤仪进行试验;其密封试验压力32PA, 密封试验压力持续时间不少于5min, 在此时间不得有渗漏现象.合格的实际测定植试验压力标准值为21MPA., 稳压5min, 无渗漏。

(4) 采用C D X-5磁粉探伤仪进行试验;其检查在N C 5 0外螺纹紧密距15.960.25-0, 13等, 合格测量值为15, 97等。

4 结论

固井安全 篇4

一、半年工作回顾

2015年1-6月份，固井一中队本着科学组织、优化运行，从严管理、提质增效的原则，共固油层44口，技套2口，表层42口，其它作业18口，共注水泥6635吨，固井质量合格率100%。实现劳务总收入315.39万元，利润2.63万元。出车657台次，设备完好率99.8%;1-6月份无重大交通责任事故。但是受油价影响，中队固井工作量明显下降，1-6月份油层与往年相比减少79口；技套相比减少2口；表层42口减少82口；其它作业减少45口；劳务收入与往年同期相比减少588.31万元。中队坚定信心、迎难而上，各项工作平稳有序。

（一）管理水平稳步提升

牢固树立“质量第一”的服务意识，不断提高固井施工质量。严格现场施工巡回检查和施工过程控制，把好每道施工程序的项点质量关，确保现场施工全过程达到固井施工设计要求。将固井安全质量列入在考核中，有效调动了全体职工的工作热情和固好井的积极性。

严格设备的标准化和规范化管理，落实设备回场检查制度、每月自检制度，建立“一车一档”制度，合理安排设备的运行和保养，使设备达到运行合理化。1-6月份中队组织设备自检6次，共检查车辆90余台次，查出问题27个，已全部整改。

生产中坚持做好日常经营分析，以“单井、单车、单项目”考核为重点，把成本落实到车组和岗位，加强油材料、修理费的控制与考核，降低设备运行维护成本，百公里耗油与往年同期相比减少1.78%，材料消耗与往年同期相比下降46.83%。

（二）QHSE工作持续强化

加强职工安全教育，认真学习各项安全活动，结合安全形势抓培训教育，宣贯《安全生产法》、《环境保护法》等法律法规，开展我为安全作诊断等活动，强化安全形势宣讲，深化安全培训教育，提高了全员安全意识。结合中队实际情况，组织开展人员培训教育活动，制作安全月板报展板一期，重温了安全承诺书并签字，组织34人次参加安全月试题考核，考核成绩全部合格。参加了公司组织的安全知识竞赛和演讲比赛，充分参与安全月活动。同时，对中队办公区域、车场的用电设备、灭火器进行全面检查，检查结果全部合格，未发现安全隐患。精细交通管理，保证交通安全。中队开展安全宣传活动组织学习道路交通法律、法规知识，尤其是针对雨季行车方面进行讲解，对中队全体人员进行“五不两确保”公开承诺，使中队员工的交通安全意识不断的提升，并观看交通安全警示教育片，通过录像形式让中队每位职工充分认识到安全给自己、家庭、企业带来的重要性。同时，中队加强了出车前的安全检查，严格按照公司规定队列化行驶及定点停车检查制度，共利用GPS监控20次，保证了中队队列化安全行驶。

（三）职工技术水平不断增强。

狠抓队伍培训教育，开展以标准化操作、岗位练兵和提高操作技能等为主要内容的业务培训，举办各类培训6次，培训100人次。

积极倡导“学习改变命运，知识成就未来”的学习理念，鼓励职工学理论、学科技、学文化、学业务，设立了学习标兵“光荣榜”，出台激励政策，最大限度的激发全队职工争先创优的积极性，有力地促进职工队伍技术力量的提高。

（四）队伍稳定富有成效

中队坚持融入中心、深入人心的工作方式，狠抓观念引导和形势宣讲，引导干部员工转变观念比作为，立足岗位创效益，组织开展“形势任务大讨论”活动，围绕“如何应对严峻的生产经营形势”、“如何实现节本降耗”、“如何抓好安全生产”等议题展开讨论，人人谈发展，人人谈认识，找出差距和不足。

狠抓思想政治工作，加强队伍调整期间思想教育，开展员工思想动态调查分析，推进培育好家风好家训工作，达到了聚人心、促和谐的目的。

（五）党建思想文化工作全面加强。

广泛开展“三严三实”教育讨论活动，加强党支部建设，规范基层组织生活，提高民主生活会质量，发挥党支部战斗堡垒作用。

以“讲家风故事”为中心，创新工作思路开展以“爱岗、敬业、爱家、文明”为主题的主流价值观教育，明确导向、营造氛围、鼓舞士气。设立“一接一箱一线”绿色公开通道，同时积极开展“三务公开”阳光管理工程，将“党务、队伍、业务”公开透明在会议室公开栏，增强各项工作的透明度。

二、存在的问题及分析

1、对QHSE管理重视程度不够。思想认识不深刻，现场管理标准要求低，对规章制度执行不严，导致生产现场“低老坏”现象屡禁不止，员工学习HSE规程和技能的积极性不高，存在违反操作规程和劳动纪律等现象。

2、队伍教育管理有待强化。当前员工素质偏低、履岗能力较差的问题依然存在，干部员工思想观念守旧，队伍年龄、知识和技能结构不尽合理，高技术人员十分短缺，队伍建设任务繁重。

三、下半年工作思路及打算 突出质量效益，强化QHSE管理、经营管理、人才培养，打造国际化固井队伍。

1、狠抓QHSE制度执行，提升全员安全意识和素质，提升现场安全管理水平。

2、努力提高职工的技术素质和操作技能。加强对职工的轮岗培训，让他们到不同的岗位上去操作实习，并组织有效的岗位练兵活动。

3、加强环保管理，强化环保教育，杜绝现场跑冒滴漏现象。

4、加快人才队伍建设，加快专业化、国际化和高技能人才培养。

固井安全 篇5

油气开发中, 固井施工安全至关重要, 为满足复杂井眼条件对固井钻井液性能的要求, 钻井液流变参数的优选显得尤为关键。本文在前人的基础上, 考虑两相界面的质量扩散、考虑层流与湍流耦合作用, 数值模拟了不同钻井液流变参数条件下界面发展过程, 为固井施工安全提供理论指导。

1物理模型与网格划分

如图1所示, 物理几何模型采用水平井环空三维空间模型, 忽略井眼不规则与扶正器的影响, 环空尺寸:井眼直径为215.9mm, 井径扩大率以8%计算, 则环空直径为233.172mm, 套管外径139.7mm, 计算长度取100m, 假设套管居中, 计算区域内模拟的顶替流体为钻井液, 其密度为1900kg/m3;被顶替流体为钻井液 (宾汉模式) , 其密度为1300kg/m3。

选用结构网格对规则的环空模型进行网络划分, 整个计算区域网格总数为110万, 为了保证计算精度, 进一步采用加密网格进行处理, 计算结果与文中结果一致, 证实了网格划分的合理性。图2为环空网格分布局部图, 显示了三维物理模型的宽边截面网格、窄边截面网格、以及套管外壁面网格等部分网格特征。

2结果分析

不同钻井液稠度系数对顶替效率的影响见图3。

从图3可知, 在各项固井施工参数与模拟参数基本一致的情况下, 当钻井液稠度系数为0.3~0.6Pa·Sn时, 顶替效率随着稠度系数的增加而升高;钻井液稠度系数大于0.6~0.8Pa·Sn时, 顶替效率随着稠度系数的增加而略微降低。由此可以得出, 固井顶替过程中, 钻井液稠度系数大于0.6时, 顶替效率较高。

3结语

(1) 针对水平井环空顶替问题, 考虑物质输运模型描述两相流体之间的质量扩散与流态识别, 建立了环空两相流体力学数值实验模型, 为水平井固井顶替提供了有效的研究手段。

(2) 采用了较长模型即100米长水平井物理模型进行模拟, 计算结果更准确。

(3) 本文计算条件下, 钻井液稠度系数在0.6前后顶替效率规律发生反转, 稠度系数大于0.6时, 顶替效率较高, 所以将流变参数控制在合理范围内能够获得较高的顶替效率。

(4) 钻井液稠度系数直接影响顶替效率, 优选钻井液稠度系数可以有效地改善固井质量, 能够为现场施工提供理论依据同时提高固井施工的安全性。

摘要：为满足固井施工安全性的需求, 研究钻井液流变参数对固井质量的影响, 本文建立了100米长的水平井物理模型, 基于水平井环空两相流体力学数值实验模型, 考虑了两相界面的质量扩散、考虑了层流与湍流耦合作用, 应用软件模拟了顶替钻井液过程, 为合理优选钻井液流变参数提供了依据, 从而达到安全固井施工的目的。

固井施工的评价方法 篇6

固井施工评价就是在施工后检查是否达到了施工的目的。如果不清楚施工目的, 就不能有效地进行施工评价。对每一次固井施工, 除了要达到支撑套管的目的之外, 还应满足其他的特殊要求, 例如, 导管固井施工前不应循环泥浆, 以防过分冲蚀井眼。对于表层套管固井, 则要求封隔和保护水层并能支撑下一层套管柱的重量。技术套管固井是封隔异常压力地层, 则封固易塌地层, 堵住漏失地层。生产套管固井是为了防止环形空间内的流体互相窜通并确保层间的封隔, 水泥环还可防止各层套管的腐蚀。对于补救注水泥, 其目的是改进注水泥施工质量, 封堵射孔孔眼, 修补套管泄漏部位及封堵产层等。

1 水力测试

水力测试就是对水泥石的封隔质量进行测试。当油、气产层邻近有水层时, 在注水泥施工后可采用这种方法进行检查。在补救注水泥施工后, 也可采用这种方法检查射孔井段地封堵效果。目前, 应用许多种方法来评价注水泥作业的封隔效果。最常用的方法是压力试验和排液试验。在某些地区通过生产试验或射孔孔眼的验窜试验来确定固井质量。

1.1 压力测试

无疑试压是最常用的方法。当固完表层套管或技术套管钻穿套管鞋后通常都要进行试压。最初的套管内压力增高, 知道超过下一步钻井作业在该套管鞋处所施加的压力为止。如果套管鞋处不能保持压力不变, 则表明固井质量有问题, 需要进行补救注水泥作业。

1.2 排液试验

实际上排液测试是检验水泥封固质量的一种钻杆测试方法。在检验挤水泥施工效果和尾管顶部水泥封固质量时, 采用排液测试方法很有效。钻杆测试的目的就是根据流入井眼的地层流体和所产生的压力来评价地层参数, 排液测试的目的就是证实在降低套管内压力时有没有流体流入井内。成功的排液测试结果表明在开启井下阀门或随后关闭井下阀门期间, 井下压力不发生改变。如果在非渗漏层对套管或随后关闭井下阀门期间, 井下压力不发生改变。如果在非渗漏层对套管射孔或是钻穿位于非渗透层地套管鞋后, 也可用排液测试的方法检查套管周围水泥的封隔效果。

1.3 通过射孔孔眼进行测试

在某些地区, 特别是在生产段渗透率较低情况下, 对生产层段射孔之后才对水泥的封固质量进行评价。随后通过射孔孔眼进行生产井对生产情况进行分析。含水量的增高表明环形空间有窜通, 则必要进行补救注水泥作业。另外, 当水泥胶结质量测井表明固井质量差, 或者在需要有效地封隔薄层时, 就需要在两个不同位置对套管射孔。在两组孔眼之间座放封隔器, 对下部一组孔眼加压, 这就是测窜试验。如果发现压力传递或是环空窜通, 可以确认环形空间中缺少水泥的有效封隔, 需要进行补救注水泥作业。

2 温度测井

温度测井常用于固井评价。主要是用来探测注水泥作业的水泥顶面, 也采用温度测井来探测套管泄漏和窜槽。

2.1 水泥水化检测

由于水泥水化过程中有热量产生, 所以通常在固井施工后几个小时进行井温测井, 以探测环形空间的水泥。水泥水化过程中产生的热量使井壁温度升高, 偏离了正常的温度梯度曲线。这种方法非常简便, 而且能准确探测水泥顶固。在掌握漏失量地前提下, 通常计算水泥体积并参考井径值低顶替效果进行评价。固井施工前和施工中流体循环的冷却作用对水泥水化机理也有影响, 循环时间越长温度越低。这就导致稠化时间延长, 减缓了井内水泥水化的放热速度和热量。当封固段很长的时候, 就不宜采用井温测井来评价施工质量。这是由于井底与水泥顶面之间温度差很大, 水泥顶部凝固时间很长。目前API标准中提出了模拟长尾管施工稠化时间新的试验程序, 该程序中采用了加热后冷却的方法。

2.2 验窜指示剂

一口井完成后, 由于产出液体内混有其它流体而怀疑套管外存在窜槽时, 可以采用井温测井方法加以鉴别。

3 核测井

在石油工业中, 常加入放射性材料做示踪剂。这种方法可用于给钻井液做上标记, 通过检测反出泥浆的放射性材料来估算循环时间和体积。在增产作业中, 在压裂液中加入放射性材料, 通过对比注入压裂液前后γ射线测井曲线, 来确定压裂的范围。这种技术也作为一种定性检测手段用于固井评价中, 主要是用来确定水泥面, 在1986年, 研究者通过在水泥中均匀加入一定量的放射性材料, 然后进行自然伽玛测井和井径测井, 证明了放射性示踪剂有助于定量评价固井质量。有好几种放射性示踪剂可用于注水泥施工中。可溶性的示踪剂可加入混合水中, 也可采用外面包有放射性材料的砂子或玻璃微珠作为示踪剂, 标准浓度大约为每一立方米的水含3毫居里的放射性材料。

4 噪声测井

无论是气、水或是油流动时都会产生噪声, 因此, 可以用噪声测井的方法检测套管外侧液体的流体, 或是检测液体或气体向井筒内的流动。用这种方法能鉴别液体的流动。还可对存在问题的严重性有所估计。由于仪器在连续运动过程中很难测到来自底层的声音, 所以只有在静止状态下噪声测井才能测成功。这种方法在现场仅在一定范围内得到了应用。

5 声波测井

声波测井是广泛地用于评价固井施工质量的有效方法。通过寻求固井施工后给定时间内仪器的检测信号与固井质量之间的关系来评价固井质量。由于声波测井仪的检测信号与周围的介质 (套管、水泥和地层) 的声学性质有关, 因此可以利用测井仪的检测信号确定套管、水泥和地层间的声耦合质量。目前声波测井解释的主要局限是缺乏声波耦合与水泥封固质量间的关系。声波测井测出的“胶结良好”仅表示声耦合良好, 并不意味着层间封隔质量良好。尽管如此, 在已知水泥和地层声学性质的前提下, 声波测井解释仍可以对固井施工提供大量有价值的资料, 由于声波性质在石油工业中人们还不熟悉。水泥仪是影响声波测井读数的一个因素。为了确定声波响应的起因, 就必须认真分析测井曲线, 多数情况下, 分析时应参考井眼形状、地层性质和固井施工情况。只有得到预期的声波响应, 才能正确解释声波测井结果。通过分析预期的声波测井响应与实测声波响应之间的差异, 可以对固井施工进行有效的评价。目前, 根据水泥质量和水泥充填范围能够定性地或可能定量的解释固井施工结果。

6 结论

在用测井方法解释水泥胶结质量之前, 通过水力封隔测试和确定水泥面地方法来对固井质量进行评价。水力封隔测试通常需要套管射孔或钻开水泥塞, 在只要支撑套管的情况下, 只要测水泥面就可满足要求。在需要实现层间封隔的情况下, 评价方法就相对比较复杂, 因此必须根据测试的目的来选择评价方法。

参考文献

[1]徐惠峰.钻井技术手册[M].北京石油工业出版社, 1990.[1]徐惠峰.钻井技术手册[M].北京石油工业出版社, 1990.

老区开发井综合固井技术 篇7

埕岛油田是老区开发井, 为避免浅气层气窜, 水泥浆返高要进表层200m, 这样每口井水泥封固段都在1500m以上, 一次性注水泥量大, 施工时间长, 并且压力大, 易压漏地层, 对于老区块的调整井固井难度要求较高。开发井组一般表层下深都在400m-500m左右, 这样油层和表层套管的重叠段空间只有20 m3-30m3之间。施工中由于电测给出井径偏大, 水泥浆量掌握不好很容易返出井口, 如果为了控制不返出又会发生水泥浆返不进表层的情况。为了更好地完善老区调整井的配套技术, 通过对CB20CA井组与C B20C B井组固井施工技术研究, 探索出一套保障老区开发井的综合固井技术。

2 老区开发井固井技术难点

(1) 调整井组井组大、井间距小、造斜点高、井斜大, 造成钻井液携砂能力下井, 下井壁沉砂不易清净, 影响固井顶替效率。

(2) 调整井井斜大、造斜段井径偏大, 电测时仪器不能居中而贴下边, 造成电测井径不准确, 电测给的数据偏大, 易于造成水泥浆注入量大, 水泥返高过高而发生井漏。

(3) 为控制成本, 严格控制表层套管的下入深度, 造成调整井水泥封固段过长, 固井静压差偏大易于压漏油气层。

(4) 调整井为加密井, 周围采油井、注水井并存, 地下压力体系复杂, 固井易于发生漏失或窜槽。

3 采取的综合固井技术措施

(1) 完善水泥浆体系, 强调水泥浆直角稠化, 降低水泥浆侯凝期间窜槽风险。强化水泥浆性能控制, 为固井质量提供最基本的保障。加大水泥浆外加剂的应用, 保证水泥浆低失水、高强度、短候凝。

(2) 加大扶正器使用量, 保证套管居中度, 提高顶替效率。具体为油层段每根套管加一只弹性扶正器, 井斜大于50°的井油层段采用刚性扶正器和弹性扶正器配合使用, 水平井中使用滚珠刚性扶正器, 上层套管鞋处加两只弹性扶正器, 联顶节下面加两只弹性扶正器。

(3) 强化洗井措施, 保证固井前洗井2周以上, 对沉砂严重的井进行稠浆洗井携砂。

(4) 确定合适的水泥浆注入量。在现场仔细落实电测数据, 对已施工完成的井进行实时分析, 探索不同施工主体及不同施工人员对井径的影响, 确定合适的水泥浆注入量。在CB20CB井组中根据前三口井施工数据, 采取了电测井径计算量直接加重叠段数据为水泥浆注入量, 进入重叠200m改为了50m, 取消了水泥浆附加量, 使水泥返高得到了良好的控制。

(5) 在保证目的层固井质量下, 尽可能的降低水泥浆静压差, 这就要求加大低密度水泥浆注入量;同时降低替浆排量, 控制施工压力, 减小摩阻。降低漏失风险, 保护油气层。固井设计中坚持油层200m以上使用1.50-1.60g/cm3般土低密度水泥浆, 油层段用1.90 g/cm3左右的常规密度水泥浆, 在CB20CA井组与CB20CB井组中应用般土低密度水泥浆, 取得了良好的固井效果。

(6) 降低固井后期替浆排量, 控制施工压力。根据CB20CB-8漏失情况, 固井施工压力控制在11.5Mpa以内, 预防了固井漏失的再次发生。

(7) 强化钻开油气层及固井期间停产停注措施, 对注水井要求停注放压, 使地层压力恢复稳定的情况下进行固井施工。

4 现场应用情况及固井质量评定

下面CB20CB井组、CB20CA井组固井实施结果:

(1) CB20CB井组固井施工情况 (按实际施工顺序排列如表1所示) :

(2) CB20CA井组固井施工情况 (按实际施工顺序排列如表2所示) :

由上面两个井组表可以看出, 在采取了相关措施后, 固井质量均为合格, 且未发生漏失。

5 总结

油田固井施工质量控制探讨 篇8

为了隔离层间和保护套管, 会在井壁和套管之间注入水泥浆, 我们把在水泥浆和井壁套管之间的施工技术称为固井技术。在现实工程操作过程中, 固井技术的高低是影响油田固定质量最为关键的因素, 这甚至影响到石油质量的保护以及油井的使用寿命。所以在开展固井工作的过程中应特别注重固井技术和固井措施的选用, 在工作开展的每个阶段都应该有严谨管理, 涉及到使用的材料及设备都应该有统筹的规划。为了减小石油开采对环境的影响, 也为了提高石油开发质量, 固井工作面临严峻挑战, 故需尽快提升油田固井技术

一、固井作业中的技术难题

水泥环质量不高, 导致层间水层、气层、油层相互穿通, 水泥浆流入油层, 致使油层甚至油井失去控制;套管不能到达预定深度, 可能原因为井漏造成的下管过程中出现卡套管现象。水泥返高不够, 不能对地层进行有效隔离, 致使环空流速降低, 导致顶替效率下降, 从而影响胶结质量;井下漏失是造成固井质量低或致使固井失败的最主要原因, 而对于处于开发后期的老油田而言, 固井漏失主要是因为人为因素造成的地层开裂。

二、油田加强固井质量的主要技术

1. 固井液固井技术

固井液技术即是在不影响钻井液性能条件下, 通过添加高炉淬渣或者水化类材料优化原有钻井液配方的技术。固井技术采用UF钻井和MTC固井方法使钻井液与固化液的之间的、相容性得到有效提升, 因此这也就解决了以往固井水泥浆与钻井液之间不兼容、相容的难题, 并且其能够保证多层界面之间很好的胶结与隔断, 特别是第二层胶结效果良好, 从而大大较少了水流体与油气之间的互相流动, 还有就是其能够提升激活剂的扩散与渗透从而促进泥浆加固。把固井液和普通的油井水泥浆的性能进行对比分析, 不难得出结论:通过添加辅助剂固井液能够实现优异的性价比, 并让其具备发展强度较快、失水较低、环保耐污染性、沉稳性能较好等特点。目前国内固井液技术有了长足发展, 鉴于其在环保方面的有效改善, 即解决了废气钻井液排放对环境造成的污染这一难题, 其现已基本上取代了顶替技术。

2. 水平固井技术

对于水平固井应特别关注井注水泥存在的以下问题:要尽量控制好游离水, 消除游离水或尽量降低其含量;采用高性能水泥, 其应可以兼容钻井液、冲洗液、水泥浆和隔离液等并有效发挥其功能;要进行合理有效的流变学设计, 要能够有效的平衡地层压力与空隙压力, 最大程度的实施紊流替代, 并且建议在小井眼中尽可能多采用AMPJ体系水泥方法;环空应注重保持清洁。

3. 泡沫固井技术

泡沫固井技术的充气方法有有两种比较实用, 一种常规泡沫方法是机械充气而形成的泡沫水泥。另一种是化学制剂在水泥浆中加入其它外加辅助剂, 通过化学反应产生的氮气, 而形成的匀化较为稳定的泡沫水泥。泡沫水泥浆其有如下优点:比以往的水泥浆抗压强度高;密度较低, 低密度有利于加强水泥浆的质量与效率, 这是由于泡沫水泥浆较高的胶着粘度, 可以取代不易流动的泥浆;在高温高压的前提下, 相对以往的水泥石其具备高温稳定性与更好的韧性, 从而能够在深井中固井作业;由于本身具有可压缩的性质, 所以, 能够补偿将水泥浆的胶凝失重, 从而能防止气窜现象发生;同样其成本较低, 比以往的水泥浆经济成本低30%左右。

4. 深层高温高压固井方法

随着现代油田质量要求越来越高, 对于固井技术要求也越来越高。现代固井技术要求新工艺和新技术的配置能够结合现场试验和现实施工技术, 从而实现高的固井施工质量。套管加强设计是针对深井的底层以及地质以及钻井工程中的实际情况采取的必要措施:对于在深井高温和高压下条件下套管出现的附件密封问题使用套管浮箍可以进行有效解决;改造后的扶正器可以解决深井作业中套管扶正的难题, 采用合适的作业手段能够大大的提高顶替效率;为避免泥浆透漏进入油气层污染石油, 建议在固井时采用密度相对低的水泥。

5. 欠平衡井固井技术

空气钻井作为欠平衡钻井技术的先锋, 开始于20世纪50年代。在20世纪70年代, 对于当时的勘探发展趋势, 人们把更愿意把更多的精力放在高渗、高压、高产油气田, 对于低渗、低压、低产油气田不是特别关注, 所以该项技术未能得到广泛发展应用。

三、结语

固井作为建井过程中的关键环节, 直接影响着投入成本以及后期产油质量。所以, 在固井的过程中要综合考虑各方面因素的影响, 不仅要注意对于不相同的套管采用差异的固井方法, 保证顶替效率, 也应该考虑到水泥浆配方的持续优化, 解决水泥浆收缩和失水问题。

总之, 在固井工程中必须采用正确而全面的措施来提高固井的质量, 进而保证油田开发工作的有效开展。

摘要：随着石油企业勘探开发领域的不断扩大以及规模的不断壮大, 油田固井技术的推广运用有效促进了油田固井质量的大幅度提高;但是目前形势下, 加强、改进油田固井技术仍有必要, 本文通过分析固井作业中的技术难题, 提出了油田固井技术施工质量控制的有效技术和措施。

关键词：油田,固井施工,质量控制

参考文献

[1]王军.浅谈如何提高油田固井质量的施工措施[J].城市建设理论研究 (电子版) , 2012, (16) .

[2]董玉福.论提高油田固井质量的施工措施[J].现代商贸工业, 2011, 15:254-255.

[3]王晓明.提高油田固井质量的施工措施[J].中国石油和化工标准与质量, 2014, 07:135.

固井质量测试技术介绍及应用 篇9

1 声波变密度测井(CBL/VDL)方法及原理

固井质量的检查,顾名思义,主要是检查水泥环的胶结质量,即套管与水泥环之间(第一界面)、水泥环与地层之间(第二界面)的胶结情况。在过去,我们往往过分重视水泥和套管之间的胶结程度(第一界面),而忽略了水泥和地层之间的胶结程度(第二界面)的重要性。因为无论是第一界面还是第二界面水泥胶结质量不好都很容易引起水层的上、下窜槽,给油井的投产等工作会带来很大的麻烦。另外,对油气水井固井质量状况的准确掌握,也可以优化新井投产与老井措施的成功率,延长油气水井使用寿命,对油田持续稳定开发有着重要作用。

目前,我厂主要采用的固井质量的测井评价方法是声波变密度测井。声波变密度测井技术采用单发双收声系,测井时,声源发出的声脉冲在井内各个方向传播,当声波传播到两种介质的交界面时会发生声波的反射和折射。

测量的两个参数,一个是套管、水泥环、地层、流体等波列即全波列,经灰度处理后称作声波变密度,另一个是声幅(套管滑行波首波幅度),这就是油田常用的简称为声波变密度的测井技术。

1.1 声波变密度测井各种波的成份及特点

套管井中与变密度测井相关的主要有四种波,这四种波分别是套管波、水泥环波、地层波、泥浆波。

①套管波。套管滑行波与套管一水泥界面一次或多次反射波共同组成了套管波。而第一界面的胶结好坏与这两种波的声强直接相关,胶结越差,声强越大。②水泥环波。水泥环波紧随着套管波而出现,但是,因为水泥环中总是会存在不致密的情况,该波一般衰减的很快,而且由于相位差的存在,该波与套管波之间容易发生干涉后被套管波掩盖,识别困难,所以可以忽略此波。③地层波。地层波在水泥环波之后出现,是滑行波,沿井壁传播,可分为滑行横波和纵波。只有一、二界面都胶结良好的情况下,较强的地层波才会出现。④泥浆波。最后到达的是泥浆波,沿泥浆传播,当到达仪器的时间不变,且地层为低速地层时,常常叠加在地层波上。

1.2 变密度测井资料定性分析及解释

对比变密度资料与声幅的优缺点,可以看出变密度的有点在于可以直观地反映第一、第二界面(即套管一水泥环、水泥环-地层)的胶结情况,缺点在于很难进行定量得精确分析。所以在对固井质量资料进行解释时,要把二者相结合,这样才可以更好的识别油水井的固井质量情况。资料解释人员在平时工作时,要注意积累不同胶结情况下声幅和变密度的资料,对可能的测井响应特征进行的精确分析和记录,以便使用者可以更好的借助变密度资料,更直观地对水泥胶结情况进行定性评价。

1.3 声波变密度测井方法的优势

①能够对第一、二两个界面进行胶结状况的评价。②可以帮助地质人员更好的选择射孔层位,防止水窜情况的发生。③固井质量测试的运用,对固井工作的要求和固井工艺的改进也起到了促进作用。

2 固井质量测试应用实例

某井是欢X块的一口油井,该井于2014年某日进行固井质量测试,次日补层射孔,注汽后下泵后产液17吨,无油。

由于该井主要油层段(第5-8、10-14层)下部发育两个水层,所以固井质量的合格与否会直接影响到油层的开采情况。在图1中我们可以看到声幅和变密度曲线具有较好的相关性,而声幅较高处对应的套管波清晰;声幅曲线低幅度处对应的套管波微弱。第8、10、12、13、14层部分地层声幅曲线幅度较低,且较为平直,反映这些地层第一胶结面固井质量好。再看变密度曲线,反映出该部分地层波和套管波微弱,且最右部出现了呈直条带的直达泥浆波,所以可以定性判断该部分第二界面胶结情况很不好,这样的情况下,如果射开上部的油层,底水很容易上窜,直接影响到油层的开采。

3 结语

①声波变密度测井不仅能够评价水泥与地层的胶结,而且能够评价套管与水泥的胶结,克服了普通声幅测井的片面性,提高了测试解释的可靠性。②声波变密度测井相关的有四种波,依声波序列排列依次是套管波、水泥环波、地层波、泥浆波。③声幅和变密度资料结合解释,可以更直观地了解油水井第一、第二界面的胶结情况。④声波变密度测井技术的使用,在一定程度上能够避免因窜槽、气侵等原因造成的固井质量问题。

摘要：固井质量测试技术不仅应用于检查新井固井质量,也用于老井检查管外窜槽等情况。本文把声波变密度固并质量测试方法的原理作为切入点,通过对声波变密度测井各种波的研究,辅以实例的解释说明,使读者达到了解、认识固井质量测试技术的目的。

关键词：声波-变密度测井,套管波,地层波,固井质量

参考文献

[1]史晓梅.固井质量变化的影响因素分析[J],石油仪器,2008.