固井工艺程序

1、12345 图图7-1 7-1 单根套管示意图单根套管示意图11接箍接箍 22套管本体套管本体678（a a） （b b） （c c） （d d） （e e）图图7-2 7-2 注水泥工艺流程示意图注水泥工艺流程示意图（a a）循环钻井液）循环钻井液 （b b）注隔离液和水泥浆）注隔离液和水泥浆 （c c）替浆）替浆 （d d）替浆）替浆 （e e）碰压）碰压11压力表压力表 22上胶塞上胶塞 33下胶塞下胶塞 44钻井液钻井液 55浮箍浮箍 66引鞋引鞋77水泥浆水泥浆 88隔离液隔离液 99钻井液钻井液9101112131415161718192021ibooePPP2223ZPmo009

2、8. 02425)1 (nswnLHH钻井液盐水HnHLswnnLnHHH)(260ibP)(0098. 0LnibHHP（0HHL） （HLHHB） 27（0HHL） （HLHHB） HPmoe0098. 0HPmoe0098. 0)(0098. 0HHPmnLnoe28（a a）全掏空）全掏空 （b b）非全掏空）非全掏空图图7-3 7-3 有效外挤压力对比示意图有效外挤压力对比示意图11外压力外压力 22支撑内压力支撑内压力 33有效外压力有效外压力293031HPPnsi0098. 032BnfsHP)(0098. 033HHPPoBopi0098. 0)0098. 0()(10115

3、.14/HHpiBePP34HPswob0098. 035HPPswnsie)(0098. 0HHPPoswoopie)(0098. 0)0098. 0(HePPswHHpiB0098. 0/)(10115. 1436 （a） （b） （c）图图7-4 7-4 有效内压力对比示意图有效内压力对比示意图（a a）表层或技术套管）表层或技术套管 （b b）油井油层套管）油井油层套管 （c c）气井油层套管）气井油层套管11内压力内压力 22支撑外压力支撑外压力 33有效内压力有效内压力swnswosw曲线曲线3738W39kiikLqT1kibikLqT1FbqBq smFB140fTqLT100

4、0/41HT42图图7-5 7-5 套管轴向拉力沿井深分布示意图套管轴向拉力沿井深分布示意图 1-1-不考虑浮力不考虑浮力 2-2-考虑浮力考虑浮力43ALEDTbd6101802Z(+) Z(-)max44454647484950515253545556575859DLYDLUDLAPppjpj14. 014. 05 . 0283. 1095. 059. 0pjpjUAP095. 0606122221zrrttzc22222szrrttz62122ststszsz63122ststszsz12346465ATz10ATss10sszTT66tdPccct2tdPccs267ATz10ATss

5、10tdPccct2tdPccs21)()()(22cccccssPPPTTTTsszTTcccstPP122ststszsz68csscccPKTTTTPP2143121)()()(22cccccssPPPTTTT69套管类型套管类型抗挤设计安全系数抗挤设计安全系数Sc抗内压设计安全系抗内压设计安全系数数Sb抗拉设计安全系数抗拉设计安全系数St表层套管表层套管 1.01.1 1.11.2 1.61.8技术套管技术套管 1.01.125 1.11.33 1.62.0生产套管生产套管 1.01.2 1.11.4 1.61.97071 （a a） （b b） （c c）图图7-8 7-8 套管柱强

6、度设计示意图套管柱强度设计示意图 （a a）抗挤设计）抗挤设计 （b b）抗拉设计）抗拉设计 （c c）复合套管柱）复合套管柱11外载外载 22设计外载设计外载 33套管强度套管强度727374coeodSPP)1 (nswnLZZoeP有效外挤压力有效外挤压力75odccPP 76 图图7-9 7-9 套管柱抗挤设计图套管柱抗挤设计图7778tdTST dtTT 79808182)(3374125. 1*30. 1*0098. 035.492mH3500m3300m833500m3300m843500m3300m水泥面2800m85222221431sscccTTTTPP水泥面水泥面水泥面M

7、Pa75.47306625921306625943135.492)(311. 12800*30. 1*0098. 075.47安全水泥面Sc3500m3300m水泥面2800m863500m3300m水泥面2800m2300m873500m3300m水泥面2800m2300m883500m3300m水泥面2800m2300m)(2019)5 .43124.95(8 . 123543869. 01111mTSPqLinnTjiii2000m893500m3300m水泥面2800m2300m300m90919293949596级别级别类类 型型备注备注普通型普通型中抗硫酸盐型中抗硫酸盐型高抗硫酸盐

8、型高抗硫酸盐型A普通水泥普通水泥B抗硫水泥抗硫水泥C具有高早期强度具有高早期强度D适于中温条件适于中温条件E适于高温条件适于高温条件F适于超高温条件适于超高温条件G基本油井水泥基本油井水泥H基本油井水泥基本油井水泥9899100101102103104105106mmcwwc)1 (107108稠度时间109110111112113114115116117118119120等于等于1（即（即100%）时，水泥浆全部顶替走了钻井液；）时，水泥浆全部顶替走了钻井液；当当小于小于1时钻井液没有被水泥浆完全替走，称为发生了钻井液时钻井液没有被水泥浆完全替走，称为发生了钻井液窜槽；窜槽；值越大，顶替效率

9、越高。值越大，顶替效率越高。 为提高顶替效率，所采取的主要措施有：为提高顶替效率，所采取的主要措施有：加扶正器降低套管在井眼中的偏心程度、加扶正器降低套管在井眼中的偏心程度、注水泥时活动套管、注水泥时活动套管、采用紊流或塞流流态注水泥、采用紊流或塞流流态注水泥、采用前置液、采用前置液、注水泥前调整钻井液性能、注水泥前调整钻井液性能、增加紊流接触时间等。增加紊流接触时间等。 121122dDLP0412304LP在水泥浆顶替钻井液的过程中，水泥浆在宽间隙处顶替钻井液在水泥浆顶替钻井液的过程中，水泥浆在宽间隙处顶替钻井液的速度快一些，而在窄间隙处的顶替速度则较慢，导致宽窄间的速度快一些，而在窄间隙

10、处的顶替速度则较慢，导致宽窄间隙水泥浆返高不一致。若套管偏心严重，则可能出现窄间隙的隙水泥浆返高不一致。若套管偏心严重，则可能出现窄间隙的钻井液根本不能被顶走而滞留在原处的钻井液根本不能被顶走而滞留在原处的窜槽窜槽现象。现象。 因此要尽量降低套管在井眼中的偏心程度。目前所采取的措因此要尽量降低套管在井眼中的偏心程度。目前所采取的措施是在套管上安装施是在套管上安装套管扶正器套管扶正器。 124结论：一般认为旋转效果较好；上下活动套管可能在上提套管结论：一般认为旋转效果较好；上下活动套管可能在上提套管后发生卡套管从而使套管不能下放到设计放置，给安装井口造后发生卡套管从而使套管不能下放到设计放置，给

11、安装井口造成困难。成困难。125 （a a） （b b） （c c）图图7-16 7-16 旋转套管提高顶替效率示意图旋转套管提高顶替效率示意图（a a）套管不动）套管不动 （b b）套管开始转动）套管开始转动 （c c）钻井液将被替完）钻井液将被替完11井眼井眼 22套管套管 33流动的水泥浆流动的水泥浆 44钻井液钻井液126127 （a a） （b b） （c c）图图7-17 7-17 不同流态时流速分布示意图不同流态时流速分布示意图（a a）塞流）塞流 （b b）层流）层流 （c c）紊流）紊流128层流塞流紊流129结论：只要井下条件许可（不会压漏地层），人们首选紊流顶结论：只要井

12、下条件许可（不会压漏地层），人们首选紊流顶替。替。 130131132133134135136137138139140141142143slpslaslVVVnichislaHDDV122)(4100001ppslpHDV2140000144slccslslcVmVmW11cwmWW145kipiydLDKV12410000146147100300lg096. 2nnK511511. 0300148nnnchnnnKDDVN3121200)(101223Re149nNc13703470RennchncDDnnKnV221)(482 . 1)13703470(01. 0cchcVDDQ)(2000322150151152153154155156157158159图图7-18 7-18 井温测井示意图图井温测井示意图图160161162163井段井段B B的相对声幅大于的相对声幅大于30%30%，为不，为不合格井段合格井段图图7-20 7-20 声幅测井曲线示意图声幅测井曲线示