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[摘 要]深井、超深井已成为石油天然气勘探开发的趋势，通过分析国内外深井、超深井固井技术难点，总结出了深井、超深井固井水泥浆体系、固井工艺方法及套管柱设计。认为根据具体实际地层及工程情况，制定合理的固井工艺方法及套管柱设计，是实现深井、超深井固井成功的关键。
[关键词]深井、超深井 固井技术 工艺
中图分类号：TE25 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2017）10-0344-01
世界油气资源的不断减少，资源开采难度越来越大，深部地层的钻探日益增多，完井井深多数超过6000m，与此同时，深井、超深井的固井也变得越来越重要。固井材料、油井水泥外加剂及工艺技术措施都发生了深刻的变化，许多新工艺、新技术和新材料得到了发展和应用。这对于深井、超深井的勘探开发，起到了极为重要的推动作用。
1.深井、超深井固井技术难点
深井、超深井的固井技术，主要面临着高温、高压、膏岩层、盐水层、窄环空、长封固段、长裸眼、低压易漏等等一系列技术问题，风险很大。（1）井深、温度高、压力高，这是地层本身的原因，没有办法改变，只能通过更先进的工艺进行克服。（2）窄环空是急需解决的首要的问题，在较复杂的深井中，环空间隙往往只有11-17.7mm，在套管接箍和井眼间，间隙甚至小于4mm。很显然，下套管遇阻，固井质量不好，水泥浆驱替效率低是最为常见的问题。（3）高密度的水泥浆性能较差、完井裸眼井段下入管柱较长、固井工具及性能质量差、井身质量差等是深井固井问题产生的主要原因。（4）井底温度较高，低密度水泥漿既要满足井底循环温度要求，还要满足上段温度要求，因此需要加缓凝剂进行调节稠化时间。
2.深井、超深井固井工艺方法
（1）内管固井技术：就是当大尺寸套管下至预定深度后坐定，重新从套管内再下入注替水泥的内管的方法。（2）尾管悬挂及套管回接：尾管悬挂：尾管悬挂固井济效益较高、注水泥环空阻力较低且有利于改善套管柱轴向设计和再钻进水力条件。套管回接：套管回接技术的作用类似于双级注水泥技术，但又可解决双级注水泥的工艺复杂、成本高、循环孔泄漏等问题。该技术措施切实可行，对保证固井成功，减少施工风险，提高固井质量起到很好地作用，具有很好的应用价值。（3）可膨胀管固井技术：利用施加在膨胀头两端的压差或直接用机械力推力或拉力，迫使膨胀头从套管中穿过，从而达到扩张套管的目的。
深井、超深井的固井由于井深结构的特殊性，上部套管尺寸较大，往往采用内管柱固井技术和双胶塞古井，主要是最大限度避免水泥浆和钻井以及其他流体的泥浆，保证套管鞋处水泥石的质量；中间的技术套管常采用分级固井和尾管固井技术以及低密度水泥浆固井技术，以有效封固长裸眼井段；完善套管多采用尾管回接固井或一次固井技术，有时也采用分级固井。内管柱固井技术：对于效地缩短作业时间Φ339.7mm套管和Φ508mm套管以及更大尺寸套管，采用内管柱固井的主要理由有两点：（1）由于内容积较大，大部分固井作业时间均在替浆上，采用内管柱固井后可以有效地缩短作业时间；（2）由于套管内径较大，管内壁粘附的泥饼相对较多，当上胶塞通过时，大量泥饼被挂带至套管鞋处，影响套管鞋处水泥石的质量。后两个问题有时也用双胶塞固井来解决。内管柱固井工具有两种形式：井口密封和井底密封。工艺流程：套管下至预定井深后，使管串在井口（一般坐定于套管上）固定，再于套管内下入钻杆（或油管），插入预先连接在套管串下部的插座，加上适当钻压后即可实现密封。这时就可以通过钻杆按一次固井的施工步骤正常施工。替浆结束后，上提钻杆，下部回压阀关闭，结束固井。有些内插座也常与套管鞋作为一体，而不再单独加工。内管柱固井的关键环节是要保证内插座的密封，应在注水泥前循环时重点检查。当套管下入深度较大时，由于流体密度的变化，会造成钻杆和套管环空容积的变化，这时井口会有轻微溢流或液面下降，属正常现象，应注意与密封失效区别。
分级箍的作用原理：先按一次固井工艺，注入一级水泥，并返至设计井深。碰压后，投入重力塞，待重力塞达到分级箍位置后，坐于下滑套上，这时在井口加压剪断销钉，下滑套下行，打开循环孔，建立循环。可以等一级水泥凝固后再注二级水泥（间歇式）或直接注二级水泥（连续式）。二级水泥顶替完成后，由关闭胶塞坐放到上滑套上，在井口加压，关闭循环孔。自通径分级箍则是在完成二级固井后，继续憋压，剪断上内套与胶塞套之间的销钉，使胶塞套和重力套滑落到井底。分级固井的关键环节是：保证下部回压阀密封可靠、上下滑套正常工作和重力塞顺利下行到位。另外，由于必须通过井口憋压对分级箍进行操作，所以套管柱设计必须考虑由此产生的附加载荷，抗拉安全系数不得小于1.5。
3.超深井下套管应用分析
3.1 Φ339.7mm表层套管下入
表层套管井眼稳定性差，井壁容易坍塌、井半径不规则、环空返速低造成携岩效果不好，而且本井段存在多压力层系和阶梯式井眼，这些因素对Φ339.7mm大尺寸、高刚性套管的安全下入造成很大的难度。针对这些不利因素，采取多次分段下钻通井、调整钻井液性能，成功将套管下到了预定井深。为此在下套管的过程中采取措施。（1）为防止套管串下部脱扣，在套管串下部结构和最下部100m套管进行先涂抹丝扣胶，然后打销钉紧固。（2）所有套管涂抹套管密封脂，采用专用套管卡盘和套管钳等井口工具，保证了打套管的安全下入和丝扣的连接质量。（3）所有套管涂抹套管密封脂，采用专用套管卡盘和套管钳等井口工具，保证了打套管的安全下入和丝扣的连接质量。（4）认真检查套管附件，并按规定操作。（5）下完套管缓慢开泵，充分利用振动筛、除砂器清除套管扶正器刮下的泥饼。
3.2 Φ139.7mm油层套管下入
本井段使用Φ215.9mm钻头，钻完井深7026m，全井下入Φ139.7mm套管而且从井底到地面用水泥加固。基于井下实际情况，采用先悬挂尾管，再进行回接的技术措施。通过对各种工具、附件的优选和配置封下部井段和套管内灌入的专用钻井液等措施克服了施工中存在的难题，最终顺利下入套管固井。为此在下套管的过程中采取措施：（1）为降低下套管回流阻力和对地层的回压，下套管前应适当降低钻井液密度，降粘切，提高流动性。同时为确保套管下到预定井深能顺利开泵，套管下入到裸眼井段后进行多次中途开泵，开泵压力控制在10MP以内。
（2）下套管前根据循环排量和压力推算地层承压能力，防止井漏。（3）采用特种材质的抗高温液压尾管悬挂器及相应浮鞋、套管扶正器等附件，并对悬挂器各销钉耐压数据多次模拟实验，保证数据的可靠（4）为确保套管重叠段的封固质量，尾管与上层套管重叠200m。
4.结论与认识
超深井下套管过程中，要综合个方面因素，尤其是井下不确定性因素，在各次下套管前，认真通井做好井眼准备、调整好钻井液性能。下套管作业中严格执行制定的技术措施，保证了各次套管顺利下到预定井深。
参考文献
[1] 牛新明；张克坚；丁士东；陈志峰；川东北地区高压防气窜固井技术[J]；石油钻探技术；2008年03期.
[2] 张清玉；邹建龙；朱海金；国外深水固井水泥浆技术进展[J]；油田化学；2007年02期.
[3] 丁士东；国内外固井技术现状及发展趋势[J]；钻井液与完井液；2002年05期.
[4] 黄柏宗，谢承斌，蔡久能；深井固井的若干问题[J]；钻井液与完井液；2003年05期.
[关键词]深井、超深井 固井技术 工艺
中图分类号：TE25 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2017）10-0344-01
世界油气资源的不断减少，资源开采难度越来越大，深部地层的钻探日益增多，完井井深多数超过6000m，与此同时，深井、超深井的固井也变得越来越重要。固井材料、油井水泥外加剂及工艺技术措施都发生了深刻的变化，许多新工艺、新技术和新材料得到了发展和应用。这对于深井、超深井的勘探开发，起到了极为重要的推动作用。
1.深井、超深井固井技术难点
深井、超深井的固井技术，主要面临着高温、高压、膏岩层、盐水层、窄环空、长封固段、长裸眼、低压易漏等等一系列技术问题，风险很大。（1）井深、温度高、压力高，这是地层本身的原因，没有办法改变，只能通过更先进的工艺进行克服。（2）窄环空是急需解决的首要的问题，在较复杂的深井中，环空间隙往往只有11-17.7mm，在套管接箍和井眼间，间隙甚至小于4mm。很显然，下套管遇阻，固井质量不好，水泥浆驱替效率低是最为常见的问题。（3）高密度的水泥浆性能较差、完井裸眼井段下入管柱较长、固井工具及性能质量差、井身质量差等是深井固井问题产生的主要原因。（4）井底温度较高，低密度水泥漿既要满足井底循环温度要求，还要满足上段温度要求，因此需要加缓凝剂进行调节稠化时间。
2.深井、超深井固井工艺方法
（1）内管固井技术：就是当大尺寸套管下至预定深度后坐定，重新从套管内再下入注替水泥的内管的方法。（2）尾管悬挂及套管回接：尾管悬挂：尾管悬挂固井济效益较高、注水泥环空阻力较低且有利于改善套管柱轴向设计和再钻进水力条件。套管回接：套管回接技术的作用类似于双级注水泥技术，但又可解决双级注水泥的工艺复杂、成本高、循环孔泄漏等问题。该技术措施切实可行，对保证固井成功，减少施工风险，提高固井质量起到很好地作用，具有很好的应用价值。（3）可膨胀管固井技术：利用施加在膨胀头两端的压差或直接用机械力推力或拉力，迫使膨胀头从套管中穿过，从而达到扩张套管的目的。
深井、超深井的固井由于井深结构的特殊性，上部套管尺寸较大，往往采用内管柱固井技术和双胶塞古井，主要是最大限度避免水泥浆和钻井以及其他流体的泥浆，保证套管鞋处水泥石的质量；中间的技术套管常采用分级固井和尾管固井技术以及低密度水泥浆固井技术，以有效封固长裸眼井段；完善套管多采用尾管回接固井或一次固井技术，有时也采用分级固井。内管柱固井技术：对于效地缩短作业时间Φ339.7mm套管和Φ508mm套管以及更大尺寸套管，采用内管柱固井的主要理由有两点：（1）由于内容积较大，大部分固井作业时间均在替浆上，采用内管柱固井后可以有效地缩短作业时间；（2）由于套管内径较大，管内壁粘附的泥饼相对较多，当上胶塞通过时，大量泥饼被挂带至套管鞋处，影响套管鞋处水泥石的质量。后两个问题有时也用双胶塞固井来解决。内管柱固井工具有两种形式：井口密封和井底密封。工艺流程：套管下至预定井深后，使管串在井口（一般坐定于套管上）固定，再于套管内下入钻杆（或油管），插入预先连接在套管串下部的插座，加上适当钻压后即可实现密封。这时就可以通过钻杆按一次固井的施工步骤正常施工。替浆结束后，上提钻杆，下部回压阀关闭，结束固井。有些内插座也常与套管鞋作为一体，而不再单独加工。内管柱固井的关键环节是要保证内插座的密封，应在注水泥前循环时重点检查。当套管下入深度较大时，由于流体密度的变化，会造成钻杆和套管环空容积的变化，这时井口会有轻微溢流或液面下降，属正常现象，应注意与密封失效区别。
分级箍的作用原理：先按一次固井工艺，注入一级水泥，并返至设计井深。碰压后，投入重力塞，待重力塞达到分级箍位置后，坐于下滑套上，这时在井口加压剪断销钉，下滑套下行，打开循环孔，建立循环。可以等一级水泥凝固后再注二级水泥（间歇式）或直接注二级水泥（连续式）。二级水泥顶替完成后，由关闭胶塞坐放到上滑套上，在井口加压，关闭循环孔。自通径分级箍则是在完成二级固井后，继续憋压，剪断上内套与胶塞套之间的销钉，使胶塞套和重力套滑落到井底。分级固井的关键环节是：保证下部回压阀密封可靠、上下滑套正常工作和重力塞顺利下行到位。另外，由于必须通过井口憋压对分级箍进行操作，所以套管柱设计必须考虑由此产生的附加载荷，抗拉安全系数不得小于1.5。
3.超深井下套管应用分析
3.1 Φ339.7mm表层套管下入
表层套管井眼稳定性差，井壁容易坍塌、井半径不规则、环空返速低造成携岩效果不好，而且本井段存在多压力层系和阶梯式井眼，这些因素对Φ339.7mm大尺寸、高刚性套管的安全下入造成很大的难度。针对这些不利因素，采取多次分段下钻通井、调整钻井液性能，成功将套管下到了预定井深。为此在下套管的过程中采取措施。（1）为防止套管串下部脱扣，在套管串下部结构和最下部100m套管进行先涂抹丝扣胶，然后打销钉紧固。（2）所有套管涂抹套管密封脂，采用专用套管卡盘和套管钳等井口工具，保证了打套管的安全下入和丝扣的连接质量。（3）所有套管涂抹套管密封脂，采用专用套管卡盘和套管钳等井口工具，保证了打套管的安全下入和丝扣的连接质量。（4）认真检查套管附件，并按规定操作。（5）下完套管缓慢开泵，充分利用振动筛、除砂器清除套管扶正器刮下的泥饼。
3.2 Φ139.7mm油层套管下入
本井段使用Φ215.9mm钻头，钻完井深7026m，全井下入Φ139.7mm套管而且从井底到地面用水泥加固。基于井下实际情况，采用先悬挂尾管，再进行回接的技术措施。通过对各种工具、附件的优选和配置封下部井段和套管内灌入的专用钻井液等措施克服了施工中存在的难题，最终顺利下入套管固井。为此在下套管的过程中采取措施：（1）为降低下套管回流阻力和对地层的回压，下套管前应适当降低钻井液密度，降粘切，提高流动性。同时为确保套管下到预定井深能顺利开泵，套管下入到裸眼井段后进行多次中途开泵，开泵压力控制在10MP以内。
（2）下套管前根据循环排量和压力推算地层承压能力，防止井漏。（3）采用特种材质的抗高温液压尾管悬挂器及相应浮鞋、套管扶正器等附件，并对悬挂器各销钉耐压数据多次模拟实验，保证数据的可靠（4）为确保套管重叠段的封固质量，尾管与上层套管重叠200m。
4.结论与认识
超深井下套管过程中，要综合个方面因素，尤其是井下不确定性因素，在各次下套管前，认真通井做好井眼准备、调整好钻井液性能。下套管作业中严格执行制定的技术措施，保证了各次套管顺利下到预定井深。
参考文献
[1] 牛新明；张克坚；丁士东；陈志峰；川东北地区高压防气窜固井技术[J]；石油钻探技术；2008年03期.
[2] 张清玉；邹建龙；朱海金；国外深水固井水泥浆技术进展[J]；油田化学；2007年02期.
[3] 丁士东；国内外固井技术现状及发展趋势[J]；钻井液与完井液；2002年05期.
[4] 黄柏宗，谢承斌，蔡久能；深井固井的若干问题[J]；钻井液与完井液；2003年05期.