双层套管固井质量控制与评价方法

通过地面模拟试验研究和现场施工对比分析验证，找出双层套管固井质量控制规律和评价方法，从而解决了φ１３９．７ｍｍ套管内下φ１０１．６ｍｍ套管固井质量控制与评价的难题，对新开发井局部双层组合套管固井和老井悬挂小套管完井质量控制及评价，也具有借鉴指导作用。     

双层组合套管在定向井盐层段的应用

中原油田在卫２８１井定向井段首次下入双层组合套管，以预防盐层套管的损坏。本文以弹性力学有关理论为指导，对盐层段双层组合套管强度进行了理论推导计算。实践表明，双层组合套管在盐层段和其它特殊层段的应用，对预防套管损坏是切实可行的。     

双层套管固井变密度评价方法研究

随着勘探开发技术的进步,对深层复杂岩性地层的开发力度越来越大,为了保护井眼和地层,大多采用双层套管固井工艺。由于双层套管的结构复杂,胶结面达到4个,现有的变密度评价方法只能对单层套管进行解释评价,无法有效地识别双层套管的固井质量。通过对双层套管的内、外层套管的套管波的响应特征进行分析研究,总结了内、外层套管波与一、二界面固井质量的关系,建立了双层套管固井质量的变密度评价方法。     

Tesco旋转套管固井工艺和应用评价

旋转套管固井是钻完井作业中提高套管固井质量最有效的手段之一。介绍了Tesco顶驱旋转套管固井工艺以及地面配套设备和井下套管固井附件; 描述了Tesco旋转套管固井工艺在现场的施工。对采取常规固井方式的井和采取Tesco旋转套管固井工艺的井进行了固井质量的评估和对比,与常规固井工艺相比,旋转套管固井工艺在定向井和水平井中具有提高固井质量的优势。建议我国加快技术研发,尽快掌握旋转套管固井技术,提高固井质量。     

中原油田φ101.6mm套管延迟注水泥技术

通过地面模拟试验和现场施工对比,找出了小间隙双层套管固井质量的解释方法和提高固井质量的技术措施,指出验套,套管回插,加焊扶正块等是提高固井一次成功率和合格率的根本保障.经过现场15口井的应用,固井质量合格率100%,优质井段达71.2%,投产投注效果良好.     

膏盐层局部双层组合套管固井技术

利用注水泥装置实现局部井段双层组合套管注水泥工艺，达到增加套管抗外挤强度的效果。双层组合套管由油层套管和外层套管组成，外层套管通过注水泥上、下阀与油层套管连接，而在套管之间注以零析水、微膨胀水泥浆。该技术已在华北油田荆丘地区现场应用１２井次，施工顺利，效果良好，解决了荆丘地区新钻井的套管变形损坏问题。     

双层套管开窗侧钻水平钻井技术

介绍了吐哈油田红南ICP井双层套管侧钻水平井的设计与施工情况,重点分析了小眼井双层套管开窗及井眼轨迹控制的难点和成功经验,探讨了小眼井钻井液及固井等技术问题。     

PIP—I型双层组合套管注水泥装置及应用

由于高压地层的蠕动、出砂挤压或其它原因，常常会造成油气井套管被挤变形或损坏。ＰＩＰ－Ｉ型双层组合套管注水泥装置实现了局部井段双层组合套管注水泥工艺，达到了增加套管强度的目的，解决了钻井过程中套管变形损坏问题。     

工艺实验井特殊固井技术

工艺实验井完井套管设计为Φ244套管，中间有200m玻璃钢套管。固井时要求只固上、下部钢套管，玻璃钢套管内外不能有水泥浆。采用一般分级固井无法达到此要求。该井采取在两段钢套管底部钻孔，先固上部再下钻具固下部的办法，达到了该井特殊固井的目的和效果。     

PIP－Ⅰ型双层组合套管注水泥装置及应用

由于高压地层的蠕动、出砂挤压或其它原因，常常会造成油气井套管被挤变形或损坏。ＰＩＰ－Ⅰ型双层组合套管注水泥装置实现了局部井段双层组合套管注水泥工艺，达到了增加套管强度的目的，解决了钻井过程中套管变形损坏问题。     

超深井钻井技术在濮深8井的应用

对濮深８井钻井技术进行总结，方法：简介濮深８井的钻探目的，论述其井身结构，防斜技术、ＰＤＣ钻头应用技术、钻井液技术及油气层保护技术。结论：濮深８井的钻探经验绎今后该区类似条件下的钻井具有一定的借鉴意义。     

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南海西部石油公司自营钻探成功的崖城２１－１－３井,井深４６８８ｍ,是一口高温高压并存的天然气深探井。测试证实,地层孔隙压力达１０４．７０ＭＰａ,井底温度为２０６℃,压力梯度为２２．７６ｋＰａ／ｍ,地温梯度达４．４２℃／１００ｍ。崖城２１－１－３井是在对同构造上的１井和２井的认识基础上,应用成熟、实用的先进技术,克服了施工中出现的复杂情况钻成的。通过分析总结１井和２井的资料,在充分识别地层压力和地层     

盐下复杂压力系统超深井的非常规井身结构设计——以四川盆地五探1井为例

五探1井是部署在四川盆地东部达州—开江古隆起上的一口风险探井,主探寒武系、震旦系,设计井深7 570 m。该井志留系以下地层的地质不确定性强、风险度高,寒武系可能钻遇大段膏盐层、纵向上压力系统复杂、预测井底温度达到175℃、井底液柱压力超过140 MPa并含有硫化氢等,给井身结构设计带来了很大的挑战。为此,借鉴国内外盐下超深井钻井的成功经验,在分析钻井工程面临的难点和风险的基础上,结合该井的压力系统特点、膏盐层蠕变特性,优化设计井身结构,并进行了现场应用。结果表明:(1)基于裸眼段防漏、防喷和防压差卡钻等约束条件,确定井身结构必封点5个、套管层次6层;(2)压力衰竭的石炭系岩性致密,压差卡钻和漏失的风险低,可以不做为必封点;(3)为寒武系膏盐层专门设计一层套管,以实现盐层专打,套管抗挤强度160 MPa预防挤毁;(4)五探1井安全钻达设计地层,完钻井深为8 060 m。结论认为,为实现川东地区盐下安全钻井而确定5个必封点、六开非常规井身结构是合理的,该井的成功完钻为上述古隆起后续深层天然气钻探提供了经验和借鉴。     

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文章根据高温高压油气井测试过程中存在的安全隐患，探讨了高温、高压对套管安全性的影响，提出了高温高压井井身结构设计需要特别考虑的事项。通过分析与计算发现，测试期间套管受到的威胁最大，开井流动期间高温油气引起井筒温度全面上升，密闭的套管环空流体受热膨胀，对套管内外表面施加附加压力，这种压力可以达到套管的抗内压或外挤强度极限；井筒温度升高将大幅度增加套管向压力，甚至出现上顶井口现象；高压油气泄漏会使油层套管乃至整个井筒的安全性受到威胁。在对高温高压井进行井身结构设计时必须考虑测试期间存在的隐患，和能保证套管安全。     

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??Due to downhole complexities, shale-gas horizontal well fracturing in the Sichuan Basin suffered from casing deformation and failure to apply the technique of cable-conveyed perforation bridge plug. In view of these problems, a new technique of staged volume fracturing with temporary plugging by sand filling is employed. Based on theoretical analyses and field tests, a design of optimized parameters of coiled tubing multi-cluster sand-blasting perforation and temporary plugging by sand filling was proposed. It was applied in the horizontal Well ZJ-1 in which casing deformation occurred. The following results are achieved in field operations. First, this technique enables selective staged fracturing in horizontal sections. Second, this technique can realize massive staged fracturing credibly without mechanical plugging, with the operating efficiency equivalent to the conventional bridge plug staged fracturing. Third, full-hole is preserved after fracturing, thus it is possible to directly conduct an open flow test without time consumption of a wiper trip. The staged volume fracturing with temporary plugging by sand filling facilitated the 14-stage fracturing in Well ZJ-1, with similar SRV to that achieved by conventional bridge plug staged fracturing and higher gas yield than neighboring wells at the same platform. Thus, a new and effective technique is presented in multi-cluster staged volume fracturing of shale gas horizontal wells.     

用小套管延迟固井技术修复残坏老井

中原油田的套损井约占生产井数的１／４,已严重影响了油田的稳产与发展,因此,发展完善井竞防治技术,降低套损速度,延长油水井使用寿命,事关中原油田的长远利益。本文详细介绍了套管损坏井下入Х１０１．６ｍｍ套管延迟固井技术的施工工艺、选井原则、套管设计、延迟水泥浆体系,并对１９９７年以来推广应用的３６口井投产效果进行了分析。     

TP2CX超深开窗侧钻中短半径水平井钻井技术

新疆沙雅地区奥陶系中统一间房组油气藏埋深超过6 900 m,未知因素多、钻井难度大、成本高。为此,在TP2井基础上套管开窗侧钻完成了1口评价井——TP2CX中短半径水平井。该井钻进中遇到开窗点超深、地层可钻性差、小井眼泵压高、深井测量信号传输困难、地层温度高、设计油藏埋深累计误差较大等技术难点。为此,对设计的井眼轨道进行了修正,采用卡瓦坐封式斜向器进行开窗作业,选择适合小井眼和耐高温的无线随钻仪器、螺杆钻具,优化了钻井参数,选择了钻头,调整了钻具组合,形成了适用于超深开窗侧钻中短半径水平井的钻井技术。TP2CX井设计井深7 305.33 m,全角变化率78.40°/100m,水平位移465.85 m;轨道修正后全角变化率为66.67°/100m,实际开窗点井深6 789.42 m,完钻井深7 453.00 m,水平位移565.88 m。该井实现了超深开窗一次性成功,有效解决了油藏埋深误差较大的问题,避免了在超深井中无线随钻仪器和螺杆钻具易失效而引起的起下钻作业,比设计钻井周期缩短26 d,提高了钻井时效,大大降低了钻井成本。      

套管钢在饱和盐水中的腐蚀机理研究

饱和盐水溶液是深探井试油完井液的主要成分，对套管具有极强的腐蚀性。利用挂片腐蚀试验定性地研究了套管钢在饱和盐水中的腐蚀机理。试验采用与现场相同的腐蚀试件，具体分析了两种温度状态下P—110和N-80套管钢在饱和盐水中的腐蚀速度和腐蚀形态。研究结果表明，在常温状态下，饱和盐水对套管钢腐蚀较轻；但随着温度的升高，它对套管钢的腐蚀性急剧增大，腐蚀形态以点蚀为主；在高温条件下，P-110套管钢的耐蚀性优于N-80套管钢。这些都是由套管钢的化学组分所决定的。     

喇,萨,杏油田浅部地层特征及其套管损坏因素分析

本文在对喇、萨、杏油田浅部地层套管损坏状况全面调查的基础上,详细论述了浅部地层的地质特征,并通过实例分析了浅部地层套管损坏的因素。进而认为重视浅部地层特征研究,开展浅部地层井喷、井漏与深部地层套管损坏关系的研究对于减缓套管损坏速度是有实际意义的。