固井施工流程范文
固井施工流程范文第1篇
【关键词】水泥浆；固井；影响；质量；研究
一、影响固井质量的因素
1.地层因素的影响。油层底水，油水同层破坏水泥环的正常胶结进程，极大的影响了油层段固井质量。新钻井多位于老油区，由于长期注水开采以及部分老井套管破损，造成了地层情况的变化，固井时当水泥浆就位后地层水容易进入井眼环空，侵入水泥浆体内。井网密、井距小，且相邻井组注采状况情况复杂，注、采层位压力传递敏感，层间相互干扰严重，钻进过程中产生压力波动，循环出的钻井液常常受到地下原油的污染，井筒壁油污多，影响着第二界面的胶结质量。
2.水泥浆性能的影响。在水泥浆被泵入环空的初期，随着水泥浆中由于水化形成胶凝强度以及水泥浆的体积收缩，环空静液压力开始下降，到了初凝前后环空静液压力将降到等高水柱静压值，为地层流体将进入环空提供可能。水泥初凝后，“失重”过程加快，到终凝后，环空静液压力降为零，甚至负值，相当环空水泥环完全被“悬挂”，此时，防窜主要依赖水泥浆胶凝结构自身的阻力，阻止地层流体进入环空。因此，当水泥浆从初凝至终凝这个阶段，是地层流体侵入环空的最薄弱环节。这一阶段也称为过渡时间，过渡时间越短，即达到防窜的水泥浆胶凝强度所需时间就越短，当然如能实现直角稠化则效果更好。水泥浆向地层失水会引起水泥浆的体积损失，失水量越大，水泥石的体积收缩越严重。因为体积损失与压力损失成正比，使得窜流可能性增大。另外，水泥浆水化收缩会在第一、第二胶结界面形成微环隙，在水泥环内部形成裂缝，影响胶结质量。
3.套管居中度的影响。流变学和水动力学证明在偏心环空中水泥浆顶替过程极易发生窜槽，窄边间隙小，液体流动阻力大，流速小，易滞留钻井液，反之宽边间隙大，液体流动阻力小，流速高，水泥浆易发生窜槽。因此，套管居中问题直接关系到固井质量的好坏。扶正器安装位置不合理，个数过少，尤其是在调整更新定向井的造斜段，如不注意扶正器的合理加放，更会导致套管的居中度偏低，为接下来的固井施工留下了隐患。
4.井径不规则的影响。由于地层岩性不稳定，井眼条件差，受钻井液冲蚀严重，井径不规则，直罗组易坍塌，坍塌后形成大肚子井眼和狗腿井眼，致使顶替效率过低，封固质量难以保证。
5.施工管理的影响。现场管理不到位，对于很多技术环节和要求不能及时的贯彻和落实，为了片面的追求钻速和进尺，减少施工时间，降低成本，往往不按正常程序进行。如：固井前不对钻井液的性能进行必要调整，下套管前不进行必要的通井，固井前不循环钻井液或者循环时间过短。导致不能消除钻井液在窄间隙、井壁上的滞留范围，有效降低泥饼厚度，从而大大降低了顶替效率，影响固井质量。在设备配备方面，固井用水准备不够充足，导致施工用水中断或供水排量小，施工不连续，不能实现水泥浆大排量顶替，使水泥浆在环空中上返速度过低，达不到设计中的紊流要求，大大降低了顶替效率，这些环节都会影响固井质量。
二、提高固井质量的技术研究
1.水泥浆体系的研究和优选。在井底温度压力条件下应使水泥浆低失水，因此可以减小水泥浆凝固过程中的体积收缩，保持一个较高的环空静压力，且体系内部具备网状结构，这样就具有了较高的内聚力，能够阻止地层水窜入环空空间。具有微膨胀性，以便能够弥补水泥浆由于水化造成的体积收缩，微裂隙、微裂缝，减小由于“失重”现象对水泥石胶结的影响，在一定程度上改善界面的胶结情况。初终凝过渡时间短，实现地层流体侵入界面前水泥浆快速胶结，且具强触变性。针对底水油藏特点，底水活跃，井浅井底温度低，采用综合固井技术。即采用双凝水泥浆体系：用低温早强降失水水泥浆封固油层，用粉煤灰低密度水泥浆封固上部井段 。在稠化时间上设计成当油层段水泥浆已经终凝，而上部二凝水泥浆体系还没有稠化，能够继续给油层施加压力，减小水泥浆“失重”现象可能导致的地层水进入环空。粉煤灰水泥浆首先进入井眼，由于流动性好，具有冲洗、净化井眼的效果，为封固油层的水泥浆封固油层创造了较好的条件。
2.提高顶替效率的措施。有效驱替钻井液，提高注水泥的顶替效率是清除钻井液窜槽、保证水泥胶结质量和水泥环密封效果的基本前提，影响顶替效率的主要因素是：井眼质量、套管居中、流体的流变性差异、顶替流态与接触时间、水泥浆密度均匀性、钻井液性能等。井队电测完后必须认真通井，油层段认真划眼，以破除井壁上的厚钻井液滤饼，为水泥浆就位后与套管及地层形成良好胶结创造条件。固井前调整钻井液的性能：低密、低粘、低切、低动塑比，充分循环1-2周，保证泥饼薄而致密，有效减小钻井液的触变性，消除钻井液在窄间隙、井壁上的滞流范围，提高顶替效率。待泵压平稳，达到预计数值后方可固井。施工时水泥浆大排量顶替，使水泥浆在环空的上返速度达到紊流，以提高水泥浆的顶替效率。
3.提高固井质量措施。（1）坚持通井划眼。下套管前采用原钻具通井，通井时带大接头或大尺寸稳定器，防止下套管遇阻和卡钻，气层段反复划眼，以清除井壁的泥饼；（2）使用扶正器和刮泥器。下套管时必须按设计数量和间距加放扶正器和刮泥器，气层段每根套管加扶正器一只，气层上部每两根加一只，连续加15-20只，表套加10只扶正器以保证井口居中；（3）处理钻井液。下完套管后必须稀释钻井液并充分循环，使钻井液粘度低，动塑比低，泥饼薄而韧，循环时间控制在2-3周，不可长时间循环；（4）调配好水泥浆密度。保证水泥浆密度均匀稳定，密度差不超过平均密度的±0.05g/cm3，要求水泥浆密度先低后高并提高尾浆密度，使水泥浆从下往上依次凝固；（5）保证施工连续。紊流顶替，进行平衡压力固井设计，注隔离液，注水泥，替水至碰压的全过程采用双车大泵大排量高泵速顶替，使流体（水泥浆和钻井液）以紊流状态在环空中上返，注水泥作业连续，减少“U”型管效应；（6）采取有效的措施。确保表层套管的固井质量，对于出水的表层，必须在固井前加重水泥浆压稳地层，固井施工必须加大水泥量并在水层段使用G级早强水泥封固。
三、结论与认识
1.固井质量既受客观的地质因素影响，也受钻井和固井水泥浆的自身性能的影响。
2.正确选用固井水泥浆体系，严格按照施工设计要求和规范进行固井施工，可以大大提高固井质量。
3.根据固井单晶井的实际情况，结合以往固井施工经验，合理选择固井的个性化方案，是提高固井施工质量的有效措施。
作者简介
固井施工流程范文第2篇
关键词：固井技术 难点分析 解决对策
最近几年来，由于石油天然气勘探开发工作不断深入发展，特殊井不断增加，固井工程日益复杂，因此对固井施工设计与分析提出了更高要求；随着固井工程技术的飞速发展，国家和行业近年来对固井设计与分析的相关标准进行了更新，以便推动固井技术的发展。我们应基于最新行业标准和理论研究成果，系统的总结固井施工经验，开发一套设计与分析内容丰富、功能齐全、适用广泛的同井设计与分析系统，能够更好满足固井现场施工需要，设计与分析水平，改善固井质量，促进固井技术的发展。
一、固井作业中的技术难题
1.水泥返高不够，不能按设计要求封隔地层
造成环空流速下降，影响顶替效率胶结质量差。下套管过程井漏可能造成卡套管事故，套管下不到设计深度。水泥环质量差层间油层、气层、水层互窜。水泥浆漏失到产层，污染产层，油气井失控。固井工程中发生井下漏失，大部分情况将导致固井失败或影响固井质量。在老油田开发后期，老油区发生固井漏失主要是因为人为产生地层裂缝。
2.水泥浆应用效率不高
在深水固井工程中，水泥浆的应用效率不高，可以主要分析为以下几种原因：
1）井身结构不合理，给套管居中处理带来难度。
2）对于表面较为松软的地层来说，在钻井时会受到高压砂层或者浅“一气”完流动的影响，影响井身结构，成流体的摩擦阻力加大，紊流顶替作用不易于实现。
3）在深水海底的表层，大多数是没有胶结的松软状态，再加上破压力与地层孔隙压力之间出现狭窄的“窗口”现象，难以实现紊流替或者分级梯度顶替。
4）因为套管结构比较复杂，所以在表层套管和井眼间的空隙较大，井下位置的空隙反而减小。
二、油田深层固井技术有效运用的建议
1. 提高水泥浆顶替效率的研究与应用
为了使环形空间的密封质量得到保证，首先需要考虑的是怎样使环空充满水泥浆。充满的过程，其实就是水泥浆驱替或钻井液的过程。水泥浆与钻井液的顶替质量应满足以下基本要求：①注水泥浆井段的环空空间，钻井液应全部被水顶替干净，无窜槽现象存在；②水泥浆返高和套管内水泥塞的高度应符合设计要求。有效地驱替钻井液，提高注水泥的顶替效率是清除钻井液窜槽、保证水泥胶结质量和水泥环密封效果的基本前提。经过国内外专家的研究发现影响注水泥顶替效率主要有如下几种因素：套管在井内的居中度；液体在环空间的流动状态；紊流时液体流过封隔层位所接触的时间；钻井液的触变性；钻井液与水泥浆的流变性能；水泥浆与钻井液的密度差。
2、确定合理顶替流速范围的原则
一个合理的顶替流速范围，应考虑该井如下几方况：①井眼的稳定性，是否有易漏、易塌等薄弱地层，这些层位对环空返速的限制情况，这些数据可根据邻井或区块的资料获得；②正常钻井过程中的环空返速情况；③裸眼井径变化情况及对返速的限制，如当裸眼井径变化较大，存在所谓的“大肚子”时，一般要求返速不能太大，以免进一步冲蚀井壁。同时“大肚子”段一般是很难达到紊流的；④套管居中度情况，当套管居中度太差时，环空返速不易太低；⑤井斜情况，当在大斜度或水平井套管注水泥时，环空返速不易太低；⑥泥浆泵与注水泥设备的工作能力。综合考虑上这些因素，就可以得到一个保证该井钻井正常的返速范围，由此再考虑进注入的前置液与水泥浆的性能与泥浆的差异，便能选定本次注水泥时，所应保持的环空返速范围的大小
3、有效运用深层固井气窜控制技术
气窜具有很大的危害性，应该对它高度重视，因为它可能导致井眼报废或形成严重的安全环保事故。深层固井与油层尾管固井中，要实现有效的防气窜，按照“压稳、居中、替净、封严”的要求，在水泥浆注替和凝结过程，必须保证浆柱当量压力与地层压力的平衡关系，做到水泥浆不漏，油气水不会因为水泥浆失重而造成窜流；清除和替净环空泥浆，使水泥浆的顶替效率和水泥环的胶结质量得到提高；提高水泥石的密封质量，无局部水槽、横向水带和窜槽现象等。深层固井，应采用多凝水泥浆柱结构，确保候凝过程中能维持气层段的液柱压力；深井超深井尾管作业中，因为悬挂器以上为钻井液，水泥浆柱短，上部钻井液能在水泥浆的候凝过程中维持向下传递压力。要求钻井液泥饼薄而韧；采取有效的套管扶正技术提高套管的居中度；采取水泥浆减阻剂改善水泥浆流变性，进行水泥浆流变学优化设计，提高水泥浆顶替效率和水泥浆胶结质量。4.优化水泥浆性能
为了让深水固井的作业环境得到改善，避免温度低、层流浅、全窗口窄等对工程造成的影响，必须选用低温早强、密度理的水泥浆体系。因此，有关深水固井工程中的水泥浆计，应满足以下特点：
1）控制水泥浆密度。
由于地层的破裂力相对较低，在深水作业环境下，为了达到固井目标，让固井作业中发生的各种问题或者水泥返高现象减少，应采取密度较低的水泥浆体系。
2）提高稳定性。关于水泥浆稳定性的影响因素，主要是自由水以及沉稳定性。如果出现自由水过多或者沉降稳定性较差的现象，则可能成测地层流体的窜流，不利于水泥的胶接强度，影响封固量。
3）减少过渡时间。如果过渡的时间长，将会增加窜流可能性，因此，应尽量减少过渡时间，以避免地层流体的侵入。
4）抗压强度大。在海底低温环境下，水泥石的强度变化随度将随着密度的降低而有所缓慢。因为深水固井工程的成本费用非常贵，如果一直延长作业时间，一定会增加造价压力。因此，泥石必须时间内符合抗压强度。
三、关于固井软件未来发展方向的认识
为了提高同井质量及降低固井成本，作者认为还需要对同井工程信息技术加强针对性的研究，重点在以下方面做好固并软件韵完善工作：
1）针对水平井、大位移井、热采井、小井眼井及深井超深井井固井丁程理论与技术开展系入的研究，优化与完善特殊井固井设计与分析技术，以满足现场特殊井井下设计与分析的需求。
2）对注水泥过程动态模拟与仿真技术研究进行加强，以便现场固井施工人员全面、直观地了解固井施工。
3）进一步开展固并参数采集技术、传输技术及控制技术研究，开发融固井并施工参数实时采集、实时与实时控制等功能于一体的同井施工实时监测与控制系统。
4）建立固井施工分析评价专家系统，以便加强固井施工分析评价技术研究，达到专家知识与经验共享的效果，为固井施工设计与施工提供有力保障。
参考文献
[1]陈红. 固井设计与分析系统的开发[J].石油天然气学报，2012（8）
固井施工流程范文第3篇
【关键词】固井效率以及稳定程度；拟定的工作方案与工作计划
井队固井的稳定性与效率性直接影响到钻井的效率与钻井工人的安全问题，以现在的科技能力而言，以前固井的一些需要工人们亲力亲为的工作现在都可以用机械设备来代替，但是还是需要工人们的监督与操作。由于现在的工作都讲究效率与安全并存，所以如何提高固井效率问题以及工人们的安全问题是当前井队的首要问题。
固井工作并不很简单，由于需要很细致的对待固井工作的态度，并且要有很实际并且很扎实的工作技术。在固井工作中时常遇到一些不常见的情况与难题，只有在有相应的工作经验以及技术后才能发现问题，及时解决发现的问题。
在固井开始之前，要严格勘察固井周围的工作环境与工作地带，预先模拟出工作时会出现的问题，并且找到解决方案。严格按照工作实施细则来执行工作过程，保持好工作状态，按照相应的工作进度进行工作，不要急于完成，要在保证质量的前提下尽快完成固井所需要的工作。
现在的一部分井队都是在施工过程中基本没有出现过中停等事故并且在地面施工过程中没有很明显的异常以及不正常情况发生，每一个施工环节都有条不紊的进行，但是领导以及技师在检测结果中却显示了我们的工作不合格的状况，本人分析可能是有几部分导致。
一、在固井之前井队对于泥浆的处理不适当，导致在井管内壁有一部分滞留的泥浆，从而影响固井时注入的水泥浆密度偏小并且水泥胶结的质量差也会影响固井的工作质量。固井车中的流量系统传感器误差偏大或者是便携式流量计误差较大，引起流量不准，造成注入的水泥浆与实际应该使用的水泥浆偏小，可能会造成低返的情况。也有一部分施工队在施工过程中车体流量与流量计的数据不一致，并且出现较大的误差，导致水泥面低返，这种情况可能是由于井眼大小不同从而导致数据不同造成低返。
二、水泥浆的闸门不牢靠并且密封效果不好，在固井重注入水泥工程结束后，在压塞替量的工作过程中，残留在井管内壁的废水泥浆回流到井管，可能导致并且引起塞高。而且由于误差的原因导致在施工过程中没有发觉，最后在施工工作结束后提交工作影响到工作质量，引发返工的问题。
三、针对以上三个主要问题、经过个人的深刻研究与反思，在今后的工作过程中我们应该注意几个方面并且加强现场施工中对工作细节的注意，加强监督力度，进一步保证工作质量和效率的稳步提高，，加大固井工作的质量安全监督，在开展新的固井工作之前，严格检查本次的固井工作状况，及时上报有关部门。
在以后的工作中，技术人员以及工人们在施工之前要认真做好准备工作以及检查各个施工设备与施工条件，例如水量、水质、灰量等一系列工作设备。并且工作人员要充分的了解井下情况并且获得固井全部数据，并且与相关固井工作人员、监督人员等开一次必要的工作技术例会、确定下工作时间、方案等部分需要。并且坚决执行古井工作开始之前拟定的工作方案与工作计划。
一、在固井工作过程中古井技术人员以及固井工作人员要时刻站在自己的岗位上，注意施工细节，全程的把握好施工中可能发生的异常情况以及不正常状态、及时做出适当调整与方案，必要时可以重新拟定工作方案，坚持以计划为主的工作进程。
二、固井车辆要勤检勤查勤保养。发现有问题车辆及时维修与解决。一定要严格禁止有问题的车辆参加到固井工作中。以免发生不必要的意外，在固井的工作过程中每一口井的水泥头以及闸门都要做到必须的一次保养，这样做可以有效地减少或者杜绝由于机器工作事故而引发的质量问题，并且提高在固井工作中由于固井所需车辆的问题而延误正常的工作时间。
三、严格的按照制定的计划于方案施行工作进度。严格控制好所需要的水泥浆密度。杜绝不在计划之中的水泥浆下井，主要注意的就是在换灰罐时，一定关闭住闸门，防止水泥浆回流到井内并且施工之前将水泥浆混合到符合计划要求时在进行注入水泥浆作业。时刻注意水泥浆的密度与水泥浆的注入情况，保持计划中拟定的水泥浆密度与注入程度。可以更好地保持固井工作的顺利展开与进行，有效地提高工作质量。
四、在注入水泥浆结束工程中经常会出现密度变低的情况，这是由于在结尾时不同步停止注入所带来的问题，在此一定要注意在注入水泥浆结尾过程中在停灰、停水的同时马上停止注入水泥的作业，杜绝油层底由于密度变低而封固不好的现象出现。为了提高固井质量，在两开之前应该停注与该井有关的所有注水，在固井之前直到固井结束二十四小时之后应该停止相关抽油井的生产与启动，消除对水泥浆候凝似的干扰，保证固井时水泥浆的密度以及凝固时间，给水泥浆凝固充分的时间。
固井施工流程范文第4篇
关键词：稠油井；油井开采；固井
中图分类号：TE256 文献标识码：A
稠油井是一种在我国分布较为广泛的油井类型，其油的粘度大，开采的成本较高。为确保稠油井的开采效果，需要在稠油井的开采过程中不断的向井内注入蒸汽来软化稠油，为取得良好的开采效果，需要确保注入的蒸汽处于一个密封的环境中，因此，应当做好稠油井的固井工作，避免在开采的过程中井下压力过大而导致的管涌、溢流等的现象的发生。做好稠油井的固井不但有利于提高稠油井的采收率，同时通过做好稠油井的固井还能够有效的降低稠油井的开采成本，因此，需要在稠油井的开采过程中加强稠油井固井技术的施工质量，保障稠油井的正常开采。
1 稠油井固井施工面临的难点
稠油井固井施工是一项复杂度较高的施工，尤其是对于一些开采时间较长的油井，在对其进行稠油井固井施工时常会面临着以下的困难：
（1）稠油井固井施工时会面临着复杂的井下施工环境。长期开采的稠油井为提高稠油的开采效果，会选择向井下注入水或是汽等来提高稠油的采收率，经过长期的注水和注汽开采，使得井下地层压力产生了较大的变化，从而使得地层中的压力要远远高于正常压力，设计提供的地层压力无法真实的反应实际的地层压力，在对稠油井进行钻井施工时常常会遭遇到溢流、井涌等的难题，在增加了钻井施工难度的同时也使得钻井施工的安全性大大降低。
（2）地层破裂将会导致水泥浆液的流失从而使得稠油井固井施工的难度提升，尤其是对于一些开采时间较长的油井，其井深多在400m以上，地层破裂压力原本就较低，再加上长期注汽来进行稠油的开采，使得地层压力增高，在钻井时容易发生井涌等的问题，影响钻井的效率与钻井的质量，为保证钻井的正常进行，只能向井下注入重泥浆进行压井以对井涌等问题进行压制处理，但是过大的注入压力常常导致压漏地层，从而极大的加大了稠油井固井施工的风险。
（3）在稠油井固井施工中，如稠油井的上部井段存在有浅气层将会使得稠油井固井的施工难度直线增加，当稠油井的上部井段存在有浅气层时将会导致上部井段固井施工的施工质量变差，严重时会导致气窜等的事故的发生，需要采取相应的补救措施以提高稠油井固井施工的效果。
在稠油井固井施工的过程中，在一些深度较浅的稠油井进行施工时，稠油井的深度较低会使得井底的温度较低，因此在稠油井固井施工中采用常规的降失水剂将无法发挥其作用，会使得井内注入的水泥浆液失水率增大，候凝时间延长，稠油井固井的效果变差，极易导致油、水、气等发生窜动，从而极大的影响稠油井固井的施工效果，不利于稠油井的钻井开采。
2 提高稠油井钻井固井施工质量的措施
稠油井钻井固井施工的质量对于后期稠油井钻井的开采有着十分重要的影响，为提高稠油井钻井固井施工的质量，需要采取相应的措施以尽量的减少稠油井固井时的动态干扰外，还可以通过对稠油井固井施工时注入的水泥浆体系以及稠油井钻井固井施工时的施工工艺进行改进，提高稠油井固井施工的施工质量，确保油井的正常开采。
2.1 采用低失水、高早旱、短候凝的水泥浆体系
针对稠油井固井施工中周边复杂地质环境对水泥浆所造成的影响，为确保水泥浆的使用过效果，可以在稠油井固井施工中采用低失水、高早旱、短候凝的水泥浆体系，在稠油井固井施工时所使用的水泥浆中加入低温降失水剂。在一些深度较浅的稠油井中，其井下温度较低，一般常规的降失水剂无法发挥其效果，通过对井下环境的模拟及反复的实验，确定在稠油井固井施工中注入的水泥浆中加入HN-3来作为稠油浅井的降失水剂，同时，在深度较浅的稠油井中由于温度较低的影响将会导致水泥浆形成强度发展较慢的缺点，可以通过采用在水泥浆中加入增强剂的方式来缩短水泥浆在井下形成强度的时间，减少了井下事故发生使得几率。由于井下温度较低，在水泥浆液的配比中还可以通过采用低温水泥的方式来加以处理，低温水泥具有凝固时间短、过渡时间较短的特点，能够良好的满足较浅稠油井固井施工时的要求，通过在稠油井固井施工时所使用的水泥浆中采用低温水泥进行配比，可以使得油层段的水泥浆尽快的形成所需要的强度，从而有效的避免稠油井中浅层气的侵入，避免气窜现象的发生。
2.2 做好对于稠油井中涌、漏现象严重的井的固井施工
在稠油井固井施工中常会遇到各种复杂的情况，当稠油井深度较浅时，容易受到稠油井井下复杂地质条件的影响，极易导致井涌、井漏和浅层气喷发等所造成的影响，导致稠油井井下事故的发生，为避免此类安全事故的发生需要采取相应的措施类做好对于稠油井的固井施工：
（1）在稠油井固井施工中，需要采用低密度的漂珠水泥浆压井、堵漏，在稠油井固井施工时，首先使用低密度漂珠水泥浆注入封固段环空内，完成对于稠油井的冲洗井壁、封堵漏层以及压稳地层等的效果。
（2）在稠油井固井施工中采用水泥伞，以减小稠油井固井施工时水泥浆液的漏失，在进行稠油井井下漏失层的施工时，在漏失层附近可以使用2～3只的水泥伞，通过利用水泥伞的承托功能，可以有效地减少稠油井固井施工时水泥浆液的漏失速度，确保稠油井固井的施工效果。
（3）在稠油井固井施工中，通过利用速凝水泥的凝固特性，可以有效的减少水泥浆的候凝时间，从而使得注入井下的水泥浆液能够快速的凝固从而形成所需要的强度，从而极大的减小了稠油井固井施工时的水泥浆液的漏失量，提高了施工效果。
2.3 提高稠油井固井施工时顶替效率的措施
在稠油井固井施工时，为达到较为良好的稠油井固井施工的效果，需要在井下固井施工时及时的调整钻井液的性能，同时根据每口稠油井井下的实际情况，对稠油井固井施工时所使用的钻井液的性能进行及时的调整，从而使得钻井液能够与稠油井钻井施工时所需要去的性能相匹配，钻井液在使用时需要达到低粘切、低失水、低含砂量等的特点，密度适当，且能够在稠油井固井施工时具有较好的流动性，从而使得稠油井固井施工能够达到较为优秀的施工效果。在稠油井固井施工时，需要确保套管居中，以确保稠油井固井施工的效果。在稠油井固井施工时，可以通过采用性能优良的双弓弹性的扶正器，能够有效的根据稠油井钻井施工时的井径变化和井斜的变化来进行一定的调整。在稠油井固井施工中，对于直井可以通过稠油井井下井径的变化以及目的层长度等因素来确定所使用的扶正器的数量，对于定向井则可以采用每根套管加装一个扶正器的方式，来确保稠油井固井施工时套管的居中效果，提高稠油井施工时的顶替率。同时在稠油井固井的施工过程中还可以通过加大前置液、冲洗液等用量的方式，来确保稠油井固井的施工效果。在稠油井固井施工中，为了加大对套管、井壁冲漏等的效果，在稠油井固井施工时的前置液的使用上，可以采用在清水中键入高效分散剂作为冲洗剂的方式来提高稠油井固井的施工效果，冲洗液中无固相，其粘度低、切力较小，能够在稠油井固井施工时与钻井液、水泥浆等形成良好的混合，通过在稠油井井下低返速时能够产生紊流，可以有效的将稠油井井下井壁、套管上的滤饼冲刷同时冲洗干净，提高稠油井固井的施工效果。同时还能够在稠油井固井施工中通过采用流变学的设计，使得注入的水泥浆液的排量和顶替总量能够在注入的全程都达到中环空流态的紊流的效果，从而有效的提升稠油井固井施工的施工效果。实验表明，通过在稠油井固井中采用上述措施后，实验油田的稠油浅井的固井质量得到了明显的提升，有效的确保了油井的正常开采。
结语
稠油井开采难度大、技术要求高，其中稠油井固井施工是确保稠油井开采质量的重要措施，本文在分析稠油井固井施工难点的基础上对如何做好稠油井的固井施工进行了分析阐述。
参考文献
[1]肖武锋，陈玉同，等.河南油田稠油浅井固井技术研究[J].河南石油，2001（08）.
固井施工流程范文第5篇
普光地区作为中石化南方勘探开发的重要区块，也是中石化的主要勘探新区。近年来，相继在普光1井、大湾1等发现了高产天然气流，在川东北勘探中取得了重大突破，勘探大场面已经形成。普光气田是以含天然气为主的碳酸盐岩裂缝型油气藏，由于四川盆地的压扭性特点，呈现出诸多复杂的地质构造特征，被称为中国最复杂的区块，为完井、固井工程带来了许多难题，是国内外专家公认的固井难点。在3500米以上地层存在多个压力系统，千佛崖和须家河组地层承压能力极低（有的近静水柱压力），固井极易发生漏失严重影响固井质量，影响进一步勘探开发。
为提高普光地区深层低压漏失井的固井质量，从固井设计、水泥浆体系和配套固井施工工艺技术上采取措施，在P103-2井、P203-1井和P104-1等井的低压漏失层固井中取得了良好效果。
1、设计思路
由于普光地区布置的井位都是探井，能提供的地层的压力系数不是很准确，有的差别很大，根据这种情况，首先要根据钻进的实际情况，修正地层的承压数据，再根据承压能力，按照平衡压力设计原则，选择固井工艺、水泥浆体系、施工方案及针对性措施。
2、 设计原则
平衡压力固井，注替水泥浆过程产生的总环空水泥浆设计的压力（静液柱压力加流动阻力）应小于最薄弱地层的破裂压力。驱替水泥浆到设计位置后，在凝固失重条件下不受油气侵窜，其静液柱压力梯度值大于地层孔隙压力梯度值。
流动阻力的计算就要依据流变学的理论，在已知环空各类液体的流变参数的情况下，确定流态，模拟计算施工过程的动压力变化，从而逐步优化施工各项参数：排量、压力、密度等以及流体的流变参数，以达到平衡固井的目的。常用的流动阻力计算公式如下：
a. 管内流动阻力计算：
b. 环空流动阻力计算：
式中：
P――流动阻力，MPa
p――流体密度，g/cm3
――摩擦系数
L――流体段长，m
V――流速，m/s
D――环空外径，mm
d――内径，mm
考虑到普光地区的井是气井，为保证安全，其重点部位和井段应采用正常密度或高密度水泥浆
3、设计方案
1） 工艺：双级固井；尾管固井加回接；单级固井；
2） 体系：一级正常密度水泥浆+低密度水泥浆；
二级正常密度水泥浆或正常密度水泥浆+低密度水泥浆；
4、水泥浆体系选择
高强漂珠低密度水泥浆体系。以漂珠为外掺料可以配制出1.20-1.65g/cm3的水泥浆。
高强微硅加漂珠低密度水泥浆体系。以微硅为外掺料可以配制出1.20-1.40g/cm3的水泥浆。
泥浆转化水泥浆（MTC）体系。利用泥浆转化水泥浆技术可以配制出密度1.20-1.60g/cm3的MTC体系。该技术有效解决了固井过程出现的循环漏失、液柱回落问题，有助于泥饼及井壁的稳定，解决了传统固井技术与泥浆不相的问题，对提高环空顶替效率和第二界面水泥胶结质量非常有效。
正常水泥浆体系采用低失水段过渡水泥浆体系，合理控制水泥浆的稠化时间，尽量缩短水泥浆由液台转化为固态的过渡时间，产生所谓的“直角稠化”。
5、现场应用
1）P103-2井，区域预探井，该井从千佛崖组到须家河组2360－3387m存在30多处漏层，钻井液密度1.35 g/cm3就发生漏失，二开共漏失泥浆3000多方，二开井深3387m，要求全井封固。本井漏失层位多，而且漏层大部分都是裂缝性漏层，漏失量大，只进不出，通过多次睹漏，地层承压也只有1.46g/cm3当量密度，而且很不稳定，考虑该井下部地层是高压地层，采用双极固井工艺和正常密度水泥浆加低密度水泥浆，具体方案为，分接箍放在2000米，一级固井井底以上200米为正常密度，上部为1.30 g/cm3 密度的高强微硅加漂珠低密度水泥浆体系，二级采用正常密度水泥浆。通过现场校核计算，注替水泥浆过程产生的总环空水泥浆设计的压力小于最薄弱地层的破裂压力。
施工评述：
该井在下套管下到700m时发生漏失，井口不返泥浆，套管到底后，进行两次堵漏处理才建立了循环，进行施工各方的努力及配合下，本次固井施工顺利正常，一级固井替浆时漏失2.5方泥浆，由于2000米以上未做承压试验，二级替浆时替至58方时井漏，降低排量后，井口时返时不返，共漏失泥浆15方，水泥浆返出约2方。分级箍打开、关闭正常。该井固井质量合格，达到预期目的。
2）P203-1井在2800m陡山坡组地层发生井漏，泥浆只进不出，堵漏后地层承压达到1.71g/cm3当量密度；钻进至3470m发生再次井漏，井漏时泥浆密度1.45 g/cm3，漏失泥浆500多方，经过几次堵漏，地层承压最高达到1.65－1.70g/cm3当量密度。三开固井封固段长将近3500m，井深结构为Ф241.3 mm钻头下Ф193.7 mm套管，属于小间隙固井，采用常规工艺措施，保证不了固井质量，定会发生井漏导致水泥浆低返，考虑该井下部地层有可能是高压地层，固井工艺上采取先悬挂尾管再回接的固井工艺和正常密度水泥浆加低密度水泥浆，具体方案为，底部200米采用正常密度水泥浆，上部为1.55 g/cm3 密度的高强微硅加漂珠低密度水泥浆体系，通过计算，注替水泥浆过程产生的总环空水泥浆设计的压力小于最薄弱地层的破裂压力。
施工评述：
该井替泥浆时，井下发生轻微漏失，及时降低替浆排量，安全碰压，施工时共漏失泥浆2m3。固井质量良好。
通过对普光地区几口漏失井的固井实践形成以下结论：
1） 针对低压易漏层的固井作业，在固井工艺上采取防漏措施，采用先悬挂尾管再回接、双级固井工艺。
2） 采用平衡压力固井，注替水泥浆过程产生的总环空水泥浆设计的压力（静液柱压力加流动阻力）应小于最薄弱地层的破裂压力，如果设计方案不周全，计算不准确，措施不得当，必将造成固井失败。
3） 进行先期堵漏，尽可能提高地层承压能力，为下套管及固井作业提供一个稳定的作业基础和固井施工安全。
固井施工流程范文第6篇
关键词：井身结构优化；钻井液、油气层保护；固井及完井；特殊工艺井；设计技术
中图分类号：TD265.1 文献标识码：A
1 井身结构优化设计技术
1.1 套管、钻头系列
1.1.1 套管、钻头系列
针对常规井身结构存在的问题，结合目前的钻井工艺技术水平，对与套管、钻头尺寸的选择密切相关的几个方面问题进行了研究和探讨。在借鉴国内外一些成功经验的基础上，提出以下适应不同钻井条件的套管、钻头尺寸组合方案。表1列出了改进的套管、钻头系列，表2是强化的套管、钻头系列。
1.1.2 改进的钻头、套管系列应用情况
在滨南采油厂、东胜油公司等300余口井实施，钻井施工安全并取得了显著的经济效益。
自2001年已在车西、浅海4000m以深的潜山地层中得到广泛的应用，据渤海钻井公司统计，2001年7月以来在该地区共完成该类井19口，平均井深4336m，平均机械钻速7.11m/h，平均建井周期91天，平均钻井周期78天，钻井施工安全，钻井速度和质量比2000年均有大幅度提高，见表3。
改进的钻头、套管系列经实施，可满足油田部分井的施工要求，同时为强化的套管、钻头尺寸系列及现代井身结构的实施，提供了技术依据。
2 钻井液、油气层保护设计技术
2.1 钻井液设计技术
随着油田勘探、开发的不断深入深井、复杂井、特殊工艺井越来越多，对钻井液的性能提出了新的要求。因此针对不同的地区、不同的地层首先要分清楚存在的主要问题，在设计中有针对性地开展相关钻井液技术的研究，在满足解决主要问题的前提下，再研究制定解决其它问题的措施，只有细致地分析可能存在的各种问题，才能设计出合理的钻井液方案。
对于特殊工艺井的钻井液设计，还应通过水平井偏心环空中钻井液螺旋流流场的研究、水平井钻井液携岩机理和流变参数研究、水平井钻井液完井液配方及性能研究，分析总结水平井钻井液的特殊性和不利因素，确定不同条件下钻井液的密度、钻井液流变参数及排量，解决水平井钻井中的岩屑携带、井眼稳定、性能和油层污染问题。
2.2 油气层保护设计技术
研究发现，在钻井液、完井液中加入纤维状油层保护剂可以形成较浅的污染带，从而有利于反排，形成最大的从油层到井眼的渗流通道。使用海水低固相不分散钻井液的保护油层钻井液完井液方案，在应用中见到了良好的油气显示，测试获得了上百吨的工业油流和数万方气，获得了良好的应用效果。
3 固井及完井设计技术
3.1 完井方式
完井方式可以概括为固井射孔完井、裸眼完井、衬管完井、砾石充填完井、水泥浆充填封隔器衬管完井等五大类。目前国内常用的是固井射孔完井方式，其次是筛管完井和裸眼完井方式。
3.2 固井设计
3.2.1 影响固井质量的因素分析
（1）油、气、水窜：由于部分油层孔渗好，产层连通性强，加之油气层保护工作的加强，使固井时井眼中油气非常活跃，此时固井后因水泥浆凝固产生的失重作用，将使油气极易进入套管环空，造成封固不好。（2）漏失：压力系数低于1.0的异常压力系统，如果地层的渗透性强，则固井时极易发生漏失。（3）异常高压地层：由于泥浆密度高、粘切高、流动性差，水泥浆密度只能接近泥浆密度，造成循环压耗高，注替泵压高，顶替效率低，使固井质量难以保证。（4）井眼质量差：钻井中使用钻井液密度都是尽可能低,钻井时井壁掉块严重，固井时井径非常不规则。在这种井眼条件下固井，顶替效率低，固井质量难以保证。（5）封固段长：为了提高勘探、开发效益，一口探井的勘探目的层近年来是越来越多。这使固井时封固段长越来越长，造成固井难度增加。
3.2.2 技术对策
（1）推广应用双级注水泥固井技术，双级注水泥技术可以减少一次注水泥封固段长，从而有利于提高固井质量。（2）流变学注水泥固井：应用流体水力学理论，进行注水泥顶替机理的研究。利用固井仿真系统软件进行注水泥模拟，优化现场流变学注水泥施工参数，提高注水泥顶替效率，达到提高固井质量的目的。（3）低密度水泥浆固井技术：低密度水泥浆固井的关键技术是实现浆体不分层离析，析水小或无析水，水泥石体积收缩小或不收缩，赋予浆体强的触变性，保证水泥浆不漏失，水泥返高达到设计要求。选择性能优良的外掺料和外加剂，配制出浆体固相颗粒分布合理，水泥石早期强度高，达到材料间的良好匹配，实现工程对水泥浆综合性能的要求。
4 特殊工艺井设计技术
4.1 水平井、侧钻水平井设计技术
主要内容：(1)井身轨迹和井身结构设计。具体作法是：在满足油藏特性和地质条件的前提下，根据工具造斜能力，提高造斜井段造斜率，大幅度缩短靶前位移和造斜井段长度，改善井眼摩阻、扭矩及清洗效果，简化套管程序。依据这一原则，建立了二维、三维、多段增斜轨道的设计方法。(2)钻具组合及钻井参数的设计。根据井身轨迹控制技术和井下专用工具研究取得的最新成果，规范了增斜井段和水平段钻具组合选择的方法，以最大限度减少更换钻具组合的次数、求得最佳钻井参数和水力参数为原则进行设计。(3)采用了井口磁场计算、子午线收敛角校正理论和钻柱摩擦阻力、扭矩、正压力计算理论，从理论上保证了设计精度和合理性，并尽量降低摩阻及扭矩。(4)侧钻水平井除满足一般水平井的设计内容，还应增加开窗方式的设计。
4.2 大位移井设计技术
4.2.1 大位移水平井轨道优化设计的原则及方法
（1）大位移井轨道优化设计的两项基本原则：一，具有工程可操作性，即有利于钻井施工、轨迹控制、井下安全和轨道的实现。二，摩阻和扭矩最小。（2）用计算机模拟技术，进行了多种轨道设计和摩阻、扭矩模拟计算及对比分析。进而优选造斜点、造斜率、稳斜角等轨道参数。
4.2.2 设计技术应用
在位移较大的定向井或水平井设计中，按照优化设计的两项原则对井身结构和井身轨道进行优化设计，采用悬链线轨道和优选的轨道参数有效地减少了摩阻和扭矩。在钻井实践中，不论是钻井施工过程还是下套管过程中，摩阻和扭矩都跟预计的相接近，效果十分明显，证明了工程设计的技术方法和优化设计原则是正确的。
5 结论及建议
随着钻井技术的进步，中原油田的钻井工程设计水平有了一定的提高。钻井工程设计是一项系统工程，需多方面的协同配合，要求决策者及设计人员具有较高的知识水平，因此在今后的工作中要加大理论研究成果的应用，不断完善钻井工程设计手段。钻井工程设计在推广应用成熟的工艺技术的同时，肩负着“超前研究、提前储备，使科技先导作用始终贯穿生产发展全过程”的任务。因此，我们必须加大科技攻关力度，扩大与国内外的技术合作。
参考文献
[1]钻井工程理论与技术[M].石油大学出版社，2000.8.
固井施工流程范文第7篇
摘要：为了使东部油田原油产量在相当长一段时期内保持稳产、增产、提高采收率及开发效果，每年都要在老油区钻相当数量的调整井，为了将储量充分挖掘出来，这样对调整井固井质量提出了更高的要求。文中就调整井固井存在的问题、技术难点、影响因素进行了分析，并且调整井固井措施以及水泥浆性能问题进行了讨论，同时针对固井水泥浆性能方面，文中就吉林油田新民区块做了室内试验。
关键词：调整井 固井质量 水泥浆 水泥浆性能
随着油田开发的进一步进行，每年钻调整井的数量越来越多，由于老油区长期注水开采，破坏了地层原来的压力系统，同一口井内多套压力系统并存，油气水处于活动状态，所有这些均严重影响了调整井的固井质量。我国陆上石油工业发展战略方针是“稳定东部，发展西部”，为了使东部油田原油产量在相当长一段时期内保持稳产、增产、提高采收率及开发效果，每年都要在老油区钻相当数量的调整井，为了将储量充分挖掘出来，对调整井固井质量提出了更高的要求，因为固井质量的好坏直接关系到开发方案实施的成效，同时也关系到二、三次采油提高采收率的问题。油田开发初期，固井质量比较高，一旦开始注水，固井质量下降，特别是进入油田开发的中后期，固井质量难以保证，主要表现为注水见效层段水泥凝固不好，水泥浆窜槽，产层或层间封固不合格。由于油气藏的地质特性、井眼几何条件、地层流体性质、储层保护等种种原因的影响，对水泥浆的性能要求就非常明显了。调整井固井问题是长期困扰油田发展的棘手问题之一。
1、调整井固井存在的问题、难点及影响因素
1.1调整井固井存在的问题
调整井是在老油区打井，长期的注水开采，特别是近几年来的高压注水开采，加之水驱油过程中油水界面运移不平衡，使地层压力系统变得相当复杂，地层结构遭到破坏。地层平面上，同一层面内出现压力差，油水处于活动状态，侯凝过程中水泥浆处于失重状态、上下部压力不能往下传递时，活动的高压水层很容易侵入水泥环，严重影响固井质量。考虑到钻井成本的因素，调整井的井身结构有了新的变化，主要是将更多间隔很远的油气层划归为产层，为节约成本，也减少了下技术套管的数量。从而出现了完井时需要封固的层位多、复杂、井段长，加上老油区的油层一般多而薄，也增加了固井的难度。由于高压注水，地层压力也普遍上升，钻井液密度也较油田钻井初期时有所提高，由于一口井中多套压力系统并存，给提高顶替效率、侯凝过程中水泥浆失重时压稳问题及安全施工带来了很大困难。老油井如果套管损坏后继续注水，使地层压力系统变得更为紊乱，固井施工要同时兼顾到高压层、低压层和常压层，难度是相当大的。地层流体压力的动态变化、注采不平衡及层间窜流等，特别是注水所形成蹩压层及注水窜流等给固井作业带来了难度，严重影响了固井质量。
1.2调整井固井的难点
1.2.1地层压力系统复杂
老区调整井往往都是长期高压注水开发的主力油藏，由于地层的非均质特性和局部注采不平衡，原有的地层压力系统已遭到破坏。在平面上地层孔隙压力自注水井到采油井的压力变化象一个横写的“S”型，在采油井周围形成了一个压降漏斗；在纵向上则形成了高压层、低压层和常压层并存的多套压力层系，层间压差大且液体亏空层和蹩压层并存，易发生层间互窜。
1.2.2井眼尺寸不规范
根据不同的划分标准，可将井眼划分为不同的井眼类型。根据井眼剖面形状，可分为常规井、定向井、水平井、特殊结构井等；根据钻井目的，可分为勘探井、开发井、调整井、注入井等；根据井下复杂情况，可分为高温高压深井、超深井、低压易漏井、热采井、小间隙井等。调整井的钻井过程中易发生地层出水而造成井壁垮塌，井径夸大率高，如果钻井液性能不好，最终会形成大肚子井眼和糖葫芦井眼。
1.2.3固井质量要求高
布置调整井的主要目的是为了开采夹杂在主力油层之间的薄、差油层及表外储层，即实施层内细分开采，提高了对细、薄油层固井质量的要求。由于固井时要求既要防止被调整的薄油层之间互相窜通，又要防止被调整的薄油层和老油层之间的窜通，从而使得调整井固井难度增大。
1.2.4水泥浆性能要求特殊
现在，国内油田通常采用对付气窜的理论和水泥浆体系防止水窜，应用效益不够理想。究其原因，气体窜入水泥浆后不会对水泥浆的凝固过程产生影响，而地层水窜入水泥浆后会直接影响水泥浆的凝固过程，从而对水泥硬化体的性能也产生影响。所以具有防水窜作用的水泥浆体系应与防气窜体系有所区别，技术指标更为特殊。
1.3调整井固井质量的影响因素
1.3.1客观因素
主要有这么几个方面：
①井身轨迹复杂，S型井及大肚子井常有发生，受扶正器数量限制以及为了顺利下入套管，套管居中度往往难以保证，部分井段间隙小或套管紧贴井壁，难以实现有效顶替及层间封隔；
②地层状况恶劣，裸眼井段地层岩性复杂，如盐膏层、蠕动地层、大段裂缝等，井壁稳定性差，钻井液性能稍有变动将引起井下工况复杂，为保证井壁稳定固井前调整钻井液性能风险较大，这种井井眼状况一般较差，顶替效率及二界面胶结质量较差；
③裸眼井段为多压力层系，长期注水开采造成地层压力紊乱，井下高低压力交错出现，钻井过程中“上喷下漏”，而且安全密度窗口窄，限制了注替排量，难以实现高排量顶替，钻井液顶替效率差；
④油田缺乏季节温差、地温梯度、井眼几何条件、循环排量变化等对水泥浆性能影响的必要数据，限制了水泥浆科学设计，水泥浆设计针对性不强；
⑤钻井液体系转换时机无法掌握，转换不及时或不转换，钻井液造壁性能较差，泥饼质量不良，井眼净化程度低；
⑥受实际装备限制，管材、套管附件、工作液体系材料配套程度、作业装备配套程度等限制作业措施的采用。
1.3.2主观因素
主要有：
①完井设计未能根据地质状况、油藏开发及采油工程生产对固井质量的影响及特殊要求进行，缺乏对整个勘探开发的整体性认识，设计不具备针对性；
②所制定的技术规定与造价要求将所有矛盾交给固井，而固井是一个协作性及系统性极强的作业环节，整个勘探开发各个环节均影响到固井质量的提高；
③钻井部门强调成本忽视钻井液性能对顶替效率的要求，减少钻井液投入，直接影响到固井质量；
④不了解井壁泥饼对固井二界面胶结质量的影响，水泥浆性能设计低劣无法保证固井质量；
⑤实际井眼条件下工况参数对水泥浆受热有极大的影响，设计人员应根据现场作业实际设计水泥浆体系；
⑥温度对入井流体流变性、流态判别、摩阻均有较大影响，在设计时大多没有综合考虑此类参数；
⑦水泥浆压降、失重规律及防窜能力与作业设计具有密切联系，但理论与实际却未能很好地融合在一起；
⑧管材、水泥石、地层组合变形对水泥设计影响常被忽略；
⑨后期生产条件与环境对水泥石耐久性的腐蚀性及影响没有切实纳入固井设计，对油井水泥环缺乏长期跟踪监测，不能有效指导固井设计。
2、调整井固井措施及水泥浆性能要求
2.1调整井固井措施
调整井固井是一项综合的工程，要想固好井，必须从各方面入手，采取有效措施，降低各项因素对固井质量的影响，达到替净、压稳及防止油水窜的目的。
2.1.1坚持“静态环境”下固井
调整井注水后的地下液体流动，水泥浆就位后仍然受到地下动态干扰，水泥浆被稀释与冲蚀；因此钻达目的层前，同区块临近注水井必须停注与泄压，待测声幅后方能恢复注水；
2.1.2提高顶替效率
增大扶正器使用数量，封固段每一根套管安放一只扶正器；注水泥前井浆应具有“三低一薄”的要求，即低粘、低切力、低失水与薄泥饼的要求；套管居中，合理的接触时间，合理的顶替流速、流态，顶替液和被顶替液之间合理的流变性级差，加强冲洗、隔离效果，以及在有条件的情况下，上下、旋转活动套管等也有助于提高顶替效率。
2.1.3采取综合固井措施
不管采取什么样的措施，不管水泥浆在阻止油气水侵入方面的能力有多强，只有在有效顶替钻井液的基础上才可能实现可靠的层间封隔；要切实做到“三压稳”，即固井前压稳，固井过程中压稳和侯凝过程中水泥浆处于失重状态时的压稳；
2.2水泥浆性能要求
由于调整井注采不平衡及层间窜流，地层流体压力总是动态变化。加上老区的油层一般多而薄，油层间距小，封隔段长等不利因素，采用一般的水泥浆固井，即使在停注、停采的情况下，也常常造成调整井封固不好，水层、水淹层处严重水侵、水窜。为防止侯凝过程中水泥浆失重时动态高压油气水侵入水泥环，必须改善水泥浆的性能。
下面我们就吉林油田新民地区调整井固井所用水泥浆进行的调整：为了减少水泥浆凝固过程中失重现象的影响，研究应用了双凝双密度的水泥浆结构，上部使用凝结时间较长的G级原浆，油层段使用微硅粉及微膨剂与G级水泥加速凝锁水剂复配。硅粉起到稳定体系和增加水泥石韧性的作用，同时该体系具有微膨特性，可以防止水泥石体积收缩形成环空窜流，形成致密水泥石，增加水泥环与井壁及套管的胶结质量。在注水泥施工完成后，油层段水泥浆体系很快凝结并具有一定的早期强度，从而增强抵抗高压层流体的侵入，当下部水泥浆在候凝过程中发生失重现象时，上部的水泥浆尚处于可流动状态，可以保持对下部水泥浆的有效压力，使水泥浆体系形成自下而上的凝结，大大降低下部水泥浆失重引起的目的层位高压流体的涌入而造成窜槽，表1列出了上部使用G级原浆的水泥浆性能数据，表2为油层段水泥浆性能数据。
表1 G级原浆水泥浆性能数据表
表2 油层段水泥浆性能数据
可以看出，这样的一套水泥浆性能，十分适合新民地区固井要求，同时稠化曲线上看呈直角效应，对于有效的压稳和防窜是非常有利的。
3、结论及认识
（1）由于长期注水开采、注采不平衡及层间窜流，严重影响了调整井的固井质量。
（2）为水泥浆提供一个安静的侯凝环境，减少动态干扰，对提高调整井固井十分必要。
（3）为防止侯凝过程中水泥浆失重时动态油气水侵入水泥环，必须改善水泥浆的性能，良好的水泥浆性能也是提高调整井的固井质量的关键。
（4）调整井固井是一项综合工程，要想固好井，必须从各方面入手，采取有效措施，应用好综合固井技术。
（5）要实现固井施工的不停注作业，还需研究更有效的工具和工艺措施。
参考文献：
[1]齐奉中，袁进平.提高调整井固井质量的技术与认识.钻采工艺，2002
固井施工流程范文第8篇
【关键词】井径 固井 水泥浆
1 侧钻井固井的难点
侧钻井的井径约为125mm，下95.25mm的尾管完井，尾管本体环空间隙14.87mm，尾管节箍处的环空间隙只有10mm，不到常规井环空间隙的40%。其难点有以下几个方面：
（1）由于环空间隙变小，增加了环空的流动助力，一般情况下，常规井管外压耗只占全部压耗的30%左右，环空当量密度增加0.04g/cm3左右，而侧钻井管外压耗一般都在80%以上，环空当量密度增加0.16g/cm3以上，而侧钻井属于老去的调整井，老区地层压力系数较低大概在0.5-0.8之间，易造成固井过程中水泥浆的漏失，这也是造成侧钻井固井成功率低和固井质量差的重要原因；
（2）由于侧钻井都是定向井，采用的是φ118单牙轮钻头+1.25°单弯螺杆+φ89mm无磁承压钻杆1根+φ73mm的加重钻杆10根+φ73mm钻杆的钻具结构，由于这种钻具组合较软，钻具的节箍为φ105mm较大，钻具易贴边，易形成岩屑床和不规则的井眼，造成固井过程中水泥环不均匀，质量差，进而影响固井质量；
（3）由于侧钻井井眼小，环空间隙窄，固井过程中水泥浆的顶替效率较差。
2 分级变密度固井工艺
针对侧钻井固井的难点，采用了一种新型的固井工艺――分级变密度固井工艺，该工艺主要的流程：首先采用特殊的方法在固井前加强井眼的处理；其次针对地层不同而选用不同性能的水泥浆体系，在油层部位选用高密度、高强度、韧性水泥浆体系；而在油层部位以上选用低密度、防气窜、微膨胀水泥浆体系；最后在施工过程中，根据电测资料来确定不同水泥浆用量，同时根据侧钻井的井眼轨迹和井况优化施工参数，一般采用变排量顶替，使得水泥浆在顶替的过程中处在平板流或塞流的状态下，以此来提高水泥浆的顶替效率，2.1 固井前井筒处理
将井筒预处理分为两个阶段；一是电测完，通井时调整钻井液的性能，及时处理井壁；二是下完尾管，调整钻井液性能。
第一阶段主要是防止缩径和修整井眼。
（1）在钻井液中添加1%磺化沥青，来稳固井壁，提高泥饼的质量；
（2）加入适量超细碳酸钙，调整钻井液的密度，正常是在原来的基础上提高0.2 g/ cm3，通过适量提高钻井液的密度，增加液柱的压力，防止井壁坍塌；
（3）在裸眼段短起，修正井壁，清除岩屑床；
（4）加入0.1%的增粘降失水剂，来调整钻井液的粘度和失水，有助于提高钻井液的携岩能力和泥饼的质量；
（5）下入新的PDC钻头，作为通井工具，来达到修正井壁，破坏岩屑床的目的；
（6）加入0.2%单向压力封闭剂，做承压实验，现在初步确定试压值5MPa，通过承压试压对井壁承压能力做一个准确的判断。
第二阶段调整钻井液的流变性降低环空压耗。
（1）加入适量清水降低钻井液的粘度，使钻井液的漏斗粘度控制在40s左右，降低环空磨阻；
（2）加入0.1%甲基硅油，改善钻井液的流变性，降低环空磨阻；
采用逐渐提高排量的方法，循环至少两周，等返出的钻井液没有气泡以及在振动筛上没有岩屑为止。
2.2 水泥浆体系的设计
根据不同层位采用不同的水泥浆体系：
（1）侧钻井的油层顶界到井底，这段井段占整个侧钻裸眼井段的25%左右（江苏油田数据），而这一井段将来要进行射孔、酸化、压裂等措施作业，对固井水泥环的强度要求很高，所以这一段采用高强度、高密度、韧性水泥浆体系，主要是提高薄水泥环的抗压、抗折强度，来满足相关措施作业的要求，同时由于这段井段占整个侧钻井段的比例较小，这种水泥浆的用量较少，对循环附加当量密度的增加与全井段低密度固井相比，增加的很小，所以不会对地层的造成格外的伤害；
（2）在油层以上井段（大约占整个井段的75%）采用低密度、防气窜、微膨胀水泥浆体系，由于这一段主要的作用是保护套管防止气窜和水窜，所以在油层以上的井段，采用流动性好的防气窜、微膨胀、低密度水泥浆体系，采用这样一种水泥浆体系能有效降低循环附加当量密度，防止压漏地层。
下面是两种不同密度水泥浆体系的配方，所用的油井水泥是江南G级水泥。其配方如下表1。
2.3 固井施工参数设计
采取平衡压力固井的设计原则，即注、替水泥浆过程中产生的环空水泥浆设计压力（静液柱压力+流动阻力），应小于最薄弱地层的破裂压力。驱替水泥浆到设计位置后，在凝固失重条件下不受油气侵窜，其静液柱压力梯度值大于地层孔隙压力梯度值。
（1）流变方程和流变参数
钻井和固井中的钻井液、水泥浆、前置液等，通常都是非牛顿流体，非牛顿流体的流变方程（通常又称为流变模式）有宾汉（Bingham）方程、幂律（Power一Law）方程、卡森（Casson）方程、罗伯逊一斯蒂夫（简称R一S）方程和赫谢尔一巴尔克利（简称H一B）方程。前三种属于两参数流变方程，后二种属于三参数流变方程。目前在现场常用的是宾汉方程和幂律方程。在注水泥中经常还使用清水或接近清水的液体作前置液，这些液体属于牛顿液体，描述它们的流变性为的是牛顿流变方程。实际上，在宾汉方程中令动切力为0或在幂律方程中令流性指数为1，则这些方程就变为了牛顿流变方程。
通过资料分析认为，水泥浆流变特性更符合幂律模式，幂律模式要比宾汉模式的误差要小，因此我们选择幂律模式。
式中：fP――流动压降，MPa；
L――流道的长度，m。
（5）环空动压力计算
对于环空中某一井深位置，此处的动压力为该井深点以上所有液体的静液压力和流动摩阻压降之和。
液体的静液压力为：
参考文献
[1] 魏文忠，郭卫东，贺昌华，等.胜利油田小井眼套管开窗侧钻技术[J].石油钻探技术.2001.29（1）：19-22
[2] 郭小阳.低压易漏长裸眼井注水泥工艺研究.天然气工业，1998；1（5）：40-44
[3] 中华人民共和国石油天然气行业标准.注水泥流变性设计.石油工业出版社，1993年7月
[4] 郭小阳，等.低压易漏长裸眼井注水泥工艺研究.天然气工业，1998，18（5）：40
固井施工流程范文第9篇
[关键词]固井技术；难点分析；解决对策
中图分类号：TU99 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2015）41-0109-01
最近几年来，由于石油天然气勘探开发工作不断深入发展，特殊井不断增加，固井工程日益复杂，因此对固井施工设计与分析提出了更高要求；随着固井工程技术的飞速发展，国家和行业近年来对固井设计与分析的相关标准进行了更新，以便推动固井技术的发展。我们应基于最新行业标准和理论研究成果，系统的总结固井施工经验，开发出一套设计与分析内容丰富、功能齐全、适用广泛的固井设计与分析系统，能够更好满足固井现场施工需要，设计与分析水平，改善固井质量，促进固井技术的发展。
1.固井作业中的技术难题
1.1 水泥返高不够，不能按设计要求封隔地层
造成环空流速下降，影响顶替效率胶结质量差。下套管过程井漏可能造成卡套管事故，套管下不到设计深度。水泥环质量差层间油层、气层、水层互窜。水泥浆漏失到产层，污染产层，油气井失控。固井工程中发生井下漏失，大部分情况将导致固井失败或影响固井质量。在老油田开发后期，老油区发生固井漏失主要是因为人为产生地层裂缝。
1.2 水泥浆应用效率不高
在固井工程中，水泥浆的应用效率不高，可以主要分析为以下几种原因：
1）井身结构不合理，给套管居中处理带来难度。2）对于表面较为松软的地层来说，在钻井时会受到高压砂层或者浅“一气”完流动的影响，影响井身结构，成流体的摩擦阻力加大，紊流顶替作用不易于实现。3）在深底层，大多数是没有胶结的松软状态，再加上破压力与地层孔隙压力之间出现狭窄的“窗口”现象，难以实现紊流替或者分级梯度顶替。4）因为套管结构比较复杂，所以在表层套管和井眼间的空隙较大，井下位置的空隙反而减小。
2.油田深层固井技术有效运用的建议
2.1 提高水泥浆顶替效率的研究与应用
为了使环形空间的密封质量得到保证，首先需要考虑的是怎样使环空充满水泥浆。充满的过程，其实就是水泥浆驱替或钻井液的过程。水泥浆与钻井液的顶替质量应满足以下基本要求：①注水泥浆井段的环空空间，钻井液应全部被水顶替干净，无窜槽现象存在；②水泥浆返高和套管内水泥塞的高度应符合设计要求。有效地驱替钻井液，提高注水泥的顶替效率是清除钻井液窜槽、保证水泥胶结质量和水泥环密封效果的基本前提。经过国内外专家的研究发现影响注水泥顶替效率主要有如下几种因素：套管在井内的居中度；液体在环空间的流动状态；紊流时液体流过封隔层位所接触的时间；钻井液的触变性；钻井液与水泥浆的流变性能；水泥浆与钻井液的密度差。
2.2 确定合理顶替流速范围的原则
一个合理的顶替流速范围，应考虑该井如下几方况：①井眼的稳定性，是否有易漏、易塌等薄弱地层，这些层位对环空返速的限制情况，这些数据可根据邻井或区块的资料获得；②正常钻井过程中的环空返速情况；③裸眼井径变化情况及对返速的限制，如当裸眼井径变化较大，存在所谓的“大肚子”时，一般要求返速不能太大，以免进一步冲蚀井壁。同时“大肚子”段一般是很难达到紊流的；④套管居中度情况，当套管居中度太差时，环空返速不易太低；⑤井斜情况，当在大斜度或水平井套管注水泥时，环空返速不易太低；⑥泥浆泵与注水泥设备的工作能力。综合考虑上这些因素，就可以得到一个保证该井钻井正常的返速范围，由此再考虑进注入的前置液与水泥浆的性能与泥浆的差异，便能选定本次注水泥时，所应保持的环空返速范围的大小
2.3 有效运用深层固井气窜控制技术
气窜具有很大的危害性，应该对它高度重视，因为它可能导致井眼报废或形成严重的安全环保事故。深层固井与油层尾管固井中，要实现有效的防气窜，按照“压稳、居中、替净、封严”的要求，在水泥浆注替和凝结过程，必须保证液柱压力与地层压力的平衡关系，做到水泥浆不漏，油气水不会因为水泥浆失重而造成窜流；清除和替净环空泥浆，使水泥浆的顶替效率和水泥环的胶结质量得到提高；提高水泥石的密封质量，无局部水槽、横向水带和窜槽现象等。深层固井，应采用多凝水泥浆柱结构，确保候凝过程中能维持气层段的液柱压力；深井超深井尾管作业中，因为悬挂器以上为钻井液，水泥浆柱短，上部钻井液能在水泥浆的候凝过程中维持向下传递压力。要求钻井液泥饼薄而韧；采取有效的套管扶正技术提高套管的居中度；采取水泥浆减阻剂改善水泥浆流变性，进行水泥浆流变学优化设计，提高水泥浆顶替效率和水泥浆胶结质量。
2.4 优化水泥浆性能
为了让固井的作业环境得到改善，避免温度低、层流浅、全窗口窄等对工程造成的影响，必须选用低温早强、密度理的水泥浆体系。因此，有关固井工程中的水泥浆计，应满足以下特点：
1）控制水泥浆密度。由于地层的破裂力相对较低，在作业环境下，为了达到固井目标，让固井作业中发生的各种问题，应采取密度较低的水泥浆体系。
2）提高稳定性。关于水泥浆稳定性的影响因素，主要是自由水以及沉稳定性。如果出现自由水过多或者沉降稳定性较差的现象，则可能造成地层流体的窜流，不利于水泥的胶接强度，影响封固量。
3）减少过渡时间。如果过渡的时间长，将会增加窜流可能性，因此，应尽量减少过渡时间，以避免地层流体的侵入。
4）抗压强度大。在低温环境下，水泥石的强度变化将随着密度的降低而有所缓慢。因为固井工程的成本费用非常贵，如果一直延长作业时间，一定会增加造价压力。因此，泥石必须时间内符合抗压强度。
3.关于固井技术未来发展方向的认识
为了提高固井质量及降低固井成本，作者认为还需要对固井工程信息技术加强针对性的研究，重点在以下方面做好固井软件的完善工作：
1）针对水平井、大位移井、小井眼井及深井超深井井固井工程理论与技术开展系入的研究，优化与完善特殊井固井设计与分析技术，以满足现场特殊井井下设计与分析的需求。
2）对注水泥过程动态模拟与仿真技术研究进行加强，以便现场固井施工人员全面、直观地了解固井施工。
3）进一步开展固井参数采集技术、传输技术及控制技术研究，开发融固井并施工参数实时采集、实时与实时控制等功能于一体的固井施工实时监测与控制系统。
4）建立固井施工分析评价专家系统，以便加强固井施工分析评价技术研究，达到专家知识与经验共享的效果，为固井施工设计与施工提供有力保障。
参考文献
[1] 王情华；莫健；王玲；基于层次分析法的固井质量评价方法研究[J]；安防科技；2006年01期.
[2] 孙清华；彭明旺；低压易漏井提高固井质量的研究与应用[J]；断块油气田；2008年01期.
固井施工流程范文第10篇
【关键词】侧钻 小井眼 固井
与常规直井相比，开窗侧钻井有自身的一些特点，即井眼小，井斜度较大，钻井风险大，固井施工难度高。本文正是着眼于侧钻井固井，经过几年的探索研究和现场试验，在油砂山油区侧钻井固井取得了良好的效果。 1 开窗侧钻井固井技术的难点
与常规直井相比开窗侧钻井井眼小，井斜度较大。在固井施工中主要存在以下两个难点：
（1）侧钻井套管与环空间隙、套管内径等都比常规井眼小的多，固井时摩阻增大，固井施工压力高且不易控制，施工难度大；
（2）由于套管与环空间隙及套管内径都较小，一旦固井质量不合格，补救措施不易实施，补救成本高昂，再加上水泥环薄，固结后的水泥石强度不高，固井质量难以保证。
2 目前的解决措施2.1 做好固井前的准备
（1）检查尾管悬挂器及其活动机构是否完好，对其中心管进行通径验证，下完套管保证其座封。仔细检查套管附件（特别浮鞋、是浮箍、胶塞），以保证它们能完全符合固井要求。
（2）调整好钻井液性能，降低钻井液的粘度和切力，并进行充分循环，通常情况下1800米左右的侧钻井，循环压力在10-12MPa之间就可以实施固井了。2.2 影响固井施工压力的因素
影响侧钻井固井施工压力的主要因素有注替排量、井眼扩大率、套管居中度、钻井液和水泥浆的性能。
2.2.1？注替排量及井眼扩大率对压降的影响
对于象钻井液和水泥浆这样的非牛顿流体采用达西公式：
在侧钻井固井施工中，钻井液和水泥浆的性能直接影响着注替压力的高低。良好的钻井液、水泥浆性能在很大程度上可以降低施工压力，是顺利固井的先决条件。
小井眼环空间隙较正常井眼小，固井顶替过程中阻力较大，为了减小流动阻力，在水泥配方上进行改进，必须是水泥与外加剂配套使用，且添加剂量必须充足。
通过试验得出如下认识：
（1）泥浆粘度低于35s最佳，不宜超过40s，密度控制在1.3g/cm3以内，泥浆流性指数n>0.747，稠度系数K
（2）井径扩大率在10%以内，偏心度
（3）泥浆静止时间不宜过长，20min之内较宜；
（4）替速在0.7-1.5m/s为宜。2.2.3？套管居度对压降的影响
在斜井中，套管易贴于井壁之上，套管在井眼中偏心的程度越大，环空窄边钻井液保持静止的可能性越大，如果窄边滞留钻井液不能顶替干净，环空中水泥浆不能均匀分布，则会影响固井质量。
研究表明，小井眼偏心度增加环空压降随之下降，但降低的较小。偏心度对降低施工压力的贡献要远小于居中度对替净钻井液，提高固井质量的贡献。小井眼固井施工时影响地面施工压力的主要因素是排量，其次是井眼扩大率和偏心度。
2.3 控制好固井施工中的两个压力
在侧钻井固井注顶替液的过程中会发生两次碰压，第一次是小胶塞与大胶塞复合相碰，第二次是大胶塞与球座碰压。在现场施工中发现，如果两次碰压时压力较高，容易造成单流阀失效，损坏胶塞胶皮，给套管内留下较多的水泥塞。为此，我们在具体施工中，在离碰压还有2m3左右的顶替量时，将排量降低至0.2-0.3m3/s，以控制碰压时的压力。此外，在套管串中使用双浮箍设计，可提高施工安全性，有效解决套管内留水泥塞的问题。
2.4 环空高反速产生的影响
φ1 7 7 . 8 m m套管开窗侧钻井井眼（φ152.4 mm井眼×φ127.0mm套管）相对较小，与常规直井（φ215.9 mm井眼×φ139.7mm套管）相比固井时环空反速高，较高的环空返速对水泥浆的性能、稠化时间以及顶替效率的影响都和常规井眼大不相同。大排量，较高的环空返速会加快水泥浆的稠化，而且对井壁带来严重威胁。而排量较小，则会降低顶替效率，不能形成紊流，影响到固井质量。
2.5 替完水泥浆后的洗井
过去在注完顶替液后洗井时，卸压后，直接上提一柱钻杆，大排量正洗井。
存在问题：悬挂器上方留有水泥塞，为后续工作带来很大不便，徒增工作量。
改进措施：
（1）将尾管悬挂器回接筒开口处改为喇叭口形状。
（2）固完井卸压后，补压5MPa，憋压上提尾管悬挂器中心管出密封芯后压力会降为0，停止上提中心管，开始正洗井。
优点：有效解决悬挂器上方留塞问题，平均每口井节约施工周期1.3天。3 侧钻井固井施工技术要点
（1）固井前检查好套管附件，使用质量合格的浮箍、浮鞋。
（2）坚持下套管前通井划眼，确保井眼畅通，小井眼套管下井前必须逐根进行通径，确保管内无落物。
（3）固井前调整好钻井液性能，降低粘度和切力并充分循环，固井前静止时间越短越好。
（4）调整好水泥浆性能，控制好水泥浆的稠化时间和流动性。
（5）排量是决定侧钻井固井施工压力的主要参数，替水泥浆时，根据施工压力及时调整排量，两次碰压前，降低排量，以免造成固井事故。
（6）按要求下入足够的扶正器，计算、设计并优化扶正器位置。
（7）洗井时最好不要将中心管提出回接筒，以免在尾管悬挂器上方留下水泥塞。
（8）认真进行施工前准备，连续施工，确保固井作业一次成功。4 现场应用效果评价
小井眼侧钻井固井工艺在不断发展和完善，从2009年至今，在油砂山地区进行不同井身结构现场试验，共固井32口，固井质量优质26口，合格4口，不合格2口，固井质量合格率93.75%。通过侧钻井固井工艺的研究和推广，固井成功率和固井质量得到了很大提高。管内及悬挂器上方留塞问题也得到了很好的解决，取得了较好的经济效益。
参考文献
[1] 周跃云，许孝顺.胜利油田套管开窗侧钻技术.石油钻探技术，2001
固井施工流程范文第11篇
关键词：永38井 扶正器 旋流发生器封隔器 水泥浆 固井质量
引言
永38井是江苏石油勘探局部署在高邮凹陷汉流断裂带永安构造永38块的一口预探井，设计井深4200m，主探永38块E2d含油气情况，完钻井深3860m，该井在三开钻进过程中，井下掉块，划眼，井漏的现象时有发生，且存在气侵，给固井施工带来诸多困难，固井质量难以保证。
永38井固井主要的难点：
（1）、井下掉块严重，长期的划眼形成“大肚子”井眼，固井施工时顶替效率难以保证。
（2）、井下有井漏的现象，虽然进行了封堵，但固井时仍有井漏的危险，影响封固质量。
（3）、井下有气侵，固井时易发生窜槽，影响封固质量。
（4）、该井井深、封固段长，单级设计封固段达1545m。
固井作业作为完井工程中的一个重要环节，与其它作业相比，其技术难度更高，风险更大，为了保证该井地面施工和固井时井下安全，采用了综合固井技术，确保了该井的固井质量。
一、 优选扶正器，合理排列扶正器位置
套管在井眼中的居中度是有其井固井质量好坏的决定因素之一，而扶正器安放又是套管居中与否的基础。不同类型的扶正器性能对套管的下入和最终的居中度有不同的影响。
常规的弹性扶正器是根据弹簧的原理设计的，它有较高的复位力即扶正力，扶正力的大小取决于其上的载荷大小。这种扶正器会产生较大的下入力，影响套管的正常下入。
永38井为直井，井眼不规则，首选弹性扶正器，但考虑到井下掉块严重，井径不规则，钻井液的粘度高，安装弹性扶正器，容易造成套管入井过程中遇阻，到底开泵难的现象。
为了保证套管的居中度和套管的正常入井，选用了螺旋刚性扶正器，这种扶正器的扶正条与轴线有一定的夹角，在井壁不规则时能减轻遇阻冲力；水泥浆穿过螺旋时会产生旋流，从而提高水泥浆的顶替效率。
该井为直井，螺旋刚性扶正器的安放位置为从井底向上每三根套管安放一支，共30只（其中4个滚轮刚性扶正器，3个旋流扶正器，23个刚性扶正器）。
二、 选用旋流发生器，改变替浆时水泥浆流态
永38井井下长时间划眼，井径极不规则，存在“大肚子”井眼，为了保证水泥浆的顶替效率，在“大肚子“井段下部套管上安装旋流发生器，使流体在环空中产生一个横向流动速度，改变井眼中流体直线流动的状态，增加环空中流体的纵向活动面积，以加强对大井眼段靠近井壁处钻井液的清理效果，达到有效顶替钻井液、增加水泥环及第二界面胶结强度的目的。
为了保证旋流发生器的使用效果，一共安装了3只，分别在3480m、3410m、3340m。
三、 使用封隔器，有效封隔气层
套管外封隔器是一种与套管链接用来封隔套管与井壁间环形空间的井下工具，可有效封隔油气水层，进行有选择性的开采或者封堵某一层段，保证套管外环空的密封。套管外封隔器可显著提高固井质量，有效进行层间封隔，保护或减少油层污染，为提高原油采收率和开采率提供保障。
永38井在钻进至井深3752米，短起下时发现气侵，同时在井深3509m漏失30m3，井深3854m漏失32m3。为了保证固井质量和水泥返高，在井深3152m―3158m；3512m―3518m处下入华北石油管理局HXK140-178-1150型号的水力扩张式封隔器，有效封隔漏失层和气层。
四、 使用两凝水泥浆，降低液柱压力
优质的水泥浆性能是整个固井施工的关键，也是固井质量的关键，为了保证在固井施工过程中不发生漏失，采取了两级水泥浆体系，上部采用密度为1.60g/cm3，下部采用密度为1.90g/cm3，降低了液柱压力，保证了固井施工的顺利。水泥浆性能要求低失水量， API失水量小于50ml；零自由液；流动度大，大于25cm；24小时抗压强度大于14MPa；稠化曲线尽量满足直角稠化。
配方：上部：水泥＋20%硅粉＋1%KR-300+2.0%JS-8+1.8%JS-18+0.05%JS-19
下部：水泥＋1.8%JS-8+1.0%JS-18+0.05%JS-19
表1 永38井水泥浆性能表
项目 上部 下部
密度（g/cm3） 1.60 1.90
水灰比 0.85 0.44
流动度（cm） 27.8 29.3
自由液（%） 0 0
95℃ API滤失量（ml） 44 40
抗压强度95℃×24h（Mpa） 15.6 16
初始稠度（BC） 17 13
稠化时间(min) 151 143
流变读数 128/99/83/56/24/14 102/76/60/35/14/8
表1 永38井上部水泥浆稠化曲线
表2 永38井下部水泥浆稠化曲线
2010年12月29日进行了油层套管固井施工，施工前泥浆性能：密度1.37g/cm3，漏斗粘度58s。注前置液8m3,再注入微硅低密度水泥浆37m3，平均密度1.62g/cm3，注入常规密度水泥浆16 m3，平均密度1.89 g/cm3，然后替入压塞液3m3，替泥浆时，采用单泵Φ180mm缸套，替泥浆排量33l/s，起压后逐步降低排量，当累计泵冲为2060时，跟车停泵，平稳碰压，共替入泥浆45.6m3，封隔器座封压力19MPa，封隔器座封正常，采用关内憋压的候凝方式，憋压压力8～10MPa，施工正常。该井的固井质量评定为合格。
五、 小结
1、 合理的管窜结构，保证了套管的顺利入井，保证了套管的居中度，为固井提供了有利的前提条件。
2、 旋流发生器的使用，改变了水泥浆的流态，提高了顶替效率。
3、 双封隔器的使用有效地封隔了油气层，防止了气窜。
4、 两级水泥浆体系的使用降低了液柱压力，避免了固井施工过程发生井漏。
固井施工流程范文第12篇
[关键词]固井工具；树脂旋流扶正器；实践应用
中图分类号：TE256 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2014）37-0231-01
固井质量对于封堵油气水层，防止环空油气水窜，延长油气井使用寿命及后期的酸化压裂开采尤为重要。为提高二界面胶结质量，在选择合适的水泥浆体系的同时，还需要利用扶正器来改善环空水利条件，提高水泥浆顶替效率，改善井眼条件，以提高水泥石胶结质量。本文重点围绕固井施工难点及可能出现的问题，从固井工具出发，优选树脂旋流扶正器来改善固井施工质量，以期为固井施工提供技术参考与借鉴。
1 树脂旋流扶正器结构与特征
1.1 结构
树脂旋流扶正器是一种由高分子树脂材料在模具中经过高温高压一次性一体化铸造而成的固工工具（如图1）。
树脂旋流扶正器由衬套和导叶两部分组成，导叶在衬套四周呈螺旋线排列，导叶之间形成螺旋流道，并且导叶型线为由衬套底部向上扩展的渐开线，其中1为，2为。
1.2 特征
（1）导叶内侧顶部与相邻导叶外侧底部之间的连线与衬套的中心轴线平行；
（2）导叶的导流角为20°至30°；
（3）导叶在衬套表面的高度一致，导叶的内侧面与外侧面的曲度一致；
（4）导叶是4片，呈90°夹角对称均匀分布在衬套周面上；
（5）导叶的两端设置有过渡圆角。
2 树脂旋流扶正器性能分析
树脂旋流扶正器做为刚性扶正器的替代产品，由于其优越的物理性能与化学性能，使其更广泛的应用于各种井型和井下情况中。
2.1 物理性能
在物理性能上，旋流扶正器与其他材质刚性扶正器相比（见表1），具有较高的抗冲击力和屈服强度，使其在使用中不易变形和损坏。同时，它密度低、重量轻，便于搬运和使用，并具有较高的抗高温能力，机械性能可在-40℃―245℃之间保持稳定，而且，其摩擦阻力小，扭矩小，在下套管作业中，可减小下套管阻力。
2.2 化学性能
树脂旋流扶正器的化学性能成惰性，具有抗氧化性和抗腐蚀性且有绝缘性，经过氯化钠（10%）、烧碱（10%）、柴油、硫酸（36%）等腐蚀性液体浸泡，仍可保持良好的机械性能。同时，树脂旋流扶正器的主要材料为树脂，其造价低廉且在生产过程中，不会产生大量废渣、废气和氧化物，因此也更为环保。
3 树脂旋流扶正器作用原理
3.1 形成横向扰流
树脂旋流扶正器具有顺时针螺旋线流道，可改变单一的一维轴向流动顶替方式，形成横向扰流，有利于驱替环空窄间隙死泥浆及附着于井壁的油膜、虚泥饼，从而提高二界面的胶结质量[1]。
3.2 提高套管居中度
由于树脂旋流扶正器具有较高的抗冲击力和较高的屈服强度，承压能力高不易变形的特点，使其在套管串中能够起到刚性扶正的作用，尤其在大位移井中应用效果良好。同时，树脂旋流扶正器可提高套管的居中度，减少由于套管自重造成的偏心环空，减小窜流的发生，并有利于形成紊流顶替，从而提高二界面的胶结质量。
3.3 减少下套管阻力
树脂旋流扶正器较刚性扶正器而言，可减小下套管时套管串的刚性，并且其启动力低、摩擦系数小，从而有效降低下套管时的摩擦阻力，便于下套管作业，由于其导叶和轴线设计成20―30°夹角，在不规则井眼中，井壁可对导叶产生一定的横向分力，可明显减小套管串的遇阻冲击力。
4 树脂旋流扶正器应用
针对大位移井固井施工难点及问题，可以优选树脂旋流扶正器，充分利用其良好的结构性能，以及易形成横向扰流、利于提高套管居中度和有效减少下套管阻力的优势，以提高水泥浆顶替效率，提升固井质量。
4.1 确定施工难点及易发问题
为保证下套管作业及固井施工的顺利进行，考虑到井下情况，对下套管作业及固井过程中可能出现的问题要进行详细分析，针对井斜，考虑好套管下入磨阻大的难题；针对水泥封固段长，水泥浆易脱水稠化，造成憋泵；并且容易发生窜槽，造成钻井液污染水泥浆，影响封固质量；以及垂直封固段长，施工泵压高；水泥浆环空静液柱压力高，易压漏地层，水泥浆携砂能力强，在小井眼处，易造成憋泵等。
4.2 完善固井施工措施
在确定管串结构的基础上，明确扶正器选择与安放。为提高套管居中度，减少环空偏心，减小下套管摩擦阻力，提高水泥浆顶替效率及固井质量，对井下部油层段采用树脂旋流扶正器，上部使用弹性双弓扶正器。对水泥浆体系也要进行合理选择，为减小施工危险，保证施工顺利，还要进一步完善现场施工措施。如固井前大排量洗井，将井内岩屑携带出来；固井前降低钻井液粘切，提高水泥浆顶替效率；合理使用前置液，清洗井壁及套管壁；使用重泥浆顶替，减小固井施工泵压；控制注水泥排量及顶替排量，防止憋泵的发生。
最后通过声幅图及声波变密度测井，对采用树脂旋流扶正器的井段进行质量测定。
5 结束语
（1）树脂旋流扶正器一般使用在油层井段效果比较明显，可以通过声幅及变密度测井进行检测，以确定加树脂旋流扶正器的位置第1、第2界面固井质量。
（2）根据不同井型和井况，优选扶正器组合，在保证固井质量的同时，既能满足套管的顺利下入，又可降低生产成本。
（3）树脂旋流扶正器造价低且环保，可在一定程度上节约成本且不会造成环境污染。
参考文献
[1] 舒秋贵.在旋流扶正器作用下环空液体流动规律的实验研究.西部探矿工程.2005，17（10）：55 -57
[2] 崔军.垦东油田固井水泥浆技术.百度文库
固井施工流程范文第13篇
关键词:胜科1井;超深井;施工准备;程序化
1 前言
该井固井施工压力高、时间长，井眼环空大，施工难度大。要求水泥返至地面，保证全井有效封固。为保证顺利施工，在井口工具、设备、连接管线、人员组织等方面做了大量的施工准备工作，既能保证工具使用的可靠性，又能应对各种突况，该井的成功施工为类似井施工提供了一个可供借鉴的程序化施工准备流程。
2 技术难点及针对措施
2．1 施工压力高，封固段长
设计要求：回接套管全部封固，封固段长达3903米,单级固井。
2.1.1 井口工具的准备
此井循环压力12mpa，针对此井封固段长、注灰压力高、施工时间长的特点，完好的井口工具至关重要，在保证数量足够的同时，还需保证其不刺不漏，灵活好用，承压能力高。以上工具根据施工最高压力20mpa的1.5倍试压到30mpa,全部试压合格。
2.1.2施工管汇的准备
打灰和压塞都使用高压管线（70mp），供水使用低压管线（10mp），冲洗用高压管线（35mp）。
2.1.3选用主要施工车辆的承压性能
2．2 水泥量大
根据井径 计算 需水泥量320吨，注水泥200方，针对这种客观的条件，我们在施工人员安排、施工车辆的布置、流量计的准备等做了较大的工作。
2.2.1 施工人员的配备
各个岗位都安排经验丰富?技术过硬的骨干力量。其中大部分都到外部市场锻炼过，有参加重点井的经验和能力。现场施工指挥除总指挥外，其余指挥采取分工明确，各负其责的办法，使施工中的各个方面都能监控准确到位。
2.2.2 施工车辆的准备
由于这次施工注灰量大（320吨），所选的各车辆都是精选的，性能可靠，混浆能力好，各部件都经过了仔细的检修，每个螺丝，每个闸门都认真检查，确保施工过程中不出问题。车辆安排如下：
现场配备了应急维修小组，一旦车辆、设备在井上出现故障，马上派维修小组抢修。现场有专人指挥车辆的摆放，保证施工的顺利进行。
2.2.3 流量计的准备
为保证计量的准确性，该井使用的流量计壳体都是经过几口井的实验校对较为准确的，施工前所有部件都经过精心保养，保证现场施工过程中计量的准确。
2．3 井眼环空大
上部2735.97m的13 3/8套管环容达到62.77l/m，设计注水泥浆203.2方，在注水泥浆到66.6方时就到13 3/8套管内，容易发生窜槽，难以有效顶替，要求后期注灰排量大。
针对此井井眼环空大的特点，特对注灰方案进行了对比，优选注灰方案，采用使用两趟注灰管线，三车同时进行注灰的方案。如图1：
现场施工管汇连接方案
2.3.1具体施工流程如下：
① 压塞车提前配好压塞液，接好管线待命；
②按上图接好地面和钻台管汇，1号供水车为3号水泥车供水，2号供水车为1、2号水泥车供水；供满水后，分别对两趟注灰管线试压20mpa，不刺不漏；
③关1、4、5、7旋塞阀，开2、3、6旋塞阀，1号水泥车注前置液；
④开5、7旋塞阀，三辆水泥车同时注水泥浆，排量达到了2.5m3/min，保证了大排量注水泥浆；
⑤3号水泥车先注完灰，关5号旋塞阀，砸下注水泥管线，接替浆水龙带；
⑥1、2号水泥车注灰完毕;
⑦开4旋塞阀，关3、5旋塞阀，摇挡销的同时通知1、2号水泥车洗车，开1号旋塞阀，压塞车压压塞液；压塞结束后开5旋塞阀，关1旋塞阀，开泵替浆；
⑧1、2号水泥车洗好车后，砸下管线，接上3号水泥车管线，3号水泥车开始冲洗。
⑨替浆碰压，插回接筒，放压，施工结束。
2.3.2该方案主要优点
1）从满足设计要求来讲，满足了三车同时大排量注灰的需要，且两趟管线，分别走注灰口和压塞口，施工压力不会太高；
2）从施工安全环保来讲，主要有供水三通处接有旋塞阀，在一辆供水车有问题时，另一辆只要接上就可直接供水，不影响施工连续，不会由于接管线而污染现场环境；另一方面三车同时连接注灰，本身就可以起到备用注灰的目的。
3 施工结果评价
胜科1井139.7mm尾管回接固井施工人员组织到位，地面管汇连接不刺不漏，各工具附件性能可靠，开关灵活，参与施工的车辆设备达到了使用的要求，流量计计量准确，现场个施工环节衔接紧凑，施工一次成功，达到了该井的技术要求。
4 几点体会
1、该井回接固井施工时，由于环容较大，为保证顶替效率，提高注灰排量，采用两趟管线注灰的方法，使注灰排量达到了2.5m3 /min,减少注灰过程中环空的窜槽,从返出水泥情况分析,该井基本达到了顶替要求，保证了固井质量；
2、该井回接时水泥头连接位置较高，选用的有快装接头的水泥头发挥了较大作用，使用灵活方便，建议这种类型井最好使用快装水泥头；
3、由于钻台较高，冲洗管线选用了35mpa水龙带，保证了安全冲洗；
4、供水三通处接旋塞阀，使供水更加灵活，使用方便，且保证了环保。
5 总结
胜科1井四开尾管回接固井施工，由于在设备、人员、工具附件、施工组织等各方面准备充分，固井施工一次成功。该井固井施工的成功，积累了高难度重点井固井施工的经验，为类似井施工提供了一个可供借鉴的程序化施工准备及过程控制流程。
参考 文献
固井施工流程范文第14篇
【关键词】下扬子 低密度水泥浆 静胶凝强度 防窜水泥浆
溪2井是中石化华东分公司“突破下扬子”战略的重点探井，是为了探索适合下扬子地区的衡、酸化、压裂等油气勘探技术，力争实现溪桥构造古生界油气突破，进而带动下扬子地区油气勘探。溪2井的成功固井，为今后下扬子地区的固井技术发展探索出一条新路。
1 溪2井概况
1.1 溪2井地质概况
溪2井位于下扬子盆地黄桥-如皋冲断凹陷溪桥2号构造，该井钻遇地层较多，地层岩性复杂，易漏、易垮，碳酸盐岩地层发育[1]。
溪2井全井录井中共发现油气显示层49个小层，总视厚226.05m，含油显示层主要分布于龙潭组，栖霞组。其中大龙组、孤峰组、龙潭组、栖霞组含有裂隙含气层，茅山组和坟山组还有气测异常层，黄龙组的2076m-2079m井段，存在3m厚的CO2气层。1.2 溪2井钻井概况
溪2井井型为直井，井深2960.00m，最大井斜角5 . 3°，最大全角变化率2.64°/30m，井底最大位移65.11m。
1.3 溪2井固井要求概况
依据地质及工程要求， 采用下套管固井方式完井。套管下深2950.29m，实行全井段固井，返高到地面，封固段长2950.29m，上层套管下深1291.49m，裸眼封固段长1658.80m。
2 技术难点和对策
（1）溪2钻遇层位较多，地质条件复杂， 特别是在碳酸盐岩地层破裂压力低，，固井时易发生漏失，造成水泥浆低返；
（2）完井后拟实施大型压裂等措施，对固井质量要求较高；
（3）封固段长，达2950.29m， 液柱压力大，水泥浆顶替效率低， 水泥浆失重严重，从而影响固井质量；
（4）地质环境复杂，封固段中含有裂隙含气层，气测异常层以及CO2气层，水泥浆侯凝过程中容易发生气窜。
3 固井工艺优选
（3）由于地层破裂压力低，容易造成固井时水泥浆流失，解决这一问题最有效、简便的方法是采用低密度水泥浆， 实现衡压力固井。
（4）由于封固段中存在裂隙含气层，气测异常层以及CO2气层，使用防气窜水泥浆体系保证固井质量。3.2 低密度水泥浆优选
在室内对5种低密度水泥浆配方进行了相同条件下的水泥浆性能试验， 见下表1。3号配方失水量最少，24h抗压强度最大，因此优选3号配方水泥浆作为溪2井的低密度水泥浆。
3.3 水泥浆性能特点
以上试验结果表明，低密度水泥浆流变性能符合幂流变模式， 水泥浆塑性黏度低，屈服值稳定，水泥浆流变性能良好。低密度水泥浆在低剪切速率下，水泥、微珠和稳定剂之间能形成稳定的网架结构， 可以阻止水泥浆体系中易沉降颗粒的沉降，使水泥浆保持良好的稳定性。随着剪切速率的提高，低密度水泥浆经高速剪切后，其流动性良好，可有效降低流动阻力， 减小摩阻， 提高顶
替效率[3]。
3.4 水泥浆静胶凝强度
在水泥浆泵入井下后水泥浆就开始发展静胶凝强度，静胶凝强度发展的过程，就是水泥浆从能传递液柱压力的液态流体向具有可测量抗压强度的固硬性材料转变的过程，这一变化阶段称为过渡期。在过渡期水泥浆持续增加胶凝强度，这时水泥浆基体具有非牛顿流体的流变行为，并具备屈服值，也被称为静胶凝强度。静胶凝强度定义是：在某一时刻，破坏一段胶凝流体的胶凝结构所需的最小剪切应力[4]。
通过对3号配方低密度水泥浆静胶凝强度的室内实验，可以分析水泥浆在胶凝状态下抗水窜、抗气窜的能力。
过渡时间是从100SGS （流体能够侵入胶体状水泥） 到500SGS （水泥浆具有足够胶凝强度抵抗流体侵入水泥浆柱） 阶段的时间。上图最下面一个曲线为静胶凝值的曲线，3号配方水泥浆的过度时间基本集中在60min左右，与施工时间相当，这就意味着，当施工结束时，水泥浆所产生的静胶凝强度足以满足防窜的要求[5]。
4 现场施工应用4.1 施工准备情况
固井施工前，进行承压试验计算，最高泥浆当量密度为1.432 g/cm3，在1300m的易漏层进行承压堵漏试验，实验泵压4.3MPa，稳压30min压降平稳下降至0，随后泄压进行第二次试验，以同样的效果压力下降至0。经试验结果验证需要进行堵漏。随后打入堵漏浆，关井憋压9 MPa（经计算：泥浆当量密度1.44 g/cm3），憋压30min泵压从9Mpa下降到8.9 MPa，放回水，回吐1m3，则试验证明满足固井施工要求。4.2 注水泥方案
对该井实施双级固井，一级和二级固井均采用双凝双密度水泥浆体系，领浆采用低密度水泥浆体系，尾浆采用常规早强膨胀水泥浆体系。
一级水泥浆配方：
（1）山东G级水泥+G304+BXE-10S+现场水（领浆）；
（2）嘉华G级水泥+G304+G401+USZ+现场水（尾浆）；
二级水泥浆配方：
（1）山东G级水泥+G304+BXE-10S+G202+现场水（领浆）；
（2）嘉华G级水泥+G304+G401+USZ+G202+现场水（尾浆）。4.3 水泥浆实验性能
各级水泥浆室内试验性能如表2所示，失水量都低于30ml，降低了水泥浆沉降的可能性，24h抗压强度都大于18 Mpa，满足了水泥浆前期强度的要求，减少了气窜的可能，还能满足于压裂要求。稠化时间基本大于施工时间60～90min，保证了施工安全的同时缩短了静胶凝强度的过度时间。水泥浆的各项性能都满足施工的要求。
4.4 现场施工情况
设计分级箍位置1970m，通过钻井队前期施工情况，以及施工前承压实验，确定1972m-2010m是栖霞组易漏层。考虑到二级固井施工压力高，如果漏层封固不好，直接影响二级固井施工，结合室内软件模拟，最后决定把分级箍位置上移50m，提至1920m孤峰组的位置。
一级固井：注水泥浆35 m3（领浆平均密度：1.5g/cm3，尾桨平均密度：1.9 g/cm3），替浆34 m3，碰压7到11 MPa，二级固井：注领浆31m3，平均密度密度1.49g/cm3，注尾浆28m3，平均密度密度1.89 g/cm3，替浆22 m3，碰压10到14 MPa，水泥浆返出地面。
4.5 结果分析
（1）固井施工中未出现压漏地层等异常情况，成功的完成固井施工要求。
（2）固井质量总体评价基本与预期相符，第一胶结面总体评价为优，第二胶结面总体评价为合格。
5 结论与建议
（1）通过现场施工应用的情况分析，本井固井施工工艺和水泥浆体系选择是较为成功的。双凝双密度的水泥浆体系是今后下扬子地区易漏井的固井比较合理的一个选择。
（2）本井在固井施工前做了大量的准备，如对易漏层进行施工前承压试验，明确具体的易漏井段，通过调整分级箍的位置，控制领浆和尾浆的段长等措施，这对将来易漏井固井施工程序的安排具有一定的指导作用。
（3）溪2井多个层位含有气层，本井第二胶结面固井质量不理想，经分析，气窜是影响固井质量的原因之一。第二胶结面和窜流防治是长期困扰固井工作者的难题，通过静胶凝强度的实验来测定，钻井液与固井液相容性方面的研究，是该地区防窜和提高二界面的胶结程度的一个重要研究方向。
参考文献
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固井施工流程范文第15篇
Abstract： In order to improve the load-carrying properties and impervious performance of grouting enhancing objects， this article expounds the backwall grouting technology. Through analysis of the engineering condition and construction situation of Lijiaba Coal Mine， the backwall grouting technology and parameters are studied， which provides reference for wall filling and wall rock reinforcement.
关键词： 注浆技术；流砂层；井壁
Key words： grouting technology；drift sand layer；wall of a well
中图分类号：TD265 文献标识码：A 文章编号：1006-4311（2013）34-0108-02
1 工程概况及施工现状
1.1 工程概况 位于宁夏盐池县冯记沟乡的李家坝煤矿，其规模为0.9Mt/a。通过采用中煤科工集团武汉设计研究院设计的斜井开拓方式对该矿井进行施工，布置主、副、风三条斜井，回风斜井古近系段坡度24°。
对于李家坝煤矿来说，其回风斜井要穿越第四系表土层（风积砂）、古近系地层（浅红色呈半固结状态细砂、粘土）和侏罗系延安组地层（各粒级砂岩、粉砂岩、泥岩及煤层，煤岩层的力学性能软弱）等。且穿越地层存在第四系、古近系及基岩风化带孔隙～裂隙含水层组（I）、侏罗系中统延安组12煤以上砂岩裂隙～孔隙承压含水层组（II）及侏罗系中统延安组12～18煤砂岩裂隙～孔隙承压含水层组（III）三个主要含水层组，其中古近系地层主要是粘土与砂层互层组成。在井筒掘进过程中遇到多层的含水砂层（流砂层），斜井井筒围岩在施工过程中难以控制，在充填过程中，如果充填不密实，在空隙中容易出现涌水、冒砂等事故，给井筒外界形成地压，给井筒带来不利因素。
1.2 施工现状 回风斜井井筒当前施工至斜长386.1m，穿越冻结段后仍存在一段流砂层，通过超前注浆等技术措施完成了20余米井筒的掘砌施工，但因井筒持续存在出水流砂现象，导致井壁拱顶存在较大孔洞，严重影响了井壁结构的稳定性，因此需要采取合理的技术措施，保证井壁结构的长期安全与稳定。为此，对回风斜井井筒冻结段下部流砂层段井壁进行注浆施工，通过壁后充填注浆机理达到充填井壁、加固围岩的目的。
2 井壁壁后注浆技术方案与参数
解决井筒持续出水流砂问题的技术路径为：通过充填注浆和加固井壁周围砂土，严格控制堵塞流砂通道，提高井壁结构的抗渗性与稳定性。据此，井壁壁后注浆可采用以下技术方案：
2.1 钢筋混凝土二次衬砌施工 在支护方式方面，斜井井筒采用：初次支护对围岩进行加固，进而巩固和强化其残余强度，通过可缩性支护对围岩变形卸压进行控制；在围岩变形稳定后适时完成二次衬砌支护，为了确保分段较长设计的稳定性和安全储备，需要给巷道围岩提供最终支护强度和刚度。
2.2 掘进迎头的封闭与加固 斜井井筒施工后，在迎头架设U型钢支架，并喷射300mm厚，标号为C25的混凝土以封闭迎头，混凝土配合比为1：2：2，掺3～5%速凝剂，喷射混凝土可在斜井井筒开挖初期防止水砂的外渗；若迎头开挖后有大范围的流砂溃流，可采用迎头超前注浆加固措施，封闭迎头的导水通道，防止在掘进迎头形成新的渗水通道。
2.3 壁间注浆 对井筒冻结段钢筋混凝土二次衬砌施工完成后，可进行钻孔、安设注浆管进行壁后注浆加固。钻孔可采用分段前进式进行，首先将孔深控制在初次支护与钢筋混凝土二衬之间，若在打孔过程中发现两者间隙中存在蜂窝或孔洞时，需及时合理地采用壁间注浆的方法来充填加固和封堵水源，保证初次支护与二衬之间充分接触，防止间隙中积存水砂，而导致突水溃砂。
注浆管在钢筋混凝土二次衬砌施工前预埋，注浆管布置在两排型钢支架之间，间排距为1400mm×1400mm。注浆管使用φ38mm钢管制作，规格为φ38mm×600mm，采用风钻打眼，孔径φ45mm，孔深600mm，保证注浆管孔口外露40～50mm，并装有止水阀门，为保证注浆质量，必须对注浆孔口封闭密实。注浆管布置如图1所示。
利用单液水泥浆对壁间进行注浆，其中水泥为42.5级普通硅酸盐水泥，水灰比为0.8～1.0，按水泥用量的3.0～5.0%掺入水玻璃。浆液结石率要大于92.0%，浆液固结体强度超过20.0MPa，注浆压力在1.5MPa，进而在一定程度上确保喷层不发生开裂。
2.4 浅孔充填与压密注浆 完成壁间注浆后，对围岩进行全断面注浆加固，从而形成对加固范围内岩体的再加固。全断面二次注浆加固，提高了支护结构的可靠性、整体性和承载能力，能够保证巷道围岩和支护结构较长时间内的稳定。低压浅孔充填注浆及壁间注浆采用同一注浆管，通过预埋的注浆管采用Φ28mm钻头进行扫孔，扫孔深度控制在1.0m左右，一方面可避免对注浆加固帷幕的破坏，另一方面又对加固帷幕进行补强加固降低围岩的渗透系数，底角的注浆管扫孔后也可作为泄水孔使用，可以在有限的排水量的要求下有效的减小衬砌壁后的水压力。
浅孔充填与压密注浆采用水泥—水玻璃双液浆，可采用42.5级普通硅酸盐水泥，水灰比控制在0.8左右，水泥浆与水玻璃体积比控制在1：0.5左右，注浆压力控制在1.5 MPa左右。
2.5 深孔压密与劈裂注浆 高压深孔渗透注浆及浅孔注浆采用同一注浆管，注浆前可采用Φ28mm钻头进行扫孔，扫孔深度控制在2.0m左右。高压深孔渗透注浆就是在浅孔注浆加固后形成一定厚度的加固圈基础上，布置深孔，采用高压注浆加固，进而提高注浆加固体的承载性能和抗渗性能。
深孔压密注浆与劈裂注浆采用单液水泥浆，水灰比控制在0.8～1.0，水玻璃的掺量为水泥用量的3～5%，并根据出水情况进行调整，渗水量较大则适当提高注浆压力，但最大不得超过2.5MPa，高压深孔渗透注浆一般滞后低压浅孔充填注浆1周左右。
3 注浆加固施工工艺
注浆工艺流程主要包括：①运料与拌浆，即将水泥与水按规定水灰比拌制成水泥浆，并保证在注浆过程中不发生吸浆龙头堵塞及堵管等现象，并应根据需要及时调整浆液参数。②注浆泵的控制，根据巷道实际注浆情况的变化，观察注浆泵的注浆压力。③连接孔口管路，观察工作面注浆情况的变化，及时发现漏浆、堵管等事故，控制好注浆量及注浆压的，及时拆除和清洗注浆阀门。④水泥浆与水玻璃体积比的控制，施工过程中严格控制水泥浆与水玻璃体积比，以防水泥浆过量而堵塞注浆管。⑤注浆过程中，要严格控制注浆压力，防止因注浆压力过小，造成浆液不能有效地扩散而导致封堵水砂效果不佳；或因注浆压力过大，导致二衬开裂而造成浆液外流。
参考文献：
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