发布时间：2023-07-02 09:43:32
序言：写作是分享个人见解和探索未知领域的桥梁，我们为您精选了8篇的固井施工流程样本，期待这些样本能够为您提供丰富的参考和启发，请尽情阅读。
摘 要 随着我国市场经济水平以及油田企业的高速发展，企业对于精细化成本的管理模式要求也越来越高了。管理模式之所以采用精细化成本的方法是因为该方法是主要以经济利益为核心，明确优化成本的结构以及资金的投资方向，这样既可以控制成本，又能有效地促进油田企业的经济管理模式，从而可以提升我国油田企业文化的基础建设，更能调动工作人员的积极性。本文主要阐述了关于油田企业中的精细化管理模式的应用分析。
关键词 精细化成本 应用分析 管理模式 油田企业
1.前言
为了能够提高油田企业的经济效益，实现油田企业从投资到生产的整个过程中的成本控制，油田企业主要根据了油田固井的作业业务和流程特点，建立了比较完善的成本管理系统。该管理系统就是精细化成本的管理系统，精细化管理的内容就是要更新目前油田企业的成本管理中不执行或者没有落到实处的规定。精细化的管理系统可以通过评估一系列的固井作业的增值性以及有效性，来提高固井作业的工作效率、增加油田生产的价值、减少油田能源的消耗。但是想要解决这些问题就必须要针对各种成本的要素进行全体成员的成本意识、科学的筹划以及建立成本控制的管理体系等方法，来实现成本管理的控制，使油田的经济效益最大化发展。
2.采取精细化成本管理的措施
只有深入开展全员成本的目标管理，才能做好精细化成本的管理体系。综合最近几年的财务平均数据，通过主要的因素分析法来分析精细化成本管理的主要体系。其中影响精细化成本的关键因素是人工成本以及原材料，人工成本可以直接影响到员工的工资以及福利费。除此之外，影响精细化成本的因素还可能有燃料、运费、折旧等等。因此，我们得知固井作业的成本主要是由车辆费以及原材料构成的，其中原材料还包括工具附件、添加剂以及水泥等，车辆费包括车辆的配件费用、修理费用以及燃料的费用等。综合以上的基本阐述，结合了我国油田企业的全员精细成本管理体系的指导意见，我们需要完善各个方面的工作。
2.1树立全员精细化成本的意识
油田企业不论要采取什么成本控制措施都需要全员去实施、操作、控制成本，油田企业的生产过程以及生产管理的每一个员工都是构成精细化成本的主要原因之一，更是控制精细化成本管理模式中重要的组成部分。所以，想要建立健全的油田企业的精细化成本管理模式首先就需要树立全体员工的精细化成本的管理模式，并且还需要实施全体成员的精细化成本管理。
2.2建立科学、合理的成本预算控制体系
建立科学、合理的成本预算控制体系，全面预算成本的管理思路，就需要按照“严格考核、强化分析、动态管理、精细化预算成本”的观念，进一步推行精细化成本的财务预算以及精细化成本的控制和运行的模式相互结合，工作量和价值量完全相互匹配的精细化预算成本的管理模式。然后还需要我们建立完善的预算制度，按时的召开投入资金的计划会，然后对各个部门的资金计划进行分析研究，并且及时的将实施的进度反馈到各个油田有关的部门，以便随时随刻掌握油田项目的成本费用以及施工的进度等。在支出每一项的油田施工中，都必须将成本做出精细化的管理，将成本的精细化管理落到实处，这样才能在落实中不断的完善、改进，从而提高合理、科学的经济效益。
2.3加强成本的控制力度
油田固井作业的主要成本是由原材料和车辆费用构成的。其中水泥添加剂是原材料中最主要的控制因素，需要在固井项目实施之前控制管理。前几年，在设计固井作业的施工管理时，工作人员只是注重固井质量的问题，对于固井施工时候需要投资的原材料没有考虑，这样就会导致油田固井作业成本的直线上升。在建立精细化成本的管理体系之后，工作人员在设计固井施工项目时候就需要平衡施工与投资的原材料比例，不仅注重固井作业的质量，还会注重成本的控制，这样就会使固井作业维持一个很好的水平。另外，在车辆费用的管理模式上，我们在以前重视运费问题的基础上又导入例如基地选址控制运距的措施。比如一些地区因为需要长途的施工，就将会导致施工设备的运输费用以及原材料的浪费。同时在长途施工的时候还存在着很大的安全隐患，对施工的管理是具有消极影响的。引入运距战略的成本控制之后，减少了很多不必要的设备调动，提高了施工设备的利用率，同时使油田施工的成本费用降到了最低。
2.4优化精细化成本的控制流程
优化精细化成本的控制流程，实现精细化成本控制的电子化，从而提高成本预算的时效性。首先应该将各个部门分散的信息集中到统一的信息平台上进行优化，各个成本部门也应该及时检查各自部门的成本目标执行的情况，确定好下一个施工阶段需要采取的方案。其次，需要建立资金投资与费用一体化的管理模式，减少成本的核算，尽可能的实施电子化操作。在油田施工的时候，要亲临现场进行检查，加快施工的进度。针对施工完成的项目，我们应该加紧组织部门赶紧办理结算手续，从而减少成本的混乱。
3.结语
根据以上的阐述表明，油田企业的精细化管理体系是一个动态的过程，而且整个管理的过程比较复杂，所以我们必须要有全体的员工以及油田企业的各个部门都要积极地参与到精细化管理的体系过程中来。只有强化精细化管理的体制，加强成本的考核以及有效的控制成本，并且还要严格、认真的按照成本计划进行施工，这样油田企业才能在市场经济上立于不败之地。也只有实行全过程、全方位、全体工作人员的精细化成本管理体系，油田企业才能真正的取得成效。
参考文献：
[1]张世明，戴涛，陈燕虎，胡慧芳.高非均质油藏高104-5区块剩余油分布数值模拟研究.中国力学学会学术大会'2005论文摘要集（下）.2005年.
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[3]曹系刚，罗世彦，刘雨春.关于油田企业精细化成本管理进行的实践与探索.全国煤炭企业精细化管理优秀论文集.2008年.
[4]白金虎；国有油田企业发展以及未来的发展方向研究――由太气发展模式引发的思考.对外经济贸易大学.2001年.
【关键词】大庆油田，钻井设备；钻井液；钻井新技术
1.钻井设备
1.1 提升系统设备
钻井提升设备是一套大功率的起重设备。主要由钻井绞车、游动系（钢丝绳、天车、游动滑车及大钩）、悬挂游动系统的井架及起升操作用的工具（如：吊钳、吊环、吊卡、卡瓦及上扣器等）组成。它的主要作用是起下钻、换钻头、均匀送钻、下套管及进行井下特殊作业等。
1.2 泥浆循环系统设备
泥浆循环系统设备主要由泥浆泵、地面高压循环管汇、水龙带、水龙头、钻柱、泥浆净化及调配设备等组成。它的主要作用是清洗井底、携带岩屑、在喷射钻井及井下动力钻具钻井顶部驱动钻井中，还起到传递动力的作用。
1.3 地面旋转钻进设备
地面旋转钻进设备主要由转盘、水龙头、方钻杆、钻杆、钻铤及钻头等组成。它的主要作用是不断地破碎岩石,加深井眼及处理井下的复杂情况等。
1.4 动力驱动设备
动力驱动设备属于钻机的动力机组,是驱动起升、旋转和循环等三大工作机组的动力设备。钻机用的动力设备主要是柴油机,其次是交流或直流电动机。
1.5 传动系统设备
传动系统设备属示钻机的传动机组。其主要作用是联结动力机与工作机组,并将动力传递到各工作机组。传动系统设备主要由减速箱、离合器、传动皮带轮、传动链轮及并车、倒车机构等组成。根据能量传递的方式不同,可分为机械、液压及液力传动。
1.6 控制系统设备
控制系统设备属于钻机的控制机组。控制的内容包括发动机的启动、停车、变速和并车等, 绞车、转盘、泥浆泵等工作机组的启动、停车、调速和换向等。控制的方式有机械、气动、液压和电力控制等, 随钻机的类型不同而异。控制系统的主要作用是远距离操作指挥和协调各机组正常工作。
1.7 钻机底座
钻机底座属于钻机的辅助机组,包括井架、钻台动力机、传动系统和泥浆泵等的底座。它主要用于安装钻机的各机组,是钻机不可缺少的组成部分。
1.8 辅助设备
辅助设备属于钻机的辅助机组,包括供气设备、供水设备、供电设备、钻鼠洞设备、防喷设备、防火设备、辅助起重设备及保温设备等。它是为整套钻机服务的,是钻机不可分割的部分。
2.钻井工艺技术及流程
钻井是一项复杂的系统工程，包括钻前工程、钻井工程和固井工程三个阶段，其主要施工工序一般包括：定井位、井场及道路勘测、基础施工、安装井架、搬家、安装设备、一次开钻、二次开钻、钻进、起钻、换钻头、下钻、中途测试、完井、电测、下套管、固井施工等。
2.1 钻井工程
一开钻进的工作内容及要求：
（1)进尺工作：是指井眼不断加深的工作，包括纯钻进、接单根、划眼、起下钻、循环钻井液等工序；（2)辅助工作，处理钻井液，检查保养设备等工作；（3)下表层套管，钻完表层后，按工程设计要求下表层套管；（4）注水泥固井，表层套管下完后，进行注水泥固井作业，通过固井设备，注入到套管与地层的环形空间去，把套管和地层固结在一起；（5）候凝。
二开钻井，二开钻进是指从表层套管内下入小一级的钻头往下钻进的过程。根据地质设计和地下情况，可以一直钻进到完钻井深，然后下入油层套管完井。
（1）二开前的准备工作，安装井控设备，放喷管线，试压，组合钻具。钻水泥塞，磨阻流环式浮箍、浮鞋；洗井到开钻水平。二开钻进需要钻开地层、油层，在油气层中钻井要放喷、防漏、防塌、防斜等，预防井下复杂情况，保护好油气层。
（2)井口放喷器和配套的井控系统应符合钻井设计要求，压力等级应和地层压力匹配，放喷器芯子尺寸必须与井内钻具一致。
（3）井控设备的安装质量必须满足油气层安全钻进需要。
（4）钻具组合：钟摆钻具，钻头：PDC。
（5）钻进施工严格按照钻进设计执行，钻井参数主要包括：钻头类型及参数、钻井性能、钻进参数、水力参数；钻进参数主要包括：钻压、转速、排量、立管泵压；水力参数主要包括：上返速度、喷射速度、钻头压降、环空压耗、钻头水功率等。
（6）辅助工作：定点侧斜，处理钻井液，修理设备。
（7）钻进中应进行油气层压力监测工作，遇到钻速突然加快、防空、憋钻、跳钻、油气水显示等情况，应立即停钻循环观察，有外溢现象要关井观察。
（8）钻开油气层前，要提高钻井液密度至设计上限（加重泥浆）。
（9）钻开油气层要保护好油层，处理好钻井液，下钻速度要慢，防止压力激动导致井漏，上提钻柱不要过快，防止抽喷。
（10）钻开油气层要做好放喷演习，设专人观察溢流。
2.2 固井施工
（1）固井前准备
A.下套管就是为了使井内油气能够得到有效的开采，在钻完一口井后，用管线封隔地层并将油气层深处引导至地面的施工工程。
B.处理钻井液至固井要求。
（2）固井
固井就是向井内下入套管管柱，在套管柱与井壁的环形空间注入水泥浆进行封固，以在套管外壁和井壁之间形成坚固的水泥环，防止井壁垮塌；同时在套管内形成一个从地面至井下由钢管做成的油气通道的过程。
（3）常规注水泥方法工艺流程
循环洗井――停泵――卸循环接头――装水泥头――注隔离液――下胶塞入井――注水泥浆――上胶塞入井――注隔离液――碰压――试压――施工结束。
3.保护油气层的钻井工艺技术
钻开油气层钻井液不仅要满足安全、快速、优质、高效的钻井施工需要，而且要满足保护油气层的技术要求。通过多年的研究，可归纳以下几个方面：
（1）采取衡或欠平衡压力钻井。
（2）合理降低钻井液密度，满足不同压力油气层钻井。
（3）采用优质钻井液体系，降低钻井液中固相颗粒对油气层的损害。
（4）降低油气层裸眼浸泡时间。
[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{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
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关键词深井；固井工具；质量检测
在石油钻井过程中，固井施工作业是一关键工序，固井质量的好坏，将直接影响钻井成本和钻井周期，并影响后续的施工作业及油气井质量和开采寿命，进而影响到油气田的整体效益。深井固井工艺要求固井管串使用大量的工具附件，固井工具附件入井后需要在井下高温、高压、高含固相的流体冲蚀下工作，且入井后基本不能调换，这就要求其性能及作业方式必须满足施工要求。入井前的质量检测和质量监控，是最后一道工具附件质量控制程序，剔除不合格工具附件入井可确保固井施工作业中使用优质的固井工具和附件，从而减少固井工具故障及异常情况的发生，对提高固井质量有重要的意义。
1深井常用固井工具附件分类及检测管理现状
深井常用的固井工具附件可大致分为以下类：尾管悬挂器及尾管回接装置、分级注水泥器、套管用浮箍及浮鞋、套管扶正器、套管短节、固井水泥头及常规固井胶塞、套管外封隔器、常用井口工具（吊卡、循环接头、短钻杆等）。目前，国内大部分油田对上述工具附件到油田后的检测管理不重视，相关的探讨与研究较少，部分油田单位只对井口工具（吊卡、循环接头、短钻杆等）进行定期或不定期的探伤检测，其他入井固井工具附件只是简单地进行外观检查，现场丈量尺寸、对扣等，并核实其是否存在出厂合格证[1-2]。大多未按照相关标准要求进行入井前的检测检验工作，由于出厂工具附件存在一定的质量不合格几率，加之长途运输等原因可能造成部分工具附件局部性能失效。如果现场不严格检测把关，不能查出部分已不能满足固井工艺要求的固井工具附件，就存在较大的固井工具故障和异常的风险，也可能影响油井质量和开采寿命。
2塔河油田深井常用固井工具附件检测执行概况
塔河油田为国内率先引进具有国家认可的检测机构在油田设立固井工具附件检测站，对入井前的固井工具附件进行全面检测。目前塔河油田根据工具生产厂家和作业现场的检测手段及条件的不同，将工具、附件检测级别分为两类：一类和二类。一类为工具、附件生产厂家必检项目，所有项目检测合格后方可出厂并能提供相关证明；二类为塔河油田检测项目，为工具、附件入井前的必检项目。
2.1工具、附件送检及现场验收流程
工具、附件送检及现场验收流程：样品领取编写工具附件号码性能检测检测结果判定出具检测报告现场入井前核实检测报告与实物是否相符。
2.2工具、附件检测质量特性分类
[2-5]2.2.1尾管悬挂器及尾管回接装置尾管悬挂器及尾管回接装置质量特性分类见表1和表2，其中A类中的套管螺纹紧密距，B类中的最小内径、中心管内通径、卡瓦表面硬度、送入工具上扣和卸扣扭矩，C类中的所有项目皆为二类检测项目。2.2.2分级注水泥器分级注水泥器质量特性分类见表3。其中A类中的螺纹紧密距、整体密封试验、挠性塞通过试验，B类和C类中的所有项目皆为二类检测项目。2.2.3其他工具附件（以下所有项目皆为二类检测项目）套管用浮箍、浮鞋质量特性分类为：A类，反向承压试验、浮箍正向承压试验、接头螺纹紧密距；B类，最大流动阻力试验、本体内径、本体硬度、最小过水断面直径；C类，外径、随机文件、标识、接头螺纹保护、涂漆。弓形弹簧套管扶正器质量特性分类为：A类，起动力、下放力、永久变形、复位力；C类，标识。套管短节质量特性分类为：A类，静水压试验、接头螺纹紧密距；B类，壁厚、本体外径、本体硬度、内径；C类，随机文件、标识、接头螺纹保护、涂漆。固井水泥头质量特性分类为：A类，工作压力试验、螺纹紧密距、无损探伤；B类，胶塞容腔长度、本体硬度、内径；C类，随机文件、标识、螺纹保护。常规固井胶塞质量特性分类为：A类，上胶塞密封试验；B类，主体直径、橡胶硬度、唇部直径、最大外径；C类，总长、表面外观、标识。套管外封隔器质量特性分类为：A类，整机性能试验、螺纹紧密距；B类，内径、管体壁厚、胶筒外径、管体外径、胶筒有效密封长度；C类，螺纹保护、表面外观、标识。吊卡质量特性分类为：A类，最大载荷试验、无损检测；B类，吊卡孔径、承载区表面硬度；C类，标识、防锈处理、锁紧机构功能检查。循环接头质量特性分类为：A类，工作压力试验、无损检测、螺纹紧密距；B类，循环孔径、本体硬度；C类，标识、螺纹保护、顶盖厚度。短钻杆质量特性分类为：A类，无损检测、螺纹紧密距；B类，硬度、接头外径、内螺纹台肩面宽度、管体壁厚、接头内径；C类，标识、随机文件、螺纹保护。
2.3工具附件检测结果判定、表述与管理
1）工具附件检测结果判定：质量特性为A类的所有参数中，如有1个或1个以上参数不合格，则判该工具附件为A类不合格；B类的所有参数中，如有1个或1个以上的参数不合格，则判该工具附件为B类不合格；C类参数不做检验结果判定。2）工具附件检测结果有三种表述：该工具附件为合格、A类不合格、B类不合格。A类B类C类参照套管螺纹紧密距本体硬度、本体内径最大外径、标识、随机文件插头密封段长度、插头密封段直径表3）工具附件检测结果管理：评价为A类不合格的工具、附件严禁入井；评价为B类不合格的工具、附件可以经相关方商讨后确定是否入井。
3塔河油田固井工具附件检测情况及推进检测管理的建议
3.1固井工具附件检测现状
目前，塔河油田对固井工具附件的检测管理按照入井检测和定期检测进行统计。入井检测包括尾管悬挂器、尾管回接装置、浮箍、浮鞋、分级注水泥器、套管定位短节、套管变扣短节等产品，近5年的入井检测情况见表4。表4数据显示，通过对工具附件进行入井前的检测，能有效地检测出部分不合格产品。其中入井工具附件近5年内检测出的A类不合格产品为269件，B类不合格产品为1198件，通过禁止A类不合格产品和部分B类不合格产品入井使用，有效地降低了固井工具附件故障及异常率。入井工具检测不合格产品主要有浮箍、浮鞋、分级注水泥器、套管定位短节、套管变扣短节。其中浮箍、浮鞋不合格原因多为试压不达标，其次便是螺纹紧密距超差。分级注水泥器不合格原因多为本体上循环小孔密封不严，试压渗漏。套管定位短节及套管变扣短节不合格因素主要有两个方面：一是套管接箍不合格，使用的接箍过于老旧或是接箍不圆有明显压扁的迹象；二是套管管具车扣螺纹超标，导致套管试压密封性不佳[6-7]。定期检测包括套管吊卡、吊钳、固井水泥头、循环接头、短钻杆等工具，近5年定期检测情况见表5。表5数据显示，通过对配合工具附件使用前进行检测，能有效地检测出部分不合格产品。其中近5年内检测出的A类不合格产品为210件，B类不合格产品为730件，通过禁止A类不合格产品和部分B类不合格产品的使用，有效地减少了固井施工期间井口异常情况的发生，确保了安全生产。定期检测工具由于长时间的使用，会造成一定的磨损，其检测不合格的主要原因：一是由于工具的长期使用，导致螺纹损伤过于严重，螺纹紧密距严重超差；二是工件试压不同部位的渗漏。据统计，塔河油田在引进检测前的固井工具异常率（异常率=异常问题数/施工井数×100%）每年均在10%左右。固井工具附件进行入井前的地面检测后，可以有效地剔除A类不合格和部分B类不合格产品，2012-2016年塔河油田每年的固井工具异常率分别为4.5%、4.3%、3.5%、4.2%、3.8%，均能控制在5%以内，取得了较好的效果。
3.2标志、包装、运输与贮存管理建议
[2-5]1）在工具、附件的明显位置应做型号、钢级、螺纹代号、制造厂标或注册商标、生产日期等标识。2）工具、附件连接螺纹应涂防锈脂并戴螺纹保护器；外表面应涂防护油漆，易损部位印上“禁止打钳”的字样或图案；各种胶塞在包装箱内应予以固定，应不受挤压；在胶塞包装箱上应标注制造厂名、工具、附件名称及型号、规格、生产日期等；随机文件装入塑料袋中，包括工具、附件检验合格证、工具、附件使用说明书、装箱单等。3）工具、附件应放在清洁、干燥、通风的库房中保管，严禁接触油、酸碱等腐蚀性物质。橡胶件应贮存在环境温度-15～40℃的场所，应避免阳光直接照射，时间应不超过24个月。运输过程中应防止摔、碰、挤、压等机械性损伤。
3.3项目驻厂监督抽检
油田使用单位可根据要求派遣技术人员驻厂，对检测实验进行现场旁站，完成一类检测类别的全程监控工作。对于常用工具、附件检测项目中存在破坏性试验要求的，油田使用单位可尝试按照0.5%的比例原则进行抽样检测，生产厂家需要按照更高的比例进行抽检。
4结论与建议
Abstract: For the geologic feature and the leakage, gas breakthrough and other technical difficulties ofcementing, we developed the research in mechanism of the leakage, gas breakthrough, found the main factors which effecting the quality ofcementing; at the same time, we improve the technology and measures ofcementing in Nindong oil field and laid a theoretical foundation for the promotion and application for the site, throughout combined with the cementing process to analyze the major study theoretically.
关键词: 宁东油田;漏失;气窜;固井工艺
Key words: Nindong oil field;leakage;gas breakthrough;the technology of cementing
中图分类号:TE3文献标识码:A文章编号:1006-4311(2010)25-0239-02
0引言
宁东油田位于鄂尔多斯盆地西缘复杂冲断带马家滩断褶带和天环凹陷连接处,属于低压、低渗透油田,其主要开发特点:①滚动开发,即先打探井,后打开发井,边打边研究布井方案。②油层特点是低渗透油藏,油层存在油水同层和油层底水现象,部分井原油伴生气严重。③地层存在裂缝,钻井过程中漏失严重,经过堵漏后,部分井在固井前仍存在渗漏现象。固井封长和质量受漏失的影响比较严重。这些都给固井工作带来了较多的困难。
1固井主要技术难点
地层、地质结构复杂,断层较多,易发生漏失;
部分井含有原油伴生气,水泥浆在候凝过程中易发生气窜;
地层岩性不稳定,井眼条件差,受钻井液冲蚀严重,部分为丛式斜井,井眼不规则,套管居中度差,顶替效率低;
一次固井作业水泥浆封固段较长 ,施工压力高,不宜达到紊流顶替排量;
油层段多,埋藏深度深,主力油层分布在700多米长井段,受温度和压力的影响大,同一种水泥浆很难满足各层的封固要求。
2固井主要工艺研究
2.1 防漏工艺技术
2.1.1 降低井底静液柱压力宁东油田地质、地层结构复杂,断层较多,在钻井过程中漏失情况较多,通过实践分析对比,对现场施工情况及设计进行反推,确定此区块最大承压能力当量密度为1.45 g/cm3,工程设计中水泥浆返高要求达到封固住洛河水层以上。因此,降低井底静液柱压力只能降低水泥浆比重着手,通过大量室内试验和现场实践确定尾浆采用比重为1.75的水泥浆能够保证封固的质量和水泥石强度。
2.1.2 降低环空流体摩阻通过对固井替浆过程的分析,在尾浆出套管前,环空静液柱压力由泥浆、隔离液和低密度水泥浆静液压力组成,远远低于破裂压力,此前尽可能采用大排量替浆,保证隔离液通过目的层时达到紊流,提高冲刷井壁上的虚泥皮的效果;而在尾浆出套管时降低排量,根据尾浆稠化时间尽可能降低替浆排量(5-10l/s),以此降低环空流动摩阻,同时尾浆出套管后以塞流的流型顶替到位。
通过调整水泥浆的流变性降低水泥浆的流动阻力。
2.2 环空窜流及控制技术油气井注水泥后,环空窜流在两种情况下可能产生。①由于地层环空液柱压力与地层压力不平衡关系的变化,使地层中的流体进入环形空间,产生纵向流动而发生环空窜流;②由于顶替效率低,环空中存有泥浆带而产生流体通道,从而发生环空窜流。地层中最活跃的是气体,气体的粘度比地层水的粘度低80-100倍,发生窜流的可能性最大,宁东油田就属这类情况。
2.3 固井顶替效率有效的驱替泥浆,提高注水泥的顶替效率是防止钻井液窜槽,保证水泥胶结质量和水泥封固效果的前提。顶替效率是固井施工过程中较难控制的因素,通过国内外研究发现影响注水泥顶替效率因素主要有如下六种因素: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;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。
2.3.1 套管在井内的居中度套管偏心引起环形空间间隙的不对称变化,液体的流速,流量,及流态在不同间隙中将发生变化,从而影响顶替质量,宽间隙范围内的水泥浆达到了紊流,而窄间隙范围内的水泥浆却有可能做层流流动,液体流动的不均匀性,给注水泥作业带来以下问题:
在现场,一般用扶正器来减少套管的偏心程度,提高顶替效率。如果扶正器失效和加放位置不当,都不能保证套管居中。斜井中套管在自重作用下贴在下井壁形成许多切点,在切点处易滞留泥浆。如何保证套管居中,从两个方面考虑。
首先是扶正器的强度,扶位力要大于套管侧压力。其次扶正器的加放位置要正确有效,这两点对套管居中相当重要。现场上一般在油层段每3根套管加放一只扶正器,油层段上部每10根加一只,井口加2只刚性扶正器,保证套管居中。
2.3.2 液体在环空间的流动状态液体的紊流状态和均匀的流速剖面,能保证水泥浆均匀顶替钻井液的效果。水泥浆的紊流程度越高,这种作用越明显。
2.3.3 紊流时液体流过封隔层位所接触的时间紊流时液体流过封隔层位所接触的时间越长,对封隔层井壁和套管外壁冲刷效果越好,顶替效率就越高。
2.3.4 钻井液的阻力和水泥浆的动力是决定两相液体顶替效果的基本因素阻力:钻井液的流动性能,环形空间的几何尺寸,特征以及近壁层的厚度。近壁层厚度愈大,滞留在边壁的钻井液会多,钻井液的窜槽愈严重。动力:水泥浆与钻井液流动的压力梯度,水泥浆与钻井液交界面上速度差引起的牵引力以及密度差引起的浮力。
增大水泥浆动力,减少钻井液阻力,是保证两相液体流动的基本措施,而实现两相液体界面的均匀顶替则是提高水泥浆顶替效率所要解决的主要问题。
2.3.5 钻井液与水泥浆的流变性只有流动才能产生直接作用于井壁并清除胶凝泥浆,从力学的角度来看,要清除附着在井壁上的胶凝泥浆,必须要有一定的力,这个力主要是水泥浆的剪应力,即水泥浆顶替过程中的动力。所以水泥浆的剪应力要大于钻井液的胶凝强度,才能有效清除胶凝泥浆,降低泥浆粘切对于提高顶替效率非常重要;当水泥浆的剪应力与泥浆胶凝强度接近时,接触时间对清除泥饼至关重要;用前置液稀释泥浆,对提高顶替效率非常有益。
根据宁东油田的实际情况,在井下条件确定的情况下,影响顶替效率的决定性因素是钻井液与水泥浆的流变性能,水泥浆有效驱替钻井液的根本在于其在流动过程中产生的剪切应力的大小。从流动计算的相关公式可以知道,液体在紊流时产生的剪切应力最大,但同样大小的剪切应力也可以通过增加流体的塑性粘度和屈服值获得。而从现场固井的实际出发,紊流顶替技术的应用是有一定的局限性,只有从提高水泥浆的塑性粘度及屈服值来达到更好的顶替效率。
2.4 固井水泥浆流变性的设计在宁东油田的实际施工中,达到紊流顶替的可能性较小。①由于固井要求封固段长,在现场施工过程中压力大,紊流顶替容易引起压力激荡,固井过程中易发生井漏、蹩泵,造成固井施工的失败,所以,现场顶替速率低,达不到水泥浆紊流所要求的临界速度;②注水泥设备满足不了快速注水泥的要求;综合上述两方面的原因,在室内设计水泥浆的流变性时,是基于水泥浆在固井中以层流顶替为主。对现场所使用的钻井液体系进行定性分析,主要是测定了塑性粘度及屈服值。数据见表1。
从现场钻井液取样分析可以看出,现场所使用的钻井液体系其屈服值基本在5-9Pa之间,塑性粘度在10-18之间。所以依据钻井液性能及现场固井设备情况,设计固井水泥浆体系顶替以层流顶替为主。固井用水泥浆塑性粘度一般设计为140―200cp,屈服值一般设计为12―30Pa,其水泥浆体系在室内配制出来的初始稠度应达到15―20Bc。
宁东油田常规井井身结构(见表2):
根据宁东油田井深及井身结构,对水泥浆体系进行了现场施工摩擦阻力及壁面剪切应力计算,表3为几口井的计算结果:
从上述数据中,壁面剪切应力远大于钻井液屈服值,虽然难以确定实际的钻井液胶凝强度,但可以初步判断,在固井前充分循环钻井液以及采用相应的技术措施,钻井液胶凝强度应介于屈服值和壁面剪切应力之间。所以,在顶替过程中,水泥浆进行层流顶替,完全可以清除泥浆。
2.5 目的层段水泥浆体系针对宁东油田固井的具体情况和特殊要求,优选了能够控制水泥浆稠化时间、过渡时间、滤失量、稳定性、流变性、胶结强度、防窜能力等性能的多功能复合GSJ+GCA防窜低失水水泥浆体系。
添加剂对水泥浆性能控制能力受其加量、试验条件、水泥品牌、配浆水质等因素影响。通过调研,采用GSJ+GCA固井水泥添加剂进行细致的室内化验和多次现场应用基本克服了水泥品种、配浆水质的影响,并且在加量在一定范围内水泥浆体系的稠化时间、抗压强度、流变性对试验条件的影响并不敏感,保证了其实用性和现场的适应能力,便于现场操作和应用。
3结论
①合理的施工参数及技术措施,是固井质量的保证,固井质量的好坏,是技术措施、施工质量以及水泥浆配方的综合表现,应首先保证施工质量,才能保证固井质量。②采用有效的防漏措施是保证宁东油田固井质量的基础。③通过防窜机理研究,对提高宁东油田的固井质量起到了指导性的作用。
参考文献:
【关键词】 挖潜增效； 单井成本； 钻井单井成本预算管理信息系统； 单井成本闭环精细管理模式
一、公司简介
黄河钻井总公司是集钻井生产、后勤保障服务于一体的集团化石油、天然气钻探公司，现有职工9 224人，下设4个钻井公司和8个后勤保障服务单位。现拥有2 000—7 000米电动、机械驱动钻机85台（套），作业区域分布在胜利油区，以及陕北、内蒙、甘肃、宁夏、新疆、青海和沙特、伊朗、科威特、土库曼斯坦、墨西哥等国内外市场。2011年钻井进尺245万米，经营收入51.73亿元，创出了近年来最佳年度经营效果，圆满完成了管理局下达的经营承包任务。
二、单井成本管理存在的主要困难和问题
（一）原材料的价格逐年上涨，预算压力大
由于近几年井队使用材料价格的不断上涨，相应的井队运输费、技术服务费与水电费也都在逐年上涨，例如本年一季度套管价格与上年同期相比平均价上调350元/吨，柴油价格与上年同期相比平均价上调410元/吨，石粉材料价格与上年同期相比平均价上调50元/吨等，受年初预算模式的局限性，单井材料成本预算更新滞后，造成单井成本预算的压力增大。
（二）未形成系统完善的成本消耗标准体系
2008年，黄河钻井试推行“钻井单井成本预算管理信息系统”，各钻井公司库房已经建立起了完善的单井成本体系，确保所发出的料都准确进入单井成本中，对于井队而言，油料记录已经形成专本专用，准确核实供油数量，记录及时定期检查的标准体系。一些送井材料，井队干部及相应的大班都已经核实了数量，对于在钻井公司基地内工作的成本员当天并没有得到送料的信息，即使得到的信息也不完善，料单的详细信息须在下个交接班才能带回来。正常系统要求当天发生的料计入当天的成本，这样就失去了录入系统的准确性。
（三）井队精细管理工作还不平衡
根据对单井成本的数据统计发现，在单井施工中，不同井队在同一区块施工用料差异也很大，例如井深 2 600米的井二开时有的井队仅领用1只PDC钻头就能完钻，有的井队用1只钢齿牙轮、1只PDC和1只镶齿牙轮才能完钻，单井成本的控制管理不够平衡。对于常规井来说，消耗1只钢齿与一只镶齿牙轮钻头的成本就在3万元左右，换钻头所用的起下钻总时间为15小时，这仅仅是一口井，一支井队年平均施工15口井，若采用三种钻头，单井仅钻头就直接多支出45万元，换钻头起下钻时间多用225小时，黄河钻井国内市场共有78支井队，若有10支井队仅领用1只PDC钻头不用其他钻头即可完钻，1年则可节省开支450万，缩短相应钻井周期2 250小时。
三、强化单井成本闭环精细管理模式，全面提升成本管控水平
（一）强化预算目标制定，算好“总账”
预算编制是进行成本有效控制及体现经济效益的强有力手段。黄河钻井坚持以全员成本目标管理为切入点，采用零基预算核算方法，按照先业务预算，后财务预算，业务量与价值量相匹配的原则，制定下发了《2012年黄河钻井总公司挖潜增效实施方案》，明确提出4个钻井公司材料、燃料费占全年挖潜增效费用65.1%的控制目标。我们严格落实“保效益，强管理，控风险，促发展”的财务管理工作主线，把握“经营一元钱，节约一分钱”的成本管理控制理念，通过“钻井单井成本预算管理信息系统”工程成本预算查找，把单井材料及燃料成本费用归集为钻头、泥浆、重晶石粉、固井水泥、柴油及其他材料6大类，把挖潜指标分解到4个钻井公司，由各单位根据“钻井单井成本预算管理信息系统”，通过“钻井单井预算-业务处理-工程成本预算-成本预算录入”管理流程，对所管辖的井队单井成本进行精确预算。
（二）开展成本控制分析，做细“分账”
通过“钻井单井成本预算管理信息系统”单井成本费用的对比、分析发现，造成6大类材料存在消耗不平衡的原因主要有以下几个方面：一是钻头的使用，存在对区域地质结构认识不充分、钻头选型不对、钻进参数使用不合理等问题，致使钻井周期增加，单井成本费用增加；二是泥浆的使用，存在区域地层泥浆体系不均衡、泥浆药品性价比不高，泥浆成本消耗超指标；三是重晶石粉的使用，存在使用量管理不严、加重方式不科学、重复使用率低；四是由于选用的钻井工具不合理，引起的井身轨迹不规则、井眼扩大率大，导致固井水泥的使用量增加，成本费用增加；五是由于钻机的型号更新，大型钻机数量增加，相应的大功率设备增多，深井口数增加，钻井周期长，致使柴油消耗量增大；六是其他材料存在利用率低、使用时间短、不能循环使用或超计划用料等问题。
根据以上问题，黄河钻井总公司通过“钻井单井成本预算管理信息系统”下“工程结算审核”功能对材料的使用情况制定了相应的措施：一是大力开展区域钻头优选工作，扩大高效PDC钻头的推广应用，提高机械钻速，缩短钻井周期，降低单井成本；二是加大泥浆药品的抽查力度，优选性价比高的泥浆药品，积极研究应用分区域、分井型新型钻井液体系，加强泥浆回收及再利用，减少泥浆材料用量；三是石粉管理从上报计划到实际使用严格按标准执行，减少库存数量；四是加强技术监督，选用区域钻井模式，减少复杂情况及事故的发生，完善井身轨迹，控制井径扩大率，减少固井水泥使用量；五是增加网电钻机使用，优化区域钻机结构，减少钻机与井深不匹配现象，减少柴油用量；六是加大一般材料利用率，积极开展“修旧利废”，对各类材料进行回收、修复再利用，大力开展“合理化建议”、“QC”等活动，充分发挥职工创新创效主观能动性，推动全员挖潜。
（三）强化成本过程控制管理，算清“明账”
在对策执行过程中，只有强化过程控制管理才能降低损耗、减少浪费，最大限度地控制单井成本上升。我们以黄河钻井下属的某钻井公司的年度挖潜目标为“钻井单井成本预算管理信息系统”实施对象，演示成本过程控制管理的全过程。
1.优选钻头：钻头在井下的钻进速度直接影响整个单井的钻井周期，优选合适的钻头是缩短钻井周期的重要手段。我们对推行“钻井单井成本预算管理信息系统”以来的钻头使用信息资料进行统计，总结筛选出了不同地区、不同井型的钻头使用情况，建立了区域钻头成本查询程序，每个井队根据井号，可以快速查到附近完工井钻头成本使用状况，能够清楚了解到什么钻头适应该区块，且钻速快、最经济，通过优选钻头降低成本，提高效益。例如：使用高效能PDC钻头。由“钻井单井成本预算管理信息系统”中统计出的2011年高效PDC钻头表，根据利675井、利674井和阳38井等高效PDC钻头的使用情况，完善高效PDC钻头库的规模和数量，这样可以充分对比效果，划分出施工区域，所统计出的钻头都达到了当年钻头成本的最优化（如表1）。
2.优化参数：每个班组的生产指令上详细记录什么样的钻头使用什么样的钻压、泵压以及钻进转速，通过指重表记录仪查看参数的执行情况以及每个“单根”钻进时间，并以此作为考核班组的重要依据，确保各项参数在执行过程中达到最优化。
3.使用常规钻具：由井队工程师按照规定监督每次钻铤的下井数量，合适的钻铤数量有利于井底加大钻压，提高机械钻速。根据井身轨迹特点和靶区半径的大小，优化常规钻具组合，在永1、富112等区块都使用常规钻具组合，下部地层的钻进速度有提高。
4.引进新工具：针对探井、深井、定向井日益增多的实际，井队通过技术科的帮助，坚持以技术创新为突破，在思想认识上大胆创新、在工具选择上大胆摸索（如使用自击震荡式接头、水力旋流器、水力加压器等）、在工艺流程上大胆实践。在营11-更斜93井、营11-更斜95井，使用新型4刀翼PDC钻头，钻井进尺 3 200米，平均机械钻速高达13.69米/小时，大大超出该地区单只PDC钻头平均进尺和机械钻速。
5.优选泥浆体系：一是根据“钻井单井成本预算管理信息系统”中对区域泥浆成本的统计，优选适合地层的钻井液体系，能减少卡钻和复杂情况的发生，提高电测成功率，如掉块严重的地区采用聚磺钻井液体系，能提高钻井液的抑制性，解决井壁稳定问题；二是由井队泥浆组长对其他井的优质泥浆回收并再利用，可降低本井的单井成本。
6.控制重晶石粉用量：一是由包井干部根据单井的预算，按计划严格控制用量，减少现场库存；二是由班组副司钻加强过程管理，根据井深、泥浆性能科学统计出重晶石粉每次的使用量，合理使用。
7.加强技术指导：对辛162、营11油区高难度井，老油区绕障防碰、口井防斜打直、井身轨迹控制和复合钻井等重点区块及施工难题，公司派驻技术人员长期驻井进行技术指导，有效控制了井身轨迹及井眼扩大率，降低了固井水泥的使用量。
8.控制柴油用量：一是通过“钻井单井成本预算管理信息系统”加大了对钻机的柴油用量考核；二是网电钻机增加1台，进尺增加8 813米，加强了节能发电机的使用。柴油一季度万米消耗比上年平均水平减少19吨。
9.加强一般材料管理：一是由队长严格按计划指标控制领料；二是包井干部根据班组每天的施工情况，预算全员节点的用料数量，并对班组使用一般材料的数量进行工时的考核，建立了严格的奖惩制度，确保责任到人，分工负责；三是减少现场库存数量，如：对剩余套管及时回收，加强“修旧利废”，如：5.5kW的单管液下泵，只要电机不损坏，2台不能使用的泵，经过井队自己维修就能组装出一台可以使用的，降低了单井成本3 500元。
10.加快成本数据收集：某钻井公司给每个井队配备了笔记本电脑、无线上网卡，由井队工程师对当天领用材料进行整理，并传送给成本员录入系统，确保了“钻井单井成本预算管理信息系统”成本管理的时效性、准确性。
（四）对标预期考核目标，兑现“总账”
通过“钻井单井成本预算管理信息系统”使用及井队对单井的精细化管理，提高了钻井速度，缩短了钻井周期。其中通过单井系统的管理，得出部分区块机械钻速情况已完成目标（如表2）。
对钻头及参数的优化选择，已完成一季度缩短钻井周期的目标（如表3）。
2012年一季度某钻井公司挖潜增效完成情况如 图1。
由图1可以看出，钻头、重晶石粉、固井水泥、柴油都超额完成年度挖潜增效的季度任务，达到了季度预期目标，其他材料还需再继续挖潜增效。仅泥浆材料成本未达到目标，其原因有四：一是油田探井、重点井用极压剂顶替原油增加费用253万元；二是年度平均井深比上年同期多68米，所需泥浆总量增幅较大；三是深井、探井消耗相对较高，造成泥浆成本上升，如盐226井、桩古21—斜9井、永89—斜2侧平1、樊154—平4、莱78—斜2井等；四是特殊区块如营11区块、辛162区块施工的7口井，平均井深3 365米，施工难度大，造成泥浆成本上升。某钻井公司计划下步在使用剂替代原油方面寻求更加合理的使用模式，在保障安全施工的前提下，减少泥浆药品用量。
四、下步措施及打算
（一）持续强化单井成本控制管理
一是继续加强“单井预算管理信息系统”对井队月度考核制度。从地区、井型、井深、材料支出等方面评比，只有进一步精细经营管理，才能不断提高公司单井成本控制的工作质量。二是帮助井队搞好单井分析。继续实施“43234”闭环成本分析模式（4——四级单位井队，3——三级单位钻井公司，2——二级单位总公司），井队的单井成本分析上交钻井公司；钻井公司每个月按井队可控部分、钻井公司井队部分、单井汇总经营等项目分析、汇总并上交总公司；总公司每个月定期召开单井分析会，对4个钻井公司的材料及燃料费用、服务费用、水电费及其他管理性费用的成本消耗进行分析、考核；多角度、多层面、全方位查找其中的不足，深挖细找提升效益的好办法，扩大各钻井公司先进交流的辐射面；通过钻井公司及时反馈回井队；井队把成本控制落实到岗位和生产经营的每个环节中。不断优化工作流程和提升工作质量，努力实现工作效益和经济效益的最大化，真正实现帮到位、帮出成效，把单井成本降到最低限度。
（二）持续推进钻井提速提效工程
一是牢固树立“把现有技术应用到极致”的理念，推广“311”优快钻井体系即“一区块一模式、一口井一方案、一环节一对策”，建立《区域钻井分类数据库》，配套集成“一趟钻技术”、“高压喷射钻井技术”、“震动固井技术”14套最佳配套技术方案，不断提高科学打井水平。二是推广应用区域钻井液配套技术，降低单井成本。优选钻井液类型，优化钻井液性能，减少井下复杂情况。同时优化固控设备配套，优选推广使用高效能振动筛、高速离心机等固控设施，提高钻井液固相控制能力，保证钻井液处理效果。
（三）持续开展降本减费活动
关键词：水泥浆 固井 强度
1 前言
随着油田开发的逐步深入，老油区块由于经受长期的注采不平衡，导致整个地层压力体系发生变化，局部压力亏空，形成低压、易漏层位。另外，一些井由于本身地层情况，承压能力极低，还有，由于对保护油井套管的角度出发，一些深井的水泥返深要求达到技套内，封固段一般都超过2200米，传统的固井技术己经很难满足要求。为此，针对低压、易漏、长封段井情况，以紧密堆集理论为指导，研究出一种能满足低压、易漏、长封固段井及各种井况的低密、高强水泥浆体系。
2 体系机理
该泥浆体系是一种以增强剂PZW为核心的低密高强度矿渣浆技术，它是通过对胶凝材料宏观力学与微观力学的研究并结合超细颗粒和粉未技术而形成的一项新的技术。它通过对胶凝材料颗粒间化学键力与范德华力的研究，建立了范德华力与颗粒中心间距的关系而提出了紧密堆积理论。紧密堆积理论以颗粒级配技术为依托，而PZW是具有合理颗粒直径分布（优选2种以上不同直径的颗粒）、富含硅质胶凝材料组成，可以有效形成物料颗粒级配和紧密堆积，其中的水化活性材料，还可以发生自身的凝硬性反应，并与矿渣中的活性物料发生胶凝反应，配合减轻剂漂珠，形成矿渣、漂珠、增强剂为主要组成物质的、具有合理颗粒分布的低密度高强矿渣浆体系完全能够克服普通低密度水泥浆的缺陷，减少矿渣浆游离液、失水量及矿渣古的收缩，缩短候凝时间，并提高矿渣石的抗压强度和均匀性，抗腐蚀和防气窜能力，并不使用温度和环境水质的限制；增强剂与矿渣一起使用，配制出密度1.20g/cm3受-1.45g/cm3的高性能低密度矿渣浆，其性能可与正常密度矿渣浆相媲美。增强剂PZW表观性状为灰色固体粉未，密度为2.80g/cm3，比表面积为8000-12000，适用温度范围为20-200 ℃（BHCT）。
3综合性能
以增强剂PZW为核心的低密高强矿渣浆体系，与常规矿渣浆相比，大大减小了矿渣浆游离液、失水量，从而具有较低的失水，同时大大降低了水泥石的收缩，提高了矿渣石的均匀性，缩短候凝时间，从而大大提高了矿渣石的抗压强度、抗腐蚀和防气窜能力，而且该水泥浆体系不受使用温度和环境水质的限制，具有更强的适应性。增强剂与矿渣一起使用，可配制出密度为1.2～1.35g/cm3的低密度高强度矿渣浆，其较高的抗压强度及较低的失水可满足不同井的固井施工要求。
4 现场应用实例
以LNXI7-14井为例。
4.1、基础数据：完钻井深：1530米，，套管下深：1526.99米；泥浆性能：密度1.14g/cm3、粘度49秒、失水5毫升、含砂0.3、切力1/3、PH值7.5；易漏失井段（即火成岩井段）1440-1460米、1465-1530米；该区块在火成岩井段的破裂压力19MPa，也就是说在火成岩井段只要泥浆密度超过1.24g/cm3就会发生井漏。
4.2、要求水泥返至600米，实际返至509.03米，按实际返高复算施工结束时火成岩底界即井底1530米处的当量泥浆密度为1.21g/cm3 。该井的施工过程如下 ：
轻浆25 m3+药水前置液3 m3+1.30g/cm3的低密、高强矿渣浆26m3的矿渣浆+CMC液2 m3+泥浆14.4m3+ 2 m3清水碰压。
敞压候凝36小时，测声波变密度，检测固井质量。
质量情况：从声波变密度图看，该井声幅值≤15的优质封固井段占97%，其余井段均为中等封固；从变密度图看，优质封及中等封固占100%。
5 结论
5.1 据颗粒级配合和紧密堆集理研究开发的低密、高强矿渣浆配方，能够显著提高低密度矿渣浆的沉降稳定性体积稳定性，减少游离液含量，降低失水，减少矿渣石收缩，提高了矿渣石抗压强度，大幅提高矿渣石的综合性能。
[关键词]欠平衡钻井；录井技术；油气显示；影响
中图分类号：TE866 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2015）04-0223-01
引言
目前胜利油田在墨西哥EPC油区施工中全部采用充氮气欠平衡钻井技术，主要勘探灰岩裂缝中油气，总体看来应用现有的综合录井技术对发现油气显示有比较大的影响，但是通过出口钻井液、岩屑薄片鉴定、气体流量和火焰观察等综合因素考虑不难判断油气的显示。
1 欠平衡钻井工艺概况
1.1 基本原理及方式
欠平衡钻井技术是指在钻井过程中使钻井液的循环压力，低于地层的孔隙压力，允许地层流体进入井眼，并将其循环到地面并加以有效控制的一种钻井技术，又称负压钻井技术。
1.2 工艺特点
1.2.1 液相欠平衡钻井工艺特点欠平衡钻进过程中，从井筒内返出的混合物经过井口钻井四通、再经过节流管汇节流阀的降压控制，进入液气分离器将气相分离出来，被分离出的可燃气体通过燃烧管线排出井场并燃烧掉，液相进入撇油系统后将油与钻井液分离开，油进入储油罐，干净的钻井液被泵回循环系统。
1.2.2 气相欠平衡钻井包括干空气钻井、氮气钻井、氮气雾化的系列工艺特点钻井。充氮气钻井液钻井是在钻进的同时往钻井液中注氮气，是广泛应用的一种欠平衡钻井方法。
2 欠平衡钻井对录井的影响
从欠平衡钻井工艺原理及欠平衡钻井施工流程可看出，其对录井施工部分录井参数产生不同程度的影响，或者部分信息弱化、叠加和干扰，或者混淆（岩屑、气测）不能准确归位，有时部分信息根本无法采集到。
2.1 对岩屑录井的影响
首先，岩屑采集的问题。由于欠平衡钻井采用密闭循环体系，无法采用常规的振动筛实现分离液固相的方式来收集岩屑。
其次，岩屑的识别问题。由于钻井液密度较低，携砂能力差，返出的岩屑细小，代表性差，现场一般采用显微镜下观察描述、定名。
第三，岩屑归位问题。由于欠平衡钻井工艺流程的变化，岩屑是经过液固或气固分离器后才能排出循环系统，岩屑是某一层位的混合物，有时根本无法归位。
2.2 气测录井由于钻井工艺流程的变化，主要带来以下几方面的问题：
一是以泥浆脱气为主的气体采集没有了基础，如何在高压力下采集到有代表性的气体。
二是欠平衡钻井如果采用油基泥浆，气测采集分析的是经油气分离器分离之后的流体内的气体，背景值较高，对地层油气发现有影响。
三是在以液相作为钻井介质的欠平衡钻井中，流体呈间断返出，使得信息被混淆、叠加，同时因欠平衡钻井，对新地层油气层的发现造成困难。
2.3 地层压力录井
由于钻井介质发生变化，岩石破损机理跟常规钻井也有所不同，传统dc指数、sigma指数地层压力监测法已缺少相应的理论支持，需要重新认识与研究。
2.4 工程参数监测
由于欠平衡钻井工艺发生了变化，常规钻井条件下的部份工程事故预报的机理发生了变化，需要重新认识与研究（如因充氮时立压的忽高忽低、流量时有时无现象）。
2.5 钻井液录井
采用充氮气钻井，影响出口泥浆监测传感器，则减少了发现油气的几率。
3 充氮气钻井条件下的录井对策
3.1 捞取岩屑的装置和位置的改进
在EPC油区仍采取传统的捞取岩屑，从井底返出的携带岩屑的钻井介质经过液气分离器分离后，流经振动筛后捞取岩屑。这里的地层岩性比较单一，通过目前所实钻的井证明，通常出现大套、同一种岩性，容易识别和鉴定，EBANO 1077H井735-755米
所捞取的三套层位岩屑单从颜色上判断很明显。
3.2 对气测检测和显示层的判断
对液气分离器从泥浆中分离出的气体定期取样、分析，供地层气体解释时使用和参考，但是油气显示活跃时，所采集的气测值往往录井全烃值为100%，这样的数据对于气层的识别和评价意义不大。而在钻时相对变快、气测值明显升高、套压压力和立压波动较大、钻井液出口密度降低、粘度升高、体积增大、电导率降低的井应当是相应的地层中含气量较高。不同的地层其组分含量不一样，故充分利用定量荧光和地化录井技术，对油气勘探有重要的价值。
3.3 工程事故预报
除了常规钻井条件下的工程事故预报方法外，更要总结和加强欠平衡钻井条件下的工程事故预报，具体表现在：
（1）上提钻具阻力增大，下钻遇阻，有可能发生地层坍塌或井眼不规则。
（2）点火塔出口出现火焰，停止注气后，仍有气体排出并见火焰，则可能地层出气。
（3）火焰增高，并且伴有黑烟，则可能地层出油。
4 充氮气钻井条件下的油气显示判断与岩屑岩性鉴别
4.1 套压变化
在条件允许的情况下尽量安装套压传感器，套压对井筒内的含气压力时刻进行监测，井筒油气显示越活跃套压越高，即可判断井筒含气情况，还可对井控安全进行监测。
4.2 用薄片和显微镜鉴定岩屑岩性
EPC油区主要为海相地层，无疑，现场薄片鉴定对地质评价有很大的帮助，特别是
对目的层卡取和岩性结构在本地区帮助极大；在快速钻进时，磨薄片速度跟不上钻速，可采用显微镜下鉴定岩性，提高岩屑描述和识别的准确率。
4.3 出口密度、温度参数的应用
欠平衡钻井过程中钻遇气层时，钻井液出口密度必然降低，天然气从钻井液中大量
释放过程中带走热量，使出口钻井液温度下降。测量钻井液出口密度、温度参数的变化判断油气显示。
4.5 火焰观察
可通过火焰的高度和颜色直接判断地层的含油气状况外，也可粗略地判断原油性质，可提供有价值的信息。如图1，EBANO 1067H在钻至461.12米时发现活跃的油气显示，点火塔的火焰由原来的约5米增高至约8米，火焰颜色由原来的亮色变为棕红色，并伴有黑烟产生，此时可判断有油层的出现。
