鉆井固井新技術(shù)課件

鉆井院特色固井技術(shù)勝利石油工程有限公司鉆井工藝研究院二零一三年十二月鉆井院特色固井技術(shù)勝利石油工程有限公司鉆井工藝研究院二零一三目錄一、低密度水泥漿返井口保護(hù)套管固井技術(shù)二、塑性微膨脹水泥漿固井技術(shù)三、稠油熱采井抗高溫水泥漿固井技術(shù)四、膨脹懸掛器固完井技術(shù)目錄一、低密度水泥漿返井口保護(hù)套管固井技術(shù)問題的提出斷層活動(dòng)，營8斷塊有40%套損井

泥巖吸水膨脹和蠕動(dòng)，辛50斷塊35口井套損，其中25口井表現(xiàn)為套管縮徑地應(yīng)力集中導(dǎo)致出砂導(dǎo)致，永66斷塊34口套損井中出砂導(dǎo)致11口東辛套損深度及分布規(guī)律2007~2012年，東辛套損井302口，水泥漿返高以上（1500ｍ）為套損高發(fā)區(qū)，占77.5％，套損類型以破漏為主，占67.5％。由此可見，東辛油田淺部未固井段套管腐蝕嚴(yán)重。原因分析地質(zhì)原因套管設(shè)計(jì)不合理

腐蝕導(dǎo)致套管損壞作業(yè)施工對套管造成的硬傷害工程原因（一）低密度水泥漿返井口保護(hù)套管固井技術(shù)問題的提出斷層活動(dòng)，營8斷塊有40%套損井東辛套損深度及分常規(guī)密度水泥漿會(huì)壓漏地層；低密度水泥漿能有效減少漏失。漏失漏失常規(guī)密度1.9g/cm3低密度1.4g/cm3

目前3000m以上的井循環(huán)壓耗都較高，因此在固井后期如何降低頂替壓力，保證施工的安全性問題顯得尤為重要。相對于常規(guī)固井技術(shù)，低密度固井技術(shù)可以降低固井施工過程中的井底壓力，避免固井壓漏地層。（一）低密度水泥漿返井口保護(hù)套管固井技術(shù)解決何種問題常規(guī)密度水泥漿會(huì)壓漏地層；漏失漏失常規(guī)密度1.9g/cm3低低密度水泥漿泡沫低密度漂珠低密度實(shí)心低密度技術(shù)簡介（一）低密度水泥漿返井口保護(hù)套管固井技術(shù)低密度水泥漿固井示意圖低密度水泥漿泡沫低密度漂珠低密度實(shí)心低密度技術(shù)簡介（一）泡沫低密度水泥漿化學(xué)發(fā)氣型；導(dǎo)熱率：0.25-0.7W/M?℃；密度（井底密度1.50-1.55g/cm3

）；適用井深在2500m以內(nèi)。（一）低密度水泥漿返井口保護(hù)套管固井技術(shù)泡沫低密度水泥漿化學(xué)發(fā)氣型；（一）低密度水泥漿返井口保護(hù)套管漂珠低密度水泥漿水泥漿密度1.30-1.50g/cm3；48h抗壓強(qiáng)度大于14MPa；適用井深可達(dá)4000m。漂珠水泥增強(qiáng)材料1增強(qiáng)材料22002年，在東辛營11更24井上實(shí)現(xiàn)了3400米一次封固；2011年，在河口義80斜13井上實(shí)現(xiàn)了3495米一次封固；2012年，在東辛鹽22-斜20、21、33等井實(shí)現(xiàn)了3900米一次封固。（一）低密度水泥漿返井口保護(hù)套管固井技術(shù)漂珠低密度水泥漿水泥漿密度1.30-1.50g/cm3；漂實(shí)心低密度水泥漿液柱壓力大于20MPa時(shí)，泡沫水泥漿、漂珠低密度水泥漿會(huì)出現(xiàn)泡沫被壓縮、漂珠破裂或滲水現(xiàn)象，使?jié){體密度升高，易壓漏地層；實(shí)心低密度水泥體系不受井深限制，密度始終保持恒定，適用于高壓力地層及井深超過4000m的井。水泥漿密度1.20-1.40g/cm3；48h抗壓強(qiáng)度大于14MPa；實(shí)心減輕劑（一）低密度水泥漿返井口保護(hù)套管固井技術(shù)實(shí)心低密度水泥漿液柱壓力大于20MPa時(shí)，泡沫水泥漿、漂珠低應(yīng)用情況截止到2013年底，共完成低密度施工2000余井次；所有油水井在低密度保護(hù)段均未套損，有效延長了油水井使用壽命；有效解決易漏地層固井問題：如孤東墾東區(qū)塊；有效解決新投產(chǎn)井套管保護(hù)問題：如東辛萊1、營11高礦化度水腐蝕、純梁注水井。（一）低密度水泥漿返井口保護(hù)套管固井技術(shù)應(yīng)用情況截止到2013年底，共完成低密度施工2000余井次；存在多油水系統(tǒng)、多壓力系統(tǒng),壓裂后竄槽嚴(yán)重,如永3斷塊、梁38區(qū)塊、孤東油水夾層；老區(qū)常年注水開發(fā)，導(dǎo)致調(diào)整井井下壓力體系紊亂，固井射孔后很快竄槽，如東辛調(diào)整井、河50區(qū)塊。問題的提出（二）塑性微膨脹水泥漿體系存在多油水系統(tǒng)、多壓力系統(tǒng),壓裂后竄槽嚴(yán)重,如永3斷塊、梁3彈性材料—產(chǎn)生彈性形變，起到緩沖作用，提高水泥石抗沖擊性能；微膨脹材料—具有微膨脹效果，抵消水泥漿凝固體積收縮，提高第二界面膠結(jié)質(zhì)量；塑性增韌材料—增韌止裂作用，減少射孔壓裂時(shí)水泥環(huán)的破壞；該體系在勝利油田應(yīng)用420余口井。塑性水泥常規(guī)水泥纖維抗裂膨脹率較普通水泥提高1~3%技術(shù)簡介（二）塑性微膨脹水泥漿體系彈性材料—產(chǎn)生彈性形變，起到緩沖作用，提高水泥石抗沖擊性能；抗折強(qiáng)度實(shí)驗(yàn)結(jié)果普通水泥塑性水泥普通水泥塑性水泥塑性微膨脹水泥性能參數(shù)射孔實(shí)驗(yàn)結(jié)果（二）塑性微膨脹水泥漿體系抗折強(qiáng)度實(shí)驗(yàn)結(jié)果普通水泥塑性水泥普通水泥塑性水泥塑性微膨脹水常規(guī)加砂水泥經(jīng)300℃高溫，20MPa養(yǎng)護(hù)72小時(shí)后，抗壓強(qiáng)度僅3~4MPa；高溫?zé)釕?yīng)力導(dǎo)致水泥環(huán)產(chǎn)生破壞，層間封隔失效，造成井口冒油冒氣。問題的提出水泥環(huán)套管蒸汽沿套管-水泥石間隙上返示意圖常規(guī)加砂水泥300℃×21MPa×72h（三）稠油熱采井抗高溫水泥漿固井技術(shù)常規(guī)加砂水泥經(jīng)300℃高溫，20MPa養(yǎng)護(hù)72小時(shí)后，抗壓強(qiáng)常規(guī)加砂水泥鈣硅比約2.0，150℃其水化產(chǎn)物α-C2S將產(chǎn)生晶形轉(zhuǎn)變，出現(xiàn)“強(qiáng)度衰退”現(xiàn)象；抗高溫高強(qiáng)水泥鈣硅比約1.0，其水化主要產(chǎn)物硬硅鈣石接近800℃才會(huì)發(fā)生晶形轉(zhuǎn)變。技術(shù)原理（三）稠油熱采井抗高溫水泥漿固井技術(shù)常規(guī)加砂水泥鈣硅比約2.0，150℃其水化產(chǎn)物α-C2S將產(chǎn)流動(dòng)性好，初始稠度低，API失水在50mL以下，滿足現(xiàn)場施工要求。技術(shù)特點(diǎn)根據(jù)緊密堆積理論、顆粒級配原理，由低溫活性材料、抗高溫增強(qiáng)材料復(fù)配而成；水泥石強(qiáng)度衰減緩慢，具有良好的抗高溫強(qiáng)度衰退性能，保證后期高溫注蒸汽或高溫吞吐過程中水泥環(huán)的封隔效果；水泥石具有一定的微膨脹性，具有良好的界面膠結(jié)能力，保證了水泥環(huán)環(huán)空封隔效果，有利于提高固井質(zhì)量?；拘阅埽ㄈ┏碛蜔岵删垢邷厮酀{固井技術(shù)流動(dòng)性好，初始稠度低，API失水在50mL以下，滿足現(xiàn)場施工抗溫性能抗高溫水泥養(yǎng)護(hù)4輪次，水泥石抗壓強(qiáng)度≥20MPa?？垢邷厮喔邷卦u價(jià)實(shí)驗(yàn)（三）稠油熱采井抗高溫水泥漿固井技術(shù)抗溫性能抗高溫水泥養(yǎng)護(hù)4輪次，水泥石抗壓強(qiáng)度≥20MPa?？箍垢邷厮酀{累計(jì)應(yīng)用85井次，其中在濱南采油廠累計(jì)應(yīng)用35井次，新春采油廠12井次，純梁采油廠13井次，現(xiàn)河采油廠8井次，河口采油廠7井次。提高了稠油油藏固井質(zhì)量，固井質(zhì)量優(yōu)質(zhì)率達(dá)到96%。鄭365區(qū)塊部分熱采井開采情況現(xiàn)場應(yīng)用情況鄭365-平4井油層段固井質(zhì)量圖鄭365-平10井油層段固井質(zhì)量圖（三）稠油熱采井抗高溫水泥漿固井技術(shù)抗高溫水泥漿累計(jì)應(yīng)用85井次，其中在濱南采油廠累計(jì)應(yīng)用35井采用卡瓦坐掛，要求重疊段150～200m，以水泥漿密封重疊段，密封性能仍然較差，極易發(fā)生水力泄露?？ㄍ哐b置易造成懸掛失效；常規(guī)懸掛器內(nèi)徑較小，懸掛尾管尺寸受到限制；復(fù)雜地層、小間隙尾管固井質(zhì)量難以保證。尾管固井完井存在問題（四）膨脹懸掛器固完井技術(shù)采用卡瓦坐掛，要求重疊段150～200m，以水泥漿密封重疊段技術(shù)優(yōu)勢尾管頭密封，防止水竄。勝利油田側(cè)鉆井套管重疊段目前由150～200m減少為20～30m；優(yōu)化側(cè)鉆井窗口深度，減少裸眼井段長度，降低鉆井成本；內(nèi)徑大，可懸掛更大直徑套管；懸掛點(diǎn)穩(wěn)定，消除對上層套管造成的損傷；裸眼井段與套管內(nèi)完全隔離，候凝時(shí)降低水泥漿對地層的污染。膨脹懸掛示意圖壓縮的膠筒密封懸掛截面（四）膨脹懸掛器固完井技術(shù)技術(shù)優(yōu)勢尾管頭密封，防止水竄。勝利油田側(cè)鉆井套管重疊段目前由產(chǎn)品規(guī)格（四）膨脹懸掛器固完井技術(shù)產(chǎn)品規(guī)格（四）膨脹懸掛器固完井技術(shù)

形成系列膨脹懸掛器完井、修井及鉆井配套工藝技術(shù)，拓展懸掛器應(yīng)用領(lǐng)域，在探井、開發(fā)井、側(cè)鉆井及加深井中成功應(yīng)用200余口井，創(chuàng)造多項(xiàng)應(yīng)用紀(jì)錄及技術(shù)指標(biāo)。膨脹懸掛器解決了井下不同規(guī)格的技術(shù)套管和尾管之間的機(jī)械連接和密封問題，杜絕了尾管頭漏失現(xiàn)象。解決鉆井中輔助封隔高壓層、漏失層等復(fù)雜難題（中海油BB5井）；尾管頭密封，優(yōu)化側(cè)鉆井窗口深度，減少裸眼段長度；懸掛小套管修井和二次回接密封；懸掛更大尺寸直連型尾管，增大完井內(nèi)徑（濱674-平3）。現(xiàn)場應(yīng)用（四）膨脹懸掛器固完井技術(shù)形成系列膨脹懸掛器完井、修井及鉆井配套工藝技術(shù)，拓展Ф177.8mmХ139.7mm膨脹懸掛器Ф127mm無節(jié)箍尾管Ф114mm割縫篩管遇油遇水封隔器高壓層低壓層Ф244.5mmХ177.8mm膨脹懸掛器原井射孔井段鉆井輔助封堵：中海油BB5井四開：國內(nèi)首次膨脹懸掛器海上鉆井輔助封堵套管射孔井段及裸眼段低壓層。五開：防砂及對泥巖段提供支撐，簡化施工程序。（四）膨脹懸掛器固完井技術(shù)Ф177.8mmХ139.7mm膨脹懸掛器Ф127mm無節(jié)箍優(yōu)化井身結(jié)構(gòu)：濱674-平3井利用膨脹懸掛器大通徑的特點(diǎn)優(yōu)化井身結(jié)構(gòu)，增大完井井眼，解決了常規(guī)懸掛器內(nèi)徑小無法懸掛大尺寸尾管的瓶頸。技術(shù)難點(diǎn)：6″井眼鉆遇復(fù)雜地層時(shí)，無法下入技套封隔，采用常規(guī)的技術(shù)手段和井身結(jié)構(gòu)，后續(xù)鉆進(jìn)無法實(shí)施。（四）膨脹懸掛器固完井技術(shù)優(yōu)化井身結(jié)構(gòu)：濱674-平3井利用膨脹懸掛器大通徑的特點(diǎn)優(yōu)化優(yōu)化側(cè)鉆井窗口深度：梁8-5-側(cè)9井可避免鉆遇窗口附近高壓水層或漏失層，避開原井套管射孔井段或套漏影響，優(yōu)化側(cè)鉆井開窗點(diǎn)至套損段以下，采用膨脹懸掛器進(jìn)行尾管頭封隔，從而減少裸眼鉆井段長度。（四）膨脹懸掛器固完井技術(shù)優(yōu)化側(cè)鉆井窗口深度：梁8-5-側(cè)9井可避免鉆遇窗口附近高壓水回接密封膨脹密封鉆采工具不配套：渤頁平1-2井采用膨脹懸掛器懸掛Φ139.7mm套管解決鉆采工具不配套難題；同時(shí)也實(shí)現(xiàn)回接及密封，為尾管頭漏失嚴(yán)重的老井建立二次密封提供了新的補(bǔ)救思路。177.8mm套管內(nèi)懸掛114.3mm篩管完井，與Φ139.7mm套管配套的抗硫大四通及封隔器不配套，造成后期試油及投產(chǎn)作業(yè)短期內(nèi)無法實(shí)施。（四）膨脹懸掛器固完井技術(shù)回接密封膨脹密封鉆采工具不配套：渤頁平1-2井采用膨脹懸掛器水平井套損治理：埕南91-支平1井套損情況：主井眼采用無內(nèi)管免鉆塞濾砂篩管頂部注水泥工藝，分支井眼裸眼完井；A點(diǎn)附近發(fā)生套管縮徑及漏失；解決方法：采用膨脹懸掛器懸掛無節(jié)箍小套管加固。阻流環(huán)小套管膨脹懸掛器原井套管（四）膨脹懸掛器固完井技術(shù)水平井套損治理：埕南91-支平1井套損情況：主井眼采用無內(nèi)管敬請?zhí)岢鰧氋F意見謝謝！敬請?zhí)岢鰧氋F意見謝謝！鉆井院特色固井技術(shù)勝利石油工程有限公司鉆井工藝研究院二零一三年十二月鉆井院特色固井技術(shù)勝利石油工程有限公司鉆井工藝研究院二零一三目錄一、低密度水泥漿返井口保護(hù)套管固井技術(shù)二、塑性微膨脹水泥漿固井技術(shù)三、稠油熱采井抗高溫水泥漿固井技術(shù)四、膨脹懸掛器固完井技術(shù)目錄一、低密度水泥漿返井口保護(hù)套管固井技術(shù)問題的提出斷層活動(dòng)，營8斷塊有40%套損井

泥巖吸水膨脹和蠕動(dòng)，辛50斷塊35口井套損，其中25口井表現(xiàn)為套管縮徑地應(yīng)力集中導(dǎo)致出砂導(dǎo)致，永66斷塊34口套損井中出砂導(dǎo)致11口東辛套損深度及分布規(guī)律2007~2012年，東辛套損井302口，水泥漿返高以上（1500ｍ）為套損高發(fā)區(qū)，占77.5％，套損類型以破漏為主，占67.5％。由此可見，東辛油田淺部未固井段套管腐蝕嚴(yán)重。原因分析地質(zhì)原因套管設(shè)計(jì)不合理

腐蝕導(dǎo)致套管損壞作業(yè)施工對套管造成的硬傷害工程原因（一）低密度水泥漿返井口保護(hù)套管固井技術(shù)問題的提出斷層活動(dòng)，營8斷塊有40%套損井東辛套損深度及分常規(guī)密度水泥漿會(huì)壓漏地層；低密度水泥漿能有效減少漏失。漏失漏失常規(guī)密度1.9g/cm3低密度1.4g/cm3

目前3000m以上的井循環(huán)壓耗都較高，因此在固井后期如何降低頂替壓力，保證施工的安全性問題顯得尤為重要。相對于常規(guī)固井技術(shù)，低密度固井技術(shù)可以降低固井施工過程中的井底壓力，避免固井壓漏地層。（一）低密度水泥漿返井口保護(hù)套管固井技術(shù)解決何種問題常規(guī)密度水泥漿會(huì)壓漏地層；漏失漏失常規(guī)密度1.9g/cm3低低密度水泥漿泡沫低密度漂珠低密度實(shí)心低密度技術(shù)簡介（一）低密度水泥漿返井口保護(hù)套管固井技術(shù)低密度水泥漿固井示意圖低密度水泥漿泡沫低密度漂珠低密度實(shí)心低密度技術(shù)簡介（一）泡沫低密度水泥漿化學(xué)發(fā)氣型；導(dǎo)熱率：0.25-0.7W/M?℃；密度（井底密度1.50-1.55g/cm3

）；適用井深在2500m以內(nèi)。（一）低密度水泥漿返井口保護(hù)套管固井技術(shù)泡沫低密度水泥漿化學(xué)發(fā)氣型；（一）低密度水泥漿返井口保護(hù)套管漂珠低密度水泥漿水泥漿密度1.30-1.50g/cm3；48h抗壓強(qiáng)度大于14MPa；適用井深可達(dá)4000m。漂珠水泥增強(qiáng)材料1增強(qiáng)材料22002年，在東辛營11更24井上實(shí)現(xiàn)了3400米一次封固；2011年，在河口義80斜13井上實(shí)現(xiàn)了3495米一次封固；2012年，在東辛鹽22-斜20、21、33等井實(shí)現(xiàn)了3900米一次封固。（一）低密度水泥漿返井口保護(hù)套管固井技術(shù)漂珠低密度水泥漿水泥漿密度1.30-1.50g/cm3；漂實(shí)心低密度水泥漿液柱壓力大于20MPa時(shí)，泡沫水泥漿、漂珠低密度水泥漿會(huì)出現(xiàn)泡沫被壓縮、漂珠破裂或滲水現(xiàn)象，使?jié){體密度升高，易壓漏地層；實(shí)心低密度水泥體系不受井深限制，密度始終保持恒定，適用于高壓力地層及井深超過4000m的井。水泥漿密度1.20-1.40g/cm3；48h抗壓強(qiáng)度大于14MPa；實(shí)心減輕劑（一）低密度水泥漿返井口保護(hù)套管固井技術(shù)實(shí)心低密度水泥漿液柱壓力大于20MPa時(shí)，泡沫水泥漿、漂珠低應(yīng)用情況截止到2013年底，共完成低密度施工2000余井次；所有油水井在低密度保護(hù)段均未套損，有效延長了油水井使用壽命；有效解決易漏地層固井問題：如孤東墾東區(qū)塊；有效解決新投產(chǎn)井套管保護(hù)問題：如東辛萊1、營11高礦化度水腐蝕、純梁注水井。（一）低密度水泥漿返井口保護(hù)套管固井技術(shù)應(yīng)用情況截止到2013年底，共完成低密度施工2000余井次；存在多油水系統(tǒng)、多壓力系統(tǒng),壓裂后竄槽嚴(yán)重,如永3斷塊、梁38區(qū)塊、孤東油水夾層；老區(qū)常年注水開發(fā)，導(dǎo)致調(diào)整井井下壓力體系紊亂，固井射孔后很快竄槽，如東辛調(diào)整井、河50區(qū)塊。問題的提出（二）塑性微膨脹水泥漿體系存在多油水系統(tǒng)、多壓力系統(tǒng),壓裂后竄槽嚴(yán)重,如永3斷塊、梁3彈性材料—產(chǎn)生彈性形變，起到緩沖作用，提高水泥石抗沖擊性能；微膨脹材料—具有微膨脹效果，抵消水泥漿凝固體積收縮，提高第二界面膠結(jié)質(zhì)量；塑性增韌材料—增韌止裂作用，減少射孔壓裂時(shí)水泥環(huán)的破壞；該體系在勝利油田應(yīng)用420余口井。塑性水泥常規(guī)水泥纖維抗裂膨脹率較普通水泥提高1~3%技術(shù)簡介（二）塑性微膨脹水泥漿體系彈性材料—產(chǎn)生彈性形變，起到緩沖作用，提高水泥石抗沖擊性能；抗折強(qiáng)度實(shí)驗(yàn)結(jié)果普通水泥塑性水泥普通水泥塑性水泥塑性微膨脹水泥性能參數(shù)射孔實(shí)驗(yàn)結(jié)果（二）塑性微膨脹水泥漿體系抗折強(qiáng)度實(shí)驗(yàn)結(jié)果普通水泥塑性水泥普通水泥塑性水泥塑性微膨脹水常規(guī)加砂水泥經(jīng)300℃高溫，20MPa養(yǎng)護(hù)72小時(shí)后，抗壓強(qiáng)度僅3~4MPa；高溫?zé)釕?yīng)力導(dǎo)致水泥環(huán)產(chǎn)生破壞，層間封隔失效，造成井口冒油冒氣。問題的提出水泥環(huán)套管蒸汽沿套管-水泥石間隙上返示意圖常規(guī)加砂水泥300℃×21MPa×72h（三）稠油熱采井抗高溫水泥漿固井技術(shù)常規(guī)加砂水泥經(jīng)300℃高溫，20MPa養(yǎng)護(hù)72小時(shí)后，抗壓強(qiáng)常規(guī)加砂水泥鈣硅比約2.0，150℃其水化產(chǎn)物α-C2S將產(chǎn)生晶形轉(zhuǎn)變，出現(xiàn)“強(qiáng)度衰退”現(xiàn)象；抗高溫高強(qiáng)水泥鈣硅比約1.0，其水化主要產(chǎn)物硬硅鈣石接近800℃才會(huì)發(fā)生晶形轉(zhuǎn)變。技術(shù)原理（三）稠油熱采井抗高溫水泥漿固井技術(shù)常規(guī)加砂水泥鈣硅比約2.0，150℃其水化產(chǎn)物α-C2S將產(chǎn)流動(dòng)性好，初始稠度低，API失水在50mL以下，滿足現(xiàn)場施工要求。技術(shù)特點(diǎn)根據(jù)緊密堆積理論、顆粒級配原理，由低溫活性材料、抗高溫增強(qiáng)材料復(fù)配而成；水泥石強(qiáng)度衰減緩慢，具有良好的抗高溫強(qiáng)度衰退性能，保證后期高溫注蒸汽或高溫吞吐過程中水泥環(huán)的封隔效果；水泥石具有一定的微膨脹性，具有良好的界面膠結(jié)能力，保證了水泥環(huán)環(huán)空封隔效果，有利于提高固井質(zhì)量?；拘阅埽ㄈ┏碛蜔岵删垢邷厮酀{固井技術(shù)流動(dòng)性好，初始稠度低，API失水在50mL以下，滿足現(xiàn)場施工抗溫性能抗高溫水泥養(yǎng)護(hù)4輪次，水泥石抗壓強(qiáng)度≥20MPa?？垢邷厮喔邷卦u價(jià)實(shí)驗(yàn)（三）稠油熱采井抗高溫水泥漿固井技術(shù)抗溫性能抗高溫水泥養(yǎng)護(hù)4輪次，水泥石抗壓強(qiáng)度≥20MPa?？箍垢邷厮酀{累計(jì)應(yīng)用85井次，其中在濱南采油廠累計(jì)應(yīng)用35井次，新春采油廠12井次，純梁采油廠13井次，現(xiàn)河采油廠8井次，河口采油廠7井次。提高了稠油油藏固井質(zhì)量，固井質(zhì)量優(yōu)質(zhì)率達(dá)到96%。鄭365區(qū)塊部分熱采井開采情況現(xiàn)場應(yīng)用情況鄭365-平4井油層段固井質(zhì)量圖鄭365-平10井油層段固井質(zhì)量圖（三）稠油熱采井抗高溫水泥漿固井技術(shù)抗高溫水泥漿累計(jì)應(yīng)用85井次，其中在濱南采油廠累計(jì)應(yīng)用35井采用卡瓦坐掛，要求重疊段150～200m，以水泥漿密封重疊段，密封性能仍然較差，極易發(fā)生水力泄露?？ㄍ哐b置易造成懸掛失效；常規(guī)懸掛器內(nèi)徑較小，懸掛尾管尺寸受到限制；復(fù)雜地層、小間隙尾管固井質(zhì)量難以保證。尾管固井完井存在問題（四）膨脹懸掛器固完井技術(shù)采用卡瓦坐掛，要求重疊段150～200m，以水泥漿密封重疊段技術(shù)優(yōu)勢尾管頭密封，防止水竄。勝利油田側(cè)鉆井套管重疊段目前由150～200m減少為20～30m；優(yōu)化側(cè)鉆井窗口深度，減少裸眼井段長度，降低鉆井成本；內(nèi)徑大，可懸掛更大直徑套管；懸掛點(diǎn)穩(wěn)定，消除對上層套管造成的損傷；裸眼井段與套管內(nèi)完全隔離，候凝時(shí)降低水泥漿對地層的污染。膨脹懸掛示意圖壓縮的膠筒密封懸掛截面（四）膨脹懸掛器固完井技術(shù)技術(shù)優(yōu)勢尾管頭密封，防止水竄。勝利油田側(cè)鉆井套管重疊段目前由產(chǎn)品規(guī)格（四）膨脹懸掛器固完井技術(shù)產(chǎn)品規(guī)格（四）膨脹懸掛器固完井技術(shù)

形成系列膨脹懸掛器完井、修井及鉆井配套工藝技術(shù)，拓展懸掛器應(yīng)用領(lǐng)域，在探井、開發(fā)井、側(cè)鉆井及加深井中成功應(yīng)用200余口井，創(chuàng)造多項(xiàng)應(yīng)用紀(jì)錄及技術(shù)指標(biāo)。膨脹懸掛器解決了井下不同規(guī)格的技術(shù)套管和尾管之間的機(jī)械連接和密封問題，杜絕了尾管頭漏失現(xiàn)象。解決鉆井中輔助封隔高壓層、漏失層等復(fù)雜難題（中海油BB5井）；尾管頭密封，優(yōu)化側(cè)鉆井窗口深度，減少裸眼段長度；懸掛小套管修井和二次回接密封；懸掛更大尺寸直連型尾管，增大完井內(nèi)徑（濱674-平3）。現(xiàn)場應(yīng)用（四）膨脹懸掛器固完井技術(shù)形成系列膨脹懸掛器完井、修井及鉆井配套工藝技術(shù)，拓展Ф177.8mmХ139.7mm膨脹懸掛器Ф127mm無節(jié)箍尾管