大庆油田采油一厂城市森林打油井决不“煞风景”

　　[中国石化新闻网2013-08-21]二开完井下套管一次全封固井技术的成功应用是确保二开水平井封固质量满足压裂工艺要求，最大限度延长水平井生产寿命的关键。

　　但该工艺技术在实施中却存在六大难点。水平段较长，套管下入困难，若井眼准备不充分，套管不易下到位；水平段、斜井段套管居中困难，套管易贴井壁，下入过程中有粘卡风险，顶替过程中，水泥浆易沿宽边推进，造成窄边泥浆滞留而形成窜槽；斜井段、水平段因重力作用水泥颗粒沉降，井眼顶部析出的自由水易形成横向通道而产生窜槽；钻井队通常为了保持水平段井壁稳定，泥浆粘度较高、循环排量较小，井壁泥饼、环空岩屑不易清除，易形成岩屑床，导致固井施工压力高或者环空憋堵；由于红河油田地层承压能力低，施工压力窗口小，提高顶替效率和固井防漏矛盾突出；环空与套管压差较小，阻流环易密封不严而留塞，胶塞在长水平段磨损易导致水泥浆后窜形成较长半塞。

　　针对二开完井下套管一次全封固井技术存在的“六难”，红河油田经过反复研究、分析、实践，总结出具有实效的“六策”将难题破解。

　　一认真通井、划眼、洗井，水平段注入封闭浆，确保套管顺利下到位。二严格按照设计下入扶正器，选用韧性好、耐高温、刚性小的树脂刚性旋流扶正器，提高套管居中度。三套管到位后，在确保井眼稳定前提下，尽可能提高排量洗井、调整泥浆性能以满足固井设计要求。四选用冲洗、稀释、缓冲、隔离及润湿效果好的CXY冲洗液提高二界面的胶结质量。五采用低密度（1.30-1.35g/cm3）水泥浆作为领浆，合理确定其封长，确保防漏和压稳；采用常规密度（1.85-1.90g/cm3）零析水、低失水、微膨胀水泥浆作为尾浆，封固井底至主力油层以上100-150米。冲洗液出套管时，提高注浆排量使冲洗液和领浆达到紊流10分钟以上，尾浆出套管时，降低替浆排量使尾浆塞流直至碰压。六用关井阀替换上浮箍，采用加长胶塞，以防止因回压凡尔失灵和胶塞在水平段磨损。

ldquo;城市绿肺”，不会对市民的休闲和健身造成影响。新井建成后，大庆石油人还会高标准恢复绿地及市政设施，实现产能建设与城市建设的双赢。