201*南方体育期末工作总结

201*南方体育期末工作总结

201*年体育教师个人工作总结

转眼间来到南方也快半年了，刚来南方之初感觉压力很大，后来在校领导的不断鼓励和支持下，我很快就适应了南方工作的节奏，让我找到了激情，在这也能充分展示自己的才能，一个学期快要结束了，圆满的完成了体育教学工作，认真学习新的教学理论，同时也深刻体会到做体育老师的艰辛和快乐，现对我半年来的工作情况总结如下：

一、教学工作

这一学期我执教预科年级5个班的体育课，工作量是每周20节课，并担任预科一班的班主任。在平时的教学工作过程工作中，能全面贯彻教育方针和新的教学理念，按大纲课程要求，结合学生身心发展的要求，认真备课上课，在学校体育器材不足的情况下，有效得开展广播体操教学，队列队形，游戏，身体素质，弹跳力及篮球训练。平时工作除了认真开展课堂教学外还积极参加各项体育工作，认真完成各项任务,本学期在学生科的配合下成功的举办了和完成了预科年级组篮球赛以及全校篮球赛并负责期间的篮球裁判工作。

1、学生能在老师的要求下积极锻炼，对学生本身增强体质，矫正和补偿身心缺陷起了很大的作用。使他们养成的良好的行为习惯和正确的课堂常规。

2、通过体育课的锻炼，使那些有心理障碍的学生消除了自卑心理，促进德、智、体等方面的全面发展。特别是预科三班一名女生偏肥胖从小不喜欢体育锻炼，一锻炼就给别人嘲笑，在体育上每节课我都鼓励她关注她，经过一学期她已经能跟上大家的运动节奏，甚至比班上某些同学还坚持体育活动。

3、教学过程、教学进度和教学内容的安排，按照由易到难，由简到繁的原则，实行多次重复的练习，是学习的内容在学生头脑中留下较深刻的印象，有利于学生对技术动作的掌握和运动表现的形成。运动负荷由小到大，满足了不同类型学生的要求。

二、课间操工作

在开学初我重点抓了广播体操，因为我担任预科5个班的体育教学工作，学生都是新生，对于新的广播体操有些陌生，所以一切都从头教起。因此，我主要是通过以下几点对广播操进行教学的。

1、加强对学生的思想教育，使学生真正认识到做操的重要性和必要性。2、正确运用示范，示范是体育教学的主要教学方法之一，通过示范能使学生建立正确的动作表象。因此，要求教师的示范要清楚，准确，规范。

3、讲解少而精，我在广播操教学时的讲解，主要是结合我的示范动作，让学生加深对动作的理解。

4、及时的纠正错误动作。

此外，在广播操的教学过程中，还得到了学校领导和班主任的大力支持和表扬。所以，广播操在很短的时间内有了效果。使学生真正认识到做操的重要性和必要性，培养学生的重视做操、自觉做操、坚持做操、认真做操。

本学期，在校领导和同事的帮助和指导下及自身的不断努力，不断克服自己的弱点，摆正自己的位置，在教学上有所进步。对待上级指定的任务积极不折不扣的完成，并能虚心听取他人的批评和意见，对自己的不足加以改进。但自己还在很多方面存在不足，我以后还会继续努力，我今后的目标是：

1、在工作中严格的要求自己，而不是停歇不前，自以为是。

2、谦虚谨慎，戒骄戒躁。在工作中，虚心学习同事的先进教学经验，主动与同事搞好关系。

3、在其他方面，要更加积极主动的完成上级交给的各项任务，有缺点就改，有不足就纠正，争取把工作做得尽善尽美。

当然，我还有许多的不足，主要表现在一是工作能力有待进一步提高，二是工作经验不够，三是课堂组织以及管理能力有待进一步提高，在今后工作中，我将扬长避短，努力学习，不断提高，努力工作，再创佳绩，有条理的开展工作，不负教师这个光荣称号。

扩展阅读：南方公司元坝探井固井总结(201*[1].10.30)

201*年中石化元坝地区固井技术交流会材料

科学设计精细管理努力提高元坝探井固井质量

中国石化勘探南方分公司

二零一一年十一月

勘探南方分公司元坝探井固井总结

元坝地区陆相及海相储层发育，陆相储层为须家河组砂岩、千佛崖组砂岩、自流井组砂岩及介壳灰岩。海相碳酸盐岩储层为雷口坡组中、上部白云岩储层，飞仙关组鲕粒灰岩、白云岩储层，长兴组礁滩相白云岩储层。长兴组及飞仙关组礁、滩相储层是本区的主力储集层。到201*年10月30日为止，勘探南方分公司在元坝地区共布署探井50口，开钻44口，完钻40口，完井38口，正钻井5口，待开钻井6口。

元坝复杂的地质环境给固井工作带来了众多的技术难题。概况起来，这个地区的固井工作面临的主要难点是“三高一低、一小一长、两厚一大”。即高温、高压、高含硫化氢和二氧化碳，部分层位承压能力低，压稳和漏失的密度安全窗口窄，固井防窜、防漏难度大；部分开次套管的环空间隙小，封固的裸眼长，多套压力体系共存，浆柱结构复杂，固井灰量大，施工时间长，对设备机具条件要求高；大剂量的堵漏材料在井壁形成的厚泥饼，难以保证第二界面的封固质量，嘉陵江组盐层厚，盐层蠕动，要使套管同时满足抗腐蚀和抗盐层蠕动要求难度大，长封固段的领、尾浆温度差别大，同时能满足底部和顶部强度要求的水泥浆技术难度大。

面对复杂的井下条件，为了确保固井质量，几年来勘探南方分公司一直在不懈的努力，寻求科研院所的技术支持，学习兄弟单位的先进经验，积极推广和应用新技术、新工具。科学设计，精细管理，经过几年的探索，勘探南方在元坝的固井工作取得了较大进展，总结摸索出了一套适合复杂超深井的固井工艺技术，为元坝地区的勘探创造了较好条件。但仍有不少问题未能得到彻底的解决，如井漏和气窜时有发生、施工过程中复杂情况较多、中完时间长、窄压力窗口固井矛盾突出等等，仍需要进一步地研究解决。

一、元坝地区探井固井现状

（一）固井工作量完成情况

截至201*年10月30日，勘探南方分公司共在元坝区块的44口井上累计完成固井施工215井次(见表1)。

表1元坝探井固井施工井次统计表

开次套管尺寸508476.3406339.7298.5273.1244.5219.1193.7177.8168.3146.1139.7(mm)施工井次小计合计22826936150146621523514180228导管、表套固井技套固井气层固井（二）固井工程质量情况

１、元坝区块固井质量综合情况

在215井次的固井中，合格井次186次，固井合格率为86.51%；其中，导管、表层固井69井次，合格井次66次，固井质量合格率95.65%；技术套管固井66井次，合格井次53次，固井质量合格率80.30%；生产套管固井80井次，合格井次67次，固井质量合格率83.75%。

表2元坝区块固井质量情况统计表

导管、表套固井轮次技套固井气层固井合计固井合格合格固井合格合格次数井数率%次数井数96.962293.55291001517231353率%77.2779.3186.6680.30固井合格合格固井合格合格次数井数39734802953367率%74.3671.4397.06次数井数率%9467547882.985785.075194.4418686.5109年以前201*年201*年综合3331569322956695.656683.75215２、元坝区块各固井公司固井质量情况

探区内4家固井公司，除江汉固井外，固井工作量基本相当，综合固

井合格率在85-89%之间，相互之间差异不大。

表3元坝区块各固井公司固井质量统计表

导管、表套固井技套固井气层固井合计序号固井公司固井合格合格固井合格合格固井合格合格固井合格合格次数井数率%次数井数率%次数井数率%次数井数率%1胜利固井222中原固井223西南固井224江汉固井合计222210010022201*77.27251785282080695985.516187.145886.57888.892278.57702291.6767310091986.3621310031780.9524266.6733696695.65665380.30806783.7521518686.51３、元坝区块各水泥浆服务单位固井质量情况

探区内有8家水泥浆服务单位，除固井公司自配水泥浆体系外，另有4家可提供胶乳或胶粒等防气窜水泥浆体系，主要用于气层段固井。从表4可以看出，气层段固井质量合格率还不高，亟待深入研究。

表4元坝区块各水泥浆服务单位固井质量统计

导管、表套固井序水泥浆服务固井合格合格固井合格合格固井合格合格固井合格合格号单位次数井数率%次数井数率%次数井数率%次数井数率%12345678胜利中原西南江汉欧美科弘晟胜油工程院合计

技套固井气层固井合计22222142195.45172195.45162095.241241376.47131487.5131392.315213102121001001007551447244790.384894.124193.1871001191.6711171001810087.562.55021623111979.172167.74214010084521669.573101010051696695.65665380.3080-3-

6783.7521518686.

二、开展的主要工作和取得的成绩

面对元坝区块恶劣的固井环境，我们坚持科学设计、严格把关，大力推广应用固井新工艺、新技术、新工具，并针对固井难题开展科研攻关，狠抓固井管理工作，严格执行“川东北天然气井固井技术规范”，加强对固井施工设计的管理和审批，严格执行“三会”制度，建立并完善了水泥浆候凝制度，强化固井过程管理和现场监督，及时召开固井质量分析会等措施，保证了固井质量的稳步提升，并创造了一系列固井技术新指标。（一）开展的主要工作

1、完善固井工艺技术方案

为了提高固井质量，根据元坝地区复杂的地质环境，不断完善固井工艺技术方案，基本能适应元坝地区深井固井的需要。

(1)防气窜固井工艺技术。

元坝地区的探井普遍存在高压气层，需要采用高密度水泥浆和系列配套技术来压稳气层。一是固井前必须压稳气层，控制油气上窜速度小于10m/s，控制全烃含量小于5%；二是根据地层压力选择合适的水泥浆密度，保证所使用的浆柱结构能够始终压稳地层；三是选择防气窜能力强的水泥浆体系（胶乳或胶粒）；四是采用两凝和多凝水泥浆体系；五是加压候凝。通过使用系列配套技术和工具降低发生气窜的可能。

①高密度防气窜水泥浆体系

应用颗粒级配技术，提高系统的堆积密度，合理的颗粒大小分布和紧密堆积，使材料的孔隙度大幅度下降，实现良好的孔隙充填，提高水泥石的综合性能。通过分析优选，选用赤铁矿粉作为加重剂，优选非渗透防气窜剂等水泥浆添加剂，形成了适合高压气井的高密度防气窜水泥浆体系。在异常高压气层的井，普遍采用了超高密度的水泥浆体系固井技术。元坝21井，气层压力高，该井在井深5113m的钻井液密度高达2.43g/cm3，仍有明显气显示，193.7mm尾管固井时水泥浆密度达2.53g/cm3。

②胶乳（胶粒）水泥浆体系

胶乳水泥外加剂又称优质非渗透剂，其能具有改善界面胶结能力、有效控制失重、缩短过渡时间、圈闭自由液的能力。水泥浆中加入胶乳可有效降低水泥浆的滤失量，降低水泥浆的渗透率，减少水泥石的收缩，提高水泥石的弹性，使水泥浆具有很强的阻力来阻止气体进入水泥环的能力，而且水泥石不易受到冲击载荷的破坏，保持水泥环的完整性。胶乳体系水泥浆在较宽的温度范围内（40～170℃）都有良好的失水控制能力（可控制低于20ml），胶乳水泥浆体系是目前较好的防气窜水泥浆体系之一，具有抗高温、防油气水窜、降失水保护油气层的特点。针对元坝探区深井、高温、气层活跃的实际，充分发挥胶乳水泥浆体系防气窜的优势，从201*年开始引进胶乳水泥浆技术以来，先后在元坝1等30口井的气层段内使用了胶乳（胶粒）水泥浆，取得了较好效果。

③双凝和多凝水泥浆体系

在固井施工中，由于气层较活跃，为了封固好气层，往往需要使用两凝甚至三凝水泥浆体系，利用稠化时间的差异来封固好气层。近年来在元坝9等6口井应用了三凝水泥浆体系，在两凝和多凝水泥浆体系中，领浆的难度大，是技术关键，特别是领浆的顶部强度，目前顶部强度48h可达到7MPa。

④高温水泥浆体系

元坝地区的井深，井底温度高，上下温差大，温度对水泥浆的影响最敏感，温度超过110℃就要选用抗高温的缓凝剂和降失水剂，考虑高温会使降失水剂分子结构突变，导致水泥浆体的稳定性变差，表现为浆体稠度突然升高，对安全施工不利。高温水泥浆体系普遍存在稠化时间不易调整的问题，因为高温缓凝剂加量敏感，油井水泥的牌号及批号对水泥浆稠化时间都有很大的影响。另外高温水泥浆体系普遍存在高温条件下游离液偏大、水泥石收缩率高的问题。

（2）漏失井固井工艺技术

元坝地区压力系统复杂，上部陆相地层常出现喷漏同存的复杂情况，

海相地层中嘉陵江组地层压力较高，下部长兴组较低，固井时发生井漏的几率很大。因此防止固井过程中的漏失，已经成为元坝目前固井所面临的主要问题。

通过采用防漏水泥浆体系、低粘度抗钙先导浆技术、低密度和超低密度水泥浆技术，形成了一套漏失井固井工艺技术。

①防漏水泥浆技术

在水泥浆中优选添加了防漏纤维，有效提高了水泥浆防漏效果，同时还可提高水泥浆径向剪切应力，改善水泥环抗冲击韧性，显著提高固井质量，目前该技术已经得到推广应用。

②低密度水泥浆技术

对于部分地层承压能力低的井，且在同一裸眼井段没有高压气层，如果堵漏承压难度大，可以通过调整水泥浆的密度和封固界面，来降低全井的井筒压力，防止固井过程中出现漏失。低密度和超低密度水泥浆技术能够有效降低地层当量密度，是最有效的防漏固井技术措施之一。

③防漏现场工艺技术

一是采用分级和尾管悬挂及回接固井工艺，深表层固井采用双级固井工艺，技术套管和产层套管采用尾管固井后回接工艺，有效降低固井施工难度和漏失的可能。二是控制套管下放速度，对套管在上层套管内和进入裸眼段地层后的下放速度都做了具体的要求，防止由于套管下放速度过快对地层产生超过地层破裂压力的激动压力，导致薄弱地层漏失。三是采用变排量顶替工艺，控制井口压力，注替过程中根据泵压的升高情况及时调整替浆排量，将泵压控制在设计要求的范围内，预防漏失的发生。四是调整钻井液性能，在固井施工前，按照固井设计要求，对钻井液性能进行调整，适当降低钻井液的粘切，能够有效降低循环摩阻，降低顶替压力，从而降低发生井漏的可能性。

④正注反挤工艺技术

部分井钻井过程漏失严重，承压没能达到预期效果，或下套管漏过程

出现漏失，或循环时漏失，在堵漏无效后，仅靠固井工艺无法制止循环或顶替过程中的漏失，水泥浆低返在所难免。考虑到技术、经济及进度要求，对此类复杂井，特别是在技术套管层次时，采取正常固井后进行水泥浆挤注补救技术措施，实现工程封固目标。

（3）平衡压力固井技术

由于井深、压力系统复杂，加之套管层次有限，不可能用套管把各种复杂情况分开。大多数井在同一裸眼段存在多套压力体系，为了保证固井质量，防止固井井漏，在固井施工前要进行提高地层承压能力的工作，增大泥浆密度窗口，为固井施工提供了较好的井眼条件。对于提承压难度大安全施工窗口窄的井，根据地层的承压能力和井况，对水泥浆密度作适当调整,进行高、低密度复合的浆柱结构设计，并用软件模拟整个施工过程，确定合理的水泥浆密度和施工排量，既保证施工全过程的压稳，又保证施工压力不超过地层的实际承压能力。在元坝地区探井固井中，推广应用了新型分段压稳设计模型，进行防气窜设计，并通过对固井施工进行模拟，优选固井施工参数，确保实现平衡压力固井。

（4）“干法”固井技术

气体钻井完成后，不转换泥浆，直接进行下套管固井作业。具体方法是先正注穿鞋，后环空分次灌注水泥浆的办法固井，环空灌注水泥浆时，要根据环空灌注量从套管内及时补充泥浆，以平衡环空水泥浆柱的压力，直到环空灌满为止。如元坝271井首次试验空气完井不转换泥浆直接下套管固井，其476.25mm套管下深为704米，采用“干法”固井取得成功。目前元坝采用干法固井已有15井次，固井质量均合格。

2、开展固井新技术研究

元坝区块固井面临的难题极大、挑战众多，为了提高固井工艺技术水平和保证固井质量，根据复杂地质条件和深井小间隙的井况特点，勘探南方分公司认真学习国内外深井超深井固井经验和先进固井工艺技术，积极主动与国内高等院校、科研院所、套管制造厂家、套管悬挂器厂家合作，

针对固井技术难题进行了科研攻关，加大新技术、新工艺、新工具的引进和推广应用力度，确保固井质量稳步提高。

（1）进行井身结构优化。为优化套管程序，增加套管层次，以封隔更多的复杂层位，获得更为合理的套管间隙，我们开展了《南方复杂深井井身结构优化技术研究》和《南方复杂深井特种井眼钻井配套技术研究》攻关，已该项目成果已经应用于元坝地区的所有井中，取得了很好的效果。使用的508mm（或476mm）×339.7mm×273.1mm×193.7mm×146.1mm或(177.8mm)井身结构系列。为了解决深部小间隙套管下入难度大的问题，与套管厂合作开发了小接箍套管和无接箍套管，为了保证套管的居中，还加工了特殊的扶正器和扶正短节，该工艺已经得到了广泛的应用。

（2）开展膨胀管及扩眼技术研究。进行了《南方复杂深井钻井实体膨胀管技术研究》攻关的技术储备，能够解决部分特殊井段的封隔问题。

（3）开展套管设计技术研究。为了有效解决川东北地区高含硫、二氧化碳酸性环境下套管柱设计的技术难题，开展了《川东北酸性气体环境下套管设计技术研究》攻关，该项目已取得的成果为酸性气井套管材质的选择、套管强度计算和套管柱设计提供了依据。

（4）开展漏失井固井技术研究。为了更好的解决固井中出现井漏的难题，与中石化工程院德州所合作开展了《川东北地区漏失井中完技术研究》攻关，给解决固井井漏问题提供了多种途径和方法。

（5）开展提高复杂地层固井质量技术研究。在《南方复杂深井钻井关键技术研究》攻关中，中石化工程院德州所承担了《提高南方海相复杂地层固井质量技术研究》攻关，完成了抗高温、高密度防气窜水泥浆体系研究；超高密度防气窜水泥浆体系研究；抗高温新型胶乳防气窜水泥浆体系研究；水泥石腐蚀机理与腐蚀评价试验研究；抗硫固井工具及附件的研制和高压防气窜固井现场试验。

（6）引入高性能的套管及工具。为了保证固井质量和工具的可靠性，勘探南方公司引进使用了高性能的进口悬挂器;为了加强对气窜的有效预

防手段，不仅优选了优质的防气窜水泥浆体系，还引进应用了防窜性能高、质量可靠的遇烃膨胀封隔器；根据元坝地区新一轮井身结构的调整，在深表层套管中应用了大尺寸（Φ339.7mm）分级箍固井工具;为了解决盐层段套管变形的问题，使用了高抗挤厚壁套管;为了保证高含硫气井长期开采，在主要气层段还使用了镍基合金套管等等。

3、强化固井过程管理和现场监督

（1）完善了固井技术管理工作。一是制定并发布了《勘探南方分公司固井管理办法》、《固井施工细则》、《固井管理程序》、《固井设计格式》等文件，规范了固井施工程序，将固井施工的各个环节细化分解，使各项准备工作和现场施工有条不紊地运行;二是规范了固井施工设计的编写和审查程序，坚持做到“先设计后施工”的固井管理程序，严格执行固井施工设计的审核程序，即：固井公司作出固井施工设计初稿，由钻井公司初审，修改后交固井技术管理中心审核，再交勘探南方分公司组织会审，修改后最后形成终稿下发执行。在规范审核设计程序的同时，对各固井施工单位的设计格式也进行了规范。审核固井施工设计时严格按照现有的最新川东北地区相关标准和规定执行。审核中重点审核的内容是：井下的基本情况、固井难点、固井方案、通井要求、地层动态承压能力的要求、泥浆性能及处理要求、防窜防漏要求、主要施工措施、工具附件检查准备、合理浆柱结构确定、水泥浆性能要求及各种发散试验、现场施工水泥浆取样要求、关井加压候凝操作等，力求做到使设计科学、合理、可行;三是规范了水泥浆实验监督程序。在每次固井施工前，都要第三方对水泥浆的各项性能指标进行复核，直致达到设计要求的性能指标后才能进行注水泥施工作业。

（2）严格执行现场的“三会”制度。即固井施工设计后的现场“固井协调会”、注水泥施工作业前的“固井施工交底会”和施工作业后的“施工资料汇总和下步措施布置会”制度。一些重点井，在做固井施工设计前，还要进行固井方案讨论，首先确立该井固井的基本方案然后再由施工单位做固井施工设计。参加“三会”的人员是钻井公司、钻井队、泥浆公司、

下套管队、固井公司、水泥浆服务公司、套管工具附件商、套管厂家现场服务人员、套管头厂家现场服务人员、固井技术管理中心、勘探南方分公司井筒技术处的相关人员，以及现场的钻井、地质监督。

（3）加强现场检查和监督。固井是个系统工程，技术方案的落实需要各个施工单位的密切配合并强化各个施工环节的衔接。如井眼准备、水泥浆试验、设备检查与准备、工具准备等等，因此通过加强对整个准备过程的管理，制定并完善了三级检查表制度：在每次固井施工前，由钻井队按照施工设计要求完成井眼准备、设备准备及下套管准备在内的一级检查；固井公司进行水泥浆准备、施工车辆及设备检查等的二级检查；固井中心完成施工前的三级检查；所有准备工作到位后方可进行固井施工，保证了固井施工的顺利、安全进行。

现场施工是固井工程的最后一个环节，也是最关键的环节，为此制定了标准的现场监督程序，严格按照川东北固井技术规范和固井施工设计的要求，召开好固井施工协调会和交底会，并在现场认真检查井眼准备、设备准备、水泥浆准备、工具准备和人员准备等，任何一项工作不到位，均不允许进行施工。在施工过程中，加强了对施工参数的监控，要求严格执行固井施工设计要求，保证现场施工的平稳进行，同时也保证了固井施工质量。如元坝27井等井的固井施工过程中，现场监督人员根据出现的施工异常情况，及时中止了固井施工，并分别督促整改，避免了固井施工事故的发生，保证了施工安全。现场监督工作对严格执行固井施工设计、保证施工的正常进行、解决处理有关问题、提高固井质量都起到了十分重要的作用。勘探南方分公司井筒技术处同时派人到固井施工现场把关，协调、处理有关重大事项，也参加固井现场的监督工作。

（4）加强固井施工队伍和水泥浆服务商的管理。为了确保固井质量和规范固井市场，保证进入川东北地区的固井施工作业队伍和水泥浆服务商的有效性、技术先进性，勘探南方分公司对固井施工作业队伍和水泥浆服务商进行的清理、检查、排序等工作，使他们看到了自己的缺点和差距，

通过这些工作，加强了固井施工作业队伍和水泥浆服务商的管理，增强了固井施工作业队伍和水泥浆服务商的施工服务理念和不断进步的进取意识，也提高了他们自觉加压的市场竞争意识。

4、搭建交流平台，组织相互学习

为了提高固井管理水平，交流最新固井动态，按时召开固井质量分析会和技术交流会，按季度组织召开由各钻井、固井施工单位、服务公司等参加的固井质量分析会。各固井施工单位一起交流经验和教训，互相学习取长补短，一些好的技术得到应用，好的措施得到推广，有的意见和建议还补充和完善了川东北地区的固井技术规范和标准。通过分析典型井固井实例，加强各施工单位之间的交流，找出了值得借鉴的工作经验，总结了教训，协调解决了甲乙方之间的问题。对一些出现质量固井的井，当问题出现后及时组织有关单位和人员认真分析问题的原因，总结教训，制定整改的措施，防止类似问题再次发生。此外还定期召开年度固井工作总结会，总结一年来的固井工作，分析存在的问题，找出差距，制定下一年度工作计划和措施。通过学习交流和总结，促进了元坝地区整体固井技术水平和管理水平的提高。

5、组织技术方案研讨，解决现场固井技术难题。

针对特殊井和复杂井的固井问题，及时组织专家和相关单位进行单井固井质量的讨论和分析，提出解决问题的方案，确保固井质量。如元坝27井遭遇高压气层固井后发生气窜，通过分析论证，把准了问题关键，制定了严格的补救技术方案，短回接固井获得成功（短回接电测质量优秀），解决了气窜问题。针对特种井眼井身结构（406.4mm×298.5mm×219.1mm×168.3mm×120.7mm）的固井问题，多次召开专题会议进行研究，解决了系列难题。如：小井眼、小间隙固井、特殊尺寸的套管扶正器及水泥头、套管头芯轴悬挂器、套管悬挂器、分级箍、套管附件及成套的下套管工具等等。其固井工艺在元坝22井、元坝21井进行摸索和试验，保证了下套管和固井作业的正常进行。

（二）元坝地区固井取得的高新指标

1、元坝27井273.1mm套管（下深4576m）悬挂固井采用多功能的水泥浆体系，其井浆密度已达2.15g/cm3，使用了隔离液密度2.22g/cm3、领浆密度2.22g/cm3、尾浆密度2.22g/cm3的浆柱结构，在深井、窄压力窗口条件下固井成功，固井质量优质。

2、元坝16井508mm套管固井，508mm套管下入深度达到708.87m，创国内508mm套管下深记录。

3、元坝123井476.25mm套管固井，476.25mm套管下入深度达到709.95m，创国内476.25mm套管下深记录。

4、元坝10井339.7mm套管固井，339.7mm套管下入深度达到3306.66m，创国内339.7mm套管下深记录。

5、元坝9井244.5mm套管下深5109.39m，封固段长达3124.89m，创川东北地区244.5mm技术套管下深最深和封固段最长记录。

6、元坝122井的339.7mm套管固井，施工水泥用量440方，创川东北地区近年来单次施工水泥浆用量最大记录。

7、元坝6井国内首次使用339.7mm大尺寸分级箍获成功。

8、为保证盐层段固井质量，在元坝12井首次使用203.1mm厚壁套管。9、元坝271井首次试验空气完井不转换泥浆直接下套管固井，其476.25mm套管下深为704米，采用先正注穿鞋、后环空分次灌注水泥浆的办法固井，施工顺利。为下步空气钻进创造了条件，大大缩短了中完时间。

10、元陆5井244.5mm套管下深2862m，采用干法固井工艺，井质量优质，创干法固井最深纪录。

11、元坝122-侧1井146.1mm+177.8mm复合尾管下深7480m，封固段长达2820m，创川元坝地区产层套管下深最深和封固段最长记录。

三、元坝探井固井特点及存在的主要问题

经过几年来的固井实践，对元坝地区超深井高温、高压、多漏、小间隙、长封固段的特点和固井技术难点虽有所认识，也掌握了一些技术对策

（如：气层的压稳和防窜、地层动态承压、水泥浆体系优选、固井方案选择、各种施工应急预案等），但由于元坝地区的井况太复杂，加上管理不到位，在固井施工中仍然出现了不少问题，这些问题在一定程度上影响了固井质量。

1、各层套管下入深度大

元坝地区的井深一般都在6500-7500m，由于井较深,各层套管下得也深。

φ508mm套管:最深的是元坝16井,下深为708.87m。φ339.7mm套管:最深的是元坝104井,下深为3303.66m。φ273.1mm套管：最深的是元坝273井,下深为5306m。φ244.5mm套管:最深的是元坝9井,下深为5109.39m。φ193.7mm套管:最深的是元坝224井,下深为7120m。φ146.1mm套管:最深的是元坝122－侧1井，下深为7480m。一是下套管难度大。元坝地区套管下深一般为：导管下深201*00m，表层套管下深201*3500m，技术套管下深45005200m，生产套管下至6500－7400m。由于套管下得深，下套管时间长，对井眼条件和钻井液性能要求高，下套管过程易发生井漏，易出现阻卡现象，下完套管后建立正常循环困难。元坝29井、元坝10井、元坝221井φ273.1mm套管下套管中途遇阻，元坝9井φ244.5mm套管下套管中途遇阻。

二是固井用灰量大。由于套管下入深度大，封固段长，加之井壁垮塌，扩径严重，固井用灰量很大。元坝122井的339.7mm套管固井，施工水泥浆用量440方。元坝123井273.1mm套管一次固井，用灰将需要250吨。施工时间长，对施工设备、机具要求更高更严格。

2、固井后容易发生气窜

由于元坝地区储层埋藏深，探井多为7000m以上深井，井温一般在130℃150℃，元坝6井井底温度更是达到168℃（井深7350m）。高温高压的井况对水泥浆体系的抗温要求高，同时气层、漏层压力差别大，喷漏

同存，漏溢难以兼顾，可以利用的固井密度窗口非常窄，施工工艺复杂，难度大，固井施工和候凝过程中的防窜难度大，固井质量难以得到保证，气窜情况时有发生，也严重影响了后续作业。如元坝27井、元坝204井、元坝21井、元坝29井等，都出现高压气层与低压易漏层处在同一裸眼井段内的情况。

3、顶部固井质量难以保证

元坝地区的井常有一次封固段大于3000m，而裸眼井段就超过201*m的情况。技术套管普遍在3200m左右，元坝9井用311mm钻头从302m钻至井深3615m，244.5mm技术套管固井封固段长达3615m，其中裸眼长达3313m。长封固段导致水泥浆上下温差大（相差5060℃），给水泥浆设计带来很大困难。元坝新一轮井设计和施工的井身结构，339.7mm套管下深3200-3500m，311.2mm钻头从3200m钻至井深5200m左右，下273.1mm的套管，固井水泥返至地面,封固段长约5200m，其中裸眼长约201*m，241.3mm钻头至完钻井深7200m以深，下177.8mm的套管固井，水泥返至地面,封固段长约7200m，其中裸眼长约201*m。即使采用先悬挂后回接的方式，固井难度也很大。

深技术套管的井底温度高，上下温差大，一次固井温差更大，水泥浆性能设计难以兼顾。在长裸眼井段一般设计为双凝双密度水泥浆体系，尾浆为高密度，领浆为较低密度。实际施工中领浆必须经过井底的高温区，再返到低温井段凝结。因此，必须在满足低温、高温这两个条件下的领浆才是合格的的水泥浆设计，同时对领浆还有顶部强度要求，领浆的性能调整非常困难，特别是低温条件下的凝结时间和强度性能就很难满足要求，这也是工程中出现领浆超缓凝的重要原因。产层套管尾管段虽然较技术套管短，但因其井深，温度高，试验温度普遍在110120℃，而顶部温度在80℃左右。水泥浆设计必须使用高温缓凝剂，在此温度范围，常常属高温缓凝剂的敏感区，易造成顶部水泥浆超缓凝。

4、固井漏失时有发生

元坝地区地质条件复杂，断层多，纵向气层达十多个，纵向压力体系复杂，形成多压力系统，可交互出现易漏低压和异常高压等多个压力系统。地层纵向的压力梯度变化很大（压力系数1.072.20g/cm3），由于封固的裸眼井段长，压力层系多，加之各层段地层压力相差较大，高压层段气层活跃，很难压稳，高压层段可超过2.50g/cm3，低压易漏层段承压能力有限，钻井液密度安全窗口窄，很多井安全窗口小于0.02g/cm3，压稳与防漏可控范围窄，在水泥浆密度的选择上，往往会选择压稳气层密度，固井施工方案都采用上部井段领浆用常规或较低密度的防漏水泥浆体系，下部井段的尾浆用胶乳或胶粒防气窜水泥浆体系，但在低压层段钻井液和固井水泥浆很难建立正常循环，多数情况下，保证压稳高压气层的安全压力窗口较窄甚至没有窗口，给固井施工带来了相当的难度。元坝204井等井的φ273.1mm套管下套管时就发生井漏，固井时不返浆，元陆8井、元陆9井φ177.8+139.7mm尾管下到底循环时严重井漏，元坝27井φ193.7mm套管下完只能用很小的排量顶通，泵压很高，开泵十分困难。这就要求固井施工时需要准确地估算和控制静液压力和流动压力，达到既要防止固井施工过程的井漏，又要防止固井候凝期间发生气窜的目的。

对这些易漏井，固井施工既要保证压稳又要防漏堵漏，难度大，工艺负担太重。

5、固井质量难以保证

元坝地区普遍采用非常规井身结构（1338×1034×758×534），深部产层固井环空间隙较小，即使套管完全居中，套管本体与井壁之间的间隙值也可能低于15mm。由于环空间隙小，考虑套管的下入安全顺利，没能安装足够数量的扶正器，有时甚至不加，其窄边的环空间隙值将更小，这就必然不能保证套管居中，顶替效率难以提高，固井质量难以保证，截止目前元坝44口探井，技术套管固井合格率只有80.3%，产层套管固井质量合格率只有83.75%。

6、对套管的强度、抗腐蚀性能和对水泥环的抗腐蚀能力要求高

元坝深井地层胶结强度变化范围大，孔隙、裂缝发育程度差异大。钻探的目的层多，天然气压力高，产量大，有时还会钻遇高压水层；盐膏层发育，矿化度高，且不同程度地富含H2S和CO2，H2S最高达268g/m3，CO2最高含量15.51%。高地层压力，必须使用高密度水泥浆固井，元坝21井在须家河地层钻遇高气层，钻井液密度高达2.50g/cm3，水泥浆密度设计为2.55g/cm3。元坝27井φ193.7mm套管悬挂固井水泥浆密度达到2.25g/cm3。对巨厚膏盐层必须使用高抗挤的加厚套管，对富含H2S、CO2的产层段下入合金套管，另外地层中的H2S、CO2属于腐蚀性酸性气体，侵入水泥浆内，对水泥浆性能产生影响，对凝固后的水泥石造成腐蚀，影响其长期封隔效果，因此也对水泥环提出了更高要求。

7、工具不配套

分级箍、悬挂器承压能力低于套管，小间隙尾管固井悬挂器的悬挂能力与密封能力不能兼顾，封隔器无法同时兼顾封隔、环空通畅和压力传递正常,此外还存在着管外封隔器的尺寸不配套、套管附件设计不合理等方面问题。

四、下步工作努力方向与建议

1、加强固井生产组织

超前考虑、超前准备，尽可能缩短中完时间：在每口井固井施工设计评审前召开固井方案讨论会，充分协调、各方面分头准备；要求钻井施工队伍重视前期井身质量控制，采用满足大于套管刚性强度的钻具结构通井，缩短通井时间；根据地层承压情况，确定合适的水泥浆密度，减少承压试验时间。

2、强化固井全过程的监督

进一步强化现场监督作用，加强管理，抓紧固井施工过程的每个环节，每个岗位都要安排有经验、有责任心、懂专业的技术人员盯岗，岗位落实到人，固井中心及现场监督加强监督，强化管理，严格按照施工设计进行

施工，同时不断提高自身技术水平和人员配备。

3、重视回接固井工作

回接固井气窜对井控安全和测试施工将产生严重影响，因此须高度重视回接固井工作。一是施工前要压稳;二是要做满足施工要求的水泥浆性能实验，API失水要小于50ml，自由液为0，水泥浆沉降稳定性要求水泥浆上下密度差小于0.03g/cm3，水泥中需加入纤维提高水泥环的韧性和抗冲击能力，避免水泥环产生微裂缝和微环隙;三是调整好钻井液性能，进行必要的刮管作业;四是固井施工时加大冲洗液的用量，加大顶替排量，提高顶替效率，确保回接固井质量。

4、推广应用防漏固井施工工艺

使用防漏先导浆和纤维水泥浆体系，同时加强钻井过程堵漏，提高井筒承压能力，扩大安全密度窗口。对于气层比较活跃的技术套管和生产套管固井，要求提高固井承压能力，扩大安全密度窗口，以保证固井后能够压稳，防止固井后发生气窜。

5、切实做好水泥浆性能试验

小样实验、水泥浆发散实验、大样复查实验工作，水泥浆性能达不到“川东北天然气井固井技术规范”和设计要求，不得进行固井施工作业，特别是要适当控制固井水泥浆尾浆稠化时间，一般要求在保证安全施工的基础上附加60-90min，强化水泥浆强度要求，避免超缓凝现象的发生。

6、加强水泥浆体系的优选评价

高密度防气窜水泥浆体系应优选在川东北地区应用效果最好的产品。产层固井需要使用防气窜效果好的胶乳水泥浆体系。勘探开发一体化对产层水泥环的防酸性气体腐蚀有更高的要求，需要加入专门的防腐蚀添加剂才能保证水泥环，中石化在这方面已经有科研成果和添加剂产品。固井管理中心要对各固井公司和服务商的体系按照“川东北天然气井固井技术规

范”要求进行一次性能评价。性能好的体系优先使用，性能满足不了要求的不能在元坝地区应用。

防止气、水窜的问题，设计和施工都要做到全过程压稳，要算了干，不能干了再来算。

7、妥善解决固井工具及附件的问题。

针对尾管悬挂器节流的问题，要求固井工具供应服务商改进悬挂器的结构，扩大过流截面。悬挂器的过流截面在现在基础上扩大20％～40％。

针对无接箍或者小接箍套管无法安放扶正器的问题，可进行碳化合成纤维浇注树脂扶正器的试验。对于尾管固井后，重叠段以及油气层段固井质量不好的井，回接固井时要求采用带封隔器的回接插头固井。

针对流量计计量不准的问题。坚持专用罐计量、泵冲计量、流量计量三结合的计量方式，提高计量的准确性，争取替浆都要碰上压。

8、完善固井设施配套

固井公司进一步完善固井设备，特别是高密度体系和对密度敏感的体系水泥浆的现场配置，过渡罐以及大功率的潜水泵是必不可少的，保证水泥浆密度均匀，避免密度达不到设计要求和密度波动太大造成的固井事故。

9、积极开展固井科研攻关，解决固井的技术难题

研究超深井固井的高温、高压条件下突出的技术问题；解决水泥浆体系优选难的难题；实现水泥外加剂的优选和隔离液的优选；进一步完善固井现场工艺配套技术的优化及固井工具的改进。

10、加强对固井承包商的管理

完善固井承包商准入制度，定期对各个固井公司和水泥浆体系承包商的服务质量和固井质量进行考核评比，加强对水泥和外加剂等原材料的检测，聘请专业科研单位认真对水泥浆体系进行评价优选，防止不合格品流入元坝市场，陶汰不合格的承包商。

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