固井技术规范2008[1]1.doc

中国石油天然气集团公司固井技术规范 中国石油天然气集团公司 工程技术分公司 2008 年 i 目 录 第一章第一章 总总 则则1 第二章第二章 固井设计固井设计1 第一节 设计依据和内容1 第二节 压力和温度1 第三节 管柱和工具、附件2 第四节 水泥浆和前置液4 第五节 注水泥和技术措施5 第六节 施工组织和应急预案6 第三章第三章 固井准备固井准备6 第一节 钻井设备7 第二节 井口准备7 第三节 井眼准备7 第四节 套管和工具、附件9 第五节 水泥和外加剂11 第六节 固井设备12 第七节 仪器仪表13 第四章第四章 固井施工固井施工13 第一节 下套管作业13 第二节 注水泥作业14 第三节 施工资料整理14 第四节 施工过程质量评价15 第五章第五章 固井质量评价固井质量评价16 第一节 基本要求17 第二节 水泥环评价17 第三节 质量鉴定18 第四节 管柱试压和井口装定18 ii 第六章第六章 特殊井固井特殊井固井19 第一节 天然气井19 第二节 深井超深井21 第三节 热采井22 第四节 定向井、大位移井和水平井22 第五节 调整井23 第六节 煤层气井24 第七章第七章 挤水泥和注水泥塞挤水泥和注水泥塞24 第一节 挤水泥24 第二节 注水泥塞26 第八章第八章 特殊固井工艺特殊固井工艺27 第一节 分级注水泥27 第二节 尾管注水泥27 第三节 内管法水泥29 第九章第九章 附则附则29 1 中国石油天然气集团公司固井技术规范中国石油天然气集团公司固井技术规范 第一章第一章 总总 则则 第一条第一条固井是钻井工程的关键环节之一，固井质量对于延长油气井寿命 和发挥油气井产能具有决定性作用。为提高固井管理和技术水平，保障作业安 全和质量，更好地为勘探开发服务，制定本规范。 第二条第二条固井工程须从设计、准备、施工、检验 4 个环节严格把关，采用 适应地质和油气藏特点及钻井工艺的先进适用固井技术，达到安全、优质、经 济、可靠的要求。 第三条第三条固井作业应严格按照固井施工设计执行。 第二章第二章 固井设计固井设计 第一节第一节设计依据和内容设计依据和内容 第四条第四条应依据地质设计、钻井工程设计、实钻资料和有关技术规定、规 范、标准进行固井设计，并在施工前完成设计审批。 第五条第五条固井设计应从井壁稳定、井径规则、井底清洁、合理调整钻井液 性能、固井施工 5 个方面考虑影响施工安全和固井质量的因素。 第六条第六条固井设计至少应包含以下内容： 1 构造名称、油气井井位、名称、井别等属性识别信息。 2 固井设计依据的现场基础数据和资料。 3 关键施工参数的计算和分析结果。 4 固井施工方案和施工过程的控制、保障措施。 5 复杂情况的处理和 HSE 预案。 第七条第七条用于固井设计的重要基础数据应设法从多种信息渠道获得验证， 避免以单一方式获得数据。 第二节第二节压力和温度压力和温度 第八条第八条应预测地层孔隙压力、破裂压力和坍塌压力，并采取适当措施验 证预测结果。根据具体情况可以选用以下压力预测方法： 1 构造地质力学法 2 水力压裂法 2 3 岩心试验法 4 建立在测井基础上的各种方法 第九条第九条应测量或合理预测井底温度，对温度预测结果应采取适当措施验 证。根据具体情况可以选用以下方法确定井底温度： 1 实测法：实测井下循环温度或静止温度。 2 经验推算法： 注水泥循环温度（T）的经验计算公式： T钻井液循环出口温度（）+套管鞋深度（m）/168（m/） 其中，钻井液循环出口温度取钻井液循环 12 周时的出口温度。 3 地温梯度法： 井底静止温度（T 静）计算方法如下： T 静=地面平均温度（）+地区地温梯度（/m）套管鞋深度（m） 其中，地面平均温度为地表以下 100m 处恒温层的温度。 4 数值模拟法：采用专用设计软件中的温度模拟器计算井下循环温度。 第十条第十条缺乏资料时也可以根据地区经验或参考邻井、邻区块试验数据并 结合实钻资料合理估计井下压力和温度。 第三节第三节管柱和工具、附件管柱和工具、附件 第十一条第十一条 套管柱强度设计应采用等安全系数法，并进行双轴应力校核。 根据井下实际情况，必要时还应进行三轴应力校核。 第十二条第十二条 高压油气井和深井超深井的管柱强度设计应考虑螺纹密封因素。 第十三条第十三条 热采井的管柱强度设计应考虑高温注蒸汽过程中的热应力影响。 第十四条第十四条 定向井、大斜度井的管柱强度设计应考虑弯曲应力。 第十五条第十五条 对管柱安全系数的一般要求为：抗外挤安全系数不小于 1.25， 抗内压安全系数不小于 1.10，管体抗拉伸安全系数不小于 1.25。对于公称直径 244.5mm(含 244.5mm)以上的套管，螺纹抗拉伸安全系数不小于 1.6，对于公 称直径 244.5mm 以下的套管，螺纹抗拉伸安全系数不小于 1.8。 3 第十六条第十六条 在正常情况下按已知产层孔隙压力梯度、钻井液压力梯度或预 测地层孔隙压力值计算套管柱抗挤载荷。遇到盐岩层等特殊地层时，该井段套 管抗挤载荷计算取上覆地层压力梯度值，且该段高强度套管柱长度在盐岩层段 上下至少附加 50m。 第十七条第十七条 对含有硫化氢等酸性气体井的套管柱强度设计，在材质选择上 应明确提出抗酸性气体腐蚀的要求。 第十八条第十八条 套管柱顶部 100m 应选用所用套管中壁厚最大的套管。 第十九条第十九条 有关压裂酸化、注水、开采方面对套管柱的技术要求，应由采 油和地质部门在区块开发方案中提出，作为设计依据。 第二十条第二十条 套管螺纹的一般选用原则可以参考下表执行。 内压力,MPa井况可选用螺纹保证条件 油井 水井 LTC BTC 1.螺纹公差符合 API STD5B 2.使用符合 API Bul 5A3 的螺纹密封脂 3.井底温度120 油气混和井 气井 LTC BTC 1.螺纹公差符合 API STD5B 2.使用高级螺纹密封脂 3.井底温度120 28 热采井金属密封螺纹 1.需要全尺寸评价试验验证 2.井底温度350 油井 水井 LTC BTC 1.螺纹公差符合 API STD5B 2.使用高级螺纹密封脂 3.井底温度120 2855 油气混和井 气井 凝析气井 金属密封螺纹 1.螺纹公差符合验收条件 2.井底温度177 3.选用 LTC 和 BTC 时应使用高级密封脂， 且井底温度符合要求 5598 油井 油气混和井 气井 凝析气井 金属密封螺纹 1.螺纹公差符合 API STD5B 2.使用符合 API Bul 5A3 的螺纹密封脂或 高级密封脂 3.井底温度120 98所有井金属密封螺纹 1.需要全尺寸评价试验验证 2.螺纹逐根套管检验 3.使用合格的螺纹密封脂 4.井底温度177 (李克向.实用完井工程.北京:石油工业出版社;2002:173-174) 第二十一条第二十一条 联顶节、短套管和转换接头的加工、质量、强度应符合同钢级、 壁厚的套管质量标准。 4 第二十二条第二十二条 浮箍、浮鞋、引鞋的钢级不应低于套管，其选型应以适应地质 特点、满足作业要求为原则。 第二十三条第二十三条 应根据井径、井斜和方位测井数据采用专用设计软件进行扶正 器设计，同时结合具体井下情况进行扶正器数量和位置优化。 第二十四条第二十四条 扶正器安放至少应做到套管鞋及以上 3050m 每根套管安放 一只、含油气层井段每根套管安放一只、分级箍、悬挂器等大型工具周围 3050m 每根套管安放一只。 第二十五条第二十五条 刮泥器、旋流发生器等附件根据具体情况以安全和质量为原则 选用。 第四节第四节水泥浆和前置液水泥浆和前置液 第二十六条第二十六条 水泥浆和前置液设计内容包括配方及性能、使用数量和使用方 法。 第二十七条第二十七条 冲洗液及前置液 1 使用量：在不造成油气侵及垮塌的原则下，一般占环空高度的 300500m 环空容积。 2 性能要求：冲洗液和隔离液能有效冲洗、稀释、隔离、缓冲钻井液， 与钻井液及水泥浆具有良好的相容性，并能控制滤失量，不腐蚀套管，不影响 水泥环的胶结强度。 第二十八条第二十八条 水泥浆试验按 GB19139油井水泥试验方法执行，试验内 容主要包括：密度、稠化时间、滤失量、流变性能、抗压强度等。特殊情况下 还应进行水泥石的渗透率和水泥浆稳定性试验。 (原行业标准 SY/T 5546 失效，按油勘字200432 号文件中的要求显得落后) 第二十九条第二十九条 对于定向井、大位移井和水平井的自由水测定，应先将水泥浆 置于井底循环温度条件下，测试装置倾斜至实际井斜或 45，然后测定自由水。 第三十条第三十条 尾管固井的最短水泥浆稠化时间，应为配浆开始至提出（或倒 开）中心管并将残余水泥浆冲洗至地面的总时间附加 12h；分级固井的一级 水泥浆最短稠化时间应为从配浆开始至打开循环孔并将多余水泥浆冲洗至地面 的总时间附加 12h。 5 第三十一条第三十一条 水泥浆必须控制滤失量。一般井固井水泥浆滤失量应小于 150ml（6.9MPa，30min） ，气井和尾管固井控制水泥浆滤失量小于 50ml。根 据地层条件，充填水泥浆滤失量一般不大于 250ml。 第三十二条第三十二条 生产套管固井水泥石的最小抗压强度要求：封固段顶部水泥石 的 2448h 抗压强度不小于 7MPa，产层段水泥石 2448h 抗压强度不小于 12MPa，其养护压力和温度依据井深条件而定。 第三十三条第三十三条 凡有较厚盐岩层、钾盐层、复合盐岩层或石膏层固井应做到： 1 配浆水加盐量至饱和，达到结晶盐开始沉淀，其密度在 1.181.20 g/cm3之间。 2 控制饱和盐水水泥浆密度在 2.02.3g/cm3之间，水泥浆滤失量小于 250ml。 3 冲洗液和隔离液应能够控制盐层溶解，水泥浆返高应至少超过盐岩层 顶部 150m。 第三十四条第三十四条 封固盐水层和含盐地层时，水泥浆的含盐量应与地层水矿化度 相匹配。 第三十五条第三十五条 定向井固井时应适当提高水泥浆的粘度，控制自由水量小于 0.05%，API 滤失量小于 50ml（6.9MPa，30min） 。 第三十六条第三十六条 井底静止温度超过 110时，在水泥中加入 30%40%的硅粉。 第三十七条第三十七条 漏失井固井时应根据需要在水泥浆中加入堵漏材料或采用其它 措施。 第五节第五节注水泥和技术措施注水泥和技术措施 (水泥浆和前置液设计) 第三十八条第三十八条 除易漏井外，固井水泥浆密度一般应比同井使用的钻井液密度 高 0.24g/cm3。 第三十九条第三十九条 冲洗液、隔离液的接触时间一般为 710min。 第四十条第四十条 依据测井井径计算注水泥量，附加系数根据地区经验而定。 (井眼准备) 第四十一条第四十一条 应合理调整钻井液性能，其一般原则是维护为主、调整为辅。 1 下套管前的钻井液性能以降低摩阻和防止钻屑沉积为目的。 6 2 注水泥前的钻井液性能以增加流动性为目的。 3 钻井液性能和滤饼质量不能满足固井需要时，应在钻进阶段即开始逐 步调整，避免钻井液性能在短时间内性能变化过大。 (下套管) 第四十二条第四十二条 应使用专用软件对管柱在井眼中的通过性作出预测并制定相应 的下套管措施。 第四十三条第四十三条 表层套管和技术的套管鞋至浮箍以上 23 根套管及附件的螺 纹应采用螺纹粘接剂粘接，必要时可以同时采用铆钉冷铆。 第四十四条第四十四条 与管柱连接的工具的螺纹应采用螺纹粘接剂粘接。 第四十五条第四十五条 应计算管柱允许下放速度和下放阻力，并据此制定相应的下套 管措施。 (注水泥) 第四十六条第四十六条 应采用专用设计软件对固井施工过程进行模拟，并根据井下具 体情况对施工参数进行优化。 第四十七条第四十七条 注水泥应采用流变学设计，根据不同地区的特点及具体井况确 定适宜的环空流体流态。 第四十八条第四十八条 施工压力控制 1 固井设计中应坚持“三压稳”的原则，即固井前的压稳、固井过程中的 压稳和候凝过程中的压稳。环空静液柱压力与环空流动阻力之和应小于地层破 裂压力，环空静液柱压力应大于地层孔隙压力。 2 施工设备应满足最高施工压力要求。 第四十九条第四十九条 碰压前应降低替浆排量，避免高速碰压。易发生漏失的井和高 渗透地层固井时，可根据具体情况将碰压前的少量替浆量以间歇替的方式替至 碰压。 第五十条第五十条 一般应采取敞压方式候凝，有条件时还应在环空蹩入一定压力 候凝。 第六节第六节施工组织和应急预案施工组织和应急预案 第五十一条第五十一条 应根据作业要求确定施工组织机构，将职责落实到人。 第五十二条第五十二条 应针对设计的薄弱环节制定应急预案。 第五十三条第五十三条 应急预案应包括发生的可能性较小但对施工安全具有重大危险 7 的事件。应急预案还应包含 HSE 预案。 第三章第三章 固井准备固井准备 第五十四条第五十四条 应认真做好固井准备工作，为作业成功创造良好条件。 第一节第一节钻井设备钻井设备 第五十五条第五十五条 通井和下套管前，应认真检查地面设备、设施，发现问题及时 整改。检查内容包括：井架、绷绳、死活绳头、防碰天车、天车、刹车系统、 传动系统、气路系统、悬吊系统、循环系统、指重表、泵压表、防喷设施、电 气设备及电路。 第五十六条第五十六条 钻井泵的缸套应满足固井设计的排量、压力要求，动力端运转 正常，上水平稳良好。根据需要更换新缸套、活塞和凡尔。 第五十七条第五十七条 下套管灌钻井液装置应做到结构合理、管线连接可靠，防止落 井。 第五十八条第五十八条 下套管前应认真检查钢丝绳和刹车带，必要时进行更换。 第五十九条第五十九条 高压管汇、高压闸门应做到不刺、不漏，各种开关灵敏可靠。 第六十条第六十条配浆水罐应掏洗干净，避免污染配浆用水。 第六十一条第六十一条 下套管前应校验指重表和立管、钻井泵的压力表。 第二节第二节井口准备井口准备 第六十二条第六十二条 根据各层套管悬挂要求选择合适规格的套管头。 第六十三条第六十三条 套关头的安装和使用应符合出厂使用说明书的规定和要求。 第六十四条第六十四条 使用联顶节固井时，应准确计算联顶方入，避免套管无法下放 到套管头内。 第六十五条第六十五条 下套管前，闸板防喷器应更换与所下套管尺寸相符的芯子。 第三节第三节井眼准备井眼准备 (大港钻井工程师手册编委会.邹来方主编. 大港钻井工程师手册,大港油田集团 钻井工程公司;2001.8:467-482) 第六十六条第六十六条 下套管前应校核钻具长度，核实井眼深度。 第六十七条第六十七条 下套管前必须进行通井作业。通井钻具组合的最大外径和刚度 应不小于原钻具组合。对阻、卡井段应认真划眼，做到井底无沉砂、无阻卡、 8 无坍塌。对于复杂井和高难度井，还应采用单扶正器和三扶正器通井两次。通 井起钻时应及时足量灌满钻井液，防止井壁坍塌。 第六十八条第六十八条 通过循环确定正常循环压力。通井及注水泥前以不小于钻进时 的最大排量至少循环两周，达到井下正常，调整钻井液性能达到注水泥设计要 求。 第六十九条第六十九条 漏失井在下套管前必须先进行堵漏，正常后方可下套管。 第七十条第七十条 下套管前必须压稳油气层。当地层漏失压力和孔隙压力差值很 小容易发生井漏时，对于气井固井可以控制油气上窜速度小于 20m/h，油井固 井可以控制油气上窜速度小于 15m/h。 (油勘字200432 固井技术规定) 第七十一条第七十一条 受井身结构限制造成设计套管与井眼环空间隙小于 19mm 时， 可在必要时采取扩眼等相应措施。 第七十二条第七十二条 通井时钻井液性能调整的技术要求：通井时钻井液性能调整的技术要求： 1 控制摩阻。水平位移500m 的定向井摩阻控制在 0.10 之内；水平位 移500m 的定向井摩阻控制在 0.08 之内；井深3500m 的直井摩阻控制在 0.15 之内；井深3500m 的直井摩阻控制在 0.12 之内。 2 通井时循环排量不小于正常钻进时的排量，起钻前通过短起下钻循环 测油气上窜速度。钻井液密度不能平衡地层压力或油气上窜速度不满足1.第七 十条要求时，应适当加重钻井液，并通过短起下钻进行验证，确认压稳油气层。 3 控制钻井液粘、切。钻井液密度10MIN1 水泥浆稠化时间水泥浆稠化时间符合设计要求符合设计要求2 水泥浆滤失量水泥浆滤失量 符合设计要求 1 16 注替浆量注替浆量 符合设计要求 1 注替排量注替排量 符合设计要求 1 套管扶正器加放套管扶正器加放 符合设计要求 1 活动套管活动套管是是 2（奖励*） 固井作业中间间断时间固井作业中间间断时间 3 min1 施工过程中复杂情况施工过程中复杂情况 无1 碰压碰压 是1 试压试压 符合设计要求1 候凝方式候凝方式 符合设计要求1 总分数20 *在注水泥过程中，若活动套管，则奖励 2 分；未活动套管不扣分。 (SY/T 6592 固井质量评价方法) 第一百二十条第一百二十条 根据实际固井质量评价结果，在获得地质和开发部门许可的 条件下可以采用固井过程质量评价代替固井质量评价。其使用条件为： 1 根据一个开发区块中前 5 口井的施工记录，若固井过程质量评价结论 均为“合格”，且根据水泥胶结测井资料，水泥胶结质量均评价为“合格”以上，则 对于该区块后续的开发井，可根据固井过程质量评价结果评价固井质量。 2 在没有进行水泥胶结测井的条件下，可根据固井过程质量评价结果评 价固井质量。已进行了水泥胶结测井的条件下，可根据固井过程质量评价结果 仅作为分析水泥是否候凝时间不足或者是否出现微环隙的参考。 第一百二十一条第一百二十一条 出现下列情况之一时不应采用固井过程质量评价代替固 井质量评价： 1 施工过程中发生严重井漏，漏封油气层。 2 水泥浆出套管鞋后施工间断时间超过 30min。 3 灌香肠或替空。 4 套管未下至设计井深，造成沉砂口袋不符合设计要求。 5 固井后环空冒油、气、水。 第一百二十二条第一百二十二条 如果开发井的井眼扩大率大于 15%或分井段井眼最大全 角变化率超过下表要求时不应采用固井过程质量评价代替固井质量评价。 分井段最大全角变化率（/30m） 17 井深，m 井段，m 1000 20003000400050006000 1000140115115100100100 2000210140115115115 3000210200210210 4000230215215 5000230230 5000300 注：对于特殊的井或井段，要在设计中注明，以设计要求为准。 第五章第五章 固井质量评价固井质量评价 (油勘字200432 固井技术规定) 第一节第一节基本要求基本要求 第一百二十三条第一百二十三条表层套管和技术套管达到地质、工程设计要求；生产套 管能经受合理的射孔、酸化、压裂考验，满足正常条件下的注水、采油、采气 需要。 第一百二十四条第一百二十四条 水泥返高、水泥塞长度和人工井底的标准 1 油气层固井设计水泥返高应至少超过油气层顶界 150m，实际水泥返 高应至少封过油气层顶界 50m 以上。对于井深浅于 2000m 的井，油气层顶界 以上连续胶结中等以上的水泥环段长度不少于 10m；井深深于 2000m 的井， 油气层顶界以上连续胶结中等以上的水泥环段长度不少于 20m。 2 表层套管固井的水泥浆一般返到地面。技术套管固井遇到油气层（或 先期完成井）时，水泥浆返高按生产套管固井对待；无油气层时，按工程和地 质需要来确定水泥浆返高。 3 生产套管阻流环距套管鞋的长度不少于 10m。 4 技术套管（或先期完成井）阻流环距套管鞋长度一般为 20m，套管 鞋位置距井底一般不超过 3m。 5 盐水层、盐岩层、复合盐岩层、盐膏层、含腐蚀性流体的地层等特殊 地层必须封固。 18 6 人工井底（管内水泥面）距油气层底界以下不少于 15m。 第一百二十五条第一百二十五条 表层套管固井应保证套管鞋和井口处的水泥环封固质量。 技术套管固井应保证套管鞋处封固质量，水泥封固段长度应保证钻井工程的需 要，一般不少于套管串长度的三分之一。技术套管封固盐水层、盐岩层、复合 盐岩层、盐膏层和含腐蚀性流体的地层等影响油气井寿命的地层时，对这些地 层的固井质量要求与生产套管相同。 第二节第二节水泥环评价水泥环评价 第一百二十六条第一百二十六条 水泥环胶结质量评价方法应符合 SY/T 6592 要求，以 CBL/VDL 综合解释评价固井质量。 1 正常情况下，胶结测井应在注水泥后 2448h 内进行，特殊工艺固 井（尾管固井、分级注水泥固井、长封固段固井、低密度水泥固井等）胶结测 井时间依据具体情况而定。 2 胶结测井曲线必须测至最低油气层底界以下 10m。 3 常规水泥浆固井水泥环胶结质量解释标准 常规水泥浆固井声幅相对值 015%为 CBL 评价胶结质量优等；声幅相对 值 15%30%为 CBL 评价胶结质量中等；声幅相对值超过 30%为 CBL 评价胶 结质量差。 常规水泥浆固井水泥环胶结质量 CBL/VDL 综合解释标准表 测 井 结 果 CBL 曲线VDL 图 胶结质量 评价结论 0声幅相对值15%套管波消失，地层波清晰连续优 15%声幅相对值30%套管波弱，地层波不连续中 声幅相对值30%套管波明显差 4 低密度水泥浆固井水泥环胶结质量解释标准 密度在 1.301.65g/cm3之间的水泥浆固井，声幅相对值 020%为 CBL 评价胶结质量优等；声幅相对值 20%40%为 CBL 评价胶结质量中等；声幅 相对值超过 40%为 CBL 评价胶结质量差。水泥浆密度低于 1.30g/cm3时，声幅 相对值小于 40%为 CBL 评价合格。 低密度水泥浆固井水泥环胶结质量 CBL/VDL 综合解释标准表 项 目测 井 结 果胶结质量 评价结论 19 CBL 曲线VDL 图 0声幅相对值20%套管波消失，地层波清晰连 续 优 20%声幅相对值40%套管波弱，地层波不连续中 水泥浆密度 1.301.65g/cm3 声幅相对值40%套管波明显差 密度低于 1.30g/cm3声幅相对值40%套管波弱，地层波不连续中 第三节第三节质量鉴定质量鉴定 第一百二十七条第一百二十七条 生产套管固井的质量鉴定主要针对封隔油气层段部分。 第一百二十八条第一百二十八条 固井质量统计只考核一次合格率和优质率。 第一百二十九条第一百二十九条 固井质量不合格的井，经补救措施达到上述各条标准者， 算补救固井合格。 第四节第四节管柱试压和井口装定管柱试压和井口装定 第一百三十条第一百三十条套管柱试压 1 试压时间 表层套管一般在固井结束 24h 后试压；技术套管和生产套管试压一般在水 泥胶结测井后进行。 试压压力高于 25MPa 时，试压时间应适当推迟，具体试压时间以水泥环抗 压强度发展到足以抵抗试压产生的应力的时间为准。 2 试压指标 试压压力值等于地层破裂压力、套管柱抗内压强度和井口载荷三者之中最 小值的 80%。 试压时，稳压 30min，压力降低不超过 0.5MPa 为合格。 第一百三十一条第一百三十一条 套管头试压指标与套管柱试压指标相同。 第一百三十二条第一百三十二条 井口装置 1 技术套管和生产套管的井口装定要采用套管头并安装高压泄压管线、 阀门及压力表。 2 套管在井口装定时管柱所受拉力按 SY/T 5731套管柱井口悬挂载荷 计算方法计算。 第一百三十三条第一百三十三条 凡未装采油树的井，井口应戴井口帽，标明井号，在寒 冷地区，井口套管应掏空 35m，防止井口冻裂。 20 第六章第六章 特殊井固井特殊井固井 第一节第一节天然气井天然气井 第一百三十四条第一百三十四条 天然气井固井应时各层套管的水泥浆均应返至地面。 第一百三十五条第一百三十五条 井眼准备时，对于浅井用原钻具通井一次即可，对于深 井应用单扶正器和三扶正器各通井一次，钻具最大外径和刚度满足第六十七条 规定。 第一百三十六条第一百三十六条 天然气井一般应选用气密螺纹套管，选用方法符合第二 十条规定。 第一百三十七条第一百三十七条 对于含有腐蚀性气体的井应选用抗腐蚀性套管。 第一百三十八条第一百三十八条 所用工具、附件的材质、螺纹类型应与套管相同。 第一百三十九条第一百三十九条 天然气固井时应谨慎选用分级注水泥技术，高压天然气 井邻近生产套管的一层技术套管固井时不应采用分级注水泥技术。 第一百四十条第一百四十条应采用紧密堆积技术尽量提高水泥浆中的固相含量、降 低拌合水量，并进行水泥石 7 天的渗透率和抗压强度试验。高压气井固井水泥 石 7 天的气体渗透率应小于 0.0510-3m2，7 天抗压强度应不小于 30MPa。 (渗透率指标参考 1. 大港石油管理局.粉煤灰低密度水泥油层固井技术. 全国第 四次固井会议资料;1993 年 9 月. 2. 郝俊芳译.美国油井注水泥技术.北京：石油 工业出版社,1980.9:62。该指标高于油勘字200767 高压、酸性天然气井固井 技术规范(试行)；强度指标根据数值模拟结果，试压 70MPa 时 1000m 井深以 下的水泥环可能保持完整) 第一百四十一条第一百四十一条 应根据井下压力和温度的具体情况在水泥浆中使用晶格 膨胀型的膨胀剂。在产层位置应避免使用低密度水泥浆。 第一百四十二条第一百四十二条 裂缝性地层天然气井固井时水泥浆密度一般不超过钻井 液密度 0.12g/cm3。孔隙性地层固井时，根据具体情况水泥浆密度可以超过钻 井液密度 0.24g/cm3。 第一百四十三条第一百四十三条 尾管固井时，套管重合段 150m，尾管底部水泥塞 3050m 和尾管顶部水泥塞 50100m。对于高压气井的套管重合段可以延长 至 500m，尾管底部水泥塞 100m，尾管顶部水泥塞 200m。 (高压气井指标参考四川石油管理局经验) 21 第一百四十四条第一百四十四条 尾管固井的水泥浆量设计应附加钻杆胶塞可能提前到位 的余量，一般约为 0.5m3/1000m。 (Baker 公司悬挂器存在该现象，其他类型悬挂器也有可能) 第一百四十五条第一百四十五条 在保证管柱安全的前提下，尾管回接固井应根据管柱试 压压力和水泥石抗压强度试验结果确定施加一定的环空回压候凝，一般为 1015MPa。 第一百四十六条第一百四十六条 根据具体情况应采用环空加回压候凝技术。在保证套管 柱安全的前提下，环空回压大小根据顶替结束时的环空井底静态压力和地层破 裂(漏失)压力差确定。环空回压应间歇蹩至设计值，其数值至少应为流体在环 空中的总流动阻力。 第一百四十七条第一百四十七条 对于漏失风险较大的井，应根据情况采用正注反挤工艺 施工，降低井口带压风险。反挤作业应采用间歇式挤注工艺。 第一百四十八条第一百四十八条 应使用固井施工参数自动记录系统，当套管内容积较小 时，还应同时采用人工计量和仪表计量同时两种方式计量顶替量。 第二节第二节深井超深井深井超深井 第一百四十九条第一百四十九条 深井超深井固井应时各层套管的水泥浆均应尽量返至地 面。 第一百五十条第一百五十条应合理评估井底压力，作为管柱设计和水泥浆化验的基 础依据。井底压力评估方法见第八条，套管螺纹选择见第二十条，套管材质选 择见第十七条。 第一百五十一条第一百五十一条 应合理估计井底静止温度和循环温度，认真做好水泥浆 化验。井底温度评估方法见第九条。 第一百五十二条第一百五十二条 考虑到高温条件的影响，水泥浆稠化时间应为施工时间 附加 24h。 第一百五十三条第一百五十三条 长封固段固井时应根据地层压力预测和现场验证结果设 计水泥浆密度，要求做到环空动态当量密度小于地层破裂压力、环空静态当量 密度大于地层孔隙压力。 第一百五十四条第一百五十四条 表层套管和技术套管的大环空固井时应根据具体情况采 用内管注水泥或双塞法固井。 22 第一百五十五条第一百五十五条 尾管和完井阶段的小间隙固井时应在确认套管通过性的 前提下，严格按设计安放扶正器等套管附件(防漏、防卡)，并在注水泥和替钻 井液期间尽量活动套管。 第一百五十六条第一百五十六条 开展水泥浆、钻井液和前置液的相容性试验时，应考虑 井下高温对试验结果的影响。试验温度至少应达到 90。 第一百五十七条第一百五十七条 尾管固井时，套管重合段及尾管底部和顶部水泥塞的要 求见第一百四十三条。 第一百五十八条第一百五十八条 尾管回接固井要求与第一百四十五条相同。环空加回压 候凝技术要求与第一百四十六条相同。 第一百五十九条第一百五十九条 生产套管和上一层技术套管的固井水泥石性能要求与第 一百四十条相同。 第一百六十条第一百六十条水泥浆及前置液应符合第二章第四节规定，并避免在产 层使用低密度水泥浆。 第一百六十一条第一百六十一条 使用外加剂特别是缓凝剂时，应考虑包装和抛洒带来的 误差。 第一百六十二条第一百六十二条 采用正注反挤工艺施工的技术要求与第一百四十七条相 同。 第一百六十三条第一百六十三条 固井施工应优先选用具有水泥浆密度自动控制功能、泵 压可以达到 70MPa 以上的注水泥设备，并尽量采用批混、批注方式施工。 第一百六十四条第一百六十四条 尾管固井的计量要求与第一百四十八条相同。 第三节第三节热采井热采井 第一百六十五条第一百六十五条 热采井固井水泥浆一般应返至地面。 第一百六十六条第一百六十六条 应在钻井期间控制井径扩大率不超过 10%，并努力改善 钻井液滤饼质量。 第一百六十七条第一百六十七条 根据热采井的热采方式和最高注蒸汽温度，选择热采水 泥浆体系。一般应在水泥中掺入 60%的硅粉。 (刘崇建,黄柏宗,徐同台,刘孝良等编著.油气井注水泥理论与应用.北京:石油工业 出版社,2001.9:150) 第一百六十八条第一百六十八条 热采井一般应采用预应力固井工艺，当热采温度超过 23 220时，必须采用预应力固井。提拉预应力一般为 1525t。 第一百六十九条第一百六十九条 热采井套管螺纹选择应符合第二十条要求。应采用抗高 温套管螺纹密封脂，以提高套管螺纹的密封性。 第一百七十条第一百七十条固井水泥浆应采用紧密堆积设计，同时采取防漏措施。 第四节第四节定向井、大位移井和水平井定向井、大位移井和水平井 第一百七十一条第一百七十一条 通井钻具组合应符合第六十七条规定，并记录井下摩阻 情况。 第一百七十二条第一百七十二条 通井时造斜点以下井段应采用短起下钻处理；通井到底 后，循环洗井不少于 3 周；下完套管循环不小于 3 倍井筒容积量。 第一百七十三条第一百七十三条 下套管前钻井液性能至少应符合第七十二条要求，但可 以根据井下实际情况适当提高钻井液屈服值。 第一百七十四条第一百七十四条 套管和扶正器设计应符合第二章第三节规定。 第一百七十五条第一百七十五条 应对下套管摩阻进行计算，确认有效轴向压力大于摩擦 力，又小于受压段产生的一次弯曲作用力。 (刘崇建,黄柏宗,徐同台,刘孝良等编著.油气井注水泥理论与应用.北京:石油工业 出版社,2001.9:397) 第一百七十六条第一百七十六条 可采用漂浮接箍帮助套管顺下入。 第一百七十七条第一百七十七条 大斜度井段可以根据具体情况使用刚性扶正器或弹性与 刚性扶正器组合使用。应选择下入阻力小，强度较高的引鞋(或浮鞋)。浮箍应 选用舌簧式。 第一百七十八条第一百七十八条 选择尾管悬挂器时考虑井斜因素，应尽量选用能够上下 活动或可旋转的尾管悬挂器。 第一百七十九条第一百七十九条 应改善水泥浆和前置液的稳定性。自由水和 API 滤失量 应符合第三十五条的规定，沉降试验的液柱上下密度差应小于 0.02g/cm3。 (油勘字200767 高压、酸性天然气井固井技术规范(试行) 第一百八十条第一百八十条应进行水泥浆、钻井液和前置液的相容性试验，应做到 三者之间互相相容。 第一百八十一条第一百八十一条 水泥浆量设计应考虑井眼椭圆度或钻井键槽的影响。 第一百八十二条第一百八十二条 应采用再循环式混浆系统混配水泥浆，批混批注保证水 24 泥浆均匀稳定。 第一百八十三条第一百八十三条 应优先采用大排量顶替，并尽量采用套管漂浮技术改善 顶替效果。具备条件的井，应在替浆时上下活动和转动套管。 第五节第五节调整井调整井 第一百八十四条第一百八十四条 应获得油田开发部门的许可，对固井质量有影响的注水 (汽)井停注、放压，直至调整井胶结测井后再恢复注水。 第一百八十五条第一百八十五条 应掌握调整井内地下压力动态，摸清注水(汽)后调整井纵、 横向压力分布规律及地层孔隙压力、地层破裂压力，以此为依据制定固井施工 方案。 第一百八十六条第一百八十六条 应按照“压稳、居中、替净、密封”的原则进行调整井 设计和施工。 第一百八十七条第一百八十七条 存在高渗低压地层时，水泥浆中应加入堵漏材料。替浆 结束前可以预留一定量的水泥浆以间歇顶替方式替至碰压。 第一百八十八条第一百八十八条 井口条件允许时，应在环空施加一定的回压候凝。 第六节第六节煤层气井煤层气井 第一百八十九条第一百八十九条 应采用低密度水泥浆固井，防止井下漏失。 第一百九十条第一百九十条应避免在煤层位置使用低密度水泥浆。 第七章第七章 挤水泥和注水泥塞挤水泥和注水泥塞 第一节第一节挤水泥挤水泥 第一百九十一条第一百九十一条 应综合考虑挤水泥层段的地层物性、井下套管状况、挤 水泥压力等因素，有针对性的选择适宜的挤水泥方法。 第一百九十二条第一百九十二条 低压挤水泥时，选择关闭井口法挤水泥的条件： 1 挤水泥压力低于套管抗内压强度的 70%和作业压力超过井口额定工 作压力。 2 注替完水泥浆后能将作业管柱提至水泥面以上。 3 将水泥浆挤入地层或环空，或通过一组炮眼将水泥浆挤入环空。 第一百九十三条第一百九十三条 封隔器法挤水泥的条件 1 挤水泥压力高于套管抗内压强度的 70%或井口额定工作压力。 25 2 注水泥浆后不能将作业管柱提至水泥江面以上。 3 两组炮眼之间环空连通或炮眼与尾管喇叭口之间环空连通时挤水泥。 4 封隔器法挤水泥适用于高压挤水泥，也可用于低压挤水泥。 第一百九十四条第一百九十四条 挤入排量低于 300L/min 时宜用连续式挤水泥。挤入排量 高于 300L/min、封堵炮眼、修补套管缺陷时宜采用间歇式挤水泥。 第一百九十五条第一百九十五条 挤水泥作业前应做好准备工作，包括： 1 根据作业管柱类型检查防喷器芯子，尺寸不匹配时应更换芯子，并按 SY/T 5964 的规定进行试压。 2 挤入位置以下无水泥塞时，应在挤入位置之下安放可钻或可回收式桥 塞封堵下部井段。 3 根据测井曲线确定射孔位置及孔密，射孔时应避开套管接箍。 4 用冲洗液或冲洗工具冲洗炮眼。 第一百九十六条第一百九十六条 挤水泥前应进行试挤作业。 1 当试挤压力压裂或压漏挤入位置以下的裸眼地层或不能确定试挤压力 不会压裂或压漏挤入位置以下的裸眼地层时，应在挤入位置以下坐封桥塞。 2 关闭井口试挤时，试挤压力不应超过套管抗内压强度的 70%和井口 额定工作压力。 3 封隔器试挤时，试挤压力不应超过套管抗外挤强度的 70%或封隔器 的额定工作负压差。 4 采用承留器试挤时，试挤压力不应超过套管抗外挤强度的 70%或承 留器的额定工作负压差。 5 下桥塞后，试挤压力不应超过桥塞的额定工作正压差。 第一百九十七条第一百九十七条 关闭井口试挤时，应分别从作业管柱内和作业管柱与套 管环形空间试挤，并记录试挤排量、压力和挤入量。 第一百九十八条第一百九十八条 应根据选用的挤水泥方法、作业方式和挤水泥压力采取 相应的挤水泥程序。 第一百九十九条第一百九十九条 采用封隔器挤水泥时，坐封位置至少应高于挤水泥层位 30m。 第二百条第二百条 应综合考虑地层物性、生产历史、挤水泥目的和井下具体情况 26 确定挤水泥所需的水泥浆量。 第二百一条第二百一条挤水泥水泥浆稠化时间试验温度高于注水泥试验温度， 应按照相关技术规范确定。水泥浆稠化时间要求一般为作业时间附加 2h 计算。 第二百二条第二百二条水泥浆 API 滤失量控制要求可以参考以下指标：高孔高 渗地层小于 50ml；低渗透地层 100200ml；极低渗透地层为 200300ml； 裂缝性地层为 300500ml。 (刘大为.田锡君.廖润康译.现代固井技术.沈阳:辽宁科学出版社,1994.4:340) 第二百三条第二百三条挤水泥后需要留水泥塞时应高于封堵井段 3050m 或达 到设计位置。挤水泥候凝时间一般为 2448h。 第二百四条第二百四条挤水泥作业质量一般采用正压试验或负压试验评价，试 验压差根据预期的生产压差确定。根据地质和开发需要，也可以在钻穿水泥塞 后按照第五章第二节的方法评价。 第二节第二节注水泥塞注水泥塞 第二百五条第二百五条一般采用平衡塞法注水泥塞。 第二百六条第二百六条注水泥塞的管柱应使用不带钻头、钻铤和稳定器的光钻 杆或油管，管柱下部应加装扶正器。 第二百七条第二百七条注裸眼水泥塞时应根据具体情况在管柱下部加装刮泥器， 并在注水泥塞期间活动管柱。 第二百八条第二百八条应根据测井资料选择地层较为坚硬、井径规则的井段注 水泥塞，避免在易坍塌、高渗透、大井径井段注水泥塞。 第二百九条第二百九条注水泥塞前应做到压稳地层(除堵漏外)，并合理调整钻井 液性能，保持井眼畅通。 第二百一十条第二百一十条水泥塞有效长度一般不小于 60m。 第二百一十一条第二百一十一条 水泥浆试验温度、压力应按照挤水泥条件确定。水泥浆 性能要求一般与注水泥作业相同。 第二百一十二条第二百一十二条 平衡塞法注水泥塞时，替浆至管柱内水泥面略高于管外 水泥面即可停止替浆。应控制上提钻具速度，防止污染水泥塞。 第二百一十三条第二百一十三条 水泥塞候凝时间一般为 2448h ，侧钻水泥塞 27 3672h。 第二百一十四条第二百一十四条 一般采用钻进方式加 20100KN 钻压检验水泥塞质量。 报废井及封堵底水的水泥塞不检验。 第二百一十五条第二百一十五条 探水泥塞面时应采取安全措施防止未凝固水泥固结钻具 或蹩泵。 1 应假定井下温度低于水泥浆试验温度，不完全依靠水泥浆化验结果确 定水泥浆凝固时间。 2 应假定探水泥塞面时水泥浆未凝固，不完全依赖悬重变化判断水泥面。 3 井眼较大时应在理论水泥面位置以上 2 个立柱开始循环洗井；井眼较 小时应在理论水泥面位置以上 34 个立柱开始循环洗井。 4 下钻发现悬重下降时，应上提 2 个立柱后再开始循环。 5 钻软水泥时应控制钻压，钻水泥塞前处理好钻井液。 第八章第八章 特殊固井工艺特殊固井工艺 第一节第一节分级注水泥分级注水泥 第二百一十六条第二百一十六条 根据井下情况采用相应的分级注水泥工艺及工具类型， 分级箍强度应不低于与其连接的套管强度。 第二百一十七条第二百一十七条 分级箍安放位置的确定原则 1 根据油、气、水层及漏失层位置和完井方法来确定。 2 根据地层破裂压力梯度，按平衡压力固井要求，选择地层致密、井径 规则的裸眼井段或上层套管内。 3 多组油气层间距较大时，安放在上部主力油气层底界下方 4060m 为宜。 4 对于易漏地层，安放在漏失层顶界上方 5080m 处。 5 需要管外封隔器与分级箍组合使用或只用第二级注水泥的特殊井，按 井下实际情况来确定安放位置。 6 分级箍以下管串在工程或地质允许的条件下一般不小于 450m。小于 450m 时，必须进行钻井液压缩量计算，以保证在设计压力范围内顺利打开分 级箍循环孔。 28 第二百一十八条第二百一十八条 套管柱强度设计要考虑注水泥后关闭分级箍时产生的最 大附加轴向拉力。 第二百一十九条第二百一十九条 确保浮鞋和浮箍工作可靠、分级箍部位的水泥环质量及 关闭孔的密封性。 第二节第二节尾管注水泥尾管注水泥 第二百二十条第二百二十条应按规定对作业用钻杆、短钻杆进行检查、更换，尽量 保持尾管送入钻具同径，必要时可进行探伤检查。 第二百二十一条第二百二十一条 应使用标准通径规对送入管串逐根通径、编号。 第二百二十二条第二百二十二条 对上层套管应进行刮管作业，悬挂点上下 50m 内刮管不 少于 3 次。 第二百二十三条第二百二十三条 裸眼段应认真通井划眼，彻底洗井。 第二百二十四条第二百二十四条 对送入管串称重时，应记录开泵、停泵、转动、上提、 下放时的悬重及开泵排量和泵压。 第二百二十五条第二百二十五条 尾管必须采用悬挂器悬挂。 第二百二十六条第二百二十六条 怀疑上层套管磨损严重时，应先试压或测微井径检查。 第二百二十七条第二百二十七条 在套管重迭段、套管鞋处及悬挂装置部位应加 12 只刚 性扶正器，裸眼段按设计加扶正器。 第二百二十八条第二百二十八条 尾管与上层套管的重迭长度见第一百四十三条。 第二百二十九条第二百二十九条 尾管悬挂器及座挂 1 悬挂位置选择在外层套管厚壁井段、水泥胶结质量好并错开接箍的位 置上，并满足第四十六条的规定。 2 悬挂器座挂后，卡瓦悬挂处的最小流道面积不小于重迭段最小环隙面 积的 60%。 3 至少应有两道回压密封和尾管胶塞与坐落接箍碰合后形成的附加密封。 第二百三十条第二百三十条尾管悬挂器入井前要做好地面检查、测量和试压。 第二百三十一条第二百三十一条 应严格控制尾管的下放速度，要求下放速度均匀，下放 时间每立柱不少于 1.5min。 第二百三十二条第二百三十二