天然气集团公司固井技术规范标准

1、 . . 39/42 . . 固井技术规范（试行）中国石油天然气集团公司2009年5月目 录 TOC o 1-3 h z u HYPERLINK l _Toc228763909 第一章总则 PAGEREF _Toc228763909 h 1 HYPERLINK l _Toc228763910 第二章固井设计 PAGEREF _Toc228763910 h 1 HYPERLINK l _Toc228763911 第一节设计依据和内容 PAGEREF _Toc228763911 h 1 HYPERLINK l _Toc228763912 第二节压力和温度 PAGEREF _Toc228763912

2、 h 2 HYPERLINK l _Toc228763913 第三节管柱和工具、附件 PAGEREF _Toc228763913 h 3 HYPERLINK l _Toc228763914 第四节前置液和水泥浆 PAGEREF _Toc228763914 h 5 HYPERLINK l _Toc228763915 第五节下套管和注水泥 PAGEREF _Toc228763915 h 6 HYPERLINK l _Toc228763916 第六节应急预案和施工组织 PAGEREF _Toc228763916 h 8 HYPERLINK l _Toc228763917 第三章固井准备 PAGERE

3、F _Toc228763917 h 8 HYPERLINK l _Toc228763918 第一节钻井设备 PAGEREF _Toc228763918 h 8 HYPERLINK l _Toc228763919 第二节井口准备 PAGEREF _Toc228763919 h 9 HYPERLINK l _Toc228763920 第三节井眼准备 PAGEREF _Toc228763920 h 9 HYPERLINK l _Toc228763921 第四节套管和工具、附件 PAGEREF _Toc228763921 h 11 HYPERLINK l _Toc228763922 第五节水泥和外加剂

4、 PAGEREF _Toc228763922 h 13 HYPERLINK l _Toc228763923 第六节固井设备与井口工具 PAGEREF _Toc228763923 h 15 HYPERLINK l _Toc228763924 第七节仪器仪表 PAGEREF _Toc228763924 h 16 HYPERLINK l _Toc228763925 第四章固井施工 PAGEREF _Toc228763925 h 17 HYPERLINK l _Toc228763926 第一节下套管作业 PAGEREF _Toc228763926 h 17 HYPERLINK l _Toc228763

5、927 第二节注水泥作业 PAGEREF _Toc228763927 h 18 HYPERLINK l _Toc228763928 第三节固井过程质量评价 PAGEREF _Toc228763928 h 20 HYPERLINK l _Toc228763929 第五章固井质量评价 PAGEREF _Toc228763929 h 21 HYPERLINK l _Toc228763930 第一节基本要求 PAGEREF _Toc228763930 h 21 HYPERLINK l _Toc228763931 第二节水泥环评价 PAGEREF _Toc228763931 h 22 HYPERLINK

6、 l _Toc228763932 第三节质量鉴定 PAGEREF _Toc228763932 h 23 HYPERLINK l _Toc228763933 第四节管柱试压和井口装定 PAGEREF _Toc228763933 h 24 HYPERLINK l _Toc228763934 第六章特殊井固井 PAGEREF _Toc228763934 h 25 HYPERLINK l _Toc228763935 第一节天然气井 PAGEREF _Toc228763935 h 25 HYPERLINK l _Toc228763936 第二节深井超深井 PAGEREF _Toc228763936 h

7、27 HYPERLINK l _Toc228763937 第三节热采井 PAGEREF _Toc228763937 h 28 HYPERLINK l _Toc228763938 第四节定向井、大位移井和水平井 PAGEREF _Toc228763938 h 28 HYPERLINK l _Toc228763939 第五节调整井 PAGEREF _Toc228763939 h 29 HYPERLINK l _Toc228763940 第七章挤水泥和注水泥塞 PAGEREF _Toc228763940 h 30 HYPERLINK l _Toc228763941 第一节挤水泥 PAGEREF _T

8、oc228763941 h 30 HYPERLINK l _Toc228763942 第二节注水泥塞 PAGEREF _Toc228763942 h 33 HYPERLINK l _Toc228763943 第八章特殊固井工艺 PAGEREF _Toc228763943 h 34 HYPERLINK l _Toc228763944 第一节分级注水泥 PAGEREF _Toc228763944 h 34 HYPERLINK l _Toc228763945 第二节尾管注水泥 PAGEREF _Toc228763945 h 35 HYPERLINK l _Toc228763946 第三节内管注水泥

9、PAGEREF _Toc228763946 h 37 HYPERLINK l _Toc228763947 第九章附则 PAGEREF _Toc228763947 h 38 TOC o 1-3 h z u 中国石油天然气集团公司固井技术规范总则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重要作用。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，依据有关规定制定本规范。固井工程应从设计、准备、施工和检验环节严格把关，采用适应地质和油气藏特点与钻井工艺的先进适用固井技术，实现安全、优质、经济、可靠的目的。固井作业应严格按照固井设计执行。固井设计设计

10、依据和内容应以钻井地质设计、钻井工程设计、实钻资料和测井资料为基础，依据有关技术规定、规范、标准进行固井设计并在施工前按审批程序完成设计审批。进行固井设计时应从井身质量、井眼稳定、井底清洁、钻井液和水泥浆性能、固井施工等方面考虑影响施工安全和固井质量的因素。固井设计中至少应包含以下内容：（1）构造名称、井位、井别、井型、井号等信息。（2）实钻地质和工程、录井、测井资料等基础数据。（3）管柱强度校核和管串结构设计、水泥浆化验数据、固井施工参数等关键施工数据的计算和分析结果。（4）固井施工方案和施工过程的质量控制、安全保障措施。（5）应对固井风险的技术预案和HSE预案。用于固井设计的重要基础数据应

11、从多种信息渠道获得验证，尽量避免以单一方式获得数据。压力和温度应根据钻井地质设计、钻井工程设计、实钻资料、测井资料评估或验证地层孔隙压力、破裂压力和坍塌压力。确定井底温度应以实测为主。根据具体情况也可选用以下方法：（1）经验推算法：井底循环温度(T循)的经验计算公式：T循钻井液循环出口温度()+垂直井深(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。或者T循=井底静止温度地区经验系数其中，地区经验系数的取值范围一般为0.750.90。（2）地温梯度法：井底静止温度(T静)计算方法如下：T静=地表平均温度()+地温梯度(/m)垂直井深(m)其中，地表平均温度为地表

12、以下100m处恒温层的温度。（3）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。管柱和工具、附件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，高压油气井、深井超深井、特殊工艺井还应进行三轴应力校核。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。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。定向井、大位移井和水平井的管柱强度设计应考虑弯曲应力。对管柱载荷安全系数的一般要求为：抗外挤安全系数不小于1.125，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

13、，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。在正常情况下按已知产层孔隙压力、钻井液液柱压力或预测地层孔隙压力计算套管柱抗挤载荷。遇到膏盐层等特殊地层时，该井段套管抗挤载荷应取上覆地层压力值，且该段高强度套管柱长度在膏盐层段上下至少附加100m。对于含有硫化氢、二氧化碳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。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。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28油井水井LCBC1.螺纹公差符合API STD5B2.

14、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LCBC1.螺纹公差符合API STD5B2.使用专用螺纹密封脂3.井底温度120热采井金属密封螺纹1.需要全尺寸评价试验验证2.注汽温度3502855油井水井LCBC1.螺纹公差符合API STD5B2.使用专用螺纹密封脂3.井底温度120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1773.选用LC和BC时应使用专用密封脂，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 STD5B2.使用符合API Bul 5A3的螺纹密封脂或专用密封脂3.井底温度1

15、7798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.使用专用的螺纹密封脂4.井底温度177在公称直径一样的管串中，套管柱顶部至少应有一根套管与管柱中通径最小的套管一样。分级箍、悬挂器等工具和浮箍、浮鞋等套管附件的强度应不低于同井段使用的套管强度，其螺纹类型与所联接套管一致或者经转换短节可以与套管相联接，材质选择应按 REF _Ref197688660 r h * MERGEFORMAT 第十四条要求执行。转换短节不应降低套管螺纹的密封级别。应根据井径、井斜和方位测井数据进行套管扶正器设计并结合具体井下情况优化套管扶正器数量和位置。其中，套管扶正器安放至少应做到套管鞋与以

16、上3050m每根套管安放一只、含油气层井段每根套管安放一只、分级箍等工具上下3050m每根套管安放一只。刮泥器、旋流发生器等附件根据具体情况以保障安全和质量为原则选用。前置液和水泥浆水泥浆和前置液设计内容包括配方与性能、使用数量和使用方法。前置液设计（1）使用量：在不造成油气侵与垮塌的原则下，一般占环空高度300500m或接触时间710min。（2）性能要求：隔离液能有效冲洗、稀释、隔离和缓冲钻井液并与钻井液和水泥浆具有良好的相容性。能够控制滤失量，不腐蚀套管，不影响水泥环的胶结强度。水泥浆试验按GB19139执行，试验内容主要包括密度、稠化时间、滤失量、抗压强度、流变性能、游离液和水泥浆沉降

17、稳定性等。特殊情况下应进行水泥石的渗透率试验。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以上。漏失井和异常高压井应根据地层破裂压力和平衡压力原则设计水泥浆密度。固井水泥浆的稠化时间一般应为施工总时间附加12h。尾管固井的水泥浆稠化时间至少应为配浆开始至提出（或倒开）中心管并将多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稠化时间至少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。应控制水泥浆的滤失量。一般井固井时水泥浆滤失量应小于150ml（6.9MPa，30min），气井、定向井、大位移井和水平井以与尾管固井时应控制水泥浆滤失量小于50

18、ml。根据地层条件，充填水泥浆滤失量一般不大于250ml。生产套管固井时，封固段顶部水泥石2448h抗压强度应不小于7MPa，产层段水泥石2448h抗压强度应不小于14MPa，其养护压力和温度依据井深条件而定。水泥浆流变性能应满足固井施工需要。气井、大斜度井、大位移井和水平井固井时水泥浆应控制游离液接近于零。凡有较厚盐岩层、钾盐层、复合盐岩层或石膏层固井应使用抗盐水泥浆体系。井底静止温度超过110时应在水泥中加入30%40%的硅粉。漏失井固井时应根据需要在水泥浆中加入防漏材料或采用其它防漏措施。下套管和注水泥表层套管和技术套管的套管鞋位置应根据继续钻进需要并结合管柱自由伸长量和井底沉砂情况确定

19、，一般情况下应尽量接近井底。应按照维护为主、调整为辅的原则合理调整钻井液性能使其满足下套管和注水泥作业要求。（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。（2）注水泥前的钻井液性能以改善流动性为目的。（3）钻井液性能和滤饼质量不能满足需要时，应在钻进阶段开始逐步调整，避免钻井液性能在短时间内发生剧烈变化。应使用专用软件对管柱在井眼中的通过性作出预测，根据环空返速、地层承压能力等计算管柱允许下放速度和下放阻力，制定相应的下套管措施。对于表层套管和技术套管，套管鞋至浮箍以上23根套管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。应使用专用设计软件对固井施工过程进行模拟，根据井

20、下具体情况对施工参数进行优化，根据不同地区的特点与具体井况确定适宜的环空流体流态。依据测井井径计算注水泥量，附加系数根据地区经验而定。实际水泥准备量应考虑罐余与运输和输送过程中的损失。对于测量整个裸眼井段的井，计算注水泥量时应采用上层套管内径校核井径数据的准确程度。施工压力控制（1）固井设计中应坚持“三压稳”的原则，即固井前压稳、固井过程中压稳和候凝过程中压稳。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。（3）碰压前应降低替浆排量，避免大排量碰压。一般应采取管内敞压方式候凝。有条件时应在环空憋入一定压力候凝。应急预

21、案和施工组织固井设计阶段应根据现场具体情况进行风险识别，采取相应技术措施消除或回避风险。同时，应针对无法消除或回避的风险制定应急技术预案和HSE预案。应根据作业要求确定施工组织机构，将岗位和职责落实到人。固井准备应认真做好固井准备工作，为作业成功创造良好条件。钻井设备通井和下套管前应认真检查地面设备、设施，发现问题与时整改。检查内容主要包括提升系统、动力系统、循环系统、传动系统、井控装置与辅助设备。下套管前应校验指重表和立管、钻井泵的压力表。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。下套管灌钻井液装置应做到结构合理、管线连接安全可靠，防止井下落物。配浆水罐应保证

22、清洁干净，避免污染配浆用水。可以根据具体情况对配浆水罐增加保温或加热装置并装配搅拌器。井口准备应根据各层套管座挂要求选择合适规格的套管头。套管头的安装和使用应符合出厂使用说明书的规定和要求。使用联顶节固井时应准确计算联入，避免套管无法座挂到套管头内。下套管前，闸板防喷器应更换与所下套管尺寸相符的闸板并试压。井眼准备下套管前应校核钻具长度，核实井眼深度。下套管前必须进行通井作业，对阻、卡井段应认真划眼。一般通井钻具组合的最大外径和刚度应不小于原钻具组合。对于深井、大斜度井和水平井，通井钻具组合的最大外径和刚度应不小于下入套管的外径和刚度。通井时应以不小于钻进时的最大排量至少循环2周。漏失井下套管

23、前应先进行承压堵漏，所需承压能力一般应根据下套管和注水泥时的最大井底动态液柱压力确定。下套管前必须压稳油气层，根据井下状况和油气藏条件将油气上窜速度控制在安全范围内。当地层漏失压力和孔隙压力差值很小容易发生井漏时，可以根据具体情况控制气井的油气上窜速度小于20m/h，控制油井的油气上窜速度小于15m/h。受井身结构限制造成设计套管与井眼环空间隙小于19mm时，可采取扩眼等相应措施改善环空几何条件。通井时应合理调整钻井液性能（1）应控制钻井液滤饼的摩阻系数。水平位移500m的定向井摩阻系数控制在0.10之内；水平位移500m的定向井摩阻系数控制在0.08之内；井深3500m的直井摩阻系数控制在0

24、.15之内；井深3500m的直井摩阻系数控制在0.12之内。（2）起钻前通过短起下钻循环测定油气上窜速度。钻井液液柱压力不能平衡地层压力或油气上窜速度不满足 AUTONUMOUT REF _Ref197680293 r h * MERGEFORMAT 第五十七条要求时，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。如需在通井下钻过程中进行中途循环，应避开易垮、易漏地层。下钻中途和下钻到底开泵时应先小排量顶通，然后再逐渐加大排量。有技术套管的井应在技术套管内循环好钻井液后再继续下钻。通井过程中如发生井漏应进行堵漏作业，条件具备时应验证地层承压能力。套管和工具、附件套管送井前应进行检查并

25、作好记录（1）套管送井前检查项目包括：接箍、管体、螺纹外观；钢级与壁厚；直线度；长度；锥度；通内径；螺纹机紧度；紧密距；探伤；静水压力试验。（2）特殊螺纹套管送井前应按订货合同规定或推荐项目与方法检查。应认真检查到井套管，做好下套管准备工作。（1）应使用抓管机或吊车卸套管。套管在管架上摆放时应分层隔开，层数不宜超过三层(直焊缝套管为两层)。（2）应清点到井套管的数量，按规格、用途进行整理并检查。（3）应通过目视对套管进行现场检查，查实钢级、生产厂家、壁厚等参数。不同类型的套管要分隔排列并做好标记，以免混用。（4）应逐根检查到井套管的接箍、螺纹和本体，有缺陷的套管应做好标记防止误入井内。接箍余扣

26、超过2扣、接箍有裂纹、螺纹有损伤的套管不能下入井内；本体有裂纹、弯曲、凹痕深度超过名义壁厚12.5%不能下入井内；本体表面锈蚀程度超过名义壁厚12.5%的套管不能下入井内；无法辨认的套管不能下入井内。（5）应逐根清洗并检查套管螺纹，特殊螺纹套管清洗按厂家要求进行。（6）应使用符合标准要求的通径规对到井套管逐根通径。通径规不能通过的套管不能下入井内，应做好标记防止误入井内。（7）钻井工程和地质人员应分别对送井套管逐根进行丈量、记录，统一编制下入顺序号并核对一致。套管长度测量点从接箍端面至API螺纹消失点或最终分度线记号，梯形螺纹以印在套管本体上的三角符号的低边为准，其它螺纹按厂家规定的测量方法为

27、准。套管测量长度一般精确到小数点后两位数(cm)，要求精度较高时可精确到小数点后三位(mm)。（8）井场应有一定数量的备用套管。一般应按送井套管数量的3%准备，也可采用以下方法确定备用套管数量：表层套管一般备用1根；对于技术套管和生产套管，套管总长不超过2500m时备用3根，套管总长25003000m时备用5根，套管总长超过3500m时备用6根。应做好到井固井工具的检查和准备工作（1）固井工具应有出厂合格证、使用说明书。（2）应绘制固井工具草图，标明主要尺寸。（3）固井工具在装卸、运输过程中应避免受到碰撞、挤压，到井后应认真检查并妥善保管。（4）使用分级箍时应检查核实工具随带的碰压胶塞、打开塞

28、、关闭塞是否齐全，相关配合尺寸是否正确。对于液压打开循环孔的分级箍还应检查打开套销钉数并核对与之对应的压力级别。（5）使用尾管悬挂器时应检查核实工具随带的回接筒和插入头、球座短节、憋压球、钻杆胶塞、套管胶塞是否齐全，核对规格、尺寸是否与设计相符。同时检查钻杆胶塞能否通过送入钻具和水泥头，并核实中心管内径是否与钻杆胶塞匹配。应做好到井套管附件的检查和准备工作（1）所有附件均应有出厂合格证书。（2）所有附件在装卸、运输过程中均应避免受到碰撞、挤压，到井后应妥善保管。（3）应检查浮鞋和浮箍的规格尺寸是否与所下套管一致，核实正反向承压能力是否满足施工要求。（4）应检查扶正器(刚性、弹性)外形、尺寸是否

29、与所下套管匹配并满足井眼条件要求。（5）应认真检查碰压胶塞的尺寸和质量是否满足作业要求。水泥和外加剂应使用质量检验合格的油井水泥和外加剂固井。固井前应对用于施工的水泥、外加剂和外掺料抽样检查，合格后方可使用。同时使用两种以上的外加剂时应进行复合使用性能测试。同井次固井应使用同一生产批号的水泥、外加剂和外掺料。应妥善保管到井水泥和外加剂，防潮湿、防日光暴晒，液体外加剂应防冻。使用高密度或低密度水泥浆固井时应严格按设计比例干混加重材料或减轻材料。干混完成后应按设计水泥浆配方抽样检查混拌成品的水泥浆密度，符合设计后方可使用。长途运输干混水泥到现场后应重新抽样检查密度变化，必要时重新混拌。应根据现场需

30、要在配制混合水前对现场水、水泥和外加剂取样并按设计规定条件和配方进行复核试验，合格后再配制混合水。配制混合水时应按顺序加入外加剂并充分循环，达到均匀稳定。配制完成后应取样并进行复查试验，检查混配质量。应根据现场需要在固井施工前对含有外加剂的混合水和水泥取样并按设计规定条件和配方完成现场复核试验。含有外加剂的混合水配制完成后应防止杂物进入和液体流失。配制完成48h后仍未固井时，固井前应重新进行现场复核试验。特殊复核时间要求各油田可以根据需要确定。固井设备与井口工具注水泥设备（1）水泥车(撬)应装备再混合系统，推荐使用装备有水泥浆密度自动控制系统的水泥车(撬)。（2）固井前应全面检查、保养水泥车(

31、撬)，泵排量和压力应达到额定值。（3）应按设计要求配备水泥车(撬)。浅井、中深井可以使用最高工作泵压不小于40MPa的水泥车(撬)；深井、超深井和特殊作业井宜使用工作泵压70100MPa的水泥车(撬)。（4）高密度和超低密度水泥浆固井、尾管固井、水平井固井宜采用批混装置。散装水泥罐(车)（1）应按设计水泥量配置散装水泥罐(车)。（2）使用散装水泥罐(车)前应全面检查供灰系统、出灰系统、供气系统并将罐内残余水泥清除干净。（3）使用立式罐固井时应将立式罐和运灰罐车的罐内残余水泥清除干净。（4）供灰口至水泥车(撬)距离超过12m时应加恒压罐过渡。（5）多罐、多车供灰时应使用供灰集成器装置以保证连续、

32、稳定供灰。（6）应认真检查散装水泥罐(车)气路，做到管线不堵、不漏，连接可靠。（7）应认真检查压风机，确保工作正常。井口工具（1）水泥头的额定工作压力应达到以下要求：公称直径508mm和339.7mm的水泥头试压21MPa；公称直径244.5mm和177.8mm的水泥头试压35MPa；公称直径小于177.8mm的水泥头试压49MPa。（2）水泥头应每井次保养一次并定期试压、探伤。（3）水泥头在送井前应进行全面检查、保养。其螺纹应与所联接套管、钻具的螺纹一致，所有阀门应做到开关灵活。水泥头内的胶塞应装配合格，胶塞挡销应能够灵活打开。（4）下套管吊卡、卡瓦(卡盘)在送井前应进行全面检查、保养。其承

33、载能力满足下套管负荷需要，规格尺寸与所下套管一致。套管钳规格尺寸应与所下套管匹配并认真检查钳牙质量。仪器仪表水泥车(撬)的车台仪表至少应能够显示排量和压力参数，条件具备时还应同时显示密度参数。技术套管、生产套管固井时应配备固井施工参数实时采集系统，显示并记录排量、压力和密度参数。应定期校验固井施工参数采集系统，流量计的一次仪表应每井次保养一次并定期校验。固井施工下套管作业下套管载荷应不超过钻机额定载荷。深井超深井下套管前应检查井架负荷是否满足下套管安全要求。下套管前井场应有足够的贮备钻井液，井口应准备循环接头和内防喷工具。下套管作业按SY/T5412执行。套管螺纹在旋合前应清洗干净并保持清洁。

34、上钻台套管应戴好护丝，防止套管螺纹损坏。管柱联接时应使用质量合格的螺纹密封脂。推荐使用带有扭矩记录的液压套管钳下套管，套管螺纹旋合扭矩应达到规定值。特殊螺纹按照特殊螺纹标准规定执行。下套管时应记录实际套管螺纹旋合扭矩值或余扣值。悬重超过100t的公称直径244.5mm与以上的大尺寸套管宜采用气动卡盘下入井内。应严格按设计要求安装扶正器。套管柱上提下放应平稳。上提高度以刚好打开吊卡为宜，坐放吊卡(卡瓦)时应减少冲击载荷。应根据环空返速、地层承压能力、钻井液性能等参数确定和控制套管柱下放速度。应控制套管掏空深度处于安全范围内。合理的套管掏空量根据浮动装置的承压能力、套管承载能力以与灌满钻井液所需时

35、间综合确定。使用普通型浮箍(浮鞋)时，下套管过程中应与时、足量灌满钻井液。使用自灌型浮箍(浮鞋)时应随时观察，发现自灌装置失效后应与时、足量灌满钻井液。对于管柱下部装有漂浮接箍的井，无异常情况中途不应循环钻井液。下套管过程中应尽量缩短静止时间。静止时间超过5min时应活动套管，活动距离不小于套管柱伸缩量的两倍。下套管过程中应有专人观察和记录井口钻井液返出情况，记录灌钻井液后悬重变化情况，发现异常应与时采取相应措施。下套管至设计深度后应复查下井套管与未下井套管数量是否与送井套管总数相符。下完套管灌满钻井液后方可开泵循环。应控制循环排量由小到大，确认泵压无异常变化和井下无漏失后再将排量逐渐提高到固

36、井设计要求。注水泥作业注水泥作业按SY/T5374执行。注水泥前应以不小于钻进时的最大环空返速至少循环2周。应控制钻井液粘切，钻井液密度1.30g/cm3时，屈服值5Pa，塑性粘度1030 mPa.s；钻井液密度1.301.80g/cm3时，屈服值1.80g/cm3时，屈服值15Pa，塑性粘度4075mPa.s。应在注水泥前做好准备工作并完成技术交底（1）检查、核对钻井液性能和钻井泵排量。（2）检查、核对前置液、配浆水、替浆液、水泥量和水泥浆试验数据。（3）检查固井设备，包括计量仪表、记录装置、水泥车、压塞车、供水系统、供灰系统。（4）检查钻井设备，包括仪器仪表与记录装置、循环系统、钻机提升与

37、动力系统、控制系统、照明系统和井控设备。（5）检查固井施工应急技术预案、HSE预案。（6）按不小于预计最高施工压力的1.2倍对注水泥管线试压。注水泥应按设计连续施工。水泥浆密度应保持均匀，平均密度与设计密度误差不超过0.025g/cm3。应采用仪表计量和人工计量方式同时计量注替参数和数量并相互核对。应采用固井压力、排量、密度实时采集系统连续监控施工过程，为固井过程质量评价创造条件。固井候凝（1）表层与技术套管的候凝时间应保证水泥石抗压强度不低于3.5MPa。（2）一般采用井口敞压方式候凝。当浮箍(浮鞋)失效时，应采用憋压方式候凝：控制套管内压力高于管外静压力2.03.0MPa，并有专人观察井口

38、压力，按要求与时放压。施工资料整理按SY/T5374附录要求执行。固井过程质量评价根据固井施工记录按“固井过程质量评价表”要求评价固井过程质量。当得分大于14时固井过程质量可评估为合格。固井过程质量评价表参 数技 术 要 求得 分钻井液屈服值若m1.3g/cm3，屈服值5 Pa2若m=1.31.8g/cm3，屈服值1.8g/cm3，屈服值2循环周1水泥浆密度波动范围0.025g/cm32前置液接触时间710 min1水泥浆稠化时间符合设计要求2水泥浆滤失量符合设计要求1注替浆量符合设计要求1注替排量符合设计要求1套管扶正器加放符合设计要求1活动套管是2（奖励*）固井作业中间间断时间3 min1

39、施工过程中复杂情况无1碰压是1试压符合设计要求1候凝方式符合设计要求1总分数20注：在注水泥过程中活动套管增加2分，未活动套管不扣分。出现下列情况之一时固井过程质量不合格：水泥浆出套管鞋后施工间断时间超过30min、管内水泥塞高度超过设计要求或替空、套管未下至设计井深、漏封油气层、固井后环空冒油气水。固井质量评价表层套管下深应满足井控安全、封固浅水层、疏松地层、砾石层的要求，且其坐入稳固岩层应不小于10m。技术套管的材质、强度、螺纹类型、管串结构应满足封固复杂井段、固井工艺、井控安全以与下一步钻井中相应地层不同流体的要求。生产套管的材质、强度、螺纹类型、管串结构应满足固井、完井、井下作业与油气

40、生产要求。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用水泥封固。基本要求水泥浆的设计返深标准（1）表层套管固井的设计水泥浆返深应返到地面。（2）技术套管固井的设计水泥浆返深应至少返至中性(和)点以上300m，遇到油气层(或先期完成井)时设计水泥浆返深要求与生产套管一样。（3）生产套管固井的设计水泥浆返深一般应进入上一层技术套管内或超过油气层顶界300m。（4）对于高危地区的油气井，生产套管固井的设计水泥浆返深应返至上一层技术套管内，且形成的水泥环面应高出已经被技术套管封固的喷、漏、塌、卡、碎地层以与全角变化率超出设计要求的井段以上100m。（5）对于热采井和高压、高含

41、酸性气体的油气井，各层套管固井的设计水泥浆返深均应返至地面。管内水泥塞长度和人工井底的标准（1）生产套管阻流环距套管鞋的长度不少于10m。（2）技术套管(或先期完成井)阻流环距套管鞋长度一般为20m。（3）人工井底(管内水泥塞面)距油气层底界以下不少于15m。水泥环评价水泥环胶结质量评价应参照SY/T6592并依据本油田相关标准执行，以声幅测井（CBL）和变密度测井(VDL)综合解释评价固井质量。经声幅和变密度测井后仍不能明确鉴定质量以与其它特殊情况下，可用扇区胶结测井或其它方法鉴定。（1）胶结测井一般应在注水泥后2448h进行。特殊工艺井(尾管固井、分级固井、低密度水泥固井等)和特殊条件固井

42、(长封固段固井、高温井固井等)的胶结测井时间依据具体情况确定。（2）胶结测井曲线必须测至最深油气层底界以下10m。水泥环胶结质量解释标准见下表。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 果胶结质量评价结论CBL 曲线VDL图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%套管波明显差低密度水泥浆固井水泥环胶结质量CBL/VDL综合解释标准表测 井 结 果胶结质量评价结论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，地层波不连续中声幅相对值40%套管波明显差质

43、量鉴定生产套管固井的质量鉴定主要针对封隔油气层段部分。实际水泥环面应超过油气层顶界50m，对于井深小于2000m的井，油气层顶界以上连续胶结中等以上的水泥环长度不少于10m。对于井深大于2000m的井，油气层顶界以上连续胶结中等以上的水泥环长度不少于20m。对于高压、高含酸性气体、高危地区的油气井，水泥环胶结质量中等以上井段的长度应达到封固井段长度的70%。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。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一样。固井质量统计只考核一次

44、合格率和优质率。固井质量不合格的井经过补救措施达到本章 REF _Ref228347374 r h * MERGEFORMAT 第一节、 REF _Ref197824748 r h * MERGEFORMAT 第二节标准者，可视为合格。声幅变密度测井综合评价水泥胶结质量不合格的井如经试油、射孔等作业证实不影响开发，可视为水泥胶结质量合格。在未进行胶结测井的情况下，地质和开发部门可以根据具体情况采用固井过程质量评价结果进行固井质量评价。其适用条件为：固井设备配备压力、排量和密度实时采集系统；同一开发区块中前5口井的固井过程质量和水泥胶结质量评价结论均为合格。高压天然气井、定向井、大位移井、水平井

45、等复杂高难度井以与井眼扩大率大于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结果进行固井质量评价。分井段最大全角变化率（/30m）井段（m）井深（m）1000 20003000400050006000100014011511510010010020002101401151151153000210200210210400023021521550002302305000300管柱试压和井口装定套管柱试压（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压力不大于25MPa时，试压宜在水泥胶结测井后进行，也可以根据具体情况在碰压后实施。试压压力高于25

46、MPa时，应根据水泥石强度发展情况确定试压时间。（2）试压指标试压压力值等于套管柱抗内压强度和井口额定压力之中最小值的80%，稳压30min压力降低应不超过0.5MPa。在碰压后进行试压时，稳压5min压力降低应不超过0.5MPa。套管头试压指标与套管柱试压指标一样。井口装定（1）技术套管和生产套管的井口装定应采用套管头并安装高压泄压管线、阀门与压力表。（2）在井口装定时管柱所受拉力按SY/T 5731计算。对于未装采油树的井，井口应戴井口帽并标明井号。在寒冷地区，井口套管应掏空35m并灌满废机油或柴油防止井口冻裂。特殊井固井天然气井高压天然气井的生产套管应选用气密螺纹套管，其上一层技术套管宜

47、选用气密螺纹套管。螺纹选用方法参照 REF _Ref197686401 r h * MERGEFORMAT 第十六条规定执行，套管材质选择按 REF _Ref197688660 r h * MERGEFORMAT 第十四条要求执行。天然气固井时应慎用分级固井技术，高压、高含酸性气体井的生产套管与其上一层技术套管固井时不宜采用分级固井技术。尾管固井时，推荐套管重合段不少于150m、尾管底部水泥塞3050m和尾管顶部水泥塞50100m。高压气井的套管重合段可以适当延长，推荐尾管底部水泥塞50100m、尾管顶部水泥塞100200m。固井工具、套管附件的材质、螺纹类型和强度应满足 REF _Ref21

48、3734735 r h * MERGEFORMAT 第十八条要求。水泥浆应考虑水泥石膨胀收缩性能。水泥浆滤失量、游离液和沉降稳定性应满足 REF _Ref203275130 r h * MERGEFORMAT 第二十六条、 REF _Ref214241456 r h * MERGEFORMAT 第二十九条要求，沉降稳定性试验的水泥浆液柱上下密度差应小于0.02g/cm3。应尽量提高水泥浆的固相含量并进行水泥石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。裂缝性地层固井时水泥浆密度一般不超过同井钻井液密度0.12g/cm3。孔

49、隙性地层固井按 REF _Ref203526854 r h * MERGEFORMAT 第二十四条执行。在保证套管柱和井下安全的前提下，应根据具体情况采用环空加回压候凝技术。对环空施加的回压值应综合考虑气层压力、顶替结束时的环空井底静态压力、地层破裂(漏失)压力和水泥浆与钻井液的失重程度等影响因素确定。尾管回接固井时所施加的环空回压值根据管柱试压压力和水泥石抗压强度试验结果确定。对于在下套管和注水泥过程中发生严重漏失的高压天然气井，可以根据井下具体情况采用反挤注水泥等措施补救。深井超深井应在合理评估井底压力和温度的基础上进行套管柱设计和水泥浆化验。套管螺纹选择可以参照 REF _Ref1976

50、86401 r h * MERGEFORMAT 第十六条规定执行，套管材质选择应按 REF _Ref197688660 r h * MERGEFORMAT 第十四条要求执行。固井施工前应按 REF _Ref214328042 r h * MERGEFORMAT 第六十九条、 REF _Ref214253958 r h * MERGEFORMAT 第七十一条要求复核水泥浆稠化时间并在井底循环温度条件下完成水泥浆、钻井液和前置液的相容性试验。应考虑高温高压对水泥浆稠化时间的影响，在井底温度的误差范围内酌情增加水泥浆稠化时间的试验。生产套管和上一层技术套管的固井水泥石性能要求与 REF _Ref21

51、4334608 r h * MERGEFORMAT 第一百二十八条一样。固井作业应优先选用具有水泥浆密度自动控制功能、工作泵压达到70MPa以上的注水泥设备，并尽量采用批混、批注方式施工。长封固段固井时应根据地层压力合理设计水泥浆密度，达到 REF _Ref213994331 r h * MERGEFORMAT 第三十九条要求。公称直径244.5mm与以上的大尺寸套管固井时应根据具体情况采用内管注水泥或双塞法固井。尾管和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套管扶正器，并尽量在注水泥和替钻井液期间上下活动或旋转套管。尾管固井时套管重合段的技术要求可参照 REF _Ref20352

52、9440 r h * MERGEFORMAT 第一百二十五条确定。水泥浆候凝的技术要求可参照 REF _Ref197689762 r h * MERGEFORMAT 第一百三十条确定。热采井应在钻井期间控制油层段井径扩大率不超过10%，并努力改善钻井液滤饼质量。根据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水泥重量40%60%的硅粉。套管螺纹选择应符合 REF _Ref197686401 r h * MERGEFORMAT 第十六条要求。一般应采用提拉预应力方式固井或在管柱上加装热应力补偿器。预应力固井所需预应力值根据具体情况通过计算确定。定向井、大位移井和水平井通井钻具组

53、合应符合 REF _Ref197680326 r h * MERGEFORMAT 第五十四条规定，并记录井下摩阻情况。造斜点以下井段在通井时应采用短起下钻处理。通井到底后应以钻进时的最大排量循环洗井不少于3周，必要时应考虑使用一段高粘钻井液洗井携砂，清除岩屑床、钻屑。下套管前钻井液性能应符合 REF _Ref197741781 r h * MERGEFORMAT 第五十九条要求。当井底沉砂较多时可以根据井下具体情况适当提高钻井液屈服值。套管和扶正器设计应符合 REF _Ref197740769 r h * MERGEFORMAT 第二章第三节规定。大斜度井段根据具体情况使用刚性扶正器或组合使用

54、弹性与刚性扶正器。应选择下入阻力小的强制复位型浮箍(浮鞋)，其强度满足 REF _Ref214329060 r h * MERGEFORMAT 第十八条要求。根据井下具体情况使用漂浮接箍帮助套管顺利下入。应计算下套管摩阻，确认有效轴向压力大于摩擦力并小于受压段产生的一次弯曲作用力。在确保井眼稳定的条件下，下完套管后应以固井设计的最大排量循环不小于3倍井筒容积量。循环结束后应尽快进行注水泥作业。水泥浆应具有较好的稳定性。滤失量和游离液应满足 REF _Ref203275130 r h * MERGEFORMAT 第二十六条、 REF _Ref214241456 r h * MERGEFORMAT

55、 第二十九条和 REF _Ref214334531 r h * MERGEFORMAT 第一百二十七条要求。水泥浆量设计应考虑井眼椭圆度或钻井键槽的影响。应采用再循环式混浆系统混配水泥浆，以批混批注方式注水泥。应优先采用大排量顶替，并尽量采用在水平井段、大斜度井段替入轻质液体的漂浮技术改善顶替效果。调整井钻井部门应与油田开发部门共同确定钻井时的关井方案。关井区域内的注采井应按方案要求停注放压和停采，在胶结测井结束后再恢复注采。应掌握调整井的井下压力动态，摸清注水(汽)后调整井纵、横向压力分布规律，作为制定固井施工方案的依据。应按照“压稳、居中、替净、密封”的原则进行调整井设计和施工。条件具备时

56、应在环空施加一定的回压候凝。挤水泥和注水泥塞挤水泥应根据挤水泥层段的地层物性、井下套管状况、挤水泥压力等因素选择适宜的挤水泥方法和程序。同时具备以下条件时应采用关闭井口法挤水泥：（1）挤水泥压力低于套管抗内压强度的70%和作业压力不超过井口额定工作压力。（2）注、替完水泥浆后具备将作业管柱上提至水泥面以上的条件。（3）需要通过一组炮眼将水泥浆挤入地层或环空。存在以下情况之一时应采用封隔器法挤水泥：（1）挤水泥压力高于套管抗内压强度的70%或作业压力超过井口额定工作压力。（2）采用关闭井口法挤水泥时，注、替完水泥浆后不具备将作业管柱上提至水泥面以上的条件。（3）两组炮眼之间的环空连通或炮眼与尾管

57、喇叭口之间的环空连通。挤水泥前应进行试挤作业（1）当试挤压力可能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。试挤压力应不超过桥塞的额定工作正压差。（2）关闭井口试挤时试挤压力应不超过套管抗内压强度的70%和井口额定工作压力。应分别从作业管柱内和作业管柱与套管环空试挤并记录试挤排量、压力和挤入量。（3）封隔器试挤时的坐封位置应与挤水泥时的坐封位置一样且至少应高于挤水泥层位30m。试挤压力应不超过套管抗外挤强度的70%或封隔器的额定工作负压差。（4）水泥承留器试挤时试挤压力应不超过套管抗外挤强度的70%或承留器的额定工作负压差。试挤排量低于300L/min时宜采用连续式挤水泥。试

58、挤排量高于300L/min、封堵炮眼、修补套管缺陷时宜采用间歇式挤水泥。挤水泥作业前应做好准备工作（1）根据作业管柱类型检查防喷器闸板，尺寸不匹配时应更换闸板并按规定进行试压。（2）挤入位置以下应有水泥塞或可钻式桥塞或可回收式桥塞封堵下部井段。（3）需要通过炮眼挤水泥时应根据测井曲线确定射孔位置和孔密，射孔位置应避开套管接箍。挤水泥前应使用冲洗液或冲洗工具冲洗炮眼。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确定挤水泥所需的水泥浆量。挤水泥作业的水泥浆稠化时间试验温度一般高于注水泥作业的试验温度，水泥浆稠化时间一般为施工时间附加2h。对水泥浆滤失量的要求可以参考以下指标确定：高孔高渗

59、地层小于50ml；低渗透地层小于200ml；极低渗透地层为小于300ml；裂缝性地层为小于500ml。挤水泥后需要留水泥塞时，水泥塞面应高于封堵井段3050m或达到设计位置。挤水泥候凝时间一般为2448h。挤水泥作业质量一般采用正压或负压试验评价，试验压差根据预期的生产压差确定。根据勘探开发需要，也可以在钻穿水泥塞后按照 REF _Ref197824748 r h * MERGEFORMAT 第五章第二节的方法评价。注水泥塞一般采用平衡法注水泥塞，替浆至管柱内水泥面略高于管外水泥面即可停止替浆。裸眼水泥塞长度一般为100300m，有效长度一般不小于60m。注裸眼水泥塞位置应根据测井资料选择地层

60、较为坚硬、井径规则的井段，避免在易坍塌、高渗透、大井径井段注水泥塞。注水泥塞前应压稳地层(除堵漏外)，并合理调整钻井液性能，保持井眼畅通。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，有条件时管柱下部应根据具体情况在管柱下部加装钻杆或油管扶正器，并在注水泥塞期间上下活动或旋转管柱。水泥浆试验条件应按照挤水泥条件确定。水泥浆稠化时间应为注水泥和顶替时间与起钻和循环时间之和附加12h。水泥浆滤失量控制的技术指标可结合井下具体情况参照 REF _Ref203275130 r h * MERGEFORMAT 第二十六条确定。注水泥塞应使用前置液和后置液并进行相容性试验。替浆结束后应将注水泥