固井技术规定-(1).doc

固井技术规定
第一章 总则
第一条 固井是钻井工程的关键环节，其质量好坏不仅关系到钻井工程的成败和油气井的寿命，而且影响到油气田勘探开发的整体效果。为保证固井工程质量，特制定本规定。
第二条 固井工程必须从设计、准备、施工、检验四个环节严格把关，采用适合地质特点及各种井型的先进固井工艺技术，确保质量，达到安全、可靠、经济。
第三条 固井作业必须按固井设计执行，否则不得施工。
第二章 固井设计
第一节 设计格式与审批
第四条 固井设计格式按勘探与生产分公司发布的《xx井xx套（尾）管固井设计》要求执行。
第五条 固井审批程序按勘探与生产分公司发布的《中油股份公司勘探与生产工程技术管理办法》执行。
第二节 套管柱强度要求
第六条 套管柱强度设计方法SY/5322-2000执行。其中，在高压气井和超深井的强度设计时，必须考虑密封因素。
对安全系数的要求见下表数据。
系 数 名 称
安全系数
抗挤安全系数
≥1.125
抗内压安全系数
≥1.10

抗拉安全系数
管体屈服强度≥1.25
螺纹连接强度 直径244.5mm及以上套管≥1.6
直径244.5mm以下套管≥1.8
第七章 套管柱抗挤载荷计算在正常情况下按已知产层压力梯度、钻井液压力梯度或预测地层孔隙压力值计算。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
第八条 套管柱强度设计应考虑热采高温注蒸汽过程中套管受循环热应力的影响。
第九条 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。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。
第三节 冲洗液、隔离液和水泥浆要求
第十条 冲洗液及隔离液
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300～500m。
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，并能控制失水量，不腐蚀套管，不影响水泥环的胶结强度。
第十一条 水泥浆试验按SY/T5546-92执行，试验内容主要包括：密度、稠化时间、滤失水、流变性能、抗压强度等。
对于定向井的自由水测定，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下斜度或45°，然后测定自由水。
尾管固井的最短水泥浆稠化时间，应从配浆开始至提出（或倒开）中心管并将残余水泥浆冲洗至地面的总时间，再附加1～2h；分级固井的一级水泥浆最短稠化时间应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，再附加1～2h。
第十二条 水泥浆试验温度以施工过程中水泥浆可能遇到的最高温度为依据，可以根据具体情况采用以下方法之一确定：
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（℃）+套管斜深度（m）/168（m/℃）
其中，钻井液循环出口温度取钻井液循环1～2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）×套管斜深度（m）〕
其中，地面平均温度为地表以下100m处恒温层的温度。
第十三条 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控制滤失量小于50ml。根据地层条件，充填水泥浆滤失量一般不大于250ml。
第十四条 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24～48h抗压强度不小于7Mpa，产层段水泥石24～48h抗压强度不小于12Mpa，其养护压力和温度依据井深条件而定。
第十五条 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1.18～1.2g/cm3之间。
2、控制饱和盐水水泥浆密度2.0.～2.3 g/cm3之间，水泥浆滤失水≥250ml。
3、冲洗液和隔离液应能够控制岩层溶解，水泥浆返高应至少超过盐岩层顶部150m。
第十六条 封固盐水层时，水泥浆的含盐量与地层水矿化度相匹配。
第十七条 定向井固井时应适当提高水泥井的粘度，控制自由水量小于0.05％，滤失量小于50ml（6.9Mpa，30min）。
第十八条 井底静止温度超过110℃时，在水泥中加入30～40％的硅粉。
第十九条 对于漏失井，为防止固井施工时可能发生的漏失，必要时可在水泥浆中加入堵漏材料或采用其它措施。
第四节 注水泥设计
第二十条 固井水泥浆密度应至少比同井使用的钻井液密度高0.1～0.2g/cm3。
第二十一条 冲洗液、隔离液的接触时间一般不少于7min。
第二十二条 依据测井井径计算注水泥量，附加系数根据经验而定。
第二十三条 对于小间隙井固井，一次封固段不宜过长。215.9mm井眼下入177.8mm套管的一次固井封固段长度一般不超过1200m；152.4mm井眼下入127mm套管的一次固井封固段长度一般不超过600m。
第二十四条 施工压力控制
1、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。
2、固井设计中注水泥施工应根据井下情况和设备状况控制施工最高压力。
3、固井设计中必须明确坚持“三压稳”，即固井前压稳、固井过程中的压稳和候凝过程中水泥浆失重时的压稳。
第二十五条 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，采用适宜流态。
第三章 固井前准备
第一节 井眼准备
第二十六条 井身质量、钻井液性能要求
1、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。确保井壁稳定，不垮塌，不漏失，钻屑清除彻底，井眼畅通无阻。
2、对阻卡井段要认真进行划眼。
3、漏失井在下套管前必须先进行堵漏，正常后方可下套管。
4、高压油气井下套管前必须压稳。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15m/h，油井固井可以控制油气上窜速度小于25m/h。
第二十七条 受井身结构限制造成设计套管与井眼环空间隙小于19mm时，在必要时采取扩眼等相应措施。
第二节 水泥及外加剂检验。
第二十八条 必须使用符合GB10238-1998的油井水泥和检验合格的外加剂。油气田分（子）公司的质检中心必须加强质量检查，不合格的产品不许使用。固井前必须对所用的水泥、外加剂、外掺料抽样检查合格后方可用于固井。各油田公司应制定相应的油井水泥和外加剂使用管理制度。
第二十九条 注水泥施工前必须取现场水、水泥、外加剂样品，并按设计规定条件做现场复合试验，无试验报告不准施工。
第三节 套管
第三十条 下井套管排列应符合SY/T5396-2000的相关规定。
第三十一条 要求按SY/T5396-2000对送井套管逐项进行检查，并作好记录，甲方监督进行复查。检查内容：
1、管具公司（管子站）检查项目
①接箍、管体、螺纹外观；
②钢级与壁厚；
③直线度；
④长度；
⑤锥度；
⑥通内径；
⑦螺纹机紧度；
⑧紧密距；
⑨探伤；
⑩静水压力试验。
2、井场检验项目
①接箍、管体、螺纹外表缺陷；
②钢级与壁厚；
③直线度；
④长度；
⑤通内径；
3、特殊螺纹套管检验项目与方法
应按定货合同规定或推荐项目与方法检查。
第三十二条 深井套管必须送达股份公司指定检验单位进行检验。
第四节 工具附件
第三十三条 除要求生产厂家要有严格的产品检测程序，保证出厂的产品质量外，各油田公司也加强对产品的质量检测。
第四章 固井施工作业
第一节 下套管作业
第三十四条 下套管要求
1、螺纹保持清洁
2、必须使用符合SY/T5199-1997 标准的套管密封脂。
3、使用专用套管液压大钳，套管上扣扭矩必须按API标准规定值，特殊螺纹按照特殊螺纹标准规定执行。
4、下套管作业按SY/5412-1996执行，下套管必须有下套管记录。
5、推广采用气动卡盘吊卡下套管。
第三十五条 不准超钻机安全载荷下套管。
第三十六条 应合理使用扶正器以保证套管居中。扶正器安放位置和方法参照SY/T5334-1996执行，也可以按照经验做法确定扶正器的数量和安放位置。
第二节 注水泥作业
第三十七条 应在现场监督组织下进行施工前检查，检查内容：
1、洗井质量、洗井液性能、排量。
2、钻井液、隔离液或冲洗液准备及水泥试验数据。
3、水泥车、压塞车、供水系统、供灰系统及水泥量。
4、管汇试压。
5、测量仪表、、记录装置、钻机提升及动力系统、控制系统和照明系统、指重表、泵压表。
第三十八条 注水泥必须按设计连续施工，水泥浆密度必须保持均匀（±0.02g/cm3），保证施工一次成功。
第三十九条 固井候凝
1、表层及技术套管的候凝时间应保证其水泥石抗压强度不低于3.5MPa，否则不能再次开钻。
2、固井采用井口敞压方式候凝若浮鞋、浮箍失灵，必须采用憋压方式候凝时，应控制井口套管压力高于管内外静压差1.0～2.0Mpa，并由专人负责观察井口压力并放压。
3、不允许在受拉力的情况下卸联顶节,防止井下自由段套管螺纹松开。
第四十条 套管头试压指标与套管柱试压指标相同。
第四十一条 凡未装采油树的井，井口应戴井口帽，表明井号，在寒冷地区，井口套管应掏空3～5m，防止井口冻裂。
第五章 特殊情况及特殊工艺固井
第一节 尾管固井作业
第四十二条 对上层套管必须通径、刮管。裸眼段应认真通井划眼，彻底洗井。
第四十三条 尾管必须采用悬挂器悬挂。
第四十四条 怀疑上层套管磨损严重时，应先试压或测微井径检查。
第四十五条 在套管重迭段、套管鞋处及悬挂装置部位应加1～2只刚性扶正器，裸眼段按设计加扶正器。
第四十六条 尾管与上层套管的重迭长度一般控制在60～250m。
第四十七条 尾管固井施工应严格按尾管固井作业规程SY/T5701-95和尾管固井技术要求SY/T5475-92执行。

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，并满足第四十四条的规定。
2、悬挂器坐挂后，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座落接箍碰合后形成的附加密封。
第四十八条 尾管悬挂器入井前要做好地面检查、测量和试压。
第四十九条 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。
第五十条 尾管注水泥
1、尾管注水泥时的各种注替量要准确。
2、浮鞋、浮箍必须可靠。
3、下套管前应确保井下无沉砂、无油气水侵、无阻卡、无垮塌、无漏失。注水泥前洗井不少于两个循环周，要特别注意钻井液的除气。
4、冲洗残余水泥浆时应上下活动钻具，并等残余水泥浆全部返出地面后方可起钻，并灌满钻井液。
第五十一条 尾管回接
1、尾管回接筒必须居中，长度不少于0.7m。回接后按设计进行密封试压，回接套管必须注水泥封固。
2、回接套管前应下带有水槽的洗锥，对回接筒进行检查与修整，并校核回接筒深度。
3、根据回接筒校核深度，准备好回接套管，调节井口高度。回接套管必须加入适量的扶正器。
4、回接套管柱强度设计按第六条执行。
第二节 分级注水泥作业
第五十二条 根据井下情况采用分级注水泥工艺及相应的工具类型。分级箍强度应不低于与其连接的套管强度。
第五十三条 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40～60m为宜。
4、对于易漏地层，安放在漏失层顶界上方50～80m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。
第五十四条 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。
第五十五条 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。
第三节 定向井固井作业
第五十六条 必须采用原钻具组合、原尺寸钻头通井并记录井下摩阻情况。
第五十七条 定向井套管设计要进行弯曲应力和扶正器位置计算。
第五十八条 下套管前降低泥饼摩擦系数，使其小于0.15。
第四节 热采井固井作业
第五十九条 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以提高水泥石在高温条件的强度热稳定性。
第六十条 采用抗高温套管螺纹密封脂，以提高套管螺纹的密封性。
第六十一条 采用预应力固井及相应措施。
第六十二条 为保证固井质量和油气井寿命，一般控制井径扩大率≤10％。
第六十三条 一般情况下，水泥应返至地面。
第五节 调整井固井作业
第六十四条 为了保证调整井的固井质量，对调整井有影响的注水（汽）井必须停注、放压，直至调整井胶结测井后方可恢复注水。
第六十五条 油田公司的开发部门必须提供调整井内地下压力动态，摸清注水（汽）后开发目的层平面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。
第六章 固井质量评价
第六十六条 固井质量的基本要求
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。
第六十七条 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、为了保证套管鞋处的固井质量，生产套管必须采用双塞固井，阻流环距套管鞋的长度不少于10m；技术套管（或先期完成井）阻流环距套管鞋的长度为20m。套管鞋位置距井底一般不超过3m。
4、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。
5、人工井底（管内水泥面）距油气层底界不少于15m。
第六十八条 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。
第六十九条 水泥环胶结质量评价标准
1、水泥环胶结质量评价应同时进行水泥胶结测井（CBL）和变密度测井（VDL）检测，以CBL/VDL综合解释评价固井质量。经CBL（水泥胶结测井）和VDL（变密度测井）测井后仍不能明确鉴定质量是否达到设计要求以及其它特殊情况下，可用SBT（扇区胶结测井）或CET等其它方法鉴定。
2、正常情况下，胶结测井应在注水泥后24～48h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。
3、胶结测井曲线必须测至最低油气层底界以下10m。
4、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0～15％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。CBL、VDL检测结果不一致时，以综合解释为准。

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
评 价
结 论
CBL曲线
VDL图
0≤声幅相对值≤15％
套管波弱至无，地层波明显
胶结质量优等
15％＜声幅相对值≤30％
套管波和地层波均中等
胶结质量中等
声幅相对值＞30％
套管波明显，地层波弱至无
胶结质量差
5、低密度水泥浆固井水泥环胶结质量解释标准
密度在1.30～1.65g/cm3之间的水泥浆固井，声幅相对值0～20％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。CBL、VDL检测结果不一致时，以综合解释为准。
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
评价结果
水泥浆密度1.30～1.65 g/cm3

0≤声幅相对值≤20％
套管波弱至无，地层波明显
胶结质量优等
20％＜声幅相对值≤40％
套管波和地层波均中等
胶结质量中等
声幅相对值＞40％
套管波明显，地层波弱至无
胶结质量差
密度低于1.30 g/cm3
声幅相对值≤40％
套管波和地层波均中等
胶结质量中等
6、胶结测井解释成果说明
①CBL测井：要求测至水泥面以上5个稳定的接箍讯号，控制自由套管声幅值在8～12cm（横向比例50mv/cm，即400～600mv），而在套管与水泥百分之百胶结井段声幅值接近零，曲线较平直，不能出现负值。同次测量前后误差幅度不超过±10％，测速不超过2000m/h。凡水泥浆返至地面的井和尾管固井，CBL测井前在同尺寸套管内确定钻井液声幅值
②VDL测井：自由套管在测井图上表现为黑白相间、反差明显的套管波，并在套管接箍处有清楚的人字纹；第一界面、第二界面胶结均好在测井图上表现为套管波为灰白相间的条带或缺失，而地层波较明显，呈黑白相间的条带；第一界面胶结好、第二界面胶结不好在测井图上表现为套管波和地层波都弱，灰白相间的条带；部分胶结在测井图上表现为套管波和地层波都弱，呈灰白相间的条带；部分胶结在测井图上表现为套管波和地层波都显示中等强度，左侧为灰白相间的直条带，有侧为灰白相间的摆动条带。
可以利用适当的计算机数值解释软件对VDL测井结果进行解释。
第七十条 生产套管固井的质量鉴定主要针对封隔油气层段部分。
第七十一条 固井质量统计只考核一次合格率和优质率，统计格式见下表：
井号
钻头直径（mm）
套管直径（mm）
油气层
流体性质
位置 （m～m）
固井质量

第七十二条 固井质量不合格的井，井补救措施达到上述各条标准者，算补救固井合格。
第七十三条 套管柱试压标准按SY5467-92执行。
1、试压时间
表层套管在固井结束24h后试压；技术套管和生产套管试压应在胶结测井后进行。
2、试压指标
①用生产套管生产时，套压不大于20Mpa的试压指标
表层套管试压6MPa，30min压力下降不超过0.5MPa为合格；技术套管试压应符合下表的规定。
套管外径
（mm）
试压压力
（MPa）
30min压降
（MPa）
177.80～193.67
15
≤0.5
219.07～244.47
12
≤0.5
273.05～339.72
＜8
≤0.5
生产套管试压应符合下表的规定。
套管外径
（mm）
试压压力（MPa）
30mi压降（MPa）
油井
注水井
注蒸汽井
气井
127.00-193.67
15
20
20
20
≤0.5
219.07-244.47
10
12
12
15
≤0.5
②当生产套管生产时，套压大于20Mpa的试压指标
表层套管试压6MPa，30min内压力下降不超过0.5MPa为合格；技术套管和生产套管试压压力等于套管最小抗内压强度的70％。试压时，稳压30min，压降不超过0.5MPa为合格。
第七十四条 井口装置的规定
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套管的井口装定时管柱所受拉力按SY/T5731-99计算。