固井设计规范
固井工程施工方案与固井液配制要求
固井工程施工方案与固井液配制要求一、引言固井工程是石油勘探开发中的重要环节，它不仅能够保障井筒的稳定性和完整性，还能防止地层污染和井口事故的发生。
固井施工方案和固井液配制是固井工程的核心内容，对于提高钻井作业效率和保障井筒安全具有重要意义。
本文将介绍固井工程施工方案与固井液配制的要求和注意事项。
二、固井工程施工方案要求固井工程施工方案是固井工程的蓝图，它包括了井下作业的具体步骤、使用的设备和工具、施工参数等。
一个合理的施工方案能够提高施工效率，降低成本，确保固井工程顺利进行。
在编制施工方案时，需要考虑以下要求：1. 地质情况分析：根据地质勘探资料，对井口附近的地质情况进行分析。
地质情况将影响固井工程中的井眼稳定性和井眼壁的完整性等问题。
2. 设备和工具选择：根据地质情况选用合适的设备和工具，如钻井管、套管、固井器等。
同时，需要考虑到设备和工具的可靠性和可操作性。
3. 施工参数确定：确定施工过程中的各项参数，如注入速度、注入压力、水泥浆密度等。
这些参数的选择将直接影响到固井工程的质量和效果。
4. 井壁防护：在施工方案中需要考虑如何对井壁进行保护。
可以采取钢管套管、注水、喷浆等措施，以增强井壁的稳定性和完整性。
三、固井液配制要求固井液是固井工程中起着关键作用的一种介质。
它能够在固井过程中提供支撑井壁、减少井壁裸露层的孔洞和损害，并将水泥浆导入井壁孔洞中。
因此，固井液配制是固井工程中的重要环节，需要注意以下要求：1. 水泥浆性能确定：根据地质情况和固井中的具体要求，确定水泥浆的性能参数，如密度、黏度、抗温性等。
不同的井眼情况和施工环境将需要不同的水泥浆性能。
2. 水泥浆配方确定：根据水泥的种类和含量，确定水泥浆的配方。
在配方过程中需注意水泥、化学药剂和添加剂的搭配比例，以保证固井液的质量和性能。
3. 搅拌设备和工艺选择：根据固井液的配方和使用要求，选择合适的搅拌设备和工艺。
搅拌设备的选择应考虑容量、搅拌效果和使用成本等因素。
固井技术规范
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 年第一章总则............................................................... .1..第二章固井设计............................................................ 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.1.1第六节固井设备 (12)第七节仪器仪表 (13)第四章固井施工 (13)第一节下套管作业 (13)第二节注水泥作业........................................................ 1.4第三节施工资料整理 (14)第四节施工过程质量评价 (15)第五章固井质量评价........................................................ 1.6第一节基本要求.......................................................... 1.7 第二节水泥环评价........................................................ 1.7第三节质量鉴定 (18)第四节管柱试压和井口装定 (18)第六章特殊井固井.......................................................... 1.9第一节天然气井........................................................... 1.9 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)第九章附则 (29)中国石油天然气集团公司固井技术规范第一章总则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。
油气水井井下作业设计规范
Q/SY井下作业设计规范Designing specifications for downhole operation附录A（规范性附录）小修作业地质设计书格式及内容A.1 封面A.2 审批页五、与井控相关的情况提示A.6 正文附录B（规范性附录）措施地质设计书格式及内容B.1 封面措施地质设计（作业内容）井别：（油、气、水井）设计单位：设计人：中国石油 X X X X年月日B.2 审批页签字：________ _________年_____月_____日审批意见：签字：________ _________年_____月_____日B.3 目录1、基础数据表2、油层基本数据3、试油及射孔数据4、地层压力情况二、油气水井生产状况分析1、本井生产情况2、邻井生产情况三、历次相关作业情况简述四、施工目的及要求五、与井控相关的情况提示六、井况、井身结构及生产管柱数据2、油层基本数据注：酸化压裂防砂要填写以下数据胶结物及胶结物类型：供液半径油层连通情况：地下流体粘度： mPa．ｓ地下流体压缩系数：１/MPa B.5 正文累计：油 t；气 m3；水 m3；砂 m34、地层压力情况（与施工相关的各层压力情况及压力相关提示）二、油气水井生产状况分析1、本井情况累计油： t；气 m3；水 m3；砂 m32、邻井情况（1）相邻（或井组对应）油气井生产情况（注水井填写）4、历次测压、产液或吸水情况5、对于压裂酸化还应提供施工井段上下距水层、断层距离。
顶部距水层距离： m；距断层 m；底部距水层距离： m；距断层 m；三、历次相关作业情况简述四、施工目的及要求五、与井控相关的情况提示六、井况、井身结构及生产管柱数据井况及井下落物描述：下入时间：年月日附录C（规范性附录）大修作业地质设计书格式及内容签字：________ _________年_____月_____日审批意见：签字：________ _________年_____月_____日C.3 目录目录一、油气水井基本数据1、基础数据表2、油层基本数据3、试油及油层射孔数据4、地层压力情况二、油气水井生产数据三、历次作业情况简述及目前存在问题四、油气水井分析1、邻井（或受益井）生产情况2、连通井受益情况3、本井产液（吸水）剖面4、其它情况五、施工目的及要求六、与井控相关的情况提示七、井况、井身结构及生产管柱数据1、基础数据表2、油层基本数据3、试油及油层射孔数据累计：油 t；气 m3；水 m3；砂 m34、地层压力情况（与施工相关的各层压力情况及压力相关提示）C.5 正文C.6 正文附录D（资料性附录）小修作业工程设计参数设计选择一、抽油机举升卡层参数1、卡层间套管节箍位置：2、封隔器卡点位置：二、注水井设计油管组合表2卡层参数1、卡层间套管节箍位置：2、封隔器卡点位置：三、潜油电泵举升四、螺杆泵举升附录E（规范性附录）小修作业工程设计书格式及内容D.1 封面附录F（资料性附录）措施井工程设计参数选择一、压裂1、基本参数2、支撑剂剖面3、泵注程序4、裂缝剖面图二、酸化1．施工液配制2、备料、工具31、材料及工具准备2、配制方法及挤注顺序：四、防砂1、工具、材料的型号、规格、数量要求：2、施工用液体系的配制：3.施工设备4、泵注程序五、射孔附录G（规范性附录）措施工程设计书格式及内容F.1封面附录H（规范性附录）大修作业工程设计书格式及内容H.1封面附录I（规范性附录）小修作业施工设计书格式及内容I.1封面附录J（规范性附录）措施施工设计书格式及内容J.1封面附录K（规范性附录）大修作业施工设计书格式及内容K.1封面。
SCUGS(储气库)钻井工程设计规范
3.5设计前应进行前期研究和现场调研，重点资料井应完成可行性论证报告。
3.6设计要采用国内外成熟的先进技术，确保钻井目的的实现。
3.7设计要贯彻和执行有关健康、安全、环保标准和规范，要有明确的安全、环保要求。
3.8设计应按规定的设计格式逐项编写。设计单位应取全取准设计所需的各项基础资料，并充分运用各种辅助设计手段，保证设计的水平和质量。
1.75×105mg/L。
5.7.1.4设计时应先做出钻井液处理剂性能对比试验。
5.7.1.5根据设计井具体情况，明确提出钻井液的维护处理要求。
5.7.2 钻井液类型设计
5.7.2.1一开井段应采用聚合物体系钻井液。
5.7.2.2二开上部井段（盐岩层以上井段）为淡水钻井液向饱和盐水钻井液的转化阶段，应通过循环周连续缓慢地加入NaC1,逐步达到饱和盐水钻井液的各项性能。
5.7 钻井液设计
5.7.1 钻井液设计要求
5.7.1.1钻井液密度设计应使液柱压力高于地层孔隙压力和坍塌压力，小于地层破裂压力。
5.7.1.2 非盐层段应采用淡水聚合物钻井液体系，应具有强抑制性，控制地层造浆，并具有良好的流变性能。
5.7.1.3 盐层段应采用抗高钙侵的饱和盐水钻井液体系，应具有合适的粘度，氯离子浓度不低于
目次
前
本标准的附录A为规范性附录。
本标准由中国石油天然气股份有限公司西气东输管道分公司提出。
本标准由中国石油天然气股份有限公司西气东输管道分公司质量安全环保处归口。
本标准起草单位：中国石油天然气股份有限公司西气东输管道分公司储气库管理处、中国石油天然气股份有限公司石油勘探开发科学研究院廊坊分院。
本标准主要起草人：杨海军、田中兰、李祥、高彦尊、齐奉中、何爱国。
固井管理制度
固井管理制度第一章总则第一条为加强对固井施工过程的管理，确保油气井的安全运营，保护环境，制定本制度。
第二条本制度适用于所有油气井的固井施工过程，并适用于所有参与固井施工的相关人员。
第三条固井施工应符合相关国家法律法规、规范和标准的要求，按照企业现行的管理流程和程序进行。
第四条固井施工应优先考虑井下施工设备和工艺装备的安全性能，保证固井质量和安全。
第五条经理部门应建立健全固井施工管理体系，并向相关人员提供必要的培训。
第二章固井施工前期准备第六条在固井施工前，固井队应进行充分的准备工作，包括但不限于：（一）确定固井队负责人和施工队员，明确各自责任；（二）编制详细的施工方案，包括固井设计、固井液配置、固井设备、固井工艺等；（三）确保施工设备和工艺装备符合要求，进行必要的维修和检验；（四）制定安全操作规程，指导施工人员进行安全操作；（五）进行现场勘探，评估井口地质条件，在确定井口设置固井施工设备和工艺时考虑井口地质特征；（六）制定固井施工计划，明确施工工期和进度。
第三章固井施工过程管理第七条固井施工过程中的各项操作必须符合安全操作规程和施工方案的要求，严禁违规操作。
第八条井口防喷管理：（一）在井口防喷方面，应根据地质特征采取相应的预防措施，并设立相应的防喷设备；（二）在作业过程中，应随时关注井口压力变化，一旦发现异常，应立即停工并采取应急措施；（三）固井过程中如出现防喷不力或有喷出风险时，在保证人员安全的前提下迅速采取措施，防止事故发生。
第九条固井液管理：（一）固井液配置应按照设计要求进行，严禁在施工过程中随意更改固井液类型和配比；（二）固井液的配制和循环应严格依照固井液管理规程进行，记录每次的操作过程和配方；（三）对于固井液中的化学品和有毒物质，要注意储运和使用的安全性，保证工作人员不受伤害。
第十条钻井液处理：（一）钻井液的处理应符合国家环境保护要求，控制固体废弃物的排放；（二）对于有污染的钻井液，要经过处理后再进行排放，以减少对环境的影响；（三）钻井液的处理设备应经过日常保养和检修，确保正常运行；（四）钻井液的处理记录要完整、准确，保留一定的时限。
塔里木油田井下作业井控实施细则
塔里木油田井下作业井控实施细则为了确保塔里木油田井下作业的安全高效进行，制定了本实施细则。
本文将详细介绍井下作业井控实施细则的内容，包括井控原则、井筒与固井、井下防喷与零失水施工、井下钻井作业等方面。
一、井控原则1.确保人员安全。
所有井下作业必须按照操作规程和安全操作规范进行，保证人员的安全。
2.确保设备安全。
所有井下作业必须通过设备安全检查，并符合相关标准和规定。
3.提高井下施工效率。
在保证安全的前提下，优化井下作业流程，提高施工效率。
二、井筒与固井1.井筒设计。
根据不同的作业需求，合理设计井筒的直径、施工深度和井眼形状，并确保井壁稳定和完整。
2.井眼主控。
对于特殊井眼，必须进行预控，采取措施保证井眼的稳定。
3.固井。
根据地层特征和井下作业需求，选择适当的固井材料和固井方法，确保固井质量。
三、井下防喷与零失水施工1.井下作业前的准备工作。
确定作业井控目标，制定井下防喷和零失水施工方案。
确保井下设备和装置符合要求，并进行设备检查和试验。
2.井下防喷措施。
根据井下作业的具体情况，在作业过程中采取相应的防喷措施，确保井下作业安全。
3.零失水施工。
根据地层渗透性和井下作业需求，制定准确的零失水施工方案，并进行零失水施工措施的监测和调整。
四、井下钻井作业1.钻井井控。
制定钻井井控计划，并对井筒进行监测和控制，防止井筒塌陷和井下工具的阻塞。
2.钻井液处理。
确保钻井液的质量和性能，选择合适的钻井液处理设备和方法。
3.钻井作业安全。
在钻井作业过程中，严格执行井下作业规程，确保钻井作业的安全进行。
五、井下修井作业1.井口安全。
在井下修井作业前，进行井口设备和装置的检查和试验，确保井口的安全。
2.修井工艺控制。
根据井下修井作业的需求，采取合适的修井工艺和方法，确保修井质量。
3.环境保护。
在井下修井作业过程中，要保护环境，合理处理井液、废弃物和废水。
上述内容是塔里木油田井下作业井控实施细则的主要内容。
通过严格执行井控原则，保证井筒与固井的质量，采取井下防喷与零失水施工措施，以及严格执行钻井作业和井下修井作业的规程，可以确保井下作业的安全高效进行。
井身结构设计与固井
执行情况回顾
定期对安全保障措施的执行情况进行回顾和总结，分析存在的问题和不足，提出改进措 施和建议。
持续改进方向和目标设定
持续改进方向
根据风险评估和安全保障措施执行情况 ，明确井身结构设计与固井过程中需要 持续改进的方向和重点。
压力监测
实时监测注浆过程中的压力变 化，确保注浆过程平稳、安全 。
异常情况处理
对注浆过程中出现的异常情况 ，如漏失、气窜等，及时采取
有效措施进行处理。
顶替效率提升措施实施
优化顶替流态
通过调整顶替液的性能、流量等参数，优化 顶替流态，提高顶替效率。
增加顶替排量
在保证安全的前提下，适当增加顶替排量， 提高顶替速度和效率。
VS
目标设定
设定明确、可量化的改进目标，包括降低 风险等级、提高安全保障措施的有效性等 ，为持续改进提供明确的方向和动力。
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材料准备
根据设计要求，准备好所需的 水泥、添加剂等材料，并对其
进行质量检验。
施工方案制定
根据井身结构、地质条件等因 素，制定详细的施工方案和应
急预案。
注水泥浆过程监控
水泥浆性能监控
实时监测水泥浆的密度、流动 性、失水量等性能指标，确保
其符合设计要求。
注浆速度控制
根据井深、井径等因素，合理 控制注浆速度，避免出现注浆 不均、堵管等问题。
井身结构的重要性
井身结构设计的合理与否直接影 响到钻井施工安全、速度和成本 ，以及后续油气开采的效率和效 益。
设计原则与规范要求
设计原则
石油天然气勘探开发标准
石油天然气勘探开发标准第1章勘探准备与地质调查 (4)1.1 勘探前期资料收集与分析 (4)1.1.1 资料收集范围与内容 (4)1.1.2 资料分析方法 (4)1.2 地质调查与评价 (5)1.2.1 地质调查内容 (5)1.2.2 地质评价方法 (5)1.3 勘探目标确定与设计 (5)1.3.1 勘探目标确定 (5)1.3.2 勘探设计 (5)第2章物探技术与数据处理 (6)2.1 物探方法选择与数据采集 (6)2.1.1 物探方法选择 (6)2.1.2 数据采集 (6)2.2 数据处理与解释 (6)2.2.1 数据处理 (6)2.2.2 数据解释 (7)2.3 物探成果评价与应用 (7)2.3.1 物探成果评价 (7)2.3.2 物探成果应用 (7)第3章钻井与完井技术 (7)3.1 钻井工程设计 (7)3.1.1 设计原则与要求 (7)3.1.2 设计内容 (7)3.1.3 设计步骤 (7)3.2 钻井液与固井 (8)3.2.1 钻井液体系 (8)3.2.2 固井设计 (8)3.3 钻井过程监测与控制 (8)3.3.1 钻井参数监测 (8)3.3.2 井控技术 (8)3.4 特殊钻井工艺与技术 (8)3.4.1 侧钻井技术 (8)3.4.2 水平钻井技术 (8)3.4.3 大位移钻井技术 (9)3.4.4 超深井钻井技术 (9)第4章试油试气与储量评价 (9)4.1 试油试气工艺 (9)4.1.1 试油试气目的 (9)4.1.2 试油试气方法 (9)4.1.3 试油试气工艺流程 (9)4.2 储量参数测定与计算 (9)4.2.1 地质储量参数 (9)4.2.2 可采储量参数 (10)4.2.3 储量分类与评价标准 (10)4.3 储量评价与报告编制 (10)4.3.1 储量评价方法 (10)4.3.2 储量评价结果分析 (10)4.3.3 储量报告编制 (10)4.3.4 储量报告审查 (10)第5章开发方案设计与优化 (10)5.1 开发地质研究 (10)5.1.1 地质条件分析 (10)5.1.2 油气藏评价 (10)5.1.3 油气藏模拟 (10)5.2 开发方案设计 (10)5.2.1 开发原则 (10)5.2.2 开发方式 (11)5.2.3 开发井网设计 (11)5.2.4 开发参数优化 (11)5.2.5 设备与工艺选择 (11)5.3 开发试验与评价 (11)5.3.1 开发试验 (11)5.3.2 开发效果评价 (11)5.3.3 经济效益评价 (11)5.4 开发方案优化与调整 (11)5.4.1 优化依据 (11)5.4.2 优化方向 (11)5.4.3 调整措施 (11)5.4.4 动态监测与调整 (11)第6章油气田生产与动态分析 (12)6.1 油气田生产管理 (12)6.1.1 生产计划与调度 (12)6.1.2 生产过程监控 (12)6.1.3 生产安全管理 (12)6.1.4 生产成本控制 (12)6.2 生产数据分析与处理 (12)6.2.1 数据采集与传输 (12)6.2.2 数据处理与分析 (12)6.2.3 生产趋势预测 (12)6.3 动态监测与评价 (12)6.3.1 动态监测技术 (12)6.3.2 油气藏评价 (13)6.3.3 生产效果评价 (13)6.4.1 生产参数优化 (13)6.4.2 生产工艺改进 (13)6.4.3 生产组织与管理优化 (13)6.4.4 应急预案制定与实施 (13)第7章油气藏改造与提高采收率 (13)7.1 油气藏改造技术 (13)7.1.1 酸化技术 (13)7.1.2 压裂技术 (13)7.1.3 挤压技术 (14)7.1.4 油气藏改造工艺优化 (14)7.2 提高采收率方法与工艺 (14)7.2.1 化学驱油技术 (14)7.2.2 热力驱油技术 (14)7.2.3 气体驱油技术 (14)7.2.4 微生物驱油技术 (14)7.3 改造效果评价与分析 (14)7.3.1 采收率评价方法 (14)7.3.2 改造效果影响因素分析 (15)7.3.3 经济效益评估 (15)7.3.4 环境影响评估 (15)第8章环保与安全 (15)8.1 环境保护措施与实施 (15)8.1.1 环境保护原则 (15)8.1.2 环境保护措施 (15)8.1.3 环境保护实施 (15)8.2 安全生产与应急预案 (16)8.2.1 安全生产原则 (16)8.2.2 安全生产措施 (16)8.2.3 应急预案 (16)8.3 环保与安全监测 (16)8.3.1 环保监测 (16)8.3.2 安全监测 (16)8.3.3 监测数据应用 (16)第9章节能与减排 (16)9.1 节能技术与应用 (16)9.1.1 节能技术概述 (17)9.1.2 节能技术应用 (17)9.2 减排措施与实施 (17)9.2.1 减排措施概述 (17)9.2.2 减排措施实施 (17)9.3 节能与减排效果评价 (18)9.3.1 评价指标 (18)9.3.2 评价方法 (18)第10章石油天然气勘探开发信息管理 (18)10.1 信息采集与处理 (18)10.1.1 信息采集原则 (18)10.1.2 信息采集方法 (18)10.1.3 信息处理技术 (18)10.2 数据库建设与管理 (18)10.2.1 数据库设计 (18)10.2.2 数据库建设 (19)10.2.3 数据库管理 (19)10.3 信息安全与共享 (19)10.3.1 信息安全策略 (19)10.3.2 信息安全防护技术 (19)10.3.3 信息共享机制 (19)10.4 决策支持与智能应用 (19)10.4.1 决策支持系统 (19)10.4.2 智能技术应用 (19)10.4.3 应用案例分析 (19)第1章勘探准备与地质调查1.1 勘探前期资料收集与分析1.1.1 资料收集范围与内容在石油天然气勘探前期，需对相关资料进行全面的收集与分析。
《井下作业设计规范》
中国石油
井下作业设计规范
一、地质设计 ：1、小修（A）； 2、措施（B）； 3、大修（C） 二、工程设计： 1、小修（D、E）； 2、措施（F、G）；3、大修 （H） 三、施工设计： 1、小修（I）；2、措施（J）；3、大修（K） 小修作业包括：油气水井检泵、下泵、投注、水井换管柱、管柱检查等； 措施作业包括：油气水井压裂、酸化、防砂、补孔、卡堵水、稠油热采、 转注、分注、调剖等； 大修作业包括：油气水井解卡、打捞、钻塞、二次固井、取换套、套管修 复、弃置井封井等；
现场指挥人员； 2) 各项工序应严格按照QHSE作业程序进行施工，严禁
盲目施工； 3) 各种井下工具在下井前彻底检查，经检验合格后方可
下井； 4) 施工现场须准备必要的消防器材，做好防喷、防火、
防爆炸、防工伤、防触电工作； 5) 施工中，随时检查井架基础，钻台基础，观察修井
机，井架，绷绳和游动系统运转情况，发现问题立即停车处 理，待正常后才能继续进行；
6)井口返出的液体应妥善处理，避免造成环境污染。
中国石油
井下作业设计规范
5.1.6 井控要求（应包括但不限于以下内容） 1) 根据地质设计参数选择修（压）井液性能、类型及密
度，提出防喷器组合的压力等级； 2) 各种流程及施工管线全部使用硬管线，尽量减少异径
弯头，并按技术规程固定好，试压检验合格后方能施工； 3) 防喷器在井口安装后，现场必须试压，明确提出试压
5) 其它风险提示。 4.1.6 井况、井身结构及生产管柱数据
固井工程
19
三、影响固井质量的因素
保证套管居中的条件： 良好的井眼条件 正确选用扶正器
科学加放扶正器
s
s
Rr
100 %
Rr
100 % s 100 % Rr
20
三、影响固井质量的因素
3. 水泥浆环空返速、流态 ：
直接决定着顶替效率的高低；
紊流顶替是注替水泥浆的首选流态；
4
一、固井概念
哈里伯顿公司认为，完成以下任何工作都可被 视为固井作业： （1）套管的支承和固定； （2）阻止地层之间的流体窜槽； （3）防止地下矿物水和各种电解液对套管腐蚀； （4）防止套管在后续钻井中发生振动；
（5）封隔循环漏失层和高渗透层。
5
一、固井概念
固井作业的范围？
概括地说，固井作业包括下套管作业和注水泥作业。
发布日期
2005-08-30
2
3 4 5
GB/T
SY/T SY/T SY/T
109139—2003
5322-2000 5412-2005 5374.1 -2006
2005-05-22
2000-12-12 2005-7-26 2006-7-10
6
7 8 9 10 11 12
SY/T
SY/T SY/T SY/T SY/T SY/T SY/T
越低，顶替效率越高。
要得到较高的顶替效率，通常要求居中度必须
s
Rr
100 %
达到67％以上。
16
三、影响固井质量的因素
居中度及其与顶替关系的图、公式表达：
式中：
W—窄边间隙 RH—井眼直径或 上层套管内径 RC—套管内径
井下作业设计规范
层位
Z ’ 一 J 一 j
(2 连通井 受益 清况 （ ） 油井填 勺 J
投转注 ｝期 ｝
注 水层号 ｝ 本 井 连通层 号 与 累计 讨 水 一 受 益情况
l 一
一笃
丝
伪 J 月 汁
碳
气油比
m3 / t
l 卜 ee
含水量 %
1 玉力
一
油压
(MPa
)
一地
一层
取值
力
套压
压
时 lbJ
减 产 、停 产 原 因分 析 历 次 测 压 、产 液 或 吸 水 情 况
SY/T 6277 的有关规定，防止硫化氢气体溢出地层，最大限度地减少并内管材、工具和地面
设备的损坏，避免人身伤 亡和环境污染。 ） k 在高压、高含硫化氢 、高危地区作业施 E前 ，应制定相应的井控应急预案和防污染措施 ，并
组织 实施 。
5.1.7
井身结构及完井管柱示意图
井身结构 ：套管规格、下深、水泥返探 、人 ｝少底 、生产层位 、射孔井段 。 ＿于
0 / SY 1142一 2〔 川8
11 ）井 口无外溢时，力可进行起 卜 作业。起管柱过程 中，应边起边灌 ，保持液面稳定。 ） i 不连续起下作业超过 8h，卸下防喷器，安装采油树 ，油 、套管安装压力表进行压力监测。 ） j 在含硫化氢等有毒有害气体井进行井下作业施工时，应严格执行 S丫／ 6137, SY /T 6610和 T
累计 ：油：
t；气
n飞 3；水
叮 ；砂
2 ( ）注水 （ ）情况表 汽
日期 注人 井段 注人 方式 配 注量 旧 注量 油压
MPa
套 1泵 累准水‘’ 层 压 力 ’ 压 主 ＿ 毛 汽
《固井技术管理规定》
附件：固井技术管理规定川庆钻探工程有限公司西南油气田公司二○一二年十二月目录一、总则 (3)二、固井作业内容及职责划分 (3)三、固井作业分类 (4)四、现场办公会 (6)五、设计与审批 (7)六、固井施工参加人员 (9)七、固井准备 (10)八、水泥试验 (14)九、下套管前通井钻具组合、技术措施以及套管扶正器规范. 17十、气密封套管短节加工和气密封套管现场使用规定 (23)十一、下套管作业 (25)十二、注水泥施工作业 (26)十三、资料收集和上报 (29)十四、固井质量检测 (29)十五、固井技术总结与提高 (31)十六、其它 (31)固井技术管理规定一、总则（一）本规定以确保固井工程质量为宗旨。
（二）本规定界定了固井作业职责分工。
（三）本规定明确了固井责任主体。
（四）本规定规范了下套管前通井钻具组合、大斜度和水平井通井及下套管技术措施、套管扶正器使用。
（五）本规定规范了气密封套管短节加工和气密封套管现场使用要求。
（六）本规定也适用于钻完井作业中的其它注水泥施工作业。
二、固井作业内容及职责划分（一）固井作业内容现场办公会、设计与审批、井眼准备、套管和水泥组织送井、套管串准备（井场检查、套管串排列、丈量长度、通内径、洗丝扣）、附件准备、下套管作业、钻具称重（包括通内径、泵送胶塞）、下钻送尾管、座挂、倒扣、水泥头及管汇连接、水泥浆试验和水泥浆污染试验、固井车组安装调试、注先导浆、隔离液、冲洗液，注水泥、替泥浆、憋回压和反挤注水泥浆等。
（二）固井作业职责划分1. 钻探公司为固井作业的责任主体，全面负责固井作业的组织、协调及施工指挥，对固井工程质量和施工安全向甲方负责。
2. 井下作业公司对所完成作业内容的质量和安全、所提供的工具、套管串附件的质量和可靠性向钻探公司负责。
3. 钻井液技术服务公司（简称钻井液公司）负责固井前钻井液性能调整、先导浆及顶替钻井液准备，确保使用正常，对所完成作业内容的质量和安全向钻探公司负责。
石油工程教材固井部分
第三章 固井在一口井的钻井过程中，由于各种原因，当钻头钻到某一深度时，需要从井内起出钻头，向井内下入称之为套管的中空钢质管柱，然后向井眼和套管之间的环形空间内注入水泥浆（干水泥与水及外加剂的混合物，有时也常将水泥浆简称为水泥），并让其凝固；然后再换用直径小一点的钻头继续钻进。
一口井，视其所钻穿的地层的复杂程度，要经历一次到几次这样的过程，才能钻达目的油气层。
向井内下入套管，并向井眼和套管之间的环形空间注入水泥的施工作业称之为固井。
固井工程的内容包括下套管和注水泥二大部分。
下套管就是将单根套管及固井所需附件逐一连接下入井内的作业。
在石油现场上见到的单根套管通常由两部分组成，即套管本体和接箍（单根套管示意图）。
接箍与本体是分开加工的，接箍两端加工有内螺纹（母扣），本体两端加工有外螺纹（公扣）。
为便于上扣连接，螺纹面与套管本体、接箍的轴线成一定锥度。
在出厂时将接箍装配在本体上。
入井时，接箍（母扣端）在上，利用螺纹将一根一根单根套管连接而成套管柱。
也有特殊加工的公母扣均在套管本体上的无接箍套管。
无接箍套管的特点是螺纹连接处管子的外径比有接箍套管的接箍外径小，因此常用于环空间隙小的情况，以利下套管和随后的注水泥作业。
下完套管之后，把水泥浆泵入套管内，再用钻井液把水泥浆顶替到套管外环形空间设计位臵的作业称之为注水泥。
如下图所示，在套管柱的最上端的装臵为水泥头，内装有上、下胶塞。
下胶塞的作用是与隔离液（一种专门配制的液体，用以隔离钻井液与水泥浆）一道，将水泥浆与钻井液隔离开，防止钻井液接触水泥浆后影响水泥浆的性能。
下胶塞为中空，顶部有一层橡胶膜，该膜在压力作用下可压破。
上胶塞为实心，其作用是隔离顶替用的钻井液与水泥浆；另外，当其坐落在已坐于浮箍上的下胶塞上之后，地面压力将很快上升一定值（称为碰压），该信号说明水泥浆已顶替到位，单根套管示意图1——接箍 2——套管本体施工结束。
套管柱的最下端装有引鞋以利下套管。
固井设计规范(T1).
e max-----------套管在井眼的最大偏心
11
二个弹性扶正器之间的套管最大偏心距：
ε max----------套管在井眼内的最大偏心距cm RB-------------- 井眼半径cm RP-------------- 套管外径 cm PV ----------套管在铅垂面法向力N PS ----------套管在平均井斜狗腿度平面法向力N C------------计算过度参数N/m
固井设计规范
中海油服油田化学事业部 2008年8月
1
第五讲内容
一、固井设计规范
2
一、固井工艺设计依据
主要依据
1. 设计的井深结构或实际的井深结构、套管规范、下入深度 及固井水泥的返高要求； 2. 实钻地层岩性和地质分层数据； 3. 油、气、水层或其他要求封固地层的孔隙压力梯度和温度 梯度； 4. 要求封固地层的最小破裂压力梯度； 5. 井径、井斜及方位等井眼基本数据； 6. 实钻井眼的钻井液性能数据和钻井工程概况； 7. 地质和钻井工程或生产开发工程对固井提出的其他特殊要 求。
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2、直井油气层套管和尾管 应根据主要封固井段的地层岩性、井眼条件、钻井 液性能以及钻井实际情况，确定套管扶正器的安放 间距和使用数量。以下情况每2根套管宜安装1只 符合要求的弹性扶正器或/和刚性扶正器： A、套（尾）管鞋以上的五根套管； B、油、气、水层及间隔层等主要封固段及其上下各 50米的套管； C、尾管重叠段进入上层套管内的5根套管、尾管悬 挂器以下2根套管； D、分级箍上下各2根套管；
6
4.2 平衡注水泥基本要素 1. 准确掌握各种地层压力范围值. 2. 设计满足压力控制要求的水泥浆. 3. 准确测定各种入井流体流变性并具有可 调能力. 4. 优化组配环空浆柱结构的密度和流变性. 5. 确保施工水泥浆密度达到设计要求.
固井设计规范
六、水泥浆返高常规设计
套管层次 隔水导管 首浆返高 尾桨返高 泥面
泥线
表层套管 ≤泥线悬挂器 至上层套管鞋以上100～150m 技术/油层套管（单级） 据实际井眼条件调整
100～200m
100～200m 300m～500m 油气层顶部以上150m
第二级至上层套管鞋以上100～150m 第一级≥300m 技术/油层套管（分级） 油气层顶部以上150m 油气层顶部以上150m
前置液返高 (m) 2:1
接触时间 (min)
7 ～ 10 7 ～ 10
3:1或4:1
水泥塞
冲洗液和紊流隔离液
注：考虑防漏窜，地层孔隙压力＜前置液液柱压力＜地层破裂压力 ；
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接触时间
接触时间定义：是指顶替过程中流体（清洗液、隔离
液和水泥浆）流过环形空间某一点所经历的时间。
只用冲洗液或紊流隔离液时，要求用量满足 10min 接触时间，其用量可计算如下：
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4.2 平衡注水泥基本要素 1. 准确掌握各种地层压力范围值. 2. 设计满足压力控制要求的水泥浆. 3. 准确测定各种入井流体流变性并具有可 调能力. 4. 优化组配环空浆柱结构的密度和流变性. 5. 确保施工水泥浆密度达到设计要求.
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三、套管扶正器安放间距设计
安放位置应选较致密和井眼较规则井段。 应根据主要封固井段的地层岩性、井眼条件、钻井 液性能以及钻井实际情况，确定套管扶正器的安放 间距和使用数量。 推荐以下位置“2根套管装1只”
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6、固井前循环钻井液时间
正常情况下，下完套管注水泥浆前应充分、大排量 循环钻井液，循环总量不低于1.5～2倍实际井眼容 积量。最大循环排量应接近于设计替浆时最大排量 现场可根据实际循环返出及井下情况适当延长循环 时间；重点确认：震动筛无沉砂返出、循环泵压稳 定、钻井液性能稳定、井下无漏、涌等情况、气全 量<3%。
永久性封井工程设计编写标准
Q/SY中国石油天然气股份有限公司辽河油田公司企业标准Q/SY LHCY XXXX—2008永久性封井工程设计编写标准Permanency Close up a well engineering design compiling andcomposing a standard2008-XX-XX 发布2008-XX-XX 实施中国石油天然气股份有限公司辽河油田公司发布前言为了推进中国石油天然气集团公司HSE管理体系的实施，规范《永久性封井工程设计》格式，根据《Q/SY06—2007井下作业设计规范》及有关大修的法律、法规、规定、规程，结合原设计版本的基本格式，编写出《永久性封井工程设计编写标准》及《永久性封井工程设计》模板。
有了《永久性封井工程设计编写标准》及《永久性封井工程设计》模板，编写大修设计就有了标准依据。
本标准规范了大修设计的文本格式；完善了原有大修设计；增补了HSE管理内容；纠正了以往的错误。
编辑本标准依据国家和石油企业标准，符合有关修井的法律、法规、标准、规定及规程。
本标准由中国石油天然气股份有限公司辽河油田公司标准化技术委员会提出。
本标准由中国石油天然气股份有限公司辽河油田公司质量安全环保处归口。
本标准由中国石油天然气股份有限公司辽河油田公司钻采工艺研究院工具所大修设计室起草。
编写人：武兴汉目录1范围 ·····························································································１2设计原则 ·······················································································１3设计书幅面 ····················································································１4封面的编写 ····················································································２5审批页 ··························································································２6设计依据及执行标准 ········································································２7施工目的 ·······················································································２8基本数据 ·······················································································３9待修井存在问题及原因分析 ·······························································５10以往作业的详细情况分步骤详细叙述···················································５11井筒内管柱及落物现状详细描述 ·························································５12施工准备 ·······················································································５13施工步骤 ·······················································································６14施工要求及注意事项 ········································································７15井控设计 ·······················································································７16压井液设计 ····················································································８17HSE要求·······················································································８18资料录取及上交 ··············································································９19施工验收 ·······················································································９20井身结构图的简易画法及标注 ····························································９21井位部署图的修订及布置 ·······························································１０22井控装置图的选择 ········································································１０23大修设计编写的基本原则 ·······························································１０24有关专业术语的统一和错误的纠正···················································１１25编号的应用 ·················································································１２26快速浏览文件的方法 ·····································································１２28附录 ··························································································１２《永久性封井工程设计》编写标准1范围1.1本标准是《永久性封井工程设计》的编导书，规定了《永久性封井工程设计》编写的内容及方法。
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应符合平衡压力固井原则；
六、水泥浆返高常规设计
•注：返高设计要参考浆柱动静态下的经验计算公式
七、水泥浆附加量设计
•注：水泥浆的附加量可根据实钻情况适当调整。
八、顶替水泥浆设计
九、前置液设计
•注：考虑防漏窜，地层孔隙压力＜前置液液柱压力＜地层破裂压力 ；
4. 据上措施，参照cemSAIDS模拟实际井眼轨迹的结果，再作适 当的调整。
5. 具体情况根据油层位置和地质情况，现场进行适当调整。
2、直井油气层套管和尾管
应根据主要封固井段的地层岩性、井眼条件、钻井 液性能以况每2根套管宜安装1只 符合要求的弹性扶正器或/和刚性扶正器：
3、冲洗液、隔离液的使用
冲洗液、隔离液的性能和用量，参照本章节前述执 行。
4、固井胶塞的使用
单级固井应使用双塞，深井、大位移井、水平井应 使用三塞，分级固井的第一级固井应使用双塞。
5、U型管效应
技术套管或油气层套（尾）管固井，应考虑U型管 效应的作用，计算环空水泥浆上返最大排量与设计 排量之比值应小于1.25。
固井设计规范
第五讲内容
一、固井设计规范
一、固井工艺设计依据
主要依据
1. 设计的井深结构或实际的井深结构、套管规范、下入深度 及固井水泥的返高要求；
2. 实钻地层岩性和地质分层数据； 3. 油、气、水层或其他要求封固地层的孔隙压力梯度和温度
梯度； 4. 要求封固地层的最小破裂压力梯度； 5. 井径、井斜及方位等井眼基本数据； 6. 实钻井眼的钻井液性能数据和钻井工程概况； 7. 地质和钻井工程或生产开发工程对固井提出的其他特殊要
度g/cm3
ρm----------一级固井前钻井液密度g/cm3 H------------漏失地层垂直深度m
2、设计中应考虑固井工具及附件的作业能力和施工 安全：
井斜小于或等于30°宜采用重力开孔式分级箍。井 斜大于30°宜采用液压开孔式分级箍；
分级箍应安放在岩性致密、不垮塌、井径规则的井 段；
漏失层固井，为保证生产层以上有良好的水泥封固 ，分级箍安放位置可按下列公式计算：
十一、管外水泥膨胀封隔器位置设计原则
按照分层开发的需要，管外水泥膨胀封隔器应设置 在分层开发的相邻生产层、油水层或油气层之间的 井眼较规则的位置；
高压井管外水泥膨胀封隔器应设置在环空尾浆顶部 且井眼较规则的位置，但应准确计算施工压力，合 理选择剪切销钉的压力；
e max-----------套管在井眼的最大偏心 度%
ε max----------套管在井眼内的最大偏心 距cm
RB-------------- 井眼半径cm RP-------------- 套管外径 cm
二个弹性扶正器之间的套管最大偏心距：
ε max----------套管在井眼内的最大偏心距cm RB-------------- 井眼半径cm RP-------------- 套管外径 cm
接触时间
接触时间定义：是指顶替过程中流体（清洗液、隔离
液和水泥浆）流过环形空间某一点所经历的时间。
➢ 只用冲洗液或紊流隔离液时，要求用量满足 10min 接触时间，其用量可计算如下：
q=10·Qc·60/1000
q－－－－冲洗液用量，m3 Qc－－－-顶替临界排量，L/s
当计算的冲洗液用量在环空中的长度超过250m时
，则以冲洗液封固250m环空所需的用量为准。
前置液对顶替效率的影响
十、固井分级箍位置设计原则
油气层分级箍设置应满足平衡压力固井的要求； 1、高压油气层或低压油气层分级箍设置应满足下列
公式确定：
Pw+P3+P4≥Ph+PPL
h-----------分级箍安放的垂直深度m ρC----------一级水泥浆的密度 g/cm3 ρd----------地层漏失压力或破裂压力等效流体密
4.2 平衡注水泥基本要素 1. 准确掌握各种地层压力范围值. 2. 设计满足压力控制要求的水泥浆. 3. 准确测定各种入井流体流变性并具有可 调能力.
4. 优化组配环空浆柱结构的密度和流变性.
5. 确保施工水泥浆密度达到设计要求.
三、套管扶正器安放间距设计
安放位置应选较致密和井眼较规则井段。 应根据主要封固井段的地层岩性、井眼条件、钻井
五、环空水泥浆返高设计
1、设计原则
应满足下一步安全钻井或完井作业、油田安全开发 以及今后采取增产措施的需要；
应能有效的封固油、气、水层，以及要求必须封固 的腐蚀性、蠕变、垮塌、漏失等复杂地层；
应满足钻井工程对套管保护提出的特殊要求，如： 提高套管抗挤、抗内压强度或避免套管因过度磨损 而发生断裂等；
下套管载荷预测
•注:9 5/8“ 套管管内摩阻系数
0.25，裸眼摩阻系数 0.40。
四、平衡压力固井设计
✓ 计算固井注替过程中不同阶段环空流体的静液柱 压力，和流动摩阻压力，其环空总压力应大于地 层孔隙压力，不超过主要封固地层的破裂压力。
✓ 冲洗液、隔离液的密度、返高和返速以及分级箍 或管外封隔器的安放位置应满足钻井工程要求和 井内压力系统设计要求。
PV ----------套管在铅垂面法向力N PS ----------套管在平均井斜狗腿度平面法向力N
C------------计算过度参数N/m
1个刚性扶正器和1个弹性扶正器间的套管最大偏心 距：
εmax----------套管在井眼内的最大偏心距cm RB-----------井眼半径cm RC-----------套管外径 cm
2. 提高顶替效率：在满足平衡压力和套管居中的前 提下，顶替钻井液工艺设计应满足水泥浆有效驱 替偏心环空窄间隙钻井液的要求。
3. 安全施工：固井工艺设计应满足固井全过程连续 施工，以避免发生井漏、井喷和异常憋压等现象 。
4. 安全施工：固井工艺设计应满足固井全过程连续 施工，以避免发生井漏、井喷和异常憋压等现象 。
A、套（尾）管鞋以上的五根套管；
B、油、气、水层及间隔层等主要封固段及其上下各
50米的套管；
C、尾管重叠段进入上层套管内的5根套管、尾管悬
挂器以下2根套管；
D、分级箍上下各2根套管；
3、斜井和水平井的技术套管、油气层套管、尾管的 扶正器安放
应符合直井油气层套（尾）管的安放要求，并计算出主要 封固层段的套管偏心度，并满足以下要求 。
液性能以及钻井实际情况，确定套管扶正器的安放 间距和使用数量。 推荐以下位置“2根套管装1只”
现场实际经验原则
1. 甲方认定的上部目的层段顶以上至少100m（气层要求至少 200m）到井底每3根套管加放2个弹性扶正器；
2. 主要分隔层、夹层，适当补加弹性/刚性扶正器
3. 对于没有特殊封固要求（即非目的层封固段）的前置浆封固 段要求两层套管重叠段间的封固段至少加放4个弹性扶正器 ，裸眼段至少加放2个弹性扶正器，整个前置浆封固段加放 弹性扶正器总数不少于6个。
7、固井前循环和调整钻井液性能
注水泥浆前应充分循环并调整钻井液性能，低粘、 低切、低屈服值，套管内外泥浆密度均匀，使进出 口泥浆密度相对一致。高压井应保证钻井液出口气 全量＜5%。
若现场有充足的钻井液，可提前在泥浆池预配好密 度≥井浆密度且具有低粘、低切、低屈服值的钻井 液30方左右，固井前注入井。
4. 3.1井斜角小于30°的井，按 SY/T5480进行水泥浆流变设计； 5. 3.2井斜角大于30°的井，按偏心环空流变学进行水泥浆流变设计 4. 采用低返速固井，其关键封固井段的环空返速应满足雷诺数的计算
结果要求。
5. 为提高顶替效率，应根据井径、地层稳定性及水泥浆流变参数等因 素确定不同井段的环空水泥浆上返速度。
求。
二、固井工艺设计原则
设计原则
1. 平衡压力固井：固井全过程环空压力
应大于地层孔隙压力，不超过主要封固 地层的最小破裂压力。 注水泥顶替过程平衡压力设计原则
压稳：
Pa > Pp + P
Pa：环空静液压力 Pp：地层孔隙压力 P：地层孔隙压力安全附加值
不漏
Pa + Pfa < Pf - P Pfa：流体在环空的流动阻力。
8、技术套管、油气层套（尾）管固井应进行环空流变学设 计
1. 应依据测定的流变参数确定流变模式，计算冲洗液、隔离液在环空 主要封固段的紊流临界排量和塞流临界排量。
2. 冲洗液、隔离液紊流临界流速应低于水泥浆紊流临界流速，隔离液 允许塞流的临界流速应大于水泥浆的塞流临界流速。
3. 依据所确定的流变模式（幂律、宾汉、赫——巴）计算环空主要封 固段水泥浆的紊流临界排量或塞流临界排量，包括下列两种情况：
漏失井的管外水泥膨胀封隔器应按下列公式计算安 放位置：
十二、提高水泥浆环空顶替效率的工艺设计
1、套管偏心度 套管在注意封固段井眼偏心度应≤30%。
2、钻井液性能的调整
为达到固井作业要求，固 井前应充分循环和调整好 钻井液性能，尽量满足下 列关系式：
或满足：幂律模式 nm＞nc
宾汉模式
赫-巴模式
6、固井前循环钻井液时间
正常情况下，下完套管注水泥浆前应充分、大排量 循环钻井液，循环总量不低于1.5～2倍实际井眼容 积量。最大循环排量应接近于设计替浆时最大排量
现场可根据实际循环返出及井下情况适当延长循环 时间；重点确认：震动筛无沉砂返出、循环泵压稳 定、钻井液性能稳定、井下无漏、涌等情况、气全 量<3%。
YPC---水泥浆的动切力 Pa； YPm---钻井液的动切力 Pa； e------偏心度 无因次； nm----钻井液流动指数无因次； nC-----泥浆流动指数无因次 PVC----泥浆的塑性粘度Pa·S PVm---钻井液的动切力Pa·S KC----水泥浆的稠度系Pa·Sn Km----井液的稠度系数Pa·S