固井设计规范(T1).
固井设计
Re 8000 D nV 2n'
800 n' K ' Q
V 12 .73 D2
环空流动：
式中：Re—雷诺数 Q—排量，l/s ρ—流体密度，g/cm3 V—流速，m/s
Re 8000DE nV 2n'
800n' K '
V 12.73
Q
DH 2 DP 2
固井设计的计算方法
固井设计基础
固井设计的重要性
固井设计是固井施工的依据，是设 计者的业务水平、施工者的技术能力的集 中体现。固井设计不仅是施工者进行作业 的指南，也是工程发包单位对固井施工的 过程进行监控的强有力的工具，也就是说， 固井设计不仅服务于乙方，也同时服务于 甲方。
固井施工设计的内容
完全的固井设计要包含如下几个方面：
Te—泥浆出口温度
库式公式： 使用条件：
74℃≤T≤212℃
51℃/100m≤Gt≤4.45℃/100m
固井设计的计算方法
（二）井 径 计 算
计算平均井径通过读井径曲线，然后用加权平均法计算平 均井径。
还有一种方法就是将井径测井数据文件转换成文本文件， 再由EXCEL读取，通过处理后，求平均值就可得到高精度 的平均井径数据。
④应对粘土有一定的抑制性，以保持井壁稳定。
固 井设计的步骤
（四）前置液配方与性能
隔离液
①紊流隔离液适宜于紊流顶替，应有较低的粘度和较低的紊流临界返 速， 一般要求紊流接触时间为8-10min，最低也需要有7min；
②粘性隔离液适宜于层流和塞流顶替，隔离液的粘度和切力应大于泥 浆而小于水泥浆； ③隔离液的密度在较大范围内可以调节，一般要求介于泥浆和水泥浆 之间； ④隔离液对加重剂要有悬浮能力，这样才能保持隔离液性能稳定； ⑤隔离液应具有温度稳定性，温度升高粘度不能降低或降低得很少， 才能保持在高温下对加重剂的悬浮能力； ⑥隔离液要具有控制失水能力，一般失水量小于150ml/30min，有助于 防止井壁坍塌和减少地层损害。
4、水平井固井管理细则
水平井固井管理细则第一章总则为保证圆满完成2012年吉林油田公司200—300口水平井钻井完井任务，更好的贯彻执行固井有关规定和规范，加强对固井公司的监督与管理，特制定水平井固井管理规定。
第二章固井设计第一条固井设计包括钻井工程设计中的固井工程设计和固井施工设计。
工程设计和施工设计方案由施工方编制并经甲方相关单位同意后实施。
第二条固井工程设计要依据地质情况、地层压力、钻井液性能、井身结构等资料设计管串结构及附件、强度校核、前置液和水泥浆配方及性能、固井工艺参数及所有固井材料用量。
固井施工设计主要内容包括基本数据、前置液和水泥浆类型、性能、数量和注入方式、施工装备、施工材料用量、施工参数、施工步骤、施工要求和应急预案。
第三条甲方要成立水平井固井前线组，结合单井钻井复杂情况，参考邻井资料，认真分析地层压力、地层温度等情况，确定最佳完井方案。
第四条小井眼固井设计要依据井眼尺寸、管串结构、前置液和水泥浆流变性能，采用固井设计软件及先进的仪器设备进行反复模拟，确定最佳流态和固井工艺参数。
第五条固井方案和水泥浆配方等固井设计变更后，甲方单位要及时以钻井工程补充设计的形式通知固井施工单位和井队。
第三章固井施工前的准备第六条钻井队严格按照钻井工程设计组织施工，确保井身质量，固井前井壁稳定，不垮塌，不漏失，不井涌，井眼畅通无阻。
如果发生井漏或井涌，必须进行堵漏或压井处理，井眼畅通稳定后方可进行下套管固井。
第七条钻井队固井前循环钻井液时要调整好钻井液性能，达到固井施工设计要求。
下套管前必须通井，下套管中途循环和下完套管后至少以钻进过程中的最大排量循环钻井液2-3周，彻底清除水平段岩屑床。
第八条钻井队按照行业标准的相关规定进行套管的丈量、检测、排列、编号和下入，下套管时要有明确分工，严格执行岗位职责和操作规程，扶正器数量和类型要严格按设计要求下，保证水平井的套管居中度。
第九条钻井队认真检查泥浆泵，保证运转正常，上水良好，压力和排量满足固井施工设计要求。
固井技术规定
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。
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。
固井设计
第七章固井设计7.1 套管柱强度设计7.2 注水泥设计7.3 固井质量检测与评价7.3.1 注水泥质量要求（1）油气层固井，设计水泥返高应超过油气层顶界150cm，实际封固油气层顶部不少于50cm。
其中，要求合格的水泥环段，对于浅层2000m的井不少于10m，深于2000m的井不少于20m。
（2）为了保证套管鞋封固质量，油层套管采用双赛固井时，阻流环距套管鞋长度不少于10m，技术套管一般为20m，套管鞋应该尽量靠近井底。
（3）油气层底界距人工井底不少于15m。
其中，第（2）条是为了防止上胶塞下行时所刮下的套管内表面上的液膜浆体污染水泥浆，而影响套管鞋附近的水泥封固质量；第（3）条是为了满足采油方面的需要。
7.3.2 水泥环质量检测和评价1、井温测井水泥水化反应是一放热反应，凝结过程中所放出的热量通过套管传给套管内流体，可使井温温度上升一定数值；而环空中没有水泥的井段，井内温度为正常温度。
利用这一特征，可以测定水泥浆在环空中的返高位置。
2、声幅测井声幅测井是根据声学原理所进行的测井。
在井下，从测井仪声波发射器发射出声波，声波向四周以近似球状的波阵面发散，通过不同介质和路线后传播到接收器。
最先到达接收器的是沿着套管传播的滑行波所产生的折射波，其次是传到地面后又传播回来的地层波。
尽量在钻井液内声波的传播距离最短，但是由于在钻井液内声速相对较低，所以钻井液波到达最迟。
声幅测井记录是最先到达的套管波的首波幅度。
套管内钻井液的分布及性质是不变的，因此向管内散失的能量为恒定值。
在此基础上，套管波的衰减程度管外水泥与套管的胶结情况。
实验证明，套管首波幅度的对数与套管周围水泥未胶结部分所占套管周长的百分数之间存在线性关系，即与套管胶结的水泥越多，所接收的声幅越小；而当管外全为钻井液时，多接收的声幅最大。
实际的深海声幅测井远比这复杂，以上述为基本原理。
沿井深由下而上进行测试，就可得到一条沿井深反映水泥与套管胶结情况的声幅测井曲线。
干井筒固井施工规范1
干井筒固井施工规范 Cementing specification for dry wellbore （报批稿） ××××-××-××发布 ××××-××-××实施 发 布 Q/SY 中国石油天然气集团公司企业标准 Q/SY ××××-×××× 中国石油天然气集团公司发布目次前言 (II)1范围 (1)2规范性引用文件 (1)3术语和定义 (1)4井筒条件 (1)5设计原则及内容 (2)6施工作业 (3)7固井质量检验 (4)8健康、安全与环境保护 (4)I前言本标准由中国石油天然气集团公司川庆钻探工程有限公司提出。
本标准由中国石油天然气集团公司工程技术专业标准化技术委员会归口。
本标准起草单位：中国石油天然气集团公司川庆钻探工程有限公司工程技术处、中国石油天然气集团公司工程技术分公司。
本标准主要起草人：陈忠实、王鹏、徐峰、陈敏、刘世彬、林强、干建华、范成友。
II干井筒固井施工规范1 范围本标准规定了气体钻井完成的石油、天然气井干井筒固井的井筒条件、设计原则及内容、施工作业、质量检验和健康、安全与环境保护（HSE）等要求。
本标准适用于气体钻井完成的石油、天然气井的干井筒固井作业。
2 规范性引用文件下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。
凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。
凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。
SY/T 5313 钻井工程术语SY/T 5374 固井作业规程SY/T 5394 固井水泥头及常规固井胶塞SY/T 5412 下套管作业规程SY/T 5467 套管柱试压规范SY/T 5618 套管用浮箍、浮鞋SY/T 5724 套管柱结构与强度设计SY/T 6592 固井质量评价方法3 术语和定义SY/T 5313确立的钻井工程术语及下列术语和定义适用于本标准。
天然气集团公司固井技术规范
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 (2)第三节管柱和工具、附件 (3)第四节前置液和水泥浆 (5)第五节下套管和注水泥 (6)第六节应急预案和施工组织 (8)第三章固井预备 (8)第一节钻井设备 (8)第二节井口预备 (9)第三节井眼预备 (9)第四节套管和工具、附件 (11)第五节水泥和外加剂 (13)第六节固井设备及井口工具 (15)第七节仪器仪表 (16)第四章固井施工 (17)第一节下套管作业 (17)第三节固井过程质量评价 (20)第五章固井质量评价 (21)第一节差不多要求 (21)第二节水泥环评价 (22)第三节质量鉴定 (23)第四节管柱试压和井口装定 (24)第六章专门井固井 (25)第一节天然气井 (25)第二节深井超深井 (27)第三节热采井 (28)第四节定向井、大位移井和水平井 (28)第五节调整井 (29)第七章挤水泥和注水泥塞 (30)第一节挤水泥 (30)第二节注水泥塞 (33)第八章专门固井工艺 (34)第一节分级注水泥 (34)第二节尾管注水泥 (35)第九章附则 (38)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，固井质量关于延长油气井寿命和发挥油气井产能具有重要作用。
为提高固井治理和技术水平，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。
第二条固井工程应从设计、预备、施工和检验环节严格把关，采纳适应地质和油气藏特点及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。
第三条固井作业应严格按照固井设计执行。
第二章固井设计第一节设计依据和内容第四条应以钻井地质设计、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。
第五条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阻碍施工安全和固井质量的因素。
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
固井技术规定——【钻井采油 页岩气】
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。
1对安全系数的要求见下表数据。
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2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。
最新整理固井技术.doc
最新整理固井技术.doc注水泥（固井技术）第一节. 注水泥设计和计算的基本条件和参数1. 注水泥设计的主要条件与参数:(1)井所在区域;(2)海域水深, 转盘到海平面高度, 转盘到泥线高度;(3)设计井深(测量井深和垂直井深);(4)井眼轨迹, 造斜点, 最大井斜角;(5)井的性质, 探井还是生产井;(6)油气层估计深度;(7)薄弱地层的破裂压力值, 高孔隙地层压力;(8)井底(9)钻井液类型及主要性能;(10)套管资料；(11)套管程序;(12)其它条件；2. 通过实验应取得的参数与资料:(1)水泥浆类型;(2)水泥浆密度;(3)流变性能;(4)自由水含量;(5)失水量;(6)可泵时间;(7)稠化时间;(8)抗压强度;(9)混合水需要量;(10)水泥造浆量;(11)添加剂种类及加入量(固体添加剂为重量百分比, 液体添加剂为体积百分比)。
第二节. 注水泥质量控制和安全措施1. 根据注水泥设计和计算参数作出完全符合井况和钻井作业要求的固井设计。
2. 井眼准备必须达到:①井壁稳定、不垮塌、不漏失;②通过循环和处理后钻井液性能稳定, 井眼畅通无阻卡;③岩屑清除彻底;④地层孔隙压力, 薄弱地层破裂压力准确;⑤通过循环建立正确的循环压力。
为此,要求在完钻后彻底通井划眼, 大排量循环, 彻底清除岩屑。
一般规定,大斜度井固井, 尾管固井, 在电测后至下套管(尾管)前循环通井不少于2～3次。
3. 套管程序必须符合地层情况, 同一井段不得出现两套以上的地层压力,套管鞋一定要坐在坚硬地层。
4. 海上作业, 一般规定, 浮箍至浮鞋之间不得少于两根套管; 浮箍位于油气层底界以下不少于25米。
5. 水泥返高面必须满足产层和复杂地层的封固要求, 一般应根据目的层性质确定水泥返高面:(1)常压油气层固井, 水泥返到油气层顶界以上至少150米;(2)高压油气层固井, 水泥返到油气顶界以上至少300米;(3)隔水套管、表层套管固井, 水泥必须返到泥面;(4)技术套管固井, 水泥一般返到上层套管鞋内以上100米左右;(5)尾管固井, 水泥返至尾管顶部。
固井工艺设计的四项原则
固井工艺设计的四项原则
1.安全原则：固井工艺设计应始终以安全为首要考虑。
在设计过程中，需要考虑井口和井下的安全风险，并采取相应的措施来预防事故的发生。
例如，选择适当的固井材料和设备，确保其具备足够的强度和稳定性，以应对井压和地质条件的变化。
2.可靠性原则：固井工艺设计应确保固井质量的可靠性。
这意味着固井设计应满足井筒完整性和气密性的要求，防止井壁崩塌和井身泄漏等问题。
为了实现可靠性，需要合理选择固井材料和工艺参数，并进行充分的工程监测和质量控制。
3.经济原则：固井工艺设计应注重经济效益。
在设计过程中，需要综合考虑成本、效率和质量等因素，以最大程度地降低固井成本并提高效率。
例如，可以采用合理的固井材料和工艺，优化固井方案，减少不必要的操作和材料浪费。
4.环境友好原则：固井工艺设计应考虑对环境的影响，并采取相应的措施来减少环境污染和生态破坏。
在设计过程中，需要选择环保型的固井材料和工艺，防止固井液和废弃物对土壤和水源的污染，并合理处理固井废弃物和排放物。
固井设计规范(T1).
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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： ρ C-ρ d h≤ × H - 1 ρ C-ρ m
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六、水泥浆返高常规设计
套管层次
隔水导管 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 第二级至上层套管鞋以上100～150m 技术/油层套管（分级） 油气层顶部以上150m 尾管固井
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首浆返高
尾桨返高
泥面 100～200m 100～200m 300m～500m 油气层顶部以上150m 第一级≥300m 油气层顶部以上150m 尾管顶部以上50～100m
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顶替速度或流态
6~ 5bpm，塞流 8~5 bpm，塞流 12~5 bpm，塞/层流 高速1.5～1.2m/s；低速0.3m/s； 紊塞流顶替， 8~5 bpm，塞流
九、前置液设计
固井 用量比例 冲洗液和紊流隔离液 2:1 常压地层 冲洗液和紊流隔离液 3:1或4:1 冲洗液和塞流隔离液 4:1或5:1 塞流隔离液 大间隙 小间隙 水泥塞 冲洗液和塞流隔离液 冲洗液和紊流隔离液 冲洗液和紊流隔离液
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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。
固井技术规范2008[1]1
![固井技术规范2008[1]1](https://img.taocdn.com/s3/m/2a8dcfba65ce050877321307.png)
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年目录第一章总则 (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 (11)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 (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)第六章特殊井固井 (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。
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。
第三条固井作业应严格按照固井施工设计执行。
第二章固井设计第一节设计依据和内容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。
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 ；
20
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：
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.
7
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”
28
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%。
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e max-----------套管在井眼的最大偏心
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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
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第五讲内容
一、固井设计规范
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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；
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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” 序号 直井技术套管 直井油气层套管和尾管 1 套管鞋以上的5根套管 套（尾）管鞋以上的五根套管 2 主要封固层位及其上下各3根套管 油、气、水层及间隔层等主要封固段，及其上下各50米套管
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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。 Pf：地层破裂压力。
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Pp
Pa
1.1 平衡压力设计原则
候凝过程 控制失重 防止窜流 Pa + Pc < Pp Pc：地层流体在水泥浆的 流动阻力， 与水泥浆的静胶凝强度发 展有关。
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Pp
Pa
1. 套管居中：定向井、大斜度井、大位移井或水平 井的油、气、水层及间隔层段套管偏心度小于30%。 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。
3 进入上一层套管重叠段3根套管 4 分级箍以下2根、以上3根套管
尾管重叠段内的5根套管、尾管悬挂器以下2根套管 分级箍上下各2根套管
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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。 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。
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。
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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 。
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
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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 εV ---------套管在铅垂面偏心距cm εS ---------套管在平均井斜狗腿度平面偏心距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
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4、套管摩阻计算 套管扶正器安放间距计 算完成后，应进行下套 管摩阻计算。当计算摩 阻超过设计下套管允许 阻力时，可适当减少扶 正器的数量，但应满足 套管在主要油、气、水 层及它们的间隔层内的 偏心度小于30%。
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下套管载荷预测
井号 井 径 Aa5 9 5/8" 9 5/8" PH7 7" 4463 大于60 80 228 套管下深 套管扶正率 下放最小钩 上提最大钩 (M) (%) 载(Ton) 载(Ton) 3300 3800 大于60 大于60 94 116 284 266