0174-2007气井固井技术规范

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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。
GB 12573水泥取样方法
GB/T 19319油井水泥试验方法
钻井液主要性能要求如下：
a）钻井液密度低于1.30g/cm3时，屈服值应小于5Pa，塑性粘度应在10 mPa·s～30 mPa·s之间；
b）钻井液密度在1.30g/cm3～1.80g/cm3范围内，屈服值应小于8Pa，塑性粘度应在22mPa·s～30mPa·s之间；
c）钻井液密度高于1.80g/cm3时，屈服值应小于15Pa，塑性粘度应在40mPa·s～75mPa·s之间。
能有效隔离、改善界面结构。
与钻井液、水泥浆相容性满足施工要求。
具有悬浮顶替效应。
对油基钻井液的润湿性能好。
不腐蚀套管。
沉降稳定性好，上下密度差应不大于
在井底循环温度、压差
在循环温度下，控制隔离液
密度及用量
隔离液的密度宜介于钻井液和水泥浆之间。
气层固井宜保证环空液柱动态压力平衡的前提下，使用
流变性
隔离液流变性应满足动塑比： 。
相容性
隔离液相容性评价方法执行标准
各种比例混合物的稠化时间满足施工安全要求，且与水泥浆稠化时间相差少于
各种比例混合物的流变性满足施工要求。
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水泥浆及外加剂
气井固井应选用不同抗硫级别的
应使用同批号水泥，采样应执行标准
选用防气窜水泥浆外加剂体系。
低压漏失层，宜采用高强低密强触变水泥浆。
选用减轻剂、加重剂等外掺料时应考虑其粒径与水泥颗粒的粒径级配。
a
b
c
可使用套管外封隔器、尾管顶部封隔器等工具。
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固井设备配备应满足施工设计所要求的配注水泥浆作业能力，并确保固井全过程作业连续、平稳运行。
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下套管前，检查、更换防喷器闸板胶芯，并按《塔里木油田钻井井控实施细则》的要求试压。
应配备与套管螺纹类型一致的套管循环头，下套管前进行保养并放置在钻台上。
SY/T 5322套管柱强度设计推荐方法
SY/T 5334套管扶正器安装间距计算方法
SY/T 6592固井质量评价方法
SY/T 6641固井水泥胶结测井资料处理及解释
塔里木油田钻井井控实施细则
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本
表1符号和单位
序号
符号
含义
单位
单位符号
备注
1
τ钻井液
钻井液剪切应力
帕
Pa
2
τ隔离液
隔离液剪切应力
帕
Pa
现场施工人员按审批的设计组织施工。
固井施工设计原则
平衡压力固井设计原则，即全过程中环空压力应大于地层孔隙压力且小于地层漏失和破裂压力。
应根据作业井
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产层套管及上一层技术套管，均应采用气密封螺纹套管。
套管材质应符合防腐蚀要求。
套管附件的材质、机械参数、螺纹密封性能应与套管匹配。
套管强度设计方法执行标准
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固井质量评价应执行标准
应根据现有的测井评价方法和固井质量评价要求，设计成熟的测井系列进行固井质量评价。
固井质量测井评价方法应综合运用自然伽玛、声幅、声波变密度、扇区水泥胶结、伽玛密度或超声波成像等测井方法。
测井资料处理应执行标准
尾管重合段长度应不低于
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技术套管应下至气层顶部。
尾管固井，水泥浆应返至悬挂器顶部以上，其它固井方式，水泥浆宜返出地面。
采用分级固井和尾管固井，气层顶部以上有效封隔段应不少于
气层底部以下井段全部封固。
水泥浆应封固上层套管鞋，上返高度不少于
水泥浆封固段应覆盖上层套管固井水泥浆未封固井段。
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隔离液性能要求
井底静止温度高于
水泥试验要求
试验温度和压力根据
稠化时间试验温度应使用实测的井底循环温度，或由实测的井底静止温度确定。实测井底静止温度时，稠化时间试验温度应根据井况和井身结构情况选择，一般为井底静止温度
稠化时间试验压力为完钻时井底静液柱压力。
稠化时间试验升温、升压时间应为水泥浆从井口到达井底的时间。
水泥试验项目应包括水泥浆密度、沉降稳定性、滤失量、水泥浆流变性能、稠化时间、游离液、相容性、抗压强度等。
套管鞋至阻流环以上
其他套管内螺纹在场地上均匀涂抹螺纹密封脂，外螺纹在钻台上涂抹螺纹密封脂。
特殊螺纹套管连接时应防止损坏密封面。
灌浆
下套管每
下送入钻杆，逐柱灌浆，每
出上层套管鞋前灌满钻井液。
在裸眼段应减少单次灌浆时间，同时活动管串。
循环
深井和易漏井下套管，应分段循环钻井液，循环时间宜不低于一个迟到时间。
下套管前最后一次通井起钻时，应做到井眼稳定，无阻卡、无垮塌、无漏失、无沉砂。
通井到底，处理钻井液后循环不少于两周，钻井液进出口密度差不大于
下套管通井起钻前，在裸眼井段注入密度符合要求、润滑性能优良的防卡钻井液。套管与井眼单边间隙小于
通井起钻时应连续灌浆。
产层固井下套管前应进行短起下钻，按《塔里木油田钻井井控实施细则》要求测油气上窜速度并满足要求。
钻井液储备
应准备密度、数量、性能满足固井工艺及井控技术要求的钻井液。
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下套管前最后一次通井，应使用刚性不低于套管柱的钻具组合。
宜对井眼与套管单边间隙小于
应对阻卡和电测井径小于钻头名义尺寸的井段划眼。
对井斜变化率或全角变化率超出设计规定的井，应采取措施处理，符合设计要求后方可下套管。
下套管前对地层进行承压能力试验，承压值应不低于
下尾管前，应准备好能与入井送入管串快速连接的内防喷工具及配合接头，并且放在钻台上离井口较近的位置。
气井固井作业全过程，包括下套管、注替水泥浆、候凝应始终坚持压稳地层的原则。
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针对下套管、注替水泥浆、候凝过程中可能发生的井漏、溢流等复杂情况，制定详细可操作的预案，并在施工协调会上交底，做到人人心中有数。
3
τ水泥浆
水泥浆剪切应力
帕
Pa
4
τ0钻井液
钻井液动切力
帕
Pa
5
ŋS钻井液
钻井液塑性粘度
帕·秒
Pa·s
6
τ0隔离液
隔离液动切力
帕
Pa
7
ŋS隔离液
隔离液塑性粘度
帕·秒
Pa·s
8
τ0水泥浆
水泥浆动切力
帕
Pa
9
ŋS水泥浆
水泥浆塑性粘度
帕·秒
Pa·s
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固井公司在作业前完成固井施工设计。
由业主单位对固井施工设计进行审批。
目 次
1
本标准根据塔里木油田气井特点而制定，用以指导塔里木油田气井固井作业。
本标准由塔里木油田公司标准化技术委员会提出。
本标准归口单位：质量安全环保处。
本标准起草单位：监督管理中心。
本标准主要起草人：秦宏德段永贤乐法国。
气井固井技术规范
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本标准适用于塔里木油田天然气井钻井工程设计、固井施工设计和固井施工作业。
确定注入水泥浆量的方法：用配浆水及水泥量用水泥浆密度计算法、批混罐计量法、流量计计量法。
确定顶替量的方法：人工计量罐法、流量计法、累计泵冲数法，以人工计量罐法的计量值为准，其它方法为施工过程中的参考依据。
注水泥前，应校核流量计的计量精度，误差应小于
注水泥浆前，校核泵的上水效率，为累计泵冲数计量提供计算依据。
循环开泵时应使用小排量顶通，压力平稳后逐步提高排量，最大排量不超过设计注替排量。
分段循环钻井液时应活动套管。
下放到底后循环钻井液应不少于两周，钻井液进出口密度差不大于
含油钻井液应进行乳化处理。
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水泥浆密度要求
气层固井，应采用自动混浆设备或使用批混
单点密度在设计密度的
平均密度在设计密度的
计量和测量要求
水泥浆的流变性能用旋转粘度计测量，用塑性粘度、屈服值、稠度系数和流性指数表征，现场可采用流动度表示。
初次选用的水泥浆体系，试验项目还应包括水泥石渗透率、抗冲击韧性试验和防气窜性能评价试验，应做
注水泥前应进行大样复查试验，复查结果记入作业纪录。
应使用现场的水泥、外掺料、外加剂、混合水等进行试验。
水泥浆性能要求
水泥石性能
8.4.1
8.4.2
8.4.3
气层固井水泥浆防窜性能评价方法
气窜潜力系数法评价，
胶凝失水系数法评价，
水泥浆性能系数法评价，
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下套管前
下套管前通井，充分循环，最低返速不低于钻进时最低返速，调整钻井液性能达到完钻时钻井液性能，含砂量小于3‰，振动筛面上无掉块，所有入井钻井液应过振动筛。
注水泥作业前
水泥浆密度
宜满足：尾浆密度>领浆密度>隔离液密度>钻井液密度，相邻流体密度差宜不低于0.06g/cm3。
流动度应不低于
气层固井水泥浆的
水泥浆稠化时间在施工时间基础上附加
水泥浆、钻井液、前置液间各种比例混合物的流变性和稠化时间满足作业要求。
水泥浆沉降稳定性能通过水泥浆游离液量和水泥石柱纵向密度分布情况来进行评价。气层固井的水泥浆游离液量控制为零；水泥石柱纵向密度差应不大于
人工测量入井水泥浆密度，连续配注时，应每分钟测量不少于两次。
应使用固井实时监测系统，对施工参数监测和记录。
活动套管
条件允许应
防窜工艺措施
应采取相应的技术措施防止气窜。
水泥段封较长时，应使用多凝水泥浆。多
气层段注水泥，具有憋回压条件时，应采用环空憋回压候凝。憋回压要求如下：
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套管扶正器
应根据井眼类型、井段特性选用套管扶正器类型。在井径扩大井段和必封段宜选用带紊流片的弹性弓形扶正器或选用紊流器。
应使用符合
扶正器安放间距
宜按计算的间距安装。
产层及顶底以外
全角变化率较大、井斜较大井段，每
分级箍上下
套管头以下
井径扩大井段及上下
下放
11.
11.
螺纹连接
应使用符合标准
API
特殊螺纹套管应使用扭矩仪监测紧扣扭矩并用计算机记录扭矩曲线，符合要求的方可入井。