固井技术规范
石油钻井工艺技术
二、钻井装备及主要工具
2、主要工具-井口工具-B型钳
5、B型吊钳保养与维护 ①钳柄应无裂纹或焊缝；尾桩销及方头螺钉应齐全完好；钳 尾绳尺寸应符合标准，且无打结或严重断丝，两端紧固牢靠。 ②钳头上的各扣合钳开合灵活，扣合尺寸与钻具或套管尺寸 相符；轴销不能装反，固定销及背帽应齐全；钳牙及钳牙固 定销齐全，固定牢靠，钳牙磨损严重时应及时更换；扣合弹 簧应是专用部件。 ③吊钳水平度应合适。吊钳悬空时应水平，若吊钳前后不水 平，可用活动扳手调节吊杆下部的调节螺钉，顺时针转动， 吊钳钳头调高，逆时针转动，吊钳钳头降低；若吊钳左右不 水平，可用活动扳手调节吊杆上部的平衡梁使吊钳绳左右移 动。左低右高时让吊钳绳左移，反之，向右移。
（5）循环系统
固控设备
循环罐
水龙带
二、钻井装备及主要工具
（6）控制系统
司 控 房
二、钻装备及主要工具
2、主要工具-钻头
铣齿钻头
二、钻井装备及主要工具
2、主要工具-钻头
PDC钻头
二、钻井装备及主要工具
2、主要工具-钻头
PDC钻头
二、钻井装备及主要工具
三片卡瓦
多片卡瓦
安全卡瓦
二、钻井装备及主要工具
2、主要工具-井口工具-卡瓦
卡瓦作用、类型、结构 3、结构
铰链销钉 卡瓦手柄
卡瓦体
卡瓦牙
二、钻井装备及主要工具
2、主要工具-井口工具-卡瓦
4、卡瓦规范
（１）型号表示法
• • / • 额定载荷； kN 卡瓦名义尺寸； mm WT 表示钻铤卡瓦 WG 表示套管卡瓦 产品名称 W 表示钻杆卡瓦 例如： WT41/2~6-360表示能卡持114.3～152.4管径，最大载荷为360KN的 钻铤卡瓦。
下套管及固井要求
下套管及固井作业的规定（试行）油气勘探公司钻井工程部下套管及固井作业的规定一、总则为进一步加强落实套管使用管理规定，严格执行下套管各项技术措施，提高安全意识，把井下安全、工程质量、规范操作放在第一位，杜绝违章指挥、违章操作，确保下套管及固井质量，现制定下套管及固井作业有关规定。
二、职责（一）钻井队1套管、附件准备及验收1.1套管到井后，井队技术员应及时清点送井套管、短套管及套管附件，检查其数量、型号是否与送井清单一致；套管和套管附件送井时要有检验合格证和检验记录。
钻井队技术员应收集好套管及附件合格证备查。
送井套管公扣和母扣端必须戴齐护丝，以防止碰坏丝扣。
1.2逐根清洗并检查套管及附件的丝扣。
1.3下套管工具必须完好，套管吊卡应有明显标记，不能与钻杆吊卡混用。
1.4对所送套管要复查套管丝扣、壁厚、钢级，由工程技术员组织丈量（套管长度不含公扣长度，长圆扣套管从公扣根部起丈量，特殊扣套管从“Δ”标记处起丈量）套管，将套管长度用红漆标记在套管本体上，数据要求两对口。
按入井顺序编排套管，检查累计的套管长度是否满足井深要求，入井套管和剩余套管分开摆放，将不下的套管用棕绳捆绑，作好标记，并与套管数据复核一致。
联顶节长度必须符合井架底座高度要求，两端丝扣抹黄油戴护丝保护好，避免挤压变形。
1.5对送井套管在井场上逐根通内径，内径规尺寸标准见表。
并记录通内径情况，由操作者签字。
检查工具质量。
1.7计算套管数据时，要确保浮箍位置低于要求人工井底位置不小于5米。
工程技术员必须清楚套管总数、入井根数、剩余根数及入井套管的编排顺序。
套管长度输入计算机后必须打印出来与实际的长度、位置相校核并确认一致，坚决杜绝将长度、顺序输错导致的严重质量事故。
1.8套管原始记录在测三样前必须保留。
2设备及其它准备2.1在完井电测期间，钻井队要对设备进行一次全面检查，保证在通井划眼、下套管及固井施工期间设备连续运转，确保各项工序连续进行。
2.2合理安排通井下套管固井时间，下完套管循环2～3周必须固井，不能长时间循环，影响固井质量。
固井工程技术基础
目录前言第一章固井概论第一节固井概念第二节固井的目的和要求第二章套管、固井工具、附件和材料第一节API套管标准和规范第二节固井工具、附件第三节固井材料第三章固井工程技术基础第一节固井工艺第二节固井水泥浆第三节注水泥施工程序第一章固井概述一、固井概念为了达到加固井壁，保证继续安全钻进，封隔油、气和水层，保证勘探期间的封层测试及整个开采过程中合理的油气生产等目的而下入优质钢管，并在井筒于钢管环空充填好水泥的作业，称为固井工程。
因此固井包括了两部分：下入套管的工艺和注入水泥浆的工艺叫做固井工艺。
固井作业固井作业是通过固井设计，应用配套的固井设备、辅助设备及工具，将油井水泥、水和添加剂按一定的比例混合后，通过固井泵泵注入井，并顶替到预定深度的井壁与套管、（套管与套管）的环形空间内，使套管与井壁、（套管与套管）之间形成牢固粘结。
固井设备总体示意图二、固井目的和要求1、固井的目的一口油井深达数千米，在钻井过程中常常遇到井漏、井塌、井喷等复杂情况，影响正常钻进，严重时甚至导致井眼报废。
遇到上述情况就应下套管固井，封隔好复杂地层后，再继续钻进，直到建立稳定的油气通道为止。
因此,为了优质快速钻达目的层，保证油气田的开采，就要采用固井，固井工程的主要目的为：1）、在钻进过程中封隔易坍塌、易漏失等复杂地层，巩固所钻过的井眼保证钻井顺利进行。
（如图1-1所示），当从A 点钻进至B 点，如果在A 点井深处没下套管固井，那么随着井深的变化，钻达B 点所用泥浆密度在A 点产生的压力就会大于A 点地层破裂压力，造成A 点地层破裂，发生井漏。
同理，当从B 点钻进至C 点，如果在B 点井深处没下套管固井，那么随着井深的变化，钻达C 点所用泥浆密度在B 点产生的压力就会大于B 点地层破裂压力，造成B 点地层破裂，发生井漏。
2）、封隔油、气、水层，防止层间互窜。
固井工程不仅关系到钻进的速度和成本，还影响到油气田的开发。
（如图1-2所示），如果油、气层与水层间水泥固结不好，层间互相窜通，那么会给油气田开发带来很大困难。
固井提质提效措施方案
固井提质提效措施方案固井提质提效措施方案是为了提高固井作业的质量和效率，从而保证井筒的安全和有效生产。
以下是一些相关的措施方案：1. 加强固井设计与监测：根据井地条件和井眼需求，科学设计固井方案，并严格按照规范执行。
同时，加强固井过程的实时监测，及时发现问题并采取对策。
2. 优化固井材料和工具选择：选择优质的固井材料和先进的固井工具，确保井筒的强度和完整性。
合理使用材料和工具，避免浪费和成本过高。
3. 高效施工方案：根据井眼特点和地质条件，制定高效的施工方案。
采用合理的作业流程和操作技术，提高施工效率。
4. 强化员工培训与技术支持：培训固井作业人员，提高其固井技术和安全意识。
同时，为作业人员提供必要的技术支持和指导，确保固井作业的质量和安全。
5. 加强质量管理与验收：建立科学的质量管理体系，制定严格的固井作业规范和验收标准。
对固井作业过程进行全面监管和质量检查，确保施工符合要求。
6. 推广信息化管理：利用信息化技术，建立固井作业管理平台，实现数据共享和作业信息的实时更新。
通过信息化管理，提高固井作业的协同性和效率。
7. 强化安全意识和措施：加强现场安全管理，做好危险源的防控工作。
提供必要的安全装备和防护措施，确保施工人员的人身安全。
8. 加强沟通与协作：与各相关部门和专业团队加强沟通与协作，共同解决固井作业中的问题和难题。
通过合作与共享，推动固井作业的提质提效。
9. 持续改进和创新：定期进行固井作业的经验总结和技术创新，不断改进固井作业的方法和技术。
引入新技术和设备，提高固井作业的效率和质量。
通过以上措施的实施，可以提高固井作业的质量和效益，降低井口事故和环境隐患的发生率，实现固井作业的可持续发展。
API 10F - 固井
美国石溹协会推荐做滕API 10F 第三版，2002年4月
美国国家标准学会ANSI /美国石溹协会API 10F /国际标准化组织ISO 18165-2001
美国石溹协会
ISO 18165：2001 石溹天然渔工业—— 滨渴滥浮动设备性能测试
美国国家标准学会 国际标准化组织
制定API标准旨在促进已经证明的成熟工程和操作实践的广滛可用性。这些 标准并非意在于什么时间和什么地点应采用这些标准方面，消除应用成熟工程判 断的需要。API的编制与出版无意于以任何方式阻止任何人采用任何其他做滕。
根据API标准标记要湂对设备或材料进行标记的任何制造商独自负责遵守相 应标准所适用的全部要湂。API并未声称、保证或担保这些产品事实上的确符合 适用的API标准。
浮动设备有时候也用于降低钻探设备的负荷。由于浮动设备阻止了钻井液从 套管中溢出，套管在有浮动设备时的浮力大大高于溡有浮动设备时的浮力。如果 带有浮动设备的套管内部的钻井液高度或浓度在套管运行期间，帏于套管外面的 高度或浓度，与溡有浮动设备时相比，套管的悬浮高度帱会降低。
浮动设备防止钻井液溢出套管的能力在特定的井控状况下非常重要。如果套 管内钻井液的流体静压低于套管底部附近构造的结构液压力，井内的液体帱会从 套管中溢出。在这种情况下，浮动设备帱成为主要的井控设备。
一般情况下，API标准至帑每五年进行一次审核、修订、重申或撤销。有时 候一次可以为审核周期延长最高两年时间。作为有效的API标准于出版日期后五 年，或者如果同意进行延期，那么在再版之后，本出版物不再继续生效。可以致 电美国石溹协会上游部门（API Upstream Segment）确认出版物的状态，电话号 码为（202）682-8000。位于华盛顿特区西北区L大街1220号，邮编：20005（1220 L Street, N. W., Washington, D.C. 20005）的美国石溹协会（API）每年出版一本 API出版物与资料的目录册，并在每季度更新一次。
固 井 技 术 规 范
制在0.15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。
第九条 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：
第三节 管柱和工具、附件
第十条 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。
第十一条 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。
2009年5月
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。
第二十六条 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及尾管固井时应控制水泥浆滤失量小于50ml。根据地层条件，充填
水泥浆滤失量一般不大于250ml。
（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。
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
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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
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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........................................ 错误!未指定书签。
第二章固井设计................................... 错误!未指定书签。
第一节设计依据和内容............................. 错误!未指定书签。
第二节压力和温度................................. 错误!未指定书签。
第三节管柱和工具、附件........................... 错误!未指定书签。
第四节水泥浆和前置液............................. 错误!未指定书签。
第五节注水泥和技术措施........................... 错误!未指定书签。
第六节施工组织和应急预案......................... 错误!未指定书签。
第三章固井准备................................... 错误!未指定书签。
第一节钻井设备................................... 错误!未指定书签。
第二节井口准备................................... 错误!未指定书签。
第三节井眼准备................................... 错误!未指定书签。
第四节套管和工具、附件........................... 错误!未指定书签。
第五节水泥和外加剂............................... 错误!未指定书签。
第六节固井设备................................... 错误!未指定书签。
第七节仪器仪表................................... 错误!未指定书签。
第四章固井施工................................... 错误!未指定书签。
第一节下套管作业................................. 错误!未指定书签。
第二节注水泥作业................................. 错误!未指定书签。
第三节施工资料整理............................... 错误!未指定书签。
第四节施工过程质量评价........................... 错误!未指定书签。
第五章固井质量评价............................... 错误!未指定书签。
第一节基本要求................................... 错误!未指定书签。
第二节水泥环评价................................. 错误!未指定书签。
第三节质量鉴定................................... 错误!未指定书签。
第四节管柱试压和井口装定......................... 错误!未指定书签。
第六章特殊井固井................................. 错误!未指定书签。
第一节天然气井................................... 错误!未指定书签。
第二节深井超深井................................. 错误!未指定书签。
第三节热采井..................................... 错误!未指定书签。
第四节定向井、大位移井和水平井................... 错误!未指定书签。
第五节调整井..................................... 错误!未指定书签。
第六节煤层气井................................... 错误!未指定书签。
第七章挤水泥和注水泥塞........................... 错误!未指定书签。
第一节挤水泥..................................... 错误!未指定书签。
第二节注水泥塞................................... 错误!未指定书签。
第八章特殊固井工艺............................... 错误!未指定书签。
第一节分级注水泥................................. 错误!未指定书签。
第二节尾管注水泥................................. 错误!未指定书签。
第三节内管法水泥................................. 错误!未指定书签。
第九章附则....................................... 错误!未指定书签。
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。
第五条固井设计应从井壁稳定、井径规则、井底清洁、合理调整钻井液性能、固井施工5个方面考虑影响施工安全和固井质量的因素。
第六条固井设计至少应包含以下内容：1．构造名称、油气井井位、名称、井别等属性识别信息。
2．固井设计依据的现场基础数据和资料。
3．关键施工参数的计算和分析结果。
4．固井施工方案和施工过程的控制、保障措施。
5．复杂情况的处理和HSE预案。
第七条用于固井设计的重要基础数据应设法从多种信息渠道获得验证，避免以单一方式获得数据。
第二节压力和温度第八条应预测地层孔隙压力、破裂压力和坍塌压力，并采取适当措施验证预测结果。
根据具体情况可以选用以下压力预测方法：1．构造地质力学法2．水力压裂法3．岩心试验法4．建立在测井基础上的各种方法第九条应测量或合理预测井底温度，对温度预测结果应采取适当措施验证。
根据具体情况可以选用以下方法确定井底温度：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（℃）+套管鞋深度（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）×套管鞋深度（m）］其中，地面平均温度为地表以下100m处恒温层的温度。
4．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。
第十条缺乏资料时也可以根据地区经验或参考邻井、邻区块试验数据并结合实钻资料合理估计井下压力和温度。
第三节管柱和工具、附件第十一条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。
根据井下实际情况，必要时还应进行三轴应力校核。
第十二条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。
第十三条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。
第十四条定向井、大斜度井的管柱强度设计应考虑弯曲应力。
第十五条对管柱安全系数的一般要求为：抗外挤安全系数不小于1.25，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，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。
第十六条在正常情况下按已知产层孔隙压力梯度、钻井液压力梯度或预测地层孔隙压力值计算套管柱抗挤载荷。
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。
第十七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。
第十八条套管柱顶部100m应选用所用套管中壁厚最大的套管。
第十九条有关压裂酸化、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。
第二十条套管螺纹的一般选用原则可以参考下表执行。
(李克向.实用完井工程.北京:石油工业出版社;2002:173-174)第二十一条联顶节、短套管和转换接头的加工、质量、强度应符合同钢级、壁厚的套管质量标准。
第二十二条浮箍、浮鞋、引鞋的钢级不应低于套管，其选型应以适应地质特点、满足作业要求为原则。
第二十三条应根据井径、井斜和方位测井数据采用专用设计软件进行扶正器设计，同时结合具体井下情况进行扶正器数量和位置优化。
第二十四条扶正器安放至少应做到套管鞋及以上30～50m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、悬挂器等大型工具周围30～50m每根套管安放一只。
第二十五条刮泥器、旋流发生器等附件根据具体情况以安全和质量为原则选用。
第四节水泥浆和前置液第二十六条水泥浆和前置液设计内容包括配方及性能、使用数量和使用方法。
第二十七条冲洗液及前置液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环空容积。
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，并能控制滤失量，不腐蚀套管，不影响水泥环的胶结强度。
第二十八条水泥浆试验按GB19139《油井水泥试验方法》执行，试验内容主要包括：密度、稠化时间、滤失量、流变性能、抗压强度等。
特殊情况下还应进行水泥石的渗透率和水泥浆稳定性试验。
(原行业标准SY/T5546失效，按油勘字[2004]32号文件中的要求显得落后) 第二十九条对于定向井、大位移井和水平井的自由水测定，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斜或45°，然后测定自由水。
第三十条尾管固井的最短水泥浆稠化时间，应为配浆开始至提出（或倒开）中心管并将残余水泥浆冲洗至地面的总时间附加1～2h；分级固井的一级水泥浆最短稠化时间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1～2h。
第三十一条水泥浆必须控制滤失量。