XX井生产套管固井施工设计书
表层套管固井施工报告
表层套管固井施工报告表层套管固井施工报告 (1)1.基本情况简述 (2)2.固井施工记录表 (3)3.作业过程描述 (4)4.固井声幅结果 (5)5.水泥浆未返出地面原因分析 (6)6.下次固井工作建议 (7)1.基本情况简述AZN-004井于3月19日14:00开钻，设计井深4200m，6月13日21:30钻至三开中完井深1816m，6月15日19:30钻头起出井口，完钻。
（1）套管（2）钻井液性能：密度1.28g/cm3，粘度59s，HTHP滤失量15mL，滤饼1.3mm，PV为25，YP为10，pH值10。
井深结构图如下2.固井施工记录表4月14日21:25开始13-3/8”表层套管固井施工作业3.作业过程描述（1）接水泥头循环。
以0.5 m3/min排量顶通，逐渐增加排量为3.0 m3/min, 泵压在5MPa左右。
（2）注低密度水泥，水泥浆的平均密度为1.45 g/cm3，共注入80方后，开始注尾浆。
双车注尾浆，尾浆达到50m3，平均密度为1.86g/cm3. 注水泥井口返出正常。
（3）用井队的泥浆泵进行顶替。
开始50冲/分排量压胶塞，逐渐增大排量至150 s/m（= 2.7 m3/min），循环压力为5MPa。
总量达到4000冲时，降低排量为50 s/m. 替到5557冲时，碰压。
（之前计算的5878冲不准确）碰压时，压力由3.5MPa 增加到5.1 Mpa。
根据CNLC录井资料显示，泵替时漏失15m3。
（4）泵替时，井口一直连续返出，但没有水泥浆返出。
约有7 m3隔离液（Chemical Wash）返出。
（5）4月16日，11：30 进行顶部挤水泥作业。
泵入水泥浆时，排量0.8 m3/min , 压力为2.6 MPa，当泵入水泥浆达到26 m3时，压力涨到2.9 MPa . 泵入到36m3后停泵，压力降为0.7MPa，5分钟后，压力为0.4 MPa. 关闸门候凝.4.固井声幅结果(1）120m 幅值：20%(2）120m – 195m 40%~ 50%(3）195m – 260m 20%~30%(4）260m – 320m 50%(5）320m – 470m 20%(6）470m – 820m 40%~50%(7）820m – 950m 20%~40%(8）950m – 1320m 20%~30%5.水泥浆未返出地面原因分析（1）、本次固井设计，由于没有电测井径数据做依据，因此设计时的水泥附加量不是很准确。
石油工程技术 井下作业 φ140mm套管修复加固技术案例
φ140mm套管修复加固技术案例中原油田自1979年投入开发以来，已有停产井1300多口，主要体现在：部分油水井投产后井下套管出现变形、缩径、断裂、正常大修手段无法解决。
采用修套技术其周期短、费用低。
于1997年初对濮2-XX井、濮1-XX井进行了现场试验，修复、悬挂一次成功。
1套管修复对于套管损坏井的修复，目前国内外还没有成熟的工艺技术，中原油田在深入细致的研究中摸索出一套扩铣、加固工艺技术及工具。
1.1巧工具的选择1.1.1高效复合铣锥它是一种高效扩铣套管工具，通过工具本体上的刀片扩铣套管，耐磨性好，单只铣锥能扩铣20～30m，切削套管均匀，但在施工中发现易产生套管劈条。
在几口井的实验中对工具进行了多次改进，扩铣效果、水眼尺寸等基本上能满足施工需要。
濮2-XX井套管在2557.2m处变形至少65mm，先下φ116mm x0.4m高效铣锥40h扩铣8.94m，平均扩铣速度0.22m/h，后下φ118mmx0.92m高效复合铣锥，将变形段套管修整光滑。
濮1-XX井变形段为2306～2309m、2330～2333m、2339～2343m三段。
先下φ116mm高效铣锥，从2286m划眼至2306m，再扩铣至2309m，历时15h，后下φ118mm高效铣锥从2306m划眼至2330m，再扩铣至2333m，历时24h，又下φ118mm高效复合铣锥从2331m扩铣至2391m通道打开。
1.1.2系列不同直径的尖铣锥它为一组合体，分三段。
上部两段为刀片，下部为YD合金（为易损件），每段能单独使用，套管缩径严重时能较好地防斜开窗。
1.1.3螺旋铣锥该工具从铣锥外形及刀片的排列方式作了重大的调整。
所有刀片整体排列成螺旋形，而单只刀片的排列也顺序成螺旋形状。
它综合了以上铣锥优点，切削原理更为先进。
1.2防斜在套管缩径段扩铣时，很容易以变形点为支点使工具轴线远远偏离井眼轴线即钻斜角增大，再继续扩铣时形成窗口，从而导致修套失败。
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-U型井
3.7固井设计3.7.1套管设计3.7.1.1套管柱强度校核 A 、延热U1直井其中：（1）套管设计采用等安全系数法，抗挤按内空为零计算，抗内压按有效内压力计算，抗拉不考虑浮力；抗拉强度采用管体和螺纹中的较小者；（2）安全系数：F 拉：1.8，F 挤：1.125，F 内：1.1；（3）钻井液密度：表层套管按1.05g/cm 3，生产套管按1.25g/cm 3。
B 、延热U1定井表3-7-2其中：（1）套管设计采用等安全系数法，抗挤按内空为零计算，抗内压按有效内压力计算，抗拉不考虑浮力；抗拉强度采用管体和螺纹中的较小者；（2）安全系数：F 拉：1.8，F 挤：1.125，F 内：1.1；（3）钻井液密度：表层套管按1.05g/cm 3，生产套管按1.25g/cm 3。
3.7.1.2套管串结构数据表A 、延热U1直井表3-7-3定备注：U1定对接井套管底部应位于对接U1直井套管外，但应尽量接近。
3.7.1.3分级箍位置 A 、延热U1直井分级箍建议安放于第一个漏层以上100m 左右岩性稳定、井眼规则的地层。
现场可根据实际工况需要呈送甲方调整安放位置。
B 、延热U1定井分级箍建议安放于第一个漏层以上100m 左右岩性稳定、井眼规则的地层。
现场可根据实际工况需要呈送甲方调整安放位置。
3.7.2套管扶正器安放要求 A 、延热U1直井表3-7-5备注：分级箍上下各加一只刚性扶正器、井口加两组刚性扶正器。
B 、延热U1定井3.7.3注水泥及水泥浆体系3.7.3.1表层套管注水泥设计（1）技术要求:水泥浆返至地面，防止套管鞋漏失，有效封固表层确保二开正常钻进。
（2）水泥浆体系：常规密度早强水泥浆体系。
（3）水泥浆性能要求：表3-7-63.7.3.2生产套管注水泥设计 A 、延热U1直井（1）封固层段：全井段。
（2）固井方式：分级双密度固井。
（3）主要技术要求：① 因该区域压力系统尚未完全掌握，根据邻井及地质设计要求水泥浆返至地面，设计分级固井。
套管固井施工技术
套管固井施工技术摘要：结合某井身结构及套管程序，围绕固井目的及固井施工要求，从套管下入困难、存在漏失风险、影响顶替效率，以及水泥浆技术等方面分析了固井技术难点，重点从下套管、防漏失、提高顶替效率和防气窜水泥浆等方面提出了针对性的解决对策，以为固井施工提供技术支撑与借鉴。
关键词：固井施工；固井技术；探讨某井采用双凝水泥浆体系，单级正注固井工艺，水泥浆返至1200m。
该井开钻进正常，未出现漏失、卡钻等异常情况。
该井固井目的是封固裸眼井段，为顺利完成压裂改造创造有利条件。
该井固井方法采用Φ139.7mm套管单级固井，采用2.12g/cm3防气窜水泥浆领浆和1.90g/cm3防气窜弹性膨胀水泥浆尾浆的水泥浆体系。
本文拟对该井Φ139.7mm套管固井施工关键技术作一探讨，以为同类型井固井施提供技术参考。
1井身结构及套管开次钻头尺寸井深mm m套管尺寸下深mm m一609.6194508192.46二406.4189 2339.71889. 98三311.2329 9244.53297. 90四215.95636139.756342固井技术难点2.1套管下入困难本井为大位移水平井，水平位移长达1883.76m，水平段较长以及高摩阻、井眼沉砂等提高了套管下入难度。
2.2存在漏失风险本井固井过程中环空液柱压力增加，水泥浆黏度、密度增加，有可能发生漏失。
2.3影响顶替效率水平段套管居中困难，套管在造斜段极易贴在井壁上；油基钻井液完钻后，需要大量的冲洗液和隔离液去冲洗井壁油泥饼，并恢复其水润性，达到润湿反转，来提高井壁二界面的胶结质量；井斜大，水平段长，钻井过程中易形成的不规则井眼和岩屑床[2]，严重影响水泥浆的顶替效率。
2.4水泥浆技术难点该井一次性封固井段长，水泥浆量大，注灰时间长，上下温差大，对水泥浆综合性能要求高；目的层为低孔低渗的页岩气储层，固井施工结束后需采取大型压裂增产措施，对固井胶结质量提出了更高的要求，在满足水泥浆胶结良好的前提下，还要求水泥石具有较强的弹韧性。
XX井生产套管固井施工设计书
XX井139.7mm生产套管固井施工设计书华东石油局固井工程公司二○一○年X月（甲方审查意见）XX井固井施工设计书设计单位：中国石化集团华东石油局固井工程公司设计者：XXXXX审核：XXXXX审批单位：中国石化股份公司华东分公司目录一、设计依据 (1)二、基本数据 (1)三、套管设计 (1)四、水泥量计算 (2)五、水泥浆设计 (2)六、水泥浆流变学设计 (3)七、套管内顶替量计算 (4)八、井底静止温度 (4)九、水泥浆最高受热温度计算 (4)十、施工时间计算 (4)十一、施工方案要求 (4)十二、固井策划及HSE要求 (6)十三、固井材料计划表 (7)十四、相关实验及其它资料 (8)一、设计依据1、《XX钻井施工设计书》2、《中华人民共和国石油天然气行业标准》3、《煤层气企业标准汇编》二、基本数据1、井身结构设计2、完井方法及套管串结构完井方法：套管完井套管串结构（自下而上）：浮鞋（XXX m）+1根套管+浮箍（预计XXX m）+N-80×7.72mm套管串(+扶正器)+定位短节+套管串(+扶正器)+N-80×7.72mm套管串+联顶节+水泥头3、下套管前钻井液钻井液类型及性能：XXX4、井径数据计算水泥需要量时，封固段取平均井径226.7mm（平均井径扩大率按5%计算）。
5、水泥返高：XXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXX6、井底温度，循环温度T S=15℃+（2.7×井深/100）℃=XX℃T循=19+0.02×井深=XX℃三、套管设计1、套管柱设计条件2、套管柱的校核注：本表为理论计算数据，套管送井时应根据实际重新校核。
四、水泥量计算1、计算条件与结果注：①、生产套管固井水泥浆体系采用双密度-双凝体系，即井底至目的煤层以上50m 用1.85g/cm3的常规密度体系，上部封固段用1.45g/cm3的低密度体系。
②、水泥量按实测井径计算。
2、分段水泥浆计算五、水泥浆设计1、水泥浆实验1）、旋转粘度计读数值2）、水泥性能测定2、前置液设计六、水泥浆流变学计算1、确定流变模式B=(φ200-φ100)/(φ300-φ100)=XXX水泥浆选用幂律流变模式2、判别流态n=2.096 lg(φ300/φ100)=XXK=0.511φ300/511n=XX Pa.sn计算临界紊流雷诺数： Re=3470-1370n= XX 3、环空紊流临界流速计算=XX m/s4、紊流临界排量计算QC =πVC( D2-d2)/4=XX l/s*由于现场设备无法达到此排量，因此尽量用最大排量顶替。
油田井正注反挤固井施工设计
构造：塔里木盆地塔北隆起哈拉哈塘油田跃满区块井别：开发井井型：直井YueM3-2井200.03mm套管正注反挤固井施工设计塔里木第四勘探公司固井分公司2015年4月10日概况：YueM3-2井位于新疆维吾尔自治区阿克苏地区沙雅县境内，是部署在塔北隆起轮南低凸起西斜坡哈拉哈塘鼻状构造南翼跃满 3 井区的一口开发井，设计井型为直井，该井井口南偏西方向距YueM3-2 井 1.37km，井区地表为沙丘地，井口 1km 范围内暂无居民。
本井设计完钻井深7300米。
二开中完设计井深7172米，实际中完井深7188米，准备下入Ф200.03mm套管正注反挤固井。
依据《YueM3-2井钻井工程设计》及该井实钻情况进行《固井施工设计》的编写。
具体施工，根据现场电测实际情况对施工量、扶正器等进行修正。
本设计一经审批，望各相关单位提前做好相关准备工作，具体落实到每一个环节。
现场措施如有变动应另行提前提出书面通知，妥善协商解决。
1、钻井资料：排量：30l/s 泵压：18MPa2、地质资料：2.1 地质分层（实测）注：预测深度按地面海拔960m计算，不含补心高，“▽”表示未穿。
2.2后效情况（保留最后一次后效数据）2015.4.7【后效】6407-6410m,层位:O3tr,钻头位置:6887.7m,钻井液静止时间:55.9h,后效开始时间:10:34,后效高峰时间:10:54,开泵时间:8:22,迟到时间:151分钟,TG:0.17↗0.51%,C1:0.0972↗0.35%,C2:0.0062↗0.0229%,C3:0.0025↗0.0051%,iC 4:0.0015%,nC4:0.0016%,钻井液参数:相对密度1.27,粘度106s,氯根15000mg/l,出口温度48℃,出口电导 2.49s/m,槽面无显示,池体积无变化,VMS分析:VMS分析:C1: 0.5243%,C2: 0.0375%,C3: 0.0072%,iC4: 0.0027%,nC4: 0.0051%,iC5: 0.0024%,nC5: 0.0046%。
下套管固井
第一章固井作业的基本认识 (3)第一节固井的作用 (3)第二节固井的目的 (3)第三节注水泥的基本要求： (3)第四节固井的特点 (4)第五节固井的意义 (4)第二章二套管附件与井口工具的认识 (5)第一节套管附件 (5)第二节井口工具： (6)第三节固井图片简介： (7)第三章油井水泥的特点 (10)第一节油井水泥的生产 (10)第二节API基本水泥的种类和级别 (11)第三节油井水泥浆的性能 (12)第四章API套管标准及强度校合 (16)第一节API套管标准 (16)第二节套管柱强度设计与校核 (20)第三节下套管作业程序 (44)第五章固井设计概要 (52)第一节固井设计内容及工程要求 (52)第二节井况资料的准备 (53)第三节固井施工过程 (56)第四节固井施工 (58)第六章提高固井质量方法及检测标准 (63)第一节提高固井质量 (63)第二节固井质量评价方法 (65)第一章固井作业的基本认识第一节固井的作用1、封隔易坍塌、易漏失的复杂地层，巩固所钻过的井眼；2、封隔油、气、水层，防止不同压力的油层之间的互相干扰，为油气的正常开采提供有利条件；3、提供安装井口装置的基础，控制井喷和保证井内泥浆出口高于泥浆池，以利洗井液流回泥浆池；4、保护上部砂层中的淡水资源不受下部岩层中油、气、盐水等液体的污染，这在缺水地区尤其显得重要；5、油井投产后，为酸化压裂进行增产措施创造了先决有利的条件。
第二节固井的目的1、就是将水泥、水以及添加剂按一定的比例混合后，通过固井泵泵送到预定深度的井壁与套管环形空间2、封隔井眼内油、气、和水层。
3、保护套管。
第三节注水泥的基本要求：1、水泥返高和套管内水泥塞高度必须符合地质和工程设计要求；注水泥段环形空间的钻井液应全部被水泥浆顶替干净；2、水泥环应该有足够的强度；3、水泥石应具有良好的密封性能和低渗透性能第四节固井的特点1、固井作业是一次性工程。
2、固井作业是一项系统工程，涉及学科多。
中石化固井设计
HH74P78井生产套管固井设计设计单位：长庆固井公司第二固井工程项目部设计人：叶雪松设计时间: 2013年11月22日初审人: 蒋敏初审时间: 2013年11月22日审核人：冯文革审核时间：2013年11月22日川庆钻探工程有限公司长庆固井公司审批意见同意按此施工设计组织固井施工审批人：王政庆2013-11-22目录一、基本情况 (1)二、主要依据 (1)三、井身结构与固井方法 (2)四、压力计算 (3)五、套管设计 (3)六、水泥量计算 (4)七、水泥浆设计及性能 (5)八、套管内顶替量计算 (6)九、顶替终了最高泵压计算 (6)十、井底静止温度计算和水泥浆最高受热温度 (6)十一、施工程序 (6)十二、施工时间计算 (7)十三、施工技术措施 (7)十四、井控注意事项 (9)十五、HSE管理 (9)十六、HH74P78井固井作业应急预案 (10)十七、附件(稠化曲线图) (12)一、基本情况1、井别：开发井井型：水平井2、地理位置：甘肃省镇原县中原乡武亭村前庄组3、构造位置：鄂尔多斯盆地天环坳陷南端。
4、施工井队：川庆40002钻井队5、完钻井深：3782m，垂深：2379.05m，造斜点：1921m。
6、套管尺寸：φ139.7mm生产套管7、套管下深：3781.76m8、阻位：3749.17m9、水泥返高：返至地面10、油气层位置：-11、井径数据该井平均井径：二、主要依据1.设计主要依据《HH74P78井钻井工程设计(二级井身结构)》、《HH74P78井钻井工程轨迹调整设计》、实际钻井数据、测井数据。
2.钻井复杂情况描述无。
3.固井难点一次性封固3782米井段，水平段有1165米的裸眼段，容易造成水平段底部混浆；下套管摩阻大、封固段较长，该井所在区块承压能力低，普遍渗漏，固井时容易发生漏失。
4.技术措施填充段采用低密高强水泥浆体系，减少目的层所受压力；注灰过程中，保证水泥浆密度均匀，稳定；替泥浆过程中防止排量忽高忽低，减少激动压力。
龙岗3井244.5mm套管固井设计(最终版)
文件编号：JGJ-309(1).09受控状态：构造名称：四川盆地川东北坳陷仪陇井别：预探井－平昌构造带龙岗生物礁井号：龙岗3井型：定向井固井类别：一类井业主单位：西南油气田分公司Φ244.5mm套管固井工程设计四川石油管理局井下作业公司2007年02月08日文件编号：JGJ-309(1).09受控状态：井别：预探井构造名称：四川盆地川东北坳陷仪陇－平昌构造带龙岗生物礁井号：龙岗3井型：定向井固井类别：一类井业主单位：西南油气田分公司Φ244.5mm套管固井工程设计四川石油管理局井下作业公司2007年02月08日设计人：_ _(签字) 日期：井下作业公司初审意见：初审人：_ _(签字) 日期：__川东钻探公司审核意见：审核人：__ (签字) 日期：__ _四川石油管理局工程技术部会审意见:工程技术部：__(签字) 日期：_ _四川石油管理局审批意见：审批人：_ _(签字) 日期：__勘探事业部审核意见：审核人：_ _(签字) 日期：__西南油气田分公司工程技术与监督部会审意见：工程技术与监督部：__(签字) 日期：_ _西南油气田分公司审批意见：审批人：_ _(签字) 日期：__目录前言1. 钻井资料 (2)2. 地质资料 (3)3. 固井目的及方法 (4)4. 固井难点与主要技术措施 (4)5. 套管柱设计、校核与扶正器安放位置 (5)6. 固井工艺设计 (6)7.水泥试验设计 (8)8.下套管复杂情况计算 (9)9.施工技术要求 (9)10.施工组织 (11)11.施工预案 (12)12.健康、安全与环保要求 (13)13.固井设备、工具与材料清单 (13)附：龙岗3井9 5/8˝套管固井施工现场办公会议纪要……………(15)前言龙岗3井是四川盆地川东北坳陷仪陇－平昌构造带龙岗生物礁的一口预探井，由川东钻探公司川钻28队承担钻探作业。
钻井工程设计Φ244.5mm套管进入须家河组顶部19m左右固井，预计固井井深3245m。
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XX井139.7mm生产套管固井施工设计书
华东石油局固井工程公司
二○一○年X月
（甲方审查意见）
XX井固井施工设计书
设计单位：中国石化集团华东石油局固井工程公司设计者：XXXXX
审核：XXXXX
审批单位：中国石化股份公司华东分公司
目录
一、设计依据 (1)
二、基本数据 (1)
三、套管设计 (1)
四、水泥量计算 (2)
五、水泥浆设计 (2)
六、水泥浆流变学设计 (3)
七、套管内顶替量计算 (4)
八、井底静止温度 (4)
九、水泥浆最高受热温度计算 (4)
十、施工时间计算 (4)
十一、施工方案要求 (4)
十二、固井策划及HSE要求 (6)
十三、固井材料计划表 (7)
十四、相关实验及其它资料 (8)
一、设计依据
1、《XX钻井施工设计书》
2、《中华人民共和国石油天然气行业标准》
3、《煤层气企业标准汇编》
二、基本数据
1、井身结构设计
2、完井方法及套管串结构
完井方法：套管完井
套管串结构（自下而上）：
浮鞋（XXX m）+1根套管+浮箍（预计XXX m）+N-80×7.72mm套管串(+扶正器)+定位短节+套管串(+扶正器)+N-80×7.72mm套管串+联顶节+水泥头
3、下套管前钻井液钻井液类型及性能：XXX
4、井径数据
计算水泥需要量时，封固段取平均井径226.7mm（平均井径扩大率按5%计算）。
5、水泥返高：XXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXX
6、井底温度，循环温度
T S=15℃+（2.7×井深/100）℃=XX℃
T循=19+0.02×井深=XX℃
三、套管设计
1、套管柱设计条件
2、套管柱的校核
注：本表为理论计算数据，套管送井时应根据实际重新校核。
四、水泥量计算
1、计算条件与结果
注：①、生产套管固井水泥浆体系采用双密度-双凝体系，即井底至目的煤层以上50m 用1.85g/cm3的常规密度体系，上部封固段用1.45g/cm3的低密度体系。
②、水泥量按实测井径计算。
2、分段水泥浆计算
五、水泥浆设计
1、水泥浆实验
1）、旋转粘度计读数值
2）、水泥性能测定
2、前置液设计
六、水泥浆流变学计算
1、确定流变模式
B=(φ
200-φ
100
)/(φ
300
-φ
100
)=XXX
水泥浆选用幂律流变模式2、判别流态
n=2.096 lg(φ
300/φ
100
)=XX
K=0.511φ
300
/511n=XX Pa.sn
计算临界紊流雷诺数： R
e
=3470-1370n= XX 3、环空紊流临界流速计算
=XX m/s
4、紊流临界排量计算
Q
C =πV
C
( D2-d2)/4=XX l/s
*由于现场设备无法达到此排量，因此尽量用最大排量顶替。
5、顶替终了的最大泵压计算
P
压差=P
外
-P
内
=XX MPa
P
损
=0.0015·下深+1.2=XX MPa
P
附加
=3.0 MPa
P
max = P
压差
+ P
损
+ P
附加
=xx MPa
七、套管内顶替量计算（现场校核）
八、井底静止温度
Ts=XX℃
九、水泥浆最高受热温度计算
Ts=XX℃
十、施工时间计算
前置液：X min 注水泥：XX min
开销钉：X min 替浆：XX min
T
总
= XX min
十一、施工方案要求
1、施工准备
1.1、井队
1.1.1 对入井套管的钢级、壁厚进行检查，并逐根丈量、检扣、洗扣、排列、编号；
1.1.2 最后一次通井时，对缩径井段反复划眼后充分循环洗井，保证套管能顺利下入。
套管入井前，要求调整好泥浆性能，确保井眼稳定，不漏、不涌、不垮塌；
1.1.3 要求套管上钻台时进行二次通径；
1.1.4下完套管后，大排量循环一周以上，满足固井施工的技术要求；
1.1.5下套管时要控制好下放速度，以免压力激动过大造成井眼失稳；
1.1.6井队水罐备XX m3现场水。
1.2、固井队
1.2.1 仔细检查入井附件及工具，送井场交井队技术员清点、检查；
1.2.2 提前准备好水泥送至井场；
1.2.3 维护保养好车辆设备，准备齐全所用材料和配件，保证施工的连续性；
1.2.4 在下套管前通井时，固井技术员赶到现场；
1.2.5 按水泥浆试验结果，搞好清水与水泥外加剂混配工作，并做好复检。
2、套管扶正器安放位置
裸眼段每X根套管加X只；其余封固段X根套管加X只。
注意：套管接箍和扶正器的位置要避开煤层段。
3、注水泥设备
GJC45-21 X辆
灰罐车X辆
4、注水泥方式
采用常规一级注水泥方式
5、施工工艺
采用常规水泥浆体系
6、施工工艺流程
1)、注水泥施工流程
2）、施工要求
①、下套管必须使用液压大钳，上扣扭矩按规范要求扭距上扣。
②、下套管过程中，要注意观察井口返浆。
③、下套管中途若遇阻，首先通知监理、固井技术员、井队技术员到现场。
然后接循环接头开泵循环，并上下活动套管。
严禁野蛮操作；
④、施工前要对管线进行试压，试压15MPa，确保管线不刺漏；
⑤、固井队施工时控制好水泥浆密度，低密度值为1.45±0.03g/cm3，常规密度值为1.85±0.03g/cm3；
⑥、注水泥及替浆过程中，应用最大排量顶替；井队和固井队密切配合，确保替浆量准确；
⑦、当替浆量与计算量差3m3时，降低排量。
若到计算量时不碰压，最多附加0.3m3；
十二、固井策划及HSE要求
1、要求全体施工人员熟练《石油天然气钻井工程标准、规范汇编》、《固井制度汇编》及《固井公司HSE管理》等规范及要求，固井施工中每项工作按设计书及规范执行，全队上下必须树立“质量第一和HSE第一”的思想，提供优质服务；
2、钻井队在下套管前，采用原钻具进行通井，调整泥浆性能；下套管作业时，应严格控制套管下放速度，下套管过程中，做好灌浆工作；下完套管后，调整泥
浆性能，保持井壁稳定、干净，为固井施工做好准备；
3、做好固井设备调度保养工作，整个施工衔接中，注意与井队的下套管作业配合，下完套管后，泥浆性能调至钻井设计要求后及时进行固井作业；
4、水泥在进入装载阶段前必须做好水泥浆化验工作；
5、采用防气窜双凝水泥浆体系；
6、各类固井附件必须经过检查、进行登记装载；
7、固井施工中注意水泥浆密度的控制，做到按设计书要求执行；
8、固井施工中，在高压区作业的工作人员应牢固树立“安全第一”意识；
9、固井人员施工结束后清洗设备时，应加强环保意识，保护好周围环境；
10、固井工作人员到固井现场后，应注意饮食卫生；
11、召开“三方协调会”及“HSE管理”会议。
十三、固井材料计划表
十四、相关实验及其它资料
附水泥浆实验报告（见下页）
水泥浆试验报告
编号：HDGJ-HSE-JL13-45 序号：100X-XX
试验员：XX 技术负责：XX 日期：2010年X月X日
委托单位: XX井试验日期：2010年X月X日编号：HDGJ-HSE-JL13-45
试验人员：XX单位（公章）：
技术负责人：XX
委托单位: XX井试验日期：2010年X月X日编号：HDGJ-HSE-JL13-45
试验人员：XX单位（公章）：
技术负责人：XX。