固井技术规范
井下作业井控技术规程
03 井控设备检查与维护保养制度
CHAPTER
井控设备日常检查内容
井口装置
防喷器
检查井口装置是否完好， 有无破损、变形、渗漏
等现象。
检查防喷器及其控制系 统是否正常工作，密封
性能是否良好。
压井管汇
检查压井管汇各阀门、 管线是否完好，有无渗
漏现象。
节流管汇
检查节流管汇各阀门、 管线是否完好，节流阀
性，确保油气层安全开采。
井口装置安装与调试
03
安装井口装置并进行调试，确保井口装置性能可靠，满足油气
开采要求。
05 应急情况下的井控措施及处置方法
CHAPTER
溢流、漏失等异常情况识别
观察井口压力变化
通过实时监测井口压力， 及时发现压力异常升高或 降低的情况，判断是否存 在溢流或漏失。
监测返出钻井液量
观察井口压力
关井后，应持续观察井口压力 变化，为后续处置提供依据。
注意事项
在关井过程中，要确保操作迅 速、准确，避免误操作引发更
严重的事故。
压井液选择和压井方法
压井液选择
根据井筒压力、地层特性和漏失情况等因素，选择合适的压井液类型和密度。
压井方法
根据具体情况选择合适的压井方法，如司钻法、工程师法等，确保压井作业安全有效。
故障诊断与排除方法
井口装置故障
如发现井口装置存在故障，应立即停机检查，找出故障原因并进行修复；如无法修复，应 及时更换损坏部件。
防喷器故障
如发现防喷器存在故障，应立即停机检查，找出故障原因并进行修复；如无法修复，应及 时更换损坏部件或整套防喷器。
压井管汇和节流管汇故障
如发现压井管汇或节流管汇存在故障，应立即停机检查，找出故障原因并进行修复；如无 法修复，应及时更换损坏部件或整套管汇。同时，要检查相关阀门和管线的密封性能，确 保其正常工作。
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。
QSY 1552-2012 钻井井控技术规范(报批稿)
ICS点击此处添加中国标准文献分类号a Q/SY 中国石油天然气集团公司企业标准Q/SY XXXXX—2012b钻井井控技术规范Specification for well control technology of drilling点击此处添加与国际标准一致性程度的标识c 文稿版次选择d 报批稿图1 2012-XX-XX发布2012-XX-XX实施目次前言 (II)1 范围 (1)2 规范性引用文件 (1)3 术语和定义 (1)4 井控设计 (2)5 井控装置 (4)6 钻开油气层前的准备和检查验收 (7)7 油气层施工中的井控作业 (8)8 欠平衡钻井井控要求 (10)9 防火、防爆、防硫化氢措施和井喷失控的处理 (12)10 井控培训 (14)附录A（规范性附录） 井口装置组合图 (17)附录B（规范性附录） 井控管汇布置图 (21)附录C（资料性附录） 钻开油气层检查验收书格式 (25)附录D（资料性附录） 井控停钻通知书格式 (32)附录E（资料性附录） 钻开油气层批准书格式 (33)附录F（规范性附录） 关井操作程序 (34)附录G（资料性附录） 防喷演习记录表格式 (36)附录H（资料性附录） 坐岗记录表格式 (37)附录I（资料性附录） 钻井井喷失控事故报告信息收集表格式 (38)前言本标准依据GB/T 1.1—2009《标准化工作导则 第1部分：标准的结构和编写》起草。
本标准由中国石油天然气集团公司石油工程技术专业标准化技术委员会钻井分标委提出。
本标准归口中国石油天然气集团公司石油工程技术专业标准化技术委员会钻井分技术委员会。
本标准起草单位：川庆钻探工程有限公司钻采工程技术研究院、工程技术分公司。
本标准主要起草人：李强、晏凌、杨令瑞、郑述全、王增年、付强、杨开雄、高碧桦、陈友斌、晏国秀、周颖。
钻井井控技术规范1 范围本标准规定了钻井井控设计、井控装置、钻开油气层前的准备和检查验收、油气层施工中的井控作业、欠平衡钻井井控要求、防火防爆防硫化氢措施和井喷失控的处理、井控培训应遵循的基本准则；各油气田应根据本标准，结合本地区油气井钻井作业的特点，制订相应实施细则。
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。
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
固井技术操作规程
固井技术操作规程一、操作准备1.确保所有相关设备和工具都已经准备就绪，并且进行了检查和维护。
2.钻井团队必须了解井口的条件和特点，包括井眼直径、地层特征等。
3.根据固井设计要求，准备固井液和固井材料。
4.确定固井过程中的施工步骤和操作流程。
5.检查固井设备，确保其符合安全规范，并且进行必要的调整和维修。
6.与钻井监督员和井下人员进行交流，明确固井过程中的安全注意事项。
二、注水固井1.在开始注水固井前，需要确保井内的井筒清洁，排除杂质和碎屑。
2.注水固井前，需要根据井深和地层特征，确定固井液的密度和粘度。
3.在注水过程中，需要控制注入速度，避免井内压力过高。
4.在注水过程中，需要监测井口压力和固井液流量，并及时调整注入速度。
5.注水固井过程中，需要及时更新注入参数，根据地层反应情况调整注入量。
三、套管固井1.在开始套管固井前，需要确保井壁稳定，没有塌陷和裂缝。
2.根据井眼直径和套管尺寸，选择合适的固井材料进行固井作业。
3.在套管固井过程中，需要保持一定的固井液循环速度，确保井内的固井材料均匀分布。
4.根据固井设计要求，及时监测井口压力和固井液性能，以确保固井质量。
5.在套管固井完毕后，需要进行封堵测试，以确认井内固井质量。
四、固井质量检验1.在固井作业结束后，要进行固井质量检验，包括固井质量抽插、岩心采样等。
2.对固井液进行化验和分析，检查固井液中各种物质的含量和性能。
3.根据固井设计要求，进行封堵测试，检测固井质量和井筒完整性。
4.对固井后的井口压力进行监测，检查固井效果和井内压力稳定性。
五、安全注意事项1.在进行固井作业时，必须遵守相关的安全规范和操作规程。
2.操作人员必须佩戴个人防护装备，包括安全帽、防护眼镜、耳塞等。
3.固井设备必须经过检查和维修，确保其安全可靠。
4.在固井过程中，操作人员必须保持警觉，随时注意井口及井下的情况。
5.在固井作业过程中，必须遵守施工队伍的指挥，严禁擅自操作。
6.在固井作业结束后，必须将作业场地清理干净，并清点设备和工具。
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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 (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。
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。
内压力,MPa 井况可选用螺纹保证条件≤28油井水井LTCBTC1.螺纹公差符合API STD5B2.使用符合API Bul 5A3的螺纹密封脂3.井底温度≤120℃油气混和井气井LTCBTC1.螺纹公差符合API STD5B2.使用高级螺纹密封脂3.井底温度≤120℃热采井金属密封螺纹1.需要全尺寸评价试验验证2.井底温度≤350℃28～55油井水井LTCBTC1.螺纹公差符合API STD5B2.使用高级螺纹密封脂3.井底温度≤120℃油气混和井气井凝析气井金属密封螺纹1.螺纹公差符合验收条件2.井底温度≤177℃3.选用LTC和BTC时应使用高级密封脂，且井底温度符合要求55～98油井油气混和井气井凝析气井金属密封螺纹1.螺纹公差符合API STD5B2.使用符合API Bul 5A3的螺纹密封脂或高级密封脂3.井底温度≤120℃≥98所有井金属密封螺纹1.需要全尺寸评价试验验证2.螺纹逐根套管检验3.使用合格的螺纹密封脂4.井底温度≤177℃(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/T 5546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。
一般井固井水泥浆滤失量应小于150ml（6.9MPa，30min），气井和尾管固井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。
第三十二条生产套管固井水泥石的最小抗压强度要求：封固段顶部水泥石的24～48h抗压强度不小于7MPa，产层段水泥石24～48h抗压强度不小于12MPa，其养护压力和温度依据井深条件而定。
第三十三条凡有较厚盐岩层、钾盐层、复合盐岩层或石膏层固井应做到：1．配浆水加盐量至饱和，达到结晶盐开始沉淀，其密度在1.18～1.20 g/cm3之间。
2．控制饱和盐水水泥浆密度在2.0～2.3g/cm3之间，水泥浆滤失量小于250ml。
3．冲洗液和隔离液应能够控制盐层溶解，水泥浆返高应至少超过盐岩层顶部150m。
第三十四条封固盐水层和含盐地层时，水泥浆的含盐量应与地层水矿化度相匹配。
第三十五条定向井固井时应适当提高水泥浆的粘度，控制自由水量小于0.05%，API滤失量小于50ml（6.9MPa，30min）。
第三十六条井底静止温度超过110℃时，在水泥中加入30%～40%的硅粉。
第三十七条漏失井固井时应根据需要在水泥浆中加入堵漏材料或采用其它措施。
第五节注水泥和技术措施(水泥浆和前置液设计)第三十八条除易漏井外，固井水泥浆密度一般应比同井使用的钻井液密度高0.24g/cm3。
第三十九条冲洗液、隔离液的接触时间一般为7～10min。
第四十条依据测井井径计算注水泥量，附加系数根据地区经验而定。
(井眼准备)第四十一条应合理调整钻井液性能，其一般原则是维护为主、调整为辅。
1．下套管前的钻井液性能以降低摩阻和防止钻屑沉积为目的。
2．注水泥前的钻井液性能以增加流动性为目的。
3．钻井液性能和滤饼质量不能满足固井需要时，应在钻进阶段即开始逐步调整，避免钻井液性能在短时间内性能变化过大。
(下套管)第四十二条应使用专用软件对管柱在井眼中的通过性作出预测并制定相应的下套管措施。
第四十三条表层套管和技术的套管鞋至浮箍以上2～3根套管及附件的螺纹应采用螺纹粘接剂粘接，必要时可以同时采用铆钉冷铆。
第四十四条与管柱连接的工具的螺纹应采用螺纹粘接剂粘接。
第四十五条应计算管柱允许下放速度和下放阻力，并据此制定相应的下套管措施。
(注水泥)第四十六条应采用专用设计软件对固井施工过程进行模拟，并根据井下具体情况对施工参数进行优化。
第四十七条注水泥应采用流变学设计，根据不同地区的特点及具体井况确定适宜的环空流体流态。
第四十八条施工压力控制1．固井设计中应坚持“三压稳”的原则，即固井前的压稳、固井过程中的压稳和候凝过程中的压稳。
环空静液柱压力与环空流动阻力之和应小于地层破裂压力，环空静液柱压力应大于地层孔隙压力。