固井技术规范

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TOC\o"1-2"\h\z\uHYPERLINK第一章总则PAGEREF\h1HYPERLINK第二章固井设计PAGEREF\h1HYPERLINK第一节设计依据和内容PAGEREF\h1HYPERLINK第二节压力和温度PAGEREF\h1HYPERLINK第三节管柱和工具、附件PAGEREF\h2HYPERLINK第四节水泥浆和前置液PAGEREF\h4HYPERLINK第五节注水泥和技术措施PAGEREF\h5HYPERLINK第六节组织和应急预案PAGEREF\h6HYPERLINK第三章固井准备PAGEREF\h6HYPERLINK第一节钻井设备PAGEREF\h7HYPERLINK第二节井口准备PAGEREF\h7HYPERLINK第三节井眼准备PAGEREF\h7HYPERLINK第四节套管和工具、附件PAGEREF\h9HYPERLINK第五节水泥和外加剂PAGEREF\h11HYPERLINK第六节固井设备PAGEREF\h12HYPERLINK第七节仪器仪表PAGEREF9\h13HYPERLINK第四章固井施工PAGEREF\h13HYPERLINK第一节下套管作业PAGEREF\h13HYPERLINK第二节注水泥作业PAGEREF\h14HYPERLINK"_Toc1"第三节施工资料整理PAGEREF\h14HYPERLINK第四节施工过程质量评价PAGEREF\h15HYPERLINK第五章固井质量评价PAGEREF\h16HYPERLINK第一节基本要求PAGEREF\h17HYPERLINK第二节水泥环评价PAGEREF\h17HYPERLINK第三节质量鉴定PAGEREF\h18HYPERLINK第四节管柱试压和井口装定PAGEREF\h18HYPERLINK第六章特殊井固井PAGEREF\h19HYPERLINK第一节天然气井PAGEREF\h19HYPERLINK第二节深井超深井PAGEREF\h21HYPERLINK第三节热采井PAGEREF\h22HYPERLINK第四节定向井、大位移井和水平井PAGEREF\h22HYPERLINK第五节调整井PAGEREF\h23HYPERLINK第六节煤层气井PAGEREF_Toc197851446\h24HYPERLINK第七章挤水泥和注水泥塞PAGEREF\h24HYPERLINK第一节挤水泥PAGEREF\h24HYPERLINK第二节注水泥塞PAGEREF\h26HYPERLINK"_T"第八章特殊固井工艺PAGEREF\h27HYPERLINK第一节分级注水泥PAGEREF\h27HYPERLINK第二节尾管注水泥PAGEREF\h27HYPERLINK第三节内管法水泥PAGEREF\h29HYPERLINK第九章附则PAGEREF\h29中国石油天然气集团公司固井技术规范总则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。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。固井作业应严格按照固井施工设计执行。固井设计设计依据和内容应依据地质设计、钻井工程设计、实钻资料和有关技术规定、规范、进行固井设计，并在施工前完成设计审批。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。固井设计至少应包含以下内容：构造名称、油气井井位、名称、井别等属性识别信息。固井设计依据的现场基础数据和资料。关键施工参数的计算和分析结果。固井施工方案和施工过程的控制、保障措施。复杂情况的处理和HSE预案。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。压力和温度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：构造地质力学法水力压裂法岩心试验法建立在测井基础上的各种方法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：实测法：实测井下循环温度或静止温度。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。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。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。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。管柱和工具、附件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。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、大斜度井的管柱强度设计应考虑弯曲应力。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。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。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。套管柱顶部100m应选用所用套管中壁厚最大的套管。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。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APISTD5B2.使用符合APIBul5A3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APISTD5B2.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APISTD5B2.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APISTD5B2.使用符合APIBul5A3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)联顶节、短套管和转换接头的加工、质量、强度应符钢级、壁厚的套管质量标准。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。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。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。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。水泥浆和前置液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。冲洗液及前置液使用量：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。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。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)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。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。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。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。凡有较厚盐岩层、钾盐层、复合盐岩层或石膏层固井应做到：配浆水加盐量至饱和，达到结晶盐开始沉淀，其密度在1.18～1.20g/cm3之间。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。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。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。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）。井底静止温度超过110℃时，在水泥中加入30%～40%的硅粉。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。注水泥和技术措施(水泥浆和前置液设计)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。冲洗液、隔离液的接触时间一般为7～10min。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)应合理调整钻井液性能，其一般原则是维护为主、调整为辅。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。注水泥前的钻井液性能以增加流动性为目的。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)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。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。与管柱连接的工具的螺纹应采用螺纹粘接剂粘接。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)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。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。施工压力控制固井设计中应坚持“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。施工设备应满足最高施工压力要求。碰压前应降低替浆排量，避免高速碰压。易发生漏失的井和高渗透地层固井时，可根据具体情况将碰压前的少量替浆量以间歇替的方式替至碰压。一般应采取敞压方式候凝，有条件时还应在环空蹩入一定压力候凝。施工组织和应急预案应根据作业要求确定施工组织机构，将职责落实到人。应针对设计的薄弱环节制定应急预案。应急预案应包括发生的可能性较小但对施工安全具有重大危险的事件。应急预案还应包含HSE预案。固井准备应认真做好固井准备工作，为作业成功创造良好条件。钻井设备通井和下套管前，应认真检查地面设备、设施，发现问题及时整改。检查内容包括：井架、绷绳、死活绳头、防碰天车、天车、刹车系统、传动系统、气路系统、悬吊系统、循环系统、指重表、泵压表、防喷设施、电气设备及电路。钻井泵的缸套应满足固井设计的排量、压力要求，动力端运转正常，上水平稳良好。根据需要更换新缸套、活塞和凡尔。下套管灌钻井液装置应做到结构合理、管线连接可靠，防止落井。下套管前应认真检查钢丝绳和刹车带，必要时进行更换。高压管汇、高压闸门应做到不刺、不漏，各种开关灵敏可靠。配浆水罐应掏洗干净，避免污染配浆用水。下套管前应校验指重表和立管、钻井泵的压力表。井口准备根据各层套管悬挂要求选择合适规格的套管头。套关头的安装和使用应符合出厂使用#说明#的规定和要求。使用联顶节固井时，应准确计算联顶方入，避免套管无法下放到套管头内。下套管前，闸板防喷器应更换与所下套管尺寸相符的芯子。井眼准备(大港钻井工程师手册编委会.邹来方主编.大港钻井工程师手册,大港油田集团钻井工程公司;2001.8:467-482)下套管前应校核钻具长度，核实井眼深度。下套管前必须进行通井作业。通井钻具组合的最大外径和刚度应不小于原钻具组合。对阻、卡井段应认真划眼，做到井底无沉砂、无阻卡、无坍塌。对于复杂井和高难度井，还应采用单扶正器和三扶正器通井两次。通井起钻时应及时足量灌满钻井液，防止井壁坍塌。通过循环确定正常循环压力。通井及注水泥前以不小于钻进时的最大排量至少循环两周，达到井下正常，调整钻井液性能达到注水泥设计要求。漏失井在下套管前必须先进行堵漏，正常后方可下套管。下套管前必须压稳油气层。当地层漏失压力和孔隙压力差值很小容易发生井漏时，对于气井固井可以控制油气上窜速度小于20m/h，油井固井可以控制油气上窜速度小于15m/h。(油勘字[2004]32固井技术规定)受井身结构限制造成设计套管与井眼环空间隙小于19mm时，可在必要时采取扩眼等相应措施。通井时钻井液性能调整的技术要求：控制摩阻。水平位移≤500m的定向井摩阻控制在0.10之内；水平位移>500m的定向井摩阻控制在0.08之内；井深≤3500m的直井摩阻控制在0.15之内；井深>3500m的直井摩阻控制在0.12之内。通井时循环排量不小于正常钻进时的排量，起钻前通过短起下钻循环测油气上窜速度。钻井液密度不能平衡地层压力或油气上窜速度不满足AUTONUMOUT\""REF\r\h\*MERGEFORMAT第七十条要求时，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。控制钻井液粘、切。钻井液密度<1.30g/cm3时，屈服值<5Pa，塑性粘度尽可能低；钻井液密度1.30～1.80g/cm3时，屈服值<8Pa，塑性粘度尽可能低；钻井液密度>1.80g/cm3时，屈服值<15Pa，塑性粘度尽可能低。(SY/T6592固井质量评价方法；刘崇建,黄柏宗,徐同台,刘孝良等编着.油气井注水泥理论与应用.北京:石油工业出版社,2001.9:421-422；取消了油勘字[2007]67高压、酸性天然气井固井技术规范(试行)中对塑性粘度的数值规定，增强操作性)通井作业的技术要求：钻具组合应满足REF\r\h\*MERGEFORMAT第六十七条要求，泵压较高时可以放大钻头水眼。通井时应控制钻具下放速度，遇阻下压值：直井不超过50KN；定向井不超过正常下放阻力50KN；按规定的下压力仍不能解除遇阻时，采用循环冲洗或正划眼措施。下钻中途循环要避开易垮、易漏地层，下钻中途和到底开泵时先单凡尔顶通，然后再逐渐加大排量；有技术套管的井，在技术套管内循环好钻井液，然后再继续下钻。通井过程中如发生井漏，应进行堵漏作业，并验证漏失压力大于固井时最大动液柱压力。起钻时每3～5柱钻杆，1柱钻铤，井内灌满钻井液，遇拔活塞现象时，循环活动钻具，把钻具下至井底，重新调整钻井液。起钻遇卡时上提拉力：直井不超过原悬重100KN；定向井不超过正常上提阻力100KN；遇卡时应循环上下活动钻具或采取倒划眼的措施。下套管前井深控制：技术套管口袋小于5m；生产套管口袋小于10m。套管和工具、附件套管送井前应进行检查并作好记录。检查内容包括：接箍、管体、螺纹外观；钢级与壁厚；直线度；长度；锥度；通内径；螺纹机紧度；紧密距；探伤；静水压力试验。套管到井前后应的检查项目包括：接箍、管体、螺纹外表缺陷；钢级与壁厚；直线度；长度；通内径。特殊螺纹套管应按订货合同规定或推荐项目与方法检查。应给出所选用工具和附件的型号、规格和操作参数，并在入井前认真细致检查，测绘几何尺寸，专人、专位妥善保管、使用。应按清单检查、验收套管、附件、井口工具，现场套管应检钢级、壁厚、弯曲度和本体母接箍上扣余扣。附件、井口工具应清洗检查丝扣、合扣、查外伤、测绘几何尺寸。应对到井套管编号、排列，由地质和工程技术负责人分别丈量到井套管程度，丈量结果应一致。对于浮鞋、浮箍、工具及其组件，应认真细致检查并测绘几何尺寸，专人、专位妥善保管、使用。应对扶正器进行尺寸、质量检查。套管准备应开展以下工作：送井套管应按下井顺序卸车，后下井的套管先卸车。卸套管应用抓管机或吊车卸下，套管摆放在管架上，接箍朝向井架大门方向，分层摆放时应用钢管分隔开，层数不超过三层。应清点到井套管的数量，按规格、用途进行整理。应通过目视对套管进行检查：通过接箍颜色、钢印标记查实钢级、生产厂家；通过本体上的字符查实壁厚等参数；不同类型的套管要分隔并做好标记，以免混用。对到井的所有套管逐根检查接箍、丝扣、本体：接箍余扣超过2扣，接箍有裂纹，母扣有损伤不能下入井内；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；无法辨认的套管不能下入井内；有以上缺陷的套管，做出标记。用清洗液、棉纱、毛刷逐根清洗套管公母扣，特殊扣形套管清洗按厂家要求进行。使用符合标准要求的通径规，对送井套管逐根通径，通径规不能通过的套管不能下入井内，并做好标记。钻井工程和地质人员分别对送井套管进行逐根丈量、记录和统一编制下入顺序号，做到两对口：测量点从接箍端面至API螺纹消失点或最终分度线记号，梯形螺纹以印在套管本体上三角符号的低边为准，其它螺纹按厂家规定的测量为准；无特殊要求测量长度精确到小数后两位数(cm)，要求精度高时可精确到小数点后三位(mm)。井场应有一定数量的备用套管，备用套管的钢级、壁厚应为到井套管中钢级最高，壁厚最大的套管：表层套管一般备用一根，其钢级、壁厚与到井套管一致；对于技术套管和生产套管，套管总长2500m之内时备用3根；套管总长2500～3000m时备用5根；套管总长3500m以上时备用6根。井下工具一般指分级箍、尾管悬挂器、管外封隔器等，应开展以下准备工作：井下工具需具有出厂合格证、使用说明书。井下工具应绘制草图、标明主要尺寸。液压打开循环孔的分级箍，检查打开套销钉数与对应打开压力值。对于重复使用中心管的尾管悬挂器，保养组装后要进行试压试验。井下工具在装车、运输、卸车时不能磕碰、挤压，防止井下工具失灵。井下工具送井后要妥善保管。检查井下工具连接螺纹，是否与所下套管一致。分级箍要检查核实附带的一级碰压塞、打开塞(或重力打开塞)、关闭塞是否带全，相关配合尺寸是否正确。尾管悬挂器所附带憋压坐挂球、钻杆胶塞齐全、规格、尺寸合格。检查钻杆胶塞能否通过送入钻具。井下附件一般指浮鞋(或引鞋)、浮箍、套管扶正器等，应开展以下准备工作：所有附件均应有出厂合格证书。检查所有附件规格、尺寸是否与所下套管一致。浮鞋、浮箍材质、连接螺纹与所下套管一致，正反向承压能力。扶正器(刚性、弹性)检查外型、尺寸，弹性扶正器人工踩压检查弹簧片性能。装卸、运输过程中注意保护，防止损坏，到达井场后注意妥善保管。水泥和外加剂使用的油井水泥和外加剂应质检合格。固井前应对所用的水泥、外加剂、外掺料抽样检查，合格后方可用于固井。注水泥施工前必须取现场水、水泥、外加剂样品，并按设计规定条件做现场复核试验。需要高密度、低密度水泥浆固井时，加重材料、减轻材料要符合质量标准要求：混拌时严格按比例加入，通过气力混拌装置混拌均匀；混拌成品抽样检查，在设计的固液比下测量其水泥浆密度变化，合格后方可使用。水泥中添加外加剂时，要符合以下要求：所选用外加剂要有产品使用说明书和产品合格证书。复查外加剂是否质量合格。当使用的外加剂在两种以下时，进行复合使用性能测试。妥善保管外加剂、防潮湿、防日光暴晒，液体添加剂防冻。.需要水混的外加剂要求：水质要求干净，控制有害离子和其它化学物质；混配时严格按设计比例要求加入，有时几种添加剂需要按前后顺序加入，严格按照顺序加入；采用水泥车的喷嘴混合器混配，并充分循环，达到均匀稳定。外加剂水混后取样复查混配质量；水混外加剂混合好后两天以上仍未固井时，固井前重新复查。同次固井作业中，水泥、外掺料、外加剂应使用同一批号产品。水泥、外掺料、外加剂用量：按井径扩大率15%和封固井段长度估算水泥用量，并加一定附加量；根据已初步确定的水泥用量计算外掺料、外加剂用量，并附加一定值。固井设备水泥车水泥车应具有再混合系统和水泥浆密度自动控制系统。浅井、中深井可以使用单机单泵，最高泵压≥40MPa水泥车。深井、超深井，特殊作业井(如尾管固井)应使用双机双泵、泵压70～100MPa水泥车。高密度水泥浆、尾管注水泥、水平井注水泥，为提高水泥浆质量，应采用批混装置进行批混、批注。固井前对水泥车进行全面检查、保养，达到不刺、不漏连续运转，排量、压力达到额定值。按照注水泥排量要求配备水泥车数量。散装水泥罐散装水泥罐使用前清除剩余水泥，保持罐内干净。对供灰系统、出灰系统、供气系统进行全面检查。供灰口至水泥车(撬)超过12m时，加恒压罐过渡。按预计水泥量配置散装水泥罐(包括散装水泥罐车)。使用立式罐固井时，运灰罐车也要清除罐内多余水泥。水泥罐车、立式罐应装计量装置。多罐、多车供应时，为保证供灰连续、稳定，应用供灰集成器装置。应认真检查压风机，确保工作正常。确保大立罐、下灰车气路不堵、不漏，连接可靠。井口工具水泥头的额定工作压力符合要求：508mm、339.7mm水泥头组合试压21MPa；244.5mm、177.8mm水泥头组合试压35MPa；小于177.8mm的水泥头组合试压49MPa。(高于SY/T5394固井水泥头及常规固井胶塞；大港、渤海石油现用指标，与国外固井服务招标要求相同；大陆架公司产品高于该指标)水泥头连接扣形与所连接套管、钻具扣形一致；水泥头上所有连接阀门开关灵活；送井前进行全面检查、保养。下套管吊卡、卡瓦：按下套管负荷选用相应承载能力的吊卡、卡瓦；尺寸与所下套管一致；送井前进行全面检查、保养，灵活好用。应认真检查水泥头内的胶塞及胶塞挡销。仪器仪表水泥浆再混合设备和具有水泥浆密度自动控制功能水泥车的车台仪表显示面板应具备显示排量、压力和密度参数的功能。技术套管、生产套管固井应配备固井计量仪，显示排量、压力和密度，并能记录、打印数字或曲线。定期校验各参数，涡轮流量计一次仪表每口井保养一次，定期校验。固井施工应采用固井压力、排量、密度实时监测和采集系统，为固井施工质量评价创造条件。下套管作业下套管作业按SY/T5412《下套管作业规程》和SY/T5473《固井作业规程》应保持螺纹清洁，管柱联结时应使用合格的套管螺纹密封脂。使用专用套管液压大钳旋合螺纹，套管上扣扭矩应达到规定值，特殊螺纹按照特殊螺纹标准规定执行。下套管作业按SY/T5412执行，套管下放速度应严格按设计执行。下套管时应有下套管记录。下套管过程中应及时、足量灌满钻井液。不准超钻机安全载荷下套管。应严格按设计要求安装扶正器。注水泥作业注水泥作业按SY/T5374.1《固井作业规程第一部分：常规固井》执行。注水泥施工前，应至少循环洗井两周。应在进行施工前检查以下内容：洗井质量、洗井液性能、排量。钻井液、隔离液或冲洗液准备及水泥试验数据。水泥车、压塞车、供水系统、供灰系统及水泥量。管汇试压。测量仪表、记录装置、钻机提升及动力系统、控制系统和照明系统、指重表、泵压表。固井施工HSE、应急预案。注水泥必须按设计连续施工，水泥浆密度必须保持均匀（±0.02g/cm3），保证施工一次成功。一般应采用仪表计量注替参数和数量。对于复杂井和高难度井以及特殊工艺井，应同时采用人工方式计量。固井候凝表层及技术套管的候凝时间应保证其水泥石抗压强度不低于3.5MPa，否则不能再次开钻。固井采用井口敞压方式候凝。若浮箍、浮鞋失灵，必须采用憋压方式候凝时，应控制井口套管压力高于管内外静压差1.0～2.0MPa，并有专人负责观察井口压力并放压。不允许在受拉力的情况下卸联顶节，防止井下自由段套管螺纹松开。施工资料整理施工资料整理按SY/T5374.1《固井作业规程第一部分：常规固井》附录A、B执行。施工过程质量评价固井过程质量评价的条件：固井设备配备压力、排量和密度实时监测和采集系统；施工设计合格。固井过程质量评价的方法：根据固井施工记录，完成“固井施工过程质量评价表”。当得分大于14时，施工过程质量应评估为“合格”；否则为不合格。固井施工过程质量评价表参数技术要求得分钻井液屈服值若?m<1.3g/cm3，屈服值<5Pa若?m<1.3g/cm3～1.8g/cm3，屈服值<8Pa若?m>1.8g/cm3，屈服值<15Pa2钻井液塑性粘度符合设计要求2钻井液滤失量符合设计要求1钻井液循环>2循环周1水泥浆密度波动范围若自动混拌水泥浆，则±0.025g/cm32若手动混拌水泥浆，则±0.035g/cm3前置液接触时间>10min1水泥浆稠化时间符合设计要求2水泥浆滤失量符合设计要求1注替浆量符合设计要求1注替排量符合设计要求1套管扶正器加放符合设计要求1活动套管是2（奖励*）固井作业中间间断时间<3min1施工过程中复杂情况无1碰压是1试压符合设计要求1候凝方式符合设计要求1总分数20*在注水泥过程中，若活动套管，则奖励2分；未活动套管不扣分。(SY/T6592固井质量评价方法)根据实际固井质量评价结果，在获得地质和开发部门许可的条件下可以采用固井过程质量评价代替固井质量评价。其使用条件为：根据一个开发区块中前5口井的施工记录，若固井过程质量评价结论均为“合格”，且根据水泥胶结测井资料，水泥胶结质量均评价为“合格”以上，则对于该区块后续的开发井，可根据固井过程质量评价结果评价固井质量。在没有进行水泥胶结测井的条件下，可根据固井过程质量评价结果评价固井质量。已进行了水泥胶结测井的条件下，可根据固井过程质量评价结果仅作为分析水泥是否候凝时间不足或者是否出现微环隙的参考。出现下列情况之一时不应采用固井过程质量评价代替固井质量评价：施工过程中发生严重井漏，漏封油气层。水泥浆出套管鞋后施工间断时间超过30min。灌香肠或替空。套管未下至设计井深，造成沉砂口袋不符合设计要求。固井后环空冒油、气、水。如果开发井的井眼扩大率大于15%或分井段井眼最大全角变化率超过下表要求时不应采用固井过程质量评价代替固井质量评价。分井段最大全角变化率（?/30m）井段，m井深，m100020003000400050006000≤1000≤1?40?≤1?15?≤1?15?≤1?00?≤1?00?≤1?00?≤2000≤2?10?≤1?40?≤1?15?≤1?15?≤1?15?≤3000≤2?10?≤2?00?≤2?10?≤2?10?≤4000≤2?30?≤2?15?≤2?15?≤5000≤2?30?≤2?30?＞5000≤3?00?注：对于特殊的井或井段，要在设计中注明，以设计要求为准。固井质量评价(油勘字[2004]32固井技术规定)基本要求表层套管和技术套管达到地质、工程设计要求；生产套管能经受合理的射孔、酸化、压裂考验，满足正常条件下的注水、采油、采气需要。水泥返高、水泥塞长度和人工井底的标准油气层固井设计水泥返高应至少超过油气层顶界150m，实际水泥返高应至少封过油气层顶界50m以上。对于井深浅于2000m的井，油气层顶界以上连续胶结中等以上的水泥环段长度不少于10m；井深深于2000m的井，油气层顶界以上连续胶结中等以上的水泥环段长度不少于20m。表层套管固井的水泥浆一般返到地面。技术套管固井遇到油气层（或先期完成井）时，水泥浆返高按生产套管固井对待；无油气层时，按工程和地质需要来确定水泥浆返高。生产套管阻流环距套管鞋的长度不少于10m。技术套管（或先期完成井）阻流环距套管鞋长度一般为20m，套管鞋位置距井底一般不超过3m。盐水层、盐岩层、复合盐岩层、盐膏层、含腐蚀性流体的地层等特殊地层必须封固。人工井底（管内水泥面）距油气层底界以下不少于15m。表层套管固井应保证套管鞋和井口处的水泥环封固质量。技术套管固井应保证套管鞋处封固质量，水泥封固段长度应保证钻井工程的需要，一般不少于套管串长度的三分之一。技术套管封固盐水层、盐岩层、复合盐岩层、盐膏层和含腐蚀性流体的地层等影响油气井寿命的地层时，对这些地层的固井质量要求与生产套管相同。水泥环评价水泥环胶结质量评价方法应符合SY/T6592要求，以CBL/VDL综合解释评价固井质量。正常情况下，胶结测井应在注水泥后24～48h内进行，特殊工艺固井（尾管固井、分级注水泥固井、长封固段固井、低密度水泥固井等）胶结测井时间依据具体情况而定。胶结测井曲线必须测至最低油气层底界以下10m。常规水泥浆固井水泥环胶结质量解释标准常规水泥浆固井声幅相对值0～15%为CBL评价胶结质量优等；声幅相对值15%～30%为CBL评价胶结质量中等；声幅相对值超过30%为CBL评价胶结质量差。常规水泥浆固井水泥环胶结质量CBL/VDL综合解释标准表测井结果胶结质量评价结论CBL曲线VDL图0≤声幅相对值≤15%套管波消失，地层波清晰连续优15%＜声幅相对值≤30%套管波弱，地层波不连续中声幅相对值＞30%套管波明显差低密度水泥浆固井水泥环胶结质量解释标准密度在1.30～1.65g/cm3之间的水泥浆固井，声幅相对值0～20%为CBL评价胶结质量优等；声幅相对值20%～40%为CBL评价胶结质量中等；声幅相对值超过40%为CBL评价胶结质量差。水泥浆密度低于1.30g/cm3时，声幅相对值小于40%为CBL评价合格。低密度水泥浆固井水泥环胶结质量CBL/VDL综合解释标准表项目测井结果胶结质量评价结论CBL曲线VDL图水泥浆密度1.30～1.65g/cm30≤声幅相对值≤20%套管波消失，地层波清晰连续优20%＜声幅相对值≤40%套管波弱，地层波不连续中声幅相对值＞40%套管波明显差密度低于1.30g/cm3声幅相对值≤40%套管波弱，地层波不连续中质量鉴定生产套管固井的质量鉴定主要针对封隔油气层段部分。固井质量统计只考核一次合格率和优质率。固井质量不合格的井，经补救措施达到上述各条标准者，算补救固井合格。管柱试压和井口装定套管柱试压试压时间表层套管一般在固井结束24h后试压；技术套管和生产套管试压一般在水泥胶结测井后进行。试压压力高于25MPa时，试压时间应适当推迟，具体试压时间以水泥环抗压强度发展到足以抵抗试压产生的应力的时间为准。试压指标试压压力值等于地层破裂压力、套管柱抗内压强度和井口载荷三者之中最小值的80%。试压时，稳压30min，压力降低不超过0.5MPa为合格。套管头试压指标与套管柱试压指标相同。井口装置技术套管和生产套管的井口装定要采用套管头并安装高压泄压管线、阀门及压力表。套管在井口装定时管柱所受拉力按SY/T5731《套管柱井口悬挂载荷计算方法》计算。凡未装采油树的井，井口应戴井口帽，标明井号，在寒冷地区，井口套管应掏空3～5m，防止井口冻裂。特殊井固井天然气井天然气井固井应时各层套管的水泥浆均应返至地面。井眼准备时，对于浅井用原钻具通井一次即可，对于深井应用单扶正器和三扶正器各通井一次，钻具最大外径和刚度满足REF\r\h\*MERGEFORMAT第六十七条规定。天然气井一般应选用气密螺纹套管，选用方法符合REF\r\h\*MERGEFORMAT第二十条规定。对于含有腐蚀性气体的井应选用抗腐蚀性套管。所用工具、附件的材质、螺纹类型应与套管相同。天然气固井时应谨慎选用分级注水泥技术，高压天然气井邻近生产套管的一层技术套管固井时不应采用分级注水泥技术。应采用紧密堆积技术尽量提高水泥浆中的固相含量、降低拌合水量，并进行水泥石7天的渗透率和抗压强度试验。高压气井固井水泥石7天的气体渗透率应小于0.05×10-3μm2，7天抗压强度应不小于30MPa。(渗透率指标参考1.大港石油管理局.粉煤灰低密度水泥油层固井技术.全国第四次固井会议资料;1993年9月.2.郝俊芳译.美国油井注水泥技术.北京：石油工业出版社,1980.9:62。该指标高于油勘字[2007]67高压、酸性天然气井固井技术规范(试行)；强度指标根据数值模拟结果，试压70MPa时1000m井深以下的水泥环可能保持完整)应根据井下压力和温度的具体情况在水泥浆中使用晶格膨胀型的膨胀剂。在产层位置应避免使用低密度水泥浆。裂缝性地层天然气井固井时水泥浆密度一般不超过钻井液密度0.12g/cm3。孔隙性地层固井时，根据具体情况水泥浆密度可以超过钻井液密度0.24g/cm3。尾管固井时，套管重合段150m，尾管底部水泥塞30～50m和尾管顶部水泥塞50～100m。对于高压气井的套管重合段可以延长至500m，尾管底部水泥塞100m，尾管顶部水泥塞200m。(高压气井指标参考四川石油管理局经验)尾管固井的水泥浆量设计应附加钻杆胶塞可能提前到位的余量，一般约为0.5m3/1000m。(Baker公司悬挂器存在该现象，其他类型悬挂器也有可能)在保证管柱安全的前提下，尾管回接固井应根据管柱试压压力和水泥石抗压强度试验结果确定施加一定的环空回压候凝，一般为10～15MPa。根据具体情况应采用环空加回压候凝技术。在保证套管柱安全的前提下，环空回压大小根据顶替结束时的环空井底静态压力和地层破裂(漏失)压力差确定。环空回压应间歇蹩至设计值，其数值至少应为流体在环空中的总流动阻力。对于漏失风险较大的井，应根据情况采用正注反挤工艺施工，降低井口带压风险。反挤作业应采用间歇式挤注工艺。应使用固井施工参数自动记录系统，当套管内容积较小时，还应同时采用人工计量和仪表计量同时两种方式计量顶替量。深井超深井深井超深井固井应时各层套管的水泥浆均应尽量返至地面。应合理评估井底压力，作为管柱设计和水泥浆化验的基础依据。井底压力评估方法见REF\r\h\*MERGEFORMAT第八条，套管螺纹选择见REF\r\h\*MERGEFORMAT第二十条，套管材质选择见REF\r\h\*MERGEFORMAT第十七条。应合理估计井底静止温度和循环温度，认真做好水泥浆化验。井底温度评估方法见REF\r\h\*MERGEFORMAT第九条。考虑到高温条件的影响，水泥浆稠化时间应为施工时间附加2～4h。长封固段固井时应根据地层压力预测和现场验证结果设计水泥浆密度，要求做到环空动态当量密度小于地层破裂压力、环空静态当量密度大于地层孔隙压力。表层套管和技术套管的大环空固井时应根据具体情况采用内管注水泥或双塞法固井。尾管和完井阶段的小间隙固井时应在确认套管通过性的前提下，严格按设计安放扶正器等套管附件(防漏、防卡)，并在注水泥和替钻井液期间尽量活动套管。开展水泥浆、钻井液和前置液的相容性试验时，应考虑井下高温对试验结果的影响。试验温度至少应达到90℃。尾管固井时，套管重合段及尾管底部和顶部水泥塞的要求见REF\r\h\*MERGEFORMAT第一百四十三条。尾管回接固井要求与REF\r\h\*MERGEFORMAT第一百四十五条相同。环空加回压候凝技术要求与REF\r\h\*MERGEFORMAT第一百四十六条相同。生产套管和上一层技术套管的固井水泥石性能要求与REF\r\h\*MERGEFORMAT第一百四十条相同。水泥浆及前置液应符合REF\r\h\*MERGEFORMAT第二章第四节规定，并避免在产层使用低密度水泥浆。使用外加剂特别是缓凝剂时，应考虑包装和抛洒带来的误差。采用正注反挤工艺施工的技术要求与REF\r\h\*MERGEFORMAT第一百四十七条相同。固井施工应优先选用具有水泥浆密度自动控制功能、泵压可以达到70MPa以上的注水泥设备，并尽量采用批混、批注方式施工。尾管固井的计量要求与REF\r\h\*MERGEFORMAT第一百四十八条相同。热采井热采井固井水泥浆一般应返至地面。应在钻井期间控制井径扩大率不超过10%，并努力改善钻井液滤饼质量。根据热采井的热采方式和最高注蒸汽温度，选择热采水泥浆体系。一般应在水泥中掺入60%的硅粉。(刘崇建,黄柏宗,徐同台,刘孝良等编着.油气井注水泥理论与应用.北京:石油工业出版社,2001.9:150)热采井一般应采用预应力固井工艺，当热采温度超过220℃时，必须采用预应力固井。提拉预应力一般为15～25t。热采井套管螺纹选择应符合REF\r\h\*MERGEFORMAT第二十条要求。应采用抗高温套管螺纹密封脂，以提高套管螺纹的密封性。固井水泥浆应采用紧密堆积设计，同时采取防漏措施。定向井、大位移井和水平井通井钻具组合应符合REF\r\h\*MERGEFORMAT第六十七条规定，并记录井下摩阻情况。通井时造斜点以下井段应采用短起下钻处理；通井到底后，循环洗井不少于3周；下完套管循环不小于3倍井筒容积量。下套管前钻井液性能至少应符合REF\r\h\*MERGEFORMAT第七十二条要求，但可以根据井下实际情况适当提高钻井液屈服值。套管和扶正器设计应符合REF\r\h\*MERGEFORMAT第二章第三节规定。应对下套管摩阻进行计算，确认有效轴向压力大于摩擦力，又小于受压段产生的一次弯曲作用力。(刘崇建,黄柏宗,徐同台,刘孝良等编着.油气井注水泥理论与应用.北京:石油工业出版社,2001.9:397)可采用漂浮接箍帮助套管顺下入。大斜度井段可以根据具体情况使用刚性扶正器或弹性与刚性扶正器组合使用。应选择下入阻力小，强度较高的引鞋(或浮鞋)。浮箍应选用舌簧式。选择尾管悬挂器时考虑井斜因素，应尽量选用能够上下活动或可旋转的尾管悬挂器。应改善水泥浆和前置液的稳定性。自由水和API滤失量应符合REF\r\h\*MERGEFORMAT第三十五条的规定，沉降试验的液柱上下密度差应小于0.02g/cm3。(油勘字[2007]67高压、酸性天然气井固井技术规范(试行))应进行水泥浆、钻井液和前置液的相容性试验，应做到三者之间互相相容。水泥浆量设计应考虑井眼椭圆度或钻井键槽的影响。应采用再循环式混浆系统混配水泥浆，批混批注保证水泥浆均匀稳定。应优先采用大排量顶替，并尽量采用套管漂浮技术改善顶替效果。具备条件的井，应在替浆时上下活动和转动套管。调整井应获得油田开发部门的许可，对固井质量有影响的注水(汽)井停注、放压，直至调整井胶结测井后再恢复注水。应掌握调整井内地下压力动态，摸清注水(汽)后调整井纵、横向压力分布规律及地层孔隙压力、地层破裂压力，以此为依据制定固井施工方案。应按照“压稳、居中、替净、密封”的原则进行调整井设计和施工。存在高渗低压地层时，水泥浆中应加入堵漏材料。替浆结束前可以预留一定量的水泥浆以间歇顶替方式替至碰压。井口条件允许时，应在环空施加一定的回压候凝。煤层气井应采用低密度水泥浆固井，防止井下漏失。应避免在煤层位置使用低密度水泥浆。挤水泥和注水泥塞挤水泥应综合考虑挤水泥层段的地层物性、井下套管状况、挤水泥压力等因素，有针对性的选择适宜的挤水泥方法。低压挤水泥时，选择关闭井口法挤水泥的条件：挤水泥压力低于套管抗内压强度的70%和作业压力超过井口额定工作压力。注替完水泥浆后能将作业管柱提至水泥面以上。将水泥浆挤入地层或环空，或通过一组炮眼将水泥浆挤入环空。封隔器法挤水泥的条件挤水泥压力高于套管抗内压强度的70%或井口额定工作压力。注水泥浆后不能将作业管柱提至水泥江面以上。两组炮眼之间环空连通或炮眼与尾管喇叭口之间环空连通时挤水泥。封隔器法挤水泥适用于高压挤水泥，也可用于低压挤水泥。挤入排量低于300L/min时宜用连续式挤水泥。挤入排量高于300L/min、封堵炮眼、修补套管缺陷时宜采用间歇式挤水泥。挤水泥作业前应做好准备工作，包括：根据作业管柱类型检查防喷器芯子，尺寸不匹配时应更换芯子，并按SY/T5964的规定进行试压。挤入位置以下无水泥塞时，应在挤入位置之下安放可钻或可回收式桥塞封堵下部井段。根据测井曲线确定射孔位置及孔密，射孔时应避开套管接箍。用冲洗液或冲洗工具冲洗炮眼。挤水泥前应进行试挤作业。当试挤压力压裂或压漏挤入位置以下的裸眼地层或不能确定试挤压力不会压裂或压漏挤入位置以下的裸眼地层时，应在挤入位置以下坐封桥塞。关闭井口试挤时，试挤压力不应超过套管抗内压强度的70%和井口额定工作压力。封隔器试挤时，试挤压力不应超过套管抗外挤强度的70%或封隔器的额定工作负压差。采用承留器试挤时，试挤压力不应超过套管抗外挤强度的70%或承留器的额定工作负压差。下桥塞后，试挤压力不应超过桥塞的额定工作正压差。关闭井口试挤时，应分别从作业管柱内和作业管柱与套管环形空间试挤，并记录试挤排量、压力和挤入量。应根据选用的挤水泥方法、作业方式和挤水泥压力采取相应的挤水泥程序。采用封隔器挤水泥时，坐封位置至少应高于挤水泥层位30m。应综合考虑地层物性、生产历史、挤水泥目的和井下具体情况确定挤水泥所需的水泥浆量。挤水泥水泥浆稠化时间试验温度高于注水泥试验温度，应按照相关技术规范确定。水泥浆稠化时间要求一般为作业时间附加2h计算。水泥浆API滤失量控制要求可以参考以下指标：高孔高渗地层小于50ml；低渗透地层100～200ml；极低渗透地层为200～300ml；裂缝性地层为300～500ml。(刘大为.田锡君.廖润康译.现代固井技术.沈阳:辽宁科学出版社,1994.4:340)挤水泥后需要留水泥塞时应高于封堵井段30～50m或达到设计位置。挤水泥候凝时间一般为24～48h。挤水泥作业质量一般采用正压试验或负压试验评价，试验压差根据预期的生产压差确定。根据地质和开发需要，也可以在钻穿水泥塞后按照REF\r\h\*MERGEFORMAT第五章第二节的方法评价。注水泥塞一般采用平衡塞法注水泥塞。注水泥塞的管柱应使用不带钻头、钻铤和稳定器的光钻杆或油管，管柱下部应加装扶正器。注裸眼水泥塞时应根据具体情况在管柱下部加装刮泥器，并在注水泥塞期间活动管柱。应根据测井资料选择地层较为坚硬、井径规则的井段注水泥塞，避免在易坍塌、高渗透、大井径井段注水泥塞。注水泥塞前应做到压稳地层(除堵漏外)，并合理调整钻井液性能，保持井眼畅通。水泥塞有效长度一般不小于60m。水泥浆试验温度、压力应按照挤水泥条件确定。水泥浆性能要求一般与注水泥作业相同。平衡塞法注水泥塞时，替浆至管柱内水泥面略高于管外水泥面即可停止替浆。应控制上提钻具速度，防止污染水泥塞。水泥塞候凝时间一般为24～48h，侧钻水泥塞36～72h。一般采用钻进方式加20～100KN钻压检验水泥塞质量。报废井及封堵底水的水泥塞不检验。探水泥塞面时应采取安全措施防止未凝固水泥固结钻具或蹩泵。应假定井下温度低于水泥浆试验温度，不完全依靠水泥浆化验结果确定水泥浆凝固时间。应假定探水泥塞面时水泥浆未凝固，不完全依赖悬重变化判断水泥面。井眼较大时应在理论水泥面位置以上2个立柱开始循环洗井；井眼较小时应在理论水泥面位置以上3～4个立柱开始循环洗井。下钻发现悬重下降时，应上提2个立柱后再开始循环。钻软水泥时应控制钻压，钻水泥塞前处理好钻井液。特殊固井工艺分级注水泥根据井下情况采用相应的分级注水泥工艺及工具类型，分级箍强度应不低于与其连接的套管强度。分级箍安放位置的确定原则根据油、气、水层及漏失层位置和完井方法来确定。根据地层破裂压力梯度，按平衡压力固井要求，选择地层致密、井径规则的裸眼井段或上层套管内。多组油气层间距较大时，安放在上部主力油气层底界下方40～60m为宜。对于易漏地层，安放在漏失层顶界上方50～80m处。需要管外封隔器与分级箍组合使用或只用第二级注水泥的特殊井，按井下实际情况来确定安放位置。分级箍以下管串在工程或地质允许的条件下一般不小于450m。小于450m时，必须进行钻井液压缩量计算，以保证在设计压力范围内顺利打开分级箍循环孔。套管柱强度设计要考虑注水泥后关闭分级箍时产生的最大附加轴向拉力。确保浮鞋和浮箍工作可靠、分级箍部位的水泥环质量及关闭孔的密封性。尾管注水泥应按规定对作业用钻杆、短钻杆进行检查、更换，尽量保持尾管送入钻具同径，必要时可进行探伤检查。应使用标准通径规对送入管串逐根通径、编号。对上层套管应进行刮管作业，悬挂点上下50m内刮管不少于3次。裸眼段应认真通井划眼，彻底洗井。对送入管串称重时，应记录开泵、停泵、转动、上提、下放时的悬重及开泵排量和泵压。尾管必须采用悬挂器悬挂。怀疑上层套管磨损严重时，应先试压或测微井径检查。在套管重迭段、套管鞋处及悬挂装置部位应加1～2只刚性扶正器，裸眼段按设计加扶正器。尾管与上层套管的重迭长度见REF\r\h\*MERGEFORMAT第一百四十三条。尾管悬挂器及座挂悬挂位置选择在外层套管厚壁井段、水泥胶结质量好并错开接箍的位置上，并满足第四十六条的规定。悬挂器座挂后，卡瓦悬挂处的最小流道面积不小于重迭段最小环隙面积的60%。至少应有两道回压密封和尾管胶塞与坐落接箍碰合后形成的附加密封。尾管悬挂器入井前要做好地面检查、测量和试压。应严格控制尾管的下放速度，要求下放速度均匀，下放时间每立柱不少于1.5min。尾管注水泥尾管注水泥时的各种注替量要准确。浮箍、浮鞋必须可靠。下套管前应确保井下无沉砂、无油气水侵、无阻卡、无垮塌、无漏失。注水泥前洗井不少于两个循环周，要特别注意钻井液的除气。冲洗残余水泥浆时应上下活动钻具，并等残余水泥浆全部返出地面后方可起钻，并灌满钻井液。尾管回接尾管回接筒必须居中，长度不少于0.7m。回接后按设计进行密封试压，回接套管必须注水泥封固。回接套管前应下带有水槽的铣锥，对回接筒进行检查与修整，并校核回接筒深度。根据回接筒校核深度，准备好回接套管，调节井口高度。回接套管必须加入适量的扶正器。回接套管柱强度设计按REF\r\h\*MERGEFORMAT第二章第三节执行。安全作业措施倒扣成功后上提送入钻具长度，要控制安全长度范围。上提长度不能超过中心管有效长度。注入适宜类型和数量的后隔离液。推荐尾管固井时留有一定高度的顶塞。顶替已达到设计量时仍未碰压，不宜继续顶替。下尾管过程中遇阻或中途循环时，应控制循环压力不超过坐挂压力的80%。下完尾管及送入钻具循环时，循环压力不应超过坐挂压力的80%。钻、探水泥塞的主要措施与REF\r\h\*MERGEFORMAT第二百一十五条相同。内管法水泥当套管内容积较大、注水泥顶替时间较长或特