1、固井监督现场工作手册工程监督中心钻井工程部目录固井监督现场工作手册1第一部分、固井监督工作程序指南2一、固井作业2二、水泥塞作业3第一部分、固井监督现场检查标准41 总 则42 适用范围43 制定本标准依据44 固井监督检查内容54.1 检查对象54.2 资质54.2.2人员资质54.2.3设备资质55 施工准备检查5第二部分、塔河油田盐膏层固井技术121、井队132、固井队133、套管队134、工程监督中心1311、套管进入盐层开始停止灌浆，套管到位后灌满泥浆。1415、施工过程中严格控制水泥浆比重和施工连续。14第三部分、塔河油田水平井固井技术15一、塔河油田水平段封固难点15二、提高塔河2、油田水平井水平段封固质量的技术措施16四、塔河油田各家水泥浆体系在水平井水平段全封固井中固井质量情况17第四部分、套管丈量规范183、丈量方法：18第五部分、固井监督资料要求19第一部分、固井监督工作程序指南一、固井作业1、固井任务下达后立即认真学习工程设计、固井设计及相关批复文件，室内负责人员交待相关注意事项。2、检查套管及附件情况，核对工具、附件检测报告并与实物对照，检测报告号与实物本体一致，按照套管丈量规范进行抽查。3、按照固井监督现场检查标准进行现场检查。4、了解施工队伍及配合施工队伍情况（包括钻井队、固井队、录井对、下套管服务队、泥浆服务方、工具服务方、药品服务方等）5、了解井眼情况3、； A、了解地层、岩性，（特别是含有二叠系地层漏失情况与含有盐层地层的漏失情况），记录下特殊地层的井段位置。 B、了解钻进、通井及前期作业过程中是否遇阻卡及泥浆漏失情况，记录下阻卡及漏失井段与具体情况。 C、了解井眼情况，包括井径、井斜、狗腿度等。D、了解泥浆情况，包括泥浆性能、泥浆储备情况、井筒泥浆性能。6、主持召开固井下套管前协作会议；A、各施工及配合队伍下套管前施工队伍交底，包括设备、人员交底，要求人员及设备符合下套管要求，了解施工队伍对下套管的准备情况并做出要求。套管队必须有备用设备B、按照设计做出下套管要求。如速度控制、中途循环等C、了解水泥、配浆水准备情况以及水泥浆体系大样复查情况4、。7、下套管过程； A、旁站附件、工具下入及前610根套管的上扣扭矩、余扣情况。B、对下放速度、二次通径、人员坐岗（录井、泥浆）、灌浆、加扶正器情况做不定期巡查。 C、对下完尾管称重情况进行旁站。 D、了解下套管过程中漏失与阻卡情况，如有类似情况立即到现场。8、套管到位； A、旁站开泵过程，了解开泵情况。严格要求小排量顶通建立循环后逐步提升排量，其中以替浆排量循环必须达到一周以上。B、对泥浆坐岗情况做不定期巡查。C、若是尾管施工，需旁站投球与坐挂过程。9、主持召开固井前协作会议；A、对下套管过程进行交底，对入井管串数据进行最终校核。B、各施工及配合队伍施工队伍前交底，包括设备、人员交底，要求人5、员及设备符合固井要求，了解施工队伍对下套管的准备情况并做出要求。C、按照设计做出固井要求。10、固井施工；A、检查水泥浆体系大样报告。B、旁站检查井口工具及管线连接情况，对投放的胶塞、憋压球、胶塞做旁站监督。C、施工过程对人员坐岗情况进行巡查，了解施工过程漏失情况。D、对施工排量、水泥浆密度、及相关工作液用量进行监督。E、旁站碰压，检查回流情况确定回压凡尔密封情况，制定相关的候凝措施。若尾管施工需了解起钻悬重情况及水泥浆倒返情况。11、固井施工总结。12、收集、填写相关资料。二、水泥塞作业1、水泥塞任务下达后立即认真学习工程设计、固井设计及相关批复文件。2、按照固井监督现场检查标准进行现场检查6、。3、了解施工队伍及配合施工队伍情况（包括钻、修井队、固井队、录井对、泥浆服务方、工具服务方、药品服务方等），对修井队特别注意提升、循环设备等。4、了解井眼情况； A、了解地层漏失与井涌情况 C、了解井身结构与钻具下入情况。D、了解泥浆（完井液）情况，包括性能、储备情况。E、了解循环情况。5、主持召开固井前协作会议；A、对前期准备工作进行交底。B、各施工及配合队伍施工队伍前交底，包括设备、人员交底，要求人员及设备符合固井要求，了解施工队伍对下套管的准备情况并做出要求。C、按照设计做出固井要求。6、固井施工；A、检查水泥浆体系大样报告。B、旁站检查井口工具及管线连接情况，（对需要封隔器施工的水泥7、塞作业旁站坐封与验封）。C、施工过程对人员坐岗情况进行巡查，了解施工过程漏失情况。D、对施工排量、水泥浆密度、及相关工作液用量进行监督。E、旁站施工过程，制定相关的候凝措施。了解起钻悬重情况及水泥浆倒返情况。7、固井施工总结。8、收集、填写相关资料。第一部分、固井监督现场检查标准1 总 则 为了能够全面准确的对固井作业的准备工作进行检查，规范固井监督检查项目及内容，特制定本标准。2 适用范围适用于中国石油化工股份有限公司西北油田分公司油田内固井作业。3 制定本标准依据下列标准所包含的条文，通过在本标准中引用而构成本标准的条文。本标准出版时，所示版本均为有效。所有标准都会被修订，使用本标准的各方8、应探讨使用下列标准最新版本的可能性。GB 8978-1996 污水综合排放标准SY 5727-1995 井下作业井场用电安全要求SY/T5396-2000 石油套管现场检验与运输SY/T5412-2005 下套管作业规程SY/T5475-92 尾管固井技术要求SY 5199 套管螺纹密封脂QSHXB20-2005 钻具管理标准钻井手册（甲方）上册 石油工业出版社，1990固井实施细则（试行）西北油田分公司，20034 固井监督检查内容4.1 检查对象 参与下套管、注水泥作业的所有施工队伍。4.2 资质4.2.1队伍资质参与固井施工队伍应具有中国石油化工股份有限公司西北油田分公司市场准入证、队伍9、资质证书。4.2.2人员资质各参与施工队伍人员资质应与投标书资质相符。4.2.3设备资质各施工单位参与施工设备型号、性能应与投标书一致。5 施工准备检查5.1 单级固井 下套管施工.1钻井队a)井眼准备：起下钻顺畅，井眼稳定，无缩径，无垮塌，无键槽，无沉砂。b)钻井液主要性能符合固井设计要求。c)钻井队设备（提升系统、旋转系统、循环系统、动力系统、井控系统、发电机、钻井液罐及闸门）工况正常，满足施工要求，不允许钻机超负荷下套管。d)套管头的生产厂家、型号、安装方法、说明书齐全。e)套管的丈量（长度、坐卡瓦套管外径）、通径、检扣、洗扣、编号、记录工作和通径规规格（16in直径为套管内径减去4.710、6mm，长度为305mm；9 5/8in直径为套管内径减去3.97mm，长度为305mm；8 5/8in直径为套管内径减去4.76mm，长度为305mm）等符合规范要求，现场监督抽查套管丈量情况，抽查数量不得少于各类型套管总数的5，套管上钻台必须带牢护丝和进行二次通径。f)套管丝扣清洗应用柴油清洗，螺纹本体不得有锈蚀，现场检验符合SY/T5396-2000石油套管现场检验与运输要求。g)现场套管长度应按入井套管长度的3附加。h)管串数据结构表内容包括：入井顺序、场地编号、钢级、壁厚、扣型、单根长度、累计长度、下深、生产厂家、余扣、灌浆、扶正器位置及套余，注明剩余套管的编号。i)套管和送放钻具按11、照入井顺序排列。j)管串组合与设计和地质要求相符。k)替浆设备准备情况符合固井要求。l)制定下套管技术措施，并落实到班组和个人。m)制定施工预案，明确司钻操作权限及遇阻、遇卡处理程序。n)套管专用密封脂和专用强力粘结剂符合SY 5199套管螺纹密封脂标准要求。o)下套管工具、灌浆管线准备情况符合固井要求。p)人员安排合理、岗位明确，通径规专人管理，吊车专人指挥，现场跟班干部落实到人。严格控制套管下放速度，操作平稳，严禁猛提猛放，符合SY/T5412-2005下套管作业规程要求。q)专人坐岗观察井口返浆情况。r)通知套管队、吊车到场时间明确。s)提供测井数据，包括井径、井斜、方位及井底静止温度数12、据。.2固井队a)下套管工具和固井工具附件交钻井工程师核实认可，固井工程设计在下套管最后一趟通井前到位。b)水泥、配浆水应在下套管前井场准备齐备。c)固井技术人员应在下套管最后一趟通井前到位，检查固井工具附件数量、材质、尺寸（内径、间隙配比）与入井管串相匹配。d)提供入井固井工具附件质量检验合格报告，满足现场固井施工要求。e)提供水泥头、套管循环头及下套管工具周期检验合格报告，满足处理井下复杂情况的要求。f)根据钻机额定负荷、井架基座承载、回压凡尔承压能力、套管抗挤毁能力确定下套管合理掏空深度。g)提供国家计量单位对流量计等仪器仪表的定期计量检定报告。h)根据实测井径校核水泥浆量。i)根据施工13、进度，所有固井设备、人员在管串到位前两小时到达现场。j)冬季施工参照固井实施细则及西北油田分公司相关规定。k)接用电应符合SY 5727-1995井下作业井场用电安全要求之规定。.3录井队a)独立进行套管丈量工作，核对编号，与钻井队校核套管数据准确无误。b)准确校核入井管串数据。c)综合录井仪工况正常，能进行固井过程的全程监控，并做好下深校正。d)下套管过程中录井队安排钻台值班人员坐岗，按照管串结构表进行入井检查，记录余扣，提示扶正器安放位置及灌浆，场地值班人员兼顾仪器房。.4套管队及吊车a)下套管应采用吊车进行作业。b)人员、设备、工具和备用设备及时到位。c)套管钳、动力系统、扭矩表、扭矩记14、录仪工况良好，保证施工连续。d)套管钳牙上、下挡销齐备。e)提供国家认证计量单位对扭矩表等仪器仪表的定期计量标定报告。f)备有套管数据手册，明确本井套管上扣扭矩值和余扣标准。g)扭矩记录内容齐全，包括：入井时间、序号、上扣圈数、扭矩值和扭矩变化曲线以及卸扣记录。固井施工.1钻井队a)下套管至设计井深，清点场地余留套管，校核入井套管顺序及套管下入深度。b)按固井要求甩一柱5钻杆用于管线连接。c)清理场地，预留固井设备摆放位置。d)下套管作业完成后，钻井队（或泥浆技术服务公司）处理钻井液，循环钻井液一周以上，性能和钻井液储备符合固井设计要求。e)参与固井施工人员分工明确，听从固井总指挥安排。f)参15、与固井设备工况正常，主要包括循环系统、动力系统、发电机、钻井液罐及闸门。g)密度测量频次不低于3点/2分钟。h)保证钻井液罐计量准确并有专人负责。i)专人坐岗观察井口返浆情况。j)替浆到量泄压时应缓慢平稳放压。k)提前做好安装井口的准备工作。.2固井队a)根据实际入井管串校核替浆量。b)车辆（包括备用车辆）摆放合理、管线连接安全可靠，警示标志安放明显。c)保持通讯系统畅通。d)确定固井总指挥，确定人工计量配合人员。e)胶塞装入、释放准确无误。f)施工连续，水泥浆密度控制均匀，波动范围0.03g/cm3。g)确定施工排量及压力计算。h)流量计、水泥头压力表连接到位。i)污水排放应符合GB 89716、8-1996污水综合排放标准之规定。.3录井队a)进行注水泥过程中的密度记录、统计。b)进行泵冲累计统计并与流量计、人工计量校核。5.2双级固井5.2.1下套管施工.1钻井队a)按照5.1.1.1之要求进行检查。b)测井完通井时钻井队（或泥浆技术服务公司）认真处理钻井液，性能应符合固井设计，根据下部井眼条件合理注入封闭浆，保证套管到位后开泵正常。c)对于气井要求更换防喷器闸板芯子，井控装置正常，工具配套。d)通报钻进过程中井漏、油气水侵、掉块等复杂情况及测井、通井情况，提供井径、井斜、方位数据。e)钻井队或钻井液公司配制重浆，体积、密度符合固井设计要求。f)钻井队大泵安全销压力设定符合要求。g17、)下套管速度控制要求单根下放速度30s，对于含有二叠系地层速度要求不低于45s。h)套管到位后小排量顶通水眼，注水泥施工前循环洗井不得低于两周。i)下套管施工预案齐备。5.2.1.2固井队a)按照5.1.1.2之要求进行检查。b)工具服务人员提前到位并检查入井工具，对关键部位（外径、通径）尺寸进行丈量，阻流环、挠性塞、关闭塞尺寸配套，现场指导工具操作。c)扶正器数量及安放位置符合固井设计。d)特殊扣套管工具、变扣短节与套管匹配，检测合格证齐全。.3录井队a)按照.3之要求进行检查。b)提供定位短节下入位置符合地质设计要求。c)管串结构表中工具、附件、定位短节下入深度符合设计要求。d)提供油气显18、示情况、后效、层位及本井实钻地层表。.4套管队及吊车a)按照.4之要求进行检查。b)要求用卡盘的应在套管进入裸眼前安装到位。固井施工5.2.2.1钻井队a)按照.1之要求进行检查。b)替浆排量控制服从固井总指挥进行降、升调整，过渡应平稳。5.2.2.2固井队a)按照.2之要求进行检查。b)水泥浆大样复查，7双级一级、9 5/8套管下深超过5000m的要求提供由西北油田分公司质量检测站出示的全性能大样复查检测合格报告。c)一级固井应设计双凝水泥浆体系，前置液体系设计应采用冲洗液加重高粘隔离液复合体系。d)注水泥前校验回压凡尔。e)根据设备能力、回压凡尔工况合理设计重浆密度与体积。f)固井施工预案19、齐备。.3录井队按照.3之要求进行检查。5.3悬挂尾管固井下套管施工.1钻井队a)按照5.1.1.1之要求进行检查。b) 通井完起钻时对每柱钻柱正确编号，注明下入和剩余钻柱数目。c) 循环接头和钻杆止回阀和现场实施井控措施齐备。d) 送放钻具符合QSHXB20-2005钻具管理标准规定。e) 送放钻柱应每柱进行通径，钻杆通径规符合规范要求。f) 尾管送放速度符合SY/T5475-92尾管固井技术要求规范。g)套管出上层套管鞋前应灌满钻井液。h)下尾管施工预案齐备。5.3.1.2固井队a)按照5.1.1.2之要求进行检查。b)水泥浆附加数量及设计应符合SY/T5475-92尾管固井技术要求规范。20、c)调整短钻杆每次使用应提供探伤（超声波、磁粉检测）合格报告并建立短钻杆档案。d)工具服务人员提前到位并对入井工具、附件进行检查，钻杆胶塞、球座等尺寸与入井钻具、悬挂器配套，坐挂、球座憋脱销钉剪切压力级别设定符合固井要求。e)尾管送放到位后小排量顶通水眼，悬挂器坐挂前保证井眼清洗干净，坐挂完成后憋通球座，应继续循环容积达到井底沉砂返至悬挂器以上500m方可进行注水泥作业。5.3.1.3录井队按照5.2.1.3之要求进行检查。5.3.1.4套管队及吊车按照.4之要求进行检查。固井施工.1钻井队a)按照.1之要求进行检查。b)尾管送放到位后立即清点场地余留套管及钻台剩余钻柱，保证入井管串无误。c)21、按照固井设计要求进行连续起钻或循环冲洗、憋压候凝作业。.2固井队a)按照.2之要求进行检查。b)提供由西北油田分公司质量检测站出示的全性能大样复查的检测合格报告及污染试验报告。c)施工连续，水泥浆波动范围控制在0.02g/cm3。d)尾管注水泥施工预案齐备。.3录井队按照.3之要求进行检查。5.4水平井复合尾管固井（含5 1/2筛管顶部注水泥固井工艺）下套管.1钻井队a)按照5.3.1.1之要求进行检查。b)现场井眼轨迹应按照地质设计或得到甲方主管处室认可或批复。c)管串结构按照固井设计进行编排。对于筛管顶部注水泥固井工艺要求盲板与旋流短节之间必须有1根套管相隔。d)下套管施工预案齐备。5.422、.1.2固井队a)按照5.3.1.2之要求进行检查。b)管串设计、扶正器规格及安放应符合水平井固井技术要求。c)工具服务人员提前对入井工具、附件进行检查，止回装置必须采用弹簧式。5.4.1.3录井队a)按照5.2.1.3之要求进行检查。b)管串结构应符合地质要求。.4套管队及吊车按照.4之要求进行检查。固井施工.1钻井队按照.1之要求进行检查。.2固井队a)按照.2之要求进行检查。b)水泥浆设计及大样复查性能应符合水平井固井技术要求。c)前置液体系应采用不混油钻井液化学冲洗液高粘隔离液复合体系。d)注水泥施工预案齐备。.3录井队按照.3之要求进行检查。5.5盐膏层尾管悬挂固井下套管施工.1钻井23、队a)按照.1之要求进行检查。b)扩孔措施、安全施工时间应符合固井要求。c)钻井液性能应满足固井要求。d)提供盐膏层位置及盐膏层蠕变速率。e)尾管进入盐膏层段前应灌满钻井液。f)下套管施工预案齐备。5.5.1.2固井队a)按照.2之要求进行检查。b)特殊套管的下套管工具、提升短节等准备到位。c)工具操作视具体情况选择先循环再坐挂或验通正常即坐挂的方式。5.5.1.3录井队按照5.2.1.3之要求进行检查。5.5.1.4套管队、吊车a)按照.4之要求进行检查。b)卡盘必须提前安装到位，下套管过程中打好安全卡瓦。5.5.2固井施工.1钻井队按照.1之要求进行检查。.2固井队a)按照.2之要求进行检24、查。b)水泥浆体系设计应符合盐膏层固井要求。.3录井队按照5.2.1.3之要求进行检查。5.6回接套管插入式固井下套管施工.1钻井队a)按照5.1.1.1之要求进行检查。b)严格执行探扫上塞、通回接筒、铣回接筒作业程序。c)重浆体积、密度准备符合固井设计要求。5.6.1.2固井队a)按照5.1.1.2之要求进行检查。b)调整短节数量、长度及周期检测合格报告符合固井设计要求。c)套管到位后试插合格。5.6.1.3录井队按照.3之要求进行检查。.4套管队及吊车按照.4之要求进行检查。固井施工.1钻井队按照.1之要求进行检查。.2固井队a)按照.2之要求进行检查。b)替浆期间备用水泥车，预防高泵压。25、.3录井队 按照.3之要求进行检查。5.7辅助作业（水泥塞、挤水泥）钻（修）井队a)提供准确的井下情况（漏失、地层出液及层位）。b)施工前循环应达到两周以上，详细了解井内介质性质及循环情况，进、出口密度要求一致。c)提升系统、循环系统、动力系统、旋转系统、液压大钳工况正常，保证起钻连续。d)提供入井钻具组合、下深及相关数据。e)提供准确替浆人工计量。f)按照固井设计要求进行连续起钻或循环冲洗、憋压候凝作业。g)施工预案齐备。5.7.2固井队a)对井下情况了解清楚，制定合理、安全的施工方案。b)大样复查试验符合固井设计要求。c)污染试验应满足安全施工要求。d)隔离液数量、水泥浆数量、替浆量校核符26、合固井设计要求。e)施工预案齐备。5.8特殊井、重点井（新区、新工艺）钻井队a)按照5.1.1.1之要求进行检查。b)提供钻进过程中的异常复杂情况。c)提供井径、井斜、方位数据及井底静止温度。d)钻井液性能及特殊材料储备符合固井要求。e)下套管施工预案。5.8.2固井队a)按照5.1.1.之要求进行检查。b)水泥浆试验情况（除常规性能外还包括沉降稳定性试验、触变性试验、温度压力敏感试验、污染试验、地面模拟混配试验、顶部24h强度试验及其它要求检验的项目）。c)水泥浆半大样、大样调配复查试验符合固井设计要求。d)管串排列及特殊扣工具、附件的现场合扣、胶塞试通过试验。e)针对特殊要求采取的措施应提27、前准备到位。f)注水泥施工预案齐备。5.8.3录井队a)按照5.1.1.之要求进行检查。b)提供实钻地层及出油气水情况。c)校核管串编排，应符合地质设计要求。5.8.4套管队、吊车a)按照5.1.1.4之要求进行检查。b)要求使用卡盘作业的必须提前安装到位。分、塔河油田盐膏层固井技术塔河盐膏层的岩性主要为盐岩、膏岩、泥岩等，其成分复杂程度和盐膏层的厚度都不同程度的超出了文献资料记载，综合具有地质条件复杂，横向、纵向分布不均匀，岩性复杂，存在不同的压力系统，蠕变速率快，盐膏层上下地层易发生漏失等特点，且由于蠕变状态下的盐膏层将地层上覆载荷及构造应力作用到套管上，导致套管变形和损坏。因此，如何设计28、盐膏层段套管强度、管串组合、合理水泥浆体系，确保盐膏层封固质量，是顺利进行下开钻进、完井的重中之重。固井工程具有高风险、不可逆性，一旦失败将会给后续工作带来无法预计的损失，而盐膏层固井更是由于地层存在蠕变使得固井施工风险系数增大，一旦开始施工中途绝不能停滞，再加上无接箍厚壁套管的连接困难、浮重增大，增加上部非盐层12 1/4井眼的摩阻和下套管难度以及对下套管设备要求比较高等等这些问题，无论哪个环节出了问题都将会增加施工的难度和复杂情况的发生。因此，只有充分做好准备工作，对可能出现的问题做好事故预案，才能确保施工的顺利进行。（一）、对施工单位的要求1、井队（1）准确计算管串浮重。（2）应计算钻台29、的承载能力能否达到下完套管时的管串浮重加钻台剩余钻具重量，否则应甩掉一部分钻具来进行钻台减负。（3）若下10 3/4的盐层加厚套管，应该考虑钻具的提拉能力达到要求。（4）井径要规则。井队应根据井径曲线采取针对性措施对缩径段反复划眼，达到起下钻无阻卡现象。盐层必须扩孔，确保安全时间大于固井前期准备及施工时间。（5）提供合格的井眼质量，确保不涌、不漏、不垮塌，钻井液应做到维护井壁稳定，采取合理的钻井液密度和Cl-含量，压稳盐膏层，降低盐层蠕变率。（6）通井时井队开动泥浆四级固控系统,认真调整和处理泥浆性能，消除有害固相。通井结束时在裸眼井段中加入一定量润滑材料，提搞钻井液润滑性能，确保Kf0.1。30、（7）钻井队下套管前检查好动力系统、提升系统等设备，施工期间不得因为此问题停滞，保养好两台泥浆泵、指重表、泵压表、泥浆罐及罐间闸门，四级固控设备运转必须正常。（8）钻井队提前联系好吊车，做到下套管期间连续工作。（9）针对10 3/4及8 1/8无接箍套管，井队提前准备合适的安全卡瓦，对于7+8 1/8符合盐层尾管固井施工必须要求使用上下卡盘下8 1/8套管作业。2、固井队（1）固井队提前到现场了解该井实际情况，正确编写预案和措施。（2）固井队提前保养好各种注水泥设备，保证注水泥施工连续。（3）固井队提前落实好提升短节（针对10 3/4及8 1/8非接箍套管）、，不得少于3根。（5）固井队提前将31、浮鞋、浮箍、悬挂器总成送至井场，并作地面必要性检查，出具相关检验报告，悬挂器提前组装。（6）固井队将维修保养好的9 5/8吊卡提前送至井场，做到开关灵活，数量不得少于两个。（7）对无接箍套管卡箍应在场地提前装好，上顶丝2人以同速度对角进行操作，确保顶丝上到位，避开上下卡盘坐挂位置，并由厂家人员进行认真检查。（8）提前将内嵌式浮鞋浮箍在场地装好，打压坐封到位，并记录压力。（9）固井队提前将大样灰、外加剂送至井场，蠕变率测井合格同时配置大样水，作好大样复查实验，下套管施工前大样复查必须合格。如果不合格，则推迟下套管时间，钻井队继续下钻扩孔，所造成工期延误及材料消耗等损失由固井队承担。（10）固井队32、校核核准确管内外静压差，采取近压差平衡固井，压差控制在13Mpa之间，明确通知井队准备轻浆的密度和数量。（11）现场固井技术人员随时观察套管下放速度、下放吨位和环空返浆情况。3、套管队针对下无接箍套管制定详细措施，提前落实好专用工具。套管队维修保养好套管钳，所送现场的套管钳不能少于2台。10 3/4与7+8 1/8非接箍套管要求使用卡盘下套管，并确保相关工具及时无误到位。（4）10 3/4有接箍套管直接用10 3/4吊卡下套管，考察吊卡内径，达到接箍一边与吊卡靠边后对角接箍能够坐在吊卡，确保吊卡做到灵活开关。（5）套管钳人员安排到位、合理，确保精力充沛。4、工程监督中心（1）蠕变测井合格后通井33、将要结束时，钻井、泥浆、固井监督组织固井参与单位进行检查落实准备情况。（2）现场监督密切观察套管下放速度、下放摩阻吨位和井口返浆情况。（3）工程监督中心实验检测站水泥浆室24小时服务，充分利用工区资源，做到大样复查不影响施工进度。（二）、施工预案及措施1、下套管之前，参与施工单位将各自的物资设备检查到位，在确保无误的前提下才能进行下套管作业。2、井口、场地配合娴熟，施工连续，防止井内落物。3、前5根套管用强力粘结剂粘胶套管，要求强力粘力剂涂抹均匀。4、严格按固井设计加扶正器。5、套管每10根套管灌满泥浆。6、接悬挂器时套管必须灌满泥浆，准确称重。7、管串进裸眼段之前必须灌满浆。进入裸眼段后必须34、严格控制下放速度，均匀操作，严禁猛提猛放，下放速度控制在1-1.5min/柱，防止压力激动激漏地层。8、钻柱每5柱钻具灌满泥浆，做到每柱灌，每5柱灌满，但井队应采取有效措施。即泥浆泵只运行一个凡尔，泥浆泵处于工作状态，钻台使用三通接两根管线，一根放在泥浆槽，一根接旋塞闸门，专人负责，套管坐转盘开始灌浆，这样能缩短间歇时间。9、下套管若中途遇阻，最大下压吨位在考虑摩阻情况下不得超过15T，同时上下活动套管，拉伸长度应大于卡点管串的伸长量；如无效，可接方钻杆开泵循环，泵压不得超过5Mpa，同时活动管串；仍无效，起套管。10、下套管过程中钻井队派专人观察钻井液返出情况，发现漏失如果下深超过4000m35、，则继续下套管，不再灌浆；如下深少于4000m，则必须起套管，堵漏。11、套管进入盐层开始停止灌浆，套管到位后灌满泥浆。12、管串到位后，开泵验通，小排量循环10min后开始投球座挂，严禁排量突升突降；如座挂不上，每次向上位移1m重新找点座挂；如仍无效，则座井底倒扣固井。13、悬挂器坐挂后，大排量（正常钻进排量）循环洗井一周以上，四级固控设备必须全部启动，返出钻井液必须全部过振动筛，消除有害固相，并测入口的固相和砂含量。14、固井队提前将设备、管线连接到位，备用设备停放位置便于应急倒换。14、注完前置液，放回水，检查回压凡尔工况是否正常，如果失灵，则采取管内外压力近平衡固井，重新校核替浆密度及36、数量。15、施工过程中严格控制水泥浆比重和施工连续。第三部分、塔河油田水平井固井技术一、塔河油田水平段封固难点 塔河油田1、2、9、AT1、THN、YK、西达里亚构造的油气层主要分布在三叠系中油组或下油组，属碎屑岩地层，油气层比较薄，含有底水。为了控制原油含水和防止底水锥进淹埋油气层，塔河油田转用水平段全封射孔完井方式，但该完井方式给固井施工和固井质量的提高带来很大难点和问题，具体问题如下：1、固井工艺的缺陷限制套管漂浮技术难以实现。塔河油田水平段长度大多数井在200m以上，水平段采用8 1/2钻头钻进，为了降低下套管难度，在A点和B点采用5 1/2套管，A点以下使用7套管。 2、泥浆性能制约37、固井质量的提高。塔河油田水平段钻进时为提高泥浆的润滑性和降低钻具摩损，泥浆采取混10%左右原油的方法，并且粘度比较高，粘度大多数在70S左右。泥浆含有原油，钻进时含油泥饼，套管到位后套管壁吸附原油，影响水泥石与井壁和套管的界面胶结质量。泥浆粘度高，影响顶替效率，使水泥石与井壁和套管无法完全胶结。3、水泥石比较脆射孔产生裂缝影响油气开发。塔河油田大多数固井单位使用常规水泥浆体系，常规水泥浆体系水泥石最大的缺点是脆性大，射孔震荡产生裂缝。同时可能水平段水泥浆密度不均匀，这样射孔震荡产生裂缝宽度不一样，水泥浆密度低地方裂缝宽，水泥浆密度高的地方裂缝窄，油气水在裂缝宽窄处流态不一样。倘若宽裂缝距离水层38、比较低，容易发生底水锥进影响油气开发。4、套管不居中顶替效率低。水平段用8 1/2钻头钻进，下入5 1/2套管，这样套管不居中，上、下环空间隙不一样，大环空间隙难以达到紊流顶替临界排量，这样出现层流顶替现象，套管壁和井壁的泥浆顶替不干净；窄环空间隙冲洗液不易进入，泥浆受水泥浆污染发生钙侵，循环摩阻高。5、水泥浆候凝期间的渗漏影响固井质量。目前塔河油田同一区块布署水平井比较密，开采自然导致地层承压能力下降。施工完管环空液柱大于地层压力时，水泥浆候凝时会出现渗漏现象，渗漏过程主要是水泥浆中的水渗入地层，水泥浆脱水，水泥颗粒不能正常水化水泥石强度下降，从而影响固井质量。6、水泥浆候凝期间存在油气窜现39、象。水平井眼轨迹必须控制在油气层中，目前大多数固井单位采用常规非防窜水泥浆体系，水泥浆候凝时，油气会窜入水泥浆中，影响水泥石强度正常发育，从而影响固井质量。二、提高塔河油田水平井水平段封固质量的技术措施1、解决塔河油田水平井全封固井难题的工艺技术（1）解决水平段水泥石与套管壁和井壁界面胶结质量的技术措施是：使用具有表面活性的化学冲洗液。其冲洗液性能要求：表面张力在40以上，密度在1.01.03g/cm3, 粘度很低，环空临界返速在0.30.5m/s或更低实现紊流顶替。使用化学冲洗液可以稀释泥浆，降低泥浆粘度，实现紊流顶替；清洗套管壁和井壁原油，提高水泥石与套管壁和井壁的界面胶结质量。（2）解决40、顶替效率和窜槽问题的技术措施是：采用加重高粘隔离液，密度略高于泥浆密度，粘度在100120s。使用加重隔离液可以压稳地层，防止地层失稳水平段井眼垮塌；使用高粘隔离液，使隔离液达到塞流顶替，充分顶替大、小环空间隙的泥浆，能够控制泥浆与水泥浆窜槽，提高顶替效率，有效地携带岩屑和掉块，防止憋泵事故的发生。（3）解决水平段固井质量的关键优化水泥浆体系和性能。水平段固井要求水泥浆具有防窜和膨胀功能，水泥石具有韧性，综合三者性能要求，只有使用塑性防窜膨胀水泥浆体系才能达到三者性能共同兼顾。利用复配方法，在水泥浆加入纤维和高温交联聚物不仅能够解决水泥浆塑性、防窜、膨胀问题，而且改善水泥浆稳定性，该体系的关键41、是确定水泥与聚合物、纤维最佳比例。其原理是：聚合物在井内高温条件下发生交联反应，交联聚合物和纤维均匀分散在水泥浆中，并吸附水泥颗粒，对水泥颗粒起悬浮作用；水泥与交联聚合物和纤维一起凝固，改善了水泥石结构和韧性；聚合物在井壁与地层交联形成聚合物交联膜，纤维与水泥纤维颗粒渗入地层孔隙桥堵通道，二者共同作用抑制油气窜入水泥浆和水泥浆向地层滤失；聚合物交联后和纤维水化后体积变大，凝固后的水泥石体积大于原浆体积。塑性防窜膨胀水泥浆性能要求：设计双凝水泥浆体系，即造斜点以上水泥浆性能可以稍微放宽，API失水小于50ml，析水小于1.4%，稠化时间稍长，防止直井段水泥浆失重不利于水泥浆段水泥石强度发育；水平42、井段水泥浆体系要求，失水50ml，析水=0，n值0.6,稠化时间=施工时间+2040min,稠化曲线呈直角稠化，阻止水泥浆滤失进地层，真正达到防窜目的。2、严格配套工艺技术和施工（1）严格通井措施。通井时必须使用8 1/2牙轮钻头，对缩径井段、井斜变化比较大的井段反复划眼，顺利通井到达B点，并且循环冲干净井底沉砂或掉块。（2）加强管串设计。1）选择性能和质量可靠的悬挂器，确保悬挂器挂得住、扣倒得开、球座能憋得通。2）选择质量可靠的回压凡尔，施工工况良好，防止因失灵或密封不良引起的水平段上环空无水泥环。3）严格水平段刚性扶正器设计。在管串设计时，必须每2根套管至少加1个刚性扶正器，将刚性扶正器的43、外径增加至8 1/2，防止套管贴底；增加刚性扶正器旋流倾角，为提高顶替效率创造有利条件；增大倒角圆度，能够尽量减小刚性扶正器刮井壁，为套管顺利下到位创造有利条件。（3）严格下套管措施1）合理灌浆。管鞋进入造斜点前按固井设计灌浆，进入造斜点后利用接立柱间歇时间灌浆，不允许专门停止灌浆，每根立柱下放速度不少1.5min。2）严格按固井设计进行套管和钻杆通径，并且专人管理，严防管内落物，为投胶塞创造有利条件。（4）固井队准确混配现场水样，提高大小样的复匹性。（5）加强循环处泥浆工作1）套管到位先循环泥浆，泥浆循环干净方可进行悬挂器坐挂。2）悬挂器坐挂时，悬挂器厂家服务人员掌握和控制好送胶木球排量，严44、防速度太快致使球座瞬间憋脱，造成球座无法憋压的假象。3）悬挂器坐挂后，开泵至正常循环排量，将井底泥浆返至回接筒以上500m方可进行固井作业。（6）加强固井施工作业1）固井队泵工严格控制好水泥浆密度，波动范围控制在0.02g/cm3,之内。防止水泥浆密度波动太大改变水泥浆性能。2）固井队指挥和控制好替浆排量，严禁排量突变，并选择最佳模式和排量，提高顶替效率。3）替浆到量直接起出钻，否则循环造成水泥浆漏失，进而影响固井质量。四、塔河油田各家水泥浆体系在水平井水平段全封固井中固井质量情况综上所述，水平井水平段封固本身施工难度大，对技术水平要求很高。要解决和提高水平段封固井质量，需要使用塑性防窜膨胀水45、泥浆体系，严格控制水泥浆性能，水泥浆候凝时有效地防止油气窜，射孔时不会产生裂缝，达到真正水平段油气开发的目的。第四部分、套管丈量规范为规范套管丈量方法，减小入井管串计算误差，规定如下：1、套管到现场后必须卸掉护丝并清除干净丝扣端面异物方可进行丈量工作；2、丈量工作必须由钻井、录井两家共同完成，必须使用刚卷尺进行丈量，要求分别丈量、独立计算后再进行逐根校核；3、丈量方法：（1）对于有“”符号标记的套管，丈量要求自母接箍端面量至“”符号底边；（2）无标识的长圆扣套管丈量要求自母接箍端面量至螺纹消失点（最后一扣）；（3）直联扣套管丈量应从母接箍端面量至公扣根部台阶端面；（4）特殊扣（如TM、VAM-46、TOP、FOX、3SB等）套管丈量要求量取全长后扣除【母接箍端面至内台肩长度】即为管串计算长度。4、管串结构表中必须包含以下内容：入井号、场地号、名称、刚级、壁厚、扣型、厂家、单根长度、累计长度、下入深度；5、下套管前现场固井监督按照不同扣型套管数量5比例进行抽样复查；6、下套管期间录井队安排人员钻台值班，对入井套管、附件进行详细记录，明确标注余扣、吃扣情况，并在同位单根中增、减长度；7、套管到位后钻井、录井、固井监督共同清查场地余留套管、钻台余留钻具情况，核查管串下入深度。第五部分、固井监督资料要求备注上井携带资料1、设计及批复意见2、监督通知单3、监督计划书4、现场检查表5、固井监督汇总表47、6、施工联系会会议记录表施工结束提交资料1、管串结构表2、实钻地层表3、监督通知单未发生不用提交4、事故报告或相关异常情况报告5、材料认证签字附件6、钻、固井交接记录表7油气显示专报8、密度记录表9、现场检查表10、工具附件检测报告11、固井监督汇总表常用套管、钻杆数据1、API钻杆外径壁厚内径本体体积内容积总体积段重mminmmmmL/mL/mL/mKg/m60.32 3/84.8350.670.842.012.857.227.1146.101.191.669.8973.032 7/85.5162.001.173.04.1910.199.1954.641.832.3415.4888.93 148、/26.4576.001.674.536.2014.139.3570.212.343.8719.7911.4166.092.773.4323.06101.646.6688.291.986.128.1017.638.3884.842.455.6520.83114.34 1/26.88100.532.337.9310.2620.468.5697.182.847.4224.709.4795.353.127.1426.9310.9292.463.546.7229.7612757.52111.962.829.8412.6624.209.19108.613.409.2629.01139.75 1/29.149、7121.363.7611.5615.3232.5810.54118.624.2911.0436.75168.286 5/88.38151.514.2218.0222.2437.432、API套管外径壁厚内径本体体积内容积总体积段重mminmmmmL/mL/mL/mKg/m114.34 1/25.21103.91.798.4710.2614.145.69102.91.958.3115.626.35101.62.168.117.267.3799.672.467.820.098.5697.202.847.4222.4712755.59115.82.1310.5312.6717.116.43114.50、12.4410.2219.437.52111.962.829.3422.329.19108.63.409.2626.78139.75 1/26.20127.32.612.7215.3220.836.98125.72.9212.423.067.72124.33.1912.1325.309.17121.43.7511.5729.7610.54118.64.2811.0434.22外径壁厚内径本体体积内容积总体积段重mminmmmmL/mL/mL/mKg/m168.36 5/87.32153.73.6918.5522.2429.768.94150.44.4817.7635.7110.59147.1551、.2516.9941.6612.06144.25.9116.3347.62177.875.87166.13.1621.6624.8325.36.911643.721.1229.768.05161.74.2920.5334.229.19159.44.8719.9538.6910.36157.15.4419.3843.1511.51154.8618.8247.6212.65152.56.5618.2650.2813.72150.47.0617.7656.54193.687 5/87.62178.444.4524.8929.4635.718.33177.024.8524.6139.289.5217452、.645.5123.8044.1910.92171.846.2722.9950.1512.7168.287.2222.2458.03244.59 5/87.92228.75.8841.0746.9548.068.94226.66.6340.3253.5710.03224.47.4139.5459.5211.05222.48.1138.8464.7311.99220.58.7738.1869.9413.84216.810.0436.9176.6127310 3/47.09258.95.9152.6458.5348.738.89255.37.3651.1960.2610.16252.78.450.53、1567.7011.43250.19.4349.1275.8912.57247.910.2948.2682.5813.84245.411.2647.2990.3215.11242.812.2546.3097.76339.713 3/88.38322.98.7581.8890.6371.429.65320.410.0180.6281.1010.92317.911.2679.3790.7712.19315.312.5678.07101.1813.06313.613.4077.23107.145082010.60486.816.57186.11202.6811.12485.7617.36185.32139.8712.70482.619.76182.92158.4716.13475.7424.93177.75197.902、特殊套管外径壁厚内径本体体积内容积总体积段重mminmmmmL/mL/mL/mKg/m142.95 5/812.13118.61511.1139.25206.48 1/817.25171.923.2279273.110 3/426.4220.6238.2158.62