SY ICS75.020 E13 备案号：6951—2000 中华人民共和国海洋石油天然气行业标准 SY/T10022.2—2000 海洋石油固井设计规范 第2部分：固井工艺 Sepcification for Cementing Design of Offshore oil well Unit 2: Design of Cementing Technique 2000-04-10发布 2000-10-01实施 国家石油和化学工业局 发布 SY/T10022.2—2000 目 次 前言 政策性声明 2引用标准 3定义和符号说明 4固井T艺设计依据 固井工艺设计原则 套管扶正器安放间辟设计 6 平衡压力固井设计 7 8冲洗液和隔离液设计 9 水泥浆附加量设计 .. 10提高水泥浆环空顶替效率的1艺设计 附录A（标准的附录） 套管扶正器规范 9 附录B(标准的附录） 偏心环空流变学计算方法 10 SY/T10022.2—2000 前言 为适应海洋石油钻井的特点，提高固井质量，规范固井水泥浆设计，特制定本标准。 本标准部分引用了SY/T5374一91《油气井注水泥前置液使用方法》、SY/T5480—92《注水泥流变性设 计》、SY/T5334一1996《套管扶正器安装间距计算方法》，并结合多年海洋石油固井作业的经验和国内的最 新研究成果，综合编制而成。 本标准2000年04月10日发布，自2000年10月01日起实施 本标准的附录A、附录B都是标准的附录。 本标准由中国海洋石油总公司提出并归口管理。 本标准起草单位：中海石油技术服务公司。 本标准主要起草人：李邦和。 本标准主审人：谭树人。 SY/T10022.2—2000 政策性声明 海洋石油天然气行业标准出版物仅针对一般性质问题。涉及特定情况时，应查阅国家及地方的法律 和法规。 海洋石油天然气行业标准出版物不承担对用户、制造商或供应商为他们雇员和其他现场作业者提供 关于健康、安全及危害预防的预先通知和培训，也不承担他们在国家及地方法规下的任何责任。 任何海洋石油天然气行业标准出版物的内容不能被以含蓄的或其他的方式解释为授予任何权利去 制造、销售或使用涉及专利权的任何方法、设备或产品，也不为任何侵犯专利权的人承担责任。 通常，海洋石油天然气行业标准至少每五年进行一次复审、修订，或重新认定或撤销。有时，这个复审 周期可延长一年，最多不超过两年。因此出版物从出版之日起，其有效期不超过五年，除非被授权延长有 效期。出版物的情况可从海洋石油天然气行业标准化技术委员会秘书处（电话010一84522162，通信地址 为北京235信箱海洋石油生产研究中心标准化室，邮编101149）或海洋石油天然气 行业标准化技术委员会 （电话010—64665361，通信地址为北京三元桥东京信大厦25层海洋石油总公司科技办公室，邮编100027） 查明。 发布海洋石油天然气行业标准是为了推广已 被验证的、良好的工程技术和操作作法，它无意排除应 正确判断在何时何处应用这些技术和作法的必要性。 海洋石油天然气行业标准的制订和出版无意以任何方法限制任何人采用任何其他技术和作法。 本标准可供任何愿意采用的人使用。 海洋石油天然气行业标准化技术委员会及其标准的授权发布单 位已做了不解的努力，以 人保证其中所含数据的准确性和可靠性。但是，海洋石油天然气行业标准化技术委 员会及其标准的授权发布单位对其所出版标准不作代理、担保或保证，并特此明确表示，对因使用这些标 准而造成的损失或损坏，对于使用可能与任何国家与地方的法规有矛盾的标准，以及由于使用这些标准而 侵犯任何专利权所引起的后 果，海洋石油天然气行业标准化技术委员会及其标准的授权发布单位均不承 担任何义务和责任。 中华人民共和国海洋石油天然气行业标准 海洋石油固井设计规范 SY/T10022.2—2000 第2部分：固井工艺 SpecificationforCementingDesign of Offshore vil well Unit 2: Design of Cementing Technique 1范围 本标准规范了海洋石油固井工艺设计的基本规则和技术要求。 本标准适用于海洋石油及天然气井固井、修井作业。 2引用标准 下列标准所包含的条文，通过在本标准中引用而构成为本标准的条文。本标准出版时，所示版本均为 有效。所有标准都会被修订，使用本标准的各方应探讨使用下列标准最新版本的可能性。 SY/T5374—91油气井注水泥前置液使用方法 SY/T5480—92注水泥流变性设计 SY/T5334—1996套管扶正器安装间距计算方法 3定义和符号说明 3.1定义 塌压力的地层。 3.1.2高压地层一使用密度大于1.3g/cm的钻井液液柱压力，即可平衡其孔隙压力或塌压力的地层。 3.1.3易漏失地层一漏失压力或破裂压力接近其孔隙压力或塌压力，循环钻井液极易发生漏失的地 层。 3.2符号说明 符号说明见表1。 4固井工艺设计依据 固井工艺设计主要依据如下： a）设计的井身结构或实际的井身结构、套管规范、下人深度及固井水泥返高的要求； b）实钻地层岩性和地质分层数据； c）油、气、水层或其他要求封固地层的孔隙压力梯度和温度梯度； d）要求封固地层的最小破裂压力梯度； e）并径、并斜及方位等并眼基本数据： f）实钻井眼的钻井液性能数据和钻井工程概况； 国家石油和化学工业局2000-04-10批准 2000-10-01实施 1 SY/T10022.2—2000 表1符号与单位 序号 符 号 名 称 单 位 1 计算过渡参数 N/m 2 D 套管内径 cm 3 D. 套管外径 cm 4 平均井径 cm 5 偏心度 无因次 e 套管在并眼内最大偏心度 6 Erax % 7 范宁摩阻系数 无因次 f 8 重力加速度 m/s? g 9 h 分级箍安放垂直深度 m 10 H 谢失地层垂直深度 m 11 K 调度系数 P,·S" 12 Ke 水泥浆稠度系数 P,S" 13 Km 钻井液稠度系数 P, S" 14 级永泥浆返深和分级箍之间的垂直距离 m 15 管路长度 m 16 流动指数 无因次 n 17 水泥浆流动指数 无因次 18 钻井液流动力指数 无因次 19 NRer 临界雷诺数 无因次 20 Nr 雷诺数 无因次 21 顶替 水泥浆井口压力 MPa 22 快凝水泥浆韵 P 水柱压力 MPa 23 B 缓凝 水泥浆 液柱压力 MPa 24 B 环空钻井液、冲洗液、隔离液等流体液柱 玉力 MPa 25 P 级水泥浆液柱压力 MPa 26 P 尾管挂器以 上流体液柱压力 MPa 27 Pe 分级孔 以上环空 流体循环摩阻压力 MPa 28 民管送人工 具出口以 上环空流体循环摩 阻压力 MPa Ph 地层孔隙压力 29 MPa 30 P 套管在平均井斜狗腿平面法向力 N 31 Pv 管在铅垂面法 法向力 N MPa 32 Pw 级水泥失重后静 水柱压力 33 Pra 环空流体流动摩阻压力降 MPa 34 Prp 管内流体流动摩阻压力降 MPa 35 PFo 地层初始破裂压力 MPa 36 Pha 环空流体静液柱压力 MPa 37 Php 管内流体静液柱压力 MPa 38 PpL 压力附加系数：1.5~2 MPa 39 PV, 水泥浆塑性粘度 P,.S 40 PV. 钻井液塑性粘度 P.·S 2 SY/T10022.2—2000 表1（完）符号与单位 序 号 符 号 名 称 单 位 41 Q 顶替泵排量 Ls 42 RB 井眼半径 cm 43 R。 刚性扶正器外半径 cm 44 R, 套管外半径 cm 45 环空平均流速 m/s 46 V. 紊流临界流速 m/s 47 Vae 塞流临界流速或最低返速 m/s 48 V.. 消除偏心环空窄边钻井液留区最低返速 m/s 49 YP 流体的动切应力 P. 50 YPc 水泥浆动切力 P. 51 YPm 钻井液动切力 P, 52 E 偏心距 cm 53 套管在井眼内最大偏心距 Emn cm 54 E, 管在平均井斜狗腿平面偏心距 cm 55 E, 套管在铅垂面偏心距 cm 56 旋转粘度计对应转数下的读数值 格 57 流体密度 p g/cm 58 -级水泥浆密度 Pc g/cm 59 Pa 地层漏失压力或破裂压力等效流体密度 g/cm 60 Pm 级固井前钻井液密度 g/cm g）地质和钻井工程或生产开发工程对固井提出的其他特殊要求。 5固井工艺设计原则 5.1平衡压力固井 固井全过程环空压力应大于地层孔隙压力，不超过主要封固地层最小破裂压力 5.2套管居中 定向井、大斜度井、大位移井或水平井的油、气、水层及间隔层段套管偏心度应小于30%。 5.3提高顶替效率 在满足5.1、5.2的前提下，顶替钻井液工艺设计应满足水泥浆有效驱替偏心环空窄间隙钻井液的要 求。 5.4安全施工 固井工艺设计应满足固井全过程连续施工，以避免发生井漏、井喷和异常憨压等现象。 6 套管扶正器安放间距设计 扶正器安放位置应选择在地层较致密和井眼较规则的封固井段。 6.1直井技术套管 应根据地层岩性和实钻井眼条件以及钻井作业要求，确定套管扶正器的安放间距和数量。以下情况 每根套管宜安装一只符合附录A的弹性套管扶正器： 3