四川石油管理局
西南油气田分公司 文件
川油工技发〔2008〕2号
西南司工监〔2008〕1号
关于印发《固井技术管理规定》的通知
局属各单位、分公司所属各单位：
为了进一步规范和加强固井技术管理，确保固井质量，四川石油管理局、西南油气田分公司共同制定了《固井技术管理规定》，现印发给你们，请遵照执行。
二 ○ ○ 八 年 一 月 十 八 日
主题词：固井技术△ 管理 规定
送：局领导，局长助理，副总师；局生产运行部，油气合作开发部，安全环保质量部，机械制造和装备管理部；
分公司领导，副总师；分公司开发事业部，工程项目造价管理部，工程技术与监督部。
发：局川东钻探公司，川西钻探公司，井下作业公司，测井公司，地研院，钻采院，川东开发公司，能源公司，物资总公司；
分公司勘探事业部，工程技术管理监督中心，重庆气矿，川中油气矿，蜀南气矿，川东北气矿，川西北气矿。
四川石油管理局办公室 2008年1月18日印发
西南油气田分公司办公室
固井技术管理规定
四川石油管理局
西南油气田分公司
二○○八年一月
目 录
1.总则…………………………………………………………2
2.固井作业内容及职责划分…………………………………2
3.固井作业分类………………………………………………3
4.现场办公会…………………………………………………4
5.设计与审批…………………………………………………5
6.固井施工参加人员…………………………………………7
7.固井准备……………………………………………………8
8.水泥试验……………………………………………………11
9.下套管作业…………………………………………………13
10.注水泥施工作业…………………………………………15
11.资料收集和上报…………………………………………16
12.固井质量检测……………………………………………16
13.固井技术总结与提高……………………………………18
14.下套管前通井钻具组合和套管扶正器规范………………18
15.气密封套管短节加工和气密封套管现场使用规定…22
16.其他………………………………………………………24
固井技术管理规定
1．总则
1.1 本规定以确保固井工程质量为宗旨。
1.2 本规定界定了固井作业职责分工。
1.3 本规定明确了固井责任主体。
1.4 本规定规范了下套管前通井钻具组合及套管扶正器的使用。
1.5 本规定规范了气密封套管短节加工和气密封套管现场使用要求。
1.6 本规定也适用于钻井、井下作业中的其它注水泥施工作业。
2．固井作业内容及职责划分
2.1 固井作业内容：现场办公会、设计与审批、井眼准备、套管和水泥组织送井、套管串准备（井场检查、套管串排列、丈量长度、通内径、洗丝扣）、附件准备、下套管作业、钻具称重（包括通内径、泵送胶塞）、下钻送尾管、座挂、倒扣、水泥头及管汇连接、水泥浆试验和水泥浆污染试验、固井车组安装调试、注先导浆、隔离液、冲洗液，注水泥、替泥浆、憋回压和反挤注水泥浆等。
2.2 固井作业职责划分
2.2.1 钻探公司为固井作业的责任主体，全面负责固井作业的组织、协调及施工指挥，对固井工程质量和施工安全向甲方负责。
2.2.2 井下作业公司对所完成作业内容的质量和安全、所提供的工具、套管串附件的质量和可靠性向钻探公司负责。
2.2.3 对于多家单位共同承担完成的固井施工项目，应在固井施工设计中，明确各方职责和落实责任。
2.2.4 甲方代表负责按设计对固井施工质量和安全进行全过程的监督、协调与考核。
3 固井作业分类
依据套管尺寸、套管下入深度、地层压力梯度、井型和复杂程度把固井作业划分为三类。如下表：
类 别 套管尺寸（mm） 下入深度（m） 备 注
一类井 Ф508 ≥500
Ф340 ≥1800
Ф244.5 ≥4000
Ф177.8 ≥5000
Ф139.7 ≥5000
Ф177.8尾管 ≥5500
Ф139.7尾管 ≥5500
Ф127尾管 ≥5500
水平井、大斜度井的油层套管和尾管 ≥4500
特别复杂井（严重又喷又漏井）的油（气）层套管或尾管
二类井 Ф508 200 ～ 500
Ф340 1000 ～1800
Ф244.5 3000～4000
Ф177.8 4000～5000
Ф139.7 4000～5000
Ф177.8尾管 3500～5500
Ф139.7尾管 3500～5500
Ф127尾管 3500～5500
水平井、大斜度井的油层套管和尾管 ＜4500
复杂井（又喷又漏井、“三高井”）的油（气）层套管或尾管
高压、高含硫、预计大产量的油（气）层回接套管固井
三类井 Ф508 ＜ 200
Ф340 ＜ 1000
Ф244.5 ＜ 3000
Ф177.8 ＜ 4000
Ф139.7 ＜ 4000
Ф177.8尾管 ＜ 3500
Ф139.7尾管 ＜ 3500
Ф127尾管 ＜ 3500
4现场办公会
4.1 除下深100米以内的508mm、500米以内的339.7mm、1000米以内的244.5mm及其以下尺寸的表层套管固井外，其它所有固井必须进行现场办公。
4.2 固井施工初步设计完成后，根据钻井作业进度和固井作业分类，提前10天以上组织现场办公会。
4.3现场办公会的组织
4.3.1 一类井，由管理局工程技术部、分公司工程技术与监督部领导或专业技术主管牵头组织现场办公会，钻探公司、井下作业公司、相关气矿或勘探事业部分管领导或技术部门领导及技术主管参加。
4.3.2 二类井，由钻探公司技术部门领导或技术主管牵头组织现场办公会，井下作业公司、相关气矿或勘探事业部技术部门领导或技术主管参加。
4.3.3三类井，由钻探公司技术部门的技术主管牵头组织现场办公会。
4.3.4现场办公会参加人员：现场施工负责人，固井施工设计负责人、水泥实验负责人、井下工具公司人员，或外方技术人员，钻井队生产和技术负责人、录井技术负责人、甲方项目管理人员及现场监督等。
4.4现场办公会应根据井下实际情况及工程、地质要求，修订、完善固井施工初步设计，落实各项准备工作和进度安排，明确责任单位、责任人。
5设计与审批
5.1凡508mm套管下深超过200m、339.7mm套管下深超过500m、244.5mm套管下深超过1000m、所有177.8mm及139.7mm套管（尾管）、127mm尾管固井，都必须进行正规的固井施工设计，并按规定的程序审批后组织实施。
5.2 钻探公司以书面形式提前通知井下作业公司做固井施工设计。
5.3 井下作业公司负责收集相关资料，钻探公司和录井公司负责提供固井设计所需的相关资料；井下作业公司按照钻井工程设计和钻探公司的相关要求，完成固井施工初步设计。
5.4 固井施工初步设计完成后，按照固井作业分类，组织现场办公。
5.5 根据现场办公会所定事项，对固井施工初步设计进行修订、补充和完善，形成正式固井施工设计。
5.6 固井施工设计审批程序。
5.6.1 一类井由井下作业公司分管领导初审，报钻探公司，钻探公司会同相关气矿或勘探事业部分管领导审核后，返回井下作业公司，报分公司工程技术与监督部和管理局工程技术部主管或领导会审，由管理局、分公司分管领导审批。
5.6.2 二类井由井下作业公司所属分公司或技术部门领导初审，报钻探公司,钻探公司、相关气矿或勘探事业部技术部门领导审核后，由钻探公司、相关气矿或勘探事业部分管领导审批。
5.6.3 三类井由井下作业公司所属分公司或技术部门领导审核，报钻探公司技术部门复审，由钻探公司、相关气矿或勘探事业部技术部门领导审批。
5.7 固井施工设计审批后，由井下作业公司设计单位负责打印装订成册，分送相关单位，并归档管理。
5.8固井施工设计的调整与变更：固井施工设计完成后，若钻达固井的深度与设计不符、现场复核水泥量与设计不符等，在不影响整个技术方案的前提下，对固井施工设计不再作修改，钻探公司现场施工负责人有权作相应调整；若井下情况发生较大变化时，需要调整设计施工技术方案，现场施工负责人需向上级主管领导汇报调整技术方案，经同意后，方可进行固井施工作业。
5.9 钻探公司负责注水泥零星施工作业的施工设计,设计主要内容应包括：该井基本情况、技术思路、施工步骤、风险识别、复杂应急预案等。对施工设计中所涉及的水泥浆性能要求、水泥试验、相容性试验及其它工艺技术要求等，按企业标准《挤水泥作业规程》Q/CNPC-CY509-1999和《水泥堵漏作业技术规程》Q/CNPC-CY653-2002执行，水泥试验温度按水泥浆到达最大井深的井底静止温度的85～100%取值。零星作业施工设计审批程序由井下作业公司技术部门领导或所属分公司、作业部技术主管领导初审，报钻探公司技术部门主管领导审批。
6 固井施工参加人员
6.1 一类井，管理局工程技术部、分公司工程技术与监督部领导或专业技术主管，钻探公司、井下作业公司、相关气矿或勘探事业部分管领导或技术部门领导及技术主管必须同时到现场组织固井施工作业。
6.2 二类井，钻探公司技术部门领导或技术主管，井下作业公司、相关气矿或勘探事业部技术部门领导或技术主管必须同时到现场组织固井施工作业。
6.3 三类井，钻探公司技术部门的技术主管或固井工程师，井下作业公司的技术主管或固井工程师必须到现场组织固井施工作业。
6.4 对于508mm套管下深≤50m，339.7mm套管下深≤300m，244.5mm套管下深≤500m的表层套管固井，钻探公司可以指定井队技术干部负责，公司固井技术人员应制定好相应技术措施。
7 固井准备
7.1 井眼准备。钻探公司应严格执行钻井设计，确保井身质量为下套管作业提供良好的井眼条件，钻井队负责按固井施工设计和现场办公会要求，进行通井或模拟通井、调整钻井液性能、地层承压试验，保证井内稳定、井眼通畅、井底无沉砂，满足施工作业要求。
7.2 装备准备。
7.2.1钻井队在下套管前，负责检查钻井装备，确保动力系统、提升系统、刹车系统、循环系统、供水供电系统的正常运行。
7.2.2钻井队检查清掏好钻井液循环罐，罐与罐之间不能互窜，按要求储备钻井液；固井水罐应清洗干净,不能刺漏和互窜，应有防雨设施；固井用水的水质和数量应符合设计要求。
7.2.3钻井队在下套管前，负责检查井控装备，更换与套管尺寸相匹配的闸板防喷器芯子并按井控相关规定试压合格，下尾管作业可不更换封井器芯子，但应准备好相应防喷单根，确保全套井控装备的正常运行；套管头两侧的闸阀应转换为21/2″或3″平式油管母扣。
7.2.4 井下作业公司负责按固井施工设计和现场办公会要求，准备好水泥车、水泥储灰罐、水泥浆混拌装置、仪器仪表车、水泥头、注水泥管汇、供水和回收泥浆管线、供水泵及分配器等装备。
7.3套管、管串附件、工具及器材准备。
7.3.1分公司负责提供经过检测合格的套管、短套管、标记套管、变径变扣短节、变扣短节、双公短节、衬管、套管头、套管挂、套管试压堵塞器、套管应急卡瓦、应急套管接箍，无接箍套管提丝、套管提升短节，或变扣短节、双公短节、联顶节等的管材、特殊井口套管悬挂器等。
7.3.2 钻探公司负责提供套管卡瓦、吊卡、吊钳、套管液气大钳、套管卡盘、扶管台、扭矩自动记录仪、短钻杆、短方钻杆、套管内径规、钻杆内径规、循环接头、配合接头、灌浆帽、套管帽、套管补芯、套管铆钉等。
7.3.3 井下作业公司负责提供套管引鞋、套管鞋、浮箍、扶正器、旋流短节、碰压总成、分级箍、悬挂器、回接筒、胶塞、胶塞器、丝扣粘接剂、铣喇叭口专用铣锥等。
7.3.4固井井下特殊工具，供货方应提供井下工具和附件的一般性要求和特殊要求，供货方工具技术人员应到现场负责技术指导和技术服务；回接套管固井前铣喇叭口及座封筒时，外方工具技术人员应到现场技术指导，尾管固井后任何时候铣喇叭口都必须采用工具供货方提供的专用铣锥或铣柱及技术参数；特殊工具的技术参数和使用要求固井设计方应该纳入固井施工设计。
7.3.5 钻探公司负责将套管、套管短节、套管头等运送到井场。
7.3.6现场施工负责人和钻井队技术人员，应按固井施工设计和现场办公会要求，对送井套管、附件、工具、器材等进行认真检查验收。钻井队负责按入井顺序排列套管、表观检查、丈量长度、通内径、清洗丝扣等。
7.3.7 未涉及到的与钻具配套的井下工具由钻探公司提供；未涉及到的与套管配套的井下工具由井下作业公司提供。
7.4 水泥、水泥添加剂及顶替液准备。
7.4.1 井下作业公司负责按固井施工设计和现场办公会要求准备水泥及水泥外加剂，并负责运输、装罐、混拌、气化及管理，钻井队协助。
7.4.2 负责水泥试验的单位和人员，应对水泥、水泥添加剂和外掺料的质量、水泥浆配方以及干灰混拌质量全面负责。
7.4.3 钻井队负责按注水泥作业的要求，准备足量的先导浆、顶替液，并做好钻井液的回收准备工作。
8 水泥试验
任何注水泥施工都必须按有关标准和规定做好水泥试验，水泥浆各项性能指标执行行业标准《油井水泥浆性能要求》SY/T6544-2003。下列情况增加水泥试验点，其试验数据作为确保施工安全和固井质量的参考。
8.1水泥浆相容性试验
8.1.1按下表要求做水泥浆相容性试验，高温、高压、高酸性井和所有尾管固井以及注水泥堵漏、挤水泥作业等应作污染稠化试验，试验条件与水泥浆试验条件一致。
钻井液、水泥浆、隔离液各种比列相容性试验表
名称 钻井液% 水泥浆% 隔离液% 常温流动度（cm） 高温流动度（cm）
1 100 - - ≥18 ≥12
2 - 100 - ≥18 ≥12
3 - - 100 ≥18 ≥12
4 50 50 - 实测 实测
5 30 70 - 实测 实测
6 70 30 实测 实测
7 1/3 1/3 1/3 ≥18 ≥12
8 20 70 10 ≥18 ≥12
9 70 20 10 ≥18 ≥12
10 - 5 95 ≥18 ≥12
11 - 95 5 ≥18 ≥12
8.1.2第7至11组相容性试验不能满足相应流动度要求，则应调整隔离液性能或加入不超过混合总量10%的冲洗液，直至达到要求。
8.1.3取上述第7至11组相容性试验中污染最严重者，做污染稠化试验，稠化时间应大于固井施工总时间，满足施工安全才能施工。
8.2 注水泥施工完后必须对水泥浆进行地面取样，对于尾管固井和分级注水泥固井的取样需进行按水泥返高顶部温度、压力养护观察。
8.3井下作业公司负责水泥试验工作，钻井队负责提供水泥试验条件、清洁水罐、清水。
8.4 按固井施工设计和现场办公会要求，完成水泥室内摸底试验和水泥浆相容性试验。
8.5 水泥试验人员应在最后一次通井前到达现场，按固井施工设计和现场施工负责人的要求，完成现场小样摸底试验。
8.6 水泥试验人员根据现场小样摸底试验数据，配制固井水泥浆用水，并负责管理，钻井队协助。
8.7 做大样复核和水泥浆污染试验，根据相容性试验和污染稠化试验配制前置液或向钻井队提供抗污染前置液的配方。钻井队负责提供一个清掏干净的循环罐和所需加重材料，井下作业公司负责配制抗污染加重前置液,钻井队协助并负责管理。
8.8完成现场水泥浆大样复核试验后，在注水泥施工之前若出现下列情况之一，必须再次进行现场水泥浆复核试验，直至满足施工安全和工程质量要求才能施工。
8.8.1 在注水泥施工前，配浆药水受雨水或其它水质侵入影响。
8.8.2在注水泥施工前，药水长时间放置可能发生变质或失效。
8.8.3在注水泥施工前，药水中所加外加剂稳定性可能发生了变化。
8.9注水泥施工作业前，设计要求现场做水泥试验井，水泥试验负责人应提交全套水泥试验、污染试验报告，包括大样复核稠化曲线。
8.10 表层套管固井深度小于300m或表层固井施工总时间少于60分钟的固井施工作业，井下作业公司应在水泥浆中加入促凝剂控制其水泥浆初凝时间在2～3小时内。
8.11 所有现场使用的水泥外加剂不定期由管理局工程技术部和分公司工程技术与监督部，指定相关产品检测机构或部门，按集团公司油化产品规定进行质检或对比试验，优选产品，对不合格产品发出市场禁入令。
9下套管作业
9.1 钻探公司负责下套管作业，井下作业公司协助。
9.2 钻探公司负责通井和下套管技术措施的制定和技术交底。
9.3 现场施工负责人和井下作业公司现场技术人员按固井施工设计，共同排列入井套管串。
9.4射孔完成的井固井后需留水泥塞，对于入井套管串排列要求：可将管串底部所有附件（浮箍、球兰、碰压总成等）采用加工短套管方式，全部装在人工井底之下，碰压位置距管鞋长度应不小于10米。
9.5 钻探公司应按固井施工设计对下部套管串和附件连接处进行粘接和铆固,金属密封套管只需铆固。
9.6 下套管作业应严格执行技术操作规程。技术套管、油层套管和尾管，由下套管作业队采用带扭矩自动记录仪的套管液压大钳按规定扭矩上扣，确保套管上扣质量，扭矩记录资料应存档备查。
9.7 钻井队负责安装、连接套管串附件，井下作业公司或工具附件供货方技术人员对所提供的套管串附件的安装连接进行现场检查和技术指导。
9.8套管下至预定位置后，应充分循环。
9.9下套管过程中井漏的处理
下套管中途或下完套管发生井漏，原则上不得采取桥塞泥浆及有可能造成循环通路堵塞的材料进行堵漏。遇上述井漏时，施工人员应及时向上级主管部门汇报研究处理措施。如特殊情况需要采取桥塞泥浆等堵漏，必须报经四川石油管理局工程技术部和西南油气田分公司工程技术与监督部同意后实施。
10 注水泥施工作业
10.1 钻探公司负责注水泥施工作业的组织协调和指挥，井下作业公司配合。
10.2现场施工负责人负责进行注水泥施工技术交底，组织分工，明确施工步骤、各岗位职责及注意事项。
10.3井下作业公司原则上注水泥施工作业都应使用水泥浆批混设备，对于一类井、重点井、复杂井(包括注水泥堵漏、挤水泥作业)和所有尾管等注水泥施工作业，应安排用批混设备进行地面配浆。
10.4 井下作业公司严格按照注水泥施工设计参数、要求、工序连续作业，确保施工质量。
10.5 井下作业公司负责注水泥施工作业供水，钻井队给予协助。
10.6 注水泥施工作业中，做好正反计量工作，人工计量由钻井队负责，仪表计量由井下作业公司负责。
10.7 在替浆过程中，若施工压力高，泥浆泵顶替困难时，由水泥车完成顶替作业；供浆管线由钻井队负责联接至水泥车附近并固定，井下作业公司负责联接至水泥车上并固定。
10.8 尾管固井施工在完成替浆作业后，起出送入钻具至设计要求井深循环冲洗多余水泥浆时，只能采用正循环并转动钻具方式冲洗，不允许采用反循环方式冲洗。
10.9用水泥车或泥浆泵按固井施工设计和现场施工负责人要求完成憋回压作业。
10.10 除表层套管固井外，其余下至井口的各层次套管固井施工完成后，必须在各环空安装相应量程的压力表，用于对环空压力的及时观察和记录。对井口和套管进行试压作业时，均应观察和记录各层套管环空压力变化情况。套管环空关井压力不大于对应外层套管抗内压强度的80%、闸门和相应套管头额定工作压力三者中的最小值。若环空压力值超过允许关井压力值，则按井控规定将管线接出井场外安全位置泄压点火。相关资料记录进入井史。
10.11 注水泥施工结束后，由现场施工负责人对下步工作进行安排，重点落实水泥浆候凝时间、探塞、测井、试压、钻塞及相关安全技术措施和注意事项等。
11资料收集和上报
11.1录井技术负责人负责按有关标准和现场施工负责人的要求录取整理固井施工资料，钻井队技术人员、井下作业公司固井技术人员协助配合进行资料汇总。
11.2 各专业化公司应规范和统一固井资料的收集格式标准，并负责对固井施工资料和固井质量的收集管理工作。
11.3 井下作业公司负责向管理局工程技术部、分公司工程与技术监督部及时上报固井施工资料，并存档管理。
12 固井质量检测
12.1 应在注水泥施工时所取的水泥浆样品终凝24小时后，水泥石强度大于3.5MPa，再进行探塞作业;在水泥凝结期间为避免钻塞作业可能对套管与水泥胶结面产生微环隙，在水泥塞长度不影响测井评价时，应先进行测井作业后再钻塞。
12.2 固井质量检测程序
12.2.1固井质量检测：按候凝→换装井口→井口试压→下钻探塞→电测固井质量→全井套管试压→钻塞的程序进行。
12.2.2 分级固井质量检测：按候凝→换装井口→井口试压→下钻探上塞→电测固井质量→对上部套管试压→钻上塞及分级箍→下钻探下塞→电测固井质量→全井套管试压→钻下塞的程序进行。
12.2.3尾管和完井套管固井质量检测：按候凝→换装闸板、井口试压→下钻探喇叭口水泥塞→对上部套管试压→钻喇叭口以上水泥塞→对喇叭口试压→钻悬挂器密封环及附近水泥塞→下钻探下塞→钻下塞→电测固井质量→全井套管试压的程序进行。
12.3 固井质量检测
12.3.1 固井质量检测采用声波变密度测井，特殊情况下还可采用其它更先进的测井方法。
12.3.2 固井质量评价标准执行SY/T 6592-2004《固井质量评价方法》和《中国石油天然气集团公司固井质量检测管理规定（试行）的通知》（工程字〔2006〕28号）。
12.3.3 测井公司负责按有关技术要求对现场电测资料进行初步解释，并及时将解释结果报甲方项目管理部门、钻探公司、钻井队、录井队。测井公司应将原始测井数据、测井图及文字解释存档管理，以备查阅。
12.3.4测井公司负责将各次固井最终电子版的固井质量测井曲线和评价结果发送到井下作业公司，并将探井固井质量检测评价报告报送分公司勘探事业部，将开发井固井质量检测评价报告报送分公司各相关气矿。
12.3.5测井公司负责将一类井、重点井、复杂井各次固井电子版的固井质量测井曲线和评价结果发送到管理局工程技术部。
12.4 试压：井口及套管试压按钻井设计及有关标准、规定执行。
12.5 固井质量达不到有关标准要求的应采取补救措施。
13 固井技术总结与提高
13.1钻探公司和井下作业公司应进行半年和年度固井技术工作总结，并上报局工程技术部和分公司工程与技术监督部。
13.2管理局和分公司应不定期地组织固井工作与技术交流，促进固井技术进步。
14 下套管前通井钻具组合和套管扶正器规范
为了确保套管顺利下到设计井深，特此规范各种井眼通井钻具组合如下。
14.1 444.5mm井眼下入339.7mm套管
第一次通井：φ444.5mm钻头+φ254.0或228.6mm钻铤1根+φ400mm扶正器1只+φ254.0或228.6mm钻铤2根+原钻具组合；
第二次通井：φ444.5mm钻头+φ254.0或228.6mm钻铤1根+φ400mm扶正器1只+φ254.0或228.6mm钻铤1根+φ390～400mm扶正器1只+φ254.0或228.6mm钻铤1根+φ390～400mm扶正器1只+原钻具组合。
14.2 311.2mm井眼下入244.5mm套管
第一次通井：φ311.2mm钻头+φ228.6mm钻铤1根+φ300mm扶正器1只+φ228.6mm钻铤2根+原钻具组合；
第二次通井：φ311.2mm钻头+φ228.6mm钻铤1根+φ300mm扶正器1只+φ228.6mm钻铤1根+φ290～300mm扶正器1只+φ228.6mm钻铤1根+φ290～300mm扶正器1只+原钻具组合。
14.3 215.9mm井眼下入177.8mm套管
第一次通井：φ215.9mm钻头+双母接头+回压凡尔+φ165.1mm钻铤1根+φ210mm扶正器1只+φ165.1mm钻铤5根+原钻具组合；
第二次通井：φ215.9mm钻头+双母接头+回压凡尔+φ165.1mm钻铤1根+φ210mm正器1只+φ165.1mm钻铤1根+φ200～210mm扶正器1只+φ165.1mm钻铤1根+φ200～210mm扶正器1只+φ165.1mm钻铤3根+原钻具组合。
14.4 152.4或149.2mm井眼下入127mm套管
第一次通井：φ152.4或149.2mm钻头+双母接头+回压凡尔+φ121mm钻铤1根或88.9mm加重钻杆1根+φ148或145mm扶正器1只+φ121mm钻铤5根+原钻具组合；
第二次通井：φ152.4或149.2mm钻头+双母接头+回压凡尔+φ121mm钻铤1根或88.9mm加重钻杆1根+φ148或145mm正器1只+φ121mm钻铤1根或88.9mm加重钻杆1根+φ148或145mm扶正器1只+原钻具组合。
14.5通井扶正器规范
扶正器要求具有正倒划眼和修整井壁、破除井壁台阶的功能，扶正棱数量4棱，呈右螺旋分布，360°全封闭，棱上下倒角处理并铺焊耐磨合金，扶正器结构安全、可靠。
扶正器棱长要求：
φ390～400mm扶正器棱长不小于400mm；
φ290～300mm扶正器棱长不小于300mm；
φ200～210mm扶正器棱长不小于200mm；
φ146～148mm扶正器棱长不小于200mm。
14.6特殊情况，需要改变上述通井钻具组合，应在固井设计中明确提出原因并报四川石油管理局工程技术部、西南油气田分公司工程技术与监督部批准后，方可实施。
鉴于近年来套管扶正器的种类繁多、扶正器结构多样、同种规格扶正器几何尺寸差异较大，其使用也很不规范，为了使套管扶正器真正体现扶正管柱和有利套管下入的两大功用，确保套管顺利下入和固井质量，特此规范几种常规套管-井眼尺寸的套管扶正器结构和尺寸。
14.7 311.2mm井眼下入244.5mm套管:双弓弹扶Φ外径≤350mm，单弓弹扶Φ外径≤375mm;套管重合段刚扶Φ外径308mm;裸眼刚扶Φ外径300mm。
14.7 215.9mm井眼下入177.8mm套管：双弓弹扶Φ外径≤245mm，单弓弹扶Φ外径≤260mm;套管重合段刚扶Φ外径210mm;裸眼刚扶Φ外径210-2mm。
14.8 215.9mm井眼下入139.7mm套管：双弓弹扶Φ外径≤245mm，单弓弹扶Φ外径≤260mm;套管重合段刚扶Φ外径210mm;裸眼刚扶Φ外径205mm。
14.9 152.4或149.2mm井眼下入127mm套管: 单弓弹扶Φ外径≤180mm;套管重合段刚扶Φ外径148mm;裸眼刚扶Φ外径148mm或Φ外径145mm。
14.10 套管扶正器结构及尺寸
弹扶结构及尺寸：单弓、双弓编织式，执行标准SY/T5024，最大自由外径≤上述规定尺寸。
左螺旋刚扶结构：整体加工、结构安全可靠，扶正器总高度18～25cm，四条或六条支撑翼片、360°全封闭，支撑翼片宽度能满足棱侧倒角处理和较大的过流面积，上下大倒角处理（或呈腰鼓形），要求整体上下及侧面均呈光滑过渡。
普通刚扶结构：整体加工、结构安全可靠，扶正器总高度10～20cm，四条支撑翼片、上下倒角处理。
14.11 套管扶正器使用范围：对于直井段可分别加入弹扶和刚扶或两种扶正器交替使用；套管重合段使用普通刚扶，裸眼段使用左螺旋刚扶；对于井斜大于20°井段则全部加入刚扶。
15 气密封套管短节加工和气密封套管现场使用规定
15.1气密封扣（VAM-TOP、TP-CQ）短节丝扣加工应在套管厂家授权指定点加工，加工完毕后扣端应进行丝扣保护，确保运输中不损伤丝扣，短节本体上正确标注钢级、壁厚、两端扣型、外包装为木箱，包装箱上标注与短节本体一致。
15.2现埸技术负责人验收时必须确认套管短节的尺寸、扣型、钢级、壁厚和井口套管悬挂器等的尺寸、扣型与标注一致，并绘制草图进行标注；下套管前现场联接套管短节和井口套管悬挂器时，必须首先确认扣型一致，并仔细检查悬挂器和套管短节的所有丝扣及密封部位完好，合扣正常后方可采用带自动扭矩记录仪的套管液压大钳上扣，其上扣扭矩值必须达到规定值。
15.3套管到场必须采用吊车卸车，轻卸轻放、排列整齐，严禁碰撞和野蛮操作伤及套管。
15.4 使用尼龙或非刚性的硬质材料加工的标准通径规进行通径；每根套管通径过程中应检查内径规有无变形和损坏，若有变形或损坏应及时更换通径规，并将不能有效通径的套管作好标记，严禁入井；通径过程中应特别注意加强对母扣金属密封面的保护。
15.5卸下套管公母护丝，检查、清洁套管丝扣(公母扣)时，用溶剂和非金属毛刷洗净套管丝扣、套管护丝螺纹脂，特别对金属密封面进行彻底清洁并严格检查有无损伤；若发现金属密封面有变形、损伤者作好标记，严禁入井。
15.6在母扣螺纹及其密封部位均匀地涂上符合API标准螺纹脂。
15.7套管上钻台时，严禁套管公扣端护丝触地碰撞，严防损伤公扣端金属密封面。
15.8套管对扣前，必须再次清洁公扣端金属密封面，并仔细检查是否变形、损伤，若有问题者严禁入井。
套管对扣时，必须先在母接箍端安装对扣器，有效保护好套管公扣端金属密封面免受损伤。
15.9 套管入井上扣时，必须使用带自动记录扭矩值和曲线扭矩仪套管液压大钳上扣，并有效保存上扣曲线及数据资料，存档备查。
15.10套管上扣应按对扣→引扣→进扣→紧扣的工序进行，应按固井设计提供的标准扭矩值进行紧扣。在任何情况下，进扣速度不得高于25转/分，最终紧扣时，应采用低于10转/分低速档；原则上，紧扣扭矩值应控制在最佳与最大扭矩值之间，紧扣时扭矩曲线呈直角上升。
15.11 井下作业公司固井施工设计中应提供与下井套管对应的正确扭矩值，应注明其相关套管的最小、最佳、最大扭矩值和扭矩单位，供施工单位操作执行。
16 其它
16.1凡与本规定不一致的以本规定为准。
16.2凡本规定未涉及到的内容执行原有关规定。
16.3本规定将《关于印发“固井技术管理补充规定”的通知》（川油工技发〔2003]〕号、西南司工监发〔2003〕2号）；《关于印发“固井技术管理规定（试行）”的通知》（川油工技发〔2006〕13号、西南司工监发〔2006〕10号）；《关于下套管前通井钻具组合暂行规定的的通知》（川油工技部发〔2006〕14号、西南司工监发〔2006〕3号）；《关于气密封扣套管短节丝扣加工和气密封套管现场使用规定的通知》（川油工技部发〔2006〕22号、西南司工监发〔2006〕19号）等相关规定的内容全部纳入本规定。
16.4本规定自下发之日起执行。
16.5 本规定解释权归四川石油管理局工程技术部和西南油气田分公司工程技术与监督部。
