Safety is the goal, prevention is the means, and achieving or realizing the goal of safety is the basic connotation of safety prevention.
（安全管理）
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钻井队通井、下套管技术措施(新
版)
钻井队通井、下套管技术措施(新版)导语：做好准备和保护，以应付攻击或者避免受害，从而使被保护对象处于没有危险、不受侵害、不出现事故的安全状态。显而易见，安全是目的，防范是手段，通过防范的手段达到或实现安全的目的，就是安全防范的基本内涵。
一、通井技术措施
1、钻具结构以8寸井眼为例：应用215.9mm钻头+扶正器+钻铤+加重钻杆+钻杆的钻具结构通井（扶正器大小和加放位置根据现场井下实际情况定），下钻中途，避开造斜井段和薄弱易漏地层打通循环钻井液。
2、在斜井段要严格控制下钻速度，遇阻严禁硬压强下，开泵循环划眼通过，以上提下放为主，避免划出新井眼。
3、下钻到井底后，先小排量平稳开泵，待井下情况正常后再逐渐增大至正常钻进排量充分循环钻井液，循环清洗井眼时间不少于2周，震动筛处无明显岩屑；循环过程中，严密监视钻井液性能变化，起钻前，要循环观察有无油气侵，并停泵观察有无溢流，确认井下无溢流后方可起钻。起钻前在斜井段打入加润滑剂的钻井液封闭斜井段。
4、起钻前搞好短起下作业，达到不阻不卡，确保井眼畅通;起钻过程中，在油层井段严禁使用高速档，防止抽汲诱发溢流或井喷。
5、对于油气活跃的井，必须在压稳后再进行下套管作业。
6、对于漏失井，必须进行堵漏作业，井下正常后方可进行下套管作业。
7、钻井液性能须满足下套管固井作业要求。
8、下套管前口袋应符合规定要求。
二、下套管前检查验收
1、资料准备
钻井队应及时收集齐油层顶界、油层底界、短套管位置、阻流环位置、套管下深、水泥返高、分级箍位置（双级固井）、井斜、井径和井温、油气层数据。
2、套管检查
a)钻井队检查三证两单，“三证”即产品质量证明书，商品检验证（石油专用管材检验报告），生产检验证（石油专用管材检验证明书）。“两单”即送井套管清单，套管送井验收单;
b)井场套管由钻井工程师、录井工程师负责组织检查和丈量，对套管进行通径、丝扣检查与清洗，并分别并对长度进行复核;
c)送井套管应符合设计要求;
d)必须使用专用工具、车辆装卸套管;
e)送井套管卸车前要带内外螺纹护丝;
f)井场套管要整齐平放在管架上，管架台高离地面30厘米以上；
g)严格按套管柱设计排列下井顺序并编号，填写下井套管记录。备用套管和检查不合格套管标出明显记号，与下井套管分开摆放。
3、套管附件检查
a)检验套管附件质量清单，与套管相连接的螺纹要进行合扣检查;
b)仔细丈量短套管、浮箍、引鞋、分级箍、封隔器等套管附件，记录其主要尺寸、钢级、扣型、壁厚、产地等，尤其是内径要与套管相一致，并将其长度和下井顺序编入套管记录，短套管必须进行通径、丝扣检查与清洗。
4、下套管工具及设备检查
a)下套管工具应配备齐全，确保灵活可靠;
b)下套管专业服务队提供下套管专用的套管钳及配套工具、仪表，使用前进行认真仔细的检查，保证运转正常，仪表准确；入井每根套管的上扣扭矩必须有准确的记录，并向钻井队提供;
c)钻井队操作小绞车协助下套管服务队安装套管钳。下套管作业由下套管服务队人员操作套管钳，井口操作由钻井队内、外钳工负责操作；
d)对地面设备进行严格细致检查，保证固定部位安全可靠，转动部分运转正常，仪表准确，主要检查下列部位：井架及底座;提升系统：绞车、天车、游动滑车、大钩吊环、钢丝绳及固定绳卡;动力设备：柴油机、泥浆泵、空压机、发电机及传动系统;仪表：指重表、泵压表和扭矩表等;
e)下套管前，按所在油区的井控实施细则要求更换半封闸板芯子，并试压合格;
f)套管螺纹密封脂应符合规定。
三、下套管技术措施
1、套管柱的螺纹连接
a)对扣前，螺纹应彻底清洗干净;
b)螺纹表面均匀涂上套管螺纹密封脂，涂密封脂的用具应干净;
c)套管上钻台，要求提出小鼠洞后再卸套管公扣护丝，严防套管入井前损坏公扣丝扣;对扣时套管要扶正，下放套管避免碰损螺纹。开始旋合转动要慢，如发现错扣应卸开检查处理;
d)标准圆螺纹套管采用套管钳紧扣扭矩达到标准推荐值；
e)非圆螺纹套管的上扣扭矩应以厂家规定值为依据;
f)下套过程中禁止使用电焊对套管进行焊接。
下完井套管技术交底 一、下套管前准备 1、检查好浮鞋、浮箍、变扣接头、分级箍、双公接头、蘑 菇头、倒扣接头、联顶节是否能够正常使用，丝扣是否 合格，并在地面做好试连接。 2、按照下套管通知单要求，编好套管数据，套管数据应做 到三对口，即与甲方的数据对口，与场地排序和编号对 口，与剩余的套管根数对口。 3、检查准备好下套管使用的工具：套管钳、套管吊卡、套 管吊装带、套管密封脂、灌泥浆管线、井口泥浆管线、 保护母扣的“大盖帽”等。 4、检查并更换5 1/2寸闸板芯子、取出耐磨套、将循环接头 放在钻台，将循环接头和事故接头放在钻台，下套管过 程中井口不返泥浆时，接循环接头打通循环；井口发生 溢流时，抢接方钻杆和事故接头。（注意：每次接事故接 头时必须先把事故接头接在套管上，再接方钻杆，防止 方钻杆撅坏套管丝扣） 5、将小鼠洞甩出，换成干净的下套管鼠洞。 6、两台泥浆泵，一台泵装缸套170*1用来顶通，装缸套170*2 用来循环（必要时顶替泥浆），另外一台泵装缸套160*3 用来固井到井后大排量循环。
二、下套管操作 1、吊套管要一根一起吊，起吊时注意周围人员状态，必须 使用标准吊装带。 2、钻台护丝用绳穿在一块，用气动绞车往下放，严禁直接 往下扔，以防伤人。 3、接附件时一定要涂抹好密封脂并且严防错扣而损坏。 4、下套管过程中，因修设备、更换套管、灌泥浆等而停止 继续作业时，要上下活动套管，防止套管粘卡。 5、套管钳上扣时必须对正后上扣，严禁错扣后强行上扣， 上扣扭矩按标准达到要求。错扣后，看看扣是否损伤， 有问题甩下更换，如果上扣扭矩达到最大，仍有三扣或 三扣以上套管甩下更换，如果上完扣再紧两圈，仍达不 到最大扭矩，套管甩下更换。 6、套管下放过程中要控制速度，下放速度不得大于30秒/ 根，防止压漏地层。 7、要求10根灌泥浆一次，每次必须灌满；灌泥浆时必须活 动套管，防止粘套管事故发生，套管进入稳斜段后，必 须连续灌浆。灌泥浆严禁使用泥浆泵，防止管线甩出伤 人。（特殊情况下如果使用泥浆泵，必须系好保护绳或者 栓好保护链） 8、下套管过程中，一定要有专人坐岗，观察有无井漏（下 套管泥浆不返）、溢流现象（不下套管返泥浆）。
固井工艺技术 常规固井工艺 内管法固井工艺 尾管固井工艺 尾管回接固井工艺 分级固井工艺 选择式注水泥固井工艺 筛管（裸眼）顶部注水泥固井工艺 封隔器完井及水泥充填封隔器固井工艺 注水泥塞工艺 预应力固井工艺 挤水泥补救工艺技术 漏失井固井技术 高压井固井技术 大斜度井固井技术 深井及超深井固井技术 长封固段井固井技术 小间隙井固井技术 糖葫芦井眼固井技术 气井固井技术
（一）常规固井工艺 常规固井工艺是指在井身质量较好,且井下无特殊复杂情况,封固段较短的封固要求下,将配制好的水泥浆，通过前置液、下胶塞（隔离塞）与钻井液隔离后，一次性地通过高压管汇、水泥头、套管串注入井内，从管串底部进入环空，到达设计位置，以达到设计井段的套管与井壁间的有效封固。套管串结构：引鞋+旋流短节+2根套管+浮箍+套管串。 施工流程：注前置液→注水泥浆→压碰压塞（上胶塞）→替钻井液→碰压→候凝。 保证施工安全和固井质量的基本条件： （1）井眼畅通。 （2）井底干净。 （3）井径规则，井径扩大率小于15%。 （4）固井前井下不漏失。 （5）钻井液中无严重油气侵，油气上窜速度小于10m/h。 （6）套管居中，居中度不小于75%。 （7）套管与井壁环形间隙大于20mm。 （8）钻井液性能在不影响井壁稳定、保证井下压稳的情况下，应保证低粘度、低切力、低密度，具有良好的流动性能。 （9）水泥浆稠化时间、流动度等物理性能应满足施工要求。 （10）水泥浆和钻井液要有一定密度差，一般要大于0.2。 （11）下灰设备、供水设备、注水泥设备、替泥浆设备及高低
压管汇等，性能满足施工要求。 （二）内管法固井工艺 内管法固井工艺是用下部连接有浮箍插头的小直径钻杆插入套管的插座式浮箍（或插座式浮鞋），与环空建立循环，用水泥车通过钻杆向套管外环空注水泥。采用该工艺注水泥能减少水泥浆在套管内与钻井液的掺混，缩短顶替钻井液时间。用该工艺进行表层时，水泥浆可提前返出，从而减少因附加水泥量过大而造成的浪费和环境污染。该工艺一般用于大直径套管固井。 套管串结构：插入式浮鞋+套管串（或：引鞋+1根套管+插入式浮箍+套管串）。 钻杆串结构：插头+钻杆扶正器+钻杆串。 工艺流程:注入前置液→注水泥浆→替钻井液（替入量比钻杆内容积少0.5m3）→放回压检查回压凡尔是否倒流→上提钻杆循环出多余的水泥浆。 (三)尾管固井工艺 尾管固井是指不延伸至井口的套管固井，这段不到井口的套管称做尾管。较短的尾管可座于井底，但绝大部分必须要求实施尾管悬挂，这样管柱不至于大幅度弯曲，利于保证固井质量，便于进行增产作业。悬挂器装在尾管顶部，尾管由尾管悬挂器悬挂于上层套管内壁。尾管固井的主要目的有：经济性；满足使用复合钻具或复合油管；改善钻井或注水泥环空水力条件等。 最常用的尾管悬挂器是液压式尾管悬挂器。
文件编号：RHD-QB-K6017 （解决方案范本系列） 编辑：XXXXXX 查核：XXXXXX 时间：XXXXXX 锻铣套管技术措施标准 版本
锻铣套管技术措施标准版本 操作指导：该解决方案文件为日常单位或公司为保证的工作、生产能够安全稳定地有效运转而制定的，并由相关人员在办理业务或操作时进行更好的判断与管理。，其中条款可根据自己现实基础上调整，请仔细浏览后进行编辑与保存。 （一）钻井现场准备: 1、设备正常运转 （1）钻台设备正常运转，检查机械传动、电气供应、油气路供应情况。 （2）清洗检查四级固控设备，换40目筛布，将震动筛安装平稳，震动筛下部打扫干净，高架槽、循环槽清理，保障畅通；同时试运行除砂器、除泥器、离心机是否正常，发现异常及时整改。 （3）尤其注意加强传动系统及循环系统的检查和保养，在作业前将两台泥浆泵都准备170mm缸套，确保2台泵都在良好的待命工况，防止因为泥
浆泵的原因影响锻铣作业或造成井下复杂情况。 2. 钻具准备 根据锻铣方的要求制定相应的钻具组合为：215.9mmBit+锻铣工具+177.8mmDC×3根 +158.8mmDC×15根+127mmDP 井队已准备411×4A10 4A11×410 430×410 接头两套确保可以满足锻铣方的要求进行施工。 3、钻具检测计划 （1）所有送井钻杆必须为S135一级，并经管体无损检测、接头超声波、磁粉探伤； （2）钻前对吊卡、吊环、接头、水龙头中心管、提升短节、方钻杆、方钻杆上下旋塞等进行超声波、磁粉探伤（已在井眼准备时进行探伤）； 4、钻井液准备
（1）本井待令后，先以对泥浆进行处理，目前泥浆比重1.18-1.20g/cm3，粘度90-120s，能够满足锻铣套管施工。 （二）、技术措施： 一、通井措施 1、通井钻具组合：215.9mm Bit +127mm 加重钻杆*33根+127m DP，井队现场要求在开钻前必须要及时提前通知指挥所相关部门把所需的钻具准备到位，仔细核实所有钻具扣型，依照连接要求准备好变丝接头并确保检测合格备用 2、通井至3747.23m，至177.8mm回接筒位置，确保244.5mm套管内下入244.5mm套管铣刀畅通。 3、现场要求做好严谨组织，保证施工安全的情况下缩短施工周期，提高施工效率。施工更需要注
本文由jzy11869贡献 ppt文档可能在WAP端浏览体验不佳。建议您优先选择TXT，或下载源文件到本机查看。 下套管完井工艺 二〇〇一年一月〇〇一年一月 内 容 一.概述二.套管三.井深结构四.下套管工艺五.完井方法完井工具 一、概 述 1、油井水泥：适用于油、气、水井固井的水泥。 2、水泥浆：水泥与配浆液按一定比例混拌所形成的浆体。 3、高密度水泥浆：密度高于2.10g/cm3的水泥。 4、常规密度水泥浆：密度介于 1.75g/cm3～ 2.10g/cm3 之间的水泥浆。 5、低密度水泥浆：密度介于1.30g/cm3～ 1.72g/cm3之间的水泥浆。 概 述 6、超低密度水泥浆：密度低于1.30g/cm3的水泥。 7、含盐水泥浆：用含有一定量NaCI 的配浆水配置出的水泥浆。一般分为低含盐（ NaCI 含量小于 10％）、半饱和（ NaCI 含量约13％）、高含盐（ NaCI 含量大于20％）、饱和盐水（ NaCI 含量约26％）。 8、胶结强度：水泥与套管或地层交界的强度。 9、初凝时间：水泥与水开始到初凝所经历的时间。 10、初凝：水泥凝结时间测定仪（维卡仪）的试针沉入水泥浆中距底板0.5mm～1.0mm时，为水泥达到初凝。 概 11、 述 11、终凝时间:水泥浆与水混合开始到终凝所经历的时间。 12、终凝：水泥凝结时间测定仪（维卡仪）的试针沉入水泥浆中距底板不超过1.0mm时，为水泥达到终凝。 13、固井：在井眼内按设计要求下入套管柱，并在套管柱与井壁形成的环形空间注入水泥浆，使之固结在一起的工艺过程。 二、套管 1.套管：用于封隔地层，加固井壁所用的特殊钢管；用途：封固地层，加固井壁；包括：接箍、本体 套 管 套管尺寸 套管尺寸是指套管本体、外经和壁厚； ? 最常用的套管： ? 4″、4?″、 5″、5?″、7″、95/8″、10? ″、 133/8 20 ″等；各种套管的壁厚都不一样，可 8、根据需要选择； ? 国内生产套管主要是天津和上海 ? 国外的套管主要是日本和阿根廷等 套管丝扣 丝扣有多种，最常用的是长圆扣和梯形扣；套管是由丝扣连接成套管串下入井内，在连接套管时要根据套管的不同尺寸和扣型选择最佳扭矩，使用液压套管钳上扣，保证套管串的质量。套管强度 1、抗拉强度：套管丝扣的连接强度 2、抗挤强度：套管抗外挤压力破坏的能力 3、抗内压强度：套管的切应力达到钢材平均屈服极限时的内压力 三、井身结构 井身结构
油水井小修作业取换套管技术研究与应用 油水井經过常年生产，一直处于高温、硫化氢、地表水腐蚀环境下，极易导致固井段以上套穿孔，给油田安全生产带来严重隐患。以往一般采用大修作业方式实施更换套管作业，论文探索利用小修作业的方式实施对损坏套管进行更换，这对提高油井的井筒完好性、消除安全隐患，节省作业成本有着积极的意义。 【Abstract】After years of production，oil-water wells have always been in an environment of high temperature，fulling with hydrogen sulfide and surface water corrosion，which can easily lead to perforation of the casing pipe that above the well cementing section，and bring serious hidden danger to the safety production of oilfield. In the past，the operation mode of overhauling work was generally adopted to carry out the operation of casing replacement. The paper explores to use the minor repair operations to replace the damaged bushing，which has a positive significance to improve the integrity of the rockshaft，eliminate hidden danger of safety and save the operation cost. 标签：油水井；小修作业；取换套管 1 引言 油井采用蒸汽吞吐开采方式时，生产时间较长，在高温蒸汽、油层内硫化氢及地表水电化学腐蚀等作用下，导致固井段以上套穿孔、变形，易发生油气泄露现象，极易导致环境污染及人身伤害事故，因此在治理以上隐患问题上刻不容缓。通常利用大修作业方式进行治理，但费用高昂、耗时长，因此探索利用小修作业方式来完成套管隐患治理十分必要[1]。 2 大修取换套管的特点 2.1 大修取换套管步骤 ①搬上准备工作：安装设备、立井架、接双根等；②找漏：下封隔器实施套管找穿孔漏点；并确定穿孔位置；③打悬空水泥塞：井筒内注悬空水泥塞，对油层实施封堵隔离；④损坏倒扣：利用转盘对损坏套管倒扣，并取出损坏套管；⑤套管对接：下入新套管进行对接上扣；⑥试压验证：全井筒清水试压20MPa，稳压30min，压降小于0.5 MPa为合格；⑦钻灰塞通井：下入钻头钻灰塞，并刮管器刮套管，通井至井底；⑧完井验收。 2.2 优点 起下作业效率高，可以双根起下作业；游动系统上提负荷较大，适合深井作业；用钻盘倒扣传动扭矩大，完井实施效果好。
套管顶管施工主要工艺简介 顶管施工属非开挖施工的一种形式，在武汉市天然气有限公司投资建设的天然气高压管道工程项目中，根据燃气和其它专业规范以及现场实际，在燃气管道横穿铁路、重要公路及各类山体部位采用顶管施工。如关四—老武黄高压燃气管道工程建设中，穿越南环铁路顶管78米；穿越武黄高速公路顶管97米；穿越二妃山采用爆破顶管450米。 燃气工程顶管施工一般先顶进钢筋混凝土套管，然后将工作管燃气管道穿入套管内，两端进行有效封堵同时安装检漏管，最后将已穿入的管道两端与开挖直埋段管道对接即完成顶管作业施工。 顶管工程施工作业的主要工艺控制要点和一般程序如下： 1、顶管轴线的确定必须符合规划红线的要求； 2、勘探部门做地勘试验，出具详细合格的地勘报告； 3、设计单位依据第1、2条提供施工图； 4、施工单位依据上述第1、2、3条的相关文件、报告及相关的规范、规定经详细的现场踏勘和测量编制出切实可行的顶管施工技术方案、风险源识别、安全技术方案及紧急预案。提供监理和甲方审核审定。 5、做好开工前的一切准备工作：人、机、料、法、环等各项工作就绪，由项目总监请示甲方项目负责人同意后下达工程开工令。 6、施工方按监理合同约定的工期要求和质量标准首先进行顶管施工段面的精确测量，建立地面与地下测量控制系统，控制点应设于不易扰动、视线清楚、方便校核、易于保护处。 7、开挖主工作抗，应按施工设计规定及时支护，根据工作坑的深浅不同、地质状态差异，在确保安全施工万无一失的原则下，支护可采用与墙体连接的钢筋混凝土圈梁和支撑梁的方法支护，也可采用型钢支撑法支护。支撑应满足便于运输渣土和石块，提吊管件及机具设备的要求。工作坑的上方及周围应设置围栏和罩棚，以防止恶劣天气状态下的雨、雪及强风的侵扰。关四—老武黄高压管道工程顶管穿越二妃山就采用了喷锚和钢筋混凝土护壁的复合支护方式，工作坑周围设置了防山体滑崩和夏天洪水冲击的档土墙、顶面采用军用帆布设置了天棚，确保了施工作业人员的安全。 8、设备安装 8、1导轨应选用钢质材料制作，其安装应符合下列规定： 8、1、1两导轨应顺直、平行、等高、其纵坡与管道设计坡度一致； 8、1、2导轨安装的允许偏差应为： 轴线位置：3mm 项面高程：0～+3 mm 两轨内距：±2 mm 8、1、3安装后的导轨应牢固，不得在使用中产生位移，并应经常检查校核。 8、2千斤顶的安装应符合下列规定： 8、2、1千斤顶宜固定在支架上，并与管道中心和垂线对称，其合力的作用点应在管道中心的垂直线上； 8、2、2当千斤顶多于一台时，宜取偶数，且其规格宜相同；当规格不同时，其行程应同步，并应将同规格的千斤顶对称布置； 8、2、3千斤顶的油路应并联，每台千斤顶应有进油、退油的控制系统。 8、3油泵安装和运转应符合下列规定： 8、3、1油泵宜设置在千斤顶附近，油管应顺直、转角少； 8、3、2油泵应与千斤顶相匹配，并应有备用油泵；油泵安装完毕，应进行试运转； 8、3、3顶进开始时，应缓慢进行，待各接触部位密合后，再按正常顶进速度顶进； 8、3、4顶进中若发现油压突然增高，应立即停止顶进，检查原因并经处理后方可继续顶进； 8、3、5千斤顶活塞退回时，油压不得过大，速度不得过快。
钻井队通井下套管技术措施 一、通井技术措施 1、钻具结构以8寸井眼为例：应用215.9mm钻头+扶正器+钻铤+加重 钻杆+钻杆的钻具结构通井（扶正器大小和加放位置根据现场井下实际情况定），下钻中途，避开造斜井段和薄弱易漏地层打通循环钻井液。 2、在斜井段要严格控制下钻速度，遇阻严禁硬压强下，开泵循环划眼通过，以上提下放为主，避免划出新井眼。 3、下钻到井底后，先小排量平稳开泵，待井下情况正常后再逐渐增大至正常钻进排量充分循环钻井液，循环清洗井眼时间不少于 2 周，震动筛处无明显岩屑；循环过程中，严密监视钻井液性能变化，起钻前，要循环观察有无油气侵，并停泵观察有无溢流，确认井下无溢流后方可起钻。起钻前在斜井段打入加润滑剂的钻井液封闭斜井
4、起钻前搞好短起下作业，达到不阻不卡，确保井眼畅通; 起钻过程中，在油层井段严禁使用高速档，防止抽汲诱发溢流或井喷。 5、对于油气活跃的井，必须在压稳后再进行下套管作业。 6、对于漏失井，必须进行堵漏作业，井下正常后方可进行下套管作业。 7、钻井液性能须满足下套管固井作业要求。 8、下套管前口袋应符合规定要求。 二、下套管前检查验收 1、资料准备
钻井队应及时收集齐油层顶界、油层底界、短套管位置、阻流环位置、套管下深、水泥返高、分级箍位置（双级固井）、井斜、井径和井温、油气层数据。 2、套管检查 a）钻井队检查三证两单，“三证”即产品质量证明书，商品检验证（石油专用管材检验报告），生产检验证（石油专用管材检验证明书）“两单”即送井套管清单，套管送井验收单; b）井场套管由钻井工程师、录井工程师负责组织检查和丈量，对套管进行通径、丝扣检查与清洗，并分别并对长度进行复核; c）送井套管应符合设计要求; d）必须使用专用工具、车辆装卸套管; e）送井套管卸车前要带内外螺纹护丝 f）井场套管要整齐平放在管架上，管架台高离地面30 厘米以上；g）严格按套管柱设计排列下井顺序并编号，填写下井套管记录。备
文件编号：TP-AR-L7336 In Terms Of Organization Management, It Is Necessary To Form A Certain Guiding And Planning Executable Plan, So As To Help Decision-Makers To Carry Out Better Production And Management From Multiple Perspectives. （示范文本） 编制：_______________ 审核：_______________ 单位：_______________ 钻井队通井、下套管技术措施正式样本
钻井队通井、下套管技术措施正式 样本 使用注意：该解决方案资料可用在组织/机构/单位管理上，形成一定的具有指导性，规划性的可执行计划，从而实现多角度地帮助决策人员进行更好的生产与管理。材料内容可根据实际情况作相应修改，请在使用时认真阅读。 一、通井技术措施 1、钻具结构以8寸井眼为例：应用215.9mm钻 头+扶正器+钻铤+加重钻杆+钻杆的钻具结构通井（扶 正器大小和加放位置根据现场井下实际情况定），下 钻中途，避开造斜井段和薄弱易漏地层打通循环钻井 液。 2、在斜井段要严格控制下钻速度，遇阻严禁硬 压强下，开泵循环划眼通过，以上提下放为主，避免 划出新井眼。 3、下钻到井底后，先小排量平稳开泵，待井下
情况正常后再逐渐增大至正常钻进排量充分循环钻井液，循环清洗井眼时间不少于2周，震动筛处无明显岩屑；循环过程中，严密监视钻井液性能变化，起钻前，要循环观察有无油气侵，并停泵观察有无溢流，确认井下无溢流后方可起钻。起钻前在斜井段打入加润滑剂的钻井液封闭斜井段。 4、起钻前搞好短起下作业，达到不阻不卡，确保井眼畅通;起钻过程中，在油层井段严禁使用高速档，防止抽汲诱发溢流或井喷。 5、对于油气活跃的井，必须在压稳后再进行下套管作业。 6、对于漏失井，必须进行堵漏作业，井下正常后方可进行下套管作业。 7、钻井液性能须满足下套管固井作业要求。 8、下套管前口袋应符合规定要求。
固井工艺简 井深结构图 固井按井深结构可分为：1·表层套管固井 2·技术套管固井 3·油层套管固井 4．回接套管固井 1表层套管固井：一般通俗指20 ”133/8”或95/8”套管的固井，其目的是为了封固松软，易垮塔地层，为下部继续钻进作准备。 固井工艺一般采用单级固井或内插管固井 A)单级固井指一次性注完设计水泥浆并按设计替浆到位。 B)内插管固井指用专用工具内插管插入插入座后，注浆按设计 量返出后，按设计量替浆，起钻循环 固井工序
2技术套管固井 一般通俗指7”133/8”或95/8”套管的固井，其目的是为了封固下部复杂地层，为下部钻开油气层，做好准备。 固井工艺一般采用单级固井，双级固井，悬挂固井。 A)单级固井与表层单级固井相同。 B)双级固井：指由于所封固地层的地层压力相差较大或由于封 固断较长所采用的一种特殊固井工艺。采用分级箍分两次注浆的固井工艺。
C)悬挂固井：指由于封固段较长，所下套管悬重较大或由于钻 井成本考虑。所采用的一种特殊固井工艺，采用固井专用工具－悬挂器与上层套管下部的连接达到技术固井的目的 固井工序
3油层套管固井 一般通俗指7”，5”，51/2”或41/2”套管的固井，其目的是为了分隔下部各油气层或油水层，为下部分层开采做好准备。 固井工艺一般采用单级固井，双级固井，悬挂固井。 其固井工艺过程与技术套管固井相同，但技术措施不同。 4回接固井 一般川内常见的是7”回接，其目的是为满足下部油气层开发所需要的套管强度。其固井过程采用固井专用工具－插入筒插入到回接筒内，在固井时必须上提套管建立循环通道。按设计注浆，替浆完后下放套管插入回接筒形成密封。 固井工序
编订：__________________ 单位：__________________ 时间：__________________ 钻井队通井、下套管技术 措施(正式) Deploy The Objectives, Requirements And Methods To Make The Personnel In The Organization Operate According To The Established Standards And Reach The Expected Level. Word格式 / 完整 / 可编辑
文件编号：KG-AO-2960-47 钻井队通井、下套管技术措施(正 式) 使用备注：本文档可用在日常工作场景，通过对目的、要求、方式、方法、进度等进行 具体、周密的部署，从而使得组织内人员按照既定标准、规范的要求进行操作，使日常 工作或活动达到预期的水平。下载后就可自由编辑。 一、通井技术措施 1、钻具结构以8寸井眼为例：应用215.9mm钻头+扶正器+钻铤+加重钻杆+钻杆的钻具结构通井（扶正器大小和加放位置根据现场井下实际情况定），下钻中途，避开造斜井段和薄弱易漏地层打通循环钻井液。 2、在斜井段要严格控制下钻速度，遇阻严禁硬压强下，开泵循环划眼通过，以上提下放为主，避免划出新井眼。 3、下钻到井底后，先小排量平稳开泵，待井下情况正常后再逐渐增大至正常钻进排量充分循环钻井液，循环清洗井眼时间不少于2周，震动筛处无明显岩屑；循环过程中，严密监视钻井液性能变化，起钻前，要循环观察有无油气侵，并停泵观察有无溢流，确认井
下无溢流后方可起钻。起钻前在斜井段打入加润滑剂的钻井液封闭斜井段。 4、起钻前搞好短起下作业，达到不阻不卡，确保井眼畅通;起钻过程中，在油层井段严禁使用高速档，防止抽汲诱发溢流或井喷。 5、对于油气活跃的井，必须在压稳后再进行下套管作业。 6、对于漏失井，必须进行堵漏作业，井下正常后方可进行下套管作业。 7、钻井液性能须满足下套管固井作业要求。 8、下套管前口袋应符合规定要求。 二、下套管前检查验收 1、资料准备 钻井队应及时收集齐油层顶界、油层底界、短套管位置、阻流环位置、套管下深、水泥返高、分级箍位置（双级固井）、井斜、井径和井温、油气层数据。 2、套管检查 a) 钻井队检查三证两单，“三证”即产品质量证
石油套管接箍加工工艺 关键词: 石油套管接箍 前言 石油套管接箍是用来连接两油管套管的必要工件。制造方法与无缝管相同，国内用j55 n80Q等特种钢材制造。钢管两端车有内螺纹，以便与上下两油管连接。为保证接头处的密封性，对螺纹精 度有较严格的要求。 一、用途 用于连接上下两油管套管。 二、种类 国产油套管分为不加厚的石油套管接箍和两端加厚的石油套管接箍。不加厚的又分为3 1/2” 5 1/2” 7 1/2”等，我们所讲述的是不加厚5 1/2”油套管接箍的加工工艺。 三、加工工序 车端面——车外圆——镗孔——车内螺纹——检验——磷化 四、规格及外观质量 1、规格按SY/T6194-96规定，通常长度(不定尺)为304mm 139mm 204mm等 2、直径153.5 140.5 136.5等 3、外观质量按标准规定接箍的内外表面不得有折叠、裂缝、离层、发纹、结疤和深的直道缺陷存在。钢管表面的上述缺陷可用锉、砂轮或其他方法清除掉，清除深度不得超过公称壁厚的12.5%。缺陷不得焊补或用其他方法填补。 五、化学成分检验 1、接箍的钢号应相同，用J55N80Q号钢制造。硫和磷的含量均不得超过0.045%，砷的含量不得超过0.15%。按GB222-84规定取样;按GB223中的有关部分进行化学分析。 2、美国石油学会标准APISPEC5CT1988年第1版规定化学分析测定应按ASTME350最新版本 进行。 六、物理性能检验 1、按GB228-87的规定进行拉力试验。水压试验根据钢种和钢管口径不同，均有明确要求。油管套管接箍的螺纹验规，根据钢管的口径有严格的要求。
2、美国石油学会标准APISPEC5CT1988年第1版规定油管套管接箍作拉伸试验；压扁试验；静水压试验；硫化物应力腐蚀开裂试验；晶粒度测定(按ASTME-112最新版本)；横向冲击试验(按ASTMA370、ASTME23的最新版本规定进行)；硬度试验(按ASTME18《金属材料的洛氏硬度试验标准方法》。 第1章零件图纸及其他要求分析 1.1 5 1/2"石油套管接箍的图样及技术要求 下图为加工工件的图纸： 第2章原材料的选择
下套管作业安全措施 1目的 为了保证下油气层套管作业的顺利进行，保护施工人员不受伤害，特制定本作业指导书。 2范围 适用于重庆钻井分公司所属井队下油层(技术)套管作业。 3岗位要求 4岗位职责 5作业程序 危害识5.1下套管前的准备 5.1.1人员组织 5.1.1.1在下套管前由值班干部组织召开会议，进行人员分工，交待技术要求和安全措施，进行识别和风险评价。 5.1.1.2下套管作业时，井队安全员必须在现场进行安全监控。 5.1.1.3各岗位应按规定穿戴好劳保用品。 5.1.1.4各岗位操作应按SY5974—94《钻井作业安全规程》中4.3.2的规定执行。 5.1.2套管、工具的准备 5.1.2.1套管到井队后，井队技术人员根据交接单据对套管进行验收，组织对套管进行清洗丝扣、丈量、挑选，用符合标准的通径规进行通内径，将合格套管按下井顺序进行编号，涂匀套管密封脂；将复
查不合格的套管涂上明显标记，并与合格套管分开，计算复查准确无误。 5.1.2.2用气通套管内径时，气管线两端固定牢固，防止蹩掉伤人，通径规出口端正面不准站人。 5.1.2.3由技术人员检查验收送井的下套管工具，规格准确、丝扣完好、灵活好用、配件齐全。 5.1.2.4由技术员检查套管下部结构及附件，并组织将下部结构粘胶。 5.1.3设备的准备 5.1.3.2 由司钻负责对顶驱系统、刹车系统、防碰天车、钢丝绳、死绳固定器等进行检查和整改。 5.1.3.3由副司钻负责对钻井泵和循环系统、灌泥浆管线、闸门进行检修保养。 5.1.3.4由井架工负责绑牢井架上的钻杆、钻铤，对天车、气动绞车、井架和底座、悬吊滑轮等润滑、固定、连接螺栓和销钉、钢丝绳磨损等情况进行检查保养。 5.1.3.5由内钳工负责对绞车传动系统、绞车固定等进行检查和保养。 5.1.3.6由套管钳工负责对液压套管钳进行检查保养。 5.1.3.7由电器工分别负责对动力设备、传动系统等进行检查保养，确保下套管完井作业期间，设备运转正常。
套管损坏测井方法及建议 用于检测套管损伤变形的测井方法有常规的机械、声波、放射性、光学、电测等方法。 1、机械方法：井径仪（X-Y，1 2、16、18、36、40、60臂等） 2、声波方法：井壁超声波成像测井仪 3、放射性方法：伽马-伽马测井仪 4、光学方法：井下摄像电视测井仪 5、电磁方法：接箍定位器、管子分析仪、电磁探伤测井仪 用机械、声波、光学、放射性等方法只能检测单层套管的变化和套损，不能检查多层套管的腐蚀和厚度变化的情况：有的仪器外径大，使用受到限制；并且井壁超声波成像和井下电视摄像测井还受井内的介质影响。电磁探伤仪测井技术成功低解决了在油管内探测套管的厚度、腐蚀、变形破裂等问题，可准确指示井下管柱结构、工具位置，并能探测套管以外的铁磁性物质。电磁法测井电磁法检测是利用套管和油管在电磁总用下呈现出来的电学和磁学性质，根据电磁感应原理来检测井下套管的技术状况。电磁法检测可确定套管的厚度、裂缝、变形、错段、内外臂腐蚀及射孔质量。 电磁检测仪是一种无损、非接触式的仪器，它不受井内液体、套管积垢、结腊及井壁附着物的影响，测量精度较高。同时，电磁检测仪可以检测到套管外层管柱的缺陷。由于电磁法检测有其独特的优点，因此成为当前最广泛应用的套管损坏检测技术之一。 套损监测工作流程
多种测井方法组合测井为了能够准确找到套管漏失位置，节约测试时间，采用双示踪与氧活化多种测井技术相结合的方法来确定套管漏失位置。具体方法如下：采用双示踪测井仪测量全井基线带流量确定油管是否有漏失，如果油管未有漏失，用双示踪测井仪在各级配水器上释放液体示踪剂I131进行连续相关测试，通过测井仪对液体源的跟踪记录确定流体在油管及环套空间内的走向，判定各级封隔器的密封情况、吸水层的吸水情况及套管漏失的大概位置，测量全井基线时带流量已确定油管未有漏失，用双示踪测井仪测量同位素时可以不用在井口投源，而是在第一级配水器上50m左右定点释放固体源I131（节约测试时间），测井仪对固体源走向反复跟踪记录，通过双示踪测井仪测得的连续相关与同位素资料相结合通常可以确定套管漏失位置，但如果套管漏失点在井口附近或距离射孔层较远，放射源随流体在环套空间走的距离过长，导致放射源强度衰减严重，很难确定套管漏失位置，针对此类情况加测氧活化，结合双示踪测井资料定点进行氧活化测试，可以准确确定套管漏失位置（单纯采用氧活化测井，操作人员对流体流向没有一个直观认识，很难确定套管漏失位置）；如果油管有漏失，放源位置在油管漏失点上50m左右定点放源即可，接下来操作同上。 井径法测井井径法通过测量套管内径的变化反应套管纵向和横向的变形。井径仪是电阻式转换测量仪器，其主要原理是当套管内径改变使微井径电桥阻值改变，通过放大并由地面仪表记录，并转化成相应的井劲值，即可得到随井深不同的井劲变化曲线。利用曲线变化的形态确定变形截面的平均内径或最大直径、最小直径、任意方向直径值，根据多条井劲曲线判断变形类型。如同其他测井资料综合解释，还能判断套管损坏类型。井径仪的优点：井径仪简易、坚固、稳定、可靠、检测速度快，能够较准确地测得全井套变部位及井劲的变化。井径仪的缺点：是对仪器居中要求很高，偏心会导致测量误差。同时，该仪器对于套管严重错段的井不适用，对于套管错段的井，虽然有时该仪器让能下去，但其所测得结果不易分析。对套管有裂缝及管壁的腐蚀仅能做定性分析。 电磁探伤测井：电磁法检测是利用套管和油管在电磁总用下呈现出来的电学和磁学性质，根据电磁感应原理来检测井下套管的技术状况。电磁探伤测井优点：1、电磁探伤测井在油管内检测油管和套管的损坏情况，以及在套管内检测套管和表层套管的损坏情况，节省了检查套管情况时起下油管的作业费用是时间，这一特点使得对油、水井井身结构进行普查成为可能，因此，它可作为油、水井井身结构进行“体检”的方法，及时发现井身结构的变形，控制损坏。2、电磁探伤测井能在油水井正常生产过程中进行测井，不受管内流体、套管表面结腊和沾污的影响，可对纵向裂缝和横向裂缝作出判断。电磁探伤测井对及时发现井身结构的变形，控制损坏的进一步发生将发挥重要作用，并可事先为决策者确定对该井是否进行维修作业的方案提供依据。3、电磁探伤测井仪是目前为止唯一能同时探测多层套管受损情况的仪器，利用这一特性，使对套管损伤由定性分析到定量的判断成为现实。电磁探伤测井缺点：现场操作人员通常未有井史资料往往很难对测得的异常点进行定性分析，很难准确判定套管变形位置，绘解人员解释也存在误差。 电磁探伤测井建议 1、电磁探伤测井测双层管柱（如有油管和套管）结构时 ε=f(T1 T2 u1 u2 σ1σ2 D1 D2 t) 式中：T1 T2—内外管柱厚度 u1 u2—内外套管磁导率 σ1σ2—内外管柱电导率 D1 D2—内外管柱外径 t—时间。 在正常情况下，钢管的磁导率u、电导率σ、外径和时间t都已知，只有管壁厚度T未知，因此测得感应电动势就可以知道内外管壁厚度T1T2 ，建议在现有测井软件上加入壁厚
Safety is the goal, prevention is the means, and achieving or realizing the goal of safety is the basic connotation of safety prevention. （安全管理） 单位：___________________ 姓名：___________________ 日期：___________________ 钻井队通井、下套管技术措施(新 版)
钻井队通井、下套管技术措施(新版)导语：做好准备和保护，以应付攻击或者避免受害，从而使被保护对象处于没有危险、不受侵害、不出现事故的安全状态。显而易见，安全是目的，防范是手段，通过防范的手段达到或实现安全的目的，就是安全防范的基本内涵。 一、通井技术措施 1、钻具结构以8寸井眼为例：应用215.9mm钻头+扶正器+钻铤+加重钻杆+钻杆的钻具结构通井（扶正器大小和加放位置根据现场井下实际情况定），下钻中途，避开造斜井段和薄弱易漏地层打通循环钻井液。 2、在斜井段要严格控制下钻速度，遇阻严禁硬压强下，开泵循环划眼通过，以上提下放为主，避免划出新井眼。 3、下钻到井底后，先小排量平稳开泵，待井下情况正常后再逐渐增大至正常钻进排量充分循环钻井液，循环清洗井眼时间不少于2周，震动筛处无明显岩屑；循环过程中，严密监视钻井液性能变化，起钻前，要循环观察有无油气侵，并停泵观察有无溢流，确认井下无溢流后方可起钻。起钻前在斜井段打入加润滑剂的钻井液封闭斜井段。 4、起钻前搞好短起下作业，达到不阻不卡，确保井眼畅通;起钻过程中，在油层井段严禁使用高速档，防止抽汲诱发溢流或井喷。
IADC/SPE 155694 顶驱下套管：提高施工安全和效率 Zhang Hongying，SPE，He TaO，Wang Na，liu Guanghua，SPE，Zou lianyang，Huang Y anfu，中石油研究院北京石油机械厂 摘要 下套管是钻井施工中的一个重要步骤。随着水平井和大位移井的增多，为了防止套管串卡钻的发生，迫切需要一种技术，能够在下套管的过程中循环钻井液和旋转套管。这篇文章介绍了顶驱下套管技术(TDCR)。该技术能够满足下套管过程中的各种挑战。中国西南四川盆地所打的水平气井计划下入7寸套管，该施工由于地质条件复杂存在难度。顶驱下套管技术成功的将套管下到了目标深度。顶驱下套管技术使得在长的水平段遇到复杂情况时能旋转、活动和循环，是成功作业的关键。 顶驱下套管技术的好处还有利用了顶驱精确控制套管的上扣扭矩，这对于优化扣的上扣是非常重要的。下套管过程中遇到不稳定地层可以开泵循环保证井眼的稳定，避免了复杂情况的发生。由于省去了扶正台，减少了非生产时间，提高了安全和效率。顶驱下套管技术将成为下套管作业的主角并且在将来获得更加广泛的应用。 介绍 传统的下套管技术通常使用一些专用的工具，比如套管动力钳。在下套管的过程中不能循环、旋转和上下活动套管。在复杂地层可能会发生缩径、垮塌和岩屑沉积，导致下套管失败。据统计，下套管过程中49%的非生产时间是由于缩径和卡钻造成的。为了避免缩径和卡钻，最有效的办法就是循环，而这正是传统施工方法的瓶颈，不能同时循环和活动套管串。并且要花较长时间转换为循环模式。下套管时为了套管内外压力平衡，每下入几根就要灌浆一次。这种方法很不方便又耗费劳力，并且容易漏灌，从而影响下套管质量。并且如果套管遇阻需要起出所有套管，另外组合钻具进行划眼和通井。然后重新下套管，这样既费时又效率低下。顶驱下套管技术的引进打破了施工中的各种难题。它把顶驱钻进的优点带到了下套管施工中。下套管过程中遇到不稳定地层可以开泵循环保证井眼的稳定，避免了复杂情况的发生。顶驱套管施工意味着自动化程度的提高和劳动强度的降低，因而提高了安全和效率。 顶驱系统作为一项主要的油田钻井技术研发于1980年，已经成为标准技术取代了一次只能接一根钻杆的方钻杆和转盘系统。它的主要优点还有更好的处理钻具和内防喷器操作。还能在钻进和起下钻过程中旋转钻具和循环，减小了卡钻和其它井下事故发生的机率。 九十年代开始，套管灌注工具和循环工具的出现改变了日常的施工流程，大大的缩减了灌浆时间，被广泛应用到在海上和陆地套管作业中。 二十一世纪初始，一项新技术给下套管作业带来了变革。这项新技术整合了套管钳和灌浆与循环工具，通过顶驱能实现下套管作业，被称为顶驱下套管技术。它已径成功地应用在了海上和陆地来应对工程上的挑战，被认为是工业上最具有价值的技术之一。顶驱下套管充分利用了顶驱的优点，实现了套管上扣的自动控制，并且能够在循环钻井液和上下活动套管串的同时旋转套管，降低了卡套管和井下复杂情况的机率。顶驱下套管工具还被广泛地应用在套管钻井作业。该工具扩大了顶驱的应用范围实现了各项作业的整合。该项技术的应用极大的降低了下套管过程中井下和地面出现复杂情况的机率。提高了下套管作业的质量、安全和效率，降低了钻井成本，在将来的应用和继续提高上有着极为广阔的前景。 设备和操作流程 除了钻机和其他设备，顶驱下套管操作主要依靠顶驱和下套管工具。与此同时，在设备机
新老并举防治结合 确保疑难长停井修复工程做出实效 第一部分取得成果及认识 一、2015 年套损预防取得的成果 二、2015年长停井修复取得成果 1、2015 年长停疑难井修复工程完成情况（P1） 2、增油情况（P2）油井完成情况，开井情况，日增能力，累计增油等 2、增注情况（P3）水井完成情况，开井情况，日增能力，累计增注等 3、井网完善情况（P 4、P5） 2015 年井网完善情况、举例说明 三、2013-2015 年长停井修复工程取得成果 1、3 年来长停疑难井修复技术应用情况（P6） 3 年来长停疑难井修复技术应用情况，包括解卡打捞、套管整形、取换套、套管补贴、套管堵漏等 2、3 年以来长停井修复取得效果（P7）油水井开井率提升情况，3年来增油情况， 3 年来油井增油情况， 3 年来水井增注情况+井网完善情况 第二部分技术现状及存在问题 一、解卡打捞技术现状 解卡打捞概述P8 近年来解卡打捞占到长停井修复工作量65%，已经形成了活动解卡、打捞倒扣、套磨铣解卡以及爆炸切割、液压解卡、震击解卡等辅助解卡技术、解卡打捞成功率达到95%以上。作业项目包括射孔枪卡、封隔器卡、抽油泵卡等，具备处理永久性封隔器、防砂筛管打捞以及特殊事故处理能力。 1、小井眼打捞技术（P9-10） 小井眼打捞技术在钻具、工具、工艺优化等方面所做工作，作业能力、技术指标
等，完成工作量情况，举例 2、辅助解卡技术（P11-12） 各种辅助解卡技术应用工作量统计，以聚能切割在注水井带封隔器解卡中作用为例，体现辅助解卡对提高打捞时效作用，以采油四厂为例。 二、套管修复技术现状 1、取换套技术 （1）技套内取换套技术（P13-14） 修鱼技术及套管补接技术（补接器的应用），完成工作量情况， （2）裸眼取换套技术（P15-18） 针对弯曲错断井，利用内扶正+加大套铣管串尺寸技术针对深部套铣，利用示踪技术 针对浅层套铣，利用内加重技术（以羊三木区块为例，施工数据，修后效果等），完成工作量情况，2、套管密封加固技术 （1）、引进玻璃钢小套管技术（P19-20） 玻璃钢小套管工艺技术特点，解决长井段腐蚀套漏井密封加固问题，举例，完成工作量情况（2014年4口+2015年3口） （2）完善套管贴堵技术（P21）针对长井段或多井段套漏可以下入小直径套管进行固井密封加固 （3）、膨胀管补贴技术（P22） 形成了5寸、51/2 寸、7寸补贴系列，51/2 寸套管补贴后内径达到108mm。套管补贴完成工作量情况 3、化学堵漏技术 （1）多粒径堵漏体系开发（P23-25） 多粒径堵漏体系介绍，举例 （2）封堵管柱优化 一趟管柱完成长井段套漏封堵技术（P26） FY531-115 封堵器设计开发以及技术特点
取换套操作规程 1 主题内容与适用范围 本规程规定了取换套操作的内容及要求。 本规程适用于取换套作业操作。 2 程序内容 2.1施工准备 2.1.1 40m3工程大罐2具，6m3、1m3方池子各1具。 2.1.2 160t水龙头、方钻杆及配套方补心各1套。 2.1. 3.防爆工具1套，灭火器材按标准配套。 2.1.4.对设备关键部位及相关设施的检查、保养，包括：绷绳、地锚绳、发动机、井架、井架支腿、指重表、扭矩表、死绳固定器、活绳头、游动滑车、吊环、吊卡、大绳等。 2.1.5.可退式卡瓦捞矛及滑块捞矛各一个。 2.1.6.套铣筒（11-12m）2个。 2.2 开工准备 2.2.1 按标准对井场、井口、环保进行验收，符合施工要求即接井，与采油厂工区完成交接手续，生产设施搬迁到位。 2.2.2.值班房及工具房必须接地线，电阻不大于10Ω。 2.2. 3.现场备井筒容积1.5倍的压井液。 2.2.4.井架绷绳分布均匀、角度符合要求，按原车说明书的要求绷全、受力均匀，绳卡数量、卡距符合标准。 2.2.5.对服务方提供的地质和工艺设计认真研究，对井下情况及套管的类型、壁厚等数据认真分析，确保数据的正确性。 2.3. 施工步骤及工艺要求 2.3.1. 压井：根据井下情况，选择合适密度的压井液压井，则必须在井口稳定的情况下卸掉井口，露出套管头节箍。 2.3.2. 检测套管：根据设计提供资料，选择合适铅模打印或下小直径工具通井，证实井下套管变形情况是凸凹、破裂，还是错段，以及损坏的位置、破裂的大小、形状等。挖开井口，露出油套和技套之间的环形压板和放空阀，打开放空阀，用水泥车从套管打压，通过观察放空阀出液情况，证实套管是否破裂或错段。 2.3.3.打捞：根据套管尺寸，选择合适的工具，下滑块捞矛或倒扣捞矛+方钻杆+水龙头。根据井内提供的水泥返高以上套管长度，算出水泥返高以上套管重量,上提悬重时应考虑到在切割环形压板后套管突然下落所产生的冲击载荷，最大上提负荷大于套管自由段的重量。 2.3.4.切割环形压板：在进行完井口天然气测量达到动火标准，办理好动火手续，必须有安全人员进行现场监护，配备齐全消防设施，及消防车进行戒备，并制定紧急应急预案，方可进行切割。切割时先打吐哈油田井下技术作业公司2011-03-01发布 2011-03-01实施