ICS 75.020 E 13 备案号：53379-2016
SY
中华人民共和国石油天然气行业标准
SY/T 54122016 代替 SY/T 5412.—2005
下套管作业规程 Operation code for casing running
201601－07 发布
2016－06—01实施
国家能源局 发布 SY/T 5412—-2016
目 次
前言· 范围
I1
1
规范性引用文件施工前的准备
2
3
4　下套管作业附录 A（规范性附录）圆螺纹套管的推荐上紧扭矩表附录B（规范性附录）偏梯型螺纹套管的推荐上紧扭矩表
15 SY/T 5412-—2016
前 言
本标准按照GB/T 1.1—2009《标准化工作导则第1部分：标准的结构和编写》给出的规则起
草。
本标准代替SY/T 5412—2005《下套管作业规程》，与SY/T 5412—2005相比，主要变化如下：
修改了规范性引用文件（见第2章）；增加了套管附件准备的部分内容（见3.3.2）；增加了设备检查的部分内容（见3.4.2）；修改了井控准备工作内容（见3.4.3）。
本标准由石油钻井工程专业标准化技术委员会提出并归口。 本标准主要起草单位：中国石化集团胜利石油工程有限公司渤海钻井总公司固井公司。 本标准参加起草单位：中国石化集团胜利石油工程有限公司黄河钻井总公司固井公司、中国石化
集团胜利石油工程有限公司海洋钻井公司。
本标准主要起草人：刘庆孟、李绍晨、陈永地、张宏军、刘东清、吴伟东、马雪莲。 本标准代替了 SY/T 5412—2005。 SY/T 5412—2005的历次版本发布情况为：
-SY/T 5412—1991, SY/T 5412—1996。
II SY/T 5412—2016
3.2.5对套管设计不下到井底，留有口袋较长的井，超过30m时应打水泥塞回填。 3.2.6下列井段应下钻重点扩划眼并短程起下钻，确保下套管畅通无阻：
a）电测井径小于钻头名义直径井段。 b）起下钻遇阻、遇卡井段。 c）全角变化率超过设计规定的井段。
3.3套管及套管附件和下套管工具准备 3.3.1套管准备：
a）送井套管应符合钻井设计及套管柱设计要求，长度附加量不少于3%，并附有套管质量检验合
格证。 b）套管运输过程和现场检验，按SY/T5396的规定执行。 c）井场套管应整齐平放在管架上，码放高度不宜超过三层。 d）入井套管应使用标准通径规逐根通径，检查外观螺纹伤痕，清洗螺纹，丈量长度，地质、工
程人员应分别校核，确定入井套管的直径、钢级、壁厚、螺纹类型及长度无误，并及时剔除受损套管。
e）应按套管柱设计排列下井顺序并编号，编写下井套管记录，备用套管和不合格套管作出明显
标记，与下井套管分开排放。 f）进行套管柱强度校核时，对于定向井、水平井、大位移井，还应计算套管柱弯曲应力和摩阻，
考虑套管柱附加轴向载荷的影响，计算方法按 SY/T 5724 的规定执行。
3.3.2套管附件及固井工具准备：
a）根据钻井设计及井下情况制定合理的管串结构，附件包括浮箍、浮鞋和扶正器等。 b）送井套管附件应符合设计要求，并有质量检查清单；与套管柱相连接的螺纹应进行合扣检查。 c）下井套管附件应记录其主要尺寸和钢级，绘制草图，并将其长度和下井次序编人套管记录。 d）套管附件强度应不小于套管强度要求。 e）井斜大于 45°的井段，宜安装弹簧式浮箍（浮鞋）。 f）对于大斜度井，技术套管内斜井段或地层坚硬和井眼规则的裸眼井段宜安放子扶正器。 g）对于大位移井设计套管柱下部结构时，根据计算套管下入的摩阻和套管浮重决定是否采用漂
浮接箍。 h）尾管固井和分级注水泥固井的套管串结构应使用双浮箍。
3.3.3　下套管工具准备：
a）下套管工具应配备齐全，易损部件应有备用件。 b）送井工具应有质量检验合格证。 c）钻井工程人员对所有工具进行规格、尺寸、承载能力、工作表面磨损程度，液压套管钳扭矩
表的准确性及套管钳使用灵活、安全可靠性的质量检查。
3.4设备和器材的准备 3.4.1应根据SY/T 5724 的规定，校核下套管过程的钻机载荷。 3.4.2对地面设备及材料进行检查，对不合格项及时进行整改，重点检查但不限于下列部位：
a）井架及底座。 b）刹车系统。 c）提升系统：绞车、天车、游动滑车、大钩吊环、大绳及固定绳卡等。 d）动力系统：柴油机、钻井泵、空气压缩机、发电机及传动系统等。
2 SY/T 5412—2016
e）钻井参数仪表：指重表、泵冲数表、泵压表及扭矩表等。 f）循环系统：振动筛、循环罐及储备罐等。 g）井控系统：防喷器、内防喷工具等。 h）井口：吊卡、套管卡瓦、安全卡瓦、转盘和套管钳等。 i）钻井液：重钻井液及加重剂等。
3.4.3井控准备工作应按 SY/T 6426 和油田井控实施细则的规定执行。 3.4.4普通套管螺纹密封脂应符合GB/T 23512的规定，特殊螺纹密封脂应符合设计要求。 3.5制定下套管技术措施
下套管技术措施应主要包括但不限于以下内容： a）下套管次序。 b）套管附件与套管的连接要求及注意事项。 c）套管上下钻台的保护措施。 d）套管连接对应的扭矩推荐值。 e）套管下放的速度和灌钻井液要求。 f）下套管过程中的应急预案。
4下套管作业 4.1交底协调 4.1.1．下套管作业前应组织与第3章内容有关的单位召开技术协调会，并通报第3章规定的内容。 4.1.2安排有关单位和人员分工，落实实施第 3章规定的内容。 4.2 套管柱的连接 4.2.1对扣前，螺纹应擦洗干净，并保持清洁。 4.2.2上钻台套管应戴好螺纹保护器，防止损坏套管螺纹。 4.2.3在碰压座以上一根套管及以下全部套管和附件的螺纹表面，应清洗干净并擦干，涂抹套管螺纹锁紧密封脂，其余套管在螺纹表面均匀涂抹套管螺纹密封脂。 4.2.4对扣时套管应扶正。开始旋合转动应慢，如发现错扣应卸开检查处理。 4.2.5采用套管钳上扣，标准圆螺纹套管、偏梯型螺纹套管的旋合扭矩应符合附录 A、附录B 的规定。使用锁紧密封脂时，旋合扭矩值可适当增加，但不宜超过规定最大值的25%。
a）标准圆螺纹套管旋紧要求如下：
1）套管旋合的实际扭矩达到附录 A中的最佳扭矩值时，进扣和余扣在两扣范围内，则认为
螺纹配合及旋紧程度合适； 2）套管旋合时，当进扣已超过两扣，而实际扭矩还小于附录A中的最小扭矩值，则认为套
管螺纹配合有问题，应更换套管； 3）套管旋合时，实际扭矩已达到附录A中的最大扭矩值，而余扣大于两扣，则认为套管螺
纹配合有问题，应卸开检查，如螺纹损坏应予更换。
b）偏梯型螺纹套管旋紧要求如下：
1）扭矩达到附录B中的扭矩值，套管接箍未超过标记“△^”（如图1所示）顶界或与“△”
底界余两扣范围内，则认为螺纹配合及旋紧程度合适； 2）扭矩达到附录B中的扭矩值，套管接箍超过标记“^”顶界，则认为套管螺纹配合有问
3 SY/T 5412—2016
题，应更换套管； 3）扭矩达到附录B中的扭矩值，套管接箍与“^”底界余扣超过两扣，则认为套管螺纹连
接有问题，应卸开检查，如螺纹损坏应予更换。
注：CC- -管体有“^”标记的底界断面；AC- 手紧紧密距，AC=0mm～5.08mm 不等；l管端至三角形标记长度。
图1偏梯型螺纹套管管端截面图
4.2.6特殊螺纹套管连接办法以套管制造商推荐作法为依据。 4.2.7 下套管过程应记录套管实际旋合扭矩值或余扣值。 4.2.8悬重超过100t的公称直径Φ244.5mm及以上的大尺寸套管，下套管时宜采用气动套管卡盘 4.3套管附件与套管柱的连接 4.3.1 套管附件与套管柱的螺纹连接，其旋合要求应符合4.2.5和4.2.6的规定。 4.3.2套管扶正器的安装位置按SY/T5724的规定执行。 4.3.3特殊专用附件应依照产品说明书，按下套管措施的要求进行安装、连接和操作。 4.3.4套管串连接的所有部位不应电焊。 4.4　套管柱下放 4.4.1套管柱上提下放应平稳。上提高度以刚好打开吊卡（提出套管卡瓦）为宜，下放坐吊卡（卡瓦）时应减少冲击载荷。 4.4.2控制套管柱下放速度，主要以环空返速、地层承压等参数来确定。 4.4.3装有非自灌浮箍（浮鞋），应按下套管技术措施和固井设计要求及时灌钻井液。 4.4.4装有自灌型浮箍（浮鞋)，应定期检查灌浆情况，一旦发现自灌装置失效，立即按4.4.3的规定执行。 4.4.5对于下漂浮接箍的井，中途不能循环钻井液，若井下异常需循环时，按漂浮接箍操作规程执行。 4.4.6下套管过程中，应缩短静止时间，如套管静止时间超过3min，应活动套管，套管活动距离应不小于套管柱伸缩量的两倍。上下活动时，上提负荷不能超过套管抗拉强度的70%。 4.4.7下套管时应专人观察和记录井口钻井液返出情况，记录灌钻井液后悬重变化情况，如发现异常情况，应采取相应措施。 4.4.8套管下完的深度达到设计要求，复查套管下井与未下井根数与送井套管总数是否相符。 4.4.9下完套管灌满钻井液后方可开泵，观察泵压变化，排量由小到大，确认泵压无异常变化和井下无漏失后，将排量逐渐提高到固井设计要求。 SY/T 5412—-2016
附录A (规范性附录)
圆螺纹套管的推荐上紧扭矩表
圆螺纹套管的推荐上紧扭矩见表 A.1。
表 A.1圆螺纹套管的推荐上紧扭矩表
扭矩 N·m
外径 mm (in)
壁厚 mm
钢级
短螺纹最小 790 1030 1340 1570 1140 1490 1740
长螺纹最小
最佳 1040 1370 1790 2090 1520 1980 2300
最大 1300 1710 2240 2610 1900 2480 2890
最佳
最大
H-40 J-55 J-55 J-55 K-55 K-55 K-55 C-75
5.21 5.21 5.69 6.35 5.21 5.69 6.35 6.35 7.37 C-75 6.35
一
1650
2200
2750
2440 2910 3530 3020 3670 3090 3740 3320 4030 3500 4240 4090 4960 5970 6660
1830 2180 2640 2260 2750 2320 2810 2490 3020 2630 3190 3080 3720 4480 5000
3050 3650 4410 3780 4590 3860 4680 4150 5030 4380 5300 5120 6200 7460 8320
L-80 L-80 N-80 N-80 C-90 C-90 C-95 C-95 P-110
114.30 (41/2)
7.37 6.35 7.37 6.35 7.37 6.35 7.37 6.35 7.37 P--110
P-110 Q125 J-55 J-55 J-55 K-55 K-55 K-55 C-75
8.56 8.56 5.59 6.43 7.52 5.59 6.43 7.52 7.52
1800 2290 2810 1990 2520 3090
1350 1720 2110 1490 1890 2320
2250 2860 3510 2490 3150 3860
1850 2270
3090 3780
2470 3020
127.00 (5)
2050 2510 3010
3410 4180 5010
2730 3340 4010
5