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固井技术规范

中国石油天然气集团公司固井技术规范

中国石油天然气集团公司

工程技术分公司

2008年

第一章总则1

第二章固井设计1

第一节设计依据和内容1

第二节压力和温度1

第三节管柱和工具、附件2

第四节水泥浆和前置液4

第五节注水泥和技术措施5

第六节施工组织和应急预案6

第三章固井准备6

第一节钻井设备7

第二节井口准备7

第三节井眼准备7

第四节套管和工具、附件9

第五节水泥和外加剂11

第六节固井设备12

第七节仪器仪表13

第四章固井施工13

第一节下套管作业13

第二节注水泥作业14

第三节施工资料整理14

第四节施工过程质量评价15

第五章固井质量评价16

第一节基本要求17

第二节水泥环评价17

第三节质量鉴定18

第四节管柱试压和井口装定18

第六章特殊井固井19

第一节天然气井19

第二节深井超深井21

第三节热采井22

第四节定向井、大位移井和水平井22

第五节调整井23

第六节煤层气井24

第七章挤水泥和注水泥塞24

第一节挤水泥24

第二节注水泥塞26

第八章特殊固井工艺27

第一节分级注水泥27

第二节尾管注水泥27

第三节内管法水泥29

第九章附则29

中国石油天然气集团公司固井技术规范

第一章总则

第一条固井是钻井工程的关键环节之一，固井质量对于延长油气井寿命和发挥油气井产能具有决定性作用。

为提高固井管理和技术水平，保障作业安全和质量，更好地为勘探开发服务，制定本规范。

第二条固井工程须从设计、准备、施工、检验4个环节严格把关，采用适应地质和油气藏特点及钻井工艺的先进适用固井技术，达到安全、优质、经济、可靠的要求。

第三条固井作业应严格按照固井施工设计执行。

第二章固井设计

第一节设计依据和内容

第四条应依据地质设计、钻井工程设计、实钻资料和有关技术规定、规范、标准进行固井设计，并在施工前完成设计审批。

第五条固井设计应从井壁稳定、井径规则、井底清洁、合理调整钻井液性能、固井施工5个方面考虑影响施工安全和固井质量的因素。

第六条固井设计至少应包含以下内容：

1．构造名称、油气井井位、名称、井别等属性识别信息。

2．固井设计依据的现场基础数据和资料。

3．关键施工参数的计算和分析结果。

4．固井施工方案和施工过程的控制、保障措施。

5．复杂情况的处理和HSE预案。

第七条用于固井设计的重要基础数据应设法从多种信息渠道获得验证，避免以单一方式获得数据。

第二节压力和温度

第八条应预测地层孔隙压力、破裂压力和坍塌压力，并采取适当措施验证预测结果。

根据具体情况可以选用以下压力预测方法：

1．构造地质力学法

2．水力压裂法

3．岩心试验法

4．建立在测井基础上的各种方法

第九条应测量或合理预测井底温度，对温度预测结果应采取适当措施验证。

根据具体情况可以选用以下方法确定井底温度：

1．实测法：

实测井下循环温度或静止温度。

2．经验推算法：

注水泥循环温度（T）的经验计算公式：

T＝钻井液循环出口温度（℃）+套管鞋深度（m）/168（m/℃）

其中，钻井液循环出口温度取钻井液循环1～2周时的出口温度。

3．地温梯度法：

井底静止温度（T静）计算方法如下：

T静=地面平均温度（℃）+［地区地温梯度（℃/m）×套管鞋深度（m）］

其中，地面平均温度为地表以下100m处恒温层的温度。

4．数值模拟法：

采用专用设计软件中的温度模拟器计算井下循环温度。

第一十条缺乏资料时也可以根据地区经验或参考邻井、邻区块试验数据并结合实钻资料合理估计井下压力和温度。

第三节管柱和工具、附件

第一十一条套管柱强度设计应采用等安全系数法，并进行双轴应力校核。

根据井下实际情况，必要时还应进行三轴应力校核。

第一十二条高压油气井和深井超深井的管柱强度设计应考虑螺纹密封因素。

第一十三条热采井的管柱强度设计应考虑高温注蒸汽过程中的热应力影响。

第一十四条定向井、大斜度井的管柱强度设计应考虑弯曲应力。

第一十五条对管柱安全系数的一般要求为：

抗外挤安全系数不小于1.25，抗内压安全系数不小于1.10，管体抗拉伸安全系数不小于1.25。

对于公称直径244.5mm（含244.5mm）以上的套管，螺纹抗拉伸安全系数不小于1.6，对于公称直径244.5mm以下的套管，螺纹抗拉伸安全系数不小于1.8。

第一十六条在正常情况下按已知产层孔隙压力梯度、钻井液压力梯度或预测地层孔隙压力值计算套管柱抗挤载荷。

遇到盐岩层等特殊地层时，该井段套管抗挤载荷计算取上覆地层压力梯度值，且该段高强度套管柱长度在盐岩层段上下至少附加50m。

第一十七条对含有硫化氢等酸性气体井的套管柱强度设计，在材质选择上应明确提出抗酸性气体腐蚀的要求。

第一十八条套管柱顶部100m应选用所用套管中壁厚最大的套管。

第一十九条有关压裂酸化、注水、开采方面对套管柱的技术要求，应由采油和地质部门在区块开发方案中提出，作为设计依据。

第二十条套管螺纹的一般选用原则可以参考下表执行。

内压力,MPa

井况

可选用螺纹

保证条件

≤28

油井

水井

LTC

BTC

1.螺纹公差符合APISTD5B

2.使用符合APIBul5A3的螺纹密封脂

3.井底温度≤120℃

油气混和井

气井

LTC

BTC

1.螺纹公差符合APISTD5B

2.使用高级螺纹密封脂

3.井底温度≤120℃

热采井

金属密封螺纹

1.需要全尺寸评价试验验证

2.井底温度≤350℃

28～55

油井

水井

LTC

BTC

1.螺纹公差符合APISTD5B

2.使用高级螺纹密封脂

3.井底温度≤120℃

油气混和井

气井

凝析气井

金属密封螺纹

1.螺纹公差符合验收条件

2.井底温度≤177℃

3.选用LTC和BTC时应使用高级密封脂，且井底温度符合要求

55～98

油井

油气混和井

气井

凝析气井

金属密封螺纹

1.螺纹公差符合APISTD5B

2.使用符合APIBul5A3的螺纹密封脂或高级密封脂

3.井底温度≤120℃

≥98

所有井

金属密封螺纹

1.需要全尺寸评价试验验证

2.螺纹逐根套管检验

3.使用合格的螺纹密封脂

4.井底温度≤177℃

（李克向.实用完井工程.北京:

石油工业出版社;2002:

173-174）

第二十一条联顶节、短套管和转换接头的加工、质量、强度应符合同钢级、壁厚的套管质量标准。

第二十二条浮箍、浮鞋、引鞋的钢级不应低于套管，其选型应以适应地质特点、满足作业要求为原则。

第二十三条应根据井径、井斜和方位测井数据采用专用设计软件进行扶正器设计，同时结合具体井下情况进行扶正器数量和位置优化。

第二十四条扶正器安放至少应做到套管鞋及以上30～50m每根套管安放一只、含油气层井段每根套管安放一只、分级箍、悬挂器等大型工具周围30～50m每根套管安放一只。

第二十五条刮泥器、旋流发生器等附件根据具体情况以安全和质量为原则选用。

第四节水泥浆和前置液

第二十六条水泥浆和前置液设计内容包括配方及性能、使用数量和使用方法。

第二十七条冲洗液及前置液

1．使用量：

在不造成油气侵及垮塌的原则下，一般占环空高度的300～500m环空容积。

2．性能要求：

冲洗液和隔离液能有效冲洗、稀释、隔离、缓冲钻井液，与钻井液及水泥浆具有良好的相容性，并能控制滤失量，不腐蚀套管，不影响水泥环的胶结强度。

第二十八条水泥浆试验按GB19139《油井水泥试验方法》执行，试验内容主要包括：

密度、稠化时间、滤失量、流变性能、抗压强度等。

特殊情况下还应进行水泥石的渗透率和水泥浆稳定性试验。

（原行业标准SY/T5546失效，按油勘字[2004]32号文件中的要求显得落后）

第二十九条对于定向井、大位移井和水平井的自由水测定，应先将水泥浆置于井底循环温度条件下，测试装置倾斜至实际井斜或45°，然后测定自由水。

第三十条尾管固井的最短水泥浆稠化时间，应为配浆开始至提出（或倒开）中心管并将残余水泥浆冲洗至地面的总时间附加1～2h；分级固井的一级水泥浆最短稠化时间应为从配浆开始至打开循环孔并将多余水泥浆冲洗至地面的总时间附加1～2h。

第三十一条水泥浆必须控制滤失量。

一般井固井水泥浆滤失量应小于150ml（6.9MPa，30min），气井和尾管固井控制水泥浆滤失量小于50ml。

根据地层条件，充填水泥浆滤失量一般不大于250ml。

第三十二条生产套管固井水泥石的最小抗压强度要求：

封固段顶部水泥石的24～48h抗压强度不小于7MPa，产层段水泥石24～48h抗压强度不小于12MPa，其养护压力和温度依据井深条件而定。

第三十三条凡有较厚盐岩层、钾盐层、复合盐岩层或石膏层固井应做到：

1．配浆水加盐量至饱和，达到结晶盐开始沉淀，其密度在1.18～1.20g/cm3之间。

2．控制饱和盐水水泥浆密度在2.0～2.3g/cm3之间，水泥浆滤失量小于250ml。

3．冲洗液和隔离液应能够控制盐层溶解，水泥浆返高应至少超过盐岩层顶部150m。

第三十四条封固盐水层和含盐地层时，水泥浆的含盐量应与地层水矿化度相匹配。

第三十五条定向井固井时应适当提高水泥浆的粘度，控制自由水量小于0.05%，API滤失量小于50ml（6.9MPa，30min）。

第三十六条井底静止温度超过110℃时，在水泥中加入30%～40%的硅粉。

第三十七条漏失井固井时应根据需要在水泥浆中加入堵漏材料或采用其它措施。

第五节注水泥和技术措施

（水泥浆和前置液设计）

第三十八条除易漏井外，固井水泥浆密度一般应比同井使用的钻井液密度高0.24g/cm3。

第三十九条冲洗液、隔离液的接触时间一般为7～10min。

第四十条依据测井井径计算注水泥量，附加系数根据地区经验而定。

（井眼准备）

第四十一条应合理调整钻井液性能，其一般原则是维护为主、调整为辅。

1．下套管前的钻井液性能以降低摩阻和防止钻屑沉积为目的。

2．注水泥前的钻井液性能以增加流动性为目的。

3．钻井液性能和滤饼质量不能满足固井需要时，应在钻进阶段即开始逐步调整，避免钻井液性能在短时间内性能变化过大。

（下套管）

第四十二条应使用专用软件对管柱在井眼中的通过性作出预测并制定相应的下套管措施。

第四十三条表层套管和技术的套管鞋至浮箍以上2～3根套管及附件的螺纹应采用螺纹粘接剂粘接，必要时可以同时采用铆钉冷铆。

第四十四条与管柱连接的工具的螺纹应采用螺纹粘接剂粘接。

第四十五条应计算管柱允许下放速度和下放阻力，并据此制定相应的下套管措施。

（注水泥）

第四十六条应采用专用设计软件对固井施工过程进行模拟，并根据井下具体情况对施工参数进行优化。

第四十七条注水泥应采用流变学设计，根据不同地区的特点及具体井况确定适宜的环空流体流态。

第四十八条施工压力控制

1．固井设计中应坚持“三压稳”的原则，即固井前的压稳、固井过程中的压稳和候凝过程中的压稳。

环空静液柱压力与环空流动阻力之和应小于地层破裂压力，环空静液柱压力应大于地层孔隙压力。

2．施工设备应满足最高施工压力要求。

第四十九条碰压前应降低替浆排量，避免高速碰压。

易发生漏失的井和高渗透地层固井时，可根据具体情况将碰压前的少量替浆量以间歇替的方式替至碰压。

第五十条一般应采取敞压方式候凝，有条件时还应在环空蹩入一定压力候凝。

第六节施工组织和应急预案

第五十一条应根据作业要求确定施工组织机构，将职责落实到人。

第五十二条应针对设计的薄弱环节制定应急预案。

第五十三条应急预案应包括发生的可能性较小但对施工安全具有重大危险的事件。

应急预案还应包含HSE预案。

第三章固井准备

第五十四条应认真做好固井准备工作，为作业成功创造良好条件。

第一节钻井设备

第五十五条通井和下套管前，应认真检查地面设备、设施，发现问题及时整改。

检查内容包括：

井架、绷绳、死活绳头、防碰天车、天车、刹车系统、传动系统、气路系统、悬吊系统、循环系统、指重表、泵压表、防喷设施、电气设备及电路。

第五十六条钻井泵的缸套应满足固井设计的排量、压力要求，动力端运转正常，上水平稳良好。

根据需要更换新缸套、活塞和凡尔。

第五十七条下套管灌钻井液装置应做到结构合理、管线连接可靠，防止落井。

第五十八条下套管前应认真检查钢丝绳和刹车带，必要时进行更换。

第五十九条高压管汇、高压闸门应做到不刺、不漏，各种开关灵敏可靠。

第六十条配浆水罐应掏洗干净，避免污染配浆用水。

第六十一条下套管前应校验指重表和立管、钻井泵的压力表。

第二节井口准备

第六十二条根据各层套管悬挂要求选择合适规格的套管头。

第六十三条套关头的安装和使用应符合出厂使用说明书的规定和要求。

第六十四条使用联顶节固井时，应准确计算联顶方入，避免套管无法下放到套管头内。

第六十五条下套管前，闸板防喷器应更换与所下套管尺寸相符的芯子。

第三节井眼准备

（大港钻井工程师手册编委会.邹来方主编.大港钻井工程师手册,大港油田集团钻井工程公司;2001.8:

467-482）

第六十六条下套管前应校核钻具长度，核实井眼深度。

第六十七条下套管前必须进行通井作业。

通井钻具组合的最大外径和刚度应不小于原钻具组合。

对阻、卡井段应认真划眼，做到井底无沉砂、无阻卡、无坍塌。

对于复杂井和高难度井，还应采用单扶正器和三扶正器通井两次。

通井起钻时应及时足量灌满钻井液，防止井壁坍塌。

第六十八条通过循环确定正常循环压力。

通井及注水泥前以不小于钻进时的最大排量至少循环两周，达到井下正常，调整钻井液性能达到注水泥设计要求。

第六十九条漏失井在下套管前必须先进行堵漏，正常后方可下套管。

第七十条下套管前必须压稳油气层。

当地层漏失压力和孔隙压力差值很小容易发生井漏时，对于气井固井可以控制油气上窜速度小于20m/h，油井固井可以控制油气上窜速度小于15m/h。

（油勘字[2004]32固井技术规定）

第七十一条受井身结构限制造成设计套管与井眼环空间隙小于19mm时，可在必要时采取扩眼等相应措施。

第七十二条通井时钻井液性能调整的技术要求：

1．控制摩阻。

水平位移≤500m的定向井摩阻控制在0.10之内；水平位移>500m的定向井摩阻控制在0.08之内；井深≤3500m的直井摩阻控制在0.15之内；井深>3500m的直井摩阻控制在0.12之内。

2．通井时循环排量不小于正常钻进时的排量，起钻前通过短起下钻循环测油气上窜速度。

钻井液密度不能平衡地层压力或油气上窜速度不满足第七十条要求时，应适当加重钻井液，并通过短起下钻进行验证，确认压稳油气层。

3．控制钻井液粘、切。

钻井液密度<1.30g/cm3时，屈服值<5Pa，塑性粘度尽可能低；钻井液密度1.30～1.80g/cm3时，屈服值<8Pa，塑性粘度尽可能低；钻井液密度>1.80g/cm3时，屈服值<15Pa，塑性粘度尽可能低。

（SY/T6592固井质量评价方法；刘崇建,黄柏宗,徐同台,刘孝良等编着.油气井注水泥理论与应用.北京:

石油工业出版社,2001.9:

421-422；取消了油勘字[2007]67高压、酸性天然气井固井技术规范（试行）中对塑性粘度的数值规定，增强操作性）

第七十三条通井作业的技术要求：

1．钻具组合应满足第六十七条要求，泵压较高时可以放大钻头水眼。

2．通井时应控制钻具下放速度，遇阻下压值：

直井不超过50KN；定向井不超过正常下放阻力50KN；按规定的下压力仍不能解除遇阻时，采用循环冲洗或正划眼措施。

3．下钻中途循环要避开易垮、易漏地层，下钻中途和到底开泵时先单凡尔顶通，然后再逐渐加大排量；有技术套管的井，在技术套管内循环好钻井液，然后再继续下钻。

4．通井过程中如发生井漏，应进行堵漏作业，并验证漏失压力大于固井时最大动液柱压力。

5．起钻时每3～5柱钻杆，1柱钻铤，井内灌满钻井液，遇拔活塞现象时，循环活动钻具，把钻具下至井底，重新调整钻井液。

6．起钻遇卡时上提拉力：

直井不超过原悬重100KN；定向井不超过正常上提阻力100KN；遇卡时应循环上下活动钻具或采取倒划眼的措施。

7．下套管前井深控制：

技术套管口袋小于5m；生产套管口袋小于10m。

第四节套管和工具、附件

第七十四条套管送井前应进行检查并作好记录。

检查内容包括：

接箍、管体、螺纹外观；钢级与壁厚；直线度；长度；锥度；通内径；螺纹机紧度；紧密距；探伤；静水压力试验。

第七十五条套管到井前后应的检查项目包括：

接箍、管体、螺纹外表缺陷；钢级与壁厚；直线度；长度；通内径。

第七十六条特殊螺纹套管应按订货合同规定或推荐项目与方法检查。

第七十七条应给出所选用工具和附件的型号、规格和操作参数，并在入井前认真细致检查，测绘几何尺寸，专人、专位妥善保管、使用。

第七十八条应按清单检查、验收套管、附件、井口工具，现场套管应检钢级、壁厚、弯曲度和本体母接箍上扣余扣。

附件、井口工具应清洗检查丝扣、合扣、查外伤、测绘几何尺寸。

第七十九条应对到井套管编号、排列，由地质和工程技术负责人分别丈量到井套管程度，丈量结果应一致。

第八十条对于浮鞋、浮箍、工具及其组件，应认真细致检查并测绘几何尺寸，专人、专位妥善保管、使用。

第八十一条应对扶正器进行尺寸、质量检查。

第八十二条套管准备应开展以下工作：

1．送井套管应按下井顺序卸车，后下井的套管先卸车。

2．卸套管应用抓管机或吊车卸下，套管摆放在管架上，接箍朝向井架大门方向，分层摆放时应用钢管分隔开，层数不超过三层。

3．应清点到井套管的数量，按规格、用途进行整理。

4．应通过目视对套管进行检查：

通过接箍颜色、钢印标记查实钢级、生产厂家；通过本体上的字符查实壁厚等参数；不同类型的套管要分隔并做好标记，以免混用。

5．对到井的所有套管逐根检查接箍、丝扣、本体：

接箍余扣超过2扣，接箍有裂纹，母扣有损伤不能下入井内；本体有裂纹、弯曲、凹痕深度超过名义壁厚12.5%不能下入井内；无法辨认的套管不能下入井内；有以上缺陷的套管，做出标记。

6．用清洗液、棉纱、毛刷逐根清洗套管公母扣，特殊扣形套管清洗按厂家要求进行。

7．使用符合标准要求的通径规，对送井套管逐根通径，通径规不能通过的套管不能下入井内，并做好标记。

8．钻井工程和地质人员分别对送井套管进行逐根丈量、记录和统一编制下入顺序号，做到两对口：

测量点从接箍端面至API螺纹消失点或最终分度线记号，梯形螺纹以印在套管本体上三角符号的低边为准，其它螺纹按厂家规定的测量为准；无特殊要求测量长度精确到小数后两位数（cm），要求精度高时可精确到小数点后三位（mm）。

9．井场应有一定数量的备用套管，备用套管的钢级、壁厚应为到井套管中钢级最高，壁厚最大的套管：

表层套管一般备用一根，其钢级、壁厚与到井套管一致；对于技术套管和生产套管，套管总长2500m之内时备用3根；套管总长2500～3000m时备用5根；套管总长3500m以上时备用6根。

第八十三条井下工具一般指分级箍、尾管悬挂器、管外封隔器等，应开展以下准备工作：

1．井下工具需具有出厂合格证、使用说明书。

2．井下工具应绘制草图、标明主要尺寸。

3．液压打开循环孔的分级箍，检查打开套销钉数与对应打开压力值。

4．对于重复使用中心管的尾管悬挂器，保养组装后要进行试压试验。

5．井下工具在装车、运输、卸车时不能磕碰、挤压，防止井下工具失灵。

6．井下工具送井后要妥善保管。

7．检查井下工具连接螺纹，是否与所下套管一致。

8．分级箍要检查核实附带的一级碰压塞、打开塞（或重力打开塞）、关闭塞是否带全，相关配合尺寸是否正确。

9．尾管悬挂器所附带憋压坐挂球、钻杆胶塞齐全、规格、尺寸合格。

10．检查钻杆胶塞能否通过送入钻具。

第八十四条井下附件一般指浮鞋（或引鞋）、浮箍、套管扶正器等，应开展以下准备工作：

1．所有附件均应有出厂合格证书。

2．检查所有附件规格、尺寸是否与所下套管一致。

3．浮鞋、浮箍材质、连接螺纹与所下套管一致，正反向承压能力。

4．扶正器（刚性、弹性）检查外型、尺寸，弹性扶正器人工踩压检查弹簧片性能。

5．装卸、运输过程中注意保护，防止损坏，到达井场后注意妥善保管。

第五节水泥和外加剂

第八十五条使用的油井水泥和外加剂应质检合格。

固井前应对所用的水泥、外加剂、外掺料抽样检查，合格后方可用于固井。

第八十六条注水泥施工前必须取现场水、水泥、外加剂样品，并按设计规定条件做现场复核试验。

第八十七条需要高密度、低密度水泥浆固井时，加重材料、减轻材料要符合质量标准要求：

混拌时严格按比例加入，通过气力混拌装置混拌均匀；混拌成品抽样检查，在设计的固液比下测量其水泥浆密度变化，合格后方可使用。

第八十八条水泥中添加外加剂时，要符合以下要求：

1．所选用外加剂要有产品使用说明书和产品合格证书。

2．复查外加剂是否质量合格。

3．当使用的外加剂在两种以下时，进行复合使用性能测试。

第八十九条妥善保管外加剂、防潮湿、防日光暴晒，液体添加剂防冻。

第九十条.需要水混的外加剂要求：

水质要求干净，控制有害离子和其它化学物质；混配时严格按设计比例要求加入，有时几种添加剂需要按前后顺序加入，严格按照顺序加入；采用水泥车的喷嘴混合器混配，并充分循环，达到均匀稳定。

第九十一条外加剂水混后取样复查混配质量；

第九十二条水混外加剂混合好后两天以上仍未固井时，固井前重新复查。

第九十三条同次固井作业中，水泥、外掺料、外加剂应使用同一批号产品。

第九十四条水泥、外掺料、外加剂用量：

按井径扩大率15%和封固井段长度估算水泥用量，并加一定附加量；根据已初步确定的水泥用量计算外掺料、外加剂用量，并附加一定值。

第六节固井设备

第九十五条水泥车

1．水泥车应具有再混合系统和水泥浆密度自动控制系统。

2．浅井、中深井可以使用单机单泵，最高泵压≥40MPa水泥车。

3．深井、超深井，特殊作业井（如尾管固井）应使用双机双泵、泵压70～100MPa水泥车。

4．高密度水泥浆、尾管注水泥、水平井注水泥，为提高水泥浆质量，应采用批混装置进行批混、批注。

5．固井前对水泥车进行全面检查、保养，达到不刺、不漏连续运转，排量、压力达到额定值。

6．按照注水泥排量要求配备水泥车数量。

第九十六条散装水泥罐

1．散装水泥罐使用前清除剩余水泥，保持罐内干净。

2．对供灰系统、出灰系统、供气系统进行全面检查。

3．供灰口至水泥车（撬）超过12m时，加恒压罐过渡。

4．按预计水泥量配置散装水泥罐（包括散装水泥罐车）。

5．使用立式罐固井时，运灰罐车也要清除罐内多余水泥。

6．水泥罐车、立式罐应装计量装置。

7．多罐、多车供应时，为保证供灰连续、稳定，应用供灰集成器装置。

8．应认真检查压风机，确保工作正常。

9．确保大立罐、下灰车气路不堵、不漏，连接可靠。

第九十七条井口工具

1．水泥头的额定工作压力符合要求：

508mm、339.7mm水泥头组合试压21MPa；244.5mm、177.8mm水泥头组合试压35MPa；小于177.8mm的水泥头组合试压49MPa。

（高于SY/T5394固井水泥头及常规固井胶塞；大港、渤