ICS 73.020 CCS E12
中华人民共和国石油天然气行业标准
SY/T 7308—2025
代替SY/T 7308—2016
存储式测井作业技术规范
Technical specification for data storage well logging operation
2025—09-28发布 2026—03-28实施
国家能源局 发 布
SY/T 7308—2025
目 次
前 言
本文件按照GB/T 1.1—2020《标准化工作导则 第1部分：标准化文件的结构和起草规则》的 规定起草。
本文件代替SY/T 7308—2016《泵出存储式测井作业技术规范》,与SY/T 7308—2016相比，除 结构调整和编辑性改动外，主要技术变化如下：
a )更改了泵出存储式测井、保护套、机械释放器、数控释放器的术语和定义(见3.1、3.5、3.8、 3.9,2016年版的3.1、3.4、3.6、3.7);
b) 删除了钻杆输送泵出存储式测井、电缆输送泵出存储式测井、悬挂器、吊挂释放器的术语和 定义(见2016年版的3.2、3.3、3.5、3.8);
c) 增加了过钻杆测井、过钻头测井、钻杆保护套测井、悬挂短节、落座短节、无线通信捕捉仪、 挂套的术语和定义(见3.2～3.4、3.6、3.7、3.10、3.11);
d) 增加了“测井设备及输送工具”一章(见第4章);
e) 更改了施工井场、井筒及钻井队设备要求(见5.1.2.2、5.1.2.4、5.1.2.7、5.1.2.8,2016年版的
4.2.2、4.2.4、4.2.7、4.2.8);
f) 更改了作业设计通则关于信息收集的要求(见5.2.1.2,2016年版的5.1.2);
g) 增加了作业设计通则关于作业方式的选择要求(见5.2.1.3);
h) 更改“电缆输送泵出存储式测井”为“过钻杆测井”(见5.2.2、9.1,2016年版的5.3、7.2);
i) 更改了过钻杆测井的作业设计要求(见5.2.2.2、5.2.2.3,2016年版的5.3.2、5.3.3);
j) 增加了过钻头测井作业设计要求(见5.2.3);
k) 更改“钻杆输送泵出存储式测井”为 “钻杆保护套测井”(见5.2.4、9.3,2016年版的5.2、 7.1) ;
1)更改了钻杆保护套测井作业设计要求(见5.2.4.1,2016年版的5.2.1);
m) 更改了入井工具的检查要求(见6.2.2,2016年版的6.1.2.2);
n) 删除了放射源的运输、使用要求(见2016年版的6.1.4);
o) 更改了作业协调会参会人员和会议内容要求(见7.1、7.2.5、7.2.6,2016年版的6.2.1、 6.2.2.5、6.2.2.6);
p) 更改了现场准备的要求(见8.3、8.5～8.7,2016年版的6.3.3、6.3.5～6.3.7);
q) 删除了“仪器释放后不应下放钻杆”的要求(见2016年版的7.1.3.1.6、7.1.3.2.10);
r) 更改了过钻杆测井安装传感器的要求(见9.1.1.1,2016年版的7.2.1.1);
s) 更改了过钻杆测井安装入井工具的要求(见9.1.1.2,2016年版的7.2.1.2);
t) 更改了过钻杆测井下钻的要求(见9.1.2,2016年版的7.2.2);
u) 更改了过钻杆测井安装仪器串和旁通短节的要求(见9.1.3,2016年版的7.2.3);
v) 更改了过钻杆测井下放、泵送仪器的要求(见9.1.4.1～9.1.4.6,2016年版的7.2.4.1~
7.2.4.5);
w) 更改了过钻杆测井起钻测井的技术要求(见9.1.7,2016年版的7.2.7);
x) 更改了过钻杆测井抓取、回收仪器的要求(见9.1.8,见2016年版的7.2.8);
y) 增加了过钻头测井作业过程的技术要求(见9.2);
z )更改了钻杆保护套测井释放和泵出仪器的要求(见9.3.3,2016年版的7.1.3);
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aa) 更改了钻杆保护套测井的起钻测井要求(见9.3.4,2016年版的7.1.4);
ab )更改了数据读取、处理和资料验收要求(见9.4,2016年版的第8章和第9章);
ac) 增加了仪器和工具的检查保养(见第10章);
ad) 增加了复杂情况处理(见第11章);
ae) 更改了健康、安全、环境保护要求(见第12章，2016年版的第10章)。
请注意本文件的某些内容可能涉及专利。本文件的发布机构不承担识别专利的责任。
本文件由石油工业标准化技术委员会石油测井专业标准化委员会(CPSC/TC 11)提出并归口。
本文件起草单位：中国石油集团测井有限公司、中石化经纬有限公司西南测控公司、中海油田服 务股份有限公司、中联煤层气有限责任公司晋西分公司。
本文件主要起草人：徐清、张炳军、郭帅、刘晖、高峰、陈红辉、孟建雄、张涛、吴鹏、冀本 豪、孙付川、王东升、杜英伟、陈泉林、韦海王、沈继斌、李孜虎。
本文件及其所代替文件的历次版本发布情况为：
——2016年首次发布为SY/T 7308—2016;
——本次为第一次修订。
SY/T 7308—2025
存储式测井作业技术规范
1 范围
本文件规定了裸眼井泵出存储式测井作业条件、作业设计、作业准备、作业过程、仪器工具维保 和复杂情况处理的技术要求及健康、安全、环境保护要求。
本文件适用于过钻杆、过钻头、钻杆保护套等裸眼井泵出存储式测井作业的过程控制和现场 监督。
2 规范性引用文件
下列文件中的内容通过文中的规范性引用而构成本文件必不可少的条款。其中，注日期的引用文 件，仅该日期对应的版本适用于本文件;不注日期的引用文件，其最新版本(包括所有的修改单)适 用于本文件。
GB/T 8423.2 石油天然气工业术语第2部分：工程技术
GB/T 8423.5 石油天然气工业术语第5部分：设备与材料
SY5131 石油放射性测井辐射防护安全规程
SY/T 5132 石油测井原始资料质量规范
SY/T 5600 石油电缆测井作业技术规范
SY/T 5726 石油测井作业安全规范
SY/T 6610 硫化氢环境井下作业场所作业安全规范
SY/T 6691 裸眼井测井设计规范
3 术语和定义
GB/T 8423.2 、GB/T 8423.5界定的以及下列术语和定义适用于本文件。
3.1
泵出存储式测井 data storage well logging with tool pumped out
利用钻井泵压力(以下简称“泵压”),使仪器串从钻具水眼或保护套进入到裸眼井段，并悬挂在 落座短节上，起钻进行测井数据采集，并将测井数据存储在仪器串内的测井作业方式。
注 ：主要分为过钻杆测井、过钻头测井和钻杆保护套测井，亦统称为过钻具测井。
3.2
过钻杆测井 well logging with tool through drill pipe
将底部装有落座短节和引鞋的钻具下放到预定深度后，在电缆牵引下通过仪器串重力或钻井液推 力输送仪器串穿过钻杆水眼，地面系统控制释放仪器并悬挂在落座短节上，起出电缆后，起钻进行测 井数据采集的测井作业方式。
3.3
过钻头测井 well logging with tool through bit
将底部装有落座短节和专用钻头的钻具通井下放到井底或预定深度后，在电缆牵引下通过仪器串 重力或钻井液推力输送仪器串穿过钻杆、钻头水眼，地面系统控制释放仪器串并悬挂在落座短节上， 起出电缆后，起钻进行测井数据采集，通过钻杆水眼回收仪器串至地面后可继续下钻进行通井的测井 作业方式。
3.4
钻杆保护套测井 well logging with tool conveyed by protective carrier
预先将仪器串安装到钻杆保护套中，连接钻杆将保护套下放到井底或预定深度后，通过钻杆水眼 泵送投棒(球)方式或数控方式释放仪器串并悬挂在落座短节上，起钻进行测井数据采集的测井作业 方式。
3.5
保护套 protective carrier
在下钻过程中容纳、保护仪器串的钻杆或类似的组合工具。
3. 6
悬挂短节 hanging sub
连接在保护套上端，内部有内缩口，在钻杆保护套测井释放前悬挂仪器串的工具。 3.7
落座短节 landing sub
连接在保护套下端或钻杆下端，与引鞋或专用钻头连接，内部有内卡，在泵出存储式测井释放后 悬挂仪器串的工具。
3.8
机械释放器 mechanical ejector
连接在仪器串上端，与悬挂短节配套，将仪器串悬挂在保护套内，通过井口投棒(球)、泵送加 压切断剪切销，使仪器串脱离悬挂短节的装置。
3.9
数控释放器 impulse ejector
连接在仪器串上端，与悬挂短节配套，利用销钉将仪器串悬挂于保护套内，通过泵压脉冲信号或 预先设定时间控制电动机，收回销钉，使仪器串脱离悬挂短节的装置。
3.10
无线通信捕捉仪 wireless catching tool
连接在电缆连接器与仪器串之间，由上、下吊挂组成，上、下吊挂之间利用蘑菇头机械方式连 接，通过无线通信与仪器串建立通信，接收地面系统指令与上传数据，控制电动机释放与抓取仪器串 的装置。
3.11
挂套 hanging sleeve
安装于无线通信捕捉仪的下吊挂上，使仪器串入井和测井过程中落坐于落座短节内卡处的关键 部件。
4 测井设备及输送工具
4.1 测井设备
主要包括：
——地面系统;
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——绞车系统;
——下井仪器。
4.2 输送工具
4.2.1 通用工具主要包括：
——深度传感器;
——钩载传感器;
——泵压传感器;
——电缆连接器;
——旋转短节;
——柔性短节;
——缓冲短节;
——张力短节;
——落座短节;
——出仓悬挂头(包括专用钻头和引鞋)。
4.2.2 过钻杆/过钻头测井工具主要包括：
——无线通信捕捉仪;
——旁通短节。
4.2.3 钻杆保护套测井工具主要包括：
——悬挂短节;
——保护套;
——释放器;
——投棒(球)。
4.2.4 辅助工具主要包括：
——多类型通径规;
—钻杆滤清器。
5 测井施工作业条件
5.1 测井作业要求
5.1.1 人员要求
应符合SY/T 5600的规定。
5.1.2 施工井场、井筒及钻井队设备要求
5.1.2.1 施工井场应符合SY/T 5600的规定。
5.1.2.2 泵出存储式测井前应先通井。
a) 过钻头测井可在测井下钻过程中通井，通井钻具均应使用通径规通径。
b) 通井下钻到井底后，应循环钻井液至少两个循环周，并采用网眼直径小于5mm 的钻杆滤清 器过滤钻井液。
c) 必要时，在水平井段、井底等位置应做钻具静置粘卡试验。
5.1.2.3 钻井队柴油机、发电机、液压大钳、游车、钻井泵、气动绞车等设备工作状况良好。
5.1.2.4 钻井泵输出的压力稳定、可调。应能够提供5 MPa～30 MPa泵压、持续时间大于30 min的 稳定压力输出。
5.1.2.5 上提钻杆速度应满足仪器串的测量速度要求。
5.1.2.6 钻井队应提供实际入井钻杆的长度和水眼内径数据。
5.1.2.7 钻杆保护套测井时，优先选用钻井队钻杆作为保护套，钻杆优先使用顺序为加重钻杆、加厚 钻杆、普通钻杆，保护套最小内径应大于仪器串最大外径8 mm。
5.1.2.8 过钻杆和过钻头测井，若采用多种内径尺寸的钻杆组合，应将内径相同的钻杆组合在一起， 钻杆最小内径应大于仪器串最大外径8mm。
5.1.2.9 钻机滚筒中心轴、钻机死绳固定器液压输出端、钻井液立管应具有连接测井深度传感器、钩 载传感器、泵压传感器的接口。
5.2 作业设计
5.2.1 通 则
5.2.1.1 应按照SY/T 6691的规定制订测井作业设计(以下简称“设计”)。
5.2.1.2 应收集井筒及相关信息，包括井身结构数据、井斜数据、钻具组合、钻具扣型、水眼尺寸、 地质情况、地层流体性质、地层压力、钻井液数据、钻井泵性能、井身质量、起下钻情况、井下异常 情况、安全作业时间、钻机型号、钻具静置粘卡试验情况等。
5.2.1.3 应根据井眼轨迹、井筒环境、钻井设备、钻杆水眼和测井项目等信息优选测井作业方式：
a)井眼轨迹不影响仪器串通过，或涉及放射源测井，宜选用过钻杆测井或过钻头测井;
b) 井眼坍塌、页岩膨胀等恶劣井筒环境的直/定向井，宜选用过钻头测井;
c) 现场无电缆输送设备或施工场地不满足电缆输送设备摆放条件，部分钻杆水眼通径小于仪器 串最大外径，应采用钻杆保护套测井。
5.2.1.4 设计仪器连接顺序时，应将机械强度较小的仪器置于仪器串下部，将带有放射源的仪器置于 仪器串上部。
5.2.2 过钻杆测井
5.2.2.1 除5.2.1的要求外，设计还应包括：
a) 泵出和释放仪器步骤;
b) 确定释放深度(释放仪器时出仓悬挂头的深度);
c) 钻杆水眼最小内径;
d) 旁通短节下入深度;
e) 设定顶通水眼和循环钻井液时的下钻深度，出套管前应顶通1次，裸眼井段每500m 应顶通 1次，下至井底应循环钻井液;
f) 确定挂套、内卡的尺寸;
g) 优选下井仪器组合与工器具;
h) 确定通径规直径。
5.2.2.2 旁通短节下入深度应根据钻具静置粘卡时间和仪器串释放深度综合确定，最大下入井深不宜 超过100m。
5.2.2.3 设计仪器连接顺序时，仪器串刚性长度应满足如下要求。
a) 两支柔性短节之间的仪器总长度不应大于钻杆水眼允许仪器串通过的最大刚性长度。
b) 最大刚性长度可选取全井全角变化率最大的井段按照经验公式计算或使用通过性软件分析确 定。经验公式见公式(1):
式中：
L——仪器串最大刚性长度，单位为米(m);
Dm.n——钻杆水眼最小内径，单位为米( m);
Dmx— 仪器串最大外径，单位为米 (m);
B——全角变化率，一般宜从钻井井斜数据表获取最大值，单位为度每三十米[(°)/30 m]。
5.2.3 过钻头测井
5.2.3.1 除5.2.1的要求外，设计还应包括：
a) 专用通井钻头尺寸;
b) 针对施工井的作业方式优选。
5.2.3.2 其他要求应符合5.2.2的规定。
5.2.4 钻杆保护套测井
5.2.4.1 除5.2.1的要求外，设计还应包括：
a) 释放仪器方式(采用机械释放器或数控释放器;采用数控释放器时，选定压力脉冲控制释放 或定时释放);
b) 释放和泵出仪器步骤;
c) 释放深度(释放仪器时出仓悬挂头的深度，采用悬空释放时井底应预留的深度为仪器串长度 再加5m);
d) 释放和泵出仪器时的泵压;
e) 钻井液循环结束前，泵压高值、低值;
f) 设定顶通水眼和循环钻井液时的下钻深度及钻井液排量，出套管前应顶通1次，裸眼井段每
500 m 应顶通1次，下至井底应循环钻井液;
g) 确定对接保护短节上的泄流孔方式与大小;
h) 设定入井工具的连接顺序;
i) 确定保护套的长度、内径;
j) 确定通径规直径;
k) 设定仪器供电、断电深度和压力阈值;
1)采用机械释放器时，设定投棒(球)直径、泵送压力、剪切销钉的数量和额定切断压力及投 棒(球)到达释放器的运行时长;
m) 具备过钻杆水眼打捞回收仪器条件的，还应进行相关配套设计。
5.2.4.2 释放仪器方式的选定宜综合考虑地质情况、井身质量、钻井设备(钻井泵性能、钻杆组合、 钻杆水眼、内防喷工具)等因素。
5.2.4.3 释放深度的设计宜综合考虑井斜角度、释放方式、地质情况、井身质量等因素。
5.2.4.4 释放和泵出仪器时的泵压、循环结束前泵压高值、低值的设计宜综合考虑井型、井深、井眼 大小、钻井液黏度、钻井泵性能等因素。
5.2.4.5 保护套长度的设计应确保释放前仪器串底端到出仓悬挂头底端的距离为0.5m～1.5m。
6 测井设备及工具的检查
6.1 测井设备
6.1.1 地面系统运行应正常，供电及通信性能良好。
6.1.2 深度传感器、钩载传感器、泵压传感器通电运行应正常，传感器探头与钻井设备应能正常 配接。
6.1.3 下井仪器外观检查、通断绝缘检查、通电检查、数据采集读取检查、刻度校验应合格。
6.1.4 仪器接头的“0”型圈、插针、卡环应完好;张力短节、旋转短节、声波声系等仪器内硅油应 充足。
6.1.5 电池短节的电量应满足本井正常测井作业的需要。
6.1.6 检查并紧固所有螺纹、销钉连接部位和固定部件。
6.1.7 清空存储器中的数据。
6.2 入井工具
6.2.1 入井工具应经过维护保养，外观检查应合格。
6.2.2 挂套和内卡应在每次作业前检查外观并测量尺寸。
6.2.3 释放器的电气性能、机械性能良好。
7 作业协调会
7.1 参会人员
宜包括测井监督、地质监督、钻井监督、钻井队长、钻井技术员、录井队长、录井技术员、测井 队长、司钻和钻井液工程师等相关人员。
7.2 会议内容
7.2.1 钻井队介绍当前井况、钻机运行情况、钻井过程异常情况、钻井液性能，提供入井钻具数据。
7.2.2 地质录井人员介绍井下地质情况，提供测井所需数据。
7.2.3 测井施工方确认作业条件是否满足要求。如未满足要求，应提出整改意见。
7.2.4 测井施工方根据钻井队、地质录井队提供的信息，核实、确认测井作业设计中的相关内容。
7.2.5 测井施工方说明测井作业设计，提出需要钻井队配合的事项及安全要求，明确在施工中由测井 人员指挥、钻井队配合，钻井队与测井施工方协商井控措施，明确井控方案。
7.2.6 钻杆保护套测井时，测井施工方应与钻井队共同确定仪器供电启动的时间或深度。
8 现场准备
8.1 测井队召开班前会，进行作业安排。
8.2 根据钻井队提供的入井钻杆数据及入井工具、钻杆的连接顺序，填写钻具记录表。钻具记录表 参见附录A。
8.3 按照设计对下井仪器进行通电检查、测前校验、数据读取，测前校验应合格，数据读取应正常。
8.4 检查电池的工作电压和工作电流，数值应正常。
8.5 采用机械释放器时，应进行各连接紧固点、定位螺栓的检查，按照设计的要求安装可翻转挂钩， 授时并设置供电启动时间、断电深度压力阈值等参数。
8.6 采用数控释放器时，应进行通电检查和授时，将悬挂销推出，设置仪器供电启动时间、断电深 度压力阈值、仪器释放时间等参数。
8.7 采用无线通信捕捉仪时，应检查上、下吊挂之间的通信和释放、抓取功能正常。
8.8 钻井队提供钻杆作为保护套时，测井队应测量核实其长度和内径尺寸。
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9 作业过程
9.1 过钻杆测井
9.1.1 安装传感器和入井工具
9.1.1.1 安装传感器应遵守以下要求：
a) 协助钻井队人员安装深度传感器、钩载传感器;
b) 通过现场刻度或输入相关参数对深度系统进行标定，现场刻度方法参见附录B;
c) 对钩载传感器进行操作检查，数值应正常。
9.1.1.2 安装入井工具应遵守以下要求：
a) 按照设计确定的入井工具连接顺序，将各入井工具连接、紧固，紧固工作压力应满足入井工 具的紧扣扭矩要求;
b) 若需要在非直井段回收仪器串，落座短节上部2m 的管柱内径应不超过仪器串最大外径 15mm, 否则应配套专用对接保护短节。
9.1.2 下钻
9.1.2.1 下钻时应使用设计确定的通径规对所有入井钻杆进行通径。
9.1.2.2 钻井队应按照钻具记录表规定的组合顺序下钻。
9.1.2.3 坐吊卡(卡瓦)后，钻杆接头顶端在钻台平面上的高度应一致。卸吊卡(卡瓦)时，钻杆提 升不应超过20 cm。
9.1.2.4 测井队安排专人在井口配合钻井队下钻，确认下钻顺序与钻具记录表一致并在钻具记录表上 记录。
9.1.2.5 操作工程师应校准深度参数，将测井深度系统测量的每柱钻杆长度与钻具记录表中对应的钻 杆长度进行实时对比，两者差值应在±0.5%以内。
9.1.2.6 操作工程师应调整深度传感器脉冲方向、钩载张力门槛，确定测井软件正确识别钻具上行、 下行、坐卡状态。
9.1.2.7 下钻至设计确定的顶通深度后，顶通水眼，测井、钻井、录井三方核对下钻深度。
9.1.2.8 下钻至设计确定的循环深度后，钻台值班人员在钻杆上做标记，操作工程师设置深度，循环 钻井液直至钻井液性能达到要求且泵压稳定，期间可以不大于10m/min的速度起下钻杆。
9.1.2.9 灌注、顶通、循环钻井液时，应在钻杆水眼内加装网眼直径不大于5mm 的钻杆滤清器，完 毕取出。
9.1.2.10 下钻到底，应循环钻井液不少于两个循环周。循环完成后，将出仓悬挂头起至设计确定的 仪器泵出深度。
9.1.3 安装仪器串和旁通短节
9.1.3.1 在旁通短节与钻杆连接前，按照设计确定的顺序连接仪器串，下入钻杆水眼中。
9.1.3.2 井口连接仪器串应遵守SY/T 5600的规定，可与上下活动钻杆交替进行。
9.1.3.3 钻井队负责安装天滑轮，位置由测井队指定，应采取双保险措施，以不影响起下钻杆为原 则。天滑轮安装过程中，钻台上所有人员应撤离井口。
9.1.3.4 旁通短节与钻杆连接时，应预防液压大钳损伤电缆。
9.1.3.5 将旁通短节下入到设计确定的深度。
9.1.4 下放、泵送仪器
9.1.4.1 在垂直井段，仪器串可由电缆牵引依靠重力下行。仪器串在大斜度井段无法依靠重力下行 时，应循环钻井液泵送仪器。
9.1.4.2 启动钻井泵期间应以不大于10 m/min的速度下放电缆，保持电缆绷直。
9.1.4.3 泵送仪器过程中，钻井泵与测井绞车的操作人员应相互配合，保持仪器串运行平稳，井下张 力应不大于拉力棒额定值的50%。电缆下放速度应不大于67 m/min。仪器泵出钻杆之前200m 减速， 泵出速度应不大于50 m/min。
9.1.4.4 操作工程师应实时监测井下张力和相关曲线变化，宜使用磁定位曲线的变化判断仪器串与电 缆的运行状态，协助绞车操作人员完成仪器泵送，出现异常及时提醒和处置。
9.1.4.5 根据深度显示、地面张力、井下张力、泵压判断无线通信捕捉仪是否到达落座短节。无线通 信捕捉仪到达落座短节时，地面张力和井下张力减小，泵压增大。
9.1.4.6 下放、泵送仪器过程中，可以不大于10 m/min的速度活动钻杆。
9.1.5 释放仪器
9.1.5.1 确认仪器工作状态正常后，应进行释放仪器前的准备，包括授时、设置电池工作时间，打开 仪器推靠，设置仪器测井状态。
9.1.5.2 通过无线通信捕捉仪发送上、下吊挂脱开指令后，应以不大于10 m/min的速度上提电缆，通 过观察井下张力、仪器状态或测井资料判断释放状态。
9.1.6 上提电缆
9.1.6.1 释放仪器成功后，测井绞车上提电缆，速度应不大于67m/min。
9.1.6.2 上提电缆可与上提钻杆交替进行，旁通短节起至井口时，电缆连接器也位于井口附近。
9.1.6.3 拆除旁通短节及上提电缆回收的组件。
9.1.7 起钻测井
9.1.7.1 起钻前，应将大钩和转盘锁定。测井、钻井、录井三方核对深度。
9.1.7.2 起钻应平稳，不应下放钻杆，上提速度不应大于仪器串测速要求，且宜保持匀速。
9.1.7.3 坐吊卡(卡瓦)时，钻杆回落不应超过20 cm。坐吊卡(卡瓦)后，钻杆接头顶端在钻台平 面上的高度应一致。
9.1.7.4 测井队安排专人在井口配合钻井队起钻，并在钻具记录表上做记录。
9.1.7.5 操作工程师将测井深度系统测量的每柱钻杆长度与钻具记录表中对应的钻杆长度进行实时对 比，两者差值应在±0.5%以内。
9.1.7.6 操作工程师应调整深度传感器脉冲方向、钩载张力门槛，确定测井软件正确识别钻具上行、 下行、坐卡状态。
9.1.7.7 完成测井后，起钻应平稳，上提速度不应超过10m/min。
9.1.8 抓取、回收仪器
9.1.8.1 抓取仪器操作宜在垂直井段进行。
9.1.8.2 当无线通信捕捉仪上吊挂距离下吊挂100m 时 ，电缆下放速度应不大于20 m/min。
9.1.8.3 抓取仪器成功后，应检查仪器工作状态，收回推靠臂，切换仪器工作模式，以不大于10 m/min 的速度上提电缆使仪器串通过落座短节，然后以不大于67 m/min的速度上提电缆回收仪器串。
9.1.9 井口拆除和测后校验
9.1.9.1 电池短节起出井口时，应安装防爆桶，并确认电池短节温度正常后方可拆除仪器串。
9.1.9.2 协助钻井队人员拆卸钩载传感器、深度传感器。由钻井队负责拆卸天滑轮，天滑轮拆卸过程 中，钻台上所有人员应撤离井口。
9.1.9.3 在地面连接仪器串进行仪器测后校验，结果应符合仪器指标要求。
9.2 过钻头测井
9.2.1 安装传感器，下放、泵送仪器，释放仪器，上提电缆，井口拆除和测后校验应遵守9.1的 规定。
9.2.2 应根据测井设计的作业方式安装专用钻头等入井工具、仪器串和旁通短节。倒划眼测井应根据 放射性等特殊测井项目需求在其上部安装2～3级旋转短节，入井前检查完好、转动灵活。
9.2.3 下钻过程按照正常通井程序作业，下钻其他要求应符合9.1.2的规定。
9.2.4 倒划眼起钻测井过程中，可根据井况需要，宜以排量不超1m³min 、转速不大于10 r/min、 扭矩不大于20 kN·m 进行倒划眼，上提钻具过提悬重应不超过98 kN。其他要求应符合9.1.7.2~
9.1.7.7的规定。
9.2.5 抓取、回收仪器串应遵守9.1.8的规定。回收仪器串至地面之后钻井队可继续下钻完成后续通 井或其他作业。
9.2.6 完成测井后直接进行通井作业的应是井眼规则、钻井液性能良好、井壁稳定的井，在下钻前宜 选择安装1～2级钻具稳定器保证通井效果。
9.3 钻杆保护套测井
9.3.1 井口安装
9.3.1.1 安装传感器应遵守以下要求：
a) 协助钻井队人员安装深度传感器、钩载传感器、泵压传感器;
b) 深度系统的标定按照9.1.1.1b) 的规定执行;
c) 对钩载、泵压传感器进行操作检查，数值应正常。
9.3.1.2 安装入井工具应遵守以下要求：
a) 检查挂套、内卡、通径规的尺寸与设计匹配及入井工具完好;
b) 按照设计确定的入井工具连接顺序，将入井工具连接、紧固，紧固工作压力应满足入井工具 的紧扣扭矩要求;
c) 使用专用提丝吊装入井工具;
d) 使用设计确定的通径规对保护套和钻杆进行通径。
9.3.1.3 安装仪器串、释放器应遵守以下要求：
a) 按照设计确定的顺序连接仪器及工具，悬挂于保护套中;
b) 释放器与电池短节连接后，观察仪器串工作状态指示灯，指示灯显示应正常;
c) 操作工程师记录释放器与电池短节连接的时间;
d) 将释放器落入悬挂短节，各接触面和挂接面吻合，贴靠应正常;
e) 安装过程中应封堵井口;
f) 提升下井仪器、释放器时应使用专用仪器护帽或挂接装置;
g) 气动绞车操作应平稳，吊钩应有防转功能和防脱保险措施。
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9.3.2 下钻
9.3.2.1 下钻应平稳，下放速度应不大于15m/min。如需下钻至井底，不应降低悬重探底、反复探底。
9.3.2.2 钻井液循环结束前，由钻井泵输出设计确定的高压力值、低压力值，记录对应的钻井泵冲数 或排量。
9.3.2.3 采用机械释放器或过钻杆打捞回收设计时，应使用设计确定的通径规对所有入井钻杆进行 通径。
9.3.2.4 其他要求应符合9.1.2.2～9.1.2.9的规定。
9.3.3 释放和泵出仪器
9.3.3.1 采用机械释放方式时应遵守以下要求：
a) 将投棒(球)投入钻杆水眼的时间由测井队与钻井队共同确定，要求仪器串供电启动之后， 投棒(球)应到达释放器的位置;
b) 在垂直井段，投棒(球)可依靠重力下行，投棒(球)到达大斜度井段不能依靠重力下行后， 应启动钻井泵，采用设计确定的泵压排量推送投棒(球 ) ,若投棒皮囊是加速皮囊，投棒后应 全程开泵;
c) 预估投棒(球)到达释放器的时间时，宜综合考虑钻井液性能(类型、黏度、密度、抽吸 力)、水平井段长度、井眼尺寸，钻杆内径、投棒(球)直径及密度等因素，全程开泵时，按 井深和开泵排量计算投棒(球)到达释放器的时间;
d) 在投棒(球)到达释放器的时间之前3min, 钻杆应停在释放深度不动;
e) 根据泵压变化情况，判断剪切销是否被切断，如果泵压先升后降，且升高的压力与剪切销额 定切断压力相近，则可以确定剪切销被切断;
f) 按照设计确定的泵压泵出仪器串;
g) 完成仪器串泵出操作后，根据循环时的钻井泵在冲数、排量等相关信息相同情况下泵压的变 化确定仪器串已泵出成功;
h) 投棒(球)在水眼内运行时，可以不大于10m/min的速度起下钻杆;
i) 泵送投棒(球)过程中，一旦发现泵压变化，不应下放钻杆。
9.3.3.2 采用数控释放方式时应遵守以下要求：
a) 若采用定时释放方式，应在仪器串释放时间到达前上提钻杆至设计确定的释放深度;
b) 若采用钻井泵压力脉冲释放方式，上提钻杆至设计确定的释放深度，采集压力基线，发送泵 压脉冲信号，根据记录的泵压曲线，判定信号发送质量，如不符合要求，则重新发送信号;
c) 采用设计确定的压力泵出仪器串，完成泵出操作后，对比仪器串释放前、后的相同钻井泵脉 冲数或排量时的泵压，如果压力下降10%～20%,则可以确定仪器串完全泵出;
d) 在采集压力基线、发送泵压脉冲信号、收回释放器悬挂销钉过程中，可以不大于10 m/min的 速度起下钻杆。
9.3.4 起钻测井
起钻测井应遵守9.1.7的规定。
9.3.5 井口拆除和测后校验
9.3.5.1 拆除过程中应封堵井口。
9.3.5.2 机械释放器上端存有投棒(球),应预防投棒(球)掉落。
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9.3.5.3 协助钻井队人员拆卸深度传感器、钩载传感器、泵压传感器。
9.3.5.4 在地面连接仪器串进行测后校验，结果应符合仪器指标要求。
9.4 数据读取、处理和资料验收要求
9.4.1 下井仪器存储器中的测井数据应齐全完整。
9.4.2 从地面系统记录中提取的有效时深数据应与钻具记录表数据一致。
9.4.3 使用正确、有效的刻度文件对时深匹配后的数据进行回放处理，处理得到深度采样的测井数据 后，应进行质量检验。
9.4.4 存储式测井不进行重复测量。
9.4.5 仪器串底部仪器漏测不应大于15m。
9.4.6 其他采集资料质量要求应符合SY/T 5132的规定。
10 仪器和工具的检查保养
10.1 全面清洗下井仪器和工具，不应有钻井液或油污残留。
10.2 根据下井仪器使用记录判断电池电量，及时更换电池。
10.3 检查下井仪器、工具的螺纹磨损程度，影响施工安全的应停用。
10.4 检查、更换下井仪器的易损零部件，检查仪器油压，及时补油。
10.5 检查扶正器、偏心器弓簧组件无异常，厚度磨损应不超过1/3,固定螺栓完好、紧固。
10.6 定期对悬挂短节、落座短节、出仓悬挂头、自备保护套、旁通短节等重要部件进行探伤检测。
10.7 检查落座短节内卡、无线通信捕捉仪挂套的磨损情况，影响施工安全的应更换。
10.8 使用模拟盒、刻度器等进行仪器配接检查，根据仪器技术要求定期进行刻度。
10.9 检查深度传感器、钩载传感器、泵压传感器及连接线外观应完好，通电运行应正常。
11 复杂情况处理
11.1 过钻杆、过钻头测井
11.1.1 钻具遇卡
11.1.1.1 泵送过程中钻具遇卡，应及时停泵，上提电缆回收仪器串至地面，交井之后由钻井队处理。
11.1.1.2 起钻测井过程中钻具遇卡、循环正常，宜通过钻具下放、旋转和上提方式尝试活动钻具解 卡，解卡成功可继续上提钻具完成测井。旋转钻具转速应不大于10 r/min、扭矩应不大于20 kN·m, 下放钻具深度应不超过5m, 上提钻具过提悬重应不超过98 kN。
11.1.1.3 起钻测井过程中钻具遇卡、循环不通，应立即下放钻具至正常悬重，再通过钻具下放、旋 转和上提方式尝试建立循环，在循环建立的基础上按照11.1.1.2处置解卡，完成测井。
11.1.1.4 若按照11.1.1.2操作不能解卡，应按照程序过钻杆水眼回收仪器串至地面，交井之后由钻井 队自主处理钻具遇卡;若仪器串回收失败，应由钻井方或建设方主导、测井施工方参与，共同制订仪 器串打捞回收方案及钻具解卡方案。
11.1.2 水眼内遇阻
11.1.2.1 泵送过程中遇阻时，应先停泵再停绞车。根据地面张力、井下张力和曲线形态判断是仪器 串遇阻还是电缆遇阻。
11.1.2.2 若是电缆遇阻，应起出电缆，检查电缆打扭或打结情况、分析原因，切掉损坏电缆或更换 电缆，重新连接仪器串再次泵送。
11.1.2.3 若是仪器串遇阻，应核实水眼内径、泵压、钻杆滤清器等信息，查找遇阻原因并采取处置 措施。
a) 若钻井泵等设备故障不能满足泵送时，要求钻井队整改设备后再施工。
b) 若钻具水眼内有沉砂或异物，应起出仪器串，要求钻井队清理水眼。
c) 若水眼尺寸及井眼轨迹原因导致遇阻，确定仪器串可通过后，宜逐级增加2 MPa 泵压继续泵 送，最高泵压不宜超过20 MPa。
11.1.2.4 泵送过程中若在同一位置遇阻3次，应记录遇阻曲线，上提电缆回收仪器串至地面，钻井 队更换或处置遇阻钻杆后再进行测井。
11.1.3 水眼内遇卡
11.1.3.1 仪器串释放前在水眼内遇卡，应根据地面张力和井下张力的变化情况判断遇卡位置分别 处置。
a)若是电缆遇卡，可以不大于10 m/min的速度上提电缆活动解卡，最大拉力不应超过电缆拉断 力的50%。
b) 若是仪器串遇卡，可以不大于10m/min的速度起下钻杆，以不大于10m/min的速度上提电 缆至最大安全拉力，观察张力变化活动解卡。
c) 若按照以上方法不能解卡，应与钻井方协商后采取起钻反穿心方式处置。
11.1.3.2 仪器串释放后，上提电缆回收上吊挂以上仪器串在水眼内遇卡，可先按照11.1.3.1 a) 、b) 分别处置。若不能解卡，可继续上提电缆拉断缆头弱点、回收电缆，起钻完成测井后再回收仪器。
11.2 钻杆保护套测井
11.2.1 钻具遇阻
下钻过程中发生钻具遇阻时，可尝试以转速不大于10 r/min、下压力不超过49kN下放钻具，若 通过遇阻点，继续正常下钻;否则应起钻回收仪器串至地面，交井之后由钻井队通井。
11.2.2 钻具遇卡
11.2.2.1 宜先按照11.1.1.2的要求通过钻具下放、旋转和上提方式尝试活动钻具解卡。
11.2.2.2 若不能解卡，具备仪器串回收条件的，按照程序回收仪器串至地面，交井之后由钻井队处理。
11.2.2.3 仪器串只能悬挂在保护套内时，宜继续通过钻具下放、旋转和上提方式尝试活动钻具解卡。
11.2.2.4 若钻具不能解卡且仪器串不能回收，应由钻井方或建设方主导、测井施工方参与，共同制 订仪器串打捞回收方案及钻具解卡方案。
12 健康、安全、环境保护要求
12.1 在含有硫化氢的井施工作业时，应执行SY/T 6610的规定。
12.2 出现井涌、井喷时，应按照所属油田的井控实施细则进行处置。
12.3 传感器的安装、拆卸应在切断钻机滚筒动力、关闭钻井泵并泄压、游车空载的情况下进行。
12.4 使用吊车(或随车吊)装卸仪器、设备时，起重机操作手、司索指挥人员应持证上岗，在取得 吊装作业许可、有效隔离吊装作业区域后方可实施作业。
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12.5 放射源的检查、运输、使用应遵守SY5131 和SY/T 5726的规定。
12.6 测井施工方在作业期间应保持施工区域的环境卫生，做到工完料净场地清。
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附 录 A (资料性) 钻具记录表
钻具记录表见表A.1。
表A.1 井钻具记录表
测量井段： m~ m
造斜点： m
钻具组合：
套管组合：
记录人：
附 录 B
( 资料性)
深度系统刻度方法
B.1 将游车下放至钻台面上，将量程大于30 m 的卷尺一端连接固定在吊卡上。
B.2 启动地面测井系统，在深度控制单元，设置游车高度的初始计数。
B.3 以不大于10 m/min的速度上提游车，当滚筒钢丝绳到达层间拐点处，停止上提，每层钢丝绳的 拐点应定位于上、下两层钢丝绳的交界面内。
B.4 读出拐点处的游车高度，通报地面操作人员。
B.5 在地面系统深度控制单元的层系数标定窗口，将当前游车的测量高度和深度计数填入对应层的 数据输入框中。
B.6 继续上提游车，当大绳分别到达滚筒两侧层间拐点处时，依次记录各层对应的游车高度和深度 计数。
B.7 当游车上提至最大安全高度时，记录游车当前高度和深度计数，作为最后一层的深度刻度系数。
B.8 当所有的深度数据测量完毕后，计算刻度系数，完成深度层位系数和层位拐点数值标定。
B.9 下放游车，使用卷尺对比刻度数据验证刻度正确后，保存刻度系数文件，关闭深度标定窗口。
参 考 文 献
[1] SY/T 6030 钻杆输送及油管输送测井作业技术规范
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