钻井工程设计(三开)

1、 气井二级风险井 构 造： 鄂 尔 多 斯 盆 地 伊 陕 斜 坡 井 别：评 价 井 井 型：直 井 庆2-11-34井钻井工程设计中国石油天然气股份有限公司长庆油田分公司井 号：庆2-11-34井 设计单位：川庆钻探工程公司工程技术研究院钻井工程设计室设计人： 温雪丽 日期： 2013年05月28日 设计室技术负责人意见： （签字）日期： 设计单位技术负责人意见： （签字）日期： 长庆油田分公司 陇东天然气项目部审核意见: （签字）日期： 目 录1 设计依据11.1基本数据11.2 气象资料11.3 地理简况11.4 钻井液性能要求11.5地质分层及油气水层31.6本井设计井控风险级别42

2、 技术指标及质量要求52.1井身质量要求52.2 固井质量要求52.3资料录取要求52.4 钻井取心质量要求52.5分析化验采样要求62.6测井要求63 工程设计73.1井身结构73.2钻机选型及钻井主要设备83.3钻具组合103.4 钻头及钻井参数设计133.5钻井液153.6油气井压力控制183.7取心技术措施273.8 固井设计273.9 各次开钻或分井段施工重点要求323.10 完井设计353.11 弃井要求363.12 钻井进度计划364 健康、安全与环境管理384.1基本要求384.2健康、安全与环境管理体系要求384.3关键岗位配置要求394.4健康管理要求394.5安全管理要求

3、414.6环境管理要求455 完井提交资料465.1完井提交资料461 设计依据钻井工程设计依据：庆2-11-34井钻井地质设计；邻区、邻井实钻资料；有关技术规范及行业标准。1.1基本数据庆2-11-34井基础数据表井 号庆2-11-34井 别评价井井 型直井地理位置甘肃省庆阳市环县合道乡红崖洼村构造位置鄂尔多斯盆地伊陕斜坡井口坐标X（m）：4023879.59 Y（m）：19156901.47（复测）地面海拔1534.99（复测）补心海拔1541.79主要目的层盒8段设计完钻井深（m）4925完钻层位寒武系徐庄组完井方式套管完井完钻原则钻穿上古生界地层后，钻50m口袋完钻。在钻口袋过程中，如

4、发现好的含气显示，则应钻穿该气层段后，再钻50m口袋完钻。1.2 气象资料井区属温带大陆性季风气候，夏季高温多雷雨，秋季凉爽而短促，冬季干旱且漫长，日照充足，雨热同季。年平均降水量320510mm，多集中在7、8、9月，年平均气温78，无霜期约186天。以西北风为主，春季多发沙尘暴。该井地处黄土塬区，侵蚀陡坎和断崖地貌发育。春季风大扬尘；夏季时有暴雨发生，容易发生山洪、滑坡等自然灾害。因此，在夏秋季施工过程中，应注意预防洪水与滑坡灾害的发生，避免人身伤害及财产的损失。1.3 地理简况庆2-11-34井位于甘肃省庆阳市环县合道乡红崖洼村。井区周围为黄土塬区，沟谷纵横，梁峁相间，地表高差10020

5、0m。井场东南方向50m、西北方向60m为山沟，西南方向100m为山梁。井场以南100m为柏油路，井场远离村镇，通讯不便。井口周围无人居住。1.4 钻井液性能要求1.4.1邻井完钻钻井液使用情况： 邻井钻井液使用情况表 井名层 位井 段（m）钻井液体系密度（g/cm3）粘度（s）镇探1第四系罗汉洞组0.0102.5清水聚合物1.001.013032环河组安定组102.51246.01.001.062742直罗组延安组1246.01642.61.011.132639延长组1642.62920.51.111.153235纸坊组石千峰组2920.54087.51.021.143257石盒子组罗圈组4

6、087.54488.0三磺体系1.021.104270罗圈组蓟县系4488.04825.31酸溶暂堵体系1.021.033555庆探2第四系延安组130.01500.0清水聚合物1.001.012931延安组延长组1500.02659.01.011.053134延长组刘家沟组2659.04383.0三磺体系1.051.213542石盒子组徐庄组4383.04510.0三磺体系1.211.2345551.4.2 特殊情况处理要求：若发生井涌、井喷或H2S气体溢出等异常情况，及时调整泥浆密度确保二次井控安全，并上报项目组。如发生卡钻等事故需要混油处理事故时应报请项目组批准方可施工，并将有关数据记录

7、在案，事故处理完毕后，必须替换钻井液。如需使用重晶石压井，必须及时请示项目组。1.4.3全井钻井液体系要求：为了保护地下水不受污染，一开（表层、黄土层）采用无毒的清水钻井液体系。下部井段采用复合盐钻井液体系。进入石千峰组50m后转换钻井液，并做好保证固井质量的堵漏工作。为保护好气层，进入石千峰组50m至完钻采用失水5ml、密度1.08g/cm3的钻井液。1.4.4目的层钻井液性能要求：目的层段采用失水5ml、密度1.08g/cm3的钻井液。如遇井涌、井喷、H2S含量高等异常情况，现场工程技术人员可根据实际情况按井控要求适当加大钻井液的密度，确保钻井顺利进行。1.4.5设计井全井钻井液性能使用要

8、求： 庆2-11-34井钻井液使用要求表井号层位井段m常 规 性 能保护油气层要求密度g/cm3粘度s失水ml泥饼mmPH值在不影响井控安全的前提下，采用低密度钻井液庆2-11-34QT1l044191.011.102860P3q2x441949251.0830605 备注：本井要求对中生界进行荧光分析以及时发现油层，施工过程中严禁在钻井液中混油，如有特殊需要必须混油时应报请长庆油田公司陇东天然气项目部批准方可施工，并将有关数据记录在案。1.4.6特殊层段提示： （1）第四系、志丹统、延长组、刘家沟组注意防塌、防漏；志丹统防斜；安定组、直罗组、延长组、纸坊组、和尚沟组、石千峰组注意防卡；石盒子

9、组及以下地层注意防防塌、井涌、井喷。 （2）刘家沟组底部为区域漏失层（一般为渗漏层），预计本井可能漏失段在43194419m，注意防漏。 （3）山西组、太原组煤层发育，单层厚24m，易坍塌，注意在钻开该层之后防塌。1.5地质分层及油气水层1.5.1地质分层：庆2-11-34井地层分层数据表地 层设 计 分 层地层产状故障提示界系统组底深(m)厚度(m)岩 性油（气）层（m）倾角()新生界第四系190 183 黄色亚粘土夹砂质粘土及砾石层1防漏中生界白垩系志丹统环河组790 600 灰绿、蓝灰、棕红色泥岩及砂质泥岩1防漏防斜华池组1055 265 棕红色、灰紫色细砂岩、粉砂岩1洛河宜君组1395

10、 340 棕红色块状中粗粒砂岩，砾岩1侏罗系中统安定组1540 145 主要为棕红色泥岩与灰白色砂岩1防卡直罗组1975 435 灰绿、紫红色泥岩与浅灰色砂岩互层，上部泥岩为主，底部为砂砾岩1下统延安组2135 160 深灰色泥岩与灰色砂岩为主，夹煤层1防塌三叠系上统延长组3490 1355 上部以泥岩为主，中下部以砂岩为主1防卡防漏中统纸坊组3880 390 上部灰绿、棕红色泥岩夹砂岩，下部为灰绿色砂岩、砂砾岩1防卡下统和尚沟组4000 120 以棕红色泥岩为主，夹浅棕色砂岩1防卡刘家沟组4419 419 浅灰色、棕褐色砂岩夹棕褐色泥岩1防漏古生界二叠系上统石千峰组4609 190 上部以棕

11、红色含钙质结核泥岩和砂质泥岩为主，夹中厚层肉红色砂岩。下部为肉红色块状砂岩夹棕红色泥岩、砂质泥岩1防卡中统石盒子组4785 176 上部主要为紫红、黄绿色泥岩和细砂岩、砂质泥岩；下部为浅灰色中含砾粗砂岩475747661防塌防喷山西组4875 90 黑色泥岩夹灰岩、煤层(线)486848701寒武系中统徐庄组4925 50 暗紫色砂质泥(页)岩夹鲕状灰岩及云岩95%，施工时可根据目标层位的实际厚度调整取心进尺。如在其他层位钻遇较好气测显示的储层，进行机动取心。2.5分析化验采样要求分析及采样要求常规分析特殊分析孔隙度渗透率含水饱和度和薄片鉴定铸体薄片高压压汞孔隙图像重矿物和粒度分析6块/m6块

12、/m6块/m3块/m3块/m3块/m3块/m备注特殊分析由研究院负责现场一次性取样完成，施工单位积极配合2.6测井要求次数名称井段（m）比例尺项目及要求1中途测井延安组顶界延长组底界1:200阵列感应、自然电位、自然伽玛、井径、补偿中子、PE、密度、声波时差1完钻测井表套脚井底1:500双侧向、声波时差、自然伽玛、自然电位、井径、井斜石千峰底界以上20m井底1:200双侧向、岩性密度(Pb+Pe)、声波时差、自然伽玛、自然电位、井径、补偿中子2三样测井表套脚井底1:500自然伽玛、磁定位、声幅、变密度 3 工程设计3.1井身结构3.1.2井身结构设计数据表开钻次序井 深m钻头尺寸mm套管尺寸m

13、m套管下入地层层位套管下入深度m环空水泥浆返深m一开220444.5339.7白垩系220井口二开1955311.2244.5延安组1952井口三开4925215.9139.7徐庄组4922井口3.2钻机选型及钻井主要设备 本井最大钻柱载荷安全系数1.8计算为312.96吨，生产大管载荷最大，最大套管载荷安全系数1.80计算为263.66吨 ，两者选其最大者作为钻机选型依据，依据SY/T67242008标准，ZJ50钻机大钩载荷为315吨，选用50以上钻机。序 号名 称型 号规 格数量备 注一钻 机ZJ501二井 架JJ315/45-K1底座高7.5m三提升系统绞 车JC-50DB1天 车TC

14、-3151游动滑车YC-3151大 钩DG-3151水龙头SL-450-51顶驱TDS-11SA四转 盘ZP-3751五循环系统配置钻井泵F-16002钻井液罐10.5X3.0X3.16不含储备罐六钻机动力柴油机PZ12V190B3七发电机8V1902 八钻机控制系统自动压风机2V-6.5-121电动压风机2V-6.5-121刹车系统PSZ75液压盘刹车系统1辅助刹车SDF50L电磁刹车1九固控系统震动筛1#FLC5003除 砂 器ZQJ250 X 21除 泥 器ZQJ100 X 101高速离心机1离心机LW600除 气 器ZCQ1/41十加重加重漏斗1电动加重泵1十一井控系统环形防喷器 FH

15、28-35/701双闸板防喷器2FZ28-701四 通FS28-701控制装置FKQ3204B1节流管汇JG-701压井管汇YG-701内防喷工具方钻杆上、下旋塞1钻具回压阀1防喷单根1十二仪器仪表钻井参数仪表转盘扭矩仪1测斜仪1测斜绞车1十三液压大钳ZQ-100100KN.m1十四固定式多功能气体检测仪套1十五便携式复合气体监测仪台5十六高压呼吸空气压缩机台1十七正压式空气呼吸器当班生产人员每人一套。并配备几套作为公用。 3.3钻具组合3.3.1钻具组合开钻次序井眼尺寸mm钻进井段m钻具组合一开444.50220444.5mmbit+228.6mmDc（6根） +203.2mmDc（9根）1

16、39.7mmDp二开311.22201955PDC复合钻进：311.2mmPDCbit+203.2mm螺杆203.2mmDc（1根）308扶正器+203.2mmDc（2根）177.8mmDc（18根）+139.7mmDp（加重钻杆30根）+139.7mmDp+旋塞阀+方钻杆或311.2mmPDCbit+203.2mm螺杆308扶正器+203.2mmDc（2根）308扶正器+203.2mmDc（1根）177.8mmDc（18根）127mmDp（加重钻杆30根）+127mmDp+旋塞阀+方钻杆311.2mmbit+203.2mmDc（3根）+177.8mmDc（18根）+127mmDp（加重钻杆3

17、0根）+127mmDp+旋塞阀+方钻杆三开215.919554650常规钻进：215.9mmbit +165.1mmDc（18根）+随钻震击器+127mmDp（加重钻杆30根）+127mmDp+旋塞阀+方钻杆46504925常规钻进：215.9mmbit+165.1mm钻具回压阀+165.1mmDc（18根）+随钻震击器+127mmDp（加重钻杆30根）+127mmDp+旋塞阀+方钻杆取心井段215.9mm bit取芯钻头+165.1mm取芯工具+165.1mm投入式止回阀壳体+165.1mmDc（18根）+127mmDp（加重钻杆30根）+127mmDp+旋塞阀+方钻杆注：以上钻具组合为推荐

18、钻具组合，项目组在保证安全的前提下，可根据现场实际调节钻具组合。 3.3.2钻具组合强度校核井眼尺寸mm井段m钻井液密度g/cm3钻 具 参 数累计重量kN安 全 系 数钻具名称钢级外径mm内径mm长度m重量kN抗拉强度抗拉kN抗拉余量kN311.219551.08钻杆G105127108.61478.8421.46957.422465.82.571508.38加重钻杆12776.2279200.96535.96钻铤177.871.4169.2273335钻铤203.271.4286262215.949251.08钻杆S135127108.6579.8165.241703.873170.31.

19、861466.43钻杆G105127108.639001111.51538.632465.81.60927.17加重钻杆12776.2279200.96427.13钻铤165.171.4169.2226.17226.17 3.3.3各次开钻钻具强度校核图二开钻具强度校核图 三开钻具强度校核图 3.4 钻头及钻井参数设计3.4.1钻头设计地 层推荐钻头型号钻进方式钻井井段m机械钻速m/h系（统、组）底界mPDC（1只）PDC复合钻进022014第四系190白垩系1395PDC（推荐使用T5465S）PDC复合钻进195512安定组1540直罗组1975延安组2135HA637常规转盘49253延

20、长组3490纸坊组3880和尚沟组4000刘家沟组4419石千峰组4609石盒子组4785山西组4875徐庄组49253.4.2钻井参数设计开钻次序钻头序号井段m喷咀组合mm钻 进 参 数水 力 参 数钻压kN转速r/min排量l/s立管压力MPa钻头压降MPa环空压耗MPa上返速度m/s一开1022014+14+150-26050-8060-707.8-9.7二开2-319555*13180-23050-8040-5510.2-12.52.5-3.37.7-9.20.65-0.86三开4-5200011+11+10180-24050-8028-3210.6-13.26.4-8.44.5-4.

21、81.1-1.36-7300011+11+10180-24050-8028-3211.7-14.36.4-8.45.3-5.91.1-1.38-9492511+11+10180-20050-8028-3213.2-15.66.4-8.46.8-7.21.1-1.310-16取心50-6045-6525-28 3.5钻井液3.5.1钻井液完井液设计开钻次序井段m常 规 性 能流变参数总固含膨润土含量密度g/cm3漏斗粘度SAPI失水ml泥饼mmPH值含砂HTHP失水ml摩阻系数静切力Pa塑性粘度mpa.s动切力Pan值K值初切终切一开0220m1.01-1.0535-45不控7-8不控类 型体

22、系处 理 方 法 与 维 护水基钻井液低固相聚合物 注意防漏。必要时调节密度。二开220m直罗组1.01-1.0535-40不控7-8不控0.5/11-20.5-1.00.5类 型体 系处 理 方 法 与 维 护 水基钻井液无固相聚合物钻井液 二开采用聚合物钻井液体系，总聚合物含量控制在0.3%以上，用絮凝剂控制钻屑分散，保持尽可能大的泥浆排量，实现紊流洗井，克服阻卡，提高钻速。 有效地控制密度和含砂量，保持絮凝剂浓度，保持最低固相。 起钻前用粘度较高的清扫液循环清洗井眼，保证井眼畅通。 如果井下复杂迹象出现，应提前转化为低固相聚合物钻井液体系。三开延安组延长组1.03-1.0535-40不控

23、7-8不控0.5/11-20.5-1.00.5 水基钻井液无固相聚合物钻井液1.采用聚合物钻井液体系，总聚合物含量控制在0.3%以上，用絮凝剂控制钻屑分散，保持尽可能大的泥浆排量，实现紊流洗井，克服阻卡，提高钻速。2.钻至延长中下部时，进一步提高聚合物加量，尤其是抑制防塌类聚合物加量，适当控制失水。3.有效地控制密度和含砂量，保持絮凝剂浓度，保持最低固相。4.起钻前用粘度较高的清扫液循环清洗井眼，保证井眼畅通。5.如果井下复杂迹象出现，应提前转化为低固相聚合物钻井液体系。三开纸坊至刘家沟组底1.03-1.0835-45200.58-91/22-101-50.5-1类 型体 系处 理 方 法 与

24、 维 护水基钻井液低固相聚合物钻井液 为了防止地层坍塌，应在延长组底部将钻井液转为防塌聚合物钻井液体系，严格控制各项性能参数，保持体系中的防塌抑制剂含量，适当提高其粘度，降低失水。 加强固控措施，及时清洗沉砂池和锥形罐，用好固控设备。用大土池子地面循环的井，要保持一定量的钻井液，维持钻井液体系有足够的抑制性和絮凝能力，在满足镜下安全顺利的前提下，尽可能将密度控制，以防止刘家沟组的井漏，并提高钻速。 除保持钻井液低密度外，起下钻应操作平稳，防止压力激动，引起井漏。准备一定的堵漏材料，若发生井漏，可先进行静止堵漏；如不奏效，可打水泥进行堵漏作业。 每隔一天或起钻前用粘度较高的清扫液进行井眼清洗，保

25、持井眼干净畅通，防止沉砂卡钻。 为了提高地层的原始承压能力，满足固井和井控的需要，在石千峰组中上部，彻底转化为低固相聚合物钻井液，钻至石千峰底部进行工艺堵漏，要求堵漏压力必须大于5.0MPa以上。开钻次序井段m常 规 性 能流变参数总固含膨润土含量密度g/cm3漏斗粘度SAPI失水ml泥饼mmPH值含砂HTHP失水ml摩阻系数静切力Pa塑性粘度mpa.s动切力Pan值K值初切终切三开石千峰至石盒子组1.0845-5050.59-110.32/410-355-100.5-110类 型体 系处 理 方 法 与 维 护水基钻井液复合盐-聚磺钻（完）井液 该段的处理应以控制石盒子层组井径扩大为主，应注

26、意钻井液具有较强的抑制性、低滤失性及良好的泥饼质量。般土含量达到3550g/l，注意防塌剂的含量，并配其它处理剂合改善钻井液的流变性能，失水降至小于5 ml，并使泥饼薄而坚韧。如使用次生离子钻井液，还要注意其含量不低于0.3%。 为防止石盒子和山西组煤层的坍塌，适当提高密度，净化井筒，减少电测遇阻问题。 如果起下钻(或接单根)有遇阻现象,应及时配稠浆清洗井眼,将井眼内的沉砂或掉块清洗干净后,再起下钻和钻进，以防阻卡。 上古气层段，钻井液处理时还应考虑保护气层。即在满足压住上部水层及防塌所需的最低密度的前提下，尽量保持低密度、低失水,钻达盒8气层前转化为保护气层完井液,在气层钻井过程中及固井前均

27、要维护好该保护气层的性能。山西组至徐庄组1.0845-5551.09-110.32/410-355-100.5-110类 型体 系处 理 方 法 与 维 护水基钻井液复合盐-聚磺钻(完)井液 按照井控要求调整钻井液密度,同时要提高粘度,以便井喷时加重。 气层段钻完后钻进口袋时应适当提高粘度和切力,充分循环清洗井眼,然后起钻电测，确保电测顺利。 在该段起钻时，勤灌钻井（完井）液和平稳操作。 在井场准备好足量的加重压井材料，以备用。 注：钻井液密度是根据地质设计要求设计的，现场出现井控异常情况，可根据实测地层压力按井控规则附加钻井液密度。3.5.2 油气层保护设计3.5.2.1油气层保护措施要求：

28、3.5.2.1.1严格执行钻井设计，钻进中如检测到H2S气体，根据现场情况及时加大钻井液密度，以防H2S气体溢出。3.5.2.1.2采用先进实用的钻井技术，提高钻井速度以及缩短钻井作业时间，减少钻井液对气层的浸泡时间。3.5.2.1.3气层段尽量使用能酸溶和不影响岩屑录井质量的处理剂。3.5.2.1.4抓好组织工作，完钻电测后，及时下139.7mm生产尾管，尽量减少钻井液对气层的浸泡时间。3.5.2.1.5使用屏蔽暂堵完井液技术，减少钻井液对产层的伤害深度。3.5.2.1.6使用的完井液处理剂，钻井队必须要有产品检验单和合格证，以保证有效的保护气层。3.5.2.1.7严禁用清水聚合物打开气层和

29、在气层段加压堵漏作业，以防严重污染气层。储层天然气组分中含H2S的天然气井不能进行欠平衡钻井。3.6油气井压力控制认真贯彻执行长庆油田石油与天然气钻井井控实施细则(长油字2008385号)，含硫化氢的油气井安全钻井推荐作法（SY/T 5087-2005）；长庆油田高气油比区域钻井、试油气施工安全措施（长油工程字（2009）23号）及钻井井控装置组合配套、安装调试与维护（SY/T 5964-2006）。注水区块的井，应调查本井主地应力方向及水平段延伸方向，井距500米以内的注水井井号、注水压力、注水层位、注水量、注水开始时间等相关资料。油田开发部门在钻开油层15日之前,应采取停注泄压等相应措施,

30、直到相应层位套管固井候凝完为止。3.6.1邻井试气层中部实测压力庆2-11-34井已钻井实测地层孔隙压力成果表井号层位气层中部深度（m）地层压力（MPa）压力系数备注南32-152延9段1484.013.620.94蔡9-01延10段1655.015.700.97白178长6段2083.512.380.61镇502-51长8段2105.021.281.03莲3盒8段3776.542.531.14庆探2盒8段4733.038.320.83庆探1山1段4260.036.910.88镇探1山1段4394.536.820.853.6.2压力预测庆2-11-34井位于第二采油厂镇246井和南二区区域。镇

31、246井主要生产层位长8，原始地层压力16.6MPa，地层压力系数约0.92，目前地层压力21.28MPa。南二区主要生产层位延9，原始地层压力14.65MPa，压力系数约为1.31，目前地层压力13.62MPa。预测本井中生界延安组地层压力系数0.941.31，地层压力约2027MPa；延长组地层压力系数0.611.03，地层压力约2135MPa。预测本井古生界地层压力系数0.851.14，同时根据庆探1井试采资料，预测本井盒8段地层压力约为41.09MPa；山1段地层压力约42.02MPa。但距本井东北方向约120km处的莲3井盒8段钻遇异常高压，地层压力系数达1.14，本井目的层有钻遇异

32、常高压的可能，施工过程中要注意保持井内压力平衡，防止气体泄漏，如地层压力出现异常，应及时调整钻井液密度，并及时上报项目组。3.6.3 H2S含量预测及安全预防措施经查阅本井周围镇探1、莲1、莲3、合探2等4口探井的天然气组份分析报告，距本井西南方约47km处的镇探1井山西组山1段天然气样品中含有0.41mg/m3微量H2S气体；莲1、莲3、合探2井古生界天然气组份中均不含H2S气体，而邻区苏203井区下古生界马五气藏H2S含量最高达9281mg/m3。由于井间距离较远，对H2S气体含量难以准确预测，故要求在施工过程中特别注意加强对H2S气体的录井检测及防范；气测一旦发现有H2S气体，立即书面通

33、知钻井队长及甲方监督，现场人员严格按照公司有关规定和钻井安全操作规范果断处理，确保人身安全。中生界：镇246井主要生产层位长8，原始气油比135.1m3/t。南二区主要生产层位延9，原始气油比38.7m3/t。3.6.4 地层孔隙压力监测监测井段m监测方法监 测 要 求石千峰以下Dc指数法要求地质录井单位根据工程技术人员的要求提供钻时、地层、岩性等方面的资料。井队工程技术人员要认真做好监测曲线并把数据和曲线编入井史。及时发现异常压力区。3.6.5 地层漏失试验固完井开钻后，在钻出套管鞋后，进入套管鞋下第一个砂层35m后，用低泵冲做地层破裂压力试验， 测试地层漏失压力,并做为压井时确定关井压力的

34、依据。 3.6.6各次开钻井口装置示意图 3.6.6.1一开井口装置图 3.6.6.2二开井口装置图3.6.6.3三开井口装置图注：（1）钻井时安装5防喷器闸板芯子，下技术套管时安装95/8防喷器闸板芯子；下生产套管完井作业时安装51/2防喷器闸板芯子，防喷器的闸板芯子必须与入井的管串尺寸相匹配。（2）该井属于高压区块，现场施工时应根据实际情况，经项目组研究讨论决定是否安装剪切闸板防喷器。3.6.7节流管汇及压井管汇示意图3.6.8井控装置试压要求全套井口装置在现场安装好后，在不超过套管抗内内压强度80%前提下，环形防喷器封闭钻杆试压到额定工作压力的70%；闸板防喷器、方钻杆旋塞阀、四通、压井

35、管汇、防喷管线和节流管汇（节流阀前）试压到额定工作压力；节流管汇各阀门分别试压到额定工作压力；天然气井的防喷管线试验压力不低于10MPa。各项试压稳压时间10min，密封部位无渗漏为合格（允许压降参考值0.7MPa）。同时应做1.42.1MPa的低压试验。项目井控装置试 压 要 求介质压力Mpa时间min允许压降MPa名称型号二开现场试压要求包括339.7mm表套的全套试压清水17.04100.7三开现场试压要求包括244.5mm技套的全套试压清水24.5100.7 做 1.42.1MPa的低压试验，关井最大套压在试漏试验完成后确定，并在节流阀上挂牌标注3.6.9井控要求：3.6.9.1井控设

36、备安装要求：3.6.9.1.1全套井控设备必须在井控车间进行试验及清水试压。安装图如设计，具体高度根据实际情况确定。安装质量必须达到长庆油田石油与天然气钻井井控实施细则的标准。3.6.9.1.2具有手动锁紧机构的闸板防喷器应装齐手动操作杆，靠手轮端应支撑牢固，其中心与锁紧轴之间的夹角不大于30。挂牌标明开、关方向和到底的圈数。3.6.9.1.3四通两侧各装两个100mm高压闸门。放喷管线不能焊接、不能交叉，不能用油壬连接。内控管线与法兰间必须用螺纹连接。3.6.9.1.4节流压井管汇、控制闸门、放喷管线压力等级应与防喷器相匹配。3.6.9.1.5控制闸门使用金属浮动密封的专用闸门；放喷管线控制

37、闸门接出井架底座以外。3.6.9.1.6井场两侧放喷管线各装一条，管线转弯处的弯头夹角不小于120或使用90铸钢专用两通,并接出井场75m以远，并配套自动点火装置。放喷管线布局要考虑当地风向的影响、居民区、道路及各种设施的情况。3.6.9.1.7所有压力表必须抗震，天然气井节流压井管汇中高、低压力量程表为40MPa和10MPa。压力表下必须有高压控制闸门，并用螺纹或双面法兰钻孔固定，压力表支管不能焊接在防喷管线上。压力级别提高时，按测量压力最大值再附加1/3的原则选择压力表。3.6.9.2井控培训要求：3.6.9.2.1对工人的培训，要以能及时发现溢流、正确实施关井操作程序、及时关井、会对井控

38、装备进行日常维护和保养为重点。3.6.9.2.2对钻井队干部的培训，要以正确判断溢流、正确关井、迅速建立井内压力平衡、能正确判断井控装备故障、具有实施井喷及井喷失控处理能力为重点。3.6.9.2.3对井控车间技术干部、现场服务人员的培训，要以懂井控装备的结构、原理，会安装、调试，能正确判断和排除故障为重点。3.6.9.2.4对钻井项目经理和工程师的培训，要以井控工作的全面监督管理、复杂情况下的二次控制及组织处理井喷失控事故为重点。3.6.9.3井控演习要求：3.6.9.3.1钻井队在钻开油气层前必须进行防喷演习，演习不合格不得打开油气层。3.6.9.3.2作业班每月至少进行一次不同工况的防喷演

39、习，夜间也应该安排防喷演习，此外，在各次开钻前、特殊作业（取心、测试、完井作业等）前，都要进行防喷演习，达到合格要求，并做好记录。3.6.9.4井控岗位要求：3.6.9.4.1钻井队正副队长、指导员、钻井工程师（技术员）、钻井技师、大班司钻、钻井液技术员及大班人员、正副司钻、井架工、井控坐岗工、HSE监督（员）等，都要经过考核并取得井控操作合格证。3.6.9.4.2进入油气层前100m由井控坐岗工和录井工开始坐岗。钻进中每15分钟监测一次钻井液（罐）池液面和气测值，发现异常情况 现场要及时处置，同时加强监测。起钻或下钻过程中核对钻井液罐入或返出量。在测井、空井以及钻井作业中还应坐岗观察钻井液出

40、口管及时发现溢流显示。坐岗情况应认真填入坐岗观察记录。3.6.9.4.3井控坐岗记录包括时间、工况、井深、起下立柱数、钻井液罐入量、钻井液增减量、原因分析、记录人、值班干部验收签字等内容。录井工座岗记录包括时间工况、井深、地层和气测数值等内容。3.6.9.4.4坚持“发现溢流立即关井、疑似溢流关井检查”的关井原则。井控坐岗工在发现溢流、井漏及油气显示异常情况应立即报告司钻。录井工在坐岗时发现气测值异常等情况，应立即下发异常情况通知单，告知钻井队值班干部。3.6.9.4.5进入气层前100m开始，钻井队干部必须在生产现场24小时值班。值班干部应挂牌或有明显标志，并认真填写值班干部交接班记录。3.

41、6.9.4.6值班干部、HSE监督员应检查监督各岗位执行井控岗位责任、落实井控管理制度情况，发现问题立即督促整改。井控装置试压、防喷演习、处理溢流、井下复杂等情况，值班干部必须在现场指挥。3.6.9.5加重钻井液和加重材料储备要求：3.6.9.5.1现场按井控要求储备足够的压井液和加重材料。3.6.9.5.2储备泥浆在入井前及时循环搅拌，按设计调整好性能，保证密度均匀，并根据实际情况进行调整。3.6.9.6低泵冲试验要求：钻井队从打开气层前50米开始，每只钻头到井底应做泥浆泵的低泵冲试验，试验排量为正常循环排量的1/2和1/3，井队技术员要在报表中填写清楚。3.6.10井控主要措施：3.6.1

42、0.1钻开油气层后，钻井队应每天白班对闸板防喷器进行开、关活动。在井内有钻具的条件下应适当对环形防喷器试关井。3.6.10.2各种井控设备、专用工具、消防设备、电路系统配备齐全，运转正常。3.6.10.3严格执行钻开油气层的检查验收制度。钻井队应在钻开油气层前，按照钻进、起下钻杆、起下钻铤、空井发生溢流的四种工况分班组、定期进行防喷演习，演习不合格者不得打开油气层。3.6.10.4每只新入井的钻头开始钻进前以及每日白班开始钻进前，都要以1/31/2正常排量循环一周时间，待钻井液循环正常后测一次低泵速循环压力，并做好泵冲数、流量、循环压力记录。当钻井液性能或钻具组合发生较大变化时应补充。3.6.

43、10.5钻头在油气层中和油气层顶部以上300m长左右的井段内起钻速度不得超过0.5m/s；起钻中每起出三柱钻杆或一柱钻铤应及时连续小排量向井内灌满钻井液，并分别作好进出口钻井液记录、校核地面钻井液总量，发现异常情况及时报告司钻。3.6.10.6下钻要控制速度，防止压力激动造成井漏。3.6.10.7电测作业时，根据油气上窜速度计算井筒钻井液稳定周期，若电测时间过长，应及时下钻循环排出油气侵钻井液。3.6.10.8下套管时，必须控制下放速度，每30根要灌一次钻井液。下完套管必须先灌满钻井液，开始用小排量通，再逐步提高排量循环，防止诱喷或蹩漏地层。3.6.10.9发现溢流关井时，其最大允许关井套压不

44、得超过井口装置额定工作压力，套管抗内压强度的80%和薄弱地层破裂压力所允许关井压力三者中最小值。若关井中井口套压将高于最大允许关井套压时，应按长庆油田石油与天然气钻井井控实施细则相关规定执行，同时向上级主管部门请示汇报。3.6.11 H2S及CO等有毒有害气体的防护措施：3.6.11.1含硫油气井严格执行SY/T50872005含硫化氢油气井安全钻井推荐做法，防止H2S或CO等有毒有害气体进入井筒、溢出地面，最大限度地减少井内管材、工具和地面设备的损坏，避免环境污染和人身伤亡。3.6.11.2当检测到空气中H2S浓度达到15mg/m3(10ppm)或CO浓度达到31.25mg/m3(25ppm)阈限值时启动应急程序，安排专人佩