深井施工作业指导书

1、深井施工技术质量措施钻探集团钻井一公司2005年2月20日深井施工技术质量措施为进一步提高深井钻井速度，降低深井钻井成本，圆满完成2005年深井施工任务，结合2004年深井施工获得的经验教训以及2005年的深层勘探开发形势，公司技术部门通过多次讨论研究，认为2005年的深井技术工作要以强化技术管理和规范技术措施为重点。为此，按深井施工工艺顺序，特制定钻进、钻井液处理维护、固井等钻井完井施工技术质量措施。望深井施工队伍认真执行，并在实际施工中不断加以完善，使深井整体技术水平再上一个台阶。一、全面钻进技术措施1、一开施工（1）采用171/2PDC钻头开钻，完钻划眼使用牙轮钻头。（2）钻具组合中至少

2、使用1柱8钻铤。（3）井口校正尺寸严格控制在设计要求范围内。2、二开施工（1）钻头：采用121/4PDC钻头+牙轮钻进。（2）钻具组合：开钻采用钟摆钻具组合，进入泉2段地层后采用塔式钻具组合。钻铤使用切扣钻铤或新钻铤，螺扶使用308mm的。（3）钻进参数排量：PDC钻头1000m之前65l/s、1000-1500m井段60l/s、1500m之后55l/s以上，在保证泵压不超过20Mpa的前提下，尽量提高钻进排量。牙轮钻头排量保持在48l/s以上。钻压：PDC钻头在姚家组以上地层40-60KN、青山口组地层6080KN、泉头组地层40-80KN。牙轮钻头钻压260-280KN。 转速：PDC钻头

3、，姚家组以上地层120-150rpm，进入青山口地层采用100-110rpm，泉头组地层100-120rpm。牙轮钻头90100rpm。（4）划眼规定：1000m之前每钻进一个单根，划眼2次，1000-1500m 每钻进一个单根划眼1次，1500m之后不划眼。（5）钻速控制：800m之前每根不少于10min，划眼2min；800m之后不控制钻速。（6）短起及长起：长起井段800m、1400m、1800m、2000m、2200m。短起的井段1100 m、1600 m、1900 m、2100 m、2300 m。短起时，起出钻柱要超过新钻井段50m。进泉二段地层之后不再进行短起。（7）钻具倒换探伤：

4、每次长起倒换大钻具。使用切扣或新钻铤不再探伤，但使用时间控制在700小时之内。（8）电测：专人负责盯井口，绘制测井仪器草图，核对下井仪器和起出仪器数量。（9）通井钻具组合：311mm牙轮+308mm螺扶+8钻铤×1柱+7钻铤×2柱。3、三开施工（1）钻头：泉2-登3段地层，以使用215mm HJT537GK型号为主；进入登2段地层后，使用215mm HJT617GH或215mm HJT637GH；进入营层组地层后，钻头使用215mm HJT637GH或215mm HJT737GH。（2）钻具组合：采用配10柱61/2钻铤的满眼钻具组合，使用切扣或新钻挺、条式耐磨稳定器。螺扶

5、外径不小于213mm（目的预防井斜），接头、螺扶、减振器使用300h后需切扣或更换，61/4钻铤使用时间控制在600h之内进行更换。（3）钻进参数：泉头组地层，要求强化钻进参数，钻压180-200KN，转速90-100rpm，泵压20Mpa。登娄库地层，钻压160-180KN，转速60-70rpm。营层组地层，钻压160-180KN，转速50-60rpm。(4) 钻时要求：进入营层组研磨性地层之后，正常钻时应在40min以内，如果钻时连续3m超过40min之，必须起钻更换钻头。(5) 下钻要求：下钻至最后3柱钻杆，减慢下放速度，遇阻不超过50KN，否则划眼到底。(6) 打捞杯使用：三开的第一只

6、钻头要求使用随钻打捞杯；如上只钻头在钻进中有扭矩变化或者起出后有断齿现象，下只钻头要使用打捞杯。(7) 防掉牙轮：钻进过程中钻头扭拒要求不超过正常扭拒的40%，连续2只钻头使用不正常，要使用磨鞋+打捞杯清理井底。(8) 防井口落物：起钻使用刮泥器，下钻使用小补芯，严禁井口使用铁制物作为垫板，下钻第一柱和起出最后一柱要扶正钻柱，轻起轻放，以防挂碰防喷器。(9) 测井要求：专人负责井口，绘制测井仪器草图，核对下井仪器和起出仪器数量。二、取心工艺措施、工具选择选用庆申98-D型防倒扣取心工具。、工具检查（1）取心工具下井前应严格检查内筒和悬挂系统，确保弹子盘转动灵活，无阻卡现象。（2）下井前对外筒各

7、道丝扣进行紧扣，内筒下接头及缩径套连接处防倒环入槽顺利，上紧丝扣。（3）连接钻头后，钻头内台肩与缩径套间隙应在10-15mm。、钻头选择（1）在泉头组及登娄库组取心时选用DQ-506。（2）营城组以下的地层采用SC-279。、下钻要求（1）严格控制下钻速度，下钻过程中遇阻显示不超过50KN。若有遇阻显示要建立循环，缓慢下放，严禁使用取心钻头长时间划眼。下完钻后，钻头提离井底1m处大排量充分循环，将内筒及井底冲洗干净。（2）循环好钻井液后，应对井下钻具上提下放进行摩阻试验，掌握摩擦阻力，以免割心时出现假现象，不好判断。、钻进要求（1）各种仪表达到灵活好用，仪表不灵不能钻进。（2）钻井液性能达到要

8、求后投球，待钢球到底泵压稳定后再开始钻进。(3) 竖心时，钻头提离井底0.2m启转盘，慢放轻压，钻压控制5-10KN，造好和尚头，以免岩屑碎块进入内筒，造成磨心堵心。（4）正常钻进时钻压一般控制在50-60KN，钻压过大容易使钻头先期损破。、割心起钻（1）割心最大拉力不超过150KN。若在该拉力下仍不断，可在该拉力下开泵循环，直到冲断为止，严禁转动转盘。（2）起钻时灌好钻井液，起至钻铤时要连续灌钻井液，以免钻头提出液面，失去浮力致使岩心落井。三、井控技术措施 1、井口准备（1）挖圆井：339.7mm表层套管固井后挖圆井，圆井尺寸2500*2000+500（欠平衡井为3500*3000+500）

9、要保证套管头和防喷器的安装和使用。、圆井壁用厚度为5mm的钢板焊接而成，钢板内壁焊加固筋角铁板60*60。、圆井顶部高出地面50100mm。、圆井底部灌注500mm厚砂石水泥浆，并找平。（2）表层套管固井候凝8小时后，按计算好的高度粗割套管，将508mm导管套入339.7mm套管，埋入圆井底面以下0.5m回填候凝2小时后，安装套管头。2、安装程序（1）安装13 3/8×9 5/8套管头钻适合13 3/8套管的井眼，下送13 3/8套管和套管附件，井口13 3/8套管接箍要避开安装13 3/8×9 5/8套管头的位置，且13 3/8套管接触BT密封处光滑平整，固井注水泥，水泥

10、返至地面候凝。确定20导管切割位置：现场根据钻机底座的高度、钻井四通和套管头的高度等数据预先确定13 3/8×9 5/8套管头的安装高度，保证全井各层套管头及油管四通安装完，从钻井四通或油管四通接出的内防喷管线能顺利通过钻机底座，并且采油四通高出自然地平面300±50mm，从而确定导管的切割高度。切割20导管按计算好的高度尺寸，从转盘面用长钢卷尺向下直接量取，做一标记，此标记为导管的切割位置。精割导管，然后将割断的导管吊出井口。将导管用砂轮打磨直至水平为止，然后用水平尺检验。切割13 3/8套管在套管切割位置（13 3/8×9 5/8套管头底部到内腔顶的距离）精割

11、套管。用尺子检查验证套管头装上后，所留13 3/8套管是否会顶住套管头下部内腔顶，要保证二者刚好接触。 将套管顶面打平，并用砂轮磨切倒角6*30º。吊装13 3/8×9 5/8套管头将套管头内腔用柴油擦净、去蜡，将BT密封圈浸液压油装入套管头，13 3/8套管表面用砂纸打平，表面擦液压油。用吊车或大钩吊起套管头，并吊平。摆正套管头侧闸门出口方位（闸门中心线与钻机底座孔中心线平行，闸门手轮朝大门坡道方向）。下放套管头到位。微调底盘螺栓，校正套管头水平，紧固锁紧卡瓦螺栓。 将底盘和20导管焊接。注塑时卸掉两只注塑接头中的任一只，并将对应的观察孔接头卸掉，将注塑枪接在注塑接头上，

12、泵入塑料密封脂，直至观察孔内溢出密封脂为止，装回卸掉的观察孔接头，继续注塑升压到13 3/8套管抗挤毁强度的80%或套管头额定工作压力（取二者的小值），稳压30min，压降小于0.5MPa，卸掉注塑枪，上紧注塑接头。用同样的方法对另一只注塑接头注塑。用试压枪试压到13 3/8套管抗挤毁强度的80%或套管头额定工作压力（取二者的小值），稳压30min，压降小于0.5MPa为合格。（2）安装2FZ3535+FH3535防喷器组彻底清洁13 3/8×9 5/8套管头上部法兰面（13 5/8×35Mpa）和钢圈槽，将BX160垫环放在法兰面钢圈槽内。根据需要选择适当的两端均为13

13、5/8×35Mpa法兰的升高短节，然后安装。安装防喷器组。（3）2FZ3535+FH3535防喷器组与13 3/8套管四通试压把13 3/8试压塞装到钻杆上，并下送到套管四通内。对称旋进套管头上固定顶丝，以固定试压塞。打开套管四通侧闸门。按照试压程序（见附件1）对井口防喷器组、各连接法兰、节流和压井管汇等井控装置试压，试压过程中注意观察套管四通侧闸门，如果有试压介质流出，说明试压塞密封失效，找出原因，处理好重新试压，直至合格为止。试压完成后，卸去压力，打开防喷器，关闭套管四通侧闸门，旋出固定顶丝，上提试压塞出井口。把试压塞从钻杆上卸掉。（4）安装13 3/8防磨保护套（根据二开钻进周

14、期短的实际情况，可在井口不偏的前提下，不装13 3/8防磨保护套）把13 3/8防磨保护套送入工具装到钻杆上。把13 3/8防磨保护套装到送入工具上，使送入工具上的销子座在13 3/8防磨保护套的“J”型槽内。用猫头钩子（切不可用大钩）下送防磨保护套，使其座落在套管四通的上端，并做好深度记录，对称旋进固定顶丝，固定防磨保护套，注意不能顶得过紧，以免挤扁防磨保护套。放松钻杆，逆时针方向转1/4圈，使送入工具与防磨保护套从“J”型槽内脱离。上提钻杆（如果钻杆上提不易，说明送入工具与防磨保护套没有脱离，需放松钻杆，重复步骤4和5），取下送入工具。（5）下送9 5/8套管钻完适合9 5/8套管的井眼后

15、，起出全部钻具。把13 3/8防磨保护套送入工具装到钻杆上，并下送到防磨保护套的位置。顺时针方向转1/4圈，使送入工具上的销子进入防磨保护套的“J”型槽内，旋出固定顶丝。上提钻杆，取下防磨保护套。如没有取上来，重新旋进固定顶丝，下送取出工具，重复上述步骤。下送9 5/8套管和附件，井口9 5/8套管接箍要避开安装13 3/8×9 5/8套管挂及9 5/8套管四通的位置，且9 5/8套管接触BT密封处光滑平整。注水泥后初凝前，打开13 3/8套管四通侧阀，排除套管头内多余的钻井液和水泥浆。（6）安装13 3/8×9 5/8套管挂上提防喷器组，离开13 3/8套管四通上法兰面约

16、1220mm。清洁13 3/8套管四通坐套管挂处，上提9 5/8套管至坐挂吨位，在13 3/8套管四通法兰面上放两块厚度相等的木板。旋转套管挂上半部分，打开套管挂，围9 5/8套管安放。旋转套管挂上半部分，转至90º，然后，拆掉旋转棒和卡瓦支撑螺栓。校正井口，使9 5/8套管与13 3/8套管四通同心。取掉木板，让套管挂自由下落到套管四通内。如果下落不均，轻轻地摇动套管，保证套管挂平正到位。放松大钩，保证坐挂吨位，并记录（一般套管挂就位后，放松大钩25.4mm就应该卡住而出现失重现象，反则说明没有卡住，必须上提套管，并摇动套管，使套管挂座落到套管四通内）。旋紧分布在13 3/8套管四

17、通上部法兰外圆上的所有顶丝，压住套管挂，防止套管挂在井内的窜动。（7）安装9 5/8套管四通测量9 5/8套管四通下部244.5mm内腔的深度。在13 3/8套管四通上部法兰面以上高于所量内腔深度200mm处割断9 5/8套管，取出多余的9 5/8套管。在13 3/8套管四通上部法兰面以上所量内腔深度处精割9 5/8套管，并且用砂轮磨切倒角6*30º，打磨光滑。用尺子检查验证9 5/8套管四通装上后，所留9 5/8套管是否会顶住9 5/8套管四通下部244.5mm内腔顶，最好留有35mm间隙。检查9 5/8套管四通是否有损坏，并保证CWCBT密封正确地装在四通底部，然后，在BT密封圈

18、表面和所留9 5/8套管抹上薄层黄油。在13 3/8×9 5/8套管挂与13 3/8套管四通和9 5/8套管接合处涂满塑料密封脂。在13 3/8套管四通的上端“W” 套管挂以上的内腔注满机油，检查套管挂密封是否渗漏。清洁13 3/8套管四通的上部及9 5/8套管四通的下部的密封环槽和法兰面。吊平安装9 5/8套管四通，然后进行注塑试压（在9 5/8套管四通下部法兰侧面上有六只孔，四只180º对称的是注塑孔和观察孔，其它两只180º对称上下各一只是试压孔，上试压孔试2道BT之间的密封，下试压孔试下BT和钢圈及套管挂密封之间的密封）注塑时卸掉两只注塑接头中的任一只，并

19、将对应的观察孔接头卸掉，将注塑枪接在注塑接头上，泵入塑料密封脂，直至观察孔内溢出密封脂为止，装回卸掉的观察孔接头，继续注塑升压到9 5/8套管抗挤毁强度的80%或套管头额定工作压力（取二者的小值），稳压30min，压降小于0.5MPa，卸掉注塑枪，上紧注塑接头。用同样的方法对另一只注塑接头注塑。用试压枪试压到9 5/8套管抗挤毁强度的80%或套管头额定工作压力（取二者的小值），稳压30min，压降小于0.5MPa为合格。对角上紧螺母，保证法兰面平稳且密封（这一步应在注塑试压成功后进行）。开发深气井，使用材料为13Cr的防腐套管头。（8）安装FZ2870+2FZ2870+FH2835+PCWD防

20、喷器组彻底清洁9 5/8套管四通上部法兰面（9 5/8×70Mpa）和钢圈槽，将BX158垫环放在法兰面钢圈槽内。安装防喷器组。（9）FZ2870+2FZ2870+FH2835+PCWD防喷器组与9 5/8套管四通试压把9 5/8试压塞装到钻杆上，并下送到套管四通内，座落在四通上端45º台肩上。对称旋进套管四通上部法兰侧面的四只固定顶丝，以固定试压塞。打开套管四通侧闸门。按照试压程序（见附件1）对井口防喷器组、各连接法兰、节流和压井管汇等井控装置试压，试压过程中注意观察9 5/8套管四通侧闸门，如果有试压介质流出，说明试压塞密封失效，找出原因，处理好重新试压，直至合格为止。

21、试压完成后，卸去压力，打开防喷器，关闭9 5/8套管四通侧闸门，旋出固定顶丝，上提试压塞出井口。把试压塞从钻杆上卸掉。（10）安装9 5/8防磨保护套把9 5/8防磨保护套送入工具装到钻杆上。把9 5/8防磨保护套装到送入工具上，使送入工具上的销子座在防磨保护套的“J”型槽内。用猫头钩子（切不可用大钩）下送防磨保护套，使其座落在套管四通的上端，并做好深度记录，对称旋进固定顶丝，固定防磨保护套，注意不能顶得过紧，以免挤扁防磨保护套。放松钻杆，逆时针方向转1/4圈，使送入工具与防磨保护套从“J”型槽内脱离。上提钻杆（如果钻杆上提不易，说明送入工具与防磨保护套没有脱离，需放松钻杆，重复步骤4和5），

22、取下送入工具。（11）9 5/8套管试压将钻具下入井底。关闭上半封闸板，用泵车（接在压井管汇处）或钻井泵试压。泵压=套管抗内压强度的80%井筒内液体的静液压力。（12）下送5 1/2套管钻完适合5 1/2套管的井眼后，起出全部钻具。把9 5/8防磨保护套送入工具装到钻杆上，并下送到防磨保护套的位置。顺时针方向转1/4圈，使送入工具上的销子进入9 5/8防磨保护套的“J”型槽内，旋出固定顶丝。上提钻杆，取下9 5/8防磨保护套。如没有取上来，重新旋进固定顶丝，下送取出工具，重复上述步骤。下送5 1/2套管和附件，井口5 1/2套管接箍要避开安装9 5/8×5 1/2套管挂及油管四通的位

23、置，且5 1/2套管接触BT密封处光滑平整。注水泥后初凝前，打开9 5/8套管四通侧阀，排除套管四通内多余的钻井液和水泥浆。（13）安装9 5/8×5 1/2套管挂上提防喷器组，离开9 5/8套管四通上法兰面约1220mm，将防喷器组固定在转盘大梁上。清洁9 5/8套管四通坐套管挂处，上提5 1/2套管至坐挂吨位，在9 5/8套管四通上法兰面上放两块厚度相等的木板。旋转套管挂上半部分，打开套管挂，围5 1/2套管安放。旋转套管挂上半部分，转至90º，然后，拆掉旋转棒和卡瓦支撑螺栓。校正井口，使5 1/2套管与9 5/8套管四通同心。取掉木板，让套管挂自由下落到套管四通内。如

24、果下落不均，轻轻地摇动套管，保证套管挂平正到位。放松大钩，保证坐挂吨位，并记录（一般套管挂就位后，放松大钩25.4mm就应该卡住而出现失重现象，反则说明没有卡住，必须上提套管，并摇动套管，使套管挂座落到套管四通内）。旋紧分布在9 5/8套管四通上部法兰外圆上的所有顶丝，压住套管挂，防止套管挂在井内的窜动。在9 5/8套管四通上部法兰面以上量取高度500mm（如需要连接升高短节或转换法兰，则在9 5/8套管四通上部法兰面以上量取500mm+升高短节或转换法兰的高度），在此处割断5 1/2套管，取出多余的5 1/2套管。将井口加保护装置（见附件2），在搬家前移交大庆油田有限责任公司试油试采分公司安

25、装采气树。3、压井程序（1）地层压力的求取起钻前，充分循环钻井液后关井24小时，用求取套压、立压的方法计算地层压力。若套管压力、立管压力均为0，表明现用钻井液密度足以平衡地层压力，为防止起钻抽吸诱发井喷，应将钻具起至第一个气层以上200m，静止46小时后，下钻至井底，循环观察后效情况后起钻。若立管压力为0，套管压力不为0，表明现用钻井液可以平衡地层压力，但环空钻井液已被气侵，应充分循环，排出受侵钻井液中气体，将钻具起至第一个气层以上200m，静止46小时后，下钻至井底，循环观察后效情况后起钻。若套管压力、立管压力均不为0，则待套管压力、立管压力稳定后，分别读取套管压力、立管压力值，计算地层压力

26、。计算公式为P地1=0.009807入H+P立P地2=0.009807出H+P套式中：P地1利用立管压力求得的地层压力，MPa P地2利用套管压力求得的地层压力，MPa入钻井液入口密度，g/cm3出钻井液出口密度，g/cm3H第一个气层垂直井深，mP立求得的立管压力，MPaP套求得的套管压力，MPa若P地1P地2，则以P地1为计算出的地层压力值，P地2为参考值。（2）压井液密度的确定按照井控规定，气井附加值为3.05.0MPa，为保护气层，防止地层污染，一般取下限，则压井钻井液密度为P地+P附0.009807H压 =式中：压压井液密度，g/cm3P地计算出的地层压力，MPaP附附加值，MPaH

27、第一个气层垂直井深，m（3）压井程序采用司钻法压井，压井后将钻具起至第一个气层以上200m，静止46小时后，下钻至井底，循环观察后效情况。（4）验证若因换钻头、取心等起钻，空井时间短，则后效全烃值应10%，气柱高度100m；若因测井等起钻，空井时间长，则后效全烃值应5%，气柱高度50m。若全烃值或气柱高度值符合上述要求，证明气层已压稳，可以起钻；若全烃值或气柱高度大于上述数据，说明气层未压稳，必须重新确定压井液密度，重复以上过程，重新压井。4、打开油气层的井控工作 （1）认真执行坐岗制度，在打开油气层前100m开始，每15min测量记录一次钻井液性能和钻井液量的变化，异常情况下加密测量。 （2

28、）如有油气显示，在起钻前要进行短起下钻测后效，执行压井程序。如无油气显示，正常起钻。 （3）按每个钻井班组每个月4次（4种工况）的规定搞好防喷演习，并且夜间的演习次数要占总演习次数的50%以上。5、井控巡视反映问题整改落实情况2005年1月5日和1月22日，集团公司井控巡视员崔己男同志巡视了我公司50111钻井队汪深1井和15505钻井队南160374井，整改落实情况如下：（1）关于35MPa以上级内控管线要用专用管线，不能用螺纹连接的问题 钻井技术服务公司钻井工具分公司已向钻探集团申报计划，现正在联系能够有加工能力的生产厂家，准备在2个月内完成此项工作。目前，深井所用的35MPa以上级内控管

29、线只能用管子站自制的带螺纹的管线，待管子站进货后逐步更换。（2）关于井架底座周围耐火软管不是带聚氨脂外套，是非耐火软管的问题钻井技术服务公司钻井工具分公司向钻探集团申报计划，申请报废所有的非耐火软管，但此项投资巨大，综合考虑后，准备用进一批更换一批的方法，来解决非耐火软管的问题。目前，管子站能够配备12套深井用量问题，其余井井架底座周围还得用非耐火软管。此项问题渴望在1年内彻底解决。（3）关于下套管中采用5"5 1/2"微变径闸板问题钻井技术服务公司钻井工具分公司向钻探集团申报计划，准备订购35-70闸板防喷器用5"5 1/2"微变径闸板×1套

30、，28-70闸板防喷器用5"5 1/2"微变径闸板×1套，35-21闸板防喷器用5"5 1/2"微变径闸板×2套，此项工作在2个月以后才能得到落实。（4）液气分离器起不到液气分离作用的问题主要原因是勘探公司要测量全烃量，液气分离器钻井液排出管汇高于液气分离器高度。此项问题崔己男同志将向油田公司反映，待反映后整改落实。（5）关于防喷演习在夜间、起下钻工况进行少的问题 准备下发井控作业中防喷演习的重点要求，增加在夜间、起下钻工况下的防喷演习次数，同时，严格考核。（6）关于钻开油气层审批问题准备进一步明确钻开油气层的审批权限，对于区域预探井

31、、深层预探井、深层评价井由钻井工程技术服务分公司现场室检查，公司总工程师（或副总工程师）审批；对于一般预探井、评价井、开发井、调整井由钻井分公司工程组检查，钻井分公司主任工程师审批。同时，准备将井控综合记录中的钻开油气层审批记录单独印制，以便于审批签字。四、钻井液配制、处理与维护措施1、钻前准备 （1）钻井液仪器仪表除常规钻井液仪器仪表外，要求各钻井队配备高温高压滤失量测定仪。（2）固控设备振动筛两台或三台，处理能力在80l/s以上；除砂器、除泥器各一台；离心机两台，其中一台必须是高速或处理能力在60m3/h以上。(3 ) 密闭循环系统二开前要求有3个能储备100120m3重钻井液密闭罐，这3

32、个重钻井液储备罐既能直接上水又能将重钻井液回收回来；欠平衡井要求三开前应有9个重钻井液储备罐，同样是既能直接上水又能将重钻井液回收回来。2、二开配浆与处理、维护（1）土粉56%，预水化24小时。（2）具体加药量：有机硅腐钾0.81%、铵盐1%、HA树脂（或SPNH）0.81%、XY28 0.20.3%、FA368 0.30.4%、GWJ 1%、KOH 0.1%。（3）要求：各种处理剂必须溶解20h以上。钻井液密度1.031.05g /cm3，漏斗粘度4555s，塑性粘度1016 ，动切力48，滤失量46ml ，pH89。开钻前必须配制1.50g/cm3重钻井液60m3以上，开钻后将重钻井液补充

33、到100120 m3。（4）钻进到500米到嫩二段，可用12%的FA368和2.55%铵盐的水溶液，细水常流交替维护；嫩二到青一底可用510%的有机硅腐钾和2.55%铵盐的水溶液，细水常流交替维护；青一底到完钻，可用12%的FA368和2.55%铵盐的水溶液，细水常流交替维护。1000米以后严格控制滤失量不大于4ml。若滤失量偏大，可在循环系统或配胶液时，加大铵盐和HA树脂的量。（5）1000米以后配胶液时，以防塌为主。钻井液处理剂的配方可调整为：土粉46%、有机硅腐钾1%、铵盐1%、HA树脂（或SPNH）1%、 FA368 0.20.3%、高效封堵降滤失剂1%、无荧光防塌剂1%。(6) 12

34、00米左右，一次性补充1%的润滑剂。到2000米再加一次，保证全井加量达到11.5%。（加润滑剂时要按循环周加，注意钻井液粘度的变化，若粘度升高可用GWJ的水溶液处理，并将润滑剂分多次加入。）(7) 固控设备的使用：开钻后即开动除砂器，500米以后开动除泥器和离心机。严格控制钻井液的含砂量，不大于0.4%。密度低时，可补充重钻井液或直接加重。(8) 钻井液密度的控制：嫩江组钻井液密度控制在1.121.13 g/cm3；姚家组控制在1.141.15 g/cm3；青山口组控制在1.191.20 g/cm3；泉头组地层控制在1.221.23 g/cm3。起钻前计算打入重钻井液的量，使钻井液的当量密度

35、在循环密度的基础上附加0.030.04g/cm3。(9) 完钻时，循环一周后用20m3稠浆举砂一次，再循环两周以上振动筛无砂子方可起钻电测。3、三开配浆与处理、维护(1) 配浆准备二开固井后，将所有钻井液尽量回收。固完井后，将地面所有固控设备都开动起来，将地面钻井液密度降到1.10g/cm3以下，将井内的钻井液回收到重钻井液储备罐中用以配制重钻井液。(2) 配浆两性复合离子钻井液的配制：三开采用两性复合离子钻井液的井，三开可参考设计，调整钻井液的密度、滤失量等性能达到设计要求即可开钻。有机硅钻井液的配制：将两性复合离子体系转换成有机硅钻井液体系，转换之前应尽可能清除两性复合离子体系中的固相，若

36、密度在1.10 g/cm3以上，可按实际情况计算，加水稀释，将密度调整到1.10 g/cm3后加入如下处理剂：13%KFT、12%YGT、12% YGY180、0.51.0%YGW、0.51%SF-260、0.10.2%消泡剂、0.51%润滑剂。随着井深的逐渐加深和钻井液性能的变化情况，将各种处理剂的加量逐步提高（YGW聚硅氟稳定剂，KFT抗高温降滤失剂，YGY180抗高温有机硅抑制剂，YGT高效封堵防塌剂，SF-260抗高温硅氟稀释剂）。钻井液性能达到： 漏斗粘度：5070s 密度：1.101.15g/cm3 滤失量：3.8ml 塑性粘度：1020mPa.s 动切力：412Pa 静切力：1.

37、03.5/3.57.0Pa HTHP：14ml pH：810 固相含量：15% 含砂量：0.5%(3) 钻井液处理与维护 本体系维护周期长，各种处理剂配成胶液后适当补充即可，正常情况下不必大处理泥浆。4000米前配胶液时，可增加0.10.2%的FA368。 为了保证实现低密度，低固相，必须用好四级固控。五、深井固井技术措施1、技术套管（1）及时开好固井协调会，并按照协调会精神进行各项准备工作。（电测前处理好钻井液，大排量重稠泥浆举砂，井眼干净后，起钻电测。固井用水量、温度、重泥浆、各种处理剂、水罐车、固井用药液、潜水泵等按协调会精神进行认真准备。水池子数量、摆放位置便于加热摆车。）（2）从起完

38、钻时间算起，直至下套管（包括等电测时间、电测时间和下套管准备时间在内）不超过15小时，可直接下入技术套管；若超过15小时，则下钻通井。（3）下套管时坚持中途循环二次（2200米以内，超过2200米除外）。循环之前灌满泥浆，逐渐提高排量。由1m3提至2m3/min。待2m3/min洗井一周后，振动筛无砂，方可继续下套管。（4）扶正器以少下为原则。井底200米每两根套管下一只扶正器，其余井段45根套管安放一只扶正器。对照井径图标出每个扶正器下深（小井眼处不可加放扶正器）。（5）套管粘结剂5101，涂抹在下部三根套管、双级箍、井口三根处，防止倒扣。（6）井队备好吊卡、循环接头、钻杆循环接头、浮箍、浮

39、鞋、双级箍、套管钳等工具附件，确保质量可靠。（7）套管程序原则上按设计执行。口袋不超过2米，下完套管后，防止卡套管。（8）下完套管洗井时排量逐渐提高。无机变速泵冲数30-50冲，排量0.6-1 m3，循环20-30分钟; 冲数提到50-70冲，排量1 1.4 m3，循环20-30分钟; 冲数提至80冲，循环一周;泵压稳定,振动筛无砂, 冲数提至100冲，排量2 m3洗井,直至固井为止。 非无机变速泵,使用双140毫米缸套,开始洗井时用二个凡尔, 排量0.8 m3，循环20-30分钟; 再用三个凡尔, 排量1.1 m3，循环20-30分钟; 泵压稳定,再用1.3 m3排量洗井30分钟; 泵压稳定

40、,再用1.6 m3排量洗井一周; 泵压稳定,振动筛无砂,排量2 m3洗井,直至固井为止。停泵前钻井液粘度不得低于50-70秒，密度不低于设计上限。2、油层套管（1）下套管前，对小井眼井段必须进行认真划眼。通井到底后，用稠浆举砂，双泵大排量（不低于2.5m3/min）洗井两周以上。井筒清洗干净，才可起钻下套管。（2）防腐套管由专业套管队负责下套管。普通套管有钻井队完成下套管工作。（3）裸眼封固井段，每两根套管加放一只弹性限位扶正器，不规则井段加放旋流扶正器，特殊井段加密。技套以内4根套管加放一只弹性限位扶正器，并标出扶正器下深。（4）下套管必须二次通径。下完套管后，套管队向井队提供一份套管上扣扭

41、矩记录。（5）坚持下套管中途循环，防止卡套管。（6）下部三根套管、双级箍、上部三根套管采用套管粘结剂。（7）固井用水量、温度、重泥浆、泥浆处理剂、水罐车、固井药液、水池子摆放位置、泵缸套尺寸、套管卡瓦、卡盘、防喷器通径、闸板尺寸、隔离液、循环接头、井口要求等按协调会精神执行。附件1大庆油田深井及特殊工艺井钻井井控设备试压程序目前，大庆油田深井及特殊工艺井二开安装FH35-35+2FZ35-35+JG-70、YG-70防喷器组，三开安装PCWD+FH28-35+2FZ28-70+FZ28-70+JG-70、YG-70防喷器组，井控设备试压程序因此而制定。二开井控设备试压方案一、 原则1、 试压介

42、质：清水、柴油。2、 试压设备：试压泵。 3、试压到额定工作压力（环形防喷器试到额定压力的70%），节流管汇、压井管汇试压到35Mpa，10min压降0.7Mpa。4、 放喷管线试压10Mpa，10min压降0。5、 压井管线试压到20Mpa，10min压降0.7Mpa。二、试压要求 1、用钻井生产技术服务公司工具分公司试压泵进行试压。 2、试压前将所有闸门打开，井口灌清水或柴油，由放喷管线放掉，将放喷管线上试压旋塞关闭，再灌清水或柴油，直至井口灌满为止。 3、试压塞下接5根钻杆。 4、将试压塞旁通阀丝堵卸掉送到位后旋入13 3/8套管四通上法兰侧面的四只固定顶丝，以固定试压塞，再后将13 3

43、/8套管四通侧闸门打开。5、 如果有试压介质从侧闸门流出，则说明试压塞密封失效 6、所有井控设备均由压井管汇单流阀处打压。 7、试压期间，人员要远离试压部件，确保人员安全。 8、每次试压后均由试压泵卸压。三、试压方式防喷器、闸门逐个试压。四、试压步骤（编号见附图1） 1、试18。 2、试17、19、20。 3、试1。 4、试2。 5、试半封、3。 6、试4。 7、试5。 8、试7、8、11。 9、试6、9、12。 10、试10、13。 11、试14、15、16。 12、试压井管线、球阀。 13、试放喷管线。 14、试环形防喷器。 15、试全封。 （1）起出试压塞，将扣卸松。（事先关闭13 3/

44、8套管四通侧闸门） （2）试压塞入座，将其上部钻杆倒出。 （3）关3、，开18、17、1、2。三开井控设备试压方案一、 原则 1、低压试到3Mpa，10min压降0.7Mpa。 2、高压试到额定工作压力（环形、旋转防喷器试到额定压力的70%），10min压降0.7Mpa。3、套管试压到其抗内压强度的80%，30min压降0.5Mpa。4、 燃烧管线，液气分离器及其进液管线试压0.8Mpa，10min压降0.7Mpa。5、 试压介质，常规井控设备和旋转防喷器：清水；液气分离器系统：空气。6、 放喷管线试压10Mpa，10min压降0。7、 压井管线试压到20Mpa，10min压降0.7Mpa。二

45、、试压要求 1、用钻井生产技术服务公司工具分公司试压泵进行试压。 2、试压前将所有闸门打开，井口灌清水，由放喷管线放掉，将放喷管线上试压旋塞关闭，再灌清水，直至井口灌满为止。 3、试压塞下接5根钻杆。 4、将试压塞旁通阀丝堵卸掉送到位后旋入9 5/8套管四通上法兰侧面的四只固定顶丝，以固定试压塞，再后将9 5/8套管四通侧闸门打开。5、 如果有试压介质从侧闸门流出，则说明试压塞密封失效6、 除全封外，其它所有井控设备均由井口进行试压。 7、试压期间，人员要远离试压部件，确保人员安全。 8、每次试压后均由试压泵卸压。三、试压方式 1、闸门逐个正向试压。 2、液气分离系统笼统试压。四、试压步骤（编

46、号见附图2） 方案1： 1、试下半封。 2、试上半封、左1、右1。 3、试左2、右2。 4、试左3、右3。 5、试左4、左5、左6、右5、右6、右8。 6、试左8、左9、左12、右4、右7、右9、右12、左单流阀。 7、试左7、左10、左13、右10、右11、右13。 8、试左11、左14、右14、右15、右16。 9、试左15、左16。 10、试环形防喷器。 11、试旋转防喷器。 12、试压井管线。 13、试放喷管线。 14、试全封。 （1）起出试压塞，将扣卸松。（事先关闭9 5/8套管四通侧闸门） （2）试压塞入座，将其上部钻杆倒出。 （3）关右1、左5、左6，开左1、左2、左3。 （4）将左侧单流阀凡尔体取