孤南12-斜103-设计书(工程)

设计编号:201312-137钻井工程设计单位:开发中心井号:孤南12-斜103井别:滚动勘探井井型:定向井胜利石油工程有限公司钻井工艺研究院2013年12月23钻井工程设计人员工程设计：黄志远钻井液设计：周尚奎固井设计：刘云鹏PAGE目录第一部分钻井工程设计TOC\o"1-2"\h\z1 设计依据 12 井身质量要求 12.1 直井段井身质量要求 12.2 定向井段井身质量要求 13 工程设计 13.1 井身结构 13.2 轨道设计 33.3 钻机选型及钻井主要设备 53.4 钻具组合 63.5 钻井液设计 93.6 钻头及钻井参数设计 133.7 油气井压力控制 143.8 油气层保护设计 203.9 固井设计 213.10 各次开钻或分井段施工重点要求 253.11 完井设计 284 健康、安全与环境管理 285 上交及验收资料 375.1 上交的资料 375.2 现场验收资料 37第二部分工程预算孤南12-斜103中国石化井钻井工程设计孤南12-斜103PAGEPAGE2设计依据钻井工程设计依据：钻井地质设计；邻区邻井实钻资料；有关技术规范及技术法规。井口坐标：纵(X)4195502(m)横(Y)20669099(m)方位修正角：-7.95(°)磁倾角：55.95(°)磁场强度：52.89(μT)井身质量要求直井段井身质量要求井深m全角变化率≤°/25水平位移≤m0～10001.50201000～1643.881.7530直井段采用电子多点监测井身轨迹，起钻测多点计算井身轨迹数据。定向井段井身质量要求定向段采用MWD随钻测控井身轨迹，根据实际情况采用滑动钻进和复合钻进两种方式，随时调整井斜和方位。靶点A靶半径(m):10.00工程设计井身结构井身结构设计系数抽吸压力当量密度(Sb)：0.036g/cm3激动压力当量密度(Sg)：0.036g/cm3井涌条件当量密度(Sk)：0.05g/cm3安全附加当量密度(Sf)：0.07g/cm3正常压差允值：12～15MPa异常压差允值：15～20MPa井身结构设计数据表开钻顺序钻头尺寸mm井深m套管外径mm套管下深m水泥封固段m一开346.1201.0273.12000～201二开215.92713.66139.72710.661200～2713.66井身结构示意图孤南12-斜103中国石化井钻井工程设计孤南12-斜103PAGEPAGE4轨道设计轨道设计井号：孤南12-斜103轨道类型：直-增-稳井深：2713.66m井底垂深m井底闭合距m井底闭合方位°造斜点m最大井斜角°2550.00538.18294.971643.8834.78磁倾角°磁场强度μT磁偏角°收敛角°方位修正角°55.9552.89-6.781.18-7.96井口：X=4195502.00Y=20669099.00靶AX=4195625Y=20668750垂深:2300m闭合距:370.04m闭合方位:289.41°靶半径:10m轨道参数井深m井斜角°方位角°垂深m水平位移m南北m东西m狗腿度°/100m工具面°靶点0.000.0000.000.000.000.000.000.001643.880.00285.031643.880.000.000.000.000.001875.7334.78285.031861.7568.2317.70-65.9015.000.002146.0034.78285.032083.74222.3957.68-214.780.000.002409.2934.78306.872300.00370.04123.00-349.004.7390.00A2628.4334.78306.872480.00490.72198.00-449.000.000.002713.6634.78306.872550.00538.18227.17-487.890.000.00轨道各点数据井深m井斜角°方位角°°垂深m闭合距m南北m东西m造斜率°/100m°/100m狗腿度°/100m工具面°0.000.00285.030.000.000.000.000.000.000.000.000.001643.880.00285.030.001643.880.000.000.000.000.000.000.001693.887.50285.03285.031693.743.270.85-3.1615.000.0015.000.001743.8815.00285.03285.031742.7413.023.38-12.5715.000.0015.000.001793.8822.50285.03285.031790.0529.087.54-28.0815.000.0015.000.001843.8830.00285.03285.031834.8751.1713.27-49.4215.000.0015.000.001875.7334.78285.03285.031861.7568.2317.70-65.9015.000.0015.000.002075.7334.78285.03285.032026.03182.3147.28-176.070.000.000.000.002146.0034.78285.03285.032083.74222.3957.68-214.780.000.000.000.002196.0034.78289.18285.272124.81250.8966.07-242.030.008.294.7390.002246.0034.78293.33285.882165.88279.2676.40-268.610.008.294.7390.002296.0034.78297.47286.762206.95307.4288.63-294.360.008.294.7390.002346.0034.78301.62287.842248.02335.28102.69-319.170.008.294.7390.002396.0034.78305.77289.072289.08362.79118.51-342.890.008.294.7390.002409.2934.78306.87289.412300.00370.04123.00-349.000.008.294.7390.002609.2934.78306.87293.502464.27480.09191.45-440.260.000.000.000.002628.4334.78306.87293.802480.00490.72198.00-449.000.000.000.000.002713.6634.78306.87294.972550.00538.18227.17-487.890.000.000.000.00注：1、2100m至井底井径扩大率小于10%；2、接石油开发中心通知，靶心半径改为10m。

井眼轨道垂直投影图井眼轨道水平投影图孤南12-斜103中国石化井钻井工程设计孤南12-斜103PAGEPAGE8钻机选型及钻井主要设备设备选择要求本井设计钻深2713.66m，依据钻机负荷的选择原则，确定选择的钻机设备负荷能力及配置能够满足2713.66要求设备工况良好，设备防护与安全设施齐全，动力与传动系统效率高，循环与钻井液净化、维护处理系统能够满足不同井段对排量、钻井液性能维护与钻井液储备的要求。主要设备简介(1)钻机型号：大庆Ⅱ(2)提升系统：天车:TC-200负荷:2000kN游车:YC-200负荷:2000kN大钩:DG-200负荷:2000kN绞车:JC-14.5功率:470kW水龙头:SL-200负荷:2000kN(3)井架：型号：ZJ-41井架高度：41.60m(4)转盘：型号：ZP-520A开孔直径：520mm(5)钻井泵：1号泵型号：SL3NB-1300功率：956kW最高压力：34.3MPa2号泵型号：SL3NB-1300功率：956kW最高压力：34.3MPa(6)柴油机：型号：PZ12V-190台数：3台总功率：2646kW(7)压风机：型号:2V6.5/12台数:2台(8)罐类：加重下灰罐10m32钻井液储备罐40m33淡水储备罐40m32(9)固控系统：固控类型∶NX32固控设备∶四级罐式循环系统一套振动筛2台（60目、120目各1台）除砂器1台除泥器1台离心机2台电动砂泵1台(10)自动灌钻井液装置1套(11)仪器及仪表：钻井参数仪表1套钻井液参数仪表1套孤南12-斜103中国石化井钻井工程设计孤南12-斜103钻具组合钻具组合开钻次序井眼尺寸mm钻进井段m钻具组合一开346.10～201Φ346.1mm钻头+Φ177.8mm钻铤108m+Φ127mm钻杆直井段215.9201～1643.88常规钻具：Φ215.9mm钻头+Φ177.8mm钻铤108m(含无磁钻铤1根)+Φ127mm钻杆钟摆钻具：Φ215.9mm钻头+Φ177.8mm钻铤18m(含无磁钻铤1根)+Φ215mm螺旋扶正器+Φ177.8mm钻铤90m定向段215.91643.88～1875.73Φ215.9mm钻头+Φ171.5mm1.25°单弯动力钻具+Φ158.8mm无磁钻铤9m+MWD+Φ158.8mm钻铤27m+Φ127mm钻杆稳斜段215.91875.73～2713.66常规钻具：Φ215.9mm钻头+Φ215mm螺扶1个+Φ158.8mm短钻铤3m+Φ215mm螺扶1个+Φ158.8mm无磁钻铤9m+Φ215mm螺扶1个+Φ158.8mm钻铤9m+Φ127mm加重钻杆135m+Φ158.8mm随钻震击器1套+Φ127mm加重钻杆135m+Φ127mm钻杆复合钻具：Φ215.9mm钻头+Φ171.5mm1.25°单弯动力钻具+Φ158.8mm无磁钻铤9m+MWD+Φ158.8mm钻铤27m+Φ127mm钻杆钻柱强度校核中和点深度(m):2530中和点位置:外径127mm内径76.2mm加重钻杆钻具明细序号钻柱名称外径mm内径mm钢级重量kg/m长度m屈服强度MPa抗拉系数抗扭系数MISES系数1钻铤158.871.4123.721.0100.015.762加重钻杆127.076.272.37270.055.3129.966.523钻杆127.0108.6G-10529.12422.66724.04.8717.542.383.4.3定向井、水平井井下专用工具及仪器 名称规格型号数量备注Φ158.8mm短钻铤根1Φ158.8mm无磁钻铤根1Φ177.8mm无磁钻铤根1Φ158.8mm随钻震击器套1Φ127mm加重钻杆米270Φ215mm螺旋扶正器个3Φ171.5mm单弯(1.25°)根1Φ158.8mm钻铤米27Φ177.8mm钻铤米108MWD、电子单多点套各1孤南12-斜103中国石化井钻井工程设计孤南12-斜103PAGEPAGE13PAGE1钻井液设计基本数据井身结构地面循环量m3井眼容积m3补充量m3总需要量m3新需要量m3钻头尺寸×钻深mm×m套管尺寸×下深mm×mΦ346.1×201Φ273.1×200802346149149Φ215.9×2713.66Φ139.7×2710.6680121219420328复杂情况提示1.馆陶组以上地层疏松，防止坍塌卡钻和井漏；2.钻遇岩性为砂质泥岩、泥岩与砂岩地层，应注意防塌、防漏、防卡；3.起钻灌好钻井液防止抽喷或井下其它复杂情况发生。注：裸眼段容积按井径扩大10%计算。钻井液体系井段m钻井液体系0～201预水化膨润土浆201～2713.66聚合物润滑防塌钻井液钻井液性能项目性能指标0～201m201～1643.881643.88～2300m2300～2713.661.05～1.101.05～1.151.10～1.151.13～1.15马氏漏斗黏度s35～4530～3535～4540～60↘15↘5↘40.50.51～2/2～72～5/3～108～98～90.50.5总固含％10100.1HTHP失水mlmm4～66～10塑性黏度m·s10～2010～20钻井液密度图钻井液基本配方材料名称及代号加量kg/m3备注0～201m201～2713.66工业用氢氧化钠5～102聚丙烯酰胺干粉1～33膨润土40～604青石粉5碳酸钠5～106钻井液用非渗透处理剂7钻井液用改性铵盐10～158钻井液用聚合醇30～509钻井液用聚合物降滤失剂15～2010钻井液用抗高温抗盐防塌降失水剂15～2511钻井液用重晶石粉12钻井液用羧甲基纤维素1～313表面活性剂钻井液维护处理要点一开：0～201m（1）配浆开钻，钻进中根据井下实际不断补充提粘剂，保持钻井液具有较强的携带和悬浮能力，满足钻进需要。（2）钻完设计井深后要进行充分的循环和通井，在确认井眼干净、无沉砂和无井壁坍塌后方能起钻，以确保下套管和固井的顺利施工。二开：201～2713.66馆陶及以上地层成岩性差，泥岩性较软且砂层发育，防坍塌卡钻；不整合面、附近、疏松砂岩层防漏、防卡，钻井液主要以抑制地层造浆、携带岩屑，防止泥岩缩径，确保安全钻进；东营组、沙河街组钻井液主要以防塌为目的。（1）将一开钻井液用清水和胶液冲稀至膨润土含量40g/L左右，按配方提示加入各种处理剂，调整至设计性能。开钻将钻水泥塞污染的钻井液放掉或加入纯碱清除钙离子，其余钻井液地面净化处理后，作正常钻进使用。钻进中及时补充浓度为0.5～1%高分子聚合物胶液，细水长流维护钻井液，尽量不单独加清水，增强钻井液的抑制性。（2）定向前改小循环，使用好固控设备，清除有害固相。定向前混入润滑剂，调整钻井液性能达到设计要求。正常维护及处理钻井液的处理剂尽可能按比例配成胶液加入，切勿将处理剂干粉直接加入循环钻井液中，以防在处理剂完全生效前就被固控设备除去。（3）利用PAM调节流变性，抑制页岩、岩屑分散，确保井眼稳定。（4）不整合面附近、疏松砂岩层注意防漏。（5）良好的固控设备和高的运转率是保证钻井液质量的前提，因此，必须使振动筛、除砂器、除泥器等与钻井泵同步运转，严格控制钻井液中的固相含量。根据需要，间断使用离心机。（6）沙河街组地层易坍塌，加强钻井液的抑制性的同时，把化学防塌和物理防塌结合起来，稳定井壁。造斜、稳斜井段钻进过程中，除了具有足够的排量之外，钻井液必须具有良好的携带性能和流变性能，否则容易引起钻屑下沉和井下复杂情况。（7）在斜井段钻进过程中，钻具容易附在井壁上面引起粘卡，因此钻井液必须具有良好的润滑性能，防止粘卡。在造斜点之前严格控制好膨润土含量，根据本井段钻井液配方，加足各种处理剂含量，把钻井液性能调整在设计范围内。（8）进入油层前,保持中压失水小于4.0ml，Kf〈0.1，加入油层保护剂，补充保持含量至完井；钻井液密度可根据井下实际进行调整，在保持井壁稳定、井下安全的前提下，尽可能降低密度，减少由于压差引起的油层的污染。（9）钻进过程中，要注意观察井口返浆情况，振动筛上的岩屑返出、岩屑的形状的变化，严格控制钻井液性能达到设计要求，提高钻井液的悬浮、携带岩屑能力，确保正常钻进。（10）进入目的层井段后为确保施工安全，每次起钻前要确定井下油、气、水层的钻开情况，搞短程起下钻，测量循环周，确定油、气、水的上窜速度在安全范围内，方可起钻。（11）易塌地层施工要注意控制下钻速度和转盘转速，避免因钻具碰撞导致井壁跨塌或因压力激动过高引起井漏，起钻控制起钻速度，防止拔活塞。（12）钻进中要保持各种处理剂的有效含量，并定期补充，使钻井液性能符合设计各井段要求。（13）起钻灌好钻井液,防止抽喷或井下其它复杂情况发生。钻井液用量及材料储备储备浆必须在最浅油、气、注水层前200m按量配制好，沉降稳定性≤0.03g/cm3。储备的压井液要定期搅拌维护，以维持其良好沉降稳定性。钻井液及加重材料的储备开钻序号轻钻井液压井液重晶石粉青石粉ρ(g/cm3)数量(m3)ρ(g/cm3)数量(m3)数量(t)数量(t)二开1.358010钻井液材料消耗材料名称及代号数量t合计t0～201m201～2713.66工业用氢氧化钠222聚丙烯酰胺干粉223膨润土554青石粉30305碳酸钠0.50.56钻井液用非渗透处理剂2.52.57钻井液用改性铵盐338钻井液用聚合醇669钻井液用聚合物降滤失剂4410钻井液用抗高温抗盐防塌降失水剂5511钻井液用重晶石粉404012钻井液用羧甲基纤维素0.20.213表面活性剂11孤南12-斜103中国石化井钻井工程设计孤南12-斜103钻头及钻井参数设计钻头设计序号尺寸mm钻进井段m进尺m纯钻时间h机械钻速m/h数量只钻头型号推荐1231346.10～201201633.51P22215.9201～1643.881442.885526.232HAT1273215.91643.88～1875.73231.851515.46HAT1274215.91875.73～2713.66837.93958.821PDC钻井参数设计钻头序号层位井段m喷嘴组合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循环压耗MPa冲击力kN喷射速度m/s钻头水功率kW比水功率W/mm2上返速度m/s功率利用率％1平原组0～2012馆陶组201～1643.8811,11,11120～14080～1203011.996.755.243.47105.26202.435.531.2556.283馆陶组1643.88～1875.7311,11,1150～80160～2203013.66.756.853.47105.26202.435.531.2549.624沙三段1875.73～2713.6611,11,11,1130～50120～1403017.623.9713.652.7278.95119.053.251.2522.52孤南12-斜103中国石化井钻井工程设计孤南12-斜103PAGEPAGE20油气井压力控制井控设备选择井控设备选择依据开钻次序钻头直径mm垂深m钻井液密度g/cm3井底压力MPa二开215.925501.1528.77井控设备组合形式及压力级别开钻次序钻头尺寸mm公称尺寸mm压力级别MPa组合类别组合型号二开215.928035双闸板(套管头)2FZ28-35各次开钻井口装置示意图二开井口装置示意图T10T103/4×51/2-35节流管汇及压井管汇示意图各次开钻井口装置试压要求开钻次序装置名称及型号试压要求介质压力MPa时间min允许压降MPa二开双闸板（套管头）2FZ28-35清水14150.70备注各开要进行低压试压，试压值1.4～2.1MPa，稳压不小于10min，密封部位不刺不漏为合格。试压压力均不能超过套管抗内压强度的80%。放喷管线试压>10MPa。井控主要措施按SY/T6426-2005《钻井井控技术规程》、SY/T5964-2006《钻井井控装置组合配套、安装调试与维护》等有关井控标准及《胜利石油管理局胜利油田分公司钻井（陆上）井控工作细则》的要求执行，认真做好井控管理十七项制度，即：井控分级管理制度，井控工作责任制度，井控工作检查制度，井控工作例会制度，井控持证上岗制度，井控设计管理制度，甲方监督管理制度，井控和H2S防护演习制度，井控设备管理制度，专业检验维修机构管理制度，井控装置现场安装、调试与维护制度，开钻（开工）检查验收制度，钻（射）开油气层审批（确认）制度，干部值班带班制度，坐岗观察制度，井喷应急管理制度，井喷事故管理制度。1）一级井控措施（1）一开用钻井液钻进，保证井眼规则稳定，按设计深度下套管，采用插入法固井，水泥浆返到地面，否则要补打水泥帽。（2）钻井施工过程中严格执行设计，遇有特殊情况可调整钻井液密度，保证安全施工。（3）在最浅油气水层200m前必须作好以下准备工作：①按钻井液设计要求储备重钻井液。②"钻开油气层"的有关规定A.钻井液密度及其它性能参数没有达到设计要求，不能钻开油气层。B.钻井液和加重剂未储备或储备不足、加重设备有问题，不准钻开油气层。C.井控系统未按标准配套、安装、试压或试压不合格，不准钻开油气层。D.防喷措施不落实，不准钻开油气层。E.未进行防喷动员和防喷演习，不准钻开油气层。F.现场没有值班干部，不准钻开油气层。G.无内防喷工具（如方钻杆上下旋塞、钻具止回阀），不准钻开油气层。H.未经验收、无钻开油气层申请书、未经主管技术人员签字批准，不准钻开油气层。（4）钻进中应有专人观察记录钻井液出口管，发现钻井液面升高，油气侵严重，钻井液密度降低，黏度升高等情况应停止钻进，及时汇报，采取相应措施。（5）下钻要控制速度，防止压力激动造成井漏。必须分段循环，防止后效诱喷；下钻到底先顶通水眼，形成循环再提高排量，以防憋漏地层中断循环，失去平衡造成井喷。（6）下钻要注意悬重变化和钻井液返出量是否正常，若连续3柱悬重增加不明显和钻井液返出量过大，可能钻头水眼被堵，应停止下钻灌满钻井液，接方钻杆小排量顶通，如开泵不通，必须灌好钻井液，再低速档起出钻具。（7）钻至油气层，按地质要求循环观察，不得一次钻穿。（8）钻开油气层后起钻，应循环两周以上，达到进出口钻井液密度平衡，并进行短程起下钻测试油气上窜速度。起钻要连续灌满钻井液并核对灌入量，发现拔活塞时要立即下入正常井段，开泵循环，正常后方可继续起钻。要控制起钻速度，防止抽吸诱喷。起钻完要及时下钻，待下入井内一定数量钻具后再检修设备，尽量缩短空井时间。（9）完井电测时要专人观察井口，每测一次灌满一次钻井液。测井过程中发生溢流，应首先考虑切断电缆按空井溢流处理。若电测时间过长，应及时下钻通井。（10）认真做好防火工作，井场按消防规定备齐消防器材，电器设备、照明器具、输电线路及其开关符合安全规定和防火防爆要求，钻台与机泵房下面应无积油。（11）闸板防喷器芯子必须与钻杆尺寸相符。（12）固井中发生井漏要往环空灌钻井液，强行固井。固井完两小时内装好井口，防止水泥失重造成井喷。若存在易漏层或浅气层，应先备有环空灌钻井液装置后，再固井。2）二级井控措施（1）防喷器的安装及使用要点①试用手动锁紧装置关闭及锁紧闸板，检查是否灵活好用。②发生溢流关井时用闸板防喷器的全封闸板封闭空井，用半封闸板封闭与闸板尺寸相同的钻具。需较长时间关闭时，应手动（或液动）锁紧闸板并挂牌标明开关和锁紧情况，以免误操作。锁紧或解锁后，手轮均不得强行扳紧，扳到位后回转（0.25～0.5）圈。全封防喷器的控制手柄要设有防误操作保护装置。③当井内有钻具时，严禁关闭全封闸板。④进入目的层，每天应开关半封闸板一次，检查开关是否灵活；每次起钻完，还须检查全封闸板开关及手动锁紧装置开关是否灵活。⑤手动放喷阀、闸板处于浮动状态才能密封，因此，开关到底后必须再回转（0.25～0.5）圈，严禁开关扳死。⑥液动放喷阀，只用在井喷开始时作打开放喷，因此在（1～3）s内即可开关。严禁井内高压关闭的情况下用来泄压和节流，泄压可用针形阀进行。进入目的层，每起下钻一次，应开关活动液动防喷阀（1～2）次。（2）控制系统的安装及使用要点①远程控制台摆放在钻台侧前方，距井口25m以远。②司钻控制台安装在钻台上司钻工作位置附近，便于司钻操作。③专线供电，线路安置在专用电缆盒或高架空中3.5m以上，保持连续供电。④不允许在储能器旁堆放氧气瓶，储能器只允许充氮气。⑤正常钻进时，每周应全面检查一次控制系统，接近油气层时，每天检查一次。（3）熟练"四·七"动作，钻开油气层前进行一次"四·七"动作演习。熟练掌握司钻法、工程师法的压井方法。（4）井控装置始终保持灵活好用，应按规定检查、维护、保养，定人定岗。井控要求1）井控设备要求（1）井控设备配套要求①防喷器控制系统控制能力应与防喷器组合相匹配。②井队应配备齐全钻具内防喷工具。钻台上配备与钻具尺寸相符的配有快速开关装置的钻具止回阀和旋塞阀，放在钻台上方便取用处，涂红漆标示。准备1根防喷钻杆单根，接有与钻挺连接螺纹相符的配合接头和钻具止回阀。③节流、压井管汇所装压力表量程应大于井控装置压力级别，压力表下应有阀门控制。（2）井控设备安装要求①安装防喷器前要认真检查闸板芯子尺寸是否与使用的钻杆相符，要求液控系统功能齐全，液控管线不得有刺漏现象。②井队技术员负责对所有防喷装置及附件进行现场全面检查，不合格者不得安装。③防喷器主体安装时应使安装液控管线一面向后，用4个直径16mm以上钢丝绳或丝杠与井架底座固定。双公短节材质强度（钢级、壁厚）不低于所下套管的强度，按标准力矩上紧。各次开钻井口设备要按标准规定安装，要尽可能保证四通出口高度不变。④节流管汇、压井管汇及其所有管线、闸阀、法兰等配件的额定工作压力必须与防喷器的额定工作压力相匹配。内防喷管线用通径不小于78mm的无缝钢管，长度要保证使1#、4#闸阀接在钻台底座之外，用细螺纹扣与法兰盘连接，中间不允许有焊缝。⑤井场设备安装要以井控为中心，放喷压井管汇方向不得有任何影响压井作业的设备和障碍物。一般情况下放喷管线平直安装，特殊情况下采用井控专用弯接头。放喷管线选用通径不小于78mm的钻杆或专用放喷管线，每隔10m处、转弯处及放喷口必须用水泥基墩固定牢固。与压井管汇放喷出口相连的铸钢弯管要接好并按要求固定，前方不应有障碍物，以备需要时加长放喷管线。采用钻杆作为放喷管线时，最外端应为钻杆公扣。⑥钻井液回收管线流程合理、固定牢固，通径尺寸不小于78mm，管材符合井控要求。⑦压井阀门端应以Φ51mm母扣由壬接出，以备与水泥车管线相连接。⑧按闸板防喷器数量配齐手动锁紧杆，锁紧杆手轮接出钻台底座外，手轮上要标明开关方向、开关圈数及锁紧和解锁状态。各阀门手轮完好、开关灵活，挂牌编号（或将编号印于阀门本体上），并标明开关状态。⑨液控管线使用高压耐火隔热软管并架离地面，排列整齐并采取保护措施。控制系统压力保持在工作压力范围，自开钻之日起控制台主令开关应始终处于"自动"状态。一般情况下，在确定防喷器已处于全开的位置后，各防喷器的控制手柄置于中间位置。在确认液动放喷阀关闭后，操作手柄置于中间位置。（3）井控装置试压、检验要求①全套井控装置在井控车间用清水进行试压。环形防喷器（封闭钻杆，不封空井）、闸板防喷器、四通、防喷管线、内防喷工具和压井管汇应作（1.4～2.1）MPa低压试验和额定工作压力试压；节流管汇按各控制元件的额定工作压力分别试压，并作（1.4～2.1）MPa低压试验。试压合格才能送往井场。②全套井控设备在井上安装好后，进行清水试压。③井口设施、井控装置在现场安装完毕或更换部件后均应进行密封试压。④钻开油气层前及更换井控设备部件后，要采用堵塞器或试压塞重新试压。⑤节流、压井管汇试压压力，节流阀前各阀应与闸板防喷器一致，节流阀后各阀应比闸板防喷器低一个压力级别。并从外往内逐个试压。⑥各种内放喷工具试压到额定工作压力。⑦打开油气层后，闸板防喷器每起下钻一次开关活动一次，各阀门每天开关一次，确保灵活好用。⑧钻井防喷器除日常保养外，应定期进行检查，检查方式和检查部位应执行SY/T6160《防喷器的检查和维修》。2）井控培训要求人员培训要求按胜油局发[2011]247号《胜利石油管理局胜利油田分公司钻井（陆上）井控工作细则》规定执行，持证上岗，严禁无证上岗。3）开钻及钻开油气层前的井控要求（1）各次开钻前，应进行井控检查验收，验收合格后方可开钻。检查验收由钻井公司或上级技术主管部门组织。（2）开钻前，在值班房内张贴钻井施工设计大表、"四·七"动作图解、井控工作大表、安全生产和技术管理制度，要有设计钻井液密度和实际钻井液密度两条曲线。（3）应根据地质、工程情况制定防火及防井喷事故的应急预案。（4）钻开油气层前钻井队应做工作：①进行地质、工程和应急预案等措施交底，明确职责和分工。②钻井液性能符合设计要求，并按设计要求备足重钻井液、加重材料和处理剂。对于距离远、交通条件差和地面环境复杂的井，应适当提高应急物资储备标准。③在已开发区块钻井，按《胜利石油管理局关于已开发油田钻调整井过程中停注水井和采油井的规定》及时关停邻近的注水（气）井和采油井，并采取泄压措施，不停注不准钻开相应层位。④井控装置及专用工具、消防器材配备齐全，防爆电路及电气设施性能良好、运转正常。闸板防喷器连续使用超过12个月，应更换闸板胶芯。⑤钻开油气层前，各班组按正常钻进、起下管柱、起下钻铤和空井4种工况分别进行防喷演习，达到规定的关井要求。⑥进出井场的道路要保持畅通。（5）落实井控演习制度。开钻前和钻开油气层前，钻井队应进行井控演习。井控演习应以每班每月每种工况不少于1次为宜。演习情况要按规定做好记录。现场服务的其他专业人员同时参加演习。（6）实行24h干部值班制度。钻井现场应有井队干部跟班作业，组织钻井班组认真执行钻井设计和各项井控措施。（7）严格执行钻开油气层前申报验收制度。钻开油气层前200m，井队填写钻开油气层申请书并向主管部门申报，由钻井公司组织进行现场检查验收。验收合格并经批准后，方可钻开油气层。获准1个月未能钻开，须重新组织检查验收。（8）从钻开油气层前100m安排专人24h坐岗并填写坐岗记录，每15min填写1次，内容包括施工情况、井深、钻井液变化量及原因、钻井液性能等数据。钻进时由井架工负责坐岗，起下钻时由钻井液工负责坐岗。坐岗人员发现异常情况必须立即报告司钻。（9）钻开油气层前100m开始，每天做低泵速试验，记录排量和相应循环压力。（10）重钻井液储备和加重材料要求：按钻井液设计部分要求执行。4）进入油气层的井控要求（1）本井处于开发区块，安排专人监督、检查已停注水（汽）井的情况。（2）发现设计地层压力与实钻不符时及时报告；变更钻井液设计须经批准；紧急情况下可先处理、后补报。（3）钻进中遇到钻速突然加快、放空、蹩钻、跳钻、气测异常及油气水显示等情况，应立即停钻停泵观察。发现溢流应立即报告司钻及时报警，报警溢流量不超过1m3（4）钻开油气层起钻前，循环钻井液2周以上，达到进出口密度平衡。应计算油气上窜速度或进行短程起下钻测试，控制其不超过15m/h。（5）控制起钻速度，防止抽吸诱喷。连续灌满钻井液，并校核灌入量。起完钻要及时下钻，严禁空井检修设备。（6）下钻应分段循环，防止因后效引发井控复杂，确保满足安全需要。（7）进行钻杆测试、测井、完井等作业时，要严格执行安全操作规程和井控措施，避免发生井下复杂情况和井喷事故。（8）发生卡钻需泡油、混油或因其他原因需降低井筒液柱压力时，应确保不小于裸眼段地层最高压力。5）溢流和井漏处置及关井要求（1）发现溢流、井漏及油气显示异常应立即报告司钻，确保快速控制井口。（2）发现钻井液气侵应及时排除，未经除气不得重新入井。对气侵钻井液加重应停止钻进，严禁边钻边加重。（3）起下钻发生溢流时，应尽快抢接钻进止回阀或旋塞；条件允许时应抢下钻具，然后关井。关井后应及时求压和求取溢流量。（4）发现溢流关井时，关井最高压力不得超过井控设备额定工作压力、套管抗内压强度的80%和地层破裂压力三者中的最小值。在允许关井套压值内严禁放喷。（5）空井关井后，应根据溢流严重程度，分别采取强行下钻分段压井法、置换法和平推法等方法进行处理。（6）压井施工作业应有详细设计，施工前应进行技术交底、设备检查，落实岗位人员。压井结束后应认真整理压井作业单。（7）钻进中如发生井漏，应将方钻杆提出转盘以便观察，处理时应遵守"先保持压力，后处理井漏"的原则。6）下套管固井基本要求（1）下套管前应更换与套管外径一致的防喷器闸板芯子并试压合格。（2）下套管应确保油气上窜速度小于10m/h，固井前应确定井眼承压能力。（3）固井及候凝过程中应确保井筒液柱平衡地层压力，候凝时间未到，不应进行下一步工序作业。（4）固井和候凝期间，应安排专人坐岗观察。7）录井井控要求（1）结合钻井队应急预案，录井队应编制防井喷应急预案，参加联合应急演练。（2）综合录井仪应能为现场监督和司钻提供终端显示。（3）现场录井人员应加强地质分析，在钻开油气层前向井队提出预告。钻开油气层后，每次起下钻均应测量油气上窜速度、进行后效录井等。（4）录井过程中发现油气显示或硫化氢显示，应先向司钻报告，同时向现场监督、值班干部报告。（5）钻井队在起下钻、检修设备、电测等非钻进过程中，录井人员应坚持坐岗观察溢流，发现溢流应及时通知当班司钻，提供井控相关资料。（6）若发生井喷或硫化氢浓度超标，按井队应急预案统一行动。8）测井井控要求（1）施工前，组织召开由钻井队、测井队、地质录井队参加的施工交底会，通报井眼状况、油气上窜速度、测井安全施工时间等，明确配合事项，确保安全施工。（2）测井电缆车应配备不少于2套电缆剪断工具，以备应急使用。测井车辆停放位置应位于井架大门前方，距离井口不少于25m。（3）测井前，应保证井眼通畅、钻井液性能稳定并压稳油气水层。测井作业应在井筒安全时间内进行，超出安全时间应通井循环。（4）施工中应严格控制电缆起下速度，钻井队应有专人观察井口，并及时灌满钻井液。发生溢流，应服从钻井队指挥。（5）测井过程中发生溢流，应首先考虑切断电缆并按空井溢流处理。（6）带压测井应使用专用电缆防喷器，压力级别应满足井口控制压力要求。应安装防喷管，测井仪器长度小于防喷管长度。9）井喷失控处理要求（1）事故单位应立即启动应急预案，专人收集资料并在1h内报油田应急指挥办公室。（2）迅速成立现场抢险指挥组，制定抢险方案，统一组织领导，专人负责现场施工指挥。（3）测定井口周围及附近天然气和硫化氢气体含量，划分安全范围，撤离危险区人员。（4）要防止着火和爆炸，尽快由四通向井内连续注水，用消防水枪向油气柱及井口周围大量喷水。并迅速做好储水、供水工作，同时将氧气瓶、油罐等易燃易爆物品脱离危险区。（5）关井后，若井口压力超过允许压力需放喷时，应在放喷口先点火后放喷。（6）井口着火后，根据火势情况可分别采用密集水流法、大排量高速气流喷射法、引火筒法、快速灭火剂综合灭火法、空中爆炸法以及打救援井等方案灭火。（7）井喷失控时，立即停车、停炉、断电，在警戒线以内严禁一切火源，并有专人警戒。（8）在人员的生命受到巨大威胁、人员撤退无望、失控井无希望得到控制的情况下，作为最后手段应按抢险作业程序对油气井井口实施点火。（9）抢险时，要清除井口周围及抢险道路上的障碍物，充分暴露井口。未着火清障时应用水力切割，严防着火，已着火井可带火清障。同时准备好新的井口装置、专用设备及器材。（10）应采用整体换装法更换新的井口装置，换装中采取扶正导向等安全有效措施。换装新井口装置前，必须进行技术交底和演习，换装过程中应不断向井内注水和向井口油气柱喷水。（11）在处理井喷抢险过程中，必须做好人身安全防护工作，避免烧伤、中毒、噪音等伤害。油气层保护设计3.8.1(1)按中石化总公司油层、气层附加值确定钻井液密度，施工中严格控制；(2)推广使用与储层配伍的钻井液体系；(3)加暂堵剂、降失水剂，保证钻井液药品投入；药品质量符合要求，与地层岩性配伍；(4)搞好净化，控制固相含量，含砂量小于0.5％；(5)加快钻井速度，减少油气层浸泡时间；(6)固井施工中的油气层保护措施:①使用合格的套管扶正器。②加降失水剂，严格控制水泥浆失水量及自由水含量，改善水泥浆性能，提高固井质量。③施工设备、水泥和添加剂混拌、回压阀、计量仪器、碰压销质量可靠、准确、施工一次成功；(7)如果发生井漏，所使用的堵漏材料应为易解堵的材料。3.8.2(1)固相含量达到设计要求；(2)近平衡压力钻进，附加密度：油层0.05～0.10g／cm3；(3)使用油层保护剂。孤南12-斜103中国石化井孤南12-斜103PAGEPAGE41固井设计固井主要工艺要求1)井眼准备⑴电测以前通井、循环，保证电测工具顺利下入。⑵电测完通井，对起钻遇阻、卡井段、缩径段和井眼曲率变化大的井段反复划眼或进行短起下；下入套管前应在井眼底部打入润滑钻井液，减少下套管摩阻。⑶井内钻井液性能良好、稳定，符合固井施工要求。在保证井下安全的前提下，尽量降低粘切，降低含砂量。⑷下套管前通井及注水泥前，均以较大排量洗井，洗井时间不少于两个循环周。洗井循环中，应密切注意观察振动筛返出岩屑量的变化、钻井液池液面变化。同时，应慢速转动钻具防粘卡。2)设备准备⑴检查、准备下套管工具：吊卡、大钳、卡瓦、气动卡盘、灌钻井液管线等。⑵循环系统中用于顶替作业的各钻井液罐（包括储备罐）各闸门应灵活可靠。⑶从下套管开始，整个固井施工过程中，井口装置应达到既能关闭套管与井眼环空又能关闭钻杆与井眼环空的要求。⑷认真检查悬吊系统，井口、游车、天车一条线，下套管前应根据大钩负荷更换大绳，确保下套管安全。3)下套管作业⑴套管及附件、工具等送井前认真检查：通径、丈量、清洗丝扣，不合格套管严禁下入。⑵按下入次序对套管进行编号、记录。⑶套管及附件、工具上钻台时要戴好护丝，严禁碰撞。⑷下入下部附件时，浮箍及浮箍以下所有套管及附件要涂丝扣胶，套管丝扣使用标准套管螺纹密封脂，以提高套管的气密封能力。⑸按设计要求安装套管扶正器。⑹下套管采用套管钳按API规定的最佳扭矩上扣。⑺严格控制套管下放速度，一般不超过0.46m/s。⑻下套管中途禁止停顿，根据情况可以在3～5m范围提放管柱，防止粘卡，并时刻注意悬重变化。下套管操作要平稳，严禁猛刹、猛放。下放套管遇阻时，一般控制下压载荷不超过井下套管浮重的60％。上提时保持最小抗拉安全系数不低于1.5。⑼下套管过程中，一般是每下入30～40根套灌满一次钻井液，较长时间(超过3min)的灌浆过程应上下活动套管，以防套管粘卡。⑽下完套管后先灌满钻井液，再小排量开泵循环洗井，开泵循环时要用流量计来校正排量，并根据排量调整循环时的泵冲直至钻井液性能达到施工要求。4)一开套管固井主要技术措施⑴钻井液开钻，内插法固井。固井时考虑套管所受浮力，根据计算得知套管串重量大于其所受浮力，因此套管不会上浮。⑵内插管坐封要平稳，密封要可靠，密封插头下井前要涂抹黄油。坐封后，开泵循环钻井液，如果套管内无钻井液溢出，则说明密封插头处密封良好，即可按设计注入水泥浆。注完水泥后，按钻杆内容积替入当量钻井液量。⑶坐封压力根据循环最高泵压由固井施工指挥现场计算，为了能在泵压出现异常情况下顺利施工，实际施加的坐封压力应为计算值的2倍以上为宜。⑷施工结束后，如果井口水泥浆面下沉，必须注水泥浆补充。⑸候凝时间：24h。5)二开套管固井主要技术措施⑴施工程序：注前置液→注水泥浆→压胶塞→替水泥浆→碰压→候凝①前置液的配制,其特性必须对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；使用量：在不造成油气侵及垮塌的原则下,占环空高度100～300m。②前导浆密度：1.50～1.65g/cm3,注量：6～10m3；领浆密度：1.80～1.87g/cm3,尾浆密度：1.88～1.95g/cm3，注量：必须满足封固到油气层顶以上200m，封固段大于700m。⑵固井前召开固井协作会，明确施工方案和要求及各方责任。⑶固井前由井队储备足量的经固井试验合格的固井水泥配浆水，数量不少于理论量的1.5～2.0倍。固井前井队必须储备足够的钻井液以备替水泥浆使用。⑷固井前固井设备和配合固井的有关设备必须试运转正常，确保施工的连续性。⑸注水泥施工前，由施工指挥召集钻井队和固井队人员开碰头会，明确施工程序，贯彻固井措施，进行岗位分工，交待安全事项和异常情况下的应急措施，并明确联系信号，保证施工协调一致。⑹电测完通井,采用优质钻井液，大排量洗井，确保井壁稳定，摩阻小，无漏失现象，油气上窜速度小于10m/h。⑺对送井套管及其固井工具和附件，必须严格检查，确保其质量。浮箍浮鞋的回压凡尔必须可靠，入井套管必须通径；下套管必须逐根紧扣，控制下放速度，减少压力激动；防止套管内落物，并及时灌好钻井液。⑻采用大泵紊流顶替钻井液，排量不低于钻进排量，达不到紊流时，应注入足量的前导低密度水泥浆，保证紊流接触时间达到7min。⑼专人负责观察井口钻井液返出情况，发现异常，立即报告施工指挥，采取应急措施。⑽确定专人监测水泥浆密度，确保入井水泥浆密度达到设计要求。⑾碰压后，按设计要求用水泥车清水顶压，稳压2～3min后泄压，如回压阀密封好，则敞压候凝；否则，套管内控制压力候凝，其值为管内外静液柱压差附加2～3MPa。⑿候凝时间：24h。⒀其他特殊要求和措施根据现场实际情况确定。⒁固井质量要求：油顶以上200m至井底要求第一界面优秀，第二界面合格；其它要求按Q/SH10200005.3-2003《固井质量》执行。套管柱设计套管柱强度校核套管程序井段m套管规范长度m钻井液密度g/cm3尺寸mm钢级壁厚mm扣型最佳上扣扭矩N·m表层套管0～200273J558.89短圆57002001.10油层套管0～2710.66139.7N809.17长圆58002710.661.15套管程序井段m重量抗外挤抗内压抗拉每米重kg/m段重t累计重t最大载荷安全系数最大载荷安全系数最大载荷kN安全系数表层套管0～20060.3212.0812.082.165.051.4714.72101.7618.36油层套管0～2710.6629.7975.8975.8928.742.1224.582.81780.252.44注：①套管强度计算采用《套管柱结构与强度设计(SY/T5724-2008)》。②油层套管外挤压力按管内全掏空，管外按下套管时的钻井液密度考虑。③固井相关工具和附件的扣型要与套管扣型相匹配，其强度不得小于所在井段套管的强度。④本表为理论计算数据，套管送井时应根据实际重新校核。各层套管强度校核图各层次套管串结构数据表套管程序套管串结构（自下而上）一开可钻浮鞋+套管1根+浮箍(内插座)+套管串+联顶节二开引鞋+带旋流孔套管1根+套管1根+浮箍+套管串+联顶节扶正器安放位置套管程序套管尺寸mm井眼尺寸mm井段m扶正器类型扶正器间距m扶正器数量个二开139.7215.91200～1640弹性509139.7215.91640～2710弹性3036各层次套管固井主要附件套管程序附件名称单位数量备注一开Φ273.1mm浮箍(内插座)只1Φ273.1mm浮鞋只1二开Φ139.7mm磁性定位短节根2Φ215.9mm×Φ139.7mm弹性扶正器只45Φ139.7mm浮箍只1Φ139.7mm螺纹密封脂HY-205型个全井用Φ139.7mm阳极保护环只30Φ139.7mm引鞋只1水泥浆性能要求性能一开二开密度g/cm31.851.9稠化时间min120180API滤失量ml<250<70自由水ml/250ml3.51.5流变性能塑性粘度Pa·s动切力Pan值K值抗压强度MPa/24h>14.0>14.0注：①试验条件按API标准执行。②现场施工前可根据实际情况调整水泥浆配方，并做复核试验。水泥浆配方套管程序配方一开G级水泥+配浆水二开G级水泥+降失水剂+分散剂+晶格膨胀剂+消泡剂+配浆水水泥用量套管程序套管尺寸mm钻头尺寸mm理论环空容积m3水泥浆返深m水泥塞面深度m水泥塞底深度m水泥浆密度g/cm3水泥等级注水泥量t固井方式表层套管273.1346.113.9401902011.85G35内插油层套管139.7215.942.99120026902713.661.90G86二界面注：水泥用量及上返深度为理论数据，施工中应根据实测资料修正。各层次固井外加剂用量材料名称用量t备注一开二开分散剂0.90降失水剂1.90晶格膨胀剂3.00消泡剂0.90注：上表设计以《中国石化集团石油专业工程定额》为依据。前置液用量套管程序前置液类型前置液密度g/cm3设计长度m所需用量m3基液类型二开冲洗液1.05150.004.30配浆水隔离液1.10100.002.90驱油剂顶替量计算套管程序管柱类型外径mm壁厚mm分段长度m设计顶替量m3一开钻杆127.009.20190.001.80二开套管139.709.172690.0031.10注：设计顶替量含2m3各次开钻套管试压要求开钻次序套管尺寸mm试压介质试压压力MPa试压时间min允许压降MPa二开139.7清水15300.5备注：试压压力均应小于或等于套管最小抗内压强度的70%。各次开钻或分井段施工重点要求3.10(1)每次开钻前，公司要组织有关人员对井队设备、井口、仪器仪表等进行检查验收。按标准要求一定要达到平、正、稳、固、牢、灵，达不到验收要求不能开钻。(2)加强活动钻具，井内钻具静止不能超过3min。不能钻进时，尽量大幅度上下活动钻具。(3)因设备故障无法活动钻具时，应将悬重的三分之二慢慢压到井底，抓紧时间抢修，修好设备后不宜继续钻进，应循环好钻井液后起钻。(4)接单根速度要快。尤其在快速钻进时，一般接一个单根不要超过3min，同时要晚停泵早开泵，以减少沉砂。(5)起钻前处理好钻井液，大排量循环洗井，循环两周以上方可起钻。下钻不应一次到底，应分段开泵循环正常后再下。起下钻遇阻超过100kN，不可硬拔或强压，应接方钻杆开泵顶通循环正常后，再继续起下。(6)钻进中发现泵压升高、悬重下降、钻井液返出减少、接单根打倒车等现象，应停止钻进或接单根，上提钻具到正常井段后，采用冲、通、划的办法，使井眼恢复正常，然后，继续作业。(7)在定向井施工中，只要井身轨迹允许尽可能不采用高造斜率，减少形成键槽的可能。如果发现已形成键槽，要随时下入键槽破坏器，使井眼畅通。(8)钻进中发现泵压下降，必须停钻找出原因。如果在地面上找不出问题，应起钻检查钻具。(9)所有下井钻具必须按规定认真进行检查，凡不合格的钻具禁止下井使用。3.10.2(1)对所有设备进行二开前检查验收，认真进行高压试运转0.5小时以上，运转平稳，不刺、不漏方可开钻。(2)在表层钻进中，平衡好水龙带，使其不摆不跳。要轻压吊打，井斜要求小于0.5°，井斜过大必须纠斜。(3)在检修保养设备或处理钻井液时，应保持大幅度活动钻具循环钻井液。但不可大排量长时间停在一处转动循环，避免冲大井眼造成井斜。(4)换用新钻头时，不可一次下钻到底。在接近井底时，小排量开泵，Ⅰ档启动转盘，慢慢下到井底，再用30～50kN的钻压磨合钻头约半小时后，逐渐加至正常钻压钻进。(5)设备安装按规定要求达到平、正、稳、固、牢。校正天车中心、转盘中心及井口中心三者处于一铅垂线上，最大允许偏差不超过10mm。(6)指重表、记录仪、泵压表必须灵敏、准确、好用。(7)下井稳定器外径与钻头直径差小于3mm。(8)送钻均匀、加压合理、断层及地层交界面处调整钻压。3.10(1)井场按规定配齐消防设施。所有照明、电气设备要具有防火防爆性能要求。(2)钻开油气层后应避免在井场动火，必要用火时，应报上级安全部门审批，并采取相应的防护措施。(3)坚持坐岗制度，由专人观察记录钻井液液面和性能的变化情况，发现溢流及时采取措施。(4)下够表层套管，水泥一定要返到地面，保证固井质量。做好一次井控工作，保持井眼畅通，井壁稳定。(5)钻开油气层后，必须控制起钻速度，禁止高速起钻造成抽喷或井眼垮塌。应采用Ⅰ档起钻，并连续灌满钻井液。起完钻要立即下钻，尽量缩短空井时间。(6)在上部地层钻进时，要防止泥包钻头，避免起钻拔活塞而诱发井喷。(7)钻开油气层后，要随时掌握油气显示情况，每次起下钻要求测油气上窜速度，并做好记录。油气层压不稳不许起钻。确保油气上窜速度不大于10m/h。(8)严格执行钻开油气层前的申报制度，经甲方、项目组检查验收并批准后才能钻开油气层。3.10(1)在钻进过程中，调整好钻井液性能，在井下条件允许的情况下，钻井液密度尽量使用设计下限值，保持近平衡压力钻井。(2)下钻要控制速度，井深超过500m以后要挂辅助刹车，每下一柱不能少于30s，防止下钻速度快产生激动压力过大压漏地层。(3)钻进中井下油气活跃需要加重时，在加重过程中应按循环周逐步提高密度，直到溢流消失为止。禁止盲目加重压漏地层，造成井下情况趋于复杂。(4)下钻过程中要分段循环钻井液，切不可一次下钻到底再开泵循环。开泵要先小排量顶通后，再恢复正常排量。严禁开泵过猛憋漏地层。(5)认真执行坐岗制度，专人观察钻井液面的变化情况，无论钻进还是下钻时，发现井漏，如果漏失超过5m3.10.5定向井工艺技术措施(1)用动力钻具打完进尺后更换满眼钻具通井，进一步修整井壁，使井眼光滑畅通。(2)控制起钻速度，裸眼段一律用一档起钻，避免抽吸引起井垮。(3)造斜点以下井段坚持短起下钻，检查、清理井眼。施工中作好记录，为下一步的完井工序提供可靠的指导性资料。(4)稳斜段钻进时应及时加固体润滑剂，以减小井壁摩擦力。(5)起钻和电测期间有专人观察井口液面变化，及时补充钻井液，防止井下复杂情况的发生。(6)斜井段应保证排量，以提高井眼清洗效率，增强钻井液的携岩能力。(7)斜井段坚持使用加重钻杆，并可使用一定数量的螺旋钻铤，以减小钻具与井壁的接触面积。(8)严格控制钻具在井内的静止时间，除测斜外，钻具静止时间不超过3min，且钻具应大幅度活动。(9)根据测斜数据及时作出井身轨迹实钻图，以指导下一步技术决策。(10)扶正器（特别是近钻头扶正器）磨小3mm必须更换，以保证钻具力学特征。后期作业，每次起下钻可倒换使用，将最大外径扶正器置于近钻头处。(11)下钻遇阻严禁硬压导致卡死，应耐心划眼，直至起下钻通畅为止。(12)钻进及划眼过程中要密切注视转盘扭矩变化，防止将钻具蹩断或倒扣掉入井内。(13)定向时确定反扭角后坚持定钻压、定泵压、定排量钻进。钻进时加强测斜，根据测量数据修正、调整反扭角值。(14)井队人员应与定向技术人员密切配合，严格按技术人员要求的参数施工。(15)技术人员要掌握所用钻具及动力钻具的各项基础数据和特性，参考动力钻具手册和现场经验确定合理的反扭角。(16)定向段下钻时丝扣一定要上紧，避免定向转动转盘时造成钻具自动上扣，致使定向不准。(17)直井段采用轻压吊打方式保证打直井眼。(18)起下钻和接单根时应间隔活动转盘。3.10.（1）取全取准各项资料，认真填写各种报表及记录卡片，及时整理上报。（2）开好完井协作会，下井套管要求通径、涂好密封脂、按套管最佳扭矩上扣，确保固井质量。（3）搞好一次井控，起钻要灌满钻井液，控制起钻速度，防止抽汲引起井喷事故。（4）目前附近500m内无注水井。开钻前井队要详细了解附近有无新注水（汽）井，若有，则注水井(注汽井)停注按胜油(90)269号文件执行，不停注不准钻开相应层位。（5）明化镇组及以上地层成岩性差，防坍塌、卡钻。（6）馆陶组地层砂层发育，防蹩漏。（7）沙河街组注意油气侵。（8）起钻灌满钻井液，防止抽吸井喷。3.10（1）坚持配浆（或用回收泥浆）开钻，保证开眼及上部井眼规则。（2）一次开钻开眼时不得直接用方钻杆下冲，应启动转盘，控制匀速下放，保证开眼不偏斜，要充分考虑水龙带等侧向力的影响。（3）一开进尺打完必须测斜，测斜不成功钻水泥塞时必须投测。（4）二次开钻前，技术人员要借阅邻井井口、靶点坐标及井眼轨迹资料，认真做好防碰草图，搞清楚已施工老井的轨迹走向，制定好本井防碰措施。（5）二次开钻出套管必须吊打300m以上。（6）清水钻进阶段不得定点大排量循环，以免对后续施工留下隐患。（7）对于在直井段中作业就可能发生碰撞或是绕障作业时，则应直接下入牙轮钻头，以保作业安全，必要时可提前定向。（8）严格按要求测斜：A:直井段的单点测斜间距不大于100m；直井段超过300m测多点，点距不大于30m。有磁干扰的井段用陀螺测斜仪测斜。B:造斜和降斜井段的测斜间距不大于10m；稳斜井段的测斜间距不大于50m；防碰、绕障井段的测斜间距不大于10m，必要时加密测点。（9）控制直井段与邻井的距离不小于3m，直井段井斜小于1°，保证施工安全。（10）直井段宜选择用小钻压、合理转速、大钟摆钻具组合方式钻进。保证精心操作，严格措施，及时发现并分析施工中出现蹩跳、泥浆性能变化及岩屑返出情况。（11）根据测斜数据及时计算，绘出单井设计与实钻轨迹投影图，并绘出防碰井与邻井在同一坐标系下井眼轨迹水平投影叠加图。两井轨迹水平投影叠加图交叉的垂直井深差大于30m。（12）每测一点都要扫描、搜索出正钻井与邻井的最近空间距离，预测出井眼轨迹的发展趋势以及与邻井是否有相碰的危险。（13）施工中若出现相碰可能，应加测多点，相距较近，易发生相碰时可用仪器跟踪并用动力钻具微调合理避让，保证施工顺利进行。（14）钻进中若出现钻遇套管的征兆，则立即停止钻进。将钻具提离井底5m以上，小排量低转速循环，上下活动观察。进一步分析磁场强度是否正常、重新测量井眼轨迹数据，如磁场强度异常,使用陀螺仪测井眼轨迹，确认是否与邻井套管相撞。复核轨迹数据，确认对其它井作业影响不大的情况下，可继续监测再钻进1～3个单根，确定井眼进入安全区域后，可继续定向钻进。（15）两井最近距离在安全区域内，可采用常规的增斜、稳斜和降斜钻具组合，进行轨迹控制。（16）防碰井段按小半径柱状靶施工，控制轨迹在靶内穿行。（17）如果判断碰上邻井套管，则立即起钻，注水泥塞封固井底以上150～200m。重新定向绕障钻进。（18）施工井完钻后，要根据该井多点及其它数据绘制实钻轨迹图并上交有关部门，以便于后续井施工。（19）注意与渤87井防碰。完井设计套管头规范T103/4*51/2-35完井要求完井后应做到声放磁合格、套管试压合格、井内无落物；套管头按标准试压，井口及环隙不得有油气水漏失现象。健康、安全与环境管理4.1基本要求4.1.1贯彻落实国家、地方政府和中国石化集团总公司、胜利石油管理局等有关安全、环保、职业卫生、消防、应急等方面的法律、法规、标准和制度。严格执行SY/T6283－1997《石油天然气钻井健康、安全与环境管理体系指南》行业标准和Q/SHS0001.1-2001《中国石化集团公司安全、环境与健康（HSE）管理体系》企业标准。4.1.2从事石油和天然气资源开发的公司（单位）都应取得省级以上安全监督管理部门颁发的"安全生产许可证"，并建立和运行健康、安全与环境（HSE）管理体系。建立单井安全、环保风险分析，必须按规定编制HSE例卷、按要求进行HSE的检查和演练，必须配备污染防治设施，做到污染物达标排放。4.1.3钻井队应成立健康、安全和环境（HSE）管理领导小组，明确职责。钻井队应遵循：安全第一、预防为主；全员动手、综合治理；改善环境、保护健康、科学管理、持续发展。追求最大限度的不发生事故，不损害人身健康，不破坏环境，创造国内一流的HSE业绩。4.1.4钻井队应持有按国家、地方政府有关规定要求的有效证件。4.1.5钻井队安全设备和安全附件、特种设备、计量器具、气防设施和井架等设备应具有有效的检验报告或证书、标志。4.1.6钻井队伍资质与人员资格要求：按《中国石油化工集团公司钻井队资质等级标准》执行。(1)队长和HSE管理人员应持有"安全生产管理许可证"；(2)全体员工应持有HSE上岗证；(3)特种作业人员，（电工作业、金属焊接、锅炉司炉、起重指挥人员等）均应持有"特种作业操作资格证"；(4)正副队长、指导员、钻井工程师（技术员）、安全员、钻井技师、大班司钻、正副司钻和井架工均应持有效的"司钻操作证"和"井控操作合格证"。(5)炊事人员应持有有效的健康证。(6)凡在可能含有硫化氢场所工作的人员，均应接受硫化氢防护培训，并取得"硫化氢防护技术培训证书"。4.2健康管理4.2.1劳动保护用品按SY/T6524-2010《石油工业作业场所劳动防护用具配备要求》和Q/SH0096-2007《油田企业职工个人劳动防护用品管理及配备要求》有关规定发放，同时根据钻井队所在区域特点需配备特殊劳保用品。4.2.2进入钻井作业区人身安全保护规定：(1)进入钻井作业区人员要穿戴劳动保护用品；(2)进入钻井作业区人员必须遵守作业区安全规定，操作人员要遵守安全操作规程。不能串岗、乱岗；(3)医疗管理机构要健全，钻井队要配兼职或随队卫生员，医疗急救措施制定具体，有可操作性。(4)医疗用品、常用药品配备齐全，药品有效。(5)劳动保护用品按工种配备，按时发放给岗位工人。(6)食堂、宿舍、办公室卫生合格，购买的食品经过检验、检疫，食堂配备消毒柜，餐具按时消毒。4.2.3钻井队医疗器械和药品配置要求按管理委员会和作业者的要求配备所需的医疗设备、器械和药品，同时根据环境调查情况配备相应的防疫药品。4.2.4饮食管理要求(1)炊管人员必须持"健康合格证"上岗，并定期进行体检。(2)炊管人员在工作期间应穿戴整洁的工作服和帽子，并要勤洗手。(3)餐厅应保持整洁卫生。(4)厨房内不准堆放杂物，不准存放腐烂变质食品。(5)烹调用具、餐具应清洗干净，并进行消毒。(6)作业区有干净水洗手洗脸，有专门用餐地点；(7)饮用水应符合国家生活饮用水水质标准；(8)有饮食标准，每日有菜谱。4.2.5营地卫生要求(1)生活区应设置垃圾桶，并定期清理桶内垃圾。(2)营房宿舍保持干净、整洁，定期专人负责清扫。(3)室内卧具定期更换，更换周期不超过15d。(4)宿舍内应有防鼠、防蟑螂和防蚊蝇措施。(5)生活区及井场应有公共厕所，并定期清扫和消毒，保持清洁卫生。4.2.6员工的身体健康检查要求(1)经常进行宣传、教育与培训，不断提高员工的健康、安全与环境意识和水平。(2)不断提高员工自救互救水平和专业技能，保护人员健康和安全。(3)组织对员工定期体检，并建立健康档案，建立员工健康合格证制度。(4)建立经常性的卫生保健知识教育制度和个人卫生管理规定。(5)注意膳食营养卫生和每日三餐进餐习惯，不暴饮暴食，作业期间不得饮洒，不食用不洁食品、饮料。(6)不得滥用药物（成瘾或依赖性麻醉药物），禁止不洁行为。(7)注意劳逸结合，保证充足睡眠。4.2.7有毒药品及化学处理剂的管理要求(1)有毒物品与化学处理剂首先要区分开来，单库存放。(2)要有明显标识，以防止误用。(3)要专人负责保管，有毒药品保管时，药柜、库房均要上锁。(4)有毒物品要密封好，防止泄露或散落。(5)使用有毒药品时，要办理有关手续，经单位主管领导或负责人审批签字后，方可使用。(6)岗位人员在使用有毒药品时要穿戴劳保用品（防毒面具、手套等）。4.3安全管理安全管理按SY5974-2007《钻井井场、设备、作业安全作业规程》的要求执行。4.3.1井场布局应考虑风频、风向。井场、钻台、油罐区、机房、泵房、危险品仓库、净化系统、远程控制系统、电气设备等处应有明显的安全标志牌，并应悬挂牢固。在井场入口、井架上、钻台、循环系统等处设置风向标。江、河、干堤附近钻井井场应符合有关安全、环保规定。4.3.2井口距高压线及其它永久性设施不少于75m；距民宅不少于100m；距铁路、高速公路不少于200m；距学校、医院和大型油库等人口密集性、高危性场所不少于500m。对于含硫化氢井，在钻开油气层前，应进行一次企地联合防硫化氢泄漏的演练，并通知井口周围500m范围内的人员作好撤离准备。钻井队负责人应与地方负责人签订应急撤离协议书，并发放安全告知书。4.3.3井架底座高度应满足井控装置安装的要求。井架底座内及钻井液暴露位置处应保持通风良好，井架底座内应采用机械通风系统，防止有毒可燃气体聚集。4.3.4钻台、机房泵房应无油污。钻台上下及井口周围，禁止堆放易燃、易爆物品及其它杂物。4.3.5井口操作应避免金属撞击产生火花，设备的摩擦部位应设冷却装置。柴油机排气管道应安装火星熄灭器，排气管出口不得指向油罐区。对特殊井应将排气管道引出井场以外，并加以固定。4.3.6井场照明线路要架空，钻台、井架、机泵房、钻井液循环系统的电气设备和照明器具应符合SY/T5225-2005《石油天然气钻井、开发、储运防火防爆安全生产技术规程》要求。4.3.7值班房、发电房、库房、化验室等工作房及油罐区距井口不少于30m，油罐区