钻井工程规范

浙江油田公司钻井工程技术治理标准2023年七月目 录第一章总则 错误!未定义书签。其次章钻井工程设计治理标准 错误!未定义书签。第三章钻前工程技术规定 错误!未定义书签。第四章钻井液技术治理标准 错误!未定义书签。第五章钻井井身质量治理标准 错误!未定义书签。第六章固井质量实施细则 错误!未定义书签。第七章钻井取心技术治理标准 错误!未定义书签。第八章钻井交井质量治理规定 错误!未定义书签。 第一章 总则第一条为了标准浙江油田公司〔以下简称公司〕钻井工程技术治理，提高钻井施工水平，保证工程质量和效益，结合公司的自身特点，特制定本标准。推动科技创，加大瓶颈技术攻关和成熟技术的推广应用，引进工艺、技术，提高钻井速度和钻井质量。设计治理标准、钻前工程技术规定、钻井液技术治理标准、钻井井身质量治理标准、固井施工实施细则、钻井取心技术治理标准、钻井交井质量治理规定。第四条钻井工程技术标准要坚持有利于觉察和保护油气层及满足油气井注采要求为根本原则。施工过程中应强化“安全第一、预防为主、以人为本、质量至上”的理念，各项活动应符合安康、安全、环境〔HSE〕治理体系和井控安全的有关规定。第五条本标准适用于公司各探区勘探开发钻井工程技术治理。1政府有关法律、法规和要求，依据安全环保、优质高效的原则进展编制。2、设计必需以保证明现开发方案为前提，充分考虑采油〔气、增产措施等方面的需要。3本钱的需要。4相关部门审查并备案。5乐观组织攻关争论，探究解决钻井难题的途径，确保钻井目的的实现。67料，并充分运用各种关心设计手段，保证设计的水平和质量。8公司审批同意前方可实施。第七条钻井工程设计分探井和开发井二类。钻井工程设计执行浙江油田公司浙油字[2023]84号《浙江油田公司井筒工程设计治理规定》，托付有资质的石油工程技术效劳单位做出。编制内容格式必需符合SY/T5333-1996《钻井工程设计格式第八条探井钻井工程设计的主要内容应包括：设计依据、技术指钻井液设计、钻头及钻井参数设计、井控设计、取心设计、地层孔隙压力监测、地层漏失试验、中途测试技术要求、测井技术要求、油气层保护技术、固井技术、工艺与技术应用设计、各次开钻或分井段施工重点要求、完井设计、弃井要求、安康安全环境治理、生产信息及完井提交资料、钻井施工设计要求、特别施工作业要求、邻区与邻井资料分析、钻井进度打算以及单井钻井工程投资预算。第九条开发井钻井工程设计的主要内容应包括：设计依据、技设计、钻井液设计、钻头及钻井参数设计、井控设计、取心设计、地层孔隙压力监测、地层漏失试验、油气层保护技术、固井技术、工艺与技术应用设计、各次开钻或分井段施工重点要求、完井设计、弃井要求、安康安全环境治理、生产信息及完井提交资料、钻井施工设计要求、特别施工作业要求、邻井资料分析、钻井施工进度打算以及单井钻井工程投资预算。第十条设计前期根底工作1要求，明确设计任务。2位位置，井场确定必需考虑对四周环境、周边居民的影响。3的型号、性能及质量状况。进展设计前，设计单位应收集资料主要包括：所钻区块井位部署和地层剖面；已钻井地质和工程录井资料，地质分析化验等资料；已钻井岩心与岩屑理化分析、物性分析与敏感性分析资料，岩心的强度试验可钻性试验资料、测井解释成果；已钻井测试、试油得出的温度、压力以及含油、气、水状况资料，特别留意地层流体中是否含有H2S等腐蚀性介质；已钻井与完井等各种相关工程资料；已钻井各项指标(包括钻井时效、材料消耗及本钱费用)；设计井所在地区地理环境、矿业、交通、通讯、气象、水文及灾难性地质现象；已开发区块地层压力动态变化状况。1、钻井工程设计应贯彻和执行有关安康、安全、环境治理标准和标准，应有明确的安康、安全、环境保护要求。2、钻井设计应强化钻井工艺、技术的应用。保证钻井质量，提高油气层保护，满足油气田高效开发的要求。3、为了做好钻井工程设计，必需开展地层孔隙压力、坍塌压力、裂开压力〔或漏失压力〕推测根底争论，实现钻井液、水泥浆密度以及井身构造优化设计。井身构造设计应执行以下原则：满足井控要求，浅气层应用套管封住。表层套管应有效保护地表水源。有效保护储层。同一裸眼井段尽量避开不同的压力系统，防止消灭简单状况和发生事故。探井、超深井、简单井以及地层压力不清的井，套管设计时要留有一层备用套管的余地。，其材质和螺纹应符合相应的技术要求。4、维护钻井设计的严峻性。钻井工程设计执行过程中假设确需调应急措施，但应准时上报工程建设单位。第十二条井场布置原则和要求钻井设备安放位置。充分利用地形，节约用地，便利施工。做到少占用土地，靠近水源，少修大路，便利施工。确保安全生产，到达防喷、防火、防毒、防环境污染等要求。选定井场、道路必需避开滑坡、沟、潭等不良地质地段。50米。距民宅不小于100防范措施。100150含硫油气井，应以使四周居民其不受硫化氢集中影响为准则。井场应选在较空旷的位置，尽量在前后或左右方向能让盛行风畅通。井场、道路修建前，施工单位必需向工程建设单位提交井场道路修建施工方案，批准前方可进展施工。第十三条钻前道路要求5.5〔包括边界沟埂。187辆通行。井场道路四周须开挖排水沟，路面垫高，下雨时铺垫防雨布，雨天止禁大小车辆通行；特别状况，如雨季施工时，道路路面应铺设管排。第十四条井场要求1、井场临时用地：〔1米自带井架钻机井场5〔m×m。〔2〕0米钻机井场0亩〔m×m。〔3〕0米钻机1亩〔m×m。〔40〔包括55〔m×m〕〔5〕700012.1〔115m×70m〕〔6〕丛式井则每增加一口井,长度增加5～6米，宽度不变。〔7〕特别井或特型钻机需增加用地须报工程建设单位批准。3排水沟，必需流向污水池；井场必需平坦垫高，下雨天必需铺垫防雨布保护好井场。钻井液储藏池、废液处理池、堆砂坑容积可参照井深确定。丛式井、特别工艺井应增加容积，井架左后侧挖沉砂池。沉砂池距井口12m，15当井场地形不能满足井控要求时，必需制定出相应的防范措施，并报工程建设单位审核备案。四、设备根底摆放要求钻井主要设备摆放在实基上，井口处在30×30余设备按现场要求摆放。在沙漠、沼泽地段必需对摆放井架、设备根底处进展“三合土”压实处理或打混凝土地基，以到达施工要求。五、井场电路井场照明电路应承受防爆电路，井场照明线路应分路架设在专5m，机泵房、净化系统的照明线路在跨越设备时应高于设2.5m，井控电路专线供电。对生产、生活设施要安装接地线。井场全部照明应承受防爆灯具和防爆开关。六、井场环保泥浆坑、池用防渗布双层铺设，接口用万能胶或塑胶相接，不能有窜口、开口或开裂，坑底压实、平展。四周打防溢坝，边缘拉隔离彩带。井口四周，泥浆槽，排液槽井口用水泥回填实，不晃动，井口距井架底座、水柜四周，用防渗布单层铺设或打水泥面，井口排水沟畅通，不积水。泥浆槽、排液槽前高后低，液体不外溢，用防渗布单层铺设或打水泥面。发电机、油罐底座发电机、油罐底座用防渗布单层铺设，防渗布不能有接口，不能渗漏油水，油罐四周打防溢坝体。垃圾坑垃圾坑挖于井场外缘，垃圾坑内四周用防渗布单层铺设，压实。便于填埋。5.化工、药品化工、药品要下铺、上盖，分类堆放，堆放整齐，四周有排水沟6.泥浆泵泵房、井场泥浆泵泵房用防渗布单层铺设或打水泥面，有排水、排污沟槽，夏季井场合理挖设防洪渠。七、完井要求完井井口安装质量合格，井口稳固、聚中，不晃动。井口四周水泥砂浆打平、打实；大小盖帽戴好并且焊接结实，丛式井各井口平齐，凹凸全都。井场恢复平坦，井场坑、池不垮塌，铺设完好，钻井液不外流、外渗。井场四周干净，无废弃物，工业、生活垃圾处理干净。附图一 油井井场平面布置示意图〔以ZJ30型钻机为例〕附图二气井井场平面布置示意图〔ZJ40为例〕钻机附图一 油井井场平面布置示意图〔以ZJ30型钻机为例〕钻机附图二 气井井场平面布置示意图〔ZJ40型钻机为例〕钻机第四章钻井液质量治理标准第十条钻井液质量治理根本原则和要求1、钻井液质量治理包括：钻井液设计、现场质量治理、保护油气层、固相掌握及测试仪器、人员配备及培训、原材料和处理剂的质量治理等方面。2、钻井液质量的根本要求：钻井液必需有利于实现安全、环境保护、优质、高效、低耗钻井；有利于取全、取准地质、工程资料；有利于觉察和保护油气层，削减对油气层的损害。第八条 钻井液设计依据地质设计供给的地层压力地质分层岩层特性油气层特性段资料；邻井资料；调整井区块压力数据及注水井资料；钻井液材料与处理剂消耗定额。第九条钻井液设计及密度变更1、钻井工程设计中必需包含钻井液设计，钻井液性能要符合区块整体开发方案要求。2、地质设计中提出对钻井液密度要求时，应依据所把握的地层孔隙压力、坍塌压力、定要求选取附加值〔油井0.05-0.10，气井0.10-0.15〕，以求到达既有利于保护油气层，又有利于钻井井控安全的需要，削减井下事故和简单状况的发生。3钻井监视各一份存档。4、遇紧急状况〔觉察油气水侵、溢流、井涌或井喷征兆〕时，施工作业单位有权按应马上补办审批手续。5、所钻遇地层易漏、易塌、易水化膨胀、易粘卡等，因此，钻井液要充分具备防塌、防漏、防卡、防油气层污染等力量。6钻井液配方。7、钻井液处理剂必需设计使用质检合格的产品，为有利于觉察油气层，使用的添加剂荧光系列比照小于5和勘探开发部批准，同意前方可实施。第十条现场质量治理要求1、甲方要在开钻前对井队钻井液循环系统、钻井液配制设备和固控设备、处理剂库房章开钻的，按合同有关条款赐予惩罚。第十四条 乙方必需严格按钻井液设计进展施工，准时配制、处理和维护钻井液，确保性能到达设计要求，性能稳定。一、管镇油田钻井液性能根本要求1、东台组、盐城组地层以粘土为主，底部为中细砂层、砂砾层，易漏和及井底沉沙。水化膨胀、缩径，易发生起下钻遇阻或粘卡。3、上部地层承受聚合物钻井液，有利于优快钻进，掌握地层造浆。下部1mm(215.9mm)性能钻井液体系0～350预水化膨润土钻井液350～1000聚合物钻井液1000～井底塌钻井液ρ(g/cm3)1.06～1.121.08-1.121.12-1.14FV(s)30～4040-5050-60API(ml)＜10＜5＜5APIK(mm)0.50.5τ1/τ2(Pa)0-1/1-30.5-3/1.5-31-4/2-7PH7-98-10含砂量%＜0.6＜0.3＜0.3Kf0.08＜0.08HTHP滤失量(ml)≤15YP(Pa)3～75～12PV(mPa.s)6～1510～20MBT(g/l)40-5040-50固含%＜8＜82〕分段钻井液配方及维护处理措施〔1〕一开φ311.15mm井眼〔0～366m〕A、钻井液配方：钻井液配方：清水+4～6%膨润土+0.2～0.3％Na2CO3 +0.1～B、维护处理措施开钻前配制80-100m3膨润土浆。从混合漏斗按配方参加处理剂。预水化24h后，方可一开钻进。钻头钻进、井眼较大，钻遇岩层主要粘土为主，力，防止流沙堵水眼及井底沉沙。钻完一开进尺，拉井壁，用高粘度钻井液大排量洗井，并用50-60s粘度钻井液打封闭,保证表层套管顺当下到位。固井前充分循环洗井，保持井眼畅通，确保固井质量。A、钻井液配方：清 水 +4-6% 膨 润 土 +0.2% 纯 碱 NH4HPAN+1-1.5%80A51+0.5-1%K-PAM+一开老浆。B、维护处理措施a．一开固井后要清泥浆罐，并用固控设备去除一开浆的固相。井液必需放掉。c．钻完水泥塞后，按配方参加处理剂调整钻井液性能。钻井过程中用复d．现场依据钻井液性能和井下状况，随时调整处理剂的用量。量，同时增加K-PAM的用量。假设钻井液的滤失量大，应加大NH4-HPAN和PAC-141的用量。干粉直接参加循环的钻井液中，以防在处理剂完全生效以前就被固控设备除去。h1000mPMHANH4HPAN0.3-0.5%OSAMK0.5-1%转化成两性离子聚合物防塌钻井液。、OSAMK配混合胶液维护，保证其有效含量。液密度走设计下线。0.08以下。假设活动钻具拉力特别时，准时增加润滑剂用量，防止卡钻。l．打完进尺，调整好钻井液性能，短起下拉井壁，大排量洗井，用润滑剂打4#罐内配制抗温性好、粘切低的顶替液。钻井液施工重点提示发生流沙侵，钻井液应具备防塌力量，防止流沙堵水眼及井底沉沙。二开井段，盐城组地层易漏，钻井液应具备随钻防漏堵漏力量；戴南阻或粘卡。进入目的层，做好防油气污染及井控工作。蔽暂堵技术，保护储层。钻井液类型的选择为了更好地保护油气层，实现安全、优质、高效地钻井。上部地层承受金用金属两性离子聚合物防塌钻井液。该钻井液体系具有一般聚合物钻井液的优定地层。现场应用便利，无污染，不影响钻井液的密度。分段钻井液类型、性能、配方及维护处理措施分段钻井液类型及性能〔见表13〕井段m一开〔311.15mm〕二开〔215.9mm〕性能井段m一开〔311.15mm〕二开〔215.9mm〕性能0-100.30100.30-1398.821398.82-2328.74钻井液体系预水化膨润土钻井液金属两性离子聚合物金属两性离子聚合物不分散钻井液防塌钻井液ρ(g/cm3)1.06-1.101.08-1.101.10-1.12FV(s)35-4535-4540-50API(ml)＜10＜5＜5APIK(mm)0.50.5τ1/τ2(Pa)0-1/1-32-4/3-62-5/4-10PH7.5-97.5-9含砂量%＜0.6＜0.3＜0.3Kf0.08＜0.08HTHP(ml)≤15YP(Pa)6-107-15PV(mPa.s)10-1616～26MBT(g/l)40-5040-50固含%＜8＜8，依据实际状况合理调整钻井液密度，以保证安全钻进和保护油气层。分段钻井液配方及维护处理措施〔1〕一开φ311.15mm井眼〔0-100.30m〕A、钻井液配方：钻井液配方：清水+4-6%膨润土+0.2-0.3%NaCO+0.1-0.3%LV-CMC。2 3B、维护处理措施膨润土浆。从混合漏斗按配方参加处理剂。预水24h一开承受φ311.15mm防止流沙堵水眼及井底沉沙。固井前充分循环洗井，保持井眼畅通，确保固井质量。A、钻井液配方：清 水 +4-6% 膨 润 土+0.2%NaCO+0.5-1%NHHPAN+0.5-1%PAC-141+0.5-1%K-PAM2 3 4+0.1%NaOH+0.5%PMHA+一开老浆。B、维护处理措施NaCO2 3钻井液必需放掉。钻完水泥塞后，按配方参加处理剂调整钻井液性能。钻井过程中用复现场依据钻井液性能和井下状况，随时调整处理剂的用量。量，同时增加K-PAM的用量。假设钻井液的滤失量大，应加大NHHPAN和PAC-141的用量。4正常维护处理钻井液时，处理剂尽可能配成胶液参加，切勿将处理剂钻至1398.82m前，调整钻井液性能，参加复合金属两性离子聚合物PMHA1.5-2%、PAC-1410.3-0.5%、NHHPAN0.3-0.5%、OSAMK0.5-1%转化成金4属两性离子聚合物防塌钻井液。钻井过程中用复合金属两性离子聚合物PMHAPAC-141NHHPANOSAMK4配混合胶液维护，保证其有效含量。液密度走设计下线。k0.08假设活动钻具拉力特别时，准时增加润滑剂用量，防止卡钻。l．打完进尺，调整好钻井液性能，短起下拉井壁，大排量洗井，用润滑4#罐内配制抗温性好、粘切低的顶替液。一、管镇油田、大丰-兴化油田钻井液性能根本要求：1、钻井液应具有抑制性强，携带力量好，造壁力量强，泥泥饼薄而韧。2、钻井液应具有低滤失，低粘切。3、钻井液应具有较强的封堵力量，因阜宁组泥岩为硬脆性微裂隙发育的泥岩，井壁易垮塌需封堵。4、要求钻井液具有较强的抗钙污染力量，因E1f、K2t含泥膏岩，水敏性强，易污染钻井液。5、推举配方：4.0%土+0.1%PAM+2.0%NH4HPAN+3.0%SPC-Ⅱ+1.0%ZHF-1+0.8%GY3014.0%土+0.1%PAM+2.0%NH4HPAN+3.0%SPC-Ⅱ+1.0%ZHF-1+5.0%KHY_1。6、钻井液性能分段要求：m

分段钻井液性能表一开 二开金属两性离子聚合物不

三开金属两性离子聚合分散钻井液物防塌钻井液分散钻井液物防塌钻井液ρ(g/cm3)1.06-1.121.08-1.121.13FV(s)35-4540-5045-55API(ml)APIK(mm)＜10＜50.5＜50.5τ1/τ2(Pa)0-1/1-32-4/3-62-5/4-10PH7.5-97.5-9含砂量%HTHP(ml)YP(Pa)＜0.6＜0.36-10＜0.3≤157-15PV(mPa.s)固含%10-16＜816～26＜8二、三、四、海安油田钻井液性能根本要求〔一〕3000m以上的三开井1钻井液体系井段m0～100100～20232023～25002500～井底工程性能指标2工程性能指标

钻井液体系般土浆复合金属离子复配小阳离子聚合物钻井液复合金属离子复配小阳离子聚合物钻井液复合金属离子聚合物-聚磺润滑防塌钻井液0～100m101～2023m2023～2500m2500m～井底度 g/cm31.03～1.061.06～1.141.14～1.181.18～1.25马氏漏斗粘度s45-5535-4535-5045-55APIAPI泥饼mlmm<7<1<5<1<5<1静切力Pa0.5-1/3-51-2/3-62-3/4-10pH值8-98-99-10含砂量％<0.3<0.2<0.2固含％<8<10<12摩阻系数HTHP失水ml<0.12<0.12<15<0.10<15动切力Pa4-85-106-12塑性粘度mPa.s<15<20<20动塑比>0.35>0.35>0.40g/l35-4040-4540-503、钻井液主要配方井段〔m〕钻井液主要配方0～0～100清水+4-5％钠土粉+0.2-0.3%NaCO2 3～2023原浆+0.1-0.2%PMHA-Ⅱ+0.1%CSW-Ⅱ+0.4-0.5%NH-HPAN+0.1%XY-28～2500～井底4原浆+0.2-0.3%PMHA-Ⅱ+0.1%CSW-Ⅱ+0.5-0.6%NH4-HPAN+0.1%XY-28+2%QS-4原浆+0.2-0.3%PMHA-Ⅱ+0.5-0.6%Na-HPAN〔或1-2%SMP-2〕+0.2%SF-I+3%QS-4+2%OSAM-K〔或WBF-1、LYD〕+0.5%PST+2-3%KD-21C〔或FXRH〕1.1.1.1.东台组：0～101m开钻前应认真检查钻井液循环系统、加重系统、固控系统满足钻井需要。5-6t、0.3-0.5t100m3并搅拌均匀充分预24h，并承受预水化坂土浆一开钻进。钻进时保持钻井液较好的携砂力量，准时清砂。1.1.1.2.东台组-三垛组：101～1902m制性能。钻表层套管水泥塞时处理好水泥侵。二开前参加0.2-0.3%PMHA-II，0.4-0.5%NH4-HPAN调整好钻井液性能进展二开。2%PMHA-IICSW-II，增加钻井液的抑制性能,掌握软泥岩的造浆。大中小分子合理搭配,要协作大分子补充降滤失剂，严格掌握滤失量和保持粘切，确保携砂和井壁稳定。砂砾岩地层要保持良好的悬浮携带力量和造壁性能，保持井壁稳定。XY-28调整钻井液流型，掌握钻井液粘度，该井段应保持低粘切钻进。液中的固含、含砂量。确保下技术套管、固井作业顺当。工程协作①该井段应勤短起下钻，修复井眼，保持井壁干净。地面。50l/s，确保携砂效果。1.1.1.3.三垛组：1902～2555m该井段三垛组软泥岩易造浆，因此要保持钻井液良好的抑制和包被性能。三开前进展彻底清罐，降低钻井液中的含砂量、固相含量。下完技术套管钻水泥塞时处理好水泥侵，局部污染钻井液应放掉。三开前应参加PMHA-II，NH4-HPAN对钻井液进展调整处理，待性能调整好，进展三开钻进。PMHA-II胶液，且加量要充分，抑制岩屑水化分散。该井段软泥岩易造浆、缩径，处理钻井液时要配加适量的小阳离子CSW-II，增加钻井液的抑制性。钻进过程要准时补充降滤失剂，掌握滤失量在设计范围内。由于该井段软泥岩易缩径、易泥包钻头，可配加钻头清洁剂RH4，防止钻具泥包。钻井液固相含量。定期测固含、含砂量，指导现场钻井液处理。指标。三垛组地层含膏岩，钻进中留意钻井液性能变化，并做好钙侵处理。地质提示：本井可能于2420m岩、辉绿岩火成岩，钻进过程中要做好井漏预防工作。1.1.1.4.阜三段-浦口组：2555～3687.9m防塌力量，做好油层保护。SMP-PST，转为聚磺SF-1调整流型，提高钻井液的高温稳定性能。2%，可OSAM-K，WBF-1等改善泥饼质量，提高钻井液的防塌性能。在加防塌剂的同时，协作参加稀释剂，调整钻井液流变性能。钻进中连续补充主聚物PMHA-Ⅱ，保持钻井液的抑制性能。FXRH，钻进中依据钻具提升摩阻状况，以“少量多餐“的方式补充润滑剂FXRH、KD-21C，含量2-3%增加钻井液的润滑性能。依据邻井及邻区块状况本井最高密度暂定为 1.22g/cm3。施工中先按1.20g/cm3掌握，同时泥浆值班人员应随时把握地层压力变化及震惊筛返1.22g/cm3，确保井壁稳定。必需征求甲方同意前方可调整。井眼。该井段钻进中配加3%QS-4，协作防塌剂增加封堵防塌效果。如阜宁组地层消灭严峻垮塌，可配加MMF-II利用段塞彻底清洗井筒内的沉砂。API5ml，HTHP15ml，削减滤液对易垮层和储层的侵害。钻开油层前50米全面清砂，削减钻井液中的劣质固相，对储层实施保护。储层井段钻进中，尽可能实施近平衡钻井。并按要求填写好坐岗记录。防止高压盐水侵。钻进中应定期进展清罐，严格掌握钻井液中的固含。强化固控设备的使相含量在设计范围内。浦口组含膏，留意钻井液性能变化，并做好钙侵处理。储藏堵漏材料，如遇井漏依据漏失状况实行相应的堵漏措施。50米调整好钻井液性能，协作工程做好井眼预备工作。第十五条 正常钻进时每半小时测一次密度和漏斗粘度，每8小时测性能。每24小时测膨润土含量、固相含量、泥饼润滑性能一次，3000米以下深井段增测高温高压滤失量，觉察特别应加密测量起钻、下套管和固井前须做全套性能起钻过程中按规定准时灌满钻井液油气层井段下钻到底后要监测后效一循环周每5－10分钟测一次粘度、密度，计算油气上窜速度，并将数据填写到班报表上。每班填写固控设备使用状况、旋流器底流密度以及工程施工简况。第十六条现场钻井液测试仪器2台。1台。1台。API失水仪一套。HTHP失水仪一套。含砂测定仪一套。固相含量测定仪一套。1台。1台。1个。1ml、2ml、5ml、10ml2支。锥形瓶假设干试剂、试纸齐全足够。工具一套。2个。1台。密封电炉。氯根含量测定仪器一套。第十七条 钻至油气层段易漏地层前100米应严格执行坐岗制度具体要求按油田公司《石油与自然气钻井井控实施细则》规定执行。〔一〕钻头选型与使用钻头选型方法大致分为两种：基于地层可钻性级值的等概钻头选型方法和基于钻头资料统计分析的技术效益指数TBI最高的阅历。1)按地层剖面选择代表性地层岩样进展岩石可钻性测定；2)应用数理统计方法对猎取的岩石表值〔均值Kd和标准误差S。选取各地质层段地层可钻性级值的均值Kd和标准误差S，依据地层可钻性级值界定区间的IDAC伍且适用性强的钻头类型，其优点是科学、简便易行。阅历法提出和应用始于钻井工程的初始阶段，经过不断完善、逐步形成为一套行之有的邻井实钻资料，在一样地区、一样地质层段、一样井深条件下，依据钻头平均进尺多、平料中最为准确的数据“钻头进尺”和相对准确的数据“钻头平均机械钻速TBI平均机械钻速×钻头进尺L，具有极高的参考应用价值。该指数反映了近代阅历钻头型的方法,可使阅历钻头选型方法在深井与简单探区钻井过程中的应用更加牢靠和可行。〔二〕钻井取芯操作标准1、要求凡遇到油气特别段均需取芯，取芯段直至不含油为止。取芯深度以实钻见油气显示为准，由现场打算。岩芯收获率原则上要求≥90%，对确实裂开的地层段，收获率要求可略为降低，但必需≥70%100mm。如觉察设计中没有的富含油气显示层，应马上向地质监视汇报打算停钻取芯。具体取芯井段，要求依据实钻状况，由甲方现场地质监视会同录井人员打算。2、取芯技术措施取芯工具及取芯钻头的选择取芯工具选用川8-3取芯工具，该类工具适用于中硬及硬地层取芯，还具有内、外筒抗高温、稳定性好、组合便利、作用范围广等特点，取芯钻头选用FC3439。取芯工具的组装检查并保养悬挂总成，确保内外筒转动自如。选择取芯钻头、岩芯爪时，留意其相互间隙，一般岩芯爪仅在自由2-3mm。岩芯爪底端面与钻头内台面的轴向间隙调整适宜，一般8-10mm。取芯钻具组合：Ф215.9mmBit×0.41m+川8-3取芯筒×9.86m+411×4A10×0.46m+Ф158.7mmDC×4根×36.82m+4A11×410×0.48m+Ф127mmHWDP×15根×136.66m+Ф127mmDP下钻内、外筒上下钻台平稳吊升或下放，防止碰撞损伤内外筒。上、卸取芯钻头留神慎重，防止碰坏钻头。下钻操作平稳，严禁猛提、猛放。下钻遇阻下压不超过40KN，上下活动钻具缓慢下放，或开泵循环，否则起钻通井。下钻距井底或余芯0.5-1.0m以上时〔松软地层可在2m以上清洗井底。〔4〕投球时间确实定取芯工具下至接近井底后，接方钻杆循环，一方面彻底清洗内筒，另一方面有利于准确球座的时间，待钢球到球座后，进展取芯作业。合理的树芯，取芯操作树芯的最终目的在于引导岩芯顺当进入内筒，树芯钻压10-30KN，树芯长度以岩芯进入岩芯爪座为佳，一般15-30cm，树芯完成后，渐渐增加至正常钻压，以便获得最正确取芯速50-60KN65rpm30l/s。割芯作业上提割芯，上提拉力不超过正常悬重〔包含正常摩阻〕300KN，如拔不断，不行硬拔，此时一是可重复上提下放操作，二是提至最大割芯悬重后，刹住刹把，提高泵冲，屡次合停泵，利用钻井液的冲击力震断岩芯，如仍不能割断岩芯，须恢复磨芯作业，重复操作。起钻割芯完毕后马上起钻。起钻操作平稳，不猛刹、猛顿。取芯起钻，用液压大钳或旋绳卸扣，严禁转盘卸扣。起钻过程中连续向井内灌满钻井液。起钻不带刮泥器，以防影响下次取芯效果。岩芯出筒在钻台或场地上出岩芯时，承受常规岩芯出筒方法，并按岩芯出筒挨次标上序号、方向，依号排序在岩芯盒内。留意安全，以防砸伤或挤伤手指。出芯后取芯工具检查和岩芯分析出芯时全面检查取芯工具，确定取芯工具局部零件是否需更换等，推断钻头岩芯爪的选择、间隙的调整是否合理，检查岩芯爪、树芯段、取芯段、磨芯段的外观与直径，以此来分析取芯操作中存在的问题，为下次取芯供给参考。况严格依据取芯规程操作，全井取芯收获率到达设计要求。〔三〕油气层保护技术1、钻井过程油气层保护施工中依据DC平衡压力钻井。50m1-1.5%SAS，加强对油气层的保护。参加油保材料前要对泥浆进展全面处理，调整好泥浆的流变性，防止参加油保材料后泥浆粘切上升，影响钻井速度。在钻井实践中已证明；SAS的使用具有很好的屏闭暂堵保护油气层的效果，岩芯的渗透率恢复值不低于85%。钻进过程中要依据泥浆量消耗状况准时补充油保材料，确保油保材料的含量到达设计要求。坚持座岗制度。觉察井漏，快速使用可酸化解堵的GD-III高强度堵漏剂，尽量降低漏失泥浆对产层的污染。合理选择钻具组合，科学制定钻井参数，充分提高机械钻速，缩短钻井周期，削减油气层浸泡时间。钻遇易漏井段适当削减排量，提高泥浆粘切，操作平衡减小压力感动。接单根时钻具提起再停泵，接好单根先把柴油机转速降至800rpm，然后缓慢开泵，泵压稳定后再提高转速至额定值，缓慢下放钻具至井底。下钻分段循环钻井液，减小压力感动。避开在产层发生漏失。假设消灭漏失马上停顿钻进，降低泵排量，上提钻具观看理方案，不得使用永久性堵漏材料堵漏。优化钻井液体系，严格按设计施工。在满足设计要求的状况下，力争使钻井液层的效果。严格执行钻开油气层许可证制度，在钻遇主要油气层之前50-100m，经甲方检止因井喷或井喷失控给油气层造成损害。要加强固相掌握，使用好二级固控设备，提高固控设备的利用率，严格掌握钻砂掌握在0.3%以下，尽可能降低钻井液中无用固相对油气层的损害。严格执行《完井电测泥浆工艺十六条》和《完井固井泥浆十二条》技术措施执要保证揭开目的油气层至下完生产套管作业的连续性，减轻由于浸泡时间长给油气层造成损害。，并有质检合格证复印件。做好事故的预防工作，避开油气层暴露段发生简单状况。选择合格的钻井液和钻井液流变性能，以便有利于井眼稳定，有利于觉察和保护油气层，有利于钻井速度的提高。API5mlHTHP15ml/30min，API5ml。，开泵不能过快、过猛，以免造成压力感动，造成井壁失稳，损害储层及诱发井喷、井漏等事故。依据地质要求，假设对钻遇油气层停钻进展测试时，协作做好井眼预备和防喷工作。井眼要清洁，无砂桥、沉砂，性能稳定，含砂小于0.3%，粘附系数小于0.06/45min，确保管柱下得去，起得出。建立健全油气层保护监视体系，全体施工人员必需树立保护油气层的意识，保证各项保护油气层措施的实施。2、固井过程中油气层保护技术选择良好的水泥浆配方和适宜的稠化时间以削减水泥浆对油层的污染。水泥浆的滤失量应当掌握在50ml//0.69MPa.30min以内，水泥浆流变性能要求：n﹤0.6、k﹤0.5Pa.sn。固井施工中水泥浆密度保持均匀，其密度差小于0.03。〔4〕保护储层的固井水泥浆体系为了保护储层和提高窄环空间隙固井质量，进展以保护储层的低密度、低析水、高强度水泥浆体系争论。〔一〕总则1、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务，依据有关规定制定本标准。2、固井工程应从设计、预备、施工和检验环节严格把关，承受适应地质和油气藏特点及钻井工艺的先进适用固井技术，实现安全、优质、经济、牢靠的目的。3、固井作业应严格依据固井设计执行。4、标准性引用文件SY/T5412下套管作业规程SY/T5467套管柱试压标准SY/T6426钻井井控技术规程SY/T6592固井质量评价方法SY/T5374固井作业规程〔二〕固井预备应认真做好固井预备工作，为作业成功制造良好条件。1、钻井设备通井和下套管前应认真检查地面设备、设施，觉察问题准时整改。检查内容主要包括提升系统、动力系统、循环系统、传动系统、井控装置及关心设备。下套管前应校验指重表和立管、钻井泵的压力表。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。下套管灌钻井液装置应做到构造合理、管线连接安全牢靠，防止井下落物。配浆水罐应保证清洁干净，避开污染配浆用水。可以依据具体状况对配浆水罐增加保温或加热装置并装配搅拌器。2、井口预备应依据各层套管座挂要求选择适宜规格的套管头。套管头的安装和使用应符合出厂使用说明书的规定和要求。使用联顶节固井时应准确计算联入，避开套管无法座挂到套管头内。下套管前，闸板防喷器应更换与所下套管尺寸相符的闸板并试压。3、井眼预备下套管前应校核钻具长度，核实井眼深度。下套管前必需进展通井作业，对阻、卡井段应认真划眼。一般通井钻具组合的最大外刚度应不小于下入套管的外径和刚度。通井时应以不小于钻进时的最大排量至少循环2周。漏失井下套管前应先进展承压堵漏，所需承压力量一般应依据下套管和注水泥时的最大井底动态液柱压力确定。下套管前必需压稳油气层，依据井下状况和油气藏条件将油气上窜速度掌握在安全范油气上窜速度小于20m/h，掌握油井的油气上窜速度小于15m/h。受井身构造限制造成设计套管与井眼环空间隙小于19mm时，可实行扩眼等相应措施改善环空几何条件。通井时应合理调整钻井液性能应掌握钻井液滤饼的摩阻系数。水平位移≤500m0.10之内；水平位移>500m0.08之内；井深≤3500m的直井摩阻系数0.15之内；井深>3500m0.12之内。起钻前通过短起下钻循环测定油气上窜速度。钻井液液柱压力不能平衡地层压气层。如需在通井下钻过程中进展中途循环，应避开易垮、易漏地层。下钻中途和下钻到底4、套管和工具、附件套管送井前应进展检查并作好记录套管送井前检查工程包括：接箍、管体、螺纹外观；钢级与壁厚；直线度；长特别螺纹套管送井前应按订货合同规定或推举工程与方法检查。应认真检查到井套管，做好下套管预备工作。应使用抓管机或吊车卸套管。套管在管架上摆放时应分层隔开，层数不宜超过三层(直焊缝套管为两层)。应清点到井套管的数量，按规格、用途进展整理并检查。应通过目视对套管进展现场检查，查实钢级、生产厂家、壁厚等参数。不同类型的套管要分隔排列并做好标记，以免混用。应逐根检查到井套管的接箍、螺纹和本体，有缺陷的套管应做好标记防止误入井内。接箍余扣超过2扣、接箍有裂纹、螺纹有损伤的套管不能下入井内；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；本体外表锈蚀程度超过名义壁厚12.5%的套管不能下入井内；无法识别的套管不能下入井内。应逐根清洗并检查套管螺纹，特别螺纹套管清洗按厂家要求进展。应使用符合标准要求的通径规对到井套管逐根通径。通径规不能通过的套管不能下入井内，应做好标记防止误入井内。钻井工程和地质人员应分别对送井套管逐根进展丈量、记录，统一编制下入顺序号并核对全都。套管长度测量点从接箍端面至API螺纹消逝点或最终分度线记号，梯形测量长度一般准确到小数点后两位数(cm)，要求精度较高时可准确到小数点后三位(mm)。井场应有肯定数量的备用套管。一般应按送井套管数量的3%预备，也可承受以12500m32500～3000m53500m时备用6根。应做好到井固井工具的检查和预备工作固井工具应有出厂合格证、使用说明书。应绘制固井工具草图，标明主要尺寸。固井工具在装卸、运输过程中应避开受到碰撞、挤压，到井后应认真检查并妥当保管。使用分级箍时应检查核实工具随带的碰压胶塞、翻开塞、关闭塞是否齐全，相的压力级别。使用尾管悬挂器时应检查核实工具随带的回接筒和插入头、球座短节、憋压球、过送入钻具和水泥头，并核实中心管内径是否与钻杆胶塞匹配。应做好到井套管附件的检查和预备工作全部附件均应有出厂合格证书。全部附件在装卸、运输过程中均应避开受到碰撞、挤压，到井后应妥当保管。应检查浮鞋和浮箍的规格尺寸是否与所下套管全都，核实正反向承压力量是否满足施工要求。应检查扶正器()应认真检查碰压胶塞的尺寸和质量是否满足作业要求。〔9〕依据现场完井会议要求，钻井队进展套管串组合，套管接箍必需避开油层〔接箍在油顶以上2工程建设单位审批通过后，方可组织下套管作业。5、水泥和外加剂必需使用符合GB10238-2023《油井水泥》的油井水泥和质检合格的外加剂；承受G级两种以上的外加剂时应进展复合使用性能测试。同井次固井应使用同一生产批号的水泥、外加剂和外掺料。应妥当保管到井水泥和外加剂，防潮湿、防日光暴晒，液体外加剂应防冻。使用高密度或低密度水泥浆固井时应严格按设计比例干混加重材料或减轻材料。干混输干混水泥到现场后应重抽样检查密度变化，必要时重混拌。应依据现场需要在配制混合水前对现场水、水泥和外加剂取样并按设计规定条件和配方进展复核试验，合格后再配制混合水。配制混合水时应按挨次参加外加剂并充分循环，到达均匀稳定。配制完成后应取样并进展复查试验，检查混配质量。依据现场需要，在固井施工前对含有外加剂的混合水和水泥，现场监视要进展采样，并妥当保管，以备复查。含有外加剂的混合水配制完成后应防止杂物进入和液体流失。配制完成48h后仍未固井时，固井前应重进展现场复核试验。6、固井设备及井口工具注水泥设备水泥车(撬)应装备再混合系统，推举使用装备有水泥浆密度自动掌握系统的水泥车(撬)。固井前应全面检查、保养水泥车(撬)，泵排量和压力应到达额定值。应按设计要求配备水泥车(撬)40MPa的水泥车(撬)；深井、超深井和特别作业井宜使用工作泵压70～100MPa的水泥车(撬)。高密度和超低密度水泥浆固井、尾管固井、水平井固井宜承受批混装置。散装水泥罐(车)应按设计水泥量配置散装水泥罐(车)。使用散装水泥罐(车)前应全面检查供灰系统、出灰系统、供气系统并将罐内剩余水泥去除干净。使用立式罐固井时应将立式罐和运灰罐车的罐内剩余水泥去除干净。供灰口至水泥车(撬)12m时应加恒压罐过渡。多罐、多车供灰时应使用供灰集成器装置以保证连续、稳定供灰。应认真检查散装水泥罐(车)气路，做到管线不堵、不漏，连接牢靠。应认真检查压风机，确保工作正常。井口工具508mm339.7mm的水泥21MPa244.5mm177.8mm35MPa；公称直径小于177.8mm49MPa。水泥头应每井次保养一次并定期试压、探伤。水泥头在送井前应进展全面检查、保养。其螺纹应与所联接套管、钻具的螺纹全都，全部阀门应做到开关敏捷。水泥头内的胶塞应装协作格，胶塞挡销应能够敏捷翻开。下套管吊卡、卡瓦(卡盘)在送井前应进展全面检查、保养。其承载力量满足下套管负荷需要，规格尺寸与所下套管全都。套管钳规格尺寸应与所下套管匹配并认真检查钳牙质量。7、仪器仪表水泥车(撬)的车台仪表至少应能够显示排量和压力参数，条件具备时还应同时显示密度参数。技术套管、生产套管固井时应配备固井施工参数实时采集系统，显示并记录排量、压力和密度参数。应定期校验固井施工参数采集系统，流量计的一次仪表应每井次保养一次并定期校验。〔三〕固井施工1、下套管作业下套管载荷应不超过钻机额定载荷。深井超深井下套管前应检查井架负荷是否满足下套管安全要求。下套管前井场应有足够的贮备钻井液，井口应预备循环接头和内防喷工具。下套管作业按SY/T5412执行。套管螺纹在旋合前应清洗干净并保持清洁。上钻台套管应戴好护丝，防止套管螺纹损坏。管柱联接时应使用质量合格的螺纹密封脂。使用专业下套管技术效劳队伍，推举使用带有扭矩记录的液压套管钳下套管，套套管螺纹旋合扭矩值或余扣值。100t244.5mm及以上的大尺寸套管宜承受气动卡盘下入井内。应严格按设计要求安装扶正器。套管柱上提下放应平稳。上提高度以刚好翻开吊卡为宜，坐放吊卡(卡瓦)时应削减冲击载荷。应依据环空返速、地层承压力量、钻井液性能等参数确定和掌握套管柱下放速度。应掌握套管掏空深度处于安全范围内。合理的套管掏空量依据浮动装置的承压力量、套管承载力量以及灌满钻井液所需时间综合确定。使用一般型浮箍(浮鞋)(浮鞋)时应随时观看，觉察自灌装置失效后应准时、足量灌满钻井液。对于管柱下部装有漂移接箍的井，无特别状况中途不应循环钻井液。下套管过程中应尽量缩短静止时间。静止时间超过5min时应活动套管，活动距离不小于套管柱伸缩量的两倍。下套管过程中应有专人观看和记录井口钻井液返出状况，记录灌钻井液后悬重变化状况，觉察特别应准时实行相应措施。下套管至设计深度后应复查下井套管与未下井套管数量是否与送井套管总数相符。下完套管灌满钻井液前方可开泵循环。应掌握循环排量由小到大，确认泵压无特别变化和井下无漏失后再将排量渐渐提高到固井设计要求。2、注水泥作业注水泥作业按SY/T5374执行。注水泥前应以不小于钻进时的最大环空返速至少循环2周。应掌握钻井液粘切，<1.30g/cm3<5P1～30mPa.1.3～1.80g/cm3时，屈服值<8Pa，塑性粘度22～30mPa.s；钻井液密度>1.80g/cm3时，屈服值<15Pa，塑性40～75mPa.s。应在注水泥前做好预备工作并完成技术交底检查、核对钻井液性能和钻井泵排量。检查、核对前置液、配浆水、替浆液、水泥量和水泥浆试验数据。检查固井设备，包括计量仪表、记录装置、水泥车、压塞车、供水系统、供灰系统。检查钻井设备，包括仪器仪表及记录装置、循环系统、钻机提升及动力系统、掌握系统、照明系统和井控设备。检查固井施工应急技术预案、HSE预案。按不小于估量最高施工压力的1.2倍对注水泥管线试压。4〕注水泥应按设计连续施工。水泥浆密度应保持均匀，平均密度与设计密度误差不0.025g/cm3。应承受仪表计量和人工计量方式同时计量注替参数和数量并相互核对。应承受固井压力、排量、密度实时采集系统连续监控施工过程，为固井过程质量评价制造条件。固井候凝表层及技术套管的候凝时间应保证水泥石抗压强度不低于3.5MPa。(浮鞋)失效时，应承受憋压方式候凝：掌握2.0～3.0MPa，并有专人观看井口压力，按要求准时放压。施工资料整理按SY/T5374附录要求执行。3、固井过程质量评价依据固井施工记录按“固井过程质量评价表”要求评价固井过程质量。当得分大于14时固井过程质量可评估为合格。固井过程质量评价表参数参数技术要求假设ρm<1.3g/cm3，屈服值<5Pa假设ρm=1.3～1.8g/cm3，屈服值<8Pa假设ρm>1.8g/cm3，屈服值<15Pa符合设计要求符合设计要求>2循环周±0.025g/cm37～10min符合设计要求符合设计要求符合设计要求得分钻井液屈服值2钻井液塑性粘度钻井液滤失量钻井液循环水泥浆密度波动范围前置液接触时间水泥浆稠化时间水泥浆滤失量注替浆量21121211注替排量符合设计要求1套管扶正器加放符合设计要求1活动套管是2〔嘉奖*〕固井作业中间连续时间<3min1施工过程中简单状况无1碰压是1试压符合设计要求1候凝方式符合设计要求1总分数2022分，未活动套管不扣分。消灭以下状况之一时固井过程质量不合格：水泥浆出套管鞋后施工连续时间超过30min未下至设计井深、漏封油气层、固井后环空冒油气水。〔1〕固井质量的根本要求：裂考验，满足正常条件下的注水、采油、采气需要。水泥返高、水泥塞长度和人工井底的标准A300m以上，注水井水泥返高至油层850mB、表层套管固井的水泥浆一般返到地面。技术套管固井遇到油气层〔或先期完成井〕时，水泥浆返高按生产套管固井对待；无油气层时，按工程和地质需要来确定水泥浆返高。C、生产套管应当承受双塞固井，阻流环距套管鞋的长度不少于10m。D、技术套管〔或先期完成井〕阻流环距套管鞋长度一般为20m，套管鞋位置距井底一3m。E、盐水层、盐岩层、复合盐岩层、盐膏层、含腐蚀性流体的地层等特别地层必需封固。F、人工井底〔管内水泥面〕距油气层底界以下不少于15m。井寿命的地层时，对这些地层的固井质量要求与生产套管一样。水泥环胶结质量测井与解释标准A〔CBVDCBL/VDL综合解释评价固井质量。经CBL〔声幅测井〕和VDL〔变密度测井〕测井后仍不能明确鉴定质量是否到达设计要求以及其它特别状况下，可用SBT〔扇区胶结测井〕等其它方法鉴定。B、水泥胶结测井原始资料应符合SY/T5132-2023《测井原始资料质量要求》的质量要求。C、正常状况下，胶结测井应在注水泥后36～48h内进展，特别工艺固井〔尾管固井、分级注水泥固井、长封固段固井、低密度水泥固井等〕胶结测井时间依据具体状况而定。D、胶结测井曲线必需测至最低油气层底界以下15m。E、常规水泥浆固井水泥环胶结质量解释标准0～15CBL评价胶结质量优等；声幅相对值15%～30%为CBL30CBL测井结果胶结质量评价结论常规水泥浆固井水泥环胶结质量CBL/VDL测井结果胶结质量评价结论CBLVDL0≤声幅相对值≤15%套管波弱至无，地层波明显优15%＜声幅相对值≤30%套管波和地层波均中等中声幅相对值＞30%套管波明显，地层波弱至无差F、低密度水泥浆固井水泥环胶结质量解释标准1.30～1.65g/cm30～20CBL20%～40CBL40CBL1.30g/cm340CBL低密度水泥浆固井水泥环胶结质量CBL/VDL综合解释标准表工程工程测井结果CBL0≤声幅相对值≤20%1.30～20%＜声幅相对值≤40%1.65g/cm3声幅相对值＞40%1.30g/cm3声幅相对值≤40%VDL套管波弱至无，地层波明显套管波和地层波均中等套管波明显，地层波弱至无套管小组和地层波均中等胶结质量评价结论优中差中固井质量由担当测井工程的单位进展综合解释评价，评定标准为：A、油顶以上封固质量评价，到达以下之一者为合格。1〕油顶以上的封固段中，至少有连续15m的优质水泥环封固井段。油顶以上的封固段中，至少有连续30m的合格水泥环封固井段。油顶以上的封固段中，至少有连续25m的优质和合格间互的水泥环封固井段。B、主要油气层段封固质量评价标准15m10m封固段。油气水层集中段封固质量要求A5m5m3mB、间隔在2～5m之间的相邻油、气、水单层、应各自封隔开〔即间隔段内应有不少于60%段长的合格水泥环封固段〕。单层各自封隔层数应占总层数的80%以上。C、间隔小于5m的油、气单层〔不含水层〕，开发时假设为同时开采的油层组，可视为单层进展考核。D2mE、厚度大于3m的油水同层，层内应有合格水泥环封固。3〕30m10m井段外，其余井段均为优质水泥环封固〔按二个界面封固质量考核〕的规定5、完井井口要求井口平坦：用500mm水平尺检测，以套管头上法兰端面为检查面，不平度允许误差2mm；以套管接箍端面为检查面，不平度允许误差：ф244mm2mm，ф178mm1.5mm，ф140mm1mm。井口高度：套管头上法兰端面低于地面10cm，特别井按设计执行。井口应戴井口帽并点焊，标明井号；井口套管应掏空3m以上，防止井口冻裂。6、管柱试压套管柱试压试压时间表层套管一般在固井完毕24h后试压；技术套管和生产套管试压压力不大于25MPa时，试压宜在水泥胶结测井后进展，也可以依据具体状况在碰压后实施。25MPa时，应依据水泥石强度进展状况确定试压时间。试压指标试压压力值等于套管柱抗内压强度和井口额定压力之中最小值的80%30min压0.5MPa5min0.5MPa。套管头试压指标与套管柱试压指标一样。井口装定技术套管和生产套管的井口装定应承受套管头并安装高压泄压管线、阀门及压力表。在井口装定时管柱所受拉力按SY/T5731计算。6特别井固井深井超深井应在合理评估井底压力和温度的根底上进展套管柱设计和水泥浆化验。套管螺纹选择可以参照规定执行，套管材质选择应按要求执行。固井施工前应按要求复核水泥浆稠化时间并在井底循环温度条件下完成水泥浆、钻井液和前置液的相容性试验。应考虑高温高压对水泥浆稠化时间的影响，在井底温度的误差范围内酌情增加水泥浆稠化时间的试验。固井作业应优先选用具有水泥浆密度自动掌握功能70MPa以上的注水泥设备，并尽量承受批混、批注方式施工。长封固段固井时应依据地层压力合理设计水泥浆密度，到达要求。公称直径244.5mm及以上的大尺寸套管固井时应依据具体状况承受内管注水泥或双塞法固井。尾管和小间隙固井时应在确认套管通过性的前提下严格按设计安放套管扶正器，并尽量在注水泥和替钻井液期间上下活动或旋转套管。尾管固井时套管重合段的技术要求合格。热采井应在钻井期间掌握油层段井径扩大率不超过10%，并努力改善钻井液滤饼质量。依据热采方式和最高注蒸汽温度选择热采水泥浆体系，一般应在水泥中掺入水泥重量40%～60%的硅粉。套管螺纹选择应符合要求。一般应承受提拉预应力方式固井或在管柱上加装热应力补偿器。预应力固井所需预应力值依据具体状况通过计算确定。定向井、大位移井和水平井通井钻具组合应符合规定，并记录井下摩阻状况。造斜点以下井段在通井时应承受短起下钻处理。通井到底后应以钻进时的最大排量循3周，必要时应考虑使用一段高粘钻井液洗井携砂，去除岩屑床、钻屑。下套管前钻井液性能应符合要求。当井底沉砂较多时可以依据井下具体状况适当提高钻井液屈服值。0规定。大斜度井段依据具体状况使用刚性扶正器或组合使(浮鞋)，其强度满足要求。依据井下具体状况使用漂移接箍帮助套管顺当下入。应计算下套管摩阻，确认有效轴向压力大于摩擦力并小于受压段产生的一次弯曲作用力。在确保井眼稳定的条件下，下完套管后应以固井设计的最大排量循环不小于3倍井筒容积量。循环完毕后应尽快进展注水泥作业。水泥浆应具有较好的稳定性。滤失量和游离液应满足要求。水泥浆量设计应考虑井眼椭圆度或钻井键槽的影响。应承受再循环式混浆系统混配水泥浆，以批混批注方式注水泥。应优先承受大排量顶替，并尽量承受在水平井段、大斜度井段替入轻质液体的漂移技术改善顶替效果。调整井钻井部门应与油田开发部门共同确定钻井时的关井方案。关井区域内的注采井应按方案要求停注放压和停采，在胶结测井完毕后再恢复注采。应把握调整井的井下压力动态，摸清注水(汽)后调整井纵、横向压力分布规律，作为制定固井施工方案的依据。应依据“压稳、居中、替净、密封”的原则进展调整井设计和施工。条件具备时应在环空施加肯定的回压候凝。7、挤水泥和注水泥塞1〕挤水泥应依据挤水泥层段的地层物性、井下套管状况、挤水泥压力等因素选择适宜的挤水泥方法和程序。同时具备以下条件时应承受关闭井口法挤水泥：挤水泥压力低于套管抗内压强度的70%和作业压力不超过井口额定工作压力。注、替完水泥浆后具备将作业管柱上提至水泥面以上的条件。需要通过一组炮眼将水泥浆挤入地层或环空。存在以下状况之一时应承受封隔器法挤水泥：挤水泥压力高于套管抗内压强度的70%或作业压力超过井口额定工作压力。承受关闭井口法挤水泥时，注、替完水泥浆后不具备将作业管柱上提至水泥面以上的条件。两组炮眼之间的环空连通或炮眼与尾管喇叭口之间的环空连通。挤水泥前应进展试挤作业当试挤压力可能压裂或压漏挤入位置以下的裸眼地层时，应在挤入位置以下坐封桥塞。试挤压力应不超过桥塞的额定工作正压差。关闭井口试挤时试挤压力应不超过套管抗内压强度的70%和井口额定工作压力。应分别从作业管柱内和作业管柱与套管环空试挤并记录试挤排量、压力和挤入量。封隔器试挤时的坐封位置应与挤水泥时的坐封位置一样且至少应高于挤水泥层30m。试挤压力应不超过套管抗外挤强度的70%或封隔器的额定工作负压差。水泥承留器试挤时试挤压力应不超过套管抗外挤强度的70%或承留器的额定工作负压差。300L/min时宜承受连续式挤水泥。试挤排量高于300L/min、封堵炮眼、修补套管缺陷时宜承受间歇式挤水泥。挤水泥作业前应做好预备工作依据作业管柱类型检查防喷器闸板，尺寸不匹配时应更换闸板并按规定进展试压。挤入位置以下应有水泥塞或可钻式桥塞或可回收式桥塞封堵下部井段。需要通过炮眼挤水泥时应依据测井曲线确定射孔位置和孔密，射孔位置应避开套管接箍。挤水泥前应使用冲洗液或冲洗工具冲洗炮眼。应综合考虑地层物性、生产历史、挤水泥目的和井下具体状况确定挤水泥所需的水泥浆量。挤水泥作业的水泥浆稠化时间试验温度一般高于注水泥作业的试验温度，水泥浆稠化2h。50ml；低渗透地层500ml。30～50m24～48h。挤水泥作业质量一般承受正压或负压试验评价，试验压差依据预期的生产压差确定。依据勘探开发需要，也可以在钻穿水泥塞后依据0的方法评价。注水泥塞一般承受平衡法注水泥塞，替浆至管柱内水泥面略高于管外水泥面即可停顿替浆。100～300m60m。注裸眼水泥塞位置应依据测井资料选择地层较为坚硬、井径规章的井段，避开在易坍塌、高渗透、大井径井段注水泥塞。注水泥塞前应压稳地层(除堵漏外)，并合理调整钻井液性能，保持井眼畅通。注水泥塞的管柱应使用不带钻头、钻铤和稳定器的光钻杆或油管，有条件时管柱下部应依据具体状况在管柱下部加装钻杆或油管扶正器，并在注水泥塞期间上下活动或旋转管柱。水泥浆试验条件应依据挤水泥条件确定。水泥浆稠化时间应为注水泥和顶替时间及起1～2h。注水泥塞应使用前置液和后置液并进展相容性试验。替浆完毕后应将注水泥塞管柱上提至估量水泥面至少1个立柱以上，同时应掌握上提注水泥塞管柱的速度，防止污染水泥塞。24～48h36～72h。一般承受钻进方式加20～100KN钻压检验水泥塞质量。报废井及封堵底水的水泥塞应加压检验。探水泥塞面时应实行安全措施防止未凝固水泥固结钻具或憋泵。钻软水泥时应掌握钻压，并在钻水泥塞前处理好钻井液。不应完全依靠水泥浆化验结果确定水泥浆凝固时间，宜假定井下温度低于水泥浆试验温度。不应完全依靠悬重变化推断水泥面，宜假定探水泥塞面时水泥浆未凝固。井眼较大时应在理论估量的水泥面位置以上2个立柱开头循环洗井；井眼较小3～4个立柱开头循环洗井。下钻觉察悬重下降时应上提2个立柱后再开头循环。8、特别固井工艺1〕分级注水泥25°以及全角变化率较大的井段不宜选用机械式分级箍套管强度。分级箍安放位置确实定原则依据油、气、水层及漏失层位置和完井方法来确定分级箍安放位置。应依据地层裂开压力梯度，按平衡压力固井要求将分级箍安放在地层致密、井径规章的裸眼井段或上层套管内。多组油气层间距较大时，分级箍宜安放在上部主力油气层底界下方40～60m。对于易漏地层，分级箍宜安放在漏失层顶界上方50～80m。对于管外封隔器与分级箍组合使用或只用其次级注水泥的特别井，按井下实际状况来确定安放位置。套管柱强度设计应考虑注水泥后关闭分级箍循环孔时产生的最大附加轴向拉力。应确保浮鞋、浮箍工作牢靠和分级箍部位的水泥环质量及关闭孔的密封良好。2〕尾管注水泥应按规定对作业用钻杆、短钻杆进展检查、更换，并尽量保持尾管送入钻具同径，必要时应进展探伤检查。应使用标准通径规对送入管串逐根通径、编号。50m3严峻时，应测微井径检查。对送入管串称重时，应记录开泵、停泵、转动、上提、下放时的悬重及开泵排量和泵压。裸眼段应认真通井划眼，下尾管前应确保井底清洁、井眼稳定。尾管悬挂器送井前应试压，入井前要做好地面检查、测量。应认真检查浮箍、浮鞋，保证密封牢靠。尾管应承受悬挂器悬挂。悬挂位置选择外层套管壁厚无变化、水泥胶结质量好的井段并避开上层套管的接箍。对于需要回接尾管的井，悬挂器应联接回接筒。悬挂器座挂后，卡瓦悬挂处的最小流道面积不小于重叠段最小环隙面积的60%。悬挂器至少应有两道回压密封和尾管胶塞与球座短节碰合后形成的附加密封。在套管重叠段、套管鞋处及悬挂装置部位应加1～2只刚性扶正器，裸眼段按设计加扶正器。应严格按设计要求掌握尾管的下放速度，并做到下放速度均匀。尾管座挂应按产品说明书要求操作。承受液压悬挂器时，假设下尾管过程中遇阻或中途循环，循环压力不应超过座挂压力的80%。2周。尾管注水泥时的各种注替量要准确，施工参数应按要求确定。尾管固井替浆时应在中心管上下替入适量冲洗隔离液用于冲洗多余水泥浆。循环冲洗多余水泥浆时应先将钻具上提至安全位置，正循环冲洗多余水泥浆时应上下活动和转动钻具。多余水泥浆全部返出地面前方可起钻并灌满钻井液。顶替到达设计替浆量后仍未碰压时，不宜连续顶替。尾管回接尾管回接筒长度不少于0.7m。回接后按设计进展密封试压，回接套管必需注水泥封固。回接套管前应下入与回接筒尺寸匹配的带有水槽的铣锥、铣柱对回接筒进展检查与修整，并校核回接筒深度。依据回接筒校核深度预备好回接套管。回接时应依据套管和钻杆伸长量先进展试插作业，并检查插入密封状况。0执行，回接套管应参加适量的扶正器。3〕内管注水泥当套管内容积较大、注水泥顶替时间较长或特别施工工艺需要时，可以承受内管法注水泥。一般承受井底密封的内管注水泥工艺，但依据井下具体状况和施工需要也可选用井口封插座的密封状态。承受井底密封的内管注水泥工艺时，为确保插入接头顺当进入内插浮箍，钻具下部应带有钻杆扶正器。注水泥时需要下压的钻具重量依据估量最大施工压力和插入接头与插座的最大接触面积计算，并考虑注水泥后套管所受到的浮力影响。替浆完毕后应检查浮箍、浮鞋密封状况。密封不严时，应依据技术预案要求实行适当措施。〔四〕套管柱选择和强度校核承受部颁标准SY/T5322-2023《套管柱强度设计方法》进展套管柱强度计算校核，安全系数按SY/T5322-2023《套管柱强度设计方法》的要求取值。表层套管校核：抗内压校核是按气侵气柱等温膨胀至井口产生的压力不至于压漏表套鞋处地层来设计，抗挤校核按二开漏失全掏空计算。油层套管校核：抗内压校核、抗挤校核都是按套管内100%掏空计算。套管在井下的受力格外简单，在不影响结果正确性的根底上，仅考虑套管所受内外压的状况。〔五〕水泥浆设计和固井作业事故预防固井作业是一项系统工程、隐蔽性作业，涉及到材料、流体、化学、机械、力学等多的预处理方案，确保优质高效地完成固井作业。固井作业涉及套管、水泥浆浆体性能设计、注水泥现场施工、水泥胶结质量等方面，为此，固井简单问题和事故也可以分为以下几类。第一类：套管及下套管简单状况，包括下套管阻卡、套管断裂、套管泄漏、套管挤毁、套管附件和工具失败、下套管后漏失或循环不通等。第三类：注水泥现场施工简单状况，包括注水泥漏失、环空堵塞、注水泥替空等简单状况和事故。第四类：水泥胶结质量简单状况，包括油气水层漏封、水泥胶结质量差、环空气〔水〕窜等。〔一〕套管事故套管阻卡一般可分为以下三类：一是套管粘吸卡，二是井眼缩经卡，三是井眼坍塌或砂桥卡。1、套管粘吸卡套管阻卡的缘由及影响因素套管粘吸卡是由于套管的外径往往大于钻杆的外径，套管与井壁的接触面积大于钻发生气率较大。井眼缩径卡套管是由于井眼不稳定，特别是钻遇蠕动性岩盐层或由于钻井夜性能不好形成较厚的假泥饼，导致井眼缩径，造成缩径卡套管事故。井眼坍塌或砂桥卡套管是在下套管过程中或下套管完毕后发生井眼坍塌或形成砂桥造成卡套管事故。下套管前没有认真通井，对缩径段没有很好地划眼，易造成卡套管事故。下套管作业没有认真预备〔包括组织、工具等等，易发生卡套管事故。6.中途测试、取心、电测后没有通井而直接下套管易发生卡套管事故。钻井液性能不好，没有形成很好的滤饼，井眼摩阻系数大，尤其是高密度、分散型钻井液，发生卡套管的机率大。下套管前对漏失层没有很好地堵漏，加之下套管时速度过快，易压漏地层，造成井塌引起卡套管事故。高压层下套管前没有压稳，在下套管过程中发生溢流，环空夜柱压力下降，易发生井塌，造成卡套管事故。井口不，下套管上扣时反复错扣，下套管时井下套管静止时间长且没有活动套管，易发生卡套管事故。钻井液密度设计不合理，如密度设计较低，造成井眼坍塌或没有压稳蠕动性地层引起井眼缩径，造成卡套管事故。下套管时遇阻，盲目下压，造成下套管由遇阻演化成套管卡死。防发生套管阻卡的技术措施下套管前认真通井，对缩径段反复划眼。设计合理的钻井液密度，保证压稳地层，防止井眼坍塌，削减蠕动性地层的蠕动速度和井眼缩径。中途测试、取心及电测后要求认真通井才能下套管。下套管前认真处理好钻井液性能，降低钻井液粘度、切力和失水，并充分循环处理钻井液，方可下套管。对于深井、长裸眼井和定向井、水平井等，必要时在下套管前要求参加塑料小球或5%～10%的原油，降低井眼摩阻系数。下套管作业要认真预备〔包括人员组织、工具等停待。下套管前对漏失层要求很好地堵漏，并掌握下套管的速度，防止压漏地层。在高压层下套管前要求压稳，防止在下套管过程中发生溢流，保持井内压力平衡。正常后再重下套管。下套管时如遇阻，应反复活动套管，并接方钻杆或循环头循环处理钻井液，不能盲目下压，防止套管卡死。下套管前要校正井口，做到天车、转盘和井口三点一线，防止下套管上扣时错扣。必要时使用套管扶正台，承受人工或机械扶正套管，防止下套管上扣时错扣并加快下套管速度。尽可能使用自动灌浆设备，削减因灌浆造成的下套管停赶忙间，使用自动灌浆设备时要准时留意其工作状况，如失败要承受人工灌浆。下完套管后要求先灌满钻井液后再渐渐开泵循环，等循环畅通后渐渐提高循环排量，防止混入空气造成开泵困难和压漏地层。承受人工灌浆时，在灌浆间隙要不停地活动套管，上下活动套管距离不小于2米，后再灌浆和下套管。下套管过程中要准时留意井口返浆，如觉察特别应马上停顿下套管进展处理，待正常前方可连续下套管。套管阻卡的处理方法套管遇卡后，应在保证套管串不被破坏的前提下开展处理工作，而且，应依据不同的卡套管类型承受不同的处理方法较卡钻相比，套管遇卡处理难度更大，手段也相对较少。套管粘卡发生套管粘卡后，推举承受以下步骤进展处理：强力活动套管；发生套管粘卡后一般是先接方钻杆或循环头开泵循环，后在套管和设备〔井架、提升系统〕安全的条件下，尽最大可能上下活动套管，承受此种方法一般可以消退套管粘卡。假设强力活动次数后〔通常为10次左右〕仍不能解卡，一般要停顿强力活动。此后，在肯定范围内活动没有卡住的套管，防止卡点上移。泡解卡剂；在强力活动套管无效后，处理套管粘卡的主要方法是通过泡解卡剂的水基、油基两种，其密度要依据井内地层压力选定，对于高压井，要选择高密度的解卡剂。公式如下：L=ESI/F式中 L——自由套管的长度，m；E——钢的弹性系数，2.1×105MPa；I——自由套管在力F作用下的伸长，m；F——自由套管所受超过自身质量的拉力，N；S——套管截面积，m2。第三：计算解卡剂的用量。依据计