排平井钻井综合项目工程设计

春风油田井别：生产井（热采井）井号：排6-平50井钻井工程设计中石化胜利油田分公司新疆勘探开发中心二○一春风油田排6-平50井钻井工程设计编写单位：中石化胜利石油管理局钻井工艺研究院编写人：王珍杨锐锋张春涛审核人：主管领导：中石化胜利油田分公司新疆勘探开发中心二○一

排6-平50井钻井工程设计审批表新疆勘探开发中心工程技术部审核意见：签字：日期：年月日新疆勘探开发中心技术负责人审查意见：签字：日期：年月日新疆勘探开发中心批准意见:签字：日期：年月日

目录TOC\o"1-2"\h\z1钻井重要设备 12井身构造 23轨道设计 34送井钻具 55钻具组合、钻进参数及重要办法 56重点施工办法 97取心设计 128油气井压力控制 129钻井液设计 1910固井设计 2511完井井口装置规定 3012健康、安全与环境管理 3013钻井资料上报规定 36附件1水平井完井方案 38附录2钻井重要材料 43附录3固井重要材料筹划 43附件4邻区、邻井钻井技术资料 44附件5排6-平50井区井位图 461钻井重要设备钻机选型及钻井重要设备(ZJ205)型号ZJ205可钻井深,m钻具尺寸,mm127天车型号TC135最大负荷,kN1350游车型号最大负荷,kN大钩型号YG-135最大负荷,kN1350水龙头型号SL-135最大负荷,kN1350转盘型号ZP-175开孔直径,mm444.5绞车型号JC-20功率,kW510钻井泵型号3NB-500C最大工作泵压,MPa29井架型号JJ-135/31.5高度,m31.5底座型号DZ-135高度,m4驱动方式柴油机2井身构造开数井眼尺寸×井深套管尺寸×下深水泥返高一开Φ346.1mm×Φ273.1mm×地面二开Φ241.3mm×Φ177.8mm×968m(其中770～968m为地面注：甲方规定目层水平段采用割缝筛管，按热采水平井工艺完井。井身构造示意图井身构造示意图二开：钻头尺寸（mm）:二开：钻头尺寸（mm）:Φ241.3所钻井深（m）：983.15套管尺寸（mm）：Φ177.8套管下深（m）：0～968(其中770m～968m为水泥封固段（m）：0～770一开：钻头尺寸（mm）:Φ346.1所钻井深（m）：111套管尺寸（mm）：Φ273.1套管下深（m）：0～110水泥封固段（m）：0～111本井为丛式井，与排6-平49井同台。钻井顺序井号井深m造斜点m初始定向方位°井斜角°mm备注排6-平49923.24318.41290.090.18436.55100排6-平50983.15350.71234.090.58484.731103轨道设计3.1轨道设计表井号：排6-平50轨道类型：直-增-稳-增-平井深：983.15m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°599.85484.73246.79350.7190.58磁倾角°磁场强度μT磁偏角°收敛角°方位修正角°65.3556.833.87-1.675.54初测井口：X=4995028.15Y=15314260.14靶AX=4994893.9Y=15314019.8垂深:602m闭合距:275.29m闭合方位:240.81°靶半高:1m靶半宽:2.5m靶BX=4994841.1Y=15313829.1垂深:600m闭合距:469.88m闭合方位:246.54°靶半高:1m靶半宽:2.5m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0.000.0000.000.000.000.000.000.00350.710.00234.00350.710.000.000.000.000.00573.2551.18234.00544.8192.96-54.64-75.2123.000.00720.2885.00248.96598.88226.55-118.65-193.0025.5025.64744.9085.00251.69601.02250.61-126.90-216.1011.0590.00770.2690.58254.52602.00275.29-134.25-240.3424.6526.85A968.1590.58254.52600.00469.88-187.05-431.040.000.00B983.1590.58254.52599.85484.73-191.05-445.500.000.00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°0.000.00234.000.000.000.000.000.000.000.000.000.00350.710.00234.000.00350.710.000.000.000.000.000.000.00390.719.20234.00234.00390.543.20-1.88-2.5923.000.0023.000.00430.7118.40234.00234.00429.3412.74-7.49-10.3023.000.0023.000.00470.7127.60234.00234.00466.1228.35-16.66-22.9323.000.0023.000.00510.7136.80234.00234.00499.9449.64-29.18-40.1623.000.0023.000.00550.7146.00234.00234.00529.9176.06-44.71-61.5423.000.0023.000.00573.2551.18234.00234.00544.8192.96-54.64-75.2123.000.0023.000.00613.2560.38237.68234.48567.28125.99-73.19-102.5523.009.6225.5019.88653.2569.58241.71235.64584.18162.07-91.46-133.8023.0010.3925.5022.87693.2578.78245.99237.21595.07200.19-108.40-168.3023.0010.8925.5024.88720.2885.00248.96238.42598.88226.55-118.65-193.0023.0011.0825.5025.64744.9085.00251.69239.58601.02250.61-126.90-216.100.0011.0811.0590.00770.2690.58254.52240.81602.00275.29-134.25-240.3422.0011.1324.6526.85870.2690.58254.52244.45600.99373.19-160.93-336.710.000.000.000.00968.1590.58254.52246.54600.00469.88-187.05-431.040.000.000.000.00983.1590.58254.52246.79599.85484.73-191.05-445.500.000.000.000.00注：1.设计深度不涉及补心高，未校海拔，实钻中依照实测数据加以修正。2.钻遇B靶点后，留15m口袋完钻。3．设计井口为初测坐标，施工前依照复测坐标现场校正井眼轨迹。3.2井眼轨道垂直投影示意图3.3井眼轨道水平投影示意图4送井钻具序号名称规格数量数量1钻铤Φ18根井队准备2加重钻杆Φ127.0mm30根3钻杆Φ127.0mm80根4键槽破坏器Φ2411只5扶正器Φ2383只6随钻震击器Φ1771套7钻杆Φ88.91008无磁钻铤Φ11根服务方提供9无磁承压钻杆Φ127.0mm2根101.75°单弯钻具Φ1971根111.25°单弯钻具Φ1971根5钻具组合、钻进参数及重要办法5.1一开直井段

井段：0.00～111.00m地层：塔西河组井斜角：＜15′钻具组合：Φ346.1mm钻头＋177.8mm无磁钻铤×1根＋Φ177.8钻铤×5根＋重要办法：(1)必要采用钻井液开钻；

(2)吊打钻进，控制井斜角＜15′；

(3)口袋长度≤1m；

(4)起钻测电子多点。5.2二开直井段井段：111.00～350.71地层：塔西河组井斜角：＜45′钻具组合：Φ241.30钻头＋Φ177.80mm无磁×1根+Φ177.80mm钻铤×5根＋Φ127.0mm重要办法：(1)电子单、多点监控井斜＜45′，否则吊打钻进；(2)优选参数，提高机械钻速；(3)起钻充分循环好钻井液；(4)直井段钻完测电子单、多点。5.3二开造斜段井段：350.71～770.26m地层：塔西河组～白垩系井斜角：0～90.58°钻具组合：Φ241.3mm钻头＋Φ197mm1.75°单弯动力钻具×1根＋Φ177.8mm无磁×1根＋MWD(LWD)＋Φ177.8mm无磁×1根＋Φ127mm斜坡钻杆×27根＋Φ127.0mm加重钻杆×9根+Φ177.8mm随钻震击器×1套＋Φ127mm加重钻杆×21根＋Φ127.0mm重要办法：(1)本井造斜段先用MWD仪器测监控井眼轨迹，钻至垂深500m开始，采用LWD随钻地质导向系统，随钻测量自然伽马、电阻率曲线。依照随钻测井，拟定目层顶界深度，跟踪调节井眼轨迹；采用(2)下钻前认真检测动力钻具，检查LWD仪器组装；(3)下钻前钻井液性能稳定，达到设计规定，净化设备正常进行；(4)动力钻具钻进完，短起下钻10个立柱；(5)采用柔性钻具组合通井。5.4二开水平段井段：770.26～983.15地层：白垩系井斜角：90.58°钻具组合：Φ241.3mm钻头＋Φ197mm1.25°单弯动力钻具×1根＋Φ127mm无磁承压钻杆×1根＋LWD＋Φ127mm无磁承压钻杆×1根＋Φ127mm斜坡钻杆×50根＋Φ127.0mm加重钻杆×9根+Φ177.8mm随钻震击器×1套＋Φ127mm加重钻杆×21根＋Φ127.0mm重要办法：(1)采用LWD仪器随钻测量自然伽玛、电阻率曲线、测监控井眼轨迹、跟踪油层；(2)解决钻井液，使性能达到设计规定，净化设备正常进行；(3)及时活动钻具防粘卡、防止岩屑沉积,严格执行“钻进目层技术办法；(4)下钻遇阻及时开泵顶通，避免猛提猛放，严防砸出新眼；(5)依照井下状况短起下钻，起钻前充分洗井；(6)电测、下套管前通井。(7)在直井段增长钻具重量来施加足够钻压，提高机械钻速。5.5打捞免钻塞分级注水泥装置及通井（办法见附件完井设计）5.6钻头及水力参数设计序号层位井深(m)钻头钻井参数水力参数直径mm型号数量只钻压kN排量L/s泵压MPa转速r/min钻头压降MPa循环压耗MPa冲击力kN比水功率W/mm21塔西河组0～111.00MP21452塔西河组111.00～350.71HAT1271337.9780～1206.671.303.654.673塔西河组～白垩系350.71～770.26HAT1273311.86螺杆7.14.763.894.974白垩系770.26～983.15HAT12713312.0460+螺杆7.294.753.995.15.7钻柱强度校核表中和点深度m中和点位置292.83新G-105外径127mm内径108.6mm钻杆钻柱名称外径mm内径mm钢级重量N/m长度m屈服强度MPa抗拉系数抗挤系数抗内压系数抗扭系数MISES系数加重钻杆76.2709.23270105.4738.5616.95钻杆108.6G-105341.53713.157245.785.4016.646.145.8钻柱强度校核图 6重点施工办法6.1测量方案设计6.1.1(1)采用单点监控直井段井斜，直井段钻完后，测电子多点。(2)单点监控每100m(3)多点测量时，持续多点数据间距不超过30m。(4)监测控制时，如发现井斜或水平位移有超标趋势，采用吊打或动力钻具调节。6.1.2(1)钻至垂深500m开始(2)钻至A靶点附近，精确记录钻井参数，仔细观测岩屑录井，依照随钻地质导向系统、地质录井草图和井身轨迹数据，拟定目层油层顶界垂直深度及B靶点垂深。6.1.3使用LWD随钻地质导向系统控制井眼轨迹。6.2定向段施工办法6.2.1(1)依照直井段电子多点测斜数据及时修正设计剖面，拟定造斜点位置及下部实行技术方案。(2)根据设计造斜率，在计算分析钻具性能基本上，优选造斜钻具。同步MWD、LWD跟踪监测，及时掌握井眼井斜、方位及造斜率，保证明钻与设计轨迹吻合性。(3)井队配合好定向井工程师、仪器工程师做好井口螺杆试运转及仪器地面测试工作，保证工具、仪器等在正常状态下入井。(4)下钻时，应将钻具丝扣刷洗干净，按规定扭矩上紧扣，以防定向失误；控制下放速度，禁止猛刹猛放，损坏井下工具及仪器。(5)下钻遇阻不超过100kN，上提遇卡不超过200kN，起下钻时专人记录摩阻及阻卡状况。(6)在斜井段内钻具因故停止转动（洗井、测斜、机修、保养等）时，钻具需3～5min上提下放活动一次，活动距离不不大于6m，接单根或起钻时，所卸接头需高于转盘面1～2m，悬重无异常后方可座吊卡。(7)动力钻具入井，禁止划眼和悬空解决泥浆，遇阻时，活动钻具下放，若无效，起钻通井，以防划出新眼。(8)接单根和提钻时不得转盘卸扣，以免弯接头破坏井壁。(9)MWD、LWD技术办法：a.严格控制泥浆含砂量，保证其不大于设计最大值。b.泥浆泵工作稳定，上水良好，防止泵工作不稳影响MWD、LWD工作。c.井队进行开泵、倒泵及发电机停车、倒车等作业时应事先告知MWD、LWD工程师。d.为保证泥浆清洁无杂物，井队泥浆泵、地面立管滤清器应在每趟起下钻前清洗一次，保证MWD、LWD仪器正常工作。(10)钻达靶区A点后，精确记录钻井参数，仔细观测岩屑录井，若钻遇不不大于10m以上泥岩或与本设计有较大误差时应及时停钻，告知胜利油田分公司开发管理部和新疆勘探开发中心，组织讨论下步办法。6.2.2(1)加强水平段钻具组合造斜性能分析，及时跟踪监测，因测斜数据滞后，必要依照测斜数据随时预测井底井斜、方位值及钻具造斜率。必要时，应5m测取数据一点，以便及时调节钻井参数和钻具组合，严格控制井眼轨迹在靶体内运营。(2)采用LWD随钻地质导向系统钻水平段，依照测斜数据解决计算成果，随时调节钻井方式，控制井斜、方位变化，保证水平段平稳钻进。(3)入井钻具应考虑与井眼相容性，同步及时进行轨迹预测，防止井身轨迹脱靶。(4)该井段钻进，扭矩、摩阻较大，应做好每套入井钻具摩阻、扭矩分析，简化钻具构造，减少摩阻、扭矩。(5)严格控制井眼轨迹变化范畴，加快钻井速度，尽量减少钻井液对井壁侵泡时间，按照设计规定做好油气层保护工作。(6)固控系统四级净化装备开动率达到设计规定。(7)每钻进50～80m短提一次，保证井眼畅通。(8)泥浆规定具备良好悬浮稳定性、流动特性、润滑性，防止粘附、沉砂、压差卡钻。(9)钻具因故在井下静止时，要循环、活动钻具或将钻具提至套管内，防止滞留时间长而导致井下复杂状况。6.3其他施工办法6.6.6.6.6.6.6.6.6.3.9在斜井段起钻一律用Ⅰ6.6.6.6.3.136.6.3.15认真执行坐岗制度，专人观测钻井液液面变化状况，无论钻进还是下钻时，发现井漏,如果漏失达5m6.3.166.3.17新近系地层成岩性差，松散，砂砾岩发育，防井斜，防蹩跳钻，防坍塌卡钻6.3.18钻穿相称于邻井含油气井段，防油气侵6.3.19（1）对于丛式井组，应提前做好整体施工方案，并依照位移大小、难易限度、错开造斜点等对施工方案进行优化，严格按方案组织实行。（2）坚持配浆（或用回收泥浆）开钻，保证开眼及上部井眼规则。（3）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影响。（4）一开进尺打完必要测斜，测斜不成功钻水泥塞时必要投测。（5）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，弄清晰已施工老井轨迹走向，制定好本井防碰办法。（6）二次开钻出套管必要吊打。（7）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。（8）对于在直井段中作业就也许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。（9）严格按规定测斜：A:直井段单点测斜间距不不不大于100m；直井段超过300m测多点，点距不不不大于30m。有磁干扰井段用陀螺测斜仪测斜。B:造斜和降斜井段测斜间距不不不大于10m；稳斜井段测斜间距不不不大于50m；防碰、绕障井段测斜间距不不不大于10m，必要时加密测点。（10）控制直井段与邻井距离不不大于3m，直井段井斜不大于1°，保证施工安全。（11）直井段宜选取用小钻压、合理转速、大钟摆钻具组合方式钻进。保证精心操作，严格办法，及时发现并分析施工中浮现蹩跳、泥浆性能变化及岩屑返出状况。（12）依照测斜数据及时计算，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垂直井深差不不大于30m。（13）每测一点都要扫描、搜索出正钻井与邻井近来空间距离，预测出井眼轨迹发展趋势以及与邻井与否有相碰危险。（14）施工中若浮现相碰也许，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。（15）钻进中若浮现钻遇套管征兆，则及时停止钻进。将钻具提离井底5m以上，小排量低转速循环，上下活动观测。进一步分析磁场强度与否正常、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，确认与否与邻井套管相撞。复核轨迹数据，确认对其他井作业影响不大状况下，可继续监测再钻进1～3个单根，拟定井眼进入安全区域后，可继续定向钻进。（16）两井近来距离在安全区域内，可采用常规增斜、稳斜和降斜钻具组合，进行轨迹控制。（17）防碰井段按小半径柱状靶施工，控制轨迹在靶内穿行。（18）如果判断碰上邻井套管，则及时起钻，注水泥塞封固井底以上150～200m。重新定向绕障钻进。（19）施工井完钻后，要依照该井多点及其他数据绘制实钻轨迹图并上交关于部门，以便于后续井施工。（20）注意与同台井排6-平47、排6-平48、排6-平49、井防碰。防碰扫描成果简表序号参照井比较井井号数据来源井深m垂深m井号数据来源井深m垂深m近来距离m扫描角(°)仰角(°)1排6-平50设计570.00542.75排6-平47设计971.50596.63143.38164.25-22.072排6-平50设计640.00579.21排6-平48设计1010.06606.0830.24283.99-62.677取心设计本井不取心。8油气井压力控制8.1各次开钻井口装置及试压规定(如表8-1，图8-1、图8-2所示)表8-1各次开钻井口装置及试压规定开钻次数名称型号试压要求井口试压(MPa)试压时间(min)容许压降(MPa)二开及打捞免钻塞分级注水泥装置双闸板防喷器2FZ28-2112≥15≤0.7压井放喷节流管汇YG-21.JG/S2-21与防喷器联试注：注：1.打捞免钻塞装置时防喷器应更换与钻具相符闸板芯子。2.可采用相应级别其他型号防喷器及压井放喷节流管汇。图8-1二开及打捞免钻塞分级注水泥装置井口装置示意图1J4—手动节流阀；1～4，J2，J3，J5～J9，Y1，Y2—手动平板阀。注1：节流管汇五通、压井管汇四通装有压力表；注2：图中未标出压力表闸阀；注3：冬季为1#、4#开，2#、3#关。图8-221MPa井控管汇示意图8.2井控重要办法8.2.1一级井控办法（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，遇有特殊状况可调节钻井液密度，保证安全施工。（3）在油气层100m前必要作好如下准备工作：A.储备相称于井眼容积（1~2）倍、高于井内钻井液密度0.20g/cm3重钻井液。B.“钻开油气层”关于规定①钻井液密度没有达到设计规定、性能不好，不能钻开油气层。②钻井液和加重剂未储备或储备局限性、加重设备有问题，不准钻开油气层。③井控系统未按原则配套、安装、试压或试压不合格，不准钻开油气层。④防喷办法不贯彻，不准钻开油气层。⑤未进行防喷动员和防喷演习，不准钻开油气层。⑥现场没有值班干部，不准钻开油气层。⑦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。⑧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）钻进中应有专人观测记录钻井液出口管，发现钻井液面升高，油气侵严重，钻井液密度减少，粘度升高等状况应停止钻进，及时报告，采用相应办法。（5）下钻要控制速度，防止压力激动导致井漏。必要分段循环，防止后效诱喷；下钻究竟先顶通水眼，形成循环再提高排量，以防憋漏地层中断循环，失去平衡导致井喷。（6）下钻要注意悬重变化和钻井液返出量与否正常，若持续3柱悬重增长不明显和钻井液返出量过大，也许钻头水眼被堵，应停止下钻灌满钻井液，接方钻杆小排量顶通，如开泵不通，必要灌好钻井液，再低速档起出钻具。（7）钻至油气层，按地质规定循环观测，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。起钻要持续灌满钻井液并核对灌入量，发现拔活塞时要及时下入正常井段，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测井口，每测一次灌满一次钻井液。测井过程中发生溢流，应一方面考虑切断电缆按空井溢流解决。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规定，钻台与机泵房下面应无积油。（11）闸板防喷器芯子必要与钻杆尺寸相符。（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，防止水泥失重导致井喷。若钻井过程中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。8.2.2二级井控办法（1）防喷器安装及使用要点A.安装四通时，其两侧孔对着井架大门两侧。防喷器主体安装时应使安装液控管线一面向后用四个反正螺丝与井架底座固定。B.试用手动锁紧装置关闭及锁紧闸板，检查与否灵活好用。C.发生溢流关井时用闸板防喷器全封闸板封闭空井，用半封闸板封闭与闸板尺寸相似钻具。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状况，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（0.5～0.25）圈。全封和剪切闸板防喷器控制手柄要设有防误操作保护装置。D.当井内有钻具时，禁止关闭全封闸板。E.进入目层，每天应开关半封闸板一次，检查开关与否灵活；每次起钻完，还须检查全封闸板开关及手动锁紧装置开关与否灵活。F.手动放喷阀、闸板处在浮动状态才干密封，因而，开关究竟后必要再回转（0.25～0.5）圈，禁止开关扳死。G.液动放喷阀，只用在井喷开始时作打开放喷，因而在（1～3）s内即可开关。禁止井内高压关闭状况下用来泄压和节流，泄压可用针形阀进行。进入目层，每起下钻一次，应开关活动液动防喷阀（1～2）次。（2）控制系统安装及使用要点A.远程控制台摆放在钻台侧前方，距井口25m以远。B.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。C.专线供电，线路安顿在专用电缆盒或高架空中3.5m以上，保持持续供电。D.不容许在储能器旁堆放氧气瓶，储能器只容许充氮气。E.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）纯熟“四．七”动作，钻开油气层迈进行一次“四．七”动作演习。纯熟掌握司钻法、工程师法压井办法。（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。8.3井控规定8.3.1井控设备规定8.3.1.1井控设备配套规定（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配有迅速开关装置钻具止回阀和旋塞阀，放在钻台上以便取用处，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不不大于井控装置压力级别，压力表下应有阀门控制。8.3.1.2井控设备安装规定（1）安装防喷器前要认真检查闸板芯子尺寸与否与使用钻杆相符，规定液控系统功能齐全，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）不低于所下套管强度，按原则力矩上紧。各次开钻井口设备要按原则规定安装，要尽量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、法兰等配件额定工作压力必要与防喷器额定工作压力相匹配。内防喷管线用通径不不大于78mm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，中间不容许有焊缝。（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设备和障碍物。普通状况下放喷管线平直安装，特殊状况下采用井控专用弯接头。放喷管线选用通径不不大于78mm钻杆或专用放喷管线，每隔10m处、转弯处及放喷口必要用水泥基墩固定牢固。安装35MPa及如下压力级别井控装置井，与压井管汇放喷出口相连铸钢弯管要接好并按规定固定，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）泥浆回收管线流程合理、固定牢固，通径尺寸不不大于78毫米，管材符合井控规定。（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，排列整洁并采用保护办法。控制系统压力保持在工作压力范畴，自开钻之日起控制台主令开关应始终处在“自动”状态。8.3.1.3井控装置试压、检查规定（1）全套井控装置在井控车间用清水进行试压，按额定工作压力进行实验。稳压时间不少于15分钟，闸板防喷器不超过0.7MPa。（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种压力级别。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，保证灵活好用。（8）钻井防喷器除寻常保养外，应定期进行检查，检查方式和检查部位应执行SY/T6160《防喷器检查和维修》。8.3.2井控培训规定人员培训规定按胜油局发[]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。所有井场作业人员都要持证上岗，禁止无证上岗。8.3.3开钻及钻开油气层前井控规定（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。（3）应依照地质、工程状况制定防火及防井喷事故应急预案。（4）钻开油气层前钻井队应做工作：①进行地质、工程和应急预案等办法交底，明确职责和分工。②钻井液性能符合设计规定，并按设计规定备足重泥浆、加重材料和解决剂。对于距离远、交通条件差和地面环境复杂井，应恰当提高应急物资储备原则。③在已开发区块钻调节井，按《胜利石油管理局关于已开发油田钻调节井过程中停注水井和采油井规定》及时关停邻近注水（气）井和采油井，并采用泄压办法，不断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。闸板防喷器持续使用超过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，达到规定关井规定。⑥进出井场道路要保持畅通。（5）贯彻井控演习制度。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。演习状况要按规定做好记录。现场服务其她专业人员同步参加演习。（6）实行24小时干部值班制度。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办法。（7）严格执行钻开油气层前申报验收制度。钻开油气层前200米，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15分钟填写1次，内容涉及施工状况、井深、钻井液变化量及因素、钻井液性能等数据。钻进时由井架工负责坐岗，起下钻时由泥浆工负责坐岗。坐岗人员发现异常状况必要及时报告司钻。（9）钻开油气层前100m（10）加重钻井液储备和加重料规定：按钻井液设计某些规定执行。8.3.4进入油气层井控规定（1）安排专人监督、检查已停注水（汽）井状况。（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；紧急状况下可先解决、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状况，应及时停钻停泵观测。发现溢流应及时报告司钻及时报警，不得关井憋压，应及时采用导流放喷办法及循环压井办法。（4）钻开油气层后，起钻前调节好钻井液性能并循环2周以上，进出口密度平衡再进行短程起下钻、测试油气上窜速度。控制油气上窜速度不超过15m/h。（5）控制起钻速度，防止抽吸诱喷。持续灌满泥浆，并校核灌入量。起完钻要及时下钻，禁止空井检修设备。（6）下钻应分段循环，防止因后效引起井控复杂，保证满足安全需要。（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办法，避免发生井下复杂状况和井喷事故。（8）发生卡钻需泡油、混油或因其她因素需减少井筒液柱压力时，应保证不不大于裸眼段地层最高压力。8.3.5溢流和井漏处置及关井规定（1）发现溢流、井漏及油气显示异常应及时报告司钻，保证迅速控制井口。（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，禁止边钻边加重。（3）起下钻发生溢流时，应尽快抢接钻进止回阀或旋塞；条件容许时应抢下钻具，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80%和地层破裂压力三者中最小值。在容许关井套压值内禁止放喷。（5）空井关井后，应依照溢流严重限度，分别采用强行下钻分段压井法、置换法和平推法等办法进行解决。（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，贯彻岗位人员。压井结束后应认真整顿压井作业单。（7）钻进中如发生井漏，应将方钻杆提出转盘以便观测，解决时应遵守“先保持压力，后解决井漏”原则。8.3.6下套管固井基本规定（1）下套管前应更换与套管外径一致防喷器闸板芯子并试压合格。（2）下套管应保证油气上窜速度不大于10m/h，固井前应拟定井眼承压能力。（3）固井及候凝过程中应保证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，应安排专人坐岗观测。8.3.7录井井控（1）结合钻井队应急预案，录井队应编制防井喷应急预案，参加联合应急演习。（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，应先向司钻报告，同步向现场监督、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测溢流，发现溢流应及时告知当班司钻，提供井控有关资料。（6）若发生井喷，按井队应急预案统一行动。8.3.8测井井控（1）施工前，组织召开由钻井队、测井队、地质录井队参加施工交底会，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，保证安全施工。（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25米。（3）测井前，应保证井眼畅通、泥浆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，超过安全时间应通井循环。（4）施工中应严格控制电缆起下速度，钻井队应有专人观测井口，并及时灌满泥浆。发生溢流，应服从钻井队指挥。（5）测井过程中发生溢流，应一方面考虑切断电缆并按空井溢流解决。（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规定。应安装防喷管，测井仪器长度不大于防喷管长度。8.3.9井喷失控解决规定（1）事故单位应及时启动应急预案，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，专人复杂现场施工指挥。（3）测定井口周边及附近天然气和硫化氢气体含量，划分安全范畴，撤离危险区人员。（4）要防止着火和爆炸，尽快由四通向井内持续注水，用消防水枪向油气柱及井口周边大量喷水。并迅速做好储水、供水工作，同步将氧气瓶、油罐等易燃易爆物品脱离危险区。（5）关井后，若井口压力超过容许压力需放喷时，应在放喷口先点火后放喷。（6）井口着火后，依照火势状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、迅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，及时停车、停炉、断电，在警戒线以内禁止一切火源，并有专人警戒。（8）在人员生命受到巨大威胁、人员撤退无望、失控井无但愿得到控制状况下，作为最后手段应按抢险作业程序对油气井井口实行点火。（9）抢险时，要清除井口周边及抢险道路上障碍物，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。同步准备好新井口装置、专用设备及器材。（10）应采用整体换装法更换新井口装置前，换装中采用扶正导向等安全有效办法。换装新井口装置前，必要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。9钻井液设计9.1钻井液设计根据9.1.1见《排6-平50钻井地质设计》。9.1.2（1）中华人民共和国石油天然气集团公司颁发《钻井泥浆技术管理规定》，以及其他关于石油钻井行业原则。（2）钻井手册（甲方）提供钻井液常规性能和滤液分析测试程序。（3）排6-平50井钻井工程设计提供井身构造。9.1.39.2钻井液设计重点提示（1）钻井液使用应有助于发现和保护油气层；有助于地质资料录取；有助于迅速钻进和安全钻井；有助于复杂状况防止和解决；有助于环保。（2）地层岩性以砂泥岩为主，胶结松散。钻井液必要控制好流变性和水力参数，防止井径扩大。选用聚合物非渗入防塌钻井液体系，以携带岩屑、稳定井壁、保护油气层、保证安全钻进为目。（3）不同层系地层之间以不整合面接触，钻井过程中应注意防漏、防塌和砂岩厚泥饼阻卡。（4）斜井段加足润滑剂，有效减少摩阻，防止粘卡。依照预测油气层位置，应提前做好储层保护工作。（5）钻井液密度设计参照了邻井实际使用密度，现场依照实际需要及时调节钻井液密度，在保证安全前提下，做到近平衡钻井，充分解放和保护好油气层。9.3分段钻井液体系、重要配方、性能规定及维护解决办法一开、二开上部井段钻井液体系、重要配方、性能规定及维护解决办法开次密度g/cm3漏斗粘度s失水ml泥饼厚度mm静切力PapH值含砂量%固含%泥饼摩阻系数动切力Pa塑性粘度mPa·sMBTg/LAPI初切终切一开1.05～1.1030～401～22～37～8<0.373～46～840～60二开水平段前1.05～1.1540～6050.51～32～108～9<0.210<0.15～1012～2040～50钻井液类型钻井液配方钻井液维护解决办法膨润土浆聚合物润滑防塌钻井液1．配浆：淡水+8～10%膨润土+0.3～0.5%Na2CO3添加剂：KPAM、NaOH2．钻进：4～5%膨润土+0.3～0.5%Na2CO3+0.3～0.6%聚合物抑制剂+2～3%聚合物防塌降失水剂+3～4%无荧光白油润滑剂添加剂：NaOH、加重剂、NPAN（1）开钻前仔细检查钻井液循环系统、加重系统、固控系统、钻井液储备系统，必要满足钻井需要。（2）一开井段钻遇地层为第四系西域组，配制8%预水化膨润土浆60～80m3，调节粘度在30～40s之间，保持钻井液有一定悬浮能力。钻完进尺后恰当提高粘度，保证下套管顺利。（3）二开上部地层胶结松散，沙湾组岩性重要以泥岩、砂岩和砂砾岩为主，可钻性高，钻井过程中应注意砂岩厚泥饼阻卡。钻井液重要以携带岩屑、稳定井壁，保证安全钻进为目。（4）按配方提示加入各种解决剂，调节至设计性能。钻进中加重用可以酸化青石粉加重。（5）钻进中细水长流地补充包被剂KPAM胶液，增长钻井液包被抑制性，防止地层造浆和缩径。（6）及时补充加入防塌抑制材料，提高钻井液防塌效果，改进泥饼质量。（7）定向前解决好钻井液，加入无荧光白油润滑剂。提高钻井液清洁、润滑性能，防止泥包钻头。（8）钻进中所有启动四级固控设备，及时清除钻屑和有害固相，严格控制钻井液中劣质固相含量，防止井壁形成厚泥饼。（9）为了有效防止缩径阻卡，工程与钻井液应密切配合，执行勤短起下办法。在开泵和起下钻过程中，要平稳操作，防止引起井漏、井壁坍塌、卡钻等复杂状况。二开水平井段钻井液体系、重要配方、性能规定及维护解决办法开次密度g/cm3漏斗粘度s失水ml泥饼厚度mm静切力PapH值含砂量%固含%泥饼摩阻系数动切力Pa塑性粘度mPa.s动塑比MBTg/L初切终切二开水平段1.15～1.1650～70≤3≤0.52～53～128～9≤0.2≤10≤0.056～1014～200.48～0.5530～35钻井液类型钻井液配方钻井液维护解决办法非渗入润滑防塌钻井液3.5～5%膨润土+0.2～0.4%Na2CO3+0.3～0.5%NaOH+0.3～0.6%聚合物抑制剂+1～3%降失水剂+0.5～1%非渗入剂+5～6%无荧光白油润滑剂+1%无水聚合醇添加剂：NaOH、加重剂。（1）钻进过程中保持无荧光白油润滑剂有效含量，防止粘卡。（2）白垩系为目层，储层段易扩径，注意保护好储层。（3）在上部钻井液基本上，把粘度调高至50～70s，密度保持在1.15～1.16g/cm（4）进油层前按设计加入0.5%非渗入解决剂转化钻井液为非渗入体系，有效封堵地层孔隙，改进泥饼质量，保护油气层。（5）钻进中细水长流地补充包被剂KPAM胶液，增长钻井液包被抑制性，目层前加入1%无水聚合醇，提高对储层中粘土抑制作用。（6）控制好流变参数和水力参数，保持流态为层流，防止冲蚀井壁扩径。（7）启动四级固控设备，及时清除钻屑和有害固相，严格控制钻井液中劣质固相含量，防止井壁形成厚泥饼。（8）下套管前，加入适量润滑剂、塑料小球，调节好钻井液性能。注：钻井中应依照实际调节钻井液密度，做到近平衡压力钻井。9.4钻井液数量及材料准备9.4.1钻井液材料储备表开钻序号压井液重晶石粉ρ(g/cm3)数量(m3)数量(t)二开1.354010注：同台第一口井储备压井液及加重剂，并给出配制压井液重晶石用量。同台其他井在无特殊状况下仍沿用第一口井压井液，材料表中不再给出重晶石用量。9.4.2钻井液材料名称表序号材料名称（代号）数量（t）1膨润土粉82氢氧化钠NaOH1.53纯碱Na2CO314高粘羧甲基纤维素钠盐HV-CMC0.55低粘羧甲基纤维素钠盐LV-CMC16聚合物防塌降失水剂67聚丙烯酸钾KPAM18无水聚合醇29铵盐1.510非渗入解决剂111青石粉1012塑料小球113无荧光白油润滑剂109.5固控设备及使用规定按科学打井规定配备固控设备，使用四级固控，并强化固控管理，以使钻井液含砂量、固相含量控制在合理范畴内，为迅速钻进创造良好条件。振动筛筛布目数要依照地层变化及岩屑返出状况及时进行更换。离心机有效开动率应满足钻井液有关性能规定，详细规定见下表。除气器视状况使用。固控设备及使用规定井段(m)固相指标振动筛除砂器、除泥器离心机密度(g/cm3)含砂(%)固含(%)目数运转率(%)解决量(m3/h)运转率(%)解决量(m3/h)运转率(%)一开1.05～1.10≤0.3<860～120100≥200≥80≥50≥80二开1.05～1.16≤0.3<1060～120100≥200100≥501009.6钻井液测试仪器配套规定按科学打探井规定，现场应配备如下表为基本测试设备，以利于及时检测钻井液性能和现场维护解决实验开展。测试仪器送井前必要进行标定，所使用仪器要经常校准，以保证所测数据精确性。钻井液测试仪器配套表名称数量名称数量钻井液密度计2MBT测量仪装置1马氏漏斗粘度计2秒表2六速旋转粘度计2闹钟1API中压失水仪1电动搅拌机2固相含量测定仪1电炉2pH计（或试纸）2定期钟1泥饼粘附系数仪11000ml浆杯10含砂量测定仪2滤液分析测试仪1套9.7钻井液地面管理规定(1)对钻井液储备系统规定是：容积必要达到规定规定，并具备直接向循环系统放浆条件。(2)循环系统安装合理，管线畅通，加重泵能抽能供所有循环灌。(3)规定地面循环系统每个循环罐配备搅拌器两台。(4)规定所有循环系统、储备系统和加重系统必要具备防雨、防水设施。(5)规定配备三个容积各为10m3(6)钻井液材料必要有筹划地提前备齐、备足，且应有专门房屋存储，室外存储必要下垫上盖，防雨防潮，以避免挥霍，材料堆放整洁，来料、用料、存料帐目清晰可查，井场贮存材料能满足任何条件下作业。(7)井上化学药物及材料质量合格，实验室整洁，仪器设备高效、精确，报表填写清晰，钻井液性能可靠。(8)不容许因组织、管理和技术方面失误而影响正常生产。9.8钻井液资料录取规定(1)钻井液检测和收集任务

钻井液检测和收集任务检测或收集顶目要求1小班常规性能：密度、漏斗粘度、pH值每1.0h测1次，发现油气水侵或地质循环或下钻半途和究竟循环时，每10min测一次，并记录槽面反映2常规全性能：密度、漏斗粘度、API失水、泥饼厚度，pH值等每8h测1次3流变性能：Φ3～Φ600、塑性粘度、屈服值、静切力等每24h测1次4固含、膨润土含量、含砂量等每24h测测1次5泥饼粘附系数每48h测1次，起钻前测1次6滤液分析（Cl-、Ca2+、Mg2+）每24h测1次，特殊状况加密测量7地层孔隙压力、破裂压力收集8井径、井斜收集9分井段钻井液材料消耗收集、记录10钻井参数，钻速收集11排量、返速、流态收集、计算（分析）(2)所有测试数据规定填入班报表，性能测试应满足地质录井规定，资料收集整顿齐全。(3)建立下列记录钻井液班报表；小型实验记录；药物消耗记录；药物库存记录；固控运营记录；班钻井作业简要。(4)所使用钻井液解决剂送井必要进行质检，经质检合格产品方可入井。(5)完井写出钻井液工作总结。(6)其他按关于行业原则执行。9.9油气层保护规定9.9重要目层上部井段具有水层，钻井液密度既要平衡水层压力，又要考虑油层保护。储层平均孔隙度35.0%，渗入率5573.3×10-3μm2，为一套高孔高渗稠油储集层，具备弱速敏、中档偏弱水敏、弱酸敏、弱碱敏。9.9依照储层物性特点和保护储层实验研究成果，防止油气层损害重要规定为：(1)钻进油气层井段，在考虑井壁稳定、井漏、井喷等地层因素,保证井下安全状况下，钻井液密度尽量靠低限,实行近平衡压力钻井。(2)油气层段钻井中严格控制钻井完井液滤失量，预测油气层段API失水量≤3ml。(3)进入油气层井段使用非渗入技术保护油气层。按配方加入非渗入解决剂，以获得最佳保护效果。(4)储层胶结松散，要控制好钻井参数及流变参数，采用三等径大喷嘴、低转速、低排量、恰当黏切，防止扩径。(5)在油气层井段坚持以防止为主，防堵结合原则，一旦发生井漏，一方面分析因素，考虑恰当减少钻井液密度，同步增大非渗入解决剂加量。(6)加强固控设备使用和维护，控制无用固相含量和含砂量，含砂量不超过0.3%，进入预测目层后含砂量不超过0.2%。(7)钻开目层后起下钻和开泵操作要平稳，减少压力激动，避免井漏及井喷事故发生。(8)现场技术人员应密切与地质录井配合，依照地质实际预测提前做好保护油气层工作。(9)加强钻井液性能维护工作，尽量减少对油气层污染。(10)提高目层钻井速度，缩短钻井完井液对油气层浸泡时间，减少钻井完井液对目层污染。(11)油层套管固井时解决好钻井液，控制水泥浆失水，防止水泥浆漏失或水泥浆失重引起环空窜槽等而损害油气层。10固井设计10.1固井重要工艺规定1)井眼准备⑴电测此前通井、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井段重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，符合固井施工规定。在保证井下安全前提下，尽量减少粘切，减少含砂量。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，应密切注意观测振动筛返出岩屑量变化、钻井液池液面变化。同步，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各钻井液罐（涉及储备罐）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规定。⑷认真检查悬吊系统，井口、游车、天车一条线，下套管前应依照大钩负荷更换大绳，保证下套管安全。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，不合格套管禁止下入。⑵按下入顺序对套管进行编号、记录。⑶套管及附件、工具上钻台时要戴好护丝，禁止碰撞。⑷下入下部附件时，浮箍及浮箍如下所有套管及附件要涂丝扣胶，套管丝扣使用原则套管螺纹密封脂，以提高套管气密封能力。⑸按设计规定安装套管扶正器。⑹下套管采用套管钳按API规定最佳扭矩上扣。⑺严格控制套管下放速度，普通不超过0.46m/s。⑻下套管半途禁止停顿，依照状况可以在3～5m范畴提放管柱，防止粘卡，并时刻注意悬重变化。下套管操作规定平稳，禁止猛刹、猛放。下放套管遇阻时，普通控制下压载荷不超过井下套管浮重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，普通是每下入30～40根套灌满一次钻井液，较长时间(超过3min)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，并依照排量调节循环时泵冲直至钻井液性能达到施工规定。4)一开套管固井重要技术办法⑴钻井液开钻，常规法固井。⑵施工结束后，如果井口水泥浆面下沉，必要注水钻井液补充。⑶候凝时间：24h。5)二开套管固井重要技术办法⑴施工程序：胀封胶筒→打开注水泥通道→循环钻井液→注前置液→注水泥浆→压胶塞→替水泥浆→碰压→候凝①前置液配制,其特性必要对钻井液及水泥浆具备良好相容性，并能控制滤失量，不腐蚀套管，不影响水泥环胶结强度；使用量：在不导致油气侵及垮塌原则下,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：1.80～1.85g/cm3，尾浆密度：1.85～1.95g/cm注：油层固井水泥中加入30～40%石英砂作为热稳定剂。使用高温高压套管密封脂。⑵固井前召开固井协作会，明确施工方案和规定及各方责任。⑶固井前由井队储备足量经固井实验合格固井水泥配浆水，数量不少于理论量1.5～2.0倍。固井前井队必要储备足够钻井液以备替水泥浆使用。⑷固井前固井设备和配合固井关于设备必要试运转正常，保证施工持续性。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，贯彻固井办法，进行岗位分工，交待安全事项和异常状况下应急办法，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，保证井壁稳定，摩阻小，无漏失现象，油气上窜速度不大于10m/h。⑺对送井套管及其固井工具和附件，特别是分级箍、管外封隔器等，必要严格检查，保证其质量。浮箍浮鞋回压凡尔必要可靠，入井套管必要通径；下套管必要逐根紧扣，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专人负责观测井口钻井液返出状况，发现异常，及时报告施工指挥，采用应急办法。⑽拟定专人监测水泥浆密度，保证入井水泥浆密度达到设计规定。⑾碰压后，按设计规定用水泥车清水顶压，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：36～48h。⒀其她特殊规定和办法依照现场实际状况拟定。⒁固井质量规定：按Q/SH10200005.3-《固井质量》执行。10.2套管柱设计10.2.1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0～110273.1J558.89短圆57001101.10油套+筛管0～770177.8P110HB9.19偏梯94057701.16770～968177.8割缝筛管（P110HB*9.19偏梯扣）198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合计重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0～11060.326.646.641.199.160.851055.9710油层套管0～77038.6923.3123.316.855.386.6710.13912.93.68注：①套管强度计算采用《套管柱强度设计推荐办法(SY/T5322-)》。②油层套管外挤压力按管内全掏空，管外按下套管时钻井液密度考虑。③固井有关工具和附件扣型要与套管扣型相匹配，其强度不得不大于所在井段套管强度。④本表为理论计算数据，套管送井时应依照实际重新校核。10.2.210.3各层次套管串构造数据表套管程序套管串构造（自下而上）一开套管串二开引鞋+多功能洗井阀+筛管串+套管1根+热力补偿器+套管1根+筛管串+套管2根+免钻塞分级注水泥装置+短套管+套管串+联顶节注：完井套管串构造以完井施工方案为准。10.4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177.8241.30～350弹性408177.8241.3770～968弹性306177.8241.3350～770弹性202110.5各层次套管固井重要附件套管程序附件名称单位数量备注一开Φ346.1mm×φ273.1只2二开Φ177.8mm多功能洗井阀（只1Φ177.8mm只1Φ177.8mm根2Φ177.8mm套1Φ177.8mm只1Φ241.3mm×Φ177.8只35Φ241.3mm×Φ177.8mm只3Φ273.1mm×Φ副1套管螺纹脂TOP215全井用

10.6水泥浆性能规定性能一开二开密度g/cm31.851.90稠化时间min120180API滤失量ml<250<50自由水ml/250ml3.500.00流变性能塑性粘度Pa·s动切力Pan值K值抗压强度MPa/24h>14.00>14.00注：实验条件按API原则执行。10.7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+消泡剂+热稳定剂+晶格膨胀剂+早强剂+缓凝剂+配浆水注：现场施工前可依照实际状况调节水泥浆配方，并做复核实验。10.8水泥用量套管程序套管尺寸mm钻头尺寸mm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水泥级别注水泥量t固井方式表层套管273.1346.101001111.85G20常规法油层套管177.8241.30--1.90G56筛管顶注注：（1）水泥用量施工中应依照实测井径和封固规定进行修正，详见固井施工设计。（2）各层套管固井稠化时间≥施工时间＋1h。（3）油层固井水泥中加入30～40%石英砂作为热稳定剂。使用高温高压套管密封脂。（4）油层套管固井水泥浆密度设计依照实际井眼稳定状况调节。10.9各层次固井外加剂用量材料名称用量t备注一开二开早强剂0.66分散剂0.30降失水剂0.56消泡剂0.20晶格膨胀剂0.70缓凝剂0.40注：上表设计以《中华人民共和国石化集团石油专业工程定额》为根据。10.10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1.05150.004.60配浆水隔离液1.10100.003.10MS-110.11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m3一开套管273.108.89100.005.10二开套管177.809.19770.0015.40注：设计顶替量含2m310.12套管柱试压规定套管外径mm试压介质试压值MPa稳压时间min容许压降MPa备注177.8清水20300.5试压压力均应不大于或等于套管最小抗内压强度70%11完井井口装置规定12.1使用T103/4×7-21型号热采套管头12.2完井后应做到声放磁合格,套管头按原则试压，井口及环隙不得有油气水漏失现象。12.3如需钻机试油，可在试油队指引下，作业完交井。12.4本井为筛管完井，为防止交井后井眼失控引起井喷事故发生，完井前与甲方联系井口装置送井工作，井队务必装好采油树，才干搬家。12健康、安全与环境管理12.1基本规定12.1.1贯彻贯彻国家、地方政府和中华人民共和国石化集团总公司、胜利石油管理局等关于安全、环保、职业卫生、消防、应急等方面法律、法规、原则和制度。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》行业原则和Q/SHS0001.1-《中华人民共和国石化集团公司安全、环境与健康（HSE12.1.2从事石油和天然气资源开发公司（单位）都应获得省级以上安全监督管理部门颁发"安全生产允许证"，并建立和运营健康、安全与环境（HSE）管理体系。建立单井安全、环保风险分析，必要按规定编制HSE例卷、按规定进行HSE12.1.3钻井队应成立健康、安全和环境（HSE防止为主；全员动手、综合治理；改进环境、保护健康、科学管理、持续发展。追求最大限度不发生事故，不损害人身健康，不破坏环境，创造国内一流HSE业绩。12.1.412.1.512.1.6按《中华人民共和国石油化工集团公司钻井队资质级别原则》执行。(1)队长和HSE管理人员应持有"安全生产管理允许证"；(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、指引员、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"司钻操作证"和"井控操作合格证"。(5)炊事人员应持有有效健康证。(6)凡在也许具有硫化氢场合工作人员，均应接受硫化氢防护培训，并获得"硫化氢防护技术培训证书"。12.2健康管理12.2.1劳动保护用品按SY/T6524-《石油工业作业场合劳动防护用品配备规定》和Q/SH0096-12.2.2(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要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，医疗急救办法制定详细，有可操作性。(4)医疗用品、惯用药物配备齐全，药物有效。(5)劳动保护用品按工种配备，准时发放给岗位工人。(6)食堂、宿舍、办公室卫生合格，购买食品通过检查、检疫，食堂配备消毒柜，餐具准时消毒。12.2.3按管理委员会和作业者规定配备所需医疗设备、器械和药物，同步依照环境调查状况配备相应防疫药物。12.2.4(1)炊管人员必要持"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，不准存储腐烂变质食品。(5)烹调用品、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原则；(8)有饮食原则，每日有菜谱。12.2.5(1)生活区应设立垃圾桶，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、防蟑螂和防蚊蝇办法。(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。12.2.6(1)经常进行宣传、教诲与培训，不断提高员工健康、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)建立经常性卫生保健知识教诲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，保证充分睡眠。12.2.7(1)有毒物品与化学解决剂一方面要区别开来，单库存储。(2)要有明显标记，以防止误用。(3)要专人负责保管，有毒药物保管时，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)使用有毒药物时，要办理关于手续，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物时要穿戴劳保用品（防毒面具、手套等）。12.3安全管理安全管理按SY/T5974-《钻井井场、设备、作业安全作业规程》规定执行。12.3.112.3.2井口距高压线及其他永久性设施不少于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、高危性场合不少于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演习，并告知井口周边500m12.3.312.3.412.3.512.3.6井场照明线路要架空，钻台、井架、机泵房、钻井液循环系统电气设备和照明器具应符合SY/T5225-12.3.7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，油罐区与发电房之间距离不少于20m，锅炉房在井口下风方向距井口不不大于50m，摆放按Q/SL0703-《钻机井场布置图及技术规定》3.6条执行。防喷器远控台与井口距离≥25m；放喷管线出口与井口间距≥75m，内径≥Φ78mm；放喷管线与油罐间距≥3m；放喷管线出口处50m内无任何障碍物、易燃物；在苇塘区或其他易燃区钻井时，井场周边设防火隔离带且宽度≥20m12.3.8防火安全规定应按SY/T6228-1996《油气井钻井及修井作业职业安全推荐作法》原则执行。井场灭火器材和安全规定应符合SY/T5876-93《石油钻井队安全生产检查规定》中第3.1.7条及SY/T6228-1996中第8章规定，井场内禁止烟火，若需动火应执行SY/T5858-《石油工业动火作业安全规程》中安全规定。高温高压天然气井在开钻前，应配备充分自携气瓶式正压呼吸设备及512.3.9易燃易爆物品要有专人分类保管,防晒、通风和远离火源。氧气、乙炔气瓶放置在通风、防晒处，两者相距≥5m；动火时，除两者相距≥5m处，分别与火源相距≥10m12.3.10在距地面、钻台或其他设施面3m12.3.11钻台和二层平台应按SY/T6228-1996中第7.712.3.12（1）施工现场HSE组织机构健全，各项规章制度、岗位职责和操作规程齐全。（2）依照施工作业工况和环境状况变化进行风险辨认、评价，制定安全办法与应急控制预案。（3）按照HSE管理规定，严格施工作业HSE管理，定期组织HSE会议、培训和演习等，并作详细记录。（4）进入井场应按规定穿戴好防护用品。（5）上岗人员应应通过有关安全资质培训合格，持证上岗。（6）加强岗位巡回检查制度，不应串岗、脱岗、酒后上岗。（7）新员工应通过公司、队、生产班组三级安全教诲，考试合格并订立师徒合同后才干上岗操作。（8）安全生产管理机构健全；队、班组坚持安全活动；防喷、防冻、防火防爆、防硫化氢、防机械事故等办法齐全贯彻；安全记录齐全、精确。（9）任何人不应随同重物或游动系统升降。（10）高压作业时，非工作人员不应进入高压区。12.3.13(1)钻井队应依照作业现场地理位置，综合周边环境，对钻井作业进行危害辨认和风险评估，编制相应应急预案，按规定报关于部门审批、备案。(2)依照生产状况定期进行安全检查，及时发现事故隐患要并采用有效治理办法。(3)对于钻井生产中也许产生恶性事故要有重点防范办法，在含硫地区钻井严格执行原则SY/T6137-《含硫化氢油气生产和天然气解决装置作业推荐作法》、SY/T6277-《含硫油气田硫化氢监测与人身安全防护规程》、SY/T5087-《含硫化氢油气井安全钻井推荐作法》。12.4环保管理12.4.1钻井作业污染源有：钻井液、岩屑、含油污水、清洗污水、废料、生活垃圾等。(1)在井场周边推挖防渗排污坑，储存钻井液、污水等。(2)完井后所有污染源（钻井液、岩屑、污水、废料等）解决达标后就地掩埋（或回收），所有排污坑必要推填平整，还土复耕。12.4.2(1)井场布置：执行胜利石油管理局Q/SL0703-《钻机井场布置及技术规定》原则。(2)井场地面必要有足够抗压强度，场地平整、排水良好。在经受各种车辆和自然因素作用下，不发生大变形。(3)搬迁设备车辆、井场施工机具在施工作业过程中严格管理，禁止破坏环境和场地。(4)井场场地应平整、清洁，设备、材料、钻具摆放整洁。(5)井场噪音源和废气污染源应设立在主导风向下风侧，办公用房、职工宿舍应布置在主导风向上风侧。(6)保证钻井设备、工具、仪器、仪表清洁。12.4.3(1)钻井液净化循环系统；(2)钻井泵冷却水喷淋循环系统；(3)废油品回收专用罐；(4)贵重钻井液药物储备房；(5)自动加重供应系统；(6)按照工程设计配备防喷器；(7)容量足够污水池。12.4.4按SY/T6629-《陆上钻井作业环保推荐作法》和Q/SH10201680-《钻井施工现场环保管理规定》执行。(1)开钻前，钻井液池、污水池必要符合环保规定，安装好钻井泵冷却水循环装置，以及清洗钻台、设备污水循环系统。钻井液池、污水池应采用不渗漏材料给污水池底部加衬，池体做防渗解决，