2008工艺技术规程定稿

丛式井钻井工艺技术规程1范围本规程规定了丛式井组施工的设计主要原则、丛式井轨迹控制中防碰等施工的工艺技术要求。本规程适用于丛式井施工作业。制定本规程的目的在于规范丛式井和老区调整井的钻井施工作业，防止密集井网井眼轨迹相碰，达到安全施工丛式井组的目的。2井组的设计井组设计除按SY/T5505的规定执行外，还应考虑以下因素。21井组的布置211井场尽可能选择在地质构造的低部位，确保井眼轨迹满足从低部位打向高部位的地质要求，以有利于定向施工和轨迹控制。212井组尽量安排在双靶点井的靶点延长线上。两口以上双靶点的井组，井场布置在各井靶点连线的延长线交汇处，或交汇处附近。多靶点井和单靶点井组成的井组应以满足多靶点井为前提，适当考虑单靶点井的施工难度来确定井组位置。213对于井组中的双靶点井，应根据钻井造斜技术能力钻达双靶点确定的井斜所必须的靶前位移来确定井场位置。214井组安排应考虑道路和优化井眼轨迹的需要，多靶点井应考虑靶前位移对施工的影响。在此前提下，按井组钻井总进尺最少来确定井组地面位置。22井组中各井井眼轨迹的组合原则221应避免井组中的井眼轨迹在空间交叉。222井组中各井的水平位移应长短结合，以便于错开造斜点。223井组可布置成直线型、L型、矩型等。塔式井架的井口原则上采用直线型排列，急于投采的油井，可采用L型井组组合。224井口距一般取35M。23井组的施工顺序231丛式井总体设计时，应对各井排列施工顺序，建议先钻水平位移大、造斜点浅的井，后钻水平位移小、造斜点深的井和直井。232大门方向的确定应以井组中按顺序施工的各井防碰间距最大为原则。在此条件下，为利于井架整拖和避免井眼轨迹的二维或三维绕障，大门方向应指向后实施井。24井身结构设计要求井身结构除按SY/T5431的规定执行外，井组中各井的表层套管下深应错开20M以上。3轨道防碰设计井眼轨道的设计方法除按SY/T5949的规定执行外，同时考虑下列因素31造斜点的选择311造斜点应选择在比较稳定、可钻性较好的地层。312井组中相邻两井的造斜点应错开50M以上。313井组中，邻井之间的直井段尽可能短。314选择造斜点应保证最大井斜角不小于15。32井组轨道防碰设计空间安全距离要求，斜井段设计轨道的空间最小距离要求垂深2000M以内不小于30M，垂深大于2000M不小于40M。33剖面类型选择剖面类型优先选择三段制。4最近空间距离的搜索推荐采用三维扫描技术见附录A（提示的附录）搜索最近空间距离，也可用平面扫描等技术搜索最近空间距离。5丛式井组防碰施工技术要求51测斜要求511测斜仪器可采用单点和多点测斜仪或陀螺测斜仪、MWD或有线随钻测斜仪。512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。513丛式井的第一口井直井段保持每200米间隔井段监测，必须保证多点数据准确，为同台其它井的防碰工作做好基础。如果井眼向整拖方向发展，应采取吊打措施。514从第二口井开始，采用陀螺全井测量直井段。515普通定向井造斜、降斜井段和稳斜井段的测斜间距不大于30M；水平井造斜、降斜井段和稳斜井段的测斜间距不大于10M；防碰、绕障井段的测斜间距不大于30M，必要时加密测点。52现场施工521认真阅读从式井设计书，熟悉设计书中各井的施工次序、造斜点的位置、整拖方向和单井设计方位，确定施工的整体方案，并根据设计书写出可能出现危险的施工预案。521控制直井段与邻井的距离不小于2M。如果出现井斜、位移超标，可采用降斜、纠斜等措施。522直井段用小钻压、高转速、大钟摆钻具组合钻进。必须保证多点监测数据准确，为同台其它井的防碰工作做好基础。如果井眼向整拖方向发展，应采取吊打措施。523从第二口开始直井段钻进时，及时提醒钻井队值班司钻和泥浆工，密切观察，如有蹩跳现象或震动筛有水泥返出等显示时立即停钻。如果是因为前期施工井眼引起的问题，可考虑采用陀螺侧钻作业，在侧钻作业前必须对施工的直井段全井陀螺测量。524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。525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。做出施工预案，并及时对施工井队进行技术交底，根据结果（书面）提示施工井队危险井段施工时注意防碰。如果实际施工时确实已经存在防碰危险（如出现磁干扰现象、扫描距离比较近等）或者已经出现碰套管问题，则进行绕障作业或者填井绕障作业。526两井轨迹水平投影叠加图交叉点的垂直井深差大于30M。527两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。528防碰、绕障井段用造斜工具来控制井眼轨迹。529防碰井段按柱状靶施工，控制轨迹在安全圆柱靶内穿行。6作业要求丛式井施工中，如果施工的是定向井，则按定向井钻井工艺技术规程执行，如果施工的是水平井，则按水平井钻井工艺技术规程执行。7附则71涉及设备操作问题的，执行“三大规程”中相关的设备操作规程。72涉及作业安全问题的，执行“三大规程”中相关的作业安全规程。73本规程未尽事宜，按有关标准和规章制度的规定执行。74本规程自从发布之日起执行。定向井钻井工艺技术规程1范围本规程规定了定向井施工的技术准备、资料准备、轨迹控制、技术措施、资料整理等的工艺技术要求。本规程适应于普通定向井施工。2技术准备21接受任务定向队接生产管理部定向井施工通知单，到研究所资料室领取钻井设计书。22详细阅读钻井设计，地质设计部分重点了解地质分层、岩性提示、复杂情况提示、产层位置和储层展布、防碰井情况等。若有防碰井，向定向队值班干部汇报，通知研究所资料室，借阅防碰资料。工程设计中重点了解井型、井身结构、设计造斜率、靶区形状、施工难点、重点提示、技术安全提示、测量要求等。23查阅本地区定向井的施工资料，了解所在地区施工井的注意事项。24施工人员到达现场，跟井队有关人员核对井型、井号、井眼尺寸以及井身剖面相关数据（如造斜点、造斜率、靶区半径等），根据设计情况提醒井队准备相应的工具，并向井队做技术交底。25核对井场周围的防碰井，做防碰扫描。若防碰井与设计不符合时，及时向公司汇报，重新制定防碰措施。26检查并确认多点杆件配套齐全，重点查看有无密封圈，杆件是否弯曲。27检查并确认定向接头尺寸与设计井眼尺寸相匹配。28带生产管理部上井通知单，到仪器设备管理中心领取仪器。按YSS电子单多点测斜仪操作规程中的仪器测试步骤进行测试。3资料准备31钻井设计、防碰资料、HSE体系文件、安全监督反馈表、施工日报表和施工技术措施、施工信息反馈表及技术标准及相关应急预案。32计算机及资料计算软件，打印纸、坐标图纸等。4技术交底41钻井设计数据、施工工序等。42施工中各环节的注意事项。43落实施工中所需各种钻具和工具是否已准备好，如无磁钻具、动力钻具、配合接头、加重钻杆等，若设计方位角位于90或270左右30的范围内，井斜角超过30时，无磁钻铤的长度不小于15M。5直井段测量及计算51直井段钻具结构采用塔式钻具或大钟摆钻具组合等防斜钻具，采用小钻压钻进。52监测井深在500M为第一个监测点，以后每隔300400M井段进行一次监测。发现井斜超标时及时采取措施，并测多点以检查直井段的偏移情况，同时向公司汇报。具体可根据井身质量企业标准来执行，若设计有特殊要求则按照设计执行。53多点测量531有下列情况者不投测悬重不正常、泵压不正常、井下不正常、设备不正常。532投测前的检查杆件底部减震器、杆件丝扣、台阶、密封圈、悬挂胶棒应齐全完好，杆件外筒无弯曲变形。533投测多点5331仪器设置按YSS电子单多点测斜仪操作规程中的设置步骤进行。5332组装仪器拨一下双向开关，启动仪器并装入外筒，上紧杆件并用管钳紧扣，防止仪器进泥浆。5333投入钻杆，预计仪器到底后，钻具静止2MIN，起钻，同时记录每柱钻具的坐吊卡静止时间，计算每柱钻具的测量井深。5334起钻完，盖好井口，先取出仪器，后卸钻头。5335取多点数据按YSS电子单多点测斜仪操作规程中的步骤进行。5336直井段有磁干扰情况的，应使用陀螺测斜仪进行测量。54直井段数据处理541直井段完成后必须投测多点。542测量数据的处理以井斜角等于或大于025的点开始计算。543计算时，对井斜方位角要用地磁偏角加以修正。544计算时，井口的井斜方位角要用下一点的井斜方位角计算545计算时，井斜角为零的点的井斜方位角要用下一点的井斜方位角来计算。546测量间隔不超过30M。547测量数据处理一律按曲率半径法（圆柱螺旋线法），用计算机进行计算并打印。548根据设计对井身轨迹剖面进行修正。6增斜段施工61施工前准备611在定向施工前，画出轨迹控制图，如果有防碰井，要画防碰图。612坚持以下情况不定向井底不干净不定向、井眼不畅通不定向、井下有复杂情况不定向、动力钻具试运转和测量仪器不正常不定向。613检查定向弯接头或直接头的丝扣是否完好、定向键是否牢固、内外方向是否一致。614有磁干扰的情况，应使用陀螺测斜仪进行定向测量。62下施工技术措施621以书面方式下技术措施,内容包括钻具结构、钻进参数、钻进措施、注意问题、特殊要求等。622根据设计造斜率选择相匹配的弯壳体度数马达,常用的钻具结构如下钻头动力钻具定向接头无磁钻铤MWD加重钻杆钻杆。根据施工地区情况要求确定是否下入单向阀，若设计方位角位于90或270左右30的范围内，井斜角超过30时，无磁钻铤的长度不小于15M。623按施工技术措施在钻台指挥现场操作人员配钻具，按标准扭矩上紧钻具丝扣，配合测量施工人员丈量好动力钻具的弯曲方向与定向仪器高边的角差，反复对照，准确无误后记录角度差。624将角差及相关地磁参数输入MWD工作机中，进行动力钻具及仪器的浅层实验，待一切浅试正常后下钻。63增斜施工631定向施工据修正剖面的设计方位，摆好造斜工具的装置角，定向造斜。632滑动钻进时，计算好钻头接触井底的准确方入，一定要控制下放速度，使钻头慢慢接触到井底，逐渐加大钻压到正常钻进所需的钻压值，不可盲目下放钻具，造成动力钻具突然制动，发生蹩泵现象。633正常钻进时，观察并记录好立压、钻压、工具面的数值，随时监测调整造斜工具的装置角，发现有异常变化及时处理调整。634定向增斜过程中，根据工具的实际造斜率，严格控制定向井过程中的造斜率不得超过设计造斜率，必要时采用复合钻进和滑动钻进相结合的方法，控制增斜段的增斜率。635开始复合钻进时，一定要将钻具提离井底，先慢慢启动转盘试转数圈，待确认扭矩正常后，启动转盘下放钻具至井底钻进，转盘转速控制在3045RPM。636使用常规钻具增斜时，可通过调整钻压等钻井参数来对增斜率进行微调。637井斜、井斜方位角调整到最有利于下一步施工的位置后，用复合钻进或起钻更换常规钻具组合的方式进行下一段的施工。7稳斜段的施工71常用钻具组合711复合钻进钻具组合钻头弯壳动力钻具定向接头无磁钻铤（MWD测量仪）无磁钻杆加重钻杆钻杆712常规钻具组合钻头双母稳定器短钻铤（35米）稳定器无磁钻铤（MWD测量仪）稳定器钻铤加重钻杆钻杆72下施工措施参照62执行73稳斜施工731使用复合钻进钻具组合时，参照635执行，钻进中要及时监测轨迹数据，根据井斜的变化，及时通过滑动钻进调整轨迹。732使用常规钻具组合钻进时，要及时监测轨迹数据，进行轨迹预测，应根据钻具实钻轨迹的稳、降或增斜效果，调整钻压等钻井参数。当通过调整钻井参数的实际效果不能满足轨迹要求时，应起钻更换钻具组合。8降斜段的施工81常用钻具组合811复合降斜钻具组合钻头弯壳动力钻具定向接头无磁钻铤（MWD测量仪）无磁钻杆加重钻杆钻杆812常规降斜钻具组合钻头钻铤（12根）稳定器无磁钻铤（MWD测量仪）稳定器钻铤加重钻杆钻杆82下施工措施参照62执行83降斜段施工831使用动力钻具组合降斜的，可参照增斜段施工之规程进行。832使用常规钻具组合降斜时，要及时监测轨迹数据，根据钻具实钻轨迹的降斜效果，进行轨迹预测，适时调整钻压等钻井参数，控制轨迹的降斜率。当通过调整钻井参数的实际效果不能满足轨迹要求时，应起钻更换钻具组合。9技术措施91轨迹监控911单、多点测斜间距5MM,406025MM,10302MM,030020020209MM,2060204040608055805815/102081000530501530815降滤失，并逐渐补充原油或白油，使其含量达8以上，辅助以SN1固体乳化剂充分乳化，每钻进100M补充聚合物50KG，油类23M3，保持性能达到设计要求。432加入防塌剂12和降滤失剂12，随井斜的增加,按531要求补充油类和聚合物，并补充防塌剂和降滤失剂，使性能达到设计范围。44400800斜井段441按53要求执行，油含量增加到10以上，聚合物含量达到0305，并辅以润滑剂，降低摩阻，使KF005。442继续增加防塌剂和降滤失剂的用量，提高钻井液防塌性能，保持井壁稳定。443如需要可加入提粘提切处理剂提高钻井液的PV、YP，增大输送比，满足携岩洗井要求。45井斜大于800井段和水平段451加足防塌剂和降滤失剂，其含量分别达到2以上，使API滤失量5ML。452油含量保持在10以上，聚合物含量达到0305，并辅以润滑剂，降低摩阻，使KF005。453调整流变参数在设计范围之内，满足携岩洗井要求，保证井眼清洁。454密度小于125G/CM3的井，加重剂选用青石粉加重。455按要求搞好油气层保护工作。46重点要求461下套管前用2塑料小球钻井液封裸眼段。462井斜大于400或水平位移大于1000M的井段，起钻电测前，用含23塑料小球的钻井液封裸眼井段。463钻井液加重时要保持速度均匀，每个循环周加量幅度不超过003G/CM3，对于密度大于150G/CM3的钻井液,加重时需用重浆加重,重浆密度比原钻井液密度高0305G/CM3。464井斜角大于600或水平位移大于1000M井段，采取短起下钻措施，活动钻具，破坏岩屑床，大排量洗井。5完井及技术报告51钻井完钻后，技术人员的服务情况和施工质量由顾客做出评价，并填写评价记录。52现场技术人员对完井后的各项资料进行整理，编写技术报告报告，交顾客一份，存档一份。6附则61使用本工艺涉及设备操作问题执行“三大规程”中相关的设备操作规程。62使用本工艺涉及作业安全问题执行“三大规程”中相关的作业安全规程。63本规程未尽事宜，按有关标准和规章制度的规定执行。64本规程自从发布之日起执行。水平井用正电胶钻井液现场施工工艺技术规程1范围本规程规定了水平井用正电胶钻井液配方、性能、施工要点等工艺技术要求。本规程适用于水平井用正电胶钻井液施工。2钻井液配方钻井液配方见表1。表1钻井液配方处理剂名称或代号加量KG/M3备注正电胶BPS黑色正电胶、MMH正电胶2030任选1种膨润土膨润土3050SPNH、SPCSJ1、SD102降失水剂磺甲基酚醛树脂2030任选12种聚合醇防塌剂、阳离子乳化沥青防塌剂有机硅腐植酸钾、无荧光防塌剂2030任选12种乳化剂固体乳化剂1020油类原油、白油50150任选1种聚合物PAM、生物聚合物（XC）、35任选1种80A51、PAC141降粘剂聚丙烯腈铵盐、硅稀释剂（OXSK）、磺化单宁、2030任选12种其它润滑剂、烧碱、消泡剂、加重剂等3分段钻井液性能分段钻井液性能见表2。表2分段钻井液性能井斜FV（S）FL（ML）G10S/G10M（PA）PHKFMBTG/LPV（MPAS）YP（PA）010305080801004815/10209110053050253520254钻井液施工要点41直井段采用聚合物钻井液施工。420100造斜段造斜前进行处理，一次加入固体乳化剂、油类和降滤失剂，使钻井液摩擦系数小于01，滤失量小于10ML。钻进中转化为MMH正电胶或BPS黑色正电胶钻井液，用降滤失剂控制失水，用降粘剂控制粘度，保证性能参数符合表2的要求。43100400斜井段431钻进中，用MMH正电胶或BPS黑色正电胶、聚合物维护，用降粘剂处理，用降滤失剂降滤失，并逐渐补充原油或白油，使其含量达8以上，辅助以SN1固体乳化剂充分乳化，每钻进100M补充MMH正电胶或BPS黑色正电胶、聚合物50KG，油类23M3，保持性能达到设计要求。432加入防塌剂12和降滤失剂12，随井斜的增加,按531要求补充油类、MMH正电胶或BPS黑色正电胶、聚合物，并补充防塌剂和降滤失剂，使性能达到设计范围。44400800斜井段441按53要求执行，油含量增加到10以上，MMH正电胶或BPS黑色正电胶2、聚合物含量达到0305，并辅以润滑剂，降低摩阻，使KF005。442继续增加防塌剂和降滤失剂的用量，提高钻井液防塌性能，保持井壁稳定。443如需要可增加MMH正电胶或BPS黑色正电胶的用量，改善钻井液的PV、YP，增大输送比，满足携岩洗井要求。45井斜大于800井段和水平段451加足防塌剂和降滤失剂，其含量分别达到2以上，使API滤失量5ML。452油含量保持在10以上，聚合物含量达到0305，并辅以润滑剂，降低摩阻，使KF005。453调整流变参数在设计范围之内，满足携岩洗井要求，保证井眼清洁。454密度小于125G/CM3的井，加重剂选用青石粉加重。46重点要求461下套管前用含2塑料小球的钻井液封裸眼段。462井斜大于400或水平位移大于1000M的井段，起钻电测前，用含23塑料小球的钻井液封裸眼井段。463钻井液加重时要保持速度均匀，每个循环周加量幅度不超过003G/CM3，对于密度大于150G/CM3的钻井液,加重时需用重浆加重,重浆密度比原钻井液密度高0305G/CM3。464井斜角大于600或水平位移大于1000M井段，采取短起下钻措施，活动钻具，破坏岩屑床，大排量洗井。5完井及技术报告51钻井完钻后，技术人员的服务情况和施工质量由顾客做出评价，并填写评价记录。52现场技术人员对完井后的各项资料进行整理，编写技术报告报告，交顾客一份，存档一份。6附则61使用本设备涉及工艺技术问题执行“三大规程”中相关的工艺技术规程。62使用本设备涉及作业安全问题执行“三大规程”中相关的作业安全规程。63本规程未尽事宜，按有关标准和规章制度的规定执行。64本规程自从发布之日起执行。保护油气层钻井完井液现场施工工艺技术规程1范围本规程规定了胜利油区保护油气层钻井完井液的类型选择、主要参数、屏蔽暂堵剂技术、钻井完井液配制与转化等工艺技术要求。本规程适用于胜利油区保护油气层钻井完井液的现场施工。2钻井液类型选择21强水敏性储层，采用油基钻井完井液或强抑制水基钻井完井液。22中水敏性储层，采用黑色正电胶钻井完井液或聚合物聚合醇钻井完井液。23弱水敏性储层，采用聚合物聚合醇钻井完井液。24储层压力梯度小于001MPA/M，采用泡沫钻井完井液。25环境敏感地区，采用环保型正电钻井完井液技术。3钻井完井液主要参数31滤失量黑色正电胶钻井液完井液API滤失量8ML，聚合物聚合醇钻井液完井液API滤失量5ML，正电性钻井液完井液API滤失量8ML，海水钻井完井液API滤失量8ML，大于3200M的井，高温高压滤失量20ML，测定方法按GB/T167831997进行。32低密度钻井液固相含量10。33钻井液自然密度（除超低密度钻井液外）115G/CM3。34亚甲基蓝般土含量60G/L。4屏蔽暂堵剂技术41选用孔喉尺寸2/3粒径的暂堵剂架桥，配合小颗粒的暂堵剂填充。其系列暂堵剂技术性能指标见表1。表1系列暂堵剂技术性能指标42选用可变形粒子封闭微小孔隙，其变形粒子使用范围见表2。指标项目ZD1ZD2ZD3ZD4ZD5碳酸钙，970960950920900水份，10盐酸不溶物050810沉降体积，ML/G25201030MINAPI失水，ML1820222560的粒度颁布范围，M31052084015503580最大粒径含量10的粒径范围M1530455080表2变形粒子使用范围43保持正压差，储层35MPA。5钻井完井液施工要点51油基和强抑制钻井完井液按配方配制达到技术要求后，将原井浆替出。52泡沫钻井完井液配制应在先期完井的技术套管内配制。53水基钻井液适于做钻井完井液的可直接转化。54正电钻井完井液体系按配方配制达到技术要求后，直接使用。55采用屏蔽暂堵技术时，钻入油层前将钻井液性能参数调整到设计要求，然后加入屏蔽暂堵剂、变形粒子，使含量达到设计要求后再钻开油气层。6完井及技术报告61钻井完钻后，技术人员的服务情况和施工质量由顾客做出评价，并填写评价记录。序号适用储层温度软化点按正常地温梯度适用井段M1604060180026080608018002500380100801002500300041001301001303000400062现场技术人员对完井后的各项资料进行整理，编写技术报告报告，交顾客一份，存档一份。7附则71使用本工艺涉及设备操作问题执行“三大规程”中相关的设备操作规程。72使用本工艺涉及作业安全问题执行“三大规程”中相关的作业安全规程。73本规程未尽事宜，按有关标准和规章制度的规定执行。74本规程自从发布之日起执行。水基钻井液现场施工工艺技术规程1范围本规程规定了水基钻井的技术要求、工作程序、方法和质量检验和施工要点等工艺技术要求。本规程适用于水基钻井液现场施工。2技术要求21一般直井水基钻井液一般直井水基钻井液性能见表1。表1一般直井水基钻井液性能井段（M）0800150025003000完钻马氏漏斗粘度（S）353040355040655070屈服值（PA）1336510815塑性粘度（MPAS）366128151020API滤失量（ML）2051066PH值8981081022密度按具体井设计书执行。23定向井、水平井等特殊井的技术指标按具体井的设计要求执行。24表中技术指标如与设计书中要求冲突，按具体井的设计要求执行。25如井下出现特殊情况，性能调整以满足井下施工正常为主。3钻井液施工要点31根据客户提供的设计，研究所负责人形成该井施工方案，对现场工程师进行技术交底。32对钻井液性能检验所需的仪器和计量器具，由仪器室专业检验人员检验合格后交付现场泥浆工程师，并进行检查验收。33在开钻前或分阶段，按钻井液设计，组织提供质量合格的钻井液材料。34协调固控设备由现场泥浆工程师对现场应用的固控设备及循环系统与井队技师进行协商，对按装质量不合要求的提出口头整改措施。35一开至小循环段用密度为105GCM3，粘度为（3550）S的膨润土浆打表层。用一开钻井液混清水二开，钻进中不断补充聚合物，保持聚合物含量在0203范围内，抑制地层造浆。36改小循环后，开启固控设备，并用清水调整钻井液性能，使自然密度小于115GCM3，加入降滤失剂，控制失水小于10M1。钻进中用高分子聚合物胶液维护，其含量达0305，用小分子聚合物作降粘剂，用中分子聚合物和CMC或改性淀粉作降滤失剂。用NAOH调整PH值达810。用预水化膨润土浆或高分子聚合物或HVCMC作增粘剂。37斜井段371造斜段造斜前，加入SN1固体乳化剂（200500）KG，混入5原油充分乳化，使KF小于01，起钻下动力钻具，造斜钻进，用少量聚合物胶液维护，使钻井液性能达到马氏漏斗粘度（3035）S，API的失水FL10ML；粘附系数KF01，一般在造斜段不作大幅度处理。372100400井斜段钻进中用聚合物维护，用降粘剂处理，补充降滤失，并逐渐补充原油，使其含量达10，辅助以SN1固体乳化剂充分乳化，每钻进100M补充高聚物50KG，原油（23）M3，保持性能达到设计要求。进入沙河街地层前，加入防塌剂23，降滤失剂SMP23，补充油和聚合物，并补充防塌剂和降滤失剂，使性能达到设计范围，直至完钻。373400650井斜段原油含量增加15，聚合物含量达到0305，并辅以液体润滑剂，降低摩阻，使KF006。如需要可加入JFF聚腐粉提高钻井液的PV、YP，增大输送比，满足携岩洗井要求，直至完钻。374重点要求下套管前用含2塑料小球加入的钻井液中封裸眼段。位移大于等于400或水平位移大于等于1500M的井段，起钻前、电测前，用23塑料小球钻井液封裸眼井段。钻井液加重时要保持速度均匀，每个循环周加量幅度不超过003GCM3，密度大于150GCM3的钻井液加重，一般需将储备钻井液配成高密度（比原钻井液密度高0305GCM3钻井液）混浆加重。井斜角大于600且水平位移大于等于1000M井段，钻进中采取短起下钻措施，活动钻具，破坏岩屑床，大排量洗井。38钙基钻井液用水化膨润土作基浆，加入0515石灰粉，使其钙离子含量保持在（120200）MG/L。用降粘剂和NAOH调整PH大于等于100。加入高分子聚合物PAC141或PHP及SMP、CMC，改性淀粉作为提粘降滤失剂。加入碳酸锌防止H2S污染。39盐水钻井液用23的凹凸棒土配制盐水基浆，或用35的水化膨润土浆加13的NACL做基浆。用0106的聚阴离子纤维素，HVCMC，改性淀粉，XC作降失水剂，深井用SMP，PAC141，CPAM，SK1作降失水剂。用JN1，XY27等作为降粘剂。用PHP作钻井液抑制剂和稳定剂。用凹凸捧土、HVCMC、HEC作为增粘剂。配合屏蔽暂堵技术保护油气层。310饱和盐水钻井液配制饱和盐水，CL含量大于185000MG1；加68的凹凸棒土；用SPC、PAC、SK、SMP、SMP、CPAM作降滤失剂；加入盐抑制剂NTA0204；用聚阴离子纤维素或凹凸棒上作为增粘剂；用聚合物胶液作为降粘剂；定期补充NACL，保持CL含量大于185000MG/L。311钾基钻井液配制密度为103105G/CM3水化膨润土基浆。加入35的KCL，配制时可用降粘剂做为抗絮凝剂。用PHP、KPAM、CMC、PAC142、XC作为降滤失剂，高温用SMP，用铁铬盐、XY27、或JN1作为降粘剂。用KOH调整PH值。保持KCL的含量大于等于3。用水化膨润土浆及增粘剂提高粘度。312当钻井施工中发生复杂情况时，按Q/SZNP18纠正预防措施实施。313在技术服务施工中，如出现不合格，按Q/SZNP17不合格品控制程序规定处理。4完井及技术报告41钻井完钻后，技术人员的服务情况和施工质量由顾客做出评价，并填写评价记录。42现场技术人员对完井后的各项资料进行整理，编写技术报告，交顾客一份，存档一份。5附则51使用本工艺涉及设备操作问题执行“三大规程”中相关的设备操作规程。52使用本工艺涉及作业安全问题执行“三大规程”中相关的作业安全规程。53本规程未尽事宜，按有关标准和规章制度的规定执行。54本规程自从发布之日起执行。油基钻井液现场施工工艺规程1范围本规程规定了油基钻井液技术服务的技术要求、工作程序和施工要点等工艺技术要求。本规程适用于油基钻井液的现场施工。2技术要求21屈服值5PA22塑性粘度25MPAS23API滤失量（01）M124电稳定性430V25含水量43钻井液施工要点31根据客户提供的设计，研究所负责形成该井施工方案，对现场工程师进行技术交底。32对钻井液性能检验所需的仪器和计量器具，由仪器室专业检验人员检验合格后交付现场泥浆工程师，并进行检查验收。33在开钻前或分阶段，按钻井液设计，组织质量合格的钻井液材料。34协调固控设备由现场泥浆工程师对现场应用的固控设备及循环系统与井队进行协商，对安装质量不合要求的提出口头整改措施。35施工要点351一开、二开使用水基钻井液钻进。352技术套管固井后，用原井浆钻水泥塞，留510M不钻完，等换油基钻井液后再钻。353由公司组织将配制好的油基钻井液送至施工井队，用原油作隔离液顶替原钻井液。354循环调整油基钻井液性能，达到技术指标即可钻进。355钻进中用有机土维护切力，用氧化沥青维护粘度以及滤失量。356用氧化钙降低其含水量。357粘切过高时，可用适量柴油稀释。36当钻井施工中发生复杂情况时，按Q/SZNP18纠正预防措施控制程序实施。37在技术服务施工中，如出现不合格，按Q/SZNP17不合格品控制程序规定处理。4完井及技术报告41钻井完钻后，技术人员的服务情况和施工质量由顾客做出评价，并填写评价记录。42现场技术人员对完井后的各项资料进行整理，编写技术报告，交顾客一份，存档一份。5附则51使用本工艺涉及设备操作问题执行“三大规程”中相关的设备操作规程。52使用本工艺涉及作业安全问题执行“三大规程”中相关的作业安全规程。53本规程未尽事宜，按有关标准和规章制度的规定执行。54本规程自从发布之日起执行。油层保护现场施工工艺规程1范围本规程规定了油层保护现场施工的技术要求、工作程序和和施工要点等工艺技术要求。本规程适用于油层保护现场施工的生产。2技术要求21密度自然密度控制在115GCM3以内，加重钻井液按设计要求。22固相含量加重以外，固相含量8。23滤失量使用正电胶钻井液，打开油气层前，API滤失量8M1。使用其它钻井液，打开油气层前，API滤失量5M1。高温高压HTHP滤失量20M1。24亚甲基蓝般土含量60G/L。25含砂量进入油气层含砂量控制在05以内。26PH值7593钻井液施工要点31根据客户提供的设计，研究所负责形成该井施工方案，对现场工程师进行技术交底。32对钻井液性能检验所需的仪器和计量器具，由仪器室专业检验人员检验合格后交付现场泥浆工程师，并进行检查验收。33在开钻前或分阶段，按钻井液设计，组织质量合格的钻井液材料。34协调固控设备由现场泥浆工程师对现场应用的固控设备及循环系统与井队进行协商，对安装质量不合要求的提出口头整改措施。35重点要求351二开前由甲方代表、泥浆监督会同井队干部、工程师、泥浆技术人员一起进行技术交底，内容包括所钻油气层的基本岩性、地层压力情况、主要钻井技术工艺措施、设计钻井液密度、钻井液及钻井液材料储备要求、井控物资储备情况等，做到责任明确，各司其职。352在钻进过程中充分利用好固控设备，对泥浆进行三级净化，采用低密度、低固相钻进，严格控制固相含量，进入储层前粘土含量5，固相含量03，减少劣质固相在压差作用下侵入储层孔隙的机会。353保证泥浆药品的投入，使用对油气层损害较小的处理剂，严格按设计要求施工，进入储层前API失水、高温高压失水执行设计要求，减少滤液侵入储层孔隙的机会。354进入油层前50100M，调整好泥浆性能，根据甲方要求加入油气层保护材料。355钻井液密度小于125G/CM3要使用青石粉加重，超过125G/CM3使用重晶石粉加重。正常钻进过程中要采用泥浆设计密度下限钻开油气层。作好地层压力预测工作。采用近平衡压力钻井，如需要提高钻井液密度需要甲方批准，特殊情况边加重边汇报。二、三、四开储备高于设计钻井液密度0203G/CM3的钻井液60M3供紧急情况下压井时使用。356要求施工井队进入油气层后每小时测一次钻井液的密度和粘度，每4H测一次全套性能，钻遇复杂情况和有油气显示时要加密测量。加强坐岗记录，注意钻井液的密度、粘度和循环罐液面的变化情况，有问题及时向甲方反映。357钻开油气层前向甲方汇报，泥浆性能必须达标，工程方面要制定出详细的施工方案，采用合理的钻具组合，减少泥浆对油气层的浸泡时间。358工程方面在油气层内要控制起下钻的速度，开泵要平稳，避免产生由压力激动产生的井漏、井涌，及由于堵漏对油层产生的污染。359进入油层后，逐步转入正常排量钻进、循环，防止大排量冲刷井壁形成大井眼。3510固井时施工设备要良好，水泥、添加剂要搅拌均匀，使用好降失水剂，控制好失水，避免固井施工时产生井漏，争取一次成功。4完井及技术报告41钻井完钻后，技术人员的服务情况和施工质量由顾客做出评价，并填写评价记录。42现场技术人员对完井后的各项资料进行整理，编写技术报告，交顾客一份，存档一份。5附则51使用本工艺涉及设备操作问题执行“三大规程”中相关的设备操作规程。52使用本工艺涉及作业安全问题执行“三大规程”中相关的作业安全规程。53本规程未尽事宜，按有关标准和规章制度的规定执行。54本规程自从发布之日起执行。可循环泡沫钻井液现场施工工艺技术规程1范围本规程规定了循环泡沫钻井液现场施工的技术要求、工作程序、施工要点等工艺技术要求。本规程适用于循环泡沫钻井液现场施工。2技术要求21密度（075100）G/CM3；22马氏漏斗粘度（6090）S；23屈服值（1020）PA；24塑性粘度（1015）MPAS；25API失水10M1；26粘附系数01；27亚甲基蓝般土含量（3O50）GL。3钻井液施工要点31根据客户提供的设计，研究所负责形成该井施工方案，对现场工程师进行技术交底。32对钻井液性能检验所需的仪器和计量器具，由仪器室专业检验人员检验合格后交付现场泥浆工程师，并进行检查验收。33在开钻前或分阶段，按钻井液设计，组织质量合格的钻井液材料。34协调固控设备由现场泥浆工程师对现场应用的固控设备及循环系统与井队进行协商，对安装质量不合要求的提出口头整改措施。35重点要求351一开、二开用水基钻井液钻井。352技术套管固井后用原钻井液钻水泥塞，留510M。353地面循环罐全部用清水冲洗干净。354用淡水按配方配制一口井足够量的泡沫钻井液，并循环均匀泡沫钻井液。355替出井内原钻井液，放掉。356开启泥浆枪冲刺，调整钻井液性能，使之符合技术指标。357当钻井施工中发生复杂情况时，按Q/SZNP18纠正预防措施实施。358在技术服务施工中，如出现不合格，按Q/SZNP17不合格品控制程序规定处理。4完井及技术报告41钻井完钻后，技术人员的服务情况和施工质量由顾客做出评价，并填写评价记录。42现场技术人员对完井后的各项资料进行整理，编写技术报告，交顾客一份，存档一份。5附则51使用本工艺涉及设备操作问题执行“三大规程”中相关的设备操作规程。52使用本工艺涉及作业安全问题执行“三大规程”中相关的作业安全规程。53本规程未尽事宜，按有关标准和规章制度的规定执行。54本规程自从发布之日起执行。聚合物乳化钻井液现场施工工艺技术规程1范围本规程规定了聚合物乳化钻井液的配方、性能、现场施工要点等工艺技术要求。本规程适用于聚合物乳化钻井液的现场施工。2钻井液配方钻井液配方见表1。表1钻井液配方处理剂名称或代号加量KG/M3备注配浆土膨润土3050SPNH、SPC、SJ1降失水剂磺甲基酚醛树脂2030任选12种低荧光防塌剂、有机硅腐植酸钾防塌剂SD201、硅甲基防塌剂2030任选12种油类原油、白油50150任选一种乳化剂SN11020PAM、KPAM聚合物FA36735任选一种聚丙烯腈铵盐、XY27降粘剂磺化单宁根据情况定任选12种其它润滑剂、烧碱、消泡剂、加重剂等3分段钻井液性能分段钻井液性能见表2。表2钻井液性能4钻井液现场施工要点41直井段采用聚合物钻井液施工。42造斜段造斜前，加入SN1固体乳化剂200KG500KG，混入5原油或白油充分乳化，使KF小于01，起钻下动力钻具，造斜钻进，用少量聚合物胶液维护，使钻井液性能达到马氏漏斗粘度30S35S，API的失水FL10ML；粘附系数KF01，一般在造斜段不作大幅度处理。43100400井斜段431钻进中，用聚合物维护，用降粘剂处理，用降滤失剂降滤失，并逐渐补充原油或白油，使其含量达10，辅助以SN1固体乳化剂充分乳化，每钻进100M补充高聚物50KG，原油或白油2M33M3，保持性能达到设计要求。432进入沙河街地层前，加入防塌剂12，降滤失剂SMP12，按531要求补充原油或白油及聚合物，并井斜。漏斗粘度S滤失量ML静切力PAPHKF般土含量G/LPVMPASYPPA01030501005/10890153050101268104050708510/1059110130501215810408060805510/1015911005305015251020补充防塌剂和降滤失剂，使性能达到设计范围，直至完钻。44400650井斜段441按531要求执行，油含量增加15，聚合物含量达到0305，并辅以液体润滑剂，降低摩阻，使KF003。442井斜大于400或水平位移大于1500M的井段，起钻前、电测前，用23塑料小球钻井液封裸眼井段。443钻井液加重时要保持速度均匀，每个循环周加量幅度不超过003G/CM3，密度大于150G/CM3的钻井液加重，一般需将储备钻井液配成高密度（比原钻井液密度高03G/CM305G/CM3钻井液）混浆加重。444井斜角大于600且水平位移大于1000M井段，钻进中采取短起下钻措施，活动钻具，破坏岩屑床，大排量洗井等工程措施确保井下安全。5附则51使用本工艺涉及设备操作问题执行“三大规程”中相关的设备操作规程。52使用本工艺涉及作业安全问题执行“三大规程”中相关的作业安全规程。53本规程未尽事宜，按有关标准和规章制度的规定执行。54本规程自从发布之日起执行。PET/CT示踪剂18FFDG氟代脱氧葡萄糖氟代脱氧葡萄糖氟代脱氧葡萄糖是2脱氧葡萄糖的氟代衍生物。其完整的化学名称为2氟2脱氧D葡萄糖，通常简称为18FFDG或FDG。FDG最常用于正电子发射断层扫描（PET）类的医学成像设备FDG分子之中的氟选用的是属于正电子发射型放射性同位素的氟18（FLUORINE18，F18，18F，18氟），从而成为18FFDG（氟18F脱氧葡糖）。在向病人（患者，病患）体内注射FDG之后，PET扫描仪可以构建出反映FDG体内分布情况的图像。接着，核医学医师或放射医师对这些图像加以评估，从而作出关于各种医学健康状况的诊断。历史二十世纪70年代，美国布鲁克海文国家实验室（BROOKHAVENNATIONALLABORATORY）的TATSUOIDO首先完成了18FFDG的合成。1976年8月，宾夕法尼亚大学的ABASSALAVI首次将这种化合物施用于两名正常的人类志愿者。其采用普通核素扫描仪（非PET扫描仪）所获得的脑部图像，表明了FDG在脑部的浓聚（参见下文所示的历史参考文献）。作用机理与代谢命运作为一种葡萄糖类似物，FDG将为葡萄糖高利用率细胞（HIGHGLUCOSEUSINGCELLS）所摄取，如脑、肾脏以及癌细胞。在此类细胞内，磷酸化过程将会阻止葡萄糖以原有的完整形式从细胞之中释放出来。葡萄糖之中的2位氧乃是后续糖酵解所必需的；因而，FDG与2脱氧D葡萄糖相同，在细胞内无法继续代谢；这样，在放射性衰变之前，所形成的FDG6磷酸将不会发生糖酵解。结果，18FFDG的