塔木察格盆地塔19-101井钻井设计书.doc

塔木察格盆地塔19-101井钻井设计书1.1 设计依据1.1.1 塔19-101井钻井地质设计；1.1.2 塔19-39、塔21-33、塔19-64井等邻井实钻资料；1.1.3 SY/T 6426-2005 钻井井控技术规程等有关标准及法规。1.2 构造名称塔木察格盆地南贝尔凹陷西次凹南洼槽。1.3 地理及环境资料1.3.1 井口坐标：纵(X)：5265607m，横(Y)：20456078m。1.3.2 地面海拔：地面海拔638m。1.3.3 构造位置：位于塔木察格盆地南贝尔凹陷西次凹南洼槽北端。1.3.4 地理位置：蒙古国塔木察格盆地19合同区块塔19-39井东北约11.3km。1.4 地质要求1.4.1 钻探目的：落实南贝尔凹陷西次凹南洼槽北段烃源岩发育状况和含油气情况。1.4.2 设计井深：3340m。1.4.3 井别与井型：井别为预探井；井型为直井。1.4.4 目的层位：南屯组、铜钵庙组，兼探大磨拐河组。1.4.5 完钻层位及完钻原则：完钻层位：铜钵庙组。完钻原则：钻至设计井深后，距井底50m无油气显示完钻。1.4.6 完井方法：完钻后依据录井显示及测井解释结果确定。1.5 地质分层地质分层见表1。表1 地质分层情况表地层地震反射层设计地层地层产状故障提示系群组段底界深度m厚度m 倾向（） 倾角（）第四系贝尔湖群T2 T2-2T3T58075防塌第三系480400白垩系扎赉诺尔群青元岗组缺失伊敏组二三段缺失防卡防塌防斜防掉钻头一段12027221755.4大磨拐河组二段220810061253.2一段南屯组二段3284107611018.3一段铜钵庙组568013.0侏罗系兴安岭群布达特群（基底）断层备注：井点深度由塔19-39井的时深关系读取，所附井位设计图件为北京奥创达科技发展有限公司最新解释的t0图中间成果；地层产状由塔木察格项目组提供。2 技术指标及质量要求2.1 井身质量要求各井段井身质量要求见表2。表2 井身质量要求井 深mm井 斜 （）全角变化率（）水平位移m井径扩大率%井斜测量间距m05011.01.0015.0202550110003.030.015100015001.2540.010150020004.550.0200025005.02.1765.02500300080.0300033405.72.5093.62.2 固井质量要求固井质量要求见表3。表3 固井质量要求开 钻次 数钻 头尺 寸mm井 深m套 管尺 寸mm套 管下 深m水泥封固井 段mm阻流环位 置m测 井项 目固井质量要 求一开374.7501273.1500地面501/合格二开215.93340139.73337205833403315CBL&VDL合格注：若大磨拐河组油层发育，水泥封固井段为1052m3340m。2.3 钻井取心要求钻井取心层位、取心井段设计见表4。表4 钻井取心设计表层位设计井段m取心进尺m对比井收获率%取心原则大磨拐河组208520905 90见暗色泥岩取心南屯组二段2325233510塔19-39井2070m2080m南屯组见油气显示取心南屯组一段2530254010塔19-39井2260m2270m铜钵庙组3315332510铜钵庙组见显示取心机动101700m以下设计取心段外见好生油岩或好油气显示机动取心合计452.4 资料录取要求资料录取要求详见塔19-101井钻井地质设计。3 工程设计3.1 井下复杂情况提示据塔木察格盆地地层和现有钻井情况，钻井施工队伍应在钻井施工中注意以下事项：a) 第四系地层疏松，在钻井施工中要注意防漏、防塌。b) 伊敏组大段泥岩段地层要防止井壁坍塌、井漏。c) 伊敏组及以下地层倾角较大，南屯组地层倾角18.3，铜钵庙组地层倾角13.0，在施工中要注意防斜、防卡、防掉钻头和钻具。d) 本井钻井液密度设计为1.15g/cm3，在施工中要做好井控工作，防止井喷的发生。e) 在钻井施工中应密切观察钻井液的返出量，防止钻井过程和固井时发生井漏，以及井漏后发生井喷。3.2 地层压力预测和地层温度3.2.1 邻井实测压力成果。本井地层压力由南贝尔凹陷塔19-39井地层压力梯度0.88 MPa/100m换算得出。预测南屯组地层压力19.43 MPa，铜钵庙组地层压力28.90MPa。见表5。表5 邻井实测地层压力成果表序号井 号层位井深m地层压力MPa地层压力系数1塔19-39铜钵庙组2492.8921.86（最高压力）0.892塔21-7铜钵庙组1947.6318.400.961900.3118.140.973塔21-18铜钵庙组1496.3813.700.934塔21-9铜钵庙组2402.7925.481.08南屯组2116.7220.550.993.2.2 塔19-101井地层压力预测图见图1。压力系数铜钵庙组大磨拐河组南屯组井深图1 塔19-101井地层压力预测图3.2.3 邻井地层破裂压力统计该地区2口生产井经压裂所得的破裂压力数据表明，南屯组破裂压力梯度为2.19MPa/100m（由塔19-39井测得），铜钵庙组破裂压力梯度为1.81MPa/100m（由塔21-18井测得）。详见表6。 表6 邻井实测破裂压力成果表序号井号层位射孔顶界m射孔底界m破裂压力MPa破裂压力梯度MPa/100m1塔19-39南屯组2498.02510.055.22.192塔21-18铜钵庙组1550.41552.633.22.141462.81479.026.61.813.2.4 邻井测温情况本井地层温度根据南贝尔凹陷塔19-39井地温梯度3.28/100m计算，预测本井井底3340m处最高地层温度109.55。邻井测温成果见表7。表7 邻井测温成果表井号深度m温度地温梯度/100m塔21-181547.9057.003.681462.1853.003.62塔21-92402.7989.003.702388.2687.103.652116.7278.203.69塔19-392492.8981.753.283.3 井身结构设计3.3.1 井身结构设计数据根据地层压力和区块情况，本井设计套管程序为二层，设计情况见表8。表8 井身结构设计数据表开钻次序井 深m钻头尺寸mm套管尺寸mm套管下入地层层位套管下入深 度m环空水泥浆返 深m备 注一 开501374.7273.1伊敏组500地面插入式固井二 开3340215.9139.7铜钵庙组33372058备注：若大磨拐河组油层发育，水泥返深至1052m。3.3.2 井身结构示意图图2给出了各层次套管下深、钻头尺寸和水泥浆封固井段等。系群组第四系第三系白垩系侏罗系伊敏组大磨拐河组南屯组铜钵庙组贝尔湖群扎赉诺尔群二三段一段二段一段二段一段深度m1202139.7mm生产套管3337m水泥浆返至2058m；如果大磨拐河组油层发育，水泥浆返至1052m374.7mm钻头501m273.1mm表层套管500m青元岗组段220880阻流环深度：3315m兴安岭群布达特群（基底）井 身 结 构3284V215.9mm钻头3340m480图2 井身结构示意图3.4 钻机选型及钻井主要设备 表9给出了ZJ40钻机和主要设备性能参数，如没有相同型号的钻机和设备，可选用能满足钻井施工要求的其它型号的钻机和设备。表9 钻机选型及钻井主要设备性能表序号名 称型 号载 荷t 功 率kW备 注1钻机ZJ-40D2井架JJ225/43-K1225 3提升系统天车TC-225225 游动滑车YC-225225大钩DG-225225 水龙头SL-225225绞车JC-40DB17354转盘ZP-2754415循环系统钻井泵1#SL3NB1300A956钻井泵2#SL3NB1300A956钻井液罐6动力系统柴油机1#PZ12V 190B882柴油机2#PZ12V 190B882发电机1#12V135200发电机2#12V1352007钻机控制系统自动压风机5.5/12V5.5电动压风机5.5/12V5.58固控设备振动筛2YNSD2台除砂器ZQJ-25021台除泥器NQJ-10081台离心机LW450842N1台9液压大钳YQ100100kNm3.5 钻具组合设计3.5.1 钻具组合各次开钻钻具组合见表10。表10 各次开钻钻具组合开钻次序井眼尺寸mm钻具组合名称钻具组合一 开374.7塔式钻具374.7mm钻头+177.8mm钻铤54.0m+158.7mm钻铤54.0m+127.0mm钻杆二 开215.9复合钻进钻具215.9mm钻头+172.0mm 0.75螺杆8.85m+177.8mm无磁钻铤9.4m+177.8mm钻铤27.0m+158.7mm钻铤72.0m+127.0mm钻杆塔式钻具215.9mm钻头+177.8mm减震器5.2m+177.8mm无磁钻铤9.4m+177.8mm钻铤108.0m+158.7mm钻铤72.0m+127.0mm钻杆取心钻具215.9mm取心钻头+177.8mm取心筒10.0m +177.8mm钻铤36.0m+158.7mm钻铤72.0m+127.0mm钻杆 3.5.2 钻柱设计数据表11给出了各次开钻钻具组合的钻柱设计数据。表11 钻柱设计数据开钻顺序井 段m钻头尺寸mm钻铤钻杆外径mm内径mm长度m重量kN钢级外径mm内径mm长度m重量kN一开0501374.7177.871.454.086.37G105127.0108.6393113.97158.771.454.065.57二开5013340215.9177.871.4122.6196.08G105127.0108.63145.4912.17158.771.472.087.213.5.3 钻具校核经过对无旋转起钻时的满眼钻具进行了轴向拉力校核，钻具结构能够满足要求，钻具结构校核图见图3。图3 钻具轴向拉力校核图3.5.4 常用打捞工具钻井队应配备表12给出的常用打捞工具。表12 常用打捞工具数据表名 称规 格 型 号数 量公锥GZ/NC382公锥GZ/NC502母锥MZ/NC501平底磨鞋MP2102强磁打捞器CL175ZG2卡瓦打捞矛LM/T731卡瓦打捞矛LM/T891卡瓦打捞筒LT/T1681卡瓦打捞筒LT/T2001安全接头AJ-159113中国石油 塔21-41井钻井工程设计 第 15 页 共45页3.6 钻井液设计3.6.1 钻井液性能设计、配方及处理方法一开设计为膨润土混浆钻井液，其性能、配方及处理方法见表13。二开设计为两性复合离子钻井液，其性能、配方及处理方法见表14。表13 一开钻井液完井液设计开钻次序井 段mm常 规 性 能流 变 参 数固相含量%膨润土含量g/L密度g/cm3漏斗粘度sAPI失水mL泥饼mmPH值含砂%摩阻系数静切力塑性粘度mPa.s动切力Pan值K值初切Pa终切Pa一开05011.051.204570/类 型配 方 处 理 方 法 及 维 护膨润土混浆膨润土4.0%5.0%1. 一开前仔细检查钻井液循环系统、固控设备、储备系统，使之能够满足各钻井阶段的实际要求。2. 检查钻井液储备材料储备，现场应备足三天以上所需材料。3. 配膨润土浆60m3，预水化24h后，按配方加入携砂剂和KOH，方可开钻。4. 钻进中用清水和少量携砂剂调节粘度。5. 要求排量不低于40L/s，完钻后充分循环洗井，以保证下套管和固井作业顺利进行。纯碱0.2%0.4%KOH0.04%0.06%携砂剂0.1%0.2%表14 二开钻井液完井液设计开钻次序井 段mm常 规 性 能流 变 参 数固相含量%膨润土含量g/L密度g/cm3漏斗粘度sAPI失水mL泥饼mmPH值含砂%摩阻系数静切力塑性粘度mPa.s动切力Pan值K值初切Pa终切Pa二开50111721.051.15507060.5911/0.53.02.05.012225100.450.750.200.60124080117233401.101.15507040.59110.40.21.03.04.012.012246180.450.750.200.60124080固井前1.151.20505540.59110.4/1.02.04.08.05205/类 型配 方 处 理 方 法 及 维 护两性复合离子钻井液体系膨润土4.0%5.0%1. 二开前，充分循环洗井，加入纯碱，防止水泥侵。2. 钻进过程中，用4.0%6.0%的有机硅腐钾水溶液进行维护处理，PH值低时用0.04%0.06%的KOH水溶液进行调整，粘度高时用XY28水溶液处理；在补充新浆时，提高有机硅腐钾、高效封堵降滤失剂、SPNH、NPAN的加量，以利于防塌、防卡和储层保护。3. 每钻进300m400m进行一次大处理，加足NPAN、SPNH、有机硅腐钾、FA368等处理剂，维护并保持钻井液性能稳定。4. 钻进至1172m，加入SPNH、有机硅腐钾、XY28、高效封堵降滤失剂、QS-2等处理剂，调整钻井液性能达到设计。进入油层后，不断补充NPAN、SPNH、有机硅腐钾，严格控制失水，降低储层伤害。5. 钻进至易塌井段，为保证井壁稳定，现场可以适当调整钻井液密度。6. 全井根据钻井液性能情况，调整钻井液性能。7. 下套管后，加入XY28降粘剂等处理剂，调整钻井液性能达到设计要求后，方可固井。纯碱0.2%0.4%NPAN0.8%1.0%FA3680.25%0.35%XY280.2%0.3%高效封堵降滤失剂1.2%1.5%QS-22.0%3.0%SPNH1.0%2.0%有机硅腐钾1.0%1.5%KOH0.04%0.06%注：若1.15g/cm31.20g/cm3钻井液密度不能满足固井压稳要求，根据现场实际情况下钻通井时进行适当调整，直到满足要求为止。 大庆塔木察格有限责任公司 2008年5月6日中国石油 塔21-41井钻井工程设计 第 17 页 共45页3.6.2 钻井液材料用量设计钻井液材料在开钻前，按设计用量（见表15）提前备好，并且是质检合格的产品。表15 钻井液材料用量设计数据表开 钻 次 序一 开二 开钻头尺寸 mm374.7215.9井段 mm05015013340井筒容积 m373150地面循环量 m34060钻井液消耗量 m31067钻井液总量 m3123277材 料 名 称材 料 用 量t材 料 用 量t膨润土6.113.8纯 碱0.41.1NPAN/2.8XY28/0.9有机硅腐钾/4.2FA368/1.0SPNH/5.5KOH0.10.2高效封堵降滤失剂/4.2QS-2/3.0携砂剂0.2/重晶石粉（备用）503.6.3 钻井液储放和处理设备配置要求3.6.3.1 除锥形罐外，应配备至少4个40m3带搅拌器的钻井液罐。3.6.3.2 配备1个2m34m3带搅拌器的加药池。3.6.3.3 按要求配齐固控设备，振动筛筛布要求80目120目，使用时间占总循环时间100%，除砂器使用时间占总循环时间80%，除泥器和离心机等固控设备的使用视钻井液密度和固相含量等情况而定。3.6.4 钻井液性能测量要求3.6.4.1 一开开钻至一开完钻501m，每间隔1h测量一次钻井液密度、粘度。3.6.4.2 二开开钻至大磨拐河组油层顶以上30m（1172m），每间隔1h测量一次钻井液密度、粘度，每8h测量一次钻井液全套性能。3.6.4.3 大磨拐河组油层顶以上30m（1172m）至完钻3340m，每间隔0.5h测量一次钻井液密度、粘度，每8h测量一次钻井液全套性能，每24h测量一次泥饼摩阻系数；固井前测量钻井液密度、粘度、切力、失水。3.6.4.4 循环过程中每隔0.5h观察一次钻井液池液面高度、钻井液性能变化，以及是否含有气泡等异常情况，如有异常情况加密测量钻井液密度、粘度，并进行相应处理。3.7 钻头及钻井参数设计3.7.1 钻头设计表16给出了各井段钻头设计情况。表16 各次开钻钻头设计数量表序号尺寸mm型号数量钻进井段mm进尺m纯钻时间h机械钻速m/h1374.7PDC050150116.7030.002215.9R235H15012085158475.4321.003215.9SC279120852090510.000.504215.9HJ517G22090232523523.5010.005215.9SC2791232523351022.220.456215.9HJ537G12335253019539.005.007215.9SC2791253025401025.000.408215.9HJ617G525403315775221.433.509215.9SC2791331533251033.330.3010215.9HJ637G133253340157.502.00注1：表中是推荐钻头使用型号，钻井队也可选用同类型的其它型号钻头；注2：见到好的油气显示机动取心10m，钻头使用SC279一个。 大庆塔木察格有限责任公司 2008年5月6日中国石油 塔21-41井钻井工程设计 第 18 页 共 45页3.7.2 钻井参数设计各次开钻钻井参数设计见表17。表17 各次开钻钻井参数设计数据表开钻次序井段mm喷嘴组合mm钻 井 液 性 能钻 进 参 数水 力 参 数密度g/cm3PVmPasYPPa钻压kN转速r/min排量L/s立管压力MPa钻头压降MPa环空压耗MPa冲击力N喷射速度m/s钻头水功率kW比水功率W/mm2上返速度m/s一开050113.493+12.7021.15151080140150804550/二开501208510.3241.1520101050（5080）+DN303212.645.83165.031.3820852090/1.152010307080402830/2090232511.912+11.111.152010100180（5080）+DN3213.076.381.283683100204.35.511.3723252335/1.152010307080402830/2335253011.912+11.111.152010100180（5080）+DN3213.346.381.323683100204.35.511.3725302540/1.1520103070804028302540331511.912+11.111.152010100180（5080）+DN3215.466.381.623683100204.35.511.3633153325/1.1520103070804028303325334011.912+11.111.152010100180（5080）+DN3215.546.381.643683100204.35.511.36注1：钻井施工中，可根据实际情况选择当量面积相近的喷嘴组合。注2：DN为螺杆钻具的转速。 大庆塔木察格有限责任公司 2008年5月6日中国石油 塔19-101井钻井工程设计 第 29 页 共45页3.8 油气井压力控制3.8.1 二开井控装置示意图3.8.1.1 二开井口装置示意图，见图4。注：井口挖直径1m，深1m的圆井，挖好后周围用5 mm厚的钢板围住，防止圆井坍塌。钢板 焊好后，内壁用6060角铁焊接固定。圆井底部铺0.5m厚的砂浆，并找平。图4 二开井口装置示意图3.8.1.2 节流管汇及压井管汇示意图节流管汇及压井管汇示意图，见图5、图6。图5 节流管汇布置示意图图6 压井管汇布置示意图3.8.2 二次开钻试压要求3.8.2.1 二次开钻井控装置试压要求，见表18。表18 二次开钻井控装置试压要求开钻次数井控装置名 称型 号试 压 要 求介质压力MPa时间min允许压降MPa二开环形防喷器FH35-35清水17.0101.0双闸板防喷器2FZ35-35清水17.0100.7四通FS35-35清水17.0100.7远程控制台FK2403油21.0100节流管汇JG-35清水17.0100.7压井管汇YG-35清水17.0100.7放喷管线管线两头带法兰清水10.0100.7单法兰短节清水17.0100.7套管头273.1mm139.7mm-35MPa清水17.0300.53.8.2.2 二次开钻套管试压要求，见表19。表19 二次开钻套管试压要求开钻次数套管尺寸mm试压介质试压压力MPa试压时间min允许压降MPa二开273.1清水17.0100.73.8.3 井控要求3.8.3.1 井控设备安装要求3.8.3.1.1 井口装置安装要求3.8.3.1.1.1 防喷器主体安装平整，天车、转盘、井口中心的最大偏差不能超过10mm；防喷器组用16mm钢丝绳正反花蓝螺栓四角绷紧固定，钢丝绳不能妨碍其它操作。3.8.3.1.1.2 本井使用微变径双闸板防喷器，防喷器闸板应装齐闸板手动锁紧杆，靠手轮端应支撑牢固，其中心与锁紧轴之间的夹角不大于30，挂牌标明开关方向和到底的圈数及闸扳的类型。3.8.3.1.1.3 四通旁侧出口应位于地面之上，并保证各次开钻四通旁侧口高度始终不变。3.8.3.1.2 防喷器远程控制台安装3.8.3.1.2.1 安装在面对井架大门左侧、距井口不少于25m的专用活动房内，距放喷管线或压井管线应有2m以上距离，并在周围留有宽度不少于2m的人行通道，周围10m内不得堆放易燃、易爆、腐蚀物品。3.8.3.1.2.2 连接井口部位的井控设备的液压管线用外敷防火花材料的高压耐火隔热软管。管排架与防喷管线、放喷管线和压井管线的距离不少于1m，车辆跨越处应装过桥盖板；不允许在管排架上堆放杂物和以其作为电焊接地线或在其上进行焊割作业。3.8.3.1.2.3 远程控制台总气源应与司钻控制台气源分开连接，并配置气源排水分离器。严禁强行弯曲和压折气管束。3.8.3.1.2.4 远程控制台电源应从配电板总开关处直接引出，并用单独的开关控制，不得与照明或其它用电器线路串接。3.8.3.1.2.5 储能器要始终处于工作压力状态（17.5MPa21.0MPa）。3.8.3.1.3 井控管汇安装要求3.8.3.1.3.1 节流管汇和压井管汇上的所有的管线、闸阀、法兰等配件的额定工作压力必须与全井最高压力等级防喷器的额定工作压力相匹配。3.8.3.1.3.2 防喷管线应使用经探伤合格的管材，通径不得小于78mm，采用焊接法兰连接或螺纹法兰连接，不得现场焊接。3.8.3.1.3.3 钻井液回收管线出口应接至漏斗罐并固定牢靠，拐弯处必须使用角度不小于120的铸钢弯头，其通径不得小于73mm。3.8.3.1.4 放喷管线安装要求3.8.3.1.4.1 放喷管线用法兰连接的通径不小于78mm的专用管线或用127mm钻杆并且外螺纹向外。3.8.3.1.4.2 管线连接在施工现场不允许现场焊接。3.8.3.1.4.3 布局要考虑当地季节风向、居民区、道路、油罐区、电力线及各种设施。3.8.3.1.4.4 放喷管线要平直引出，螺纹连接紧固牢靠，如特殊情况管线需要转弯时要用铸（锻）钢弯头连接，其角度不小于120。3.8.3.1.4.5 放喷管线每隔10m15m及转弯处用水泥基墩加地脚螺栓或地锚固定，其中0.5m2.0m之间必须用双基墩；放喷管线需要悬空安装时，悬空处要支撑牢固，支撑点间距控制在10 m以内。3.8.3.1.4.6 水泥基墩坑长宽深为0.8m0.8m1.0m。遇地表松软时，基坑体积应大于1.2m3。3.8.3.1.4.7 放喷管线固定基墩的预埋地脚螺栓直径不小于20mm，埋入长度不小于0.5m。3.8.3.1.4.8 放喷口前应挖放喷坑，放喷坑规格为2m（宽）3m（长）1.5m（深）或体积不小于6m3的回收灌；挖取的土堆放在放喷坑前方，形成土墙。3.8.3.1.4.9 放喷管线要安装点火装置，人工点火点在出口上风方向不小于15m。3.8.3.1.5 防喷器四通两翼应各装两个闸阀，紧靠四通的闸阀应处于常开状态。防喷管线控制闸阀 (手动或液动阀)必须接出井架底座以外。3.8.3.1.6 钻具内防喷工具安装要求3.8.3.1.6.1 钻具内防喷工具的最大工作压力应为35MPa。3.8.3.1.6.2 应使用方钻杆上、下旋塞阀，钻台上配备与钻具尺寸相符的钻具旋塞阀和投入式止回阀。3.8.3.1.6.3 从二次开钻开始，在钻杆支架上准备一根防喷钻杆（即钻杆母扣端接旋塞阀并紧扣的钻杆，旋塞阀处于常开状态，上有提环，下有螺纹保护器）。3.8.3.1.6.4 防喷钻杆在钻进时放置在滑道左侧的钻杆支架上，其它工况放置在大门坡道上。3.8.3.1.6.5 如果钻具组合中的钻铤只有一种螺纹类型，且与钻杆螺纹不相同，要在防喷钻杆外螺纹端连接钻杆与钻铤内螺纹的转换接头，并紧扣；如果钻具组合中的钻铤有两种或两种以上的螺纹类型，要在钻台上准备与不同螺纹类型钻铤内螺纹匹配的专用转换接头。3.8.3.1.6.6 在钻台上再备用一只能够与防喷钻杆中旋塞连接的钻具止回阀。3.8.3.1.6.7 防喷钻杆、钻具止回阀、专用转换接头等内防喷工具的表面应全部涂红漆。3.8.3.1.7 监测仪器配备要求要配备钻井液循环池液面计量标尺及报警装置，装备H2S、CO2监测仪及报警装置。3.8.3.2 井控装置的试压3.8.3.2.1 井控装置在现场安装好后，按要求进行试压。 3.8.3.2.2 钻开油气层前及更换井控装置部件后，应采用堵塞器或试压塞按要求试压。3.8.3.2.3 防喷器控制系统用21MPa的油压作一次可靠性试压。3.8.3.2.4 套管头试压试到额定压力。3.8.3.3 井控培训要求：从事钻井生产和技术管理的钻井队干部应经过培训、考核取得井控操作合格证。钻井队经过培训、考核取得井控操作合格证的的人员有：书记、正副队长、工程师、技术员、地质员、HSE监督员、钻井技师、大班司钻、大班钻井液工、正副司钻、井架工和钻井液工。 3.8.3.4 井控演习要求：3.8.3.4.1 要保证每个现场钻井班在施工井都能按不同钻井工况至少各进行一次防喷演习。演习中，要求井场内施工相关方进行联合演习。3.8.3.4.2 钻井队每个在现场施工的生产班组都能正确进行不同工况下的防喷演习时，方可二次开钻或钻开油气层。3.8.3.4.3 钻进作业和空井状态应在3min内控制住井口，起下钻作业状态应在5min内控制住井口。3.8.3.4.4 防喷演习由司钻组织进行，演习结束后司钻、值班干部进行讲评并记录。3.8.3.5 井控坐岗要求：3.8.3.5.1 从二次开钻开始坐岗，每30min记录一次循环罐钻井液性能变化情况，异常情况下加密。3.8.3.5.2 起下钻中注意观察、记录、核对起出（或下入）钻具体积和灌入（或流出）钻井液体积，发现溢流立即报警，并且迅速按关井程序关井观察。 3.8.3.6 加重钻井液储备和加重料要求：按钻井液设计部分要求执行。3.8.4 井控主要措施3.8.4.1 一次井控技术措施3.8.4.1.1 钻井施工期间，井场备用重晶石粉不得少于50t。3.8.4.1.2 钻井队应配备方钻杆上下旋塞、钻具旋塞阀、投入式止回阀、防喷钻杆等内防喷工具，内防喷工具的表面应全部涂红漆。井场上还应配备足够井上当班人员和住井人员使用的防毒面具。3.8.4.1.3 钻到加重井深时，钻井液密度必须加到设计要求，钻井液性能均匀稳定，方可继续钻进。3.8.4.1.4 钻进期间要保证钻井液泵上水良好，不抽空气。3.8.4.1.5 钻开油气层后，起钻前要进行短程起下钻并循环观察。在气层中和气层顶部以上300m的井段内起钻速度不得超过0.5m/s。起钻时，要及时灌满钻井液并校核灌入量，起完钻后要及时下钻，检修设备时必须保持井内有一定数量的钻具，并观察出口管钻井液返出情况。3.8.4.1.6 起钻每起出3柱钻杆或1柱钻铤，必须向井内灌满钻井液，并有专人观察灌注情况。3.8.4.1.7 下钻时，每下5柱检查一次钻井液返出量。若返出量不正常时，应停止下钻，接方钻杆小排量循环，同时检查有无溢流或漏失。3.8.4.1.8 下套管循环前灌满钻井液，严禁用方钻杆灌钻井液。3.8.4.1.9 井场的电气设备、照明设备及输电线路应符合SY 5225-2005中规定的要求，灭火器和其它消防工具按SY 5876-93中3.1条款要求配齐。3.8.4.1.10 井场内有明显的防火标志，井场内严禁吸烟和动用明火，必须动用明火时，要按照SY/T 6283-1997的要求进行申请并采取防火措施。3.8.4.1.11 通讯设备保持完好，有异常情况及时与上级联系。3.8.4.2 二次井控技术措施3.8.4.2.1 从二次开钻开始坐岗，落实专人观察井口和循环罐液面变化，每30min记录一次循环罐钻井液性能变化情况。如发现溢流，及时报告并加密测量钻井液密度。3.8.4.2.2 钻进中遇到钻速突然加快、放空、井漏、气侵及油气水显示异常等情况，应立即停钻观察。发生溢流时应立即报警，迅速按关井程序关井。3.8.4.2.3 发现溢流关井时应软关井，最大允许关井套压值不超过薄弱地层破裂压力所允许的关井套压值。3.8.4.2.4 下生产套管前更换与套管外径139.7mm相适应的闸板并试压合格。3.8.4.2.5 钻开油气层后，每白班对闸板防喷器开、关活动一次。3.9 油气层保护措施3.9.1 振动筛使用占钻井液循环时间的100%，振动筛布不低于40目，尽可能使用高目数筛布，按120目200目系列配备除砂器和除泥器筛布。应使用好固控设备，控制无用固相和含砂量，保证钻井液密度和含砂量不超过设计要求。3.9.2 钻开油层前应调整好钻井液性能，降低钻井液滤失量，使钻井液滤失量不大于4mL，同时加入超细碳酸钙，进行屏蔽暂堵，保护储层。3.9.3 钻开油层后，在油层部位起下钻速度不大于30m/min，操作要平稳，减少激动压力和抽吸压力。3.9.4 正常钻井施工情况下（无油气侵等复杂情况）钻井液密度按设计下限施工，起钻时按钻井液密度上限施工。3.9.5 钻井施工中应加强管理和生产组织协调，维护好设备，认真做好井漏、井喷、井塌及卡钻的预防工作，避免在钻开油层后组织停工，确保钻井完井施工顺利进行，以减少固相对油层的堵塞和滤液对油层的浸泡时间。3.9.6 进入目的层后，若发生井漏，在保证井控安全和井眼稳定的情况下，应首先考虑降低钻井液密度，然后选择不伤害主要储层的堵漏措施，主要目的层应选用可酸化或可解堵的材料，严禁使用惰性材料堵漏。3.9.7 完钻前要充分循环洗井，清除井内钻屑，提高电测一次成功率，减少储层浸泡时间。3.9.8 油气层浸泡时间控制在798小时（以大磨拐河组油层计算，包括机动取心10m）。3.10 取心设计3.10.1 取心井段及工具 取心井段及工具见表20。表20 取心井段及工具要求表层位设计井段m取心进尺m取心工具型号数量取心钻头类型外径内径大磨拐河组208520905DQ84-1SC279215.9101南屯组二段2325233510南屯组一段2530254010铜钵庙组3315332510机动10合计453.10.2 取心技术措施3.10.2.1 井眼要求3.10.2.1.1 起下钻遇阻、遇卡井段必须划眼处理正常。3.10.2.1.2 井底如有金属等落物必须处理干净。3.10.2.2 下钻要求3.10.2.2.1 取心工具下井前，要保证钻头水眼畅通，齿刃完好，内腔清洁光滑，取心内筒要试运转灵活，内外筒、岩心爪无变形，所有联接螺纹均须完好，配合紧密。下钻时保证各部分丝扣连接紧，防止倒扣。3.10.2.2.2 下钻做到操作平稳、不猛刹、不猛放、不猛顿，井斜较大及井径缩小处必须慢下，下钻遇阻力不超过20kN，发生阻卡上下活动无效时，应循环钻井液，不得强行下钻。下钻距井底1m2m 时开泵循环清洗井底10min 以上。若遇阻严重，需用牙轮钻头划眼，不允许用取心钻头长段划眼。3.10.2.2.3 取心钻头接近沉砂（或坍塌物）时，转动钻具，开泵循环钻井液清除沉砂及坍塌物，避免出现假岩心或钻屑进入内筒造成堵心磨心现象，钻头接近井底，校对悬重。3.10.2.3 取心钻进要求井底清洗干净后，卸开方钻杆投球，待球就位后开始取心钻进。用10kN 30kN钻压钻进0.5m后，再按正常取心措施钻进。取心钻进时，送钻均匀，严防溜钻。取心钻进中，无特殊情况，钻头不得提离井底，尽量避免中途停钻。3.10.2.4 割心要求取心钻进最后0.3m0.5m，要比原钻压增压1/41/3钻进，使岩心变粗，利于岩心爪把岩心抓住。割心时上提拉力，不超过原悬重150kN 。3.10.2.5 起钻要求3.10.2.5.1 割心后，循环一周钻井液后，再起钻。3.10.2.5.2 起钻做到操作平稳、轻提轻放、慢卸，防止钻具猛烈摆动。3.10.2.5.3 起钻用液压大钳卸扣。3.10.2.6 岩心出筒3.10.2.6.1 岩心出筒时，按岩心出筒顺序，标上序号、方向，并按照序号依次排放在岩心盒内。3.10.2.6.2 连续两筒取心收获率低于90，必须停止取心，找出原因制订切实可行的措施后，方可继续取心。3.11 固井设计3.11.1 273.1mm 表层套管固井主要工艺要求3.11.1.1 套管串结构：273.1mm插入式浮鞋+273.1mm套管至地面。3.11.1.2 螺纹清洗干净、长度丈量准确、用251.4mm标准通径规进行通径、按入井顺序编号。3.11.1.3 浮鞋、套管串下部3根套管及井口