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浙江油田公司钻井工程技术管理规范二九年七月目 录第一章 总则57第二章 钻井工程设计管理规范8第三章 钻前工程技术规定57第四章 钻井液技术管理规范11第五章 钻井井身质量管理规范24第六章 固井质量实施细则46第七章 钻井取心技术管理规范49第八章 钻井交井质量管理规定50第一章 总则第一条 为了规范浙江油田公司（以下简称公司）钻井工程技术管理，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，特制定本规范。第二条 钻井工程技术管理应结合地质与工程难点，积极推进科技创新，加大瓶颈技术攻关和成熟技术的推广应用，引进新工艺、新技术，提高钻井速度和钻井质量。第三条 钻井工程技术管理规范主要内容包括：钻井工程设计管理规范、钻前工程技术规定、钻井液技术管理规范、钻井井身质量管理规范、固井施工实施细则、钻井取心技术管理规范、钻井交井质量管理规定。第四条 钻井工程技术规范要坚持有利于发现和保护油气层及满足油气井注采要求为基本原则。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，各项活动应符合健康、安全、环境（HSE）管理体系和井控安全的有关规定。第五条 本规范适用于公司各探区勘探开发钻井工程技术管理。第二章 钻井工程设计管理规范 第六条 设计基本原则1、设计应在钻井地质设计的基础上，充分分析有关地质和工程资料，遵守国家及当地政府有关法律、法规和要求，按照安全环保、优质高效的原则进行编制。2、设计必须以保证实现开发方案为前提，充分考虑采油（气）、增产措施等方面的需要。3、设计应首先体现安全第一的原则。主要目的层段的设计必须体现有利于保护油气层、提高开发综合效益；非目的层段的设计应主要考虑满足钻井工程施工作业的需要和降低钻井成本的需要。4、钻井工程设计是在充分分析已钻井资料的基础上做出的。对于总包井，为调动施工服务单位的积极性、提高钻井技术水平，对于钻头及钻井参数、钻具组合、钻井液等设计内容，鼓励乙方在积极应用新技术的基础上进行优化，做出钻井工程施工设计，并报油田公司相关部门审查并备案。5、设计要采用国内外各种成熟的先进技术，如现有技术难以满足钻井技术需要时，必须积极组织攻关研究，探索解决钻井难题的途径，确保钻井目的的实现。6、设计要贯彻和执行有关健康、安全、环保标准和规范，要有明确的安全、环保要求。7、设计必须按规定的设计格式逐项编写。设计单位应取全取准设计所需的各项基础资料，并充分运用各种辅助设计手段，保证设计的水平和质量。8、设计单位要经常派人深入现场，跟踪设计，现场人员也应该及时将意见反馈给设计人员。当钻井设计与钻井现场生产实际情况不符合时，应及时修改设计，但必须报浙江油田公司审批同意后方可实施。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200884号浙江油田公司井筒工程设计管理规定，委托有资质的石油工程技术服务单位做出。编制内容格式必须符合SY/T 5333-1996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、技术指标及质量要求、井下复杂情况提示、地层岩石可钻性分级及地层压力预测、井身结构设计、钻机选型及钻井主要设备优选、钻具组合设计、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、地层漏失实验、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、新工艺与新技术应用设计、各次开钻或分井段施工重点要求、完井设计、弃井要求、健康安全环境管理、生产信息及完井提交资料、钻井施工设计要求、特殊施工作业要求、邻区与邻井资料分析、钻井进度计划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、技术指标及质量要求、井下复杂情况提示、地层岩石可钻性分级及地层压力预测、井身结构设计、钻机选型及钻井主要设备优选、钻具组合设计、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、地层漏失实验、油气层保护技术、固井技术、新工艺与新技术应用设计、各次开钻或分井段施工重点要求、完井设计、弃井要求、健康安全环境管理、生产信息及完井提交资料、钻井施工设计要求、特殊施工作业要求、邻井资料分析、钻井施工进度计划以及单井钻井工程投资预算。第十条 设计前期基础工作1、设计单位必须收集有关区域地质资料和邻井钻井资料，了解开发方案对钻井工程的要求，明确设计任务。2、项目建设单位在接到井位坐标后，尽快组织有关人员进行现场踏勘，确定合理的井位位置，井场确定必须考虑对周围环境、周边居民的影响。3、钻井工程设计单位必须调研并掌握钻井工程所需的装备、器材、工具和材料等物资的型号、性能及质量状况。进行设计前，设计单位应收集资料主要包括：（1）所钻区块井位部署和地层剖面；（2）已钻井地质和工程录井资料，地质分析化验等资料；（3）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；（4）已钻井测试、试油得出的温度、压力以及含油、气、水情况资料，特别注意地层流体中是否含有H2S等腐蚀性介质；（5）已钻井与完井等各种相关工程资料；（6）已钻井各项指标(包括钻井时效、材料消耗及成本费用)；（7）设计井所在地区地理环境、矿业、交通、通讯、气象、水文及灾害性地质现象；（8）已开发区块地层压力动态变化情况。第十一条 钻井工程设计要求1、钻井工程设计应贯彻和执行有关健康、安全、环境管理标准和规范，应有明确的健康、安全、环境保护要求。2、钻井设计应强化钻井新工艺、新技术的应用。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，必须开展地层孔隙压力、坍塌压力、破裂压力（或漏失压力）预测基础研究，实现钻井液、水泥浆密度以及井身结构优化设计。井身结构设计应执行以下原则：（1）满足井控要求，浅气层应用套管封住。（2）表层套管应有效保护地表水源。（3）有效保护储层。（4）同一裸眼井段尽量避免不同的压力系统，防止出现复杂情况和发生事故。（5）探井、超深井、复杂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。（6）含硫化氢有害气体油层套管、有害气体含量高的技术套管，其材质和螺纹应符合相应的技术要求。4、维护钻井设计的严肃性。钻井工程设计执行过程中若确需调整，应报勘探开发部审批同意后方可实施。在紧急情况下现场可以采取应急措施，但应及时上报项目建设单位。设计前期基础工作1、设计人员必须早期介入开发方案的论证及编制，熟悉掌握地质、工程资料，深入了解开发方案对钻井工程的要求，明确设计任务。开发部门应组织工程管理部门、钻前施工单位进行井位勘察，井位确定、井场确定必须考虑对周围环境、周边居民的影响。设计人员也应了解地貌、地形、地物、道路、通讯、气象等情况。2、钻井工程设计人员必须调研并掌握钻井工程所需的装备、器材、工具和材料等物资的型号、性能及质量状况。进行设计前，应收集资料主要包括：（1）所钻区块井位部署和地层剖面；（2）已钻井地质和工程录井资料，地质分析化验等资料；（3）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；（4）已钻井测试、试油得出的温度、压力以及含油、气、水情况资料，特别注意地层流体中是否含有H2S等腐蚀性介质；（5）已钻井钻井与完井等各种相关工程资料；（6）已钻井钻井各项指标(包括钻井时效、材料消耗及成本费用)；（7）设计井所在地区地理环境、矿业、交通、通讯、气象、水文、海况及灾害性地质现象；（8）已开发区块地层压力动态变化情况。3、设计要求 设计要求主要是对钻井地质、钻井工程设计中的关键技术进行规定，并对相关内容进一步描述。4、井区自然状况必须详细调查、阐明钻井地区的地理、自然环境、气象、水文及地面地质资料；为减少钻井液漏失等复杂情况，有坑道、管道和井口地层风化切割较深的地区必须详细描述；要求施工单位进入施工前应对井区自然状况进一步调查、落实。（三）钻井工程设计1、地层压力（1）钻井设计人员必须根据地质提供的相关资料和已钻井资料做出地层孔隙压力、破裂压力剖面；（2）在地应力发育区如山前构造带的井必须做出坍塌压力剖面，作为井壁稳定设计的依据。2、井身结构设计（1）设计原则：能有效地保护油气层，使不同压力系统的油气层不受钻井液的损害；能避免井漏、井塌和卡钻等复杂情况的发生；下套管过程中井内钻井液液柱压力 和孔隙压力间的压差不会引起压差卡套管事故；能尽量减少施工技术难度，保障安全钻井；能有利于提高钻井速度，缩短钻井时间，提高经济效益。（2）根据地层压力剖面以及地层复杂情况，设计套管层序，并注明封隔目的。（3）依据注采的需要，结合改造、投产、完井、测井、钻井各专业技术要求与现状确定油层套管尺寸。（4）套管设计必须考虑密封和防腐因素。（5）套管强度设计必须充分考虑蠕变地层的影响和增产措施对油层套管强度的要求。3、钻机及主要设备选型（1）钻井工程设计应根据工程施工的最大负荷，合理地选择钻机装备。所选钻机在钻井作业期间所受最大负荷不得超过钻机额定负荷能力的80%。（2）井架底座的净空高度应能满足各次开钻井口装置的安装要求。4、钻具及专用工具（1）现场必须配齐常用打捞工具。（2）大位移井和复杂井必须进行钻具强度校核。（3）应针对不同井眼条件及可能出现的各种井下复杂情况设计不同的钻具组合。（4）对于复杂深井、大位移井或可能发生技术套管严重磨损的井必须设计套管防磨措施。5、钻井液设计（1）钻井液施工措施制定的依据中国石油天然气集团公司颁发的钻井泥浆技术管理规定，以及其它有关石油钻井行业标准；依据钻井地质设计、井身结构和该地区已钻井录井、测试等资料。（2）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、防油气层污染等能力。（3）钻井液设计应根据地层岩性、井底温度和压力，分段设计钻井液体系及性能，同时根据设计井具体情况，明确提出维护处理要求。复杂区块应实取岩心、岩屑进行分析并优化钻井液配方。（4）钻井液处理剂必须设计使用质检合格的产品。（5）钻井液液柱压力应高于地层孔隙压力和坍塌压力，小于地层破裂压力。液柱压力安全附加值可由下列两种方法之一确定：油水井为0.050.10g/cm3；油水井为1.53.5MPa。6、井控设计与井口装置井控设计主要内容：井场布置、邻近井资料、压力数据、钻井液类型、钻井液密度、井身结构、井控装备、勘定井位等。1）应明确标注对井位周边环境的勘察结果。要标注清地下管线、电缆的分布、走向、长度和距地表的深度；江河、干渠周围设计井应标明河道、干渠的位置和走向等。由建设单位组织相关单位共同到现场进行安全评估，并按评估意见处置。2）应提供井身结构（包括：套管钢级、壁厚、尺寸、水泥返高、固井质量、井斜数据等资料）；本井或邻井目前地层压力或原始地层压力、气油比；应提供钻井过程中钻井液性能、溢流和井喷情况。3）应提供设计井生产动态数据和流体性质(油、气、水)；注水（气）井的层位、深度和井口压力、日注量、累计量与邻井地层连通情况；历次作业、井筒及井下落物情况。4）提示含硫化氢等有毒有害气体其层位、埋藏深度及含量。5）根据设计井的地面环境条件和工艺技术难度，在井控设计中明确井控风险级别。6）应依据地质设计的有关参数，明确压井液及添加剂的类型、性能、用量、压井方式及作业过程中灌注压井液的要求；明确施工工艺步骤、井控及技术要求；明确井口数据；提供本井和邻井在生产及历次施工作业硫化氢等有毒有害气体监测情况。7）钻井必须装防喷器。安装钻台的井，液控闸板防喷器应装齐手动操作杆，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、关状态和开、关圈数。安装环形防喷器的井要用4根直径不小于16mm 的钢丝绳对角绷紧固定。防喷器安装完后，要校正井口、转盘、天车中心，其偏差不大于10mm。含硫化氢井施工时，应选用抗硫井控装备，具体执行SY/T 6610-2005含硫化氢油气井井下作业推荐作法的规定。8）井控设计应按照石油与天然气钻井井控规定及有关标准要求执行。9）以本井所钻遇的最大地层孔隙压力为依据选择井口装置。压井管汇、节流管汇和套管头的压力等级应与井口装置相匹配。10）深度设计要满足各层次套管头和井口装置安装高度的要求，保证四通两侧内控管线沿地面接出，防止离地面过高。11）井口装置示意图必须标明型号；节流管汇及压井管汇示意图必须标明阀门名称及其常规状态下的开关所处的位置。12）含硫（H2S浓度大于20mg/m3）、高压、高产油气井钻井在进入油气层前应加装剪切闸板防喷器。含硫（H2S浓度大于20mg/m3）、高压、高产油气井原则上应加装近钻头内防喷工具。7、地层压力监测与漏失试验（1）必须进行地层孔隙压力监测，设计中必须规定具体的监测方法以及监测要求，提出监测发现异常压力情况的处理措施。（2）对于砂泥岩地层根据需要做地层破裂试验，对于难以做出完整的地层破裂压力的地层，可以在试到一定压力后终止试验，以此试验压力作为地层承压能力的参考依据。（3）开发井钻井设计中及钻井施工期间应明确规定对相邻注入井的停注降压要求，包括停注时间、卸压要求及方法。施工单位应安排专人定期观察并记录注入井的井口压力变化情况。 8、固井设计固井设计按中国石油天然气股份有限公司勘探与生产分公司发布的油勘字200432号固井技术规定执行。 新工艺、新技术应用部分应明确描述设计井所应用的新工艺、新技术的详细规范、要求和施工措施。各次开钻或分段钻井施工重点措施要求描述：设备安装、井口安装、井控、固控、井口及套管防磨、井斜控制、井下复杂情况、钻井技术要求、新工艺新技术应用和安全提示等。设计时要考虑各井段可能发生的复杂情况，做出有针对性和可操作性的具体措施。（1）设计依据和内容1）应以钻井地质设计、钻井工程设计、实钻资料和测井资料为基础，依据有关技术规定、规范、标准进行固井设计并在施工前按审批程序完成设计审批。2）进行固井设计时应从井身质量、井眼稳定、井底清洁、钻井液和水泥浆性能、固井施工等方面考虑影响施工安全和固井质量的因素。3）固井设计中至少应包含以下内容：构造名称、井位、井别、井型、井号等信息。实钻地质和工程、录井、测井资料等基础数据。管柱强度校核和管串结构设计、水泥浆化验数据、固井施工参数等关键施工数据的计算和分析结果。固井施工方案和施工过程的质量控制、安全保障措施。应对固井风险的技术预案和HSE预案。（2）压力和温度1）应根据钻井地质设计、钻井工程设计、实钻资料、测井资料评估或验证地层孔隙压力、破裂压力和坍塌压力。确定井底温度应以实测为主。根据具体情况也可选用以下方法：经验推算法：井底循环温度(T循)的经验计算公式：T循钻井液循环出口温度()+垂直井深(m)/168(m/)其中，钻井液循环出口温度取钻井液循环12 周时的出口温度。或者T循=井底静止温度地区经验系数其中，地区经验系数的取值范围一般为0.750.90。地温梯度法：井底静止温度(T静)计算方法如下：T静=地表平均温度()+地温梯度(/m)垂直井深(m)其中，地表平均温度为地表以下100m处恒温层的温度。数值模拟法：采用专用设计软件中的温度模拟器计算井下循环温度。 （3）管柱和工具、附件1）套管柱强度设计应采用等安全系数法并进行双轴应力校核，高压油气井、深井超深井、特殊工艺井还应进行三轴应力校核。2）高压油气井和深井超深井的管柱强度设计应考虑螺纹密封因素。热采井的管柱强度设计应考虑高温注蒸汽过程中的热应力影响。定向井、大位移井和水平井的管柱强度设计应考虑弯曲应力。3）对管柱载荷安全系数的一般要求为：抗外挤安全系数不小于1.125，抗内压安全系数不小于1.10，管体抗拉伸安全系数不小于1.25。对于公称直径244.5mm(含244.5mm)以上的套管，螺纹抗拉伸安全系数不小于1.6，对于公称直径244.5mm以下的套管，螺纹抗拉伸安全系数不小于1.8。4）在正常情况下按已知产层孔隙压力、钻井液液柱压力或预测地层孔隙压力计算套管柱抗挤载荷。遇到膏盐层等特殊地层时，该井段套管抗挤载荷应取上覆地层压力值，且该段高强度套管柱长度在膏盐层段上下至少附加100m。5）对于含有硫化氢、二氧化碳等酸性气体井的套管柱强度设计在材质选择上应明确提出抗酸性气体腐蚀的要求。6）压裂酸化、注水、开采方面对套管柱的技术要求应由采油和地质部门在区块开发方案中提出，作为设计依据。7）分级箍、悬挂器等工具和浮箍、浮鞋等套管附件的强度应不低于同井段使用的套管强度，其螺纹类型与所联接套管一致或者经转换短节可以与套管相联接，材质选择应按要求执行。转换短节不应降低套管螺纹的密封级别。8）应根据井径、井斜和方位测井数据进行套管扶正器设计并结合具体井下情况优化套管扶正器数量和位置。其中，套管扶正器安放至少应做到套管鞋及以上3050m每根套管安放一只、含油气层井段每根套管安放一只、分级箍等工具上下3050m每根套管安放一只。9）刮泥器、旋流发生器等附件根据具体情况以保障安全和质量为原则选用。（4）前置液和水泥浆1）前置液设计使用量：在不造成油气侵及垮塌的原则下，一般占环空高度300500m或接触时间710min。性能要求：隔离液能有效冲洗、稀释、隔离和缓冲钻井液并与钻井液和水泥浆具有良好的相容性。能够控制滤失量，不腐蚀套管，不影响水泥环的胶结强度。2）水泥浆试验按GB19139执行，试验内容主要包括密度、稠化时间、滤失量、抗压强度、流变性能、游离液和水泥浆沉降稳定性等。特殊情况下应进行水泥石的渗透率试验。3）固井水泥浆密度一般应比同井使用的钻井液密度高0.24g/cm3以上。漏失井和异常高压井应根据地层破裂压力和平衡压力原则设计水泥浆密度。4）固井水泥浆的稠化时间一般应为施工总时间附加12h。尾管固井的水泥浆稠化时间至少应为配浆开始至提出（或倒开）中心管并将多余水泥浆冲洗至地面的总时间附加12h；分级固井的一级水泥浆稠化时间至少应为从配浆开始至打开循环孔并将多余水泥浆冲洗至地面的总时间附加12h。5）应控制水泥浆的滤失量。一般井固井时水泥浆滤失量应小于150ml（6.9MPa，30min），气井、定向井、大位移井和水平井以及尾管固井时应控制水泥浆滤失量小于50ml。根据地层条件，充填水泥浆滤失量一般不大于250ml。6）生产套管固井时，封固段顶部水泥石2448h抗压强度应不小于7MPa，产层段水泥石2448h抗压强度应不小于14MPa，其养护压力和温度依据井深条件而定。8）水泥浆流变性能应满足固井施工需要。9）气井、大斜度井、大位移井和水平井固井时水泥浆应控制游离液接近于零。10）凡有较厚盐岩层、钾盐层、复合盐岩层或石膏层固井应使用抗盐水泥浆体系。11）井底静止温度超过110时应在水泥中加入30%40%的硅粉。12）漏失井固井时应根据需要在水泥浆中加入防漏材料或采用其它防漏措施。 （5）下套管和注水泥1）表层套管和技术套管的套管鞋位置应根据继续钻进需要并结合管柱自由伸长量和井底沉砂情况确定，一般情况下应尽量接近井底。2）应按照维护为主、调整为辅的原则合理调整钻井液性能使其满足下套管和注水泥作业要求。3）应使用专用软件对管柱在井眼中的通过性作出预测，根据环空返速、地层承压能力等计算管柱允许下放速度和下放阻力，制定相应的下套管措施。4）对于表层套管和技术套管，套管鞋至浮箍以上23根套管的螺纹应采用螺纹粘接剂粘接，必要时可以同时采用铆钉冷铆。5）应使用专用设计软件对固井施工过程进行模拟，根据井下具体情况对施工参数进行优化，根据不同地区的特点及具体井况确定适宜的环空流体流态。6）依据测井井径计算注水泥量，附加系数根据地区经验而定。实际水泥准备量应考虑罐余及运输和输送过程中的损失。对于测量整个裸眼井段的井，计算注水泥量时应采用上层套管内径校核井径数据的准确程度。7）施工压力控制固井设计中应坚持“三压稳”的原则，即固井前压稳、固井过程中压稳和候凝过程中压稳。环空静液柱压力与环空流动阻力之和应小于地层破裂压力，环空静液柱压力应大于地层孔隙压力。施工设备应满足最高施工压力要求。碰压前应降低替浆排量，避免大排量碰压。8）一般应采取管内敞压方式候凝。有条件时应在环空憋入一定压力候凝。（6）应急预案和施工组织1、固井设计阶段应根据现场具体情况进行风险识别，采取相应技术措施消除或回避风险。同时，应针对无法消除或回避的风险制定应急技术预案和HSE预案。2、应根据作业要求确定施工组织机构，将岗位和职责落实到人。（四）完井设计完井要求应按SY/T5678-93钻井完井交井验收规则行业标准和Q/SY83-2003完井工程质量技术监督及验收规范企业标准提出具体要求。设计中必须根据地质设计和环保要求提出弃井的具体方案。（五）HSE和投资预算设计健康、安全与环境管理要求按SY/T6283-1997石油天然气钻井健康、安全与环保管理体系指南行业标准执行，设计部门应针对本井的具体情况提出具体要求，对本井的安全、环保进行风险分析，由油田公司质量安全环保部门进行审核。施工单位根据设计要求制定HSE例卷和应急预案，应急预案应报油田公司相关部门审核、审批。按股份公司制订的定额标准进行测算，并按井钻井工程投资预算书格式详细列出。（六）设计格式 设计格式和内容必须按钻井工程设计及钻井工程投资预算书三个附件执行。在实际使用过程中各油气田公司可以根据具体情况在保留设计内容和格式完整的基础上增加设计内容。 设计审核、批准人若发现设计中有问题或错误，应明确提出修改意见，并返回设计单位修改。审核、批准人只需签字认可。为强化钻井设计中HSE要求，设计审核中要求各油田安全环保部门对HSE部分进行审核。设计的幅面和字体1、纸张大小:A4纸2、版面设计页边距：上32mm、下32mm、左23mm、右23mm；页眉：15mm；页脚：20mm。3、封面左上角为股份公司标志。4、字体：中文为宋体，英文和数字为Arial。5、字号大小封面：“构造”和“井别”等：三号，加黑；“设计”：小初号，加黑；“中国石油天然气股份有限公司油气田分（子）公司”：三号，加黑。封1和目录页：封1内容和“目录”两字：三号；一级标题字号：四号；二级标题字号：小四号。正文部分：一级标题：小三号；二级标题：四号；表格内文字：五号；其余文字：小四号。页眉：“中国石油”：小三号，加黑；“设计”等：小四号，加黑；“第页 共页”：五号。页脚：“油气田分(子)公司”：五号，加黑；“年月日”：五号。第三章 钻井井场规范及要求第十二条 井场布置原则和要求1. 地面服从地下，根据自然环境、钻机类型及钻井工艺要求确定钻井设备安放位置。2. 充分利用地形，节约用地，方便施工。做到少占用土地，靠近水源，少修公路，方便施工。3. 确保安全生产，达到防喷、防火、防毒、防冻防环境污染等要求。4. 选定井场、道路必须避开滑坡、沟、潭等不良地质地段。5. 一般油气井井口距高压输电线、地下电缆及其它永久性设施不得少于50米。距民宅不小于100米。在特殊的环境时，应有切实的防范措施。6. 高压油气井井口距高压输电线、地下电缆及其它永久性设施不得少于100米。距民宅不小于150米。7. 含硫油气井，应以使周围居民其不受硫化氢扩散影响为准则。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。8.当井口位置的地理条件难以满足施工要求时，移动井口位置要呈报项目建设单位同意后方可施工。98.井场、道路修建前，施工单位必须向勘探开发建设项目经理部项目建设单位提交井场道路修建施工方案，批准后方可进行施工。第十三条 钻前道路要求1.钻前道路路基宽度5.5米（包括边界沟埂）。2.有弯道的路段，弯道半径达到18米，路面宽度达到7米。3.爬坡道路坡度小于15度(坡降小于1)，能保证各工序施工车辆通行。4.井场道路应尽量远离永久性建筑物，途经沟、溪要压简易涵管。 5.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；特殊情况，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）2000米自带井架钻机井场4.5亩（60m50m）。 （2）3000米钻机井场7.0亩（85m55m）。 （3）4000米钻机8.1亩（90m60m）。（4）5000米钻机（包括ZJ45）10.5亩（100m70m）（5）7000米钻机12.1亩（115 m70m）（6）丛式井则每增加一口井,长度增加56米，宽度不变。（7）特殊井或特型钻机需增加用地须报项目建设单位批准。4. 井场平面挖方(实基)不小于3030米，井口处于挖方处。井架大门前场地为40（60）米，后井场为40（30）米。5. 2、钻前工程严格按照SY/T5958-1994井场布置原则与技术要求、SY/T6241-1996丛式井井场布置原则与技术要求等标准。井场严格按踏勘位置施工。6. 3、井场内四周必须开挖排水沟，并铺设好防渗布，施工作业区的排水沟，必须流向污水池；井场必须平整垫高，高差不超过0.2m下雨天必须铺垫防雨布保护好井场。7. 钻井液储备池、废液处理池、堆砂坑容积可参照井深确定。丛式井、多底井、特殊工艺井应增加容积，井架左后侧挖沉砂池。沉砂池距井口距离：油井大于12m，气井大于15米。8. 沙漠内井场（气井），按标准大小面积进行施工，铺垫面积长宽可各少10米（各边均匀内缩5米）。井架大门前场地为60米，后井场为40米。井架地基沿井架底座下挖4米（宽）12米（长），深度24米（以挖到实基为准），然后回填三合土夯实至井场平面。98. 当井场地形不能满足井控要求时，必须制定出相应的防范措施，并报项目建设单位审核备案并落实执行。10. 沙漠内井场、道路铺垫施工时，红沙柳树枝铺设要求均匀、密实，上铺红土。四、设备基础摆放要求1. 钻井主要设备摆放在实基上，井口处在3030的实基上，其余设备按现场要求摆放。2. 在沙漠、沼泽地段必须对摆放井架、设备基础处进行“三合土”压实处理或打混凝土地基，以达到施工要求。五、井场电路1.井场照明电路应采用防爆电路，井场照明线路应分路架设在专用电杆上，架设杆距应小于20m，距地面高度不低于3m，跨路高度应不小于5m，机泵房、净化系统的照明线路在跨越设备时应高于设备2.5m，井控电路专线供电。对生产、生活设施要安装接地线。2.井场所有照明应采用防爆灯具和防爆开关。六、井场环保1. 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。2. 井口周围，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。3. 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。4. 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，四周有排水沟槽，并挂牌。压井材料要堆放在距配浆罐较近的地方，便于快速加重。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1. 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牢固，丛式井各井口平齐，高低一致。2. 井场恢复平整，井场坑、池不垮塌，铺设完好，钻井液不外流、外渗。3. 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型钻机为例）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型钻机为例）第四章钻井液质量管理规范第十条 钻井液质量管理基本原则和要求1、钻井液质量管理包括：钻井液设计、现场质量管理、保护油气层、固相控制及测试仪器、人员配备及培训、原材料和处理剂的质量管理等方面。2、钻井液质量的基本要求：钻井液必须有利于实现安全、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；有利于发现和保护油气层，减少对油气层的损害。 第八条 钻井液设计依据地质设计提供的地层压力、地质分层、岩层特性、油气层特性等数据及工程设计提供的井身结构、井眼轨迹进行设计。设计时，应收集以下资料：复杂井段资料；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、钻井工程设计中必须包含钻井液设计，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，应根据所掌握的地层孔隙压力、坍塌压力、破裂压力、邻井或邻区块钻井时所用密度值、井眼状况、注水等因素进行综合考虑，并按规定要求选取附加值（油井0.05-0.10，气井0.10-0.15），以求达到既有利于保护油气层，又有利于钻井井控安全的需要，减少井下事故和复杂情况的发生。 3、施工中因井下情况需要调整密度时，施工作业单位应提出书面报告交项目建设单位审批，并勘探开发批准，同意后才能按变更的密度施工，并将批复报告复印件交现场地质、钻井监督各一份存档。 4、遇紧急情况（发现油气水侵、溢流、井涌或井喷征兆）时，施工作业单位有权按合同规定及时加重处理，收集好各项资料，并立即向公司有关单位报告，待井下情况正常后应立即补办审批手续。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、防油气层污染等能力。6、钻井液设计应根据地层岩性、井底温度和压力，分段设计钻井液体系及性能，同时根据设计井具体情况，明确提出维护处理要求。复杂区块应实取岩心、岩屑进行分析并优化钻井液配方。7、钻井液处理剂必须设计使用质检合格的产品，为有利于发现油气层，使用的添加剂荧光系列对比小于5级，特殊情况需使用荧光超标的钻井液添加剂，必须报请项目建设单位和勘探开发部批准，同意后方可实施。第十条 现场质量管理要求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、处理剂库房和爬犁、钻井液测试仪器和试剂等按有关规定进行检查验收，不符合要求者不得开钻；对违章开钻的，按合同有关条款给予处罚。第十四条 乙方必须严格按钻井液设计进行施工，及时配制、处理和维护钻井液，确保性能达到设计要求，性能稳定。各区块钻井液性能基本要求如表1一、管镇油田钻井液性能基本要求1、东台组、盐城组地层以粘土为主，底部为中细砂层、砂砾层，易漏和坍塌，易发生流沙侵，钻井液应具备防塌、随钻防漏堵漏能力，防止流沙堵水眼及井底沉沙。2、三垛组、戴南组及阜宁组地层粘土层发育，造浆严重、易发生粘土层水化膨胀、缩径，易发生起下钻遇阻或粘卡。3、上部地层采用聚合物钻井液，有利于优快钻进，控制地层造浆。下部底层选用两性离子聚合物防塌钻井液，控制低固相，稳定井壁。钻井液性能见表1表1 分段钻井液类型及性能设计表 井 段m性 能一开（311.15mm）二开(215.9 mm)036650366350100010002306井底钻井液体系预水化膨润土钻井液聚合物钻井液两性离子聚合物防塌钻井液(g/cm3)1.061.121.08-1.121.12-1.154FV(s)304040-5050-60API滤失量(ml)1055API K(mm)0.50.51/2(Pa)0-1/1-30.5-3/1.5-31-4/2-7PH7-98-10含砂量%0.60.30.3Kf0.080.08HTHP滤失量(ml)15YP(Pa)37512PV(mPa.s)6151020MBT(g/l)40-5040-50固含% 8 8。2）分段钻井液配方及维护处理措施（1）一开311.15mm井眼（0366m）A、钻井液配方：钻井液配方：清水+46%膨润土+0.20.3Na2CO3 +0.10.3%LV-CMC+2%单向封闭剂KD-23。B、维护处理措施a开钻前配制80-100m3膨润土浆。从混合漏斗按配方加入处理剂。预水化24h后，方可一开钻进。b一开采用311.15mm钻头钻进、井眼较大，钻遇岩层主要粘土为主，底部为中细砂层、砂砾层易漏和坍塌，易发生流沙侵；钻井液要有一定粘度和切力，防止流沙堵水眼及井底沉沙。c. 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,保证表层套管顺利下到位。d固井前充分循环洗井，保持井眼畅通，确保固井质量。（2）二开215.9 mm井眼（366-2306m）A、钻井液配方：清水+4-6%膨润土+0.2%纯碱+0.5-1% 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，并用固控设备清除一开浆的固相。b用一开钻井液钻水泥塞，加入纯碱溶液处理水泥污染，污染严重的钻井液必须放掉。c钻完水泥塞后，按配方加入处理剂调整钻井液性能。钻井过程中用复合胶液进行维护，严禁单独加水，保证处理剂的含量和大小分子聚合物的配比。d现场根据钻井液性能和井下情况，随时调整处理剂的用量。e若钻井液的密度、粘度和切力有上升的趋势，应加大复合胶液的补充量，同时增加K-PAM的用量。f若钻井液的滤失量大，应加大NH4-HPAN和PAC-141的用量。g正常维护处理钻井液时，处理剂尽可能配成胶液加入，切勿将处理剂干粉直接加入循环的钻井液中，以防在处理剂完全生效以前就被固控设备除去。h钻至1000m前，调整钻井液性能，加入复合金属两性离子聚合物PMHA 2%、PAC-141 0.3-0.5%、NH4HPAN 0.3-0.5%、OSAMK 0.5-1%转化成两性离子聚合物防塌钻井液。i钻井过程中用复合金属两性离子聚合物PMHA、PAC-141、NH4HPAN 、OSAMK 配混合胶液维护，保证其有效含量。j良好的固控设备和较高的运转率是保证钻井液质量的前提。因此上，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劣质固相含量和低密度固相。根据需要，间断使用离心机。在井下正常情况下，钻井液密度走设计下线。k取芯井段要调整好钻井液性能并混入润滑剂控制摩阻小于0.08以下。若活动钻具拉力异常时，及时增加润滑剂用量，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，用润滑剂打封闭,其它项目测井和下套管用同样方法打封闭，做到计量准确，封闭到位。固井前在4#罐内配制抗温性好、粘切低的顶替液。2钻井液施工重点提示（1）一开东台组地层以粘土为主，底部为中细砂层、砂砾层，易坍塌，易发生流沙侵，钻井液应具备防塌能力，防止流沙堵水眼及井底沉沙。（2）二开井段，盐城组地层易漏，钻井液应具备随钻防漏堵漏能力；戴南组地层粘土层发育，造浆严重、易发生粘土层水化膨胀、缩径，易发生起下钻遇阻或粘卡。（3）进入目的层，做好防油气污染及井控工作。（4）保护油气层的措施及要求：要尽量采用近平衡压力钻井技术，实施屏蔽暂堵技术，保护储层。3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。上部地层采用金属两性离子聚合物不分散钻井液，有利于优快钻进，控制地层造浆；下部底层选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点，同时能有效地抑制钻屑分散、软泥岩地层的粘土造浆，实现低固相钻井，稳定地层。现场应用方便，无污染，不影响钻井液的密度。4分段钻井液类型、性能、配方及维护处理措施1）分段钻井液类型及性能（见表13）表13 分段钻井液类型及性能设计表 井 段m性 能一开（311.15mm）二开（215.9mm）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不分散钻井液金属两性离子聚合物防塌钻井液(g/cm3)1.06-1.101.08-1.101.10-1.12FV(s)35-4535-4540-50API滤失量(ml)1055API K(mm)0.50.51/2(Pa)0-1/1-32-4/3-62-5/4-10PH7.5-97.5-9含砂量%0.60.30.3Kf0.080.08HTHP滤失量(ml)15YP(Pa)6-107-15PV(mPa.s)10-161626MBT(g/l)40-5040-50固含%88注：该井钻井液密度按原始压力系数设计，在钻井过程中要加强井下情况观察，根据实际情况合理调整钻井液密度，以保证安全钻进和保护油气层。2）分段钻井液配方及维护处理措施（1）一开311.15mm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%Na2CO3 +0.1-0.3%LV-CMC。B、维护处理措施a开钻前配制80-100m3膨润土浆。从混合漏斗按配方加入处理剂。预水化24h后，方可一开钻进。b一开采用311.15mm钻头钻进、井眼较大，钻遇岩层主要粘土为主，底部为中细砂层、砂砾层易坍塌，易发生流沙侵；钻井液要有一定粘度和切力，防止流沙堵水眼及井底沉沙。c钻完一开进尺，起下钻拉井壁，用高粘度钻井液大排量洗井，并用5060s粘度钻井液打封闭,保证表层套管顺利下到位。d固井前充分循环洗井，保持井眼畅通，确保固井质量。（2）二开215.9 mm井眼（100.30-2328.74m）A、钻井液配方：清水+4-6%膨润土+0.2%Na2CO3+0.5-1%NH4HPAN+0.5-1%PAC-141+0.5-1%K-PAM+0.1%NaOH+0.5%PMHA+一开老浆。B、维护处理措施a一开固井后要清泥浆罐，并用固控设备清除一开浆的固相。b用一开钻井液钻水泥塞，加入Na2CO3溶液处理水泥污染，污染严重的钻井液必须放掉。c钻完水泥塞后，按配方加入处理剂调整钻井液性能。钻井过程中用复合胶液进行维护，严禁单独加水，保证处理剂的含量和大小分子聚合物的配比。d现场根据钻井液性能和井下情况，随时调整处理剂的用量。e若钻井液的密度、粘度和切力有上升的趋势，应加大复合胶液的补充量，同时增加K-PAM的用量。f若钻井液的滤失量大，应加大NH4HPAN和PAC-141的用量。g正常维护处理钻井液时，处理剂尽可能配成胶液加入，切勿将处理剂干粉直接加入循环的钻井液中，以防在处理剂完全生效以前就被固控设备除去。h钻至1398.82m前，调整钻井液性能，加入复合金属两性离子聚合物PMHA 1.5-2%、PAC-141 0.3-0.5%、NH4HPAN 0.3-0.5%、OSAMK 0.5-1%转化成金属两性离子聚合物防塌钻井液。i钻井过程中用复合金属两性离子聚合物PMHA、PAC-141、NH4HPAN 、OSAMK 配混合胶液维护，保证其有效含量。j良好的固控设备和较高的运转率是保证钻井液质量的前提。因此上，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劣质固相含量和低密度固相。根据需要，间断使用离心机。在井下正常情况下，钻井液密度走设计下线。k二开井段要调整好钻井液性能，并混入润滑剂控制摩阻小于0.08以下。若活动钻具拉力异常时，及时增加润滑剂用量，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，用润滑剂打封闭,其它项目测井和下套管用同样方法打封闭，做到计量准确，封闭到位。固井前在4#罐内配制抗温性好、粘切低的顶替