义292井钻井地质设计书.doc

义292井钻井地质设计书1.地质部分按义292井钻井地质设计书执行2.钻井主要设备钻机型号：ZJ70 表2-1 主要设备表序号名 称规格型号功率或负荷数量备 注1井架JJ450/45-K84500kN12绞车JC-70B1470kW13天车TC450-54500kN14游车YC4504500kN15大钩DG-4504500kN16水龙头SL-450-54500kN17转盘ZP3755850kN18钻井泵F-16001176kW39柴油机组G12V190PZL-31000kW310节能发电机TAD3412520kW311单闸板防喷器二、三开FZ35-7070MPa112双闸板防喷器二、三开2FZ35-7070MPa113环形防喷器二、三开FH35-3535MPa114压井管汇二、三开YG-7070MPa115节流管汇二、三开YJG-7070MPa116振动筛ZHZS1180700 ZX-55 L/s 317除砂器ZQJ3002300 m3/h118除泥器ZQJ10010240 m3/h119离心机GLW355-1250 NB50 m3/h23.井身结构设计3.1井身结构设计示意图3.2井身结构设计表开钻顺序钻头尺寸（mm）井深（m）套管外径（mm）套管下深(m)水泥封固段(m)一开444.5321339.73200321二开311.23202244.5320021003202三开215.94800139.7尾管30504797305048003.3井身结构设计说明：3.3.1一开：444.5mm钻头钻至井深321m，339.7mm表层套管下至井深320m，水泥返至地面。3.3.2二开：311.2mm钻头钻至井深3202m，244.5mm技术套管下至井深3200m，封沙二段地层，水泥返至2100m。3.3.3三开：215.9mm钻头钻至井深4800m，139.7mm油层尾管下至井深4797m，悬挂器位置：3050m，水泥返至井深3050m。4.井身质量要求4.1全井各井段全角变化率要求 井 段(m)全角变化率(/25m )水平位移(m)10001.253020001.505030001.758035002.2510040002.2512045002.5014048002.501654.2其他要求按胜利石油管理局Q/SHSLJ0005.1-2002标准执行。4.3定点测斜要求序号层位井深(m)备注1馆陶组1600、19002东营组2200、2500、28003沙二段31004沙三中34005沙三下3700、40006沙四上43007沙四下46005.钻具组合5.1各次开钻的钻具组合推荐如下表：序号井段(m)钻 具 组 合应用钻压(kN)一开0321444.5mm钻头 +177.8mm钻铤4柱+127mm钻杆5070二开3213202常规钻具：311.2mm钻头+203.2mm钻铤2柱+177.8mm钻铤3柱+127mm加重钻杆5柱+127mm钻杆钟摆钻具：311.2mm钻头+203.2mm钻铤2根+310mm螺扶+203.2mm钻铤4根+177.8mm钻铤3柱+127mm加重钻杆5柱+127mm钻杆牙轮：160220PDC：60100三开32024800常规钻具：215.9mm钻头+158.8mm钻铤4柱+127mm加重钻杆5柱+127mm钻杆钟摆钻具：215.9mm钻头+158.8mm偏心双母+158.8mm钻铤2根+215mm螺扶+158.8mm钻铤10根+127mm加重钻杆5柱+197mm防磨接头+127mm钻杆牙轮：120160PDC：4060取心40904800215.9mm取心钻头+Y-8100取心工具 +158.8mm钻铤3柱+127mm加重钻杆5柱+127mm钻杆5080注：1.施工单位在实钻中可根据实际情况依据保证井身质量，提高钻井速度的原则选用或自行确定钻具组合。2.为防止套管磨损，可在方钻杆下及技术套管内钻具上每隔300m加装一个防磨接头。5.2钻柱强度校核数据表中和点深度(m): 4643.58中和点位置:外径158.8mm内径71.4mm钻铤钻 具 明 细序号钻柱名称外径(mm)内径(mm)钢级重量(kg/m)长度(m)屈服强度 (MPa)抗拉系数抗扭系数MISES系数1钻铤158.871.4123.7108.0100.0100.010.672加重钻杆127.076.272.37135.0100.0100.010.943钻杆127.0108.629.14557.0724.02.2657.532.326.钻头水力参数设计6.1钻头设计表序号地层钻头尺寸(mm)钻头型号数量(只)井段(m)进尺(m)1明化镇组444.5P2103213212沙三段311.2HAT127/PDC1/1321320228813沙四段215.9PDC/HJT537GK1/4320248001598注：可根据地层实际钻遇情况选择适宜的PDC或牙轮钻头。6.2钻头及水力参数设计钻头序号层位井段(m)喷嘴组合(mm)钻 进 参 数水 力 参 数钻压(kN)转速(r/min)排量(L/s)立管压力(MPa)钻头压降(MPa)循环压耗(MPa)冲击力(kN)喷射速度(m/s)钻头水功率(kW)比水功率(W/mm2)上返速度(m/s)功率利用率()1明化镇组032118*35070801202沙三段321320216*550100801205017.891.1416.752.4941.4557.060.750.796.383沙四段3202480012*3120160701002819.436.0313.43.782.52168.914.611.1731.05注：表中数据为理论计算值，施工中可根据现场实际情况适当调配表中参数。7.钻井液设计7.1 钻井液设计依据7.1.5义292专家评审设计相关意见及要求。7.2 钻井液设计重点提示7.2.1 钻井液类型:采用聚磺钻井液。7.2.2 钻井液性能：依据地层孔隙压力及坍塌压力，结合实钻情况适当调整钻井液性能，实行近平衡钻进。7.2.3馆陶及以上地层成岩性差，易造浆；沙三中以下地层油气显示活跃，注意防喷、防漏；沙四上含膏地层防扩径、防盐膏侵，钻井液应具备抗盐抗钙抑制能力；地质预测本井沙四段含H2S，注意防硫化氢。7.2.4钻入油气层段，加强观察钻井液性能变化，根据实际情况适时调整性能，保证安全钻进。注意不要盲目加重，防止压漏地层和污染油气层。7.3钻井液体系选择钻井液的使用应有利于环境保护；有利于发现和保护油气层；有利于地质资料录取；有利于快速钻进和安全钻井；有利于除油排气；有利于复杂情况的预防和处理。本井预计钻遇易塌、易喷、易漏地层。因此，钻井液要具备防塌、防漏、保护油气层等能力。钻井液体系选择见下表: 开钻序号井眼尺寸（mm ）井段（m）钻井液体系一开444.50321膨润土浆二开311.23213202聚合物防塌钻井液三开215.932024800聚磺钻井液7.4 钻井液主要配方 7.4.1一开井段 (56)%钻井液用膨润土+(0.20.3)%碳酸钠+(0.050.1)% 钻井液用羧甲基纤维素HV-CMC 7.4.2 二开井段 (46)%钻井液用膨润土+(0.30.5)% 聚丙烯酰胺干粉(11.5)%钻井液用聚合物降滤失剂+(23)%钻井液用抗高温抗盐防塌降失水剂+(23)%钻井液用低荧光磺化沥青+(23)%钻井液用磺甲基酚醛树脂-2+0.5%钻井液用胺基聚醇处理添加剂：工业用氢氧化钠、钻井液用改性铵盐、加重剂、钻井液用有机硅氟稳定剂等7.4.3三开井段 (45)%钻井液用膨润土+(0.30.5)% 聚丙烯酰胺干粉+(23)%钻井液用磺甲基酚醛树脂-2+(23)%钻井液用抗高温抗盐防塌降失水剂+(23)%钻井液用低荧光磺化沥青+0.5%钻井液用胺基聚醇+0.5%钻井液用有机硅氟稳定剂其它处理剂：工业用氢氧化钠、钻井液用硅氟抗高温降粘剂、加重剂、堵漏剂、除硫剂等54义292井钻井设计 第7页7.5 钻井液性能地 层 分 层（g/cm3）FV（s）APIFL（ml）K（mm）G10s/10min（Pa/Pa）pHCs（%）固相含量（%）KfHTHPYP（Pa）PV（mPa.s）分 层深度（m）FL（ml）K（mm）平原组明化镇3103211.051.106080明化镇11701.051.103040馆陶组19401.051.153040151.0东营组29001.101.15405081.013/28890.512461020沙一段30101.151.20456050.525/410890.512202581220沙二段31401.151.25456040.525/410890.516151.5581220沙三上32021.201.30456040.535/510890.3160.2151.55122030沙三上33001.201.30456040.535/510890.3160.2151.55122030沙三中34501.201.30456040.535/510890.3160.2151.55122030沙三下40901.301.60456040.535/5109100.3280.2151.55122040沙四上44801.601.80508030.548/8159.5100.5360.2121.58152560沙四下48001.601.80508030.548/8159.5100.5360.2121.58152560 注：钻井液密度应根据实际情况及时调整，沙三中以下地层注意防喷、防漏。义292井钻井设计 第54页7.6 防止油气层损害要求7.6.1选择与储层相配伍的钻井液体系，不仅与储层岩石相配伍，而且与储层流体相配伍。7.6.2使用封堵类防塌剂保护油气层。7.6.3 开展近平衡压力钻井，尽量减少压差对油气层的损害。在考虑井壁稳定、井漏、井喷等地层因素的前提下，根据地层的预测压力系数和邻井的实钻情况确定合理的密度范围，密度附加值：油层（0.050.10）g/cm3，正常钻进时取下限。7.6.4 油层段钻井中严格控制钻井完井液的滤失量，防止其堵塞油气层的孔隙孔道，尽量减少压差对油气层的损害。进入储层API滤失量不超过3ml，HTHP滤失量不超过12ml。7.6.5 加强固控设备的使用和维护，控制无用固相含量和含砂量，目的层钻进低固相含量不超过10%，含砂量不超过0.5%。7.6.6储集层使用可酸化解堵的防漏、堵漏剂，禁止使用永固性防漏、堵漏剂。7.6.7钻开目的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的发生。7.6.8提高目的层的钻井速度和裸眼井段的电测一次成功率，缩短钻井完井液对油气层的浸泡时间，减少钻井完井液对目的层的污染。7.6.9其它方面执行勘探项目部对油层保护施工内容、中石油制定的科学打探井技术规定和钻井泥浆技术管理规定有关内容。7.7 分段钻井液维护处理措施7.7.1 一开井段 （0321）m7.7.1.1钻井液体系说明：本段地层胶接疏松，井径大，钻屑携带困难，钻井液体系为高粘度膨润土浆。7.7.1.2 配制程序：（1）根据配制量，在配制罐中放满定量的钻井水。 （2）检测钻井水中的总硬度，如果总硬度超过120mg/L，加定量的纯碱和烧碱进行处理，使总硬度低于120mg/L。 （3）按（5060）kg/m3 的加量加入膨润土粉，并连续搅拌水化8h。 （4）以（12）kg/m3 的加量加入烧碱水，把pH值调整至（89）。（5）根据需要，按（12）kg/m3的加量加入增粘剂，把粘度调整至60s以上后待用。7.7.1.3维护处理措施：（1）本段钻井施工具有井径大、地层松软等特点，易发生井壁坍塌、钻屑携带困难等复杂情况，因此在钻井施工中，要求具有足够的排量和钻井液要有良好的携带性能，其漏斗粘度不能低于60s。（2）当钻至设计井深后，要进行充分的循环和通井，在确认井眼干净、无沉砂和无井壁坍塌后方能起钻，以确保下套管和固井的顺利施工（下同）。7.7.2 二开井段(3213202) m7.7.2.1该井段井眼较大，钻遇地层主要为为明化镇组、馆陶组、东营组、沙一段。地层成岩性差，泥岩性较软且砂层发育，防坍塌卡钻。钻井液主要以抑制地层造浆、携带岩屑，防止泥岩缩径为目标，下部主要以防塌，确保安全钻进。7.7.2.2 将一开钻井液用清水和胶液冲稀至膨润土含量40g/L左右。开钻将钻水泥塞污染的钻井液放掉或加入纯碱清除钙离子，其余钻井液地面净化处理后，作正常钻进使用。7.7.2.3井深1300m左右改小循环，调整钻井液性能达到设计要求。正常维护及处理钻井液的处理剂尽可能按比例配成胶液加入，切勿将处理剂干粉直接加入循环钻井液中，以防在处理剂完全生效前就被固控设备除去。钻进中及时补充浓度为（11.5）%聚合物胶液，细水长流维护钻井液，尽量不单独加清水。7.7.2.4利用PAM调节流变性，抑制页岩、岩屑分散，确保井眼稳定。7.7.2.5使用好固控设备，严格控制钻井液中的劣质固相含量和低密度固相。7.7.3 三开井段(32024800) m7.7.3.1建议开钻前将钻井液转化聚磺钻井液，提高钻井液的抗温防塌能力。7.7.3.2三开井段主要任务为防塌，在二开配方的基础上，强化防塌措施。一是使用钻井液用胺基聚醇提高钻井液滤液的抑制性，防止泥页岩吸水膨胀；二是使用钻井液用低荧光磺化沥青，提高地层的防塌能力；三是根据实际情况，选择适当的钻井液密度，以提供正压差，防止井壁的物理坍塌；四是尽可能减少起下钻及开泵压力激动，减小对井壁的伤害。7.7.3.3提高钻井液的高温稳定性能力，控制高温高压失水在12ml以内。起钻不能拔活塞，以免抽喷；制定好各项措施，防喷。7.7.3.4 沙四段含膏泥岩，注意加强钻井液滤液检测，防盐膏污染。沙四段含H2S，注意防硫化氢。7.7.3.5在开泵和起下钻中，要平稳操作。起钻灌好钻井液,防止井喷或井下其它复杂情况发生。7.7.3.6良好的固控设备和高的运转率是保证钻井液质量的前提，因此，必须使振动筛、除砂器、除泥器、离心机等与钻井泵同步运转，严格控制钻井液中的劣质固相含量。7.7.3.7现场注意油气显示情况和压力监测情况，及时调整钻井液密度，防止井喷事故的发生。加重要均匀，每个循环周不能超过0.03 g/cm3，防止压漏地层和压差卡钻事故。7.7.3.8每次性能调整前必须做小型试验。7.7.3.9三开前井场储备足量加重剂。7.8钻井液及材料准备储备浆在钻开最浅油、气、水层前200m按量配制好，沉降稳定性0.03g/cm3。储备的压井液要定期搅拌维护，以维持其良好沉降稳定性。 钻 井 液 的 储 备开钻序号轻钻井液压 井 液(g/cm3)数量(m3)(g/cm3)数量(m3)二开1.50120三开2.002007.8.2材料储备 为满足井控、堵漏的需要，必须在井场按要求储备加重剂、堵漏剂。其中，重晶石密度要求大于4.20g/cm3。材 料 储 备 表种类名称二开（t）三开（t）加重剂重晶石粉80堵漏剂钻井液用随钻堵漏剂5除硫剂碱式碳酸锌2.57.8.3钻井液材料表名 称一开(t)二开(t)三开(t)合计(t) 钻井液用膨润土55 碳酸钠11 钻井液用羧甲基纤维素HV-CMC0.50.5 工业用氢氧化钠336 聚丙烯酰胺干粉235 钻井液用低荧光磺化沥青61622 钻井液用改性铵盐33 钻井液用磺甲基酚醛树脂-241822钻井液用抗高温抗盐防塌降失水剂-261622 钻井液用胺基聚醇246 钻井液用硅氟抗高温降粘剂156钻井液用聚合物降滤失剂1010钻井液用有机硅氟稳定剂156钻井液用随钻堵漏剂55碱式碳酸锌2.52.5 钻井液用重晶石粉9809807.9固控设备及使用要求按要求配备固控设备，实行振动筛、除砂器、除泥器、离心机四级除砂，以使钻井液含砂量、固相含量控制在合理范围内，为快速钻进创造良好条件。固相含量应控制在设计范围内；含砂量小于0.5%。具体要求，振动筛运转率100%，除砂器、除泥清洁器（8060）%，离心机根据需要，离心机处理量要求在60m3/h以上。振动筛的筛布目数要根据地层变化及时进行更换，地层硬度增加，筛布目数应随之增加。除气器视情况使用。具体装备见下表。井段(m)固相指标振动筛除砂器离心机（g/cm3）Cs（%）固含（%）目数运转率（%）处理量（m3/h）运转率（%）处理量（m3/h）运转率（%）03211.051.1032132021.051.300.3516608010020010060根据需要320248001.301.800.3163612010020010060根据需要7.10井队钻井液测试仪器配套要求按科学打探井规定，现场应配备以下表为基础的测试设备，以利于及时检测钻井液性能和现场维护处理试验的开展。测试仪器送井前必须进行标定，所使用仪器要经常校准，以保证所测数据的准确性。 钻井液测试仪器最低配套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定时钟1高温高压失水仪11000ml浆杯10泥饼摩阻仪1滤液分析测试仪1套含砂量测定仪2滚子加热炉17.11 钻井液地面管理要求7.11.1 对轻钻井液储备系统的要求是：容积必须达到规定要求，并具备直接向循环系统放浆的条件。7.11.2 要求配备（35）个40m3储备罐，以储备压井液用。每个储备罐要求安装两个运转正常的长轴搅拌器，储备罐必须与小循环管线相连并能向循环系统直接放浆。7.11.3 要求地面循环系统每个循环罐配备搅拌器两台，钻井液枪能正常使用。7.11.4 要求所有循环系统、储备系统和加重系统必须具备防雨、防水设施。7.11.5 要求配备三个容积各为10m3的药剂配制罐，所带搅拌器必须满足处理剂配制要求。7.11.6 为满足堵漏需要，要求配备容积（1520）m3带2个搅拌器的堵漏罐1个。7.11.7 钻井液材料必须有专门房屋存放，室外存放必须下垫上盖，防雨防潮，以避免浪费。钻井液的处理必须有试验为依据，避免因处理不当带来的井下复杂或事故。7.12钻井液资料录取要求7.12.1 每次开钻前，钻井液性能必须调节到设计要求范围内。7.12.2 自地面至井底，每半小时测一次钻井液的密度、粘度；发现油气水侵时，或在主要目的层井段见快钻时，要连续测量密度、粘度，水侵时加测失水量。钻遇油气水显示，每次下钻循环时（包括下钻中途循环），要求每10min测一次密度、粘度，记录后效反应。7.12.3 正常钻进时每8h测量一次API全套性能（包括Cl-、Ca+、Mg+分析），见油气水显示时，每个循环周测量一次全套性能。钻井液见水侵时加密测量。7.12.4 固相含量、泥饼摩擦系数，每只钻头测量一次。高温高压滤失量从井深2800m开始每只钻头测一次。7.12.5滤液分析满足地质录井要求。7.12.6 所有测试数据要求填入班报表；性能测试应满足地质录井要求。7.12.7 建立下列记录（1）钻井液班报表；（2）钻井液日报表； （3）小型试验记录；（4）药品消耗记录； （5）药品库存记录；（6）固控运行记录； （7）当班钻井作业简要。7.12.8 钻井液处理前必须进行小型试验。7.12.9 所使用的钻井液处理剂送井必须进行质检，质检不合格的产品不准入井。7.12.10每只钻头进行钻井液工作总结。7.12.11完井写出钻井液工作总结。7.12.12其它按有关行业标准执行。8.油气层保护重点措施8.1按石油天然气总公司油层、气层附加值确定钻井液密度，施工中推广使用保护油气层的钻井液体系；8.2保证钻井液药品投入，达到低失水要求，目的层段3ml；8.3搞好净化，控制固相含量；8.4采用近平衡压力钻井，加快钻井速度，减少浸泡时间。8.5下套管时使用弹性限位扶正器，主力油层部位每根套管加1只，其余油层段每两根套管加1只，保证套管居中；8.6使用降失水剂，控制水泥浆失水（气层加防气窜剂），目的层段50ml；8.7施工设备良好、水泥和添加剂混拌均匀、计量仪器准确、施工一次成功，确保固井质量。9.油气井控制按SY/T6426-2005钻井井控技术规程、SY/T5964-2006钻井井控装置组合配套、安装调试与维护、SY/T5087-2005含硫化氢油气井安全钻井推荐作法等有关井控标准及胜利石油管理局 胜利油田分公司钻井（陆上）井控工作细则的要求执行，认真做好井控管理十七项制度，即：井控分级管理制度，井控工作责任制度，井控工作检查制度，井控工作例会制度，井控持证上岗制度，井控设计管理制度，甲方监督管理制度，井控和H2S防护演习制度，井控设备管理制度，专业检验维修机构管理制度，井控装置现场安装、调试与维护制度，开钻（开工）检查验收制度，钻（射）开油气层审批（确认）制度，干部值班带班制度，坐岗观察制度，井喷应急管理制度，井喷事故管理制度。9.1钻井井口装置钻井井口装置组合配套按行业标准执行。压力等级选择，按井口最高压力不小于预计地层压力的原则来选择井口装置。开钻次数名 称型 号试压要求试压介质井口试压(MPa)试压时间(min)允许压降(MPa)二开环形防喷器FH35-35清水14151.0双闸板防喷器2FZ35-70清水14150.7单闸板防喷器FZ35-70清水14150.7三开环形防喷器FH35-35清水24.5151.0双闸板防喷器2FZ35-70清水37.86150.7单闸板防喷器FZ35-70清水37.86150.7备注各开要进行低压试压，试压值（1.42.1）MPa，稳压不小于10min，密封部位不允许有渗漏，压降不大于0.7MPa。放喷管线试压10MPa。9.1.1二开、三开井口装置示意图 半封半封T 13 3/8*9 5/8*5 1/2(预留)-70 9.1.2 节流放喷管汇图70MPa井控管汇9.2井控主要措施9.2.1一级井控措施（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，遇有特殊情况可调整钻井液密度，保证安全施工。（3）在最浅油气水层200m前必须作好以下准备工作： A.按钻井液设计要求储备重钻井液。 B.“钻开油气层”的有关规定 钻井液密度及其它性能参数没有达到设计要求，不能钻开油气层。 钻井液和加重剂未储备或储备不足、加重设备有问题，不准钻开油气层。 井控系统未按标准配套、安装、试压或试压不合格，不准钻开油气层。 防喷措施不落实，不准钻开油气层。 未进行防喷动员和防喷演习，不准钻开油气层。 现场没有值班干部，不准钻开油气层。 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。 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）钻进中应有专人观察记录钻井液出口管，发现钻井液面升高，油气侵严重，钻井液密度降低，黏度升高等情况应停止钻进，及时汇报，采取相应措施。（5）下钻要控制速度，防止压力激动造成井漏。必须分段循环，防止后效诱喷；下钻到底先顶通水眼，形成循环再提高排量，以防憋漏地层中断循环，失去平衡造成井喷。（6）下钻要注意悬重变化和钻井液返出量是否正常，若连续3柱悬重增加不明显和钻井液返出量过大，可能钻头水眼被堵，应停止下钻灌满钻井液，接方钻杆小排量顶通，如开泵不通，必须灌好钻井液，再低速档起出钻具。（7）钻至油气层，按地质要求循环观察，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。起钻要连续灌满钻井液并核对灌入量，发现拔活塞时要立即下入正常井段，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察井口，每测一次灌满一次钻井液。测井过程中发生溢流，应首先考虑切断电缆按空井溢流处理。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要求，钻台与机泵房下面应无积油。（11）闸板防喷器芯子必须与钻杆尺寸相符。（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，防止水泥失重造成井喷。若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。9.2.2二级井控措施（1）防喷器的安装及使用要点 A. 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，检查是否灵活好用。 C. 发生溢流关井时用闸板防喷器的全封闸板封闭空井，用半封闸板封闭与闸板尺寸相同的钻具。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情况，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（0.250.5）圈。全封和剪切闸板防喷器的控制手柄要设有防误操作保护装置。 D. 当井内有钻具时，严禁关闭全封闸板。 E. 进入目的层，每天应开关半封闸板一次，检查开关是否灵活；每次起钻完，还须检查全封闸板开关及手动锁紧装置开关是否灵活。 F. 手动放喷阀、闸板处于浮动状态才能密封，因此，开关到底后必须再回转（0.250.5）圈，严禁开关扳死。 G. 液动放喷阀，只用在井喷开始时作打开放喷，因此在（13）s内即可开关。严禁井内高压关闭的情况下用来泄压和节流，泄压可用针形阀进行。进入目的层，每起下钻一次，应开关活动液动防喷阀（12）次。（2）控制系统的安装及使用要点 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，线路安置在专用电缆盒或高架空中3.5m以上，保持连续供电。 D. 不允许在储能器旁堆放氧气瓶，储能器只允许充氮气。 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）熟练“四七”动作，钻开油气层前进行一次“四七”动作演习。熟练掌握司钻法、工程师法的压井方法。（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。9.3井控要求9.3.1井控设备要求9.3.1.1井控设备配套要求（1）防喷器控制系统控制能力应与防喷器组合相匹配。预探井（下技术套管）、70MPa及以上压力级别的井控装置，还应配备司钻控制台、液动平板阀、节流管汇控制台、液控节流阀、气体分离器、钻井液除气器、专用灌钻井液装置、两个以上的液面报警器。排气管线接出井场之外，并配置点火装置。（3）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的配有快速开关装置的钻具止回阀和旋塞阀，放在钻台上方便取用处，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的配合接头和钻具止回阀。（4）节流、压井管汇所装压力表量程应大于井控装置压力级别，压力表下应有阀门控制。（5）本井预计含硫化氢，井控管汇应采用抗硫的专用管材，不允许焊接。（6）施工的钻井队应按标准配备便携式气体监测仪、正压式空气呼吸器、充气机、报警装置、备用气瓶等，并按标准安装固定式检测报警系统。9.3.1.2井控设备安装要求（1）安装防喷器前要认真检查闸板芯子尺寸是否与使用的钻杆相符，要求液控系统功能齐全，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）不低于所下套管的强度，按标准力矩上紧。各次开钻井口设备要按标准规定安装，要尽可能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、法兰等配件的额定工作压力必须与防喷器的额定工作压力相匹配。内防喷管线用通径不小于78mm的无缝钢管，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，中间不允许有焊缝。（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的设备和障碍物。一般情况下放喷管线平直安装，特殊情况下采用井控专用弯接头。放喷管线选用通径不小于78mm的钻杆或专用放喷管线，每隔10m处、转弯处及放喷口必须用水泥基墩固定牢固。预探井、气井和安装70MPa以上井控装置的井，应两侧安装放喷管线，两条放喷管线出口离井口不小于75m。安装35MPa及以下压力级别井控装置的井，与压井管汇放喷出口相连的铸钢弯管要接好并按要求固定，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）钻井液回收管线流程合理、固定牢固，通径尺寸不小于78mm，管材符合井控要求。（7）压井阀门端应以51mm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，排列整齐并采取保护措施。控制系统压力保持在工作压力范围，自开钻之日起控制台主令开关应始终处于“自动”状态。一般情况下，在确定防喷器已处于全开的位置后，各防喷器的控制手柄置于中间位置。在确认液动放喷阀关闭后，操作手柄置于中间位置。9.3.1.3井控装置试压、检验要求（1）全套井控装置在井控车间用清水进行试压。环形防喷器（封闭钻杆，不封空井）、闸板防喷器、四通、防喷管线、内防喷工具和压井管汇应作（1.42.1）MPa低压试验和额定工作压力试压；节流管汇按各控制元件的额定工作压力分别试压，并作（1.42.1）MPa低压试验。试压合格才能送往井场。（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个压力级别。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，确保灵活好用。（8）冬季施工时，节流、压井管汇、放喷管线必须采取防冻措施，保证管线内畅通。（9）钻井防喷器除日常保养外，应定期进行检查，检查方式和检查部位应执行SY/T6160防喷器的检查和维修。9.3.2井控培训要求人员培训要求按胜油局发2011247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，持证上岗，严禁无证上岗。9.3.3开钻及钻开油气层前的井控要求（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，探井要有“四条曲线”。（3）应根据地质、工程情况制定防硫化氢、防火及防井喷事故的应急预案。（4）钻开油气层前钻井队应做工作：进行地质、工程和应急预案等措施交底，明确职责和分工。钻井液性能符合设计要求，并按设计要求备足重钻井液、加重材料和处理剂。对于距离远、交通条件差和地面环境复杂的井，应适当提高应急物资储备标准。在已开发区块钻井，按胜利石油管理局关于已开发油田钻调整井过程中停注水井和采油井的规定及时关停邻近的注水（气）井和采油井，并采取泄压措施，不停注不准钻开相应层位。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。本井预计含硫化氢，闸板防喷器在含硫油气井连续使用超过3个月应更换闸板胶芯。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，达到规定的关井要求。进出井场的道路要保持畅通。（5）落实井控演习制度。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，本井预计含硫化氢，应适当增加演习频次。演习情况要按规定做好记录。现场服务的其他专业人员同时参加演习。（6）实行24h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措施。（7）严格执行钻开油气层前申报验收制度。钻开油气层前200m，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）从安装防喷器到完井，安排专人24h坐岗并填写坐岗记录，每15min填写1次，内容包括施工情况、井深、钻井液变化量及原因、钻井液性能等数据。钻进时由井架工负责坐岗，起下钻时由钻井液工负责坐岗。坐岗人员发现异常情况必须立即报告司钻。（9）钻开油气层前100m开始，每天做低泵速试验，记录排量和相应循环压力。（10）重钻井液储备和加重材料要求：按钻井液设计部分要求执行。9.3.4进入油气层的井控要求（1）做好地层压力监测工作，加强地层对比，及时预告下一步的地质状况；进入油气层前（50100）m，按照设计下部井段最高钻井液密度值，对裸眼地层进行承压能力检验，确保井筒条件满足井控要求。（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；紧急情况下可先处理、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情况，应立即停钻停泵观察。发现溢流应立即报告司钻及时报警，若此时只下过表层套管，应关井导流并及时采取循环压井措施；若此时已下过技术套管，有关井能力，按正确的关井程序关井。报警溢流量不超过1m3，关井溢流量不超过2m3。（4）钻开油气层起钻前，循环钻井液2周以上，达到进出口密度平衡。应计算油气上窜速度或进行短程起下钻测试，控制其不超过15m/h。（5）控制起钻速度，防止抽吸诱喷。连续灌满钻井液，并校核灌入量。起完钻要及时下钻，严禁空井检修设备。（6）下钻应分段循环，防止因后效引发井控复杂，确保满足安全需要。（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措施，避免发生井下复杂情况和井喷事故。（8）发生卡钻需泡油、混油或因其他原因需降低井筒液柱压力时，应确保不小于裸眼段地层最高压力。（9）本井预计含硫化氢，钻井液中应提前加入足量除硫剂，并保证pH值不小于9.5。9.3.5溢流和井漏处置及关井要求（1）发现溢流、井漏及油气显示异常应立即报告司钻，确保快速控制井口。（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，严禁边钻边加重。（3）起下钻发生溢流时，应尽快抢接钻进止回阀或旋塞；条件允许时应抢下钻具，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、套管抗内压强度的80%和地层破裂压力三者中的最小值。在允许关井套压值内严禁放喷。（5）空井关井后，应根据溢流严重程度，分别采取强行下钻分段压井法、置换法和平推法等方法进行处理。（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，落实岗位人员。压井结束后应认真整理压井作业单。（7）钻进中如发生井漏，应将方钻杆提出转盘以便观察，处理时应遵守“先保持压力，后处理井漏”的原则。9.3.6下套管固井基本要求（1）下套管前应更换与套管外径一致的防喷器闸板芯子并试压合格。（2）下套管应确保油气上窜速度小于10m/h，固井前应确定井眼承压能力。（3）固井及候凝过程中应确保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，应安排专人坐岗观察。9.3.7录井井控要求（1）结合钻井队应急预案，录井队应编制防井喷、防硫化氢应急预案，参加联合应急演练。（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或硫化氢显示，应先向司钻报告，同时向现场监督、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察溢流，发现溢流应及时通知当班司钻，提供井控相关资料。（6）本井预计含硫化氢，应按标准安装固定式气体检测报警系统及声光报警系统。现场录井人员每人应配备一套正压式空气呼吸器和必要的便携式硫化氢检测仪。井口、振动筛、钻井液罐等部位应安装固定式硫化氢检测仪探头。（7）若发生井喷或硫化氢浓度超标，按井队应急预案统一行动。9.3.8测井井控要求（1）施工前，组织召开由钻井队、测井队、地质录井队参加的施工交底会，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，确保安全施工。（2）测井