a5井钻井工程设计

1、a5井钻井工程设计a5井钻井工程设计 构造：XX油区XX凹陷井型：直井A5井钻井工程设计 中国石油天然气股份有限公司XX分公司中国石油 A5井钻井工程设计 第43页1.设 计依据钻井工程设计依据：A5井钻井地质设计；邻井实钻资料；有关技术规范及技术 法规。1.1构造名称 XX油区XX凹陷1.2地理及环境资料3.11.1井口坐标：纵：(X) 4275165.00m ,横(Y):20416485m 3.11.2 地面海拔：50.00m 3.11.3 构造位置：XX凹陷3.11.4地理位置：XX省XX市东500m 3.11.5气象资料(在预计施工期内，本地区的风向、风力、气温和大风雪、汛期等情况)

2、：该地区属典型的内陆性气侯，最大风力可达10级。四季昼夜温差大，冬季严寒，最低气温-28.7C,夏季酷热，最高温度45.2 C,年平均11.3 C。夏季气温(30C45.2C),冬季气温(0C-28.7C)。干燥少雨，年降雨量15-32mm ,平均 25mm,蒸发量2967mm。地面水资源缺乏，潜水面深2030m。雪霜多发月份12月次年1月。春夏两季沙尘暴频繁，无灾害性地理地质现象，同时在施 工期间做好防风、防沙尘暴、防洪和防暑降温工作。3.11.6地形地貌及交通情况：A5#是xx年xx区块的一口 xx井，位于xx XX凹陷XX 省XX市东500m,为一个xx的构造。油田地表为戈壁滩，地势平坦

3、，地面海拔50mo居民有xx族和汉族，分布于公路两侧。A5区块位于 XX省XX市境内，距xx约xxkm。交通xx o通讯网络覆盖xx。经勘查，A5井井口西面xx米处有一条xx走向的高压电 线，井口北面 xx米处有一条东西走向的排碱渠，施工期间 做好安全环保工作。1.3地质要求1.3.1钻井目的：了解XX构造含油气情况，扩大勘探区域，增加后备油气源。1.3.2设计并深：3496m 1.3.3 井别：XX井井型：直井1.3.4目的层位：QJ 1.3.5完钻层位：QJ 1.3.6完钻原则：进入150m完钻1.3.7完井方法：先期裸眼完井1.4地质分层及油气水层层位代号 底界深度，m分层厚度，m主要岩

4、性描述 故障提示 A 280砾岩 层夹砂土，未胶结 渗漏B 600 320上部砾岩，砂质砾岩，中下 部含砾砂岩 渗漏C 1050 450中上部含砺砂岩、夹泥岩和粉 砂质泥岩；下部砺状砂岩，含砺砂岩、泥岩、粉砂质泥岩不等厚互层 防塌D 1600泥岩、砂质泥岩、砺状砂岩、含 砺砂岩不等厚互层，泥质粉砂岩防漏防斜E 1900 300砂质泥岩、泥质粉砂岩、夹砺状砂岩、含砺砂岩 防斜 防漏F3 2650 750泥岩、粉砂质泥岩、泥质粉砂岩 防斜F2J 2900 250 泥岩夹钙质砂岩，夹碳质条带煤线，中部泥岩夹煤层、下部泥岩、粉砂岩、泥质粉砂岩 防斜、塌、卡 F2K 3150 250泥 岩为主，泥质粉砂

5、岩，中粗砂岩，砂砾岩间互 F1 3500 350泥 岩、泥质砂岩、下部灰褐色泥岩 防漏、喷、卡 QJ 3650 （未 穿）150深灰，浅灰色灰岩为主，间夹褐，砖红色泥岩 防漏、 喷、卡2.技术指标及质量要求 2.1固井质量要求 开钻 次 数钻头尺寸 mm井段m套管尺寸mm套管下深m 水泥封固井段m人工井底深度m测井项目固井质 量要求 一开 375 0-400273 400 0-400 380 /合格 二开 241 400-3496 177.8 2523 1950-2523 2503 变密度 合格2.2录取资料要求 2.3.1地质、钻井液、录井要求 岩屑录井钻井液密度、粘度测定井段 m间隔距离取

6、样一次m井段m间隔时间取样一次h 2279 -井底每米取样一包2279-井底每八小时测一次泥浆全套性能，每 20m测一次 泥浆密度，粘度及氯根含量，遇含油层井段根据实际情况应 加密测量。钻时荧光录井井段m间隔距离取样一次m井段m间隔距离取样一次 m 2279 -井底 每米记录钻时一次。2279-井底 每包干照荧光、湿照荧光、含油层段浸泡定 级。1 .钻时加快或油气侵时、连续测量密度、粘度，并每 1 2循环周测一次全套性能。2 .打开油气层后，每次下钻到底，每30分钟测量密度、 粘度，观察后效反应。3 .循环观察。4 .工程对综合录井要求：悬重、钻压、转速、扭矩、泵压、排量、钻井液量、钻井液 由

7、口温度、钻井液由口密度要连续测量，发现其中一项有异 常要及时通知钻井监督。2.3.2地球物理测井 测井项目及要求 测井系列 项目 比例 并段 要求EILOG标准测井2.5米电阻率、自然电位、 井径、连斜方位 1:500 400米一井底 井径由组合图比例为1:200;井斜为连斜 EILOG 组合测井 双侧向、双感应、补 偿声波、补偿密度、补偿中子、自然伽玛、自然电位、 4米 梯度1:200 2279米至井底 EILOG固井质量变密度测井 1:200水泥面以上100米一阻流环 磁定位、GR、声幅、中 子伽马1:200水泥面以上100米一阻流环FMT或RFT测试 分层压力 油层段2329-2483米

8、 大于3米储层，每层测2-3 个压力点2.3.3中途测试要求 本并不做中途测试。2.3对邻井停注降压的要求本井周围600m范围内有注水井温南8-2和温南8共2 口。根据吐哈油田注水管理系统规范（试行）要求，本井七克台、三间房油层在 2329-2483米，该井周围 300m内有 无注水井，打开油气层前，300-600米注水井温南8-2和温南 8井口压力应降到10MPa以下。为了保证安全，防止井涌、井喷，采油厂应进一步落实周 围注水井的产状，并在钻井过程中观察钻井及水井注水情 况，若有异常，水井及时泄压。固井前，周围注水井应关井泄压，为安全固井创造良好 条件。注水井关井、泄压方案：注水井关井时间应

9、在开钻前执行。注水井泄压标准：所钻新井在2000米-3000米打开油气层前，周围 300米以内注水井井口压力应降到8MPa以下，300-600米注水井井口应降到10MPa以下。层间压差小于 5MPa。层间压力控制：对于异常压力区井，固井前进行钻井地层压力测试，层间 压差小于5MPa,如果高于5MPa,在协作会时应讨论制定针 对性的降低压差和固井施工方案。胶结测井结束后再恢复注水。3.工程设计 3.1井下复杂情况提示地质分层井段m复杂情况提示Q-N2p 0-400防沉砂卡钻Esh-J3q695-2164易斜、盐膏层容易缩径J2q 2164-2353夹薄煤线，钻进过程中易卡钻 J2s 2353-2

10、523地层压力可能偏高，防井 喷3.2地层可钻性分级及地层压力3.2.1地层可钻性分级地层井段 m主要岩性可钻性级别系组第四系Q-Esh 400-980泥岩、砂岩夹砾岩层2-3第三系 白垩系K1h 980-1198粉砂岩为主夹细砂岩3-4侏罗系 J3q-J2s1198-2523井段岩性以泥岩、粉砂岩和细砂岩为主4-6 3.2.2地质设计预测地层压力层位井段（m）压力系数预测复杂提示N1t 0-695 1防斜、防塌、防漏、防喷Esh 695-980 K1h 980-1198 J3q 1198-2164 J2q2 2164-2329 J2q1 2329-2353 0.75-0.90防斜、防塌、防漏

11、、防喷、防油层污染 J2SI 2353-2483 3.2.3工程设计预测地层压力深度m孔隙压力 g/cm3 坍塌压力 g/cm3 漏失压力 g/cm3 2100 1.03 0.814 2.733 2156 1.33 1.242 2.65 2206 1.06 0.888 2.731 2256 1.06 0.829 2.676 2306 1.12 0.901 2.738 2356 0.96 0.8 2.52 2406 1.01 0.939 2.724 2456 0.96 0.8 2.741 2600 0.96 0.978 2.775 3.2.4三压力曲线图 3.3井身结构 3.3.1井身结构示意图

12、 地层 分层 井深（m） Q-N1t 695 Esh 980 K1h 1198 J3q 2164 J2q 2353 J2sl 2523 273mm 套管 X 400m 375mm 钻头 M00m 常规水泥返至1950m 177.8mm 套管X2523m 241mm钻头X2523m 注： 地层分层垂深不含补心高度。3.3.2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 1 400 375273 N2p 400 0 2 2523 241177.8 J2s 2523 1950 3.3.讲身结构设计说明 开钻次 序钻头尺寸 mm设计说

13、明一开375用375mm钻 头一开，钻穿砾石层至少20m,即钻至井深 400m,下入273mm表层套管固井，水泥返至地面。二开 216用 241mm钻头二开，钻至井深 2523m, 下入 177.8mm油层套管固井，常规水泥返至 1950m,封固 段长573m o说明：1.要确保井身质量、固井质量和井下安全2.水泥返深必须按设计执行，经变密度测井，固井质量及 水泥返深都不合格者，采取措施补救合格后方可作为合格并 交井。3钻进过程中，应调整好钻井液密度，作好井控工作， 防止井喷事故的发生。3.4钻机选型及钻井主要设备 序号 名称 型号 载荷 功 率（KW ）1 钻机 ZJ-40 2 井架 JJ-

14、40 2000KN 3 天车TC-200 2000KN 4 游动滑车 YC-200 2000KN 5 大钩 DG-200 2000KN 6 水龙头 SL-200 2000KN 7 转盘 ZP-205 200T 8 绞车 JC-200 9 泥浆泵 #1 3NB-1300 X2 956 10 柴油 机 PZ12V190区3 796 3.5钻具组合 3.5.1钻具组合 开钻 次序井眼尺寸（mm）钻进井段（m）地层钻具组合备注 一开 375 0-400 Q-N2P 375mm3A+228mmDC2根十 375mmF+& 203mmD（X 1根 + 178mmDC<3 根十127mmDP全

15、井段易斜，严重易斜井段 Esh-J3q地层交界 面，J2q-J2s地层交界面。二开 216 400-695 Q-N1t 241mml占头 + 165mmDC2 根 十 241mmF+ 165mmDC16 根 十 127mmDP 695-2523 N1t-J2s 241mmPDC 172mm 低速直螺杆 + 165mmDCl 根十241mmF+165mmDC8 根+127mmDP通并钻具组 合 241mm3A+165mmDC6根+ 127mmDP+133mm 方钻杆3.6钻井液3.6.1钻井液完井液设计开钻 次序 地层井段（m）常规性能流变参数 固相含量（）膨润土 含量（g/L）密度（g/cm3

16、）粘度（S） API滤失（ml）泥饼 （mm） PH值含砂（%） HTHP滤失（ml）摩阻系数静切力 （Pa）塑性粘度 （mPa.s）动切力（Pa） n值 K值初切 终切 一开 Q-N2p 0-400 1.05-1.10 60-100 20-15 1.0-1.5 8-9 1 60-100类型配方钻井液施工重点膨润土钻井液 清水+810%坂土 +重晶石1、用土粉配制120m3高坂土浆， 如无砾石层，性能控制在密度1.05g/cm3、粘度60s左右。2、钻进中用清水、烧碱（NaOH）水控制粘度。若泥浆的粘切不能完全满足携砂的需要，在泥浆中土粉含 量较高的情况下，用适量烧碱和纯碱提粘。若砾石较大，携

17、带困难，须加土粉提粘，满足携砂的需要。3、若井下由现渗漏或窜漏，适当提高泥浆的粘度，漏失 严重时，泥浆中加12%单封，加强泥浆的封堵能力，或采 用打堵漏浆静止堵漏。4、钻完表层井深，循环好泥浆，起钻前调整好泥浆粘切， 保证泥浆有合适悬浮能力，确保下套管一次到底。下套管时，按要求灌好泥浆，下完套管后，循环调整泥浆， 确保环空清洁，泥浆粘切符合固井要求，确保固井顺利施工。开钻次序地层井段（m）常规性能流变参数固相 含量（）膨润土 含量（g/L）密度（g/cm3）粘度（S） API 滤失（ml）泥饼（mm） PH值含砂（%） HTHP滤失（ml）泥饼粘附系数静切力（Pa）塑性粘度（mPa.s）动切力

18、（Pa） n 值 K 值 初切 终切 二开 N2p- J3q 400 -1500 1.10- 1.15 50-80 8-7该井段上部泥岩造浆严重、钻进进尺快，固相、坂含和粘度高难于控制，易发生钻头泥包。2、提高钻井液的抑制能力，日常维护以K-PAM/ZNP-1或CJ2000胶液进行。3、以CMC和NaHPAN护胶降失水，以XY-27调整流型。开钻次序地层井段（m）常规性能流变参数固相 含量（）膨润土含量（g/L）密度（g/cm3）粘度（S） API 滤失（ml）泥饼（mm） PH值含砂（%） HTHP滤失（ml）泥 饼粘附系数静切力（Pa）塑性粘度（mPa.s）动切力（Pa） n 值 K 值初

19、切终切二开 J3q- J2s 2000- 2523 1.20- 1.25 45-652、J2s储层储层物性较好，容易造成假泥饼缩径，下钻遇阻划眼和粘卡。3、进入J2q地层，API失水控制在5ml以下，以保护油 气层。4、钻井过程中密切注意监控，注意防涌、防喷，做好相 关防护，确保钻井工作安全顺利进行。备注：钻进过程中根据实际情况，如需调整钻井液密度，及时向甲 方请示，合理调整钻井液密度，防止井涌、溢流和井漏等事 故的发生。钻头尺寸(mm) 375 241 井段(m) 0-400 400- 2000 20002523 井筒容积(m3) 45 80 100 钻井液用量(m3) 170 220 25

20、0 储备 钻井液 密度(g/cm3) 1.45体积(m3) 40材料名称 用量 (t或m3)储备(t)合计(t) 土粉20 25 20 10 75重晶石 30 30 40 30 130 NaOH 0.2 0.3 1.0 1.5 Na2CO3 0.5 0.5 0.3 1.3 K-PAM/ZNP-1 2.0 3.5 5.5 NaHPAN 4.0 4.0 8.0 XY-27 0.3 1.0 1.3 SPNH 6.0 6.0 PSC 5.0 5.0 CMC 1.0 1.2 2.2 RN-1 8.0 8.0 SMP 4.0 4.0 QCX 1.5 7.0 2.5 11 磺化沥青 1.0 4.0 2.0

21、7.0 单 封1.0 1.5 1.0 3.5 3.7钻头及钻井参数设计3.7.1钻头设计序号 尺寸 mm型号 钻进井段 m进尺 m纯钻时间h机 械钻速 m/h 1 375mm XHP2C 0-400 400 27 15 2241mmHJ517 400-695 295 20 15 3 241mm PDC 62523 1828 15312 3.7.2钻井参数设计开钻 次序 层位 井段(m)当量喷咀直径(mm)钻井液密度(g/cm3)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

22、(kw)比水功率 (w/mm)2 上返速度 (m/s)功率 利用 率(%) 一开 Q、N2p 0-400 21.0 1.10 0-50 90120 60-65 16-18 9.7 6.3 9.2 123 630.5 5.4 0.66 63 二开 N1t 695 18.4 1.10-1.15 80120 6090 3538 14-16 11.18 4.82 3.05 75.8 321.4 8.77 1.11 57.38 J2s -2523 23.8 1.15-1.25 6080复合 35-38 17-19 3.65 15.35 3.6 77.95 47.9 1.31 1.4 45.0 3.8井控

23、设计3.8.1各次开钻井口装置示意图3.8.1.1 一开井口装置示意图3.8.1.2二开井口装置示意图 全封 半封 FS35-35 (2FZ35- 35) 273mnX 177.8mm( 35MPa) 3.8.1.3 节流管汇及压井管汇示意图节流管汇示意图压井管汇示意图3.8.2各次开钻试压要求3.8.2.1各次开钻井口装置试压要求：开钻次数井控装置名称数量型号试压要求介质 试压(MPa)稳压时间(min)二开双闸板防喷器 1 2FZ35-35 清水 17.3 10 四通 1 FS35-35 清水 17.3 10 节流 管汇1 JG-35清水17.3 10压井管汇1 YG78-35清水17.3

24、 10放喷管线 1 FG-35清水10 10控制系统 1 FYQK4805 液压油 套管头 1 273mrK 177.8mm (35MPa) 3.8.2.2 各 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 问min允许压降 MPa 2273钻井液10 30 0.5试压结果 必须由甲方监督签字认可。3.8.3井控要求 本井属井控二级风险并。3.8.3.1 防喷器检验安装 3.8.3.1.1防喷器、控制系统和节 流管汇，由厂前进行全面检查，分别清洗检修。防喷器组在井控车间按井场连接形式组装并用清水整体 试压。闸板防喷器和压井管汇试压到额定工作压力，节流管汇、 压井

25、管汇、液控管线按零部件额定工作压力分别试压。压力试验稳压时间不得少于10分钟，允许压降0.7MPa,密封部位无渗漏，并填写试压记录。对新购入的井控装置必须进行质检，并按标准进行试压合 格后方可投入现场使用。1.1.1.1.2 二开前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。远程控制台应每年进行 1次检修、保养、调试，使其能正 常工作。1.1.1.1.3 二开前按要求装好防喷装置，安装前必须校正 天车、转盘、井口，三者中心偏差要小于10mm,并接好远程控制台、节流管汇和放喷管线。1.1.1.1.4 节流压井管汇与防喷器四通、防喷管线连接一 定要平直稳固，内径不得小于

26、78毫米（壁厚不得小于 9毫米），节流压井管汇以外的主放喷管线通径不得小于78毫米，管线必须采用标准法兰连接，其布局要考虑当地季节风向， 由口不得正对电力线、油罐区、居民区、道路、水源等，并 接由井口 75米以远。管线每隔10米要用基墩固定（基墩重量不小于 500公斤）， 固定螺栓直径不得小于 20毫米，丝扣朝上，采用一次压制 成型的压板（不允许焊接），压板宽100毫米，厚度不小于10毫米，压板与管线之间用橡胶材料隔离，固定牢靠。如因地形限制需要转弯，转弯处应使用角度大于120度的铸（锻）钢弯头或使用 90度灌铅弯头，且弯头两端需用基 墩固定。若受井场条件限制，放喷管线不能接生75米以远，可接

27、到井场边缘，备足 75米管线、弯头、基墩及配件，备用管 线摆放整齐，两头要做防沙保护。如果有两条管线走向一致时，应保持大于0.3米的距离，并分别固定。放喷管线由口安装点火装置，对手动点火装置考虑不同风 向，实现安全点火。1.1.1.1.5 副放喷管线由口不得正对电力线、油罐区、居 民区、道路等，距井口不少于 18米，井场备足75米管线、 弯头、基墩及配件，备用管线摆放整齐，两头做防沙保护。1.1.1.1.6 节流管汇至钻井液循环罐至少安装一条钻井液 回收管线，转弯处必须采用弯度大于120度的铸钢弯头，转弯处及钻井液由口固定牢靠，回收管线由口必须安装在除气 器前的循环罐。钻井液回收管线可以用高压

28、防火软管线，拴保险绳，固定 牢靠。1.1.1.1.7 节流、压井管汇安装双压力表，大分度值压力表量程应为防喷器额定工作压力的1.3倍，小分度值压力表 量程10兆帕，表盘朝向应与大门同向。待命工况，大量程压力表处于开位，小量程压力表处于关 位，压力表均应装针形阀。1.1.1.1.8 节流、压井管汇底座用地脚螺栓在四角固定牢靠，固定螺栓直径不得少于 20毫米，埋深不少于 0.5米，压 板所使用的钢板厚度不小于10毫米。1.1.1.1.9 不得在任一管线上开孔焊接压力表和其它管 线，所有井控管线的闸门必须统一编号，并标明开关状态。1.1.1.1.10 对远程控制室各手柄和压井、节流管汇各阀门 统一桂

29、牌标识。1.1.1.1.11 远程控制室安装在大门左侧，距井口 25米以 远，大门朝向井场方向，距放喷管线、水罐等应有2米以上距离，并在周围留有宽度不少于2米的人行通道，周围 10米内不得堆放易燃、易爆、腐蚀物品，电控箱总闸必须是防 爆开关，室内照明灯必须防爆。气动泵气源与储气罐接通。电源线、气源线必须是专线。1.1.1.1.12 远程控制室与防喷器各控制对象采用高压耐 火软管或高压硬管线连接，做到密封可靠，严禁将液控管线 直接埋地，通过井场的管汇必须架空，并做好过桥保护。1.1.1.1.13 配齐加重和灌注装置及钻井液循环池液面监 测与报警装置。1.1.1.1.14 在井上安装好后，在不超过

30、套管抗内压强度80%的前提下进行现场试压，闸板防喷器及节流压井管汇试 压到额定工作压力；防喷管线试压到防喷器额定工作压力， 放喷管线试验压力不低于10兆帕。试压稳压时间不少于 10分钟，允许压降不大于 0.7兆帕， 不刺不漏为合格。1.1.1.1.15 拆装及更换井控装备部件后，按要求再次进行 试压。1.1.1.1.16 安装好的井控装置必须调试，使其达到待命工 况。1.1.1.1.17 所有防喷装置均有专人定岗管理，专人交接检 查，维护和保养，并定期试运转，保证灵活可靠。1.1.1.1.18 井场必须备有与在用闸板同规格的闸板和相 应的密封件及其拆装工具和试压工具。1.1.1.1.19 钻具

31、内防喷工具（包括方钻杆上旋塞1个、方钻杆下旋塞2个，钻具止回阀2个）、防喷钻杆，准备齐全 好用。1.1.1.1.20 内防喷工具每6个月进行一次检验试压，合格 的由具试压合格证，否则不能继续使用。新的内防喷工具，必须经过井控车间试压检验合格后方可 使用。现场使用的内防喷工具额定工作压力应不小于井口防喷器额定工作压力1.1.1.1.21 方钻杆上、下旋塞正常作业过程中每班开关活 动旋塞1次。1.1.1.1.22 钻井队准备一根防喷钻杆单根，防喷单根带与 钻铤连接螺纹相符合的配合接头和箭形止回阀或旋塞阀，并 且所有连接螺纹必须预先紧扣，正常钻进时摆放在管排架， 起下钻铤时放在小鼠洞内或大门坡道上。

32、1.1.1.1.23 钻井队应测量防喷器上端面距离转盘面的高 度，并进行标识。3.8.3.2 井控培训要求 3.8.3.2.1井队员工培训：搞好井控培训，井队干部、司钻必须经井控培训合格取证后 才有权指挥生产，禁止无证操作井控装置。井队员工培训必须执行吐哈油田分公司钻井井控管理实施细则第十章井控技术培训要求。3.8.3.2.2相关人员培训：对设计中预告或实钻中发现地层中存在有害气体如H2S、CO2、CO等，由钻井公司负责组织对钻井队和相关人员进 行教育和培训，对周围居民通过当地政府采取多种形式（如 下发学习材料、讲课、广播等）进行宣传、教育。目前认识该井区无有毒、有害气体，但仍需加强安全防 护

33、。温米地区浅层气平面分布较为广泛，纵向上层系分布较多，包括第三系鄱善群、侏罗系齐古组等。由于浅层受压实条件的限制，地层疏松，孔隙度较大，浅 层气的广泛分布等一系列因素对钻井的安全性有一定的影 响，钻探过程中必须做好浅层气井控工作。3.8.3.3 井控演习要求 定期按钻井关井操作程序组织防 喷演习，模拟正常钻进、起下钻杆、起下钻铤和空井四种情 况下发生溢流的实际操作，每次演习各岗位必须熟练、正确、快速。各工种执行吐哈油田分公司钻井井控管理实施细则第十一章第一百条防喷演习制度要求。3.8.3.4 井控岗位要求：执行吐哈油田分公司钻井井控管理实施细则附件 3各 工种关井操作岗位责任制。3.8.3.5

34、 加重钻井液储备和加重料要求：打开油气层 200m前储备密度 1.45g/cm3的加重钻井液 40m3,加重材料30吨。3.8.3.6 低泵冲实验和油气上窜速度测定要求3.8.3.6.1低泵冲实验要求 进入油层前100米开始，每天做一次低泵冲实验，使用无级变速泥浆泵的钻井队按30、40、50冲的排量进行实验，使用机械传动泥浆泵的井队按照单凡尔、双 凡尔进行试验，并记录泵冲、泵压。3.8.3.6.2油气上窜速度测定要求:完井电测通井起钻前，钻井队必须求生油气上窜速度，充分循环钻井液，将井压稳；电测时井队当班人员应坚守岗位 并指定专人观察井口，发现溢流应及时通知电测人员起由电 缆仪器，立即下钻，充

35、分循环。若电缆不能及时起由，应切断电缆，进行关井。3.8.3.7 测井井控要求：执行吐哈油田分公司钻井井控管理实施细则第六章第 六十一条测井井控要求规定。3.8.4井控主要措施：3.8.4.1 钻开油层前，井队认真贯彻执行中国石油天然气 股份有限公司吐哈油田分公司钻井井控管理实施细则，确实做到思想重视，措施落实。根据本队技术素质和井下实际情况，制定切实可行的防 喷、防火措施。3.8.4.2 各次开钻和打开油层前甲方组织各路人员对一切 防喷防火装置和设施及防喷、防火措施进行详细的检查和验 收，有问题者必须经整改合格后方可开钻或打开油气层。3.8.4.3 在钻开油气层前 200米，将钻井液密度逐步

36、加重 至设计要求，钻井液各项性能指标应符合设计要求。3.8.4.4 生产并从打开油气层前200米到完井，要密切注意发现溢流的各种显示，特别要落实专人观察井口和循环池 液面变化，及时发现溢流并及时报告，同时做好记录。3.8.4.5 在进入油气层前100米，井队井控领导小组对井 控设备进行一次全面、细致检查，使设备进入待命工况，发 现问题立即整改，合格后及时申报验收。对新区块井，按照设计最高钻井液密度值对裸眼地层进行 承压能力检验。3.8.4.6 钻开油气层前100米开始，井口 50米以内严禁动 用明火（含电气焊）；必须动火时，严格进行动火审批，制 定安全措施报公司安全部门批准，并采取防范监护措施后方 可动火。3.8.4.7 在钻开目的层或油气层（包括高压水层）前 100 米开始坐岗，钻井、录井