丹浅001-10-1井钻井工程设计

目录1地层孔隙压力与破裂压力分析 11.1地层孔隙压力分析 11.2地层破裂压力分析 11.3钻井液密度设计 12井身结构设计 22.1井身结构设计表 22.2井身结构设计图 22.3井身结构说明 33钻井设备 34钻井工艺技术措施 44.1井眼轨迹设计 44.2钻柱设计 64.4钻井液设计 94.5钻井参数设计 124.6分井段重点要求与注意事项 135固井设计 155.1基础数据 155.2水泥浆、隔离液配方 155.3套管串设计 155.4套管柱强度设计表 165.5油管强度计算表 165.6各层套管注水泥设计 165.7扶正器安放一般原则 165.8固井施工及重点要求 176油气井控制 216.1钻井井口装置 216.2井控管汇 236.3试压要求 246.4井控要求 247完井井口装置 287.1完钻井口装置 287.2完井井口装置 297.3油气层保护措施 308健康、安全与环境管理 308.1基本要求 308.2应急计划制定要求 308.3培训及应急演练要求 318.4健康、安全与环境管理体系要求 318.5健康管理要求 328.6安全管理要求 328.7环境管理要求 329钻井周期计划 349.1机械钻速预测 3410钻井成本计划 3410.1主要消耗材料计划 3410.2钻井成本计划 3411全井综合技术经济指标计划 341地层孔隙压力与破裂压力分析1.1地层孔隙压力分析丹浅001-10-1井压力设计，须家河组及其以上地层压力系数主要依据邻井丹11井实际钻井液密度资料并结合邻井钻井资料而确定。沙二段～须五段，邻井清水钻进无显示，推断地压系数1.00。邻井须四清水钻进见后效油侵、后效气侵、气侵、井涌等显示特征。丹浅1井须四实测地层压力系数1.027；丹2井须四清水钻井井喷，实测地层压力系数为1.035；丹浅001-1井须四段产层实测地层压力系数为0.89。丹浅001-4井地层压力系数0.99。从各井的压力系数来看，丹凤场构造须家河组气藏属于常压气藏。综合丹凤场构造钻井显示及完井试油取得的地层压力成果，预测本井须四地层压力系数为1.0。丹凤场气田须家河组为常压气藏，钻井中注意异常情况发生和高压流体的存在。实钻中应加强地层压力监测，预防钻遇异常高压流体，以实测压力为准，调整钻井液密度，做好井控工作。各预计显示层段孔隙压力及压力梯度预测如下表。层位显示类别垂深m孔隙压力MPa压力梯度MPa/100m资料来源马鞍山～须六气侵1136～134612.170.981丹1井须六～须四气侵1388～155014.410.981丹3井、丹浅001-4井1.2地层破裂压力分析244.5mm套管固井后钻水泥塞出套管鞋5～10m，在不超过套管试压值的前提下进行地层破裂压力试验，求得套管鞋处破裂压力，为钻遇油气显示和处理井下复杂情况关井提供可靠依据。1.3钻井液密度设计根据钻井地质设计提供的压力梯度、行业标准《钻井井控技术规程》、原四川石油管理局与西南油气田分公司联合颁布的《钻井井控规定实施细则》及邻井钻井液使用情况设计本井的钻井液密度值。层位井段m地层压力当量密度g/cm3密度附加值g/cm3钻井液密度g/cm3沙二段0～4201.001.02～1.05沙二段～沙一段420～8671.001.05～1.10沙一段～须三段867～17151.001.25～1.35说明：①钻井液密度是根据钻井地质设计提供的压力系数及邻井钻井液使用情况进行设计的。沙溪庙组钻进过程中若钻遇油气显示或者发生井下复杂，应及时调整钻井液密度。进入凉高山以前提高钻井液密度，并严格控制失水，防止现在垮塌及井下复杂情况。②如果出现复杂或钻遇高压层，需及时向甲方相关部门请示同意后，可调整钻井液密度和体系，不得盲目加重。实钻中加强监测，根据实际情况调整钻井液密度，防喷、防漏、防垮塌，注意油气层的发现和保护。③丹浅001-7-X4井最高钻井液密度达1.34g/cm3。2井身结构设计2.1井身结构设计表开钻次序井段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水泥封固段m一开420311.2244.5沙二段0～4180～420二开1715215.9139.7须三0～17130～17152.2井身结构设计图2.3井身结构说明开钻次序套管尺寸mm设计说明一开244.5311.2mm钻头钻至420m左右下244.5mm套管，套管鞋必须座在硬地层上，封隔地表串漏层。二开139.7原则上进入须三段15m完钻，下139.7mm套管，射孔完成。备注：根据综合测井现场资料解释成果，若最下储层底界井深距井底不足30m，则在下套管固井前通井时钻够30m后固井，以确保最下层储层有足够的试油口袋。3钻井设备序号设备或部件名称规格型号主参数单位数量一机械钻机ZJ30L3000m1井架JJ170/41-K1700kN2底座DZ170/4-T31700kN3绞车JC-30750HP4天车TC-1701700kN5游车YC-2002000kN6大钩DG-2202200kN7水龙头SL-1602250kN8转盘ZP-17.52250kN9柴油机PZ12V190BG2-3735kW210发电机PZ8V190DZ300kW211机械传动装置12钻井泵CS-10-800800HP213循环罐8.0*2.4*2.640m3414振动筛GZS-C4210m3/h215除砂器2×12″200m3/h16离心机JL40-DZ40m3/h17加重泵、混合漏斗AG15055kW218液气分离器按标准配套2MPa19自动压风机2V2-5.5/121MPa220钻井参数仪JZ81240二救生及消防1消防房及消防工具按标准配套2二层台逃生装置3钻台紧急滑道4可燃气体监测仪台24钻井工艺技术措施4.1井眼轨迹设计井斜控制计划于措施本井为直井，要求井底闭合距小于30m，方位不限。■开钻前应严格校正井口。严格执行领眼钻进技术措施，领眼钻出导管30m后在钻具组合中加入■本井为丛式井第一口井，设计全井段采用钟摆钻具组合。施工中根据实际钻井情况进行分析，合理调整钻具组合和钻井措施，确保有效控制井斜。若钻进过程中发现水平位移超出较大，且采用常规钻具组合难以实现地质靶区要求时，应及时向甲方汇报，以确定下步钻井措施，在甲方同意的前提下，必要时可用定向工具进行扭方位作业。■在钻进过程中，有效监测井斜和方位。每钻进100m左右采用单点测斜仪器测量一次。根据实测数据加强分析，及时合理调整钻井参数和下部钻具结构，以确保地质目标的实现和全角变化率不超标。■采用带稳定器钻具组合钻进时，若发现井漏、垮塌等复杂情况，应及时倒出稳定器，待井下恢复正常后再加上。每次起钻必须严格检查稳定器的磨损情况，并按要求进行更换，更换稳定器或调整下部钻具组合后，下钻防遇阻卡钻，遇阻后不得硬压，应划眼通过。■设计的分段水平位移是按方位不变来考虑的，在钻井过程中若方位变化较大，可在保证全角变化率不超标的情况下，适当调整对井斜的控制，设计井斜仅供参考。因此钻井过程中必须根据实测数据计算即时井底水平位移与闭合方位，采用相应的井斜控制措施，确保中靶。井斜控制计划表井段m层位井斜控制参数钻具名称稳定器高度设计钻压kN计划井斜(°)预计方位(°)分段位移m底界闭合距m闭合方位(°)0～420沙二段20～1400.802.932.927.50钟摆420～867沙二段～沙一段80～1001.007.029.9312.80钟摆867～1278沙一段～珍珠冲80～1201.207.8917.8113.77钟摆1278～1715须六～须三100～1401.5010.3028.1114.22钟摆直井井身质量控制标准直井全角变化率应符合下表要求，全角变化率以每30m一点为计算单位。井段m井深，m1000200030004000500060000～1000≤2°≤2°≤2°≤1.25°≤1.25°≤1.25°1001～2000—≤2.75°≤2°≤1.5°≤1.5°≤1.5°2001～3000——≤2.75°≤2.75°≤2.5°≤2.5°3001～4000———≤3°≤2.75°≤2.75°4001～5000————≤3°≤3°5001～6000—————≤3.75°井身质量的检查项目和计算方法，应符合SY/T5088的规定。⑴、当井斜小于1°时，计算全角变化率可不考虑方位的变化；⑵、若连续三段全角变化率值超过标准时，井身质量为不合格；⑶、一般以电测井斜、方位数据为准，有连续电子测斜数据的以电子测斜数据为准。4.2钻柱设计4.2.1组合名称：钟摆开钻次序一开井段，m0～420钻具组合图钻具名称×规格型号外径mm内径mm长度m累计长度m累计重量kN抗拉抗挤抗拉余量kN钻杆×G105Ⅰ127108.6255.82420346.777.2432.081912.23钻铤165.171.4499164.18272.55无磁钻铤165.171.44965.18137.91钻铤203.271.442756.18125.67稳定器3101.829.1865.46钻铤203.271.442727.3860.96牙轮钻头311.20.380.380.75组合名称：钟摆开钻次序二开井段，m420～1715钻具组合图钻具名称×规格型号外径mm内径mm长度m累计长度m累计重量kN抗拉抗挤抗拉余量kN钻杆×G105Ⅰ127108.61483.51715744.643.374.31514.36钻铤165.171.4427231.5314.28随钻震击器165.13.7204.5277.56钻铤165.171.44171200.8272.12旁通阀165.10.529.839.56钻铤165.171.44929.339.56稳定器214220.327.32钻铤165.171.44918.324.82无磁钻铤165.171.4499.312.58止回阀165.10.30.34牙轮钻头215.90.30.30.34备注：钻井现场应165.1mm短钻铤，以供调整稳定器安放高度。进入凉高山前应安装止回阀4.2.2钻具强度校核井段（0～420m）钻具强度校核井段（420～1715m）中国石油丹浅001-10-1井钻井工程设计第9页共34页西南油气田分公司2010年12月17日4.3中国石油丹浅001-10-1井钻井工程设计第9页共34页西南油气田分公司2010年12月17日钻井液体系及其流变性能指标设计开钻次序井段m常规性能流变参数固含％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％HTHP失水ml摩阻系数静切力Pa塑性粘度mPa.s动切力Pan值K值初切终切一开0～4201.02～1.0528～357～8类型配方处理方法与维护聚合物无固相淡水0.1％～0.2％KPAM0.1％～0.2％FA-367①开钻前配制密度为1.06g/cm3的预水化膨润土浆60m3，浓度为1％的KPAM、1％FA-367溶液40m②采用聚合物无固相钻井液钻进，维持井内钻井液含0.1％～0.2％的KPAM、0.1％～0.2％的FA-367钻进。③强化固控措施；维护井内钻井液性能时，将聚合物处理剂均配成稀溶液，再均匀加入井内。④固井前用稠浆循环携砂、垫底。稠浆其推荐配方为：5％～7%膨润土浆+0.1％～0.3%CMC-HV。⑤井场应储备足够量的堵漏剂，以便及时堵漏。中国石油丹浅中国石油丹浅001-10-1井钻井工程设计第10页共34页西南油气田分公司2010年12月17日开钻次序井段m常规性能流变参数固含％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％HTHP失水ml摩阻系数静切力Pa塑性粘度mPa.s动切力Pan值K值初切终切二开420～8671.05～1.1035～45≤50.58～9＜0.5≤0.181～32～86～203～100.40～0.850.10～0.453～1135～45类型配方处理方法与维护聚合物钻井液井浆30%～50%1.06g/cm3的预水化膨润土浆0.08%～0.15%KPAM0.08%～0.15%FA3670.5%～1%LS-22%～3%FRH0.3%～0.5%CaOBaSO4(按密度需要)①钻塞后加50kg纯碱除钙，将井浆转化为聚合物钻井液钻进，其推荐配方为：井浆+30%～50%1.06g/cm3的预水化膨润土浆+0.08%～0.15%KPAM+0.08%～0.15％FA367+0.5%～1％LS-2(或同类产品)+2%～3％FRH+0.3%～0.5%CaO+加重剂(按密度需要)。②严格控制井浆固相含量，钻进中100%地使用振动筛，除砂器、除泥器使用率达85％，离心机使用率100％，及时淘洗灌池，尽量降低井浆的含砂量和钻屑含量。③严格控制膨润土含量。维护井浆含0.08%～0.15％KPAM、0.08%～0.15％FA-367、0.5%～1％LS-2(或同类产品)、0.3%～0.5%CaO、2%～3％FRH钻进，粘度高可加入适量XY-27，失水大可增加LS-2加量。④若有井塌现象时，在适当增加大分子聚合物和防塌剂加量的同时可根据井下实际情况适当提高井浆密度，以保证井下安全。⑤井场应储备足够量的堵漏剂，及适量其它材料，以便井漏时使用。⑥储备1倍井筒容积清水、适量处理剂和加重材料。中国石油中国石油丹浅001-10-1井钻井工程设计第11页共34页西南油气田分公司2010年12月17日开钻次序井段m常规性能流变参数固含％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％HTHP失水ml摩阻系数静切力Pa塑性粘度mPa.s动切力Pan值K值初切终切二开867～17151.25～1.3535～55≤5≤0.58～9＜0.5≤0.181～42～1210～285～100.40～0.850.10～0.4511～1930～40类型配方处理方法与维护聚合物钻井液井浆0.05％～0.1％KPAM0.05%～0.1%FA3671％～2％LS-2(或同类)3％～4％FRH1％～3%FK-100.3％～0.5%CaOBaSO4(按密度需要)①继续采用聚合物钻井液钻进；调整井浆性能和密度至设计值，提高井浆密度时应加1%LS-2(或同类)、1%FRH防塌剂。②进入储层前，经请示甲方同意后，加入3％的油气层保护剂。③严格控制井浆膨润土含量、摩擦系数Kf在设计值钻进。如果摩擦系数达不到要求可增加降失水剂、润滑剂的加量。维护井浆含0.05％～0.1％KPAM、0.05％～0.1％FA367、1％～2％LS-2(或同类产品)、3％～4％FRH、1％～3％FK-10、3％油气层保护剂。④严格控制较低膨润土含量和强化固控是控制好井浆性能的关键。钻进中100%地使用振动筛，除砂器、除泥器使用率达85％，离心机使用率70％，但在使用离心机时应随时监测钻井液性能和密度，发现异常及时处理。及时淘洗灌池，尽量降低井浆的含砂量和钻屑含量。⑤此段注意防塌，若井下出现垮塌现象时，在适当增加大分子聚合物和防塌剂加量的同时，还可以适当提高钻井液密度，以保证井下安全。⑥如果出现复杂或钻遇高压层，可将井浆转化为聚磺钻井液钻进。⑦井场应储备足够量的堵漏剂，及适量其它材料，以便井漏时使用。该井段有气层存在，发生井漏时，应注意吊灌钻井液，防止又喷又漏。(注意使用保护产层堵漏材料)⑧加强钻井液池面观察和井下情况的监测等各项井控工作，依据井下情况适当调整钻井液密度以保证井下安全。⑨储备1倍井筒容积清水、适量处理剂和加重材料。4.3.2开钻次序一开二开钻头尺寸，mm311.2215.9井段m0～420420～867867～1715井筒容积，m3423982钻井液用量，m3228143228储备钻井液密度，g/cm3（1.45）（1.45）体积，m3（90）（90）储备加重剂密度，g/cm34.24.2重量，t3030材料名称用量t(m3)合计t(m3)膨润土61（4）613（4）Na2CO30.60.1（0.4）0.61.3（0.4）KPAM0.50.2（0.1）0.51.2（0.1）FRH4.5（4）6.511（4）LS-2(或同类)1.5（2）3.55（2）BaSO4（88）8080（88）FA-3670.50.20.51.2CMC-HV0.40.4油层保护剂6.56.5CaO0.511.5FK-104.54.5XY-270.50.5备注：①设计中未考虑井漏等异常情况下的钻井液材料消耗。②按井控规定该井只储备不低于1倍井筒容积清水，同时储备能配制90m3密度为1.45g/cm3高密度钻井液用加重材料量和处理剂。③4.4钻井参数设计4.4尺寸mm井段m层位进尺m钻头型号×只数备注311.20～420沙二段420HJ517G×1只215.9420～867沙二段～沙一段447HJ517GK×1只215.9867～1278沙一段～珍珠冲411HJ517GK×2只215.91278～1715珍珠冲～须三437HJ537GK×2只备注：表中钻头型号为推荐型号，现场可根据实际情况选择使用。钻井参数设计 开钻次序钻头序号层位井段m喷嘴当量直径mm钻井液性能钻进参数水力参数密度g/cm3PVMPa.s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％一开1沙二段0～42024.921.02～1.054～1320～14060～9050106.10.35.381033064.020.7961.22二开2沙二段～沙一段420～86716.981.05～1.16～2080～12060～90301510.70.74.371323218.771.2571.313沙一段～珍珠冲867～127818.561.3～1.3510～2880～12060～8030159.21.34.491112767.531.2561.294珍珠冲～须三1278～17151.3～1.3510～28100～14060～8030151.25注：①表中钻井参数是根据牙轮钻头而确定的，若采用PDC钻头，则应重新设定钻井参数；②进入气层，钻头应换用大喷嘴或不装喷嘴。4.5分井段重点要求与注意事项开钻前按《开钻前验收项目及要求》(SY/T5954)进行检查，钻井作业施工方应严格按照《钻井技术操作规程》、《钻井井控规定实施细则》精心组织施工。4.5.1■本井是丛式井组，按地质设计要求找准井口位置。■为提高钻井速度，施工方在保证井身质量的情况下，可采用灵活的钻井工艺措施进行提速。■按标准要求埋好导管，防止开钻发生窜漏。送上井的钻具、工具必须保证质量。■各种入井钻具到井场后，工程技术人员要亲自逐根检查、丈量，特殊工具除了有各种尺寸记录外，要有草图。■加强钻具管理，各种钻具上井前必须经过检测方能上井。井队在下入井钻具时，必须按操作规程作业，在钻井过程中认真检查钻具，发现问题及时更换，注意观察泵压和排量的变化，以防刺钻具而导致井下复杂和井下事故。■开钻前进行高压试运转，发现问题要及时整改，保证开钻后设备运转正常。■井口装置必须装正，以减少对套管的磨损。■坚持按要求测斜及时调整钻具组合及钻井参数，确保满足地质靶区要求。■各井段尽量打直，为井组防碰做好准备。4.5.2第一次开钻(0～■本井段设计采用聚合物无固相钻井液钻进，提前做好固井物资器材的准备，提高机械钻速尽快钻完表层固井，减少无固相钻井液浸泡地表时间。■在井深0～50m内每钻进0.5m校正方钻杆垂直度，禁止乱加钻压，钻铤未加完前井内钻铤不能满足设计钻压要求时应按井内钻铤重量60～70%加压钻进，防止起步井斜。■大直径井段必须确保携砂排量，接单根各岗配合好，缩短停泵时间。■钻达固井深度后充分循环，并用高粘切钻井液冲砂垫底，确保套管顺利下入及固井质量。■套管鞋应选择座在硬砂岩上，下完套管座联顶节之前，一定校正井口以保证二开井口安装质量，减少井口套管磨损。4.5.3第二次开钻(420～■开钻前应按钻井工程设计“油气井控制”中的有关要求做好井控准备。进入气层前，按设计储备高密度钻井液、加重材料及必要的堵漏材料，同时作好相应的井控准备工作；施工中还应加强油气水压力监测，根据实际压力数据及井下情况合理调整钻井液密度，防井喷、井漏及垮塌等复杂情况发生。■备用1只127mm钻杆止回阀，及1根127mm防喷钻杆，同事保证具备相应的抢接工具。■起钻之前必须进行短程起下钻，若短起下钻到底循环过程中出现较严重的油气侵或溢流，则必须循环排干净气侵钻井液达到安全起下钻要求后再进行起下钻作业。■钻井过程中要加强对槽面钻井液的观察，及时发现井漏及油气显示，作好地质预报。特别是气层钻进中的录井必须坚持岗位。■搞好钻井液性能维护处理和钻井液池面报警工作，防止漏、垮、卡等井下复杂的发生。加强钻井液净化工作，固控设备运转率要达到要求，搞好净化装置的使用和维护保养。■凉高山组至须六层段可能有垮塌情况发生，本井按设计，在进入凉高山组前提高钻井液密度，处理好钻井液性能，控制失水，同钻井液密度应根据实际情况进行合理调整，确保井壁稳定。严禁采用清水强钻，防止出现井下复杂情况。■加强岩屑返出情况的观察，一旦发现有掉块趋势及时转化钻井液体系或调整钻井液密度。■在提高钻井液密度至最高设计值之前，必须对裸眼地层进行承压能力检验，若发生井漏，应采取堵漏措施提高地层承压能力。提密度时禁止边加重边打钻，并应严格控制加重速度，每个循环周内密度增加值不超过0.05。■进入气层前，应确定气层以上裸眼段无井漏后方可钻开气层。若发生井漏，应采取堵漏措施提高地层承压能力。■加强井斜、方位的监测，严格控制井斜，根据实际情况加强分析，及时合理调整钻井措施，以确保地质目标的实现。■优选钻头、钻井参数，应加快钻井速度。须家河钻进时，控制好钻头使用时间，防掉牙轮和减少下只钻头划眼井段。若有条件，可选用PDC钻头，以提高钻井机械钻速。■电测前，调整好并保持钻井液性能的稳定，同时根据井下情况进行必要的通井，为电测的顺利进行创造良好条件。5固井设计5.1基础数据钻头尺寸mm固井斜深m套管尺寸mm管鞋深度m固井前钻井液密度g/cm3固井方法311.2420244.54181.05普通215.91715139.717131.35普通5.2水泥浆、隔离液配方套管程序水泥浆隔离液表层套管G级水泥+降失水剂+缓凝剂+减阻剂+消泡剂配浆水油层套管G级水泥+降失水剂+减阻剂+消泡剂+膨胀剂+多功能纤维+缓凝剂抗钙隔离液注：可根据钻井实际情况，确定油层套管固井时是否采用双密度水泥，以防固井时由于井漏而影响固井质量。5.3套管串设计套管程序井深m套管下深m套管串结构表层套管420418244.5mm引鞋+244.5mm套管鞋+244.5mm套管1根+244.5mm浮箍+244.5mm套管2根(母扣内放阻流环)+244.5mm套管+联顶节油层套管171517135.4套管柱强度设计表套管程序井深m规范长度m钢级壁厚mm重量抗外挤抗内压抗拉尺寸mm扣型段重kN累重kN额定强度安全系数三轴强度MPa额定强度安全系数三轴强度MPa额定强度kN安全系数三轴强度kN表层套管0～418244.5长圆418J-5510.0324924917.74.1117.727.25.0428.17231310.732313油层套管0～1713139.7长圆1713N-807.7243343343.371.9143.3453.373.1853.5315804.41580备注：套管强度校核是按地质设计提供的地层压力系数和设计钻井液密度来进行计算的。当实钻地层压力和钻井液密度超过设计值(如钻遇异常高压气、水层等情况)，应重新校核安全系数并按规定要求对套管柱设计作相应调整。5.5油管强度计算表油管外径mm规格壁厚mm下入井深m段长m单位长度重量N/m钢级抗内压MPa抗外挤MPa抗拉强度kN自重kN累重kN剩余拉力kN安全系数73.0加厚5.511711171194.83N80注：该数据最终以完钻后试油设计为准。5.6各层套管注水泥设计套管程序套管尺寸mm钻头尺寸mm理论环空容积m3水泥浆返深m水泥浆密度g/cm3水泥长度m水泥等级注水泥量(含附加量)t表层套管244.5311.219.4401.9150G33.48油层套管139.7215.980.3401.9120G100.25注：根据钻井实际情况，确定油层套管固井时是否采用双密度水泥固井。5.7扶正器安放一般原则■244.5mm套管在下部5根套管各加1只弹簧扶正器。■139.7mm套管的扶正器种类及数量按现场施工设计执行，确保套管的居中度，以保证固井质量良好■全角变化率较大或井眼不规则井段，按SY/T5724计算套管扶正器安放间距。套管扶正器安放要求以固井施工设计为准。5.8固井施工及重点要求参与施工的各单位应按川庆钻探工程有限公司、西南油气田分公司共同制定的《固井技术管理规定》(2009年7月5.8.1■钻探公司应严格执行钻井设计，确保井身质量，为下套管作业提供良好的井眼条件；钻井队负责按固井施工设计和现场办公会要求，进行通井或模拟通井、调整钻井液性能、认真作好地层承压试验，确保井内稳定、井眼通畅、井底无沉砂；准备足量的先导浆、顶替液，并做好钻井液的回收准备工作。■电测期间钻井施工队伍应认真进行所有设备的安全检查和保养，发现问题立即整改；确保动力系统、提升系统、刹车系统、循环系统、供水供电系统的正常运行。钻井泵、钻井液罐必须按相关标准检查好，保证循环罐间不发生窜漏，若无法解决窜漏，则必须分别作好替入量和返出量的记录的准备。■保证井壁稳定，防止垮塌；若井漏，必须堵漏，以提高地层的承压能力；按要求储备钻井液；固井水罐应清洗干净,不能刺漏和互窜，应有防雨设施；固井用水的水质和数量应符合固井施工设计要求。■通井使用的稳定器必须符合《固井技术管理规定》要求；最后一次通井到底分段循环带干净井内岩屑后，并调整好钻井液性能，通井起钻时按规定坚持灌满井筒钻井液，保证井壁稳定。■下套管之前应按《固井技术管理规定》中要求将半封心子更换为与所下套管外径相同的半封心子。为安全下套管、固井施工作好准备；套管头两侧的闸阀应转换为21／2″或3″平式油管母扣。以便连接钻井液回收管线。■防磨套取出后，应将套管头内冲洗干净，以保证套管悬挂头坐放到位。■现场施工负责人和钻井队技术人员，应按固井施工设计和现场办公会要求，对送井套管、附件、工具、器材等进行认真检查验收。钻井队负责按入井顺序排列套管、外观检查、丈量长度、通内径、清洗丝扣等，确保入井套管完好无损；钻井技术负责人对现场各入井工具及附件进行检查，测绘草图并进行标注。■严格按固井施工设计程序组织施工，坚持召开施工前安全技术交底会，指定施工指挥，各岗位职责明确，专人负责，统一服从施工指挥者的指挥。■所有附件和工具必须由专人保管和检查，并提前与套管合扣。■井下作业公司为钻探公司提供质量可靠的工具和套管串附件。包括：套管引鞋、套管鞋、浮箍、扶正器、上下胶塞、悬挂器、丝扣粘接剂等。■井下作业公司负责按固井施工设计和现场办公会要求，准备好水泥车、水泥储灰罐、水泥浆混拌装置、仪器仪表车、水泥头、注水泥管汇、供水和回收泥浆管线、供水泵及分配器等装备。施工设备及管汇在家必须按相关标准检查好，方能上井；固井水罐的闸门、管线、罐体不能有漏液现象，循环泵，增压泵必须满足固井施工要求；严格按要求完成固井配液、水泥大样复查和设备准备等固井各项准备。■井下作业公司负责按固井施工设计和现场办公会要求准备水泥及水泥外加剂，并负责运输、装罐、混拌、气化及管理，钻井队协助；负责水泥试验的单位和人员，应对水泥、水泥添加剂和外掺料的质量、水泥浆配方以及干灰混拌质量全面负责。并按有关标准和规定做好水泥试验，水泥浆各项性能指标执行行业标准SY/T6544《油井水泥浆性能要求》。下套管的有关要求下套管作业应符合SY/T5412《下套管作业规程》有关要求。■入井套管串必须严格按由现场施工负责人和井下作业公司现场技术人员按固井施工设计，共同排列的入井套管串入井。■下套管前必须复量套管长度；在场地上，母扣内均匀涂抹符合API标准的套管专用密封脂；吊套管上钻台时，母扣端戴好护帽；套管上钻台前必须用相应内径规再对套管逐根通内径，内径规由场地专人保管。■吊套管时，严禁碰撞丝扣；按《固井技术管理规定》要求：油层套管必须由下套管作业队采用套管液压大钳上扣，确保套管上扣质量，扭矩记录资料应存档备查。■下套管过程中应盖好井口，收拣好井口用工具，防止套管内外掉东西；注意人身、井下、设备安全。■按施工设计要求必须对下部套管及配合接头、套管附件等的所有丝扣连接处采用10mm■下套管过程中每20～30根套管(控制套管内、外压差＜5MPa)灌满一次钻井液，裸眼段灌钻井液时应坚持活动套管，防卡套管。■下套管途中或下完套管发生井漏，原则上不得采取桥塞钻井液及有可能造成循环通路堵塞的材料进行堵漏。应按《固井技术管理规定》要求执行。■下套管时严禁猛提、猛放，严格控制套管下放速度，在上层套管内每根套管下放时间不少于30s，出上层套管鞋每根套管下放时间不少于50s，下部井段每根下放时间控制在30s～1min；若下套管时遇阻卡，井队司钻不得自作主张，须请示现场技术负责人。■严格按固井施工设计要求加装符合要求的套管扶正器，所选用套管扶正器类型及规格应严格按《固井技术管理规定》要求执行。■套管上扣应按：对扣→引扣→进扣→紧扣的工序进行；并按固井设计提供的标准扭矩值进行紧扣。在任何情况下，进扣速度应＜15r/min；最终紧扣时，进扣速度应＜5r/min；原则上，紧扣扭矩值应控制在最佳与最大扭矩值之间。■表层套管下完座联顶接认真校正井口，确保井口安装质量，以减少井口套管磨损；套管下完后，也应认真核对联入长度，确保悬挂头准确到位。■下完套管后以小排量开通泵，逐渐加大至正常钻进排量循环，并按固井施工设计要求调整钻井液性能，循环不得少于2周。5.8.3现场施工负责人负责进行注水泥施工技术交底，组织分工，明确施工步骤、各岗位职责及注意事项。■井下作业公司负责注水泥施工作业供水，钻井队给予协助；注水泥施工作业中，做好正反计量工作，人工计量由钻井队负责，仪表计量由井下作业公司负责。■井下作业公司严格按照注水泥施工设计参数、要求、工序连续作业，确保施工质量。■在替浆过程中，若施工压力高，泥浆泵顶替困难时，由水泥车完成顶替作业；供浆管线由钻井队负责联接至水泥车附近并固定，井下作业公司负责联接至水泥车上并固定。■按照《固井设备操作规程》检查和确认固井作业所用设备和其油、气、水、灰管线及固井高压管线和阀门等是否符合施工要求；检查和确认下灰系统、混浆系统、供气系统、供水系统和混合液混拌系统等是否符合施工要求。■水泥必须小批量按比例混装，所装灰罐现场必须标明种类和数量，采用三参数仪表实时监测，同时井队进行人工计量。■注水泥必须按照固井施工设计进行，确保连续施工。水泥浆和前置液注入量、注替排量、水泥浆密度和性能必须达到设计要求(水泥浆24:00强度应达14MPa以上)，尽可能实现紊流顶替。水泥浆密度应控制在设计要求的±0.03g/cm3范围内。■注水泥期间，派专人专岗观察井口钻井液返出量，分析判断井下情况。■注水泥施工结束后，由现场施工负责人对下步工作进行安排，重点落实水泥浆候凝时间、探塞、测井、试压、钻塞及相关安全技术措施和注意事项等。5.8.4各次固井质量的检测时间、检测程序应严格执行《固井技术管理规定》中12条规定；固井质量的评价标准应严格执行SY/T6592《固井质量评价方法》和《中国石油天然气集团公司固井质量检测管理规定(试行)的通知》(工程字〔2006〕28号)。固井质量达不到有关标准要求的应采取补救措施。5.8.①、244.5mm套管固井■下完套管座联顶节前应认真校正井口，确保二开井口安装质量，减少井口套管磨损。■保证固井水泥原浆返出井口5～10m3■244.5mm套管固井后安装TF95/8×51/2-70套管头和35MPa井口装置。②、139.7■施工前根据井下条件，按石油行业标准和API标准对水泥进行严格的施工性能试验，确保水泥试验数据精确可靠。■139.7mm■根据本井实钻情况，认真做好固井施工设计，精心组织固井施工，6油气井控制油气井井控应按中油集团公司颁布的《石油与天然气钻井井控规定》及由原四川石油管理局、西南油气田分公司联合颁布《钻井井控规定实施细则》执行。6.1钻井井口装置一开钻井口装置示意图人工埋导管要求：(防窜漏)⑴、先将圆井挖到页岩或砂岩硬地层下0.5m；⑵、根据方井中线，拉十字线，用铅锤标定出井口中心点；⑶、根据导管半径，在圆井底部画出导管圆周线或打出一道圆周线槽；⑷、让导管座于圆周线上或圆周线槽内将导管校正，四周绷紧并固定(注：确保不能移位)；⑸、埋导管时，用水平尺随时量导管四方，确保导管垂直居中；一层水泥砂浆一层砾石再一层水泥砂浆交替填至方井平面，不得窜漏，如发生窜漏，由施工方承担损失。二开钻井口装置示意图第二次开钻井口装置图已下244.5mm套管6.2井控管汇6.3试压要求井控装置试压■全套井控装置应在井控车间用清水按规定试压合格后方能送往井场，在井上安装好后按下表参数试压。开钻次数井控装置名称型号试压要求介质压力MPa稳压时间min允许压降MPa二开环形防喷器FH28-35清水10.5010≤0.7双闸板防喷器2FZ28-35清水10.5030≤0.7节流管汇JG-Y1-35清水10.5030≤0.7压井管汇YG-35清水10.5030≤0.7■放喷管线按10MPa试压；稳压时间为30min，允许压降小于0.7MPa。■钻开油气层前、更换井控装置零部件后以及气层钻进中每月应采用堵塞器或试压塞参照上述有关要求及条件对井口装置试压。套管试压开钻次数套管尺寸mm试压介质试压值MPa套管最低抗内压强度MPa稳压时间min允许压降MPa1244.5清水10.5024.330≤0.72139.7清水35/4253.3730≤0.76.4井控要求井控设备安装要求：⑴、防喷器必须安装平正，并用钢丝绳四角绷紧。⑵、液控管汇安装整齐，车辆跨越处应安过桥盖板，远控台及储能器应安装在距井口左前方25m以上的专用活动房内，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。远控台的电源线、气源线要单独连接。储能器瓶的压力要始终保持在工作压力范围内。⑶、具有手动锁紧机构的所有闸板防喷器应安装手动操作杆，靠手轮端应支撑牢固，中心线与锁紧轴之间的夹角不大于30°，并挂牌标明开关方向和圈数，手动操作杆手轮下方应安装操作台。⑷、防喷管线和放喷管线应采用螺纹与标准法兰联接的专用管材。⑸、放喷管线的安装和固定应符合《钻井井控规定实施细则》的要求；放喷管线接出井口100m以上的安全地带，距各种设施不小于50m，放喷管线出口处具备点火条件，至少在一个主放喷口修建燃烧池。其挡火墙长×宽×高为6m×3m×3m，正对燃烧筒墙厚0.5m，其余墙0.25m⑹、井控其它要求：■按《钻井井控规定实施细则》要求，认真落实井控岗位及相关责任；对井队施工人员进行严格的井控培训；并组织进行防喷、防火演习。■在油气层钻进中，每只钻头入井开始钻进前，都要以1/3～1/2正常钻进流量测一次低泵速循环压力，并做好泵冲数、流量、循环压力记录。当钻井液性能发生较大变化时应重作上述低泵冲试验。为以后关井求取立压提供依据。■钻开油气层前，按钻井液设计储备好钻井液和加重材料及必须的堵漏材料。中途测试与测井井控要求.1中途测试技术要求与井控要求本井为开发井，钻进中若遇显示良好，经请示分公司主管部门，批准后进行中测。中途测试须拟定具体试油方案，作为本设计的补充件，一并存档，中测时应取得流体性质、产量、压力等资料。①中途测试技术要求如下：■起、下测试工具前，检查提升系统、指重表、记录仪等，确保测试顺利进行和准确记录。■要求井壁稳定，测试井段无大段页岩、易垮塌及缩径岩层。■测试前通井划眼至测试井底，如有遇阻、缩径、沉砂等井下情况，应采取措施排除，直至井眼畅通。■按设计连接好地面测试控制管线及装置，仔细检查油、气、水分离器及计量仪器，要求地面系统符合设计要求、井内无异常，才能进行座封。②中途测试井控要求如下：■钻至完钻井深后，进行中余测试(电测)前，必须充分循环带干净井内岩屑，把井内搞平衡方可进行施工。按要求准备好足够数量、质量合格的钻井液。■下钻过程中，由专人记录返出情况，每5柱记录1次，并核对与应返出量是否一致，发现异常立即汇报。■按设计连接好地面测试控制管线及装置，仔细检查油、气、水分离器及计量仪器，要求地面系统符合设计要求、井内无异常，才能进行座封。■座封前，试关半封防喷器一次，作好反灌钻井液的准备工作，并试灌一次。■座封开井后，密切观察环空液面，若液面下降，立即向环空反灌钻井液，并关井、解封，准备重新座封。■开井后若有天然气喷出，则应立即点火燃烧；若发现喷出的流体内含有硫化氢，而管柱或地面系统又不抗硫，且又无相应防护工艺措施时，应立即关井、压井、解封起钻。■测试完毕后,若钻具内液体排空,应打开循环阀进行压井作业，待井压稳后才能起钻。■起测试管串时，控制上提速度，并及时定量灌入钻井液，避免抽喷。.2测井井控要求①测井对井口设备的要求■井口有剪切电缆设备，一旦井口失控可以快速剪断测井电缆，达到立即封井。②测井井控预防措施■测井施工小队必须严格按"测井操作规程"精心组织施工，如果测井作业超过规定时间，井队必须通井循环钻井液。如果井内复杂，测井仪器在井内遇阻卡严重时，必须要求井队通井循环钻井液。■在测井过程中，井队和测井队派专人井口值班，负责检查和观察测井设备的运行情况，注意井内钻井液情况，一旦发现井口钻井液出现溢流，立即通知井队和测井小队长。■井口一旦发现轻微的钻井液溢流时，测井队在小队长的组织下，安全、快速将仪器取出井口(同时立即向井队通报)，以便井队立即采取措施压井。③井口失控应急要求■在测井过程中，如果万一发生井口失控，立即将测井绞车停车熄火，控制一切火源，在现场的统一指挥下用井口设备剪断测井电缆或射孔电缆，立即关闭井口。取心井控要求本井不取心。油气井控制的主要措施⑴、开钻前必须向全队职工、钻井现场的所有工作人员进行地质、工程、钻井液和井控装备等方面的技术措施交底，并提出具体要求。⑵、严格执行井控工作九项管理制度，落实溢流监测岗位、关井操作岗位和钻井队干部24h值班制度，井控准备工作及应急预案必须经验收合格后，方可钻开油气层。⑶、各种井控装备及其它专用工具、消防器材、防爆电路系统配备齐全、运转正常。⑷、进入气层前50～100m对上部裸眼段进行承压试验无井漏后并将钻井液密度逐步调整至设计要求值；每次起钻前必须活动方钻杆旋塞一次，每次起钻完检查活动闸板防喷器一次，半月活动检查环形防喷器一次，以保证其正常可靠。⑸、气层钻进中，必须在近钻头位置安装钻具止回阀；接止回阀下钻每下20～30柱钻具灌满钻井液；钻台上配备与钻具尺寸相符的钻具止回阀，并配有抢装止回阀工具；在大门坡道上准备一根防喷单根(钻杆下部有与钻铤扣相符的配合接头)。⑹、必须按班组进行各种工况的防喷演习，并达到规定要求。⑺、严格落实坐岗制度，无论钻进还是起下钻，或其它辅助作业，钻井班都必须落实专人24h坐岗观察钻井液池液面变化和钻井液出口情况，地质录井人员除了在仪表上观察外，必须对钻井液池液面变化和钻井液出口进行定时观察，定时测量进出口钻井液性能；两个岗都必须作好真实准确记录；值班干部必须对上述两个岗位工作情况进行定时和不定时检查，并当班签认。⑻、钻进中遇到钻速突然加快、放空、井漏、气测及油气水显示异常等情况，应立即停钻观察。如发生溢流要按规定及时发出报警信号，并按正确的关井程序及时关井，关井求压后迅速实施压井作业(并同时上报有关部门)，待井内平稳后才能恢复钻进。⑼、关井压力不得超过井口装置的工作压力、套管抗内压强度的80%(或按套管试压值)和地层破裂压力三者中的最小值。⑽、加强井场所有运行设备的检查和保养，确保设备正常运行。起钻前必须在井底充分循环(一周半以上)，进出口泥浆密度差不超过0.02g/cm3，正常后方可进行起钻作业。⑾、7完井井口装置7.1完钻井口装置⑴、套管头规范：TF95/8″×51/2″-70⑵、完钻井在钻至地质要求人工井底后，下入油管带回压凡尔，使用清水充分洗井后，再起油管200～300米；装井口盖板法兰并装堵头试压；清水试压，42MPa，稳压不少于30min，允许压降小于0.5MPa。(若套管选材及井身结构有变，试压值须按要求重新考虑⑶、方井盖板在堵头处掏空，防止盖上盖板后碰撞堵头；套管接出一条泄压管线并装压力表。=4\*GB2⑷、完钻井口装置图：7.2完井井口装置⑴、采油树型号：KQ65-70。■安装要求：按石油天然气行业标准SY/T5678《钻井完井交接验收规则》执行。■试压要求：a、70MPa完井井口须经安检部门70MPa气密封检验合格。b、现场安装好后，总闸以上零部件按额定工作压力试压，试压时间30min，允许压降不超过0.5MPa，试压介质清水。⑵、完井井口装置图：7.3油气层保护措施⑴、按设计钻井液密度搞好平衡钻进，用好固控设备控制好钻井液密度。⑵、为保护好油气层，进入储层前按设计加入足量产层保护剂；产层出现井漏后，应采用暂堵性堵漏材料堵漏。⑶、尽可能缩短油气层浸泡时间，减少油气层污染时间。⑷、8健康、安全与环境管理8.1基本要求施工单位应遵守国家、当地政府有关健康、安全与环境保护法律、法规等相关文件的规定。施工单位应严格执行《石油天然气钻井健康、安全与环境管理体系指南》SY/T6283行业标准和《石油天然气钻井作业健康、安全与环境管理导则》Q/SY1053-2010标准的相关规定。调查井场周边环境，如500m范围内居住人口、电力、河流情况及地方政府、安全、环保、消防、卫生机构的联络途径。钻前工程应拆迁距井口100m范围的民居。钻开油气层和中途测试期间，应对放喷管线出口100m范围的居民临时撤离，并在距井口100～300m范围建立警戒点(必要时增设警戒点)，与地方政府建立联防机制和采取警戒措施，进行24小时警戒。施工前根据井控措施要求，制订各种安全、事故预防与补救具体措施、逃生方案。对钻井施工危险作业的补充要求：①进入气层前，施工单位要主动与当地政府取得联系，教育井场周边的群众、普及安全知识，要将危害程度、防范措施印成小册子下发当地群众。8.2应急计划制定要求在钻开油气层前的检查验收中，所有条件具备才能钻开油气层。本井应把防止井喷失控、井喷失火等作为事故应急的重点，避免造成人员伤亡和财产损失。施工单位应本着"人员的安全优先、防止事故扩展优先、保护环境优先"的原则，按照《石油天然气钻井健康、安全与环境管理体系指南》(SY/T6283)的要求制定与当地政府有关部门相衔接应急救援体系和应急救援措施计划。在进入油气层前，应和当地政府和医院、消防部门取得联系；同时要向可能危及范围内居民进行安全知识和遇紧急情况时的应急计划教育，提出紧急情况下的安全撤离要求，施工单位应编制单井应急救援预案手册。⑴、应急救援预案包括的应急组织机构关系框图⑵、应急组织机构要各负其责⑶、应制定以下应及救援预案a、井喷及井喷失控应急处理预案b