辛17-侧B34钻井工程设计书.docx

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1、设计编号：201808-308钻井工程设计单位：东辛采油厂井号：辛17-侧B34井别：生产中二（新区产能建设井）井型：侧钻井中石化胜利油田分公司2018年09月03日中国石化辛17-侧B34侧钻井钻井工程设计7钻柱设计7.1 钻具组合及钻井参数表7钻具组合序号项目井段 (m)段长 (m)井斜 ()钻具组合1通井通径0-1530.001530.00118.0mm 钻头/121.0mm 通径规+止回阀+0104.8mm 钻铤1根+73.0mm钻杆2下斜向器0-1500.001500.000118.0mm 一体式斜向器十120.0mm铳锥1 只+止回阀+中104.8mm 钻铤3根+73.0mm 钻杆

2、3开窗1497.415002.60120.0mm 铳锥+止回阀十104.8mm 钻铤3 根+73.0mm钻杆4造斜、稳 斜钻进15002575.571075.5745.73118.0mm钻头+95mmi.5。单弯动力钻具+ 止回阀十73.0mm无磁承压钻杆1根 +MWD+73.0mm加重钻杆15根+73.0mm 钻杆5通井1500-2575.571075.5745.730118.0mm 钻头+止回阀+104.8mm 钻铤1 根+欠尺寸扶正器+73.0mm加重钻杆 +73.0mm钻杆注：钻具组合设计供参考，施工单位在实钻中可根据实际情况依据地层特性在确保井下安全、确保下套管顺利和井身质量、提高钻

3、井速度的原则调整钻具组合。7.2 送井工具表72井下专用工具及仪器序号名称规格数量备注1接头230x2101个2提升短节211扣2根3通径规0121.01个4复式铳锥 120.01个5钻头盒子0118.01个6一体式斜向器 118.01个7钻铤0104.83根81.5。单弯动力钻具 95.01根9套管吊卡095.32个10回压凡尔095.32个11悬挂器 95.31个带喇叭口及倒扣接头12定向接头095.01个13钻杆073.0270根14无磁承压钻杆073.01根15加重钻杆 73.015根中国石化中国石化辛17-侧B34侧钻井钻井工程设计8水力参数设计表81水力参数设计表序号层位井段 (m

4、)钻头钻进参数水力参数类型尺寸 (mm)水眼 (mmx 个)钻压 (kN)转速 (r/min)排_LL里 (L/s)泵压 (MPa)钻头 压降 (MPa)环空 压耗 (MPa)环空 返速 (m/s)1套管内0-1530钻头 通径规118 01212套管内1497.41500复式 铳锥1203东营组 沙二段1500-2575.57PDC1189x3204060+ 螺杆1016.161.7514.411.489钻头选型及钻速预测表9钻头选型及钻速预测表序号井段 (m)钻头钻井参数预测指标直径 (mm)型号数量 (只)钻压 (kN)转速 (r/min)排量 (L/s)进尺 (m)纯钻 (h)钻速 (

5、m/h)115002575.570118PDC220 4060+螺杆101075.571308.2710测量方式套管内及套管附近以陀螺数据，MWD每10m-30m测量一个点，完钻后测电子多点。10.1 定向段测斜数据均按曲率半径法计算，并用插入法计算出中靶点的全部井眼轨迹数据参数。10.2 稳斜段(1)要求进行随钻测量。(2)完钻后测电子多点，取全全井多点数据。11分段施工技术要求11.1安装(1)通井前，安装好井口防喷器，并换好与通井管柱相匹配的闸板芯子。(2)按钻井设备安装标准执行，并定期检查、校正。(3)天车、转盘、井口、井架的中心线最大偏差小于10mm,井口装置、防溢管固 定牢靠，防止

6、施工中偏磨井口及套管，造成其它故障。(4)设备试运转后，经安全主管部门组织验收合格，方可开工作业。(5)安装防落物装置。中国石化辛17-侧B34侧钻井钻井工程设计1L2通径、洗井(1)对下井钻杆、工具要严格丈量其长度、外径、水眼直径，确保下入深度准确无 误。丈量前进行外观检查。(2)通径规直径：121nlm。(3)下钻时，要平稳下放，密切观察指重表悬重变化，遇阻不强压，遇卡不硬拉， 要准确计算阻、卡点井深，防止强压或硬拉造成井下故障。(4)在洗井过程中，若有漏失要及时替入已经配置好的钻井液，使井内循环液柱压 力与地层孔隙压力达到平衡为止。(5)开窗前对全井套管试压，达不到要求不准侧钻。11.3

7、 下斜向器(1)严格按YTS-U8型斜向器使用说明书及专业技术人员要求执行。(2)下钻前要认真检查斜向器尺寸、斜面角度是否符号设计要求。(3)钻具组合：18.0mm 一体式斜向器+(I)120.0mm复式铳锥+(I)104.8mm钻铤 +73.0mm钻杆(4) 一体式斜向器、复式铳锥的连接要可靠，剪断销钉应符合施工要求。(5)下钻过程操作平稳，禁止猛放猛刹。(6)下钻到底陀螺定位后，将斜向器的工具面对准井眼设计方位，锁死转盘。(7)下至预定位置，经反复核对深度无误后，进行坐挂斜向器，并剪断送入销钉。(8)开泵循环、试探遇阻深度正常后，方可实施开窗作业。11.4 开窗(1)磨铳时应密切注意扭矩的

8、变化和蹩、跳钻情况。若出现跳钻，可适当调整钻压 和转速。(2)根据磨铳情况及时调整磨铳参数，总的原则是：当套管外水泥胶结好时可加大 钻压，提高转速；当套管外无水泥时，应采用小钻压；套管腐蚀严重时应采用较高转速、 低钻压。(3)加强钻屑观察分析，及时判断开窗进展情况，开窗完成后应认真进行修整工作, 确保窗口完好。(4)侧钻时考虑磁干扰因素，应钻出套管20m左右，进行反复上下修整窗口，然后起钻。中国石化辛17-侧B34侧钻井钻井工程设计斜井段施工要求(1)按设计要求组装定向组合钻具，下钻前动力钻具要在地面试运转。(2)下钻过程中钻具丝扣按规定扭矩上紧；防止钻具倒扣落井。(3)单弯螺杆钻具不得在套管

9、内悬空循环。(4)钻进过程中谨防溜钻及顿钻故障的发生。全井坚持使用泵滤清器及地面滤清器。(5)钻具不应在同一位置循环，防止井壁出现台阶。(6)做好轨迹控制图，确保施工的顺利进行。(7)钻进过程中，根据井下情况及时进行短程起下钻，保证井眼的畅通。11.5 稳斜段施工措施及注意事项(1)定向造斜完，首先使用通井钻具组合通井，遇阻时以冲、通为主，如果仍然不 能通过，再次下入柔性钻具组合通井处理井眼。(2)动力钻具下井前进行地面试运转，正常后方可下井。(3)下钻过程中钻具丝扣按规定扭矩上紧，严禁钻具转动。(4)钻进过程中送钻要均匀、平稳、严禁猛刹猛放，防溜钻及顿钻故障的发生。(5)钻具下到井底后，首先

10、开泵，缓慢转动转盘试钻进，密切注意观察扭矩表变化， 若扭矩太大应适当调整钻进参数，改善钻井液性能。(6)斜井段与裸眼井段必须控制起钻速度，严禁转盘卸扣。(7)若井下情况复杂，需要进行通井和划眼时，原则上采用上一趟钻具结构，如因 实际情况必须改变钻具结构时，该钻具的钢性应小于上趟钻具的钢性。(8)根据井下情况进行短起下钻，必要时起过复杂井段或起至套管鞋以上。(9)钻具组合和钻井参数应根据实钻井眼轨迹的需要，由现场定向井工程师合理选 配，以满足增斜、稳斜要求。(10)采取措施提高钻井液的质量，加强井眼的净化，降低泥饼摩擦系数，以达到稳 固井壁、井眼通畅的目的。11.6 完井电测(1)电测前应处理好

11、钻井液，并充分洗井。(2)电测过程中应有专人观察井口液面变化，并配合测井作业。(3)防电测过程中井涌、井喷故障的发生。10中国石化辛17-侧B34侧钻井钻井工程设计下套管(1)施工前，应根据实际井深和设计要求准备套管。(2)下套管时要认真涂均丝扣油，按套管最佳扭矩上扣并分段灌入钻井液。(3)套管下完后，灌满泥浆，测套管柱重量并记录，(4)套管下到底后，必须灌满泥浆开泵。(5)充分循环洗井，做好固井准备。具体施工措施见固井设计。12井下复杂情况预防及处理钻具故障的预防和处理(1)及时进行短程起下钻，清理岩屑床。(2)开钻前对全井钻具进行探伤，严防有伤钻具入井。(3)入井钻具组合要尽量简化，特别要

12、注意尽量减小刚度，采用小角度单弯螺杆进 行导向钻进可大大降低钻杆扭矩，增加钻井的安全性。(4)钻具上、下钻台戴好护丝，丝扣必须清洗干净，入鼠洞不黏泥土、油污，在钻 具丝扣和台肩上均匀涂抹丝扣油，用标准扭矩紧扣。(5)钻进中发现泵压下降IMPa,应立即检查原因及时整改，否则应起钻检查钻具。(6)每使用两只钻头，配合接头逐根卸开清洗检查，重新抹丝扣油。(7)摆工具面小角度转动一次不超过30。，防止一次转动过多造成钻具与井壁的接触 力过高，损坏螺杆。(8)针对螺杆钻具丝扣易倒开的问题，要求供货方对螺杆各扣用优质抗高温高压丝 扣胶黏结，并按设计扭矩紧扣。12.1 降低摩阻措施(1)钻进时增加钻井液的润

13、滑性，减小钻柱刚度。(2)井眼曲率应平滑过渡。12.2 防键槽卡钻的措施(1)尽量减少起下钻次数，以有效保护井壁。井斜、方位变化大的井段均要用一档 (低速)起钻，防键槽卡钻。(2)避免井眼曲率变化过大。(3)认真记录每次起下钻阻卡位置，结合测斜资料综合分析形成键槽的可能性、及时制定出针对性措施，提前处理。11中国石化辛17-侧B34侧钻井钻井工程设计（4）尽量减少钻具组合的变换的次数及钻柱的刚性。（5）若发生键槽卡钻，则应向下活动钻具，使随钻震击器向下震击解卡，或倒划眼 解卡。12.3 井眼净化（1）根据实际情况，定期进行短程起下钻，钻具旋转洗井、分段洗井。（2）改善钻井液流变性能，保持良好的

14、悬浮性和携岩能力。适当提高排量和返速， 配合净化装置的使用，保证钻井各项施工过程的井眼清洁。（3）进入大斜度井段后，视井眼净化状况，必要时打入一定量的钻井液稠塞，清除 井底岩屑。（4）钻井液量满足设计要求。（5）如发生沉砂遇卡，应尽量建立循环，先小排量循环，然后逐步增大排量，同时 调整钻井液性能，活动钻具解卡。12.4 井漏的预防和处理（1）适当降低钻井液密度（不发生井涌、井喷的前提下）。（2）降低排量，调整钻井液性能。（3）钻进发生渗透性漏失地层之前，在钻井液中加入暂堵材料，做到预防为主。（4）在钻井液触变性较大、静止时间较长的情况下，下钻要分段循环钻井液，防止 蹩漏地层。（5）下钻时控制速

15、度，防止压力激动过大而蹩漏地层；要有专人观察钻井液返出情 况，漏失时要详细记录其漏失量、漏失速度、漏失位置和漏失钻井液性能。12.5 钻井施工防碰措施（1）侧钻施工前，技术人员要借阅邻井井口、靶点坐标及井眼轨迹资料，认真做好防碰 草图，搞清楚已施工老井的轨迹走向，制定好本井防碰措施。（2）严格按要求测斜：定向井段的测斜间距不大于10m；稳斜井段的测斜间距不大于50m；防碰、绕障井段 的测斜间距不大于10m,必要时加密测点。（3）根据测斜数据及时计算，绘出单井设计与实钻轨迹投影图，并绘出防碰井与邻井在 同一坐标系下井眼轨迹水平投影叠加图。两井轨迹水平投影叠加图交叉的垂直井深差大于 30m o（4

16、）每测一点都要扫描、搜索出正钻井与邻井的最近空间距离，预测出井眼轨迹的发展12中国石化辛17-侧B34侧钻井钻井工程设计趋势以及与邻井是否有相碰的危险。(5)施工中若出现相碰可能，应加测多点，相距较近，易发生相碰时可用仪器跟踪并用 动力钻具微调合理避让，保证施工顺利进行。(6)钻进中若出现钻遇套管的征兆，则立即停止钻进。将钻具提离井底5m以上，小排 量低转速循环，上下活动观察。进一步分析磁场强度是否正常、重新测量井眼轨迹数据， 如磁场强度异常，使用陀螺仪测井眼轨迹，确认是否与邻井套管相撞。复核轨迹数据，确 认对其它井作业影响不大的情况下，可继续监测再钻进(13)个单根，确定井眼进入安全 区域后

17、，可继续定向钻进。(7)两井最近距离在安全区域内，可采用常规的增斜、稳斜钻具组合，进行轨迹控制。(8)防碰井段按小半径柱状靶施工，控制轨迹在靶内穿行。(9)如果判断碰上邻井套管，则立即起钻，注水泥塞封固井底以上(150200)m。重新 定向绕障钻进。(10)施工井完钻后，要根据该井多点及其它数据绘制实钻轨迹图并上交有关部门，以 便于后续井施工。(11)与辛17-38、辛17-斜43、辛17-斜更5、辛68-平3、辛68-斜126、辛68-斜22、辛68- 斜 125、辛68-斜 145、辛 17-侧13、辛68-21、辛68-侧21、辛68-平2、辛68-斜 132、辛68-支 平2、辛68-

18、侧63、辛17-侧2井防碰。表12-1辛17-侧B34防碰扫描结果简表12.7停注要求序号参考井(设计)比较井井深 (m)垂深 (m)井号数据 来源井深 (m)垂深 (m)最近距离 (m)扫描角 ( )仰角 ( )11780.001734.24辛17-侧13设计1739.081738.4683.60132.95-2.8921560.001559.32辛17-斜43实钻1559.691559.528.76145.25-1.3331500.001500.00辛17-斜更5实钻1499.641499.3412.4251.083.0442030.001914.62辛 68-21实钻1912.21191

19、1.7158.20313.802.8751720.001690.95辛68-侧21实钻1473.911473.82316.12238.2243.3861500.001500.00辛68-平2实钻1364.731357.73387.84239.3921.5271500.001500.00辛68-平3实钻1332.121304.66390.36222.1130.0382150.002001.21辛68-斜132设计2110.642019.9683.34122.41-13.0092250.002072.72辛 6844 22实钻2204.252146.29125.19352.98-35.991019

20、30.001842.47辛68-斜125实钻1531.551344.19741.44207.4342.23111980.001878.55辛68-斜126实钻1997.931760.38205.13186.4435.17122575.572300.00辛68-斜145实钻2659.982351.9983.06176.12-38.75131500.001500.00辛 17-38实钻1499.711499.4416.3226.261.97开钻前井队要详细了解邻井注水情况。有关停注事宜，按Q/SII1020 2162-2013已13中国石化辛17-侧B34侧钻井钻井工程设计开发油田钻调整井过程中停

21、注水、气、汽井和采油井的要求标准执行。表12-2邻井注水情况表一井号注水层位注水 井段 (m)日注 水量 帅井口 注压 (MPa)位于井口位于A靶点方位 ()距离 (m)方位 ()距离 (m)辛 17-5沙二段1983.52209.9603.3334300265470辛 1744 17沙三上2302.0-2376.89423340410285357辛25-斜8沙二段2246.1-2486.04723339625303964辛44沙二段2140.142312.0012.5341750304705辛68东营组沙一段1922.5-2287.618575960192182辛 68-21沙一段1901.

22、9-1964.3110.555337207133辛 68-35沙二段1500.1-1509.02741462119870762辛 68-46沙二段2041.0-2056.032482748118458辛68-侧7沙一段一沙.:段1934.8-2228.43990406150221辛68-斜51东营组1385.0-1391.0694.350115165539辛68-斜57沙一段1994.0-2074.04310.17185038363辛68-斜60沙一段1973.01984.5337185082409辛68-斜93沙三上2420.6-2471.467459124166344辛68-斜98沙二段2

23、269.02306.00145712616497012.7.1停注范(1)在已注水、气、汽井的油田内钻调整井时，所钻井井眼轨迹进入相应注入层300 m范围内的所有注水、气、汽井停止注入。(2)所钻井井眼轨迹进入相应注入层300 m范围以外的注水、气、汽井，如果地层 连通性好，注水、气、汽量大、压力高，由采油厂(油公司)综合考虑注水、气、汽压力影响情况，确定是否停注、减注或降压。(3)在钻调整井期间，所钻井井眼轨迹周围100m以内的抽油井、200m以内的电 泵井，由采油厂(油公司)综合考虑根据地层连通情况决定是否停采。(4)停注24 h后，如注水、气、汽层位的地层压力等效钻井液密度高于所钻调整

24、井设计钻井液密度，应泄压使注入层位的地层压力等效钻井液密度低于所钻调整井设计钻 井液密度。12.7.2 停注时间本井在钻井开窗前停注。12.7.3 恢复注入时间(1)所钻井油层套管固井候凝48 h后，恢复注入。(2)停注后，如新钻调整井发生复杂、故障或故障时未钻达相应注入层位，预计处 理时间较长，可通知采油厂(油公司)恢复注入。当复杂、故障或故障解除后，另行通知停注。14中国石化辛17-侧B34侧钻井钻井工程设计12.8其它重点情况提示（1）搞好一级井控，起钻灌满钻井液，控制起钻速度，防止抽吸引起井喷。（2）设计井井身轨迹紧靠断层，钻遇不整合面、断层面附近及疏松砂岩层，防漏。（3）钻遇油气层段

25、及相当于邻井注水井段，防井喷。（4）本井采用钻井液不落地工艺技术。13油气井压力控制按GB/T 31033-2014石油天然气钻井井控技术规范、中国石化油2015374号中 国石化井控管理规定、胜油公司发（2017） 57号胜利油田分公司钻井井控管理实施细 则等有关井控标准的要求执行，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

26、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。13.1 井控设备各次开钻井口装置示意图13.L1J井口装置示意图图131侧钻井口装置示意图图131侧钻井口装置示意图15中国石化辛17侧B34侧钻井钻井工程设计13.1.1.2节流管汇及压井管汇示意图J1液动节流阀；J4一手动节流阀；14, J2, J3, J5J9, Yl, ,Y2一手动平板阀。注1：节流管汇五通、压井管汇四通装有压力表；注2：图中未标出压力表闸阀；注3： 35MPa节流管汇，J1可用手动节流阀，若J1为手动节流阀时J2a为关J3b开。注4：冬季为1#、4#开，2#s 3#关。图13-2节

27、流管汇及压井管汇示意图13.1.2 井控设备配套及试压要求表13-1各开次开钻井口装置试压要求开钻次 数名称型号试压要求试压介质试压值 (MPa)稳压时间 (min)允许压降 (MPa)侧钻双闸板防喷器2FZ18-35清水2515150.7备注备注：闸板芯子为73mm半封+全封。使用堵塞器试压，不试套管。各开要进行低压试压，试压值1.4MPa2.1MPa,稳压时间不少于lOmin,压降不大于0.07 MPa, 密封部位不允许有渗漏。放喷管线试压值不低于lOMPa,稳压不少于15min,压降不大于0.7 MPao注：可采用相应等级其它型号的防喷器及压井、节流管汇。(1)井控设备配套要求防喷器控制

28、系统控制能力应与防喷器组及管汇等控制对象相匹配。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。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C各闸门应保证手轮完好、开关灵活，挂牌编号(或将编号印刷于 闸门本体上，并标示开关状态。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，16辛17.侧B34井钻井工程设计设计单位：胜利石油工程有限公司钻井工艺研究院 工程设计：张铎远钻井液设计：梁超固井设计付怀刚定额设计：赵

29、殿民定额设计：赵殿民中国石化中国石化辛17-侧B34侧钻井钻井工程设计接有与钻挺连接螺纹相符的配合接头和钻具止回阀。现场至少配备两套液面报警器。（2）井控设备试压要求全套井控设备在井上安装好后，进行清水试压。试压应由专业试压队伍进行。在不超过所下套管抗内压强度80%的情况下，环形防喷器封钻杆试压到额定工作压 力的70%,闸板防喷器、节流管汇、压井管汇、内防喷管线试压到额定工作压力；否则， 试压到所下套管抗内压强度值的80%。放喷管线试压值不低于lOMPa,稳压不少于15min,压降不大于0. 7Mpa。全套井控装置在现场都应进行低压试验，试压值为（1.4-2. 1） MPa,稳压时间不 少于l

30、Omin,压降不大于0. 07MPa。各种内防喷工具在井控车间用清水试压，试压到额定工作压力，稳压不少于15min, 压降不大于0. 7MPa。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。13.1.3 井控设备安装及使用要求（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）井队工程师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，应校正井口、转盘、天车中 心，其偏差不大于10mm。用4个直径16mm以上钢丝绳或丝杠在井架底座对角线方向按“正 八字状将

31、防喷器绷紧固定。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。闸板防喷器应安装手动操作杆，操作杆手轮应接出井架底座，靠手轮端应支 撑稳固。操作杆与锁紧轴中心线的夹角不大于30。（4）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铸（锻）钢弯头 连接。放喷管线用通径不小于78mm的钻杆或专用放喷管线连接，每隔10m处、转弯处及 放喷口必须用水泥基墩固定牢固。放喷管线出口距井口不小于30m,现场备用专用放喷管 线，以备需要时加长放喷管线。（5）压井阀门端应以中51mm母扣由壬接出，以备与水泥

32、车等压井设备管线相连接。（6）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17中国石化辛17-侧B34侧钻井钻井工程设计编号印于阀门本体上)，并标明开关状态。(7)节流管汇前应设置井控数据牌，注明该井目前所下套管的数据、井控装置级别、 防喷器试压值、设计最高钻井液密度下的最大关井允许套压值等数据。(8)防喷器控制系统电源线应从配电房(或发电房内)总开关后专线接出，用单独 的开关控制，开关处应有明显标志。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。液控管

33、线须使用高压耐火隔热软管，应排列整齐并 采取保护措施，快速接头处应架离地面。(9)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。(10)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/T6160-2014防喷器检查和维修。(11)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。13.2井控主要措施一级井控措施(1)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。(2)侧钻前必须作好以下准备工作：按钻井液设计要求做好材料储备。“钻开油气层”的有关规定a.钻井液密度没有达到设计要求、性能

34、不好，不能钻开油气层。b.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。c.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。d.防喷措施不落实，不准钻开油气层。e.未进行防喷动员和防喷演习，不准钻开油气层。f.现场没有值班干部，不准钻开油气层。g.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。h.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

35、。必须分段循环，防止后效诱喷；下18中国石化辛17-侧B34侧钻井钻井工程设计钻到底先顶通水眼，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

36、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)固井中发生井漏要往环空灌钻井液，强行固井。固井完2h内装好井口，防止水 泥失重造成井喷。易漏或有浅气层的井应先备有环空灌钻井液装置后再固井。(12)按Q/SH1020 2162-2013已

37、开发油田钻调整井过程中停注水、气、汽井和采油 井的要求及时关停邻近的注水、注气(汽)和采油井，并采取泄压措施，不停注不准钻 开相应层位。13.2.2二级井控措施(1)防喷器的使用要点试用手动锁紧装置关闭及锁紧闸板，检查是否灵活好用。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，应手动锁紧闸板并挂牌标明开关和锁紧情况，以免误操作。 闸板防喷器关井后手动锁紧，应一次锁紧到位，不允许回旋手轮。打开闸板前，应先手动 解锁，解锁到位后可回旋(1/41/2)圈。全封闸板防喷器的控制手柄要设有防误操作保 护装置。当井内有钻具时，严禁关闭全封闸板。严禁用

38、打开防喷器的方式泄井内压力。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。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(1/419中国石化辛17-侧B34侧钻井钻井工程设计1/2）圈，严禁开关扳死。液动放喷阀，只用在井喷开始时作打开放喷，因此在（1-3） 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，应开关活动液动放喷阀（1-2）次。（2）控制系统的使用要点远程控制台应安装在面对井架大门左侧前方，距井口不少于25m。司钻控制台安装在钻台上司钻工作位

39、置附近，便于司钻操作。远控台电源线专线供电，线路高架空中4m以上，连续供电。不允许在储能器旁堆放氧气瓶，储能器只允许充氮气。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。13.3井控要求井控培训要求人员培训要求按中国石化工2011816号中国石油化工集团公司井控培训管理规定 规定执行，持证上岗，严禁无证上岗。13.3.1 开钻及钻开油气层前的井控要求（1）每次开钻前，钻井施工方均应按石油行业标准进行井控自

40、检和检查验收，验收 合格后方可开钻。（2）开钻前，钻井技术人员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。开发井要有设计钻井液密度和实际钻井液密度两条曲线。（3）应根据地质、工程情况制定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、钻井液、井控和应急预案等措施交底，明确职责和分工。钻井液性能符合钻井设计要求，并按钻井设计要求储备压井液、加重材料、堵漏剂 和其他处理剂。在已开发区块钻调整井，按Q/SH1020 2162-2013已开发油田钻调整井过程中停注 水、气、汽井和采油井的要求及时关停邻近的注水、注气（汽）和采油井，并采取泄压 措施。钻

41、井队要了解所钻井附近注水、注气（汽）、采油井压力变化情况，做好停注与监20中国石化辛17-侧B34侧钻井钻井工程设计控工作。对井控装置进行试压和可靠性检查。一般油气井连续使用超过12个月的闸板防喷 器，应更换闸板胶芯。井控专用工具、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。进出井场的道路要保持畅通。（5）开发井钻开油气层前100m开始至完井，每天做低泵速试验，记录泵冲数、排量 和相应循环压力。（6）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。13.3.2 井控制度要求（1）落实井控演习制度。钻井井控演习应分正常钻进、起下钻杆、起下钻铤和空井 等四种工况，每班每月每种工况

42、演习不少于1次。钻开油气层前，应组织1次井控演习，不 合格不得打开油气层。（2）严格实行24h干部值班带班制度。开发井从钻开主要油气层前100m,钻井现场 应有井队干部24h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。（3）严格执行钻开油气层前申报验收制度。钻开第一套油气层前（100150） m, 地质人员向钻井队提出钻开油气层的地质预告；钻井队应在自检合格的基础上，向油气开 发单位业务主管部门提出钻开油气层申请，经检查验收合格并获批准后方可钻开油气层； 获准一个月未钻开，须重新组织检查验收。（4）严格执行坐岗观察制度。开发井从进入油气层前100m开始到完井，应专人24h 坐岗观察溢

43、流显示和循环池液面变化，并定时将测量情况记录于“坐岗记录表”中。每15min 测量记录一次，特殊情况可加密测量。起下钻杆每（3-5）柱（最长不超过15min）测量 一次，起下钻铤一柱测量一次。坐岗人员发现溢流、井漏及油气显示等异常情况，应立即 报告司钻。13.3.3 钻开油气层的井控要求（1）钻开油气层后，每次起下钻对闸板防喷器及手动锁紧装置开关活动一次，井控 管汇各闸阀每天开关活动一次。（2）本井处于开发区块，要安排专人监督、检查已停注水（气）井情况。（3）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。（4）钻进中遇到钻速突然加快、放空、蹩钻、跳

44、钻、气测异常及油气水显示等情况,21中国石化辛17-侧B34侧钻井钻井工程设计应立即停钻停泵观察。发现溢流应立即报告司钻及时报警，报警溢流量不超过In?,应关 井导流并及时采取循环压井措施。（5）进行短程起下钻时，一般情况下循环钻井液两个循环周以上，进出口密度差不 超过0.02g/cm3。短起一定长度钻具，按要求的上窜速度确定静止时间，然后开泵循环检测 油气上窜速度。若满足下一步施工需要的时间并有安全余量，可下钻循环后起钻进行下一 步作业。（6）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。（7）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。（8）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