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1、设计编号：202107-145钻井工程设计单位：鲁明公司井号：曲103-52 （大修换井底）井别：开发井井型：侧钻井中石化胜利油田分公司2021年07月30日中国石化曲103-52 (大修换井底)井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71钻具组合序 号工程井段(m)段长(m)井斜 ()钻具组合1通井通径0-12401240118mm钻头/121 mm通径规+止回阀十104.8mm 钻铤1根+73mm钻杆2下斜向器0-12101210118mm一体式斜向器+120mm铳锥1只+止 回阀+(I)104.8mm钻铤3根+73mm钻杆3开窗1207.412102.600120mm
2、铳锥+止回阀+104.8mm 钻铤3根+73mm钻杆4钻进12101414.43204.43118mm 钻头+止回阀+104.8mm 钻铤6根十73mm钻杆5扩眼12101414.43204.430118mm单牙轮+YKU4-150mm扩眼器+止回阀+中104.8mm钻铤6根+73mm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、提高钻井速度的原那么调整钻具组合。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1个4复式铳锥1201个5钻头盒子01181个6一体式
3、斜向器1181个7钻铤0104.86根8套管吊卡0114.32个9止回阀0104.81个10膨胀悬挂器0114.31个带喇叭口及倒扣接头11扩眼器YK114-1501根中国石化曲103-52 (大修换井底)井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a层位井段 (m)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 量 (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01240钻头 通径规118 01212套管内0-1210复式 铳锥01203沙三段12101414.43PDC01189
4、x3204070-12098.31.546.761.339钻头选型及钻速预测表91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 (m/h)101414.430118PDC12040701209204.432010.2210测量方式套管内及套管附近以陀螺数据，MWD每10m30m测量一个点，完钻后测电子多 点。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
5、、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。7.3 清理井眼、通径、洗井(1)清理井眼。(2)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。(3)通径规直径：121mm。中国石化曲103-52 (大修换井底)井侧钻井钻井工程设计(4)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。(5)在洗井过程中，假设有漏失要及时调整钻井液性能，使
6、井内循环液柱压力与地层 孔隙压力到达平衡为止。(6)开窗前对全井套管试压，达不到要求不准侧钻。7.4 下斜向器(1)严格按YTS-118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:118mm 一体式斜向器+120mm复式铳锥+104.8mm钻铤+73mm 钻杆一体式斜向器、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
7、深度正常后，方可实施开窗作业。7.5 开窗(1)磨铳时应密切注意扭矩的变化和蹩、跳钻情况。假设出现跳钻，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，总的原那么是：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。7.6 斜井段施工要求(1)按设计要求组装钻具。(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)钻进过程中谨防溜钻
8、及顿钻故障的发生。全井坚持使用泵滤清器及地面滤清器。中国石化曲103-52 (大修换井底)井侧钻井钻井工程设计(4)钻具不应在同一位置循环，防止井壁出现台阶。(5)做好轨迹控制图，确保施工的顺利进行。(6)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。7.7 扩眼钻进本井采用钻后扩眼的方式钻进。(1)推荐钻具组合：118mm单牙轮+YK114-150mm扩眼器+止回阀+104.8mm钻 铤6根+73mm钻杆(2)推荐作业参数：钻压：20-40kN(根据扩眼过程中扭矩变化情况适当调整钻压值)， 转速：40-60r/mino完井电测(1)电测前应处理好钻井液，并充分洗井。(2)电测过
9、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。11.8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，按套管最正确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，特别要注意尽量减小刚度。(4)钻具上、下钻台戴好护丝，丝扣必须清洗干净，入
10、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，否那么应起钻检查钻具。(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。10中国石化曲103-52 (大修换井底)井 侧钻井钻井工程设计降低摩阻措施(1)钻进时增加钻井液的润滑性，减小钻柱刚度。(2)井眼曲率应平滑过渡。12.1 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)防止井眼曲率变化过大。(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
11、出针对性措施，提前处理。(4)尽量减少钻具组合的变换的次数及钻柱的刚性。(5)假设发生键槽卡钻，那么应向下活动钻具，使随钻震击器向下震击解卡，或倒划眼 解卡。12.2 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。12.3 井
12、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 憋漏地层。(5)下钻时控制速度，防止压力激动过大而憋漏地层；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。11中国石化曲103-52 (大修换井底)井侧钻井钻井工程设计防碰技术措施(1)开窗侧钻前，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
13、防碰措施。(2)对于可能发生碰撞或是绕障作业时，那么应直接下入牙轮钻头，以保作业安全， 必要时可提前定向。(3)监控好井身质量，随时调整钻进参数，防止与邻井相碰。(4)保证精心操作，严格措施，及时发现并分析施工中出现蹩跳、泥浆性能变化及 岩屑返出情况。(5)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30mo(6)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 开展趋势以及与邻井是否有相碰的危险。(7)施工中假设出现相碰可能，应加测多点，相距较近，易发生相碰时可用
14、仪器跟踪 并用动力钻具微调合理避让，保证施工顺利进行。(8)钻进中假设出现钻遇套管的征兆，那么立即停止钻进。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，可继续定向钻进。(9)两井最近距离在安全区域内，可采用常规的增斜、稳斜和降斜钻具组合，进行 轨迹控制。(10)防碰井段按小半径柱状靶施工，控制轨迹在靶内穿行。(11)如果判断碰上邻井套管，那么立即起钻，注水泥塞封
15、固井底以上(150200) mo 重新定向绕障钻进。(12)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。(13)注意与曲103-52、曲103-斜6、曲103-侧斜6井轨迹防碰。12表12-1曲103-52 （大修换井底）防碰扫描结果简表注：曲103-斜6未到实钻数据，施工时注意防碰。序号参考井（设计）比拟井井深 （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 ( )11210.001209.85曲103-侧斜6实钻1099.701071.11166.72188.4756.32中国石化中国石化曲103-52
16、 （大修换井底）井侧钻井钻井工程设计停注要求要求钻井单位、采油管理区落实距钻遇同层系（位）靶点500m范围以内的注入井、 200nl范围内生产井的情况，要求300m范围以内的注入井和100m范围以内的生产井停注、 停产保钻，要求重点观察100-200m范围内油井的生产特征，如有异常应立即停产保钻。 同时落实500nl以内的油水井井口、井况等，做好相应的井控工作。停注井井号：QTQ103-CX6 （注水馆三，开钻前一周停注）、QTQ103-X58（钻遇目的层前 一周停注）观察井油井井号：QTQ103-56. QTQ103-X51观察井水井井号：QTQ103-NX5、QTQ103-X50o有关停注
17、事宜，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标准执行。表122邻井生产情况（水井）表停注范井号注入层取值日期泉压套压油压配注实注累注备注MPaMPaMPanV7dm3/dX 10 m3QTQ103- X58ES32021-06-2119.46.018.420202.3116（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、
18、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24h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13中国石化曲103-52 （大修换井底）井侧钻井钻井工程设计液密度。12.3.2 停注时间本井在钻井开窗前停注。12.3.3 恢复注入时间（1）所钻井油层套管固井候凝48h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
19、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。12.4 其它重点情况提示（1）钻井过程注意防渗漏：由于该块长期开采导致压力有不同程度降低，钻进过程 中注意防渗漏。（2）钻井过程中注意做好开窗点以上井段油层套管保护措施。（3）钻遇不整合面、断层面附近及疏松砂岩层防漏。（4）钻至相当于邻井含油气段防喷。（5）采用钻井液不落地工艺。13油气井压力控制（井控专篇）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 那么等有关井控标准的要
20、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。13.1井控设备 13.L1各次开钻井口装置示意图 13.LL1井口装置示意图14中国石化曲103-52 （大修换井底）井侧钻井钻井工程设计四通2FZ18-21J1 （半开）J5 （常开）J8
21、 （常开）压井管汇四通节流管汇五通rv常/IXD1 （单向阀）钻井四通J2 （常开）rfTh HTh rH ObJ6a （常开）Tr6b （常J9（常关）J4 （半开）J3 （常关）衿 J7 （常n=L窗J10 （常关）图13侧钻井口装置示意图节流管汇及压井管汇示意图21Mpa井控管汇Jk J4：手动节流阀；1-4、J2、J3、J5J10, YK Y2：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：冬季为1、4开，2、3关。图132节流管汇及压井管汇示意图15中国石化曲103-52 (大修换井底)井侧钻井钻井工程设计井控设备配套及试压要求表13-1各
22、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2FZ18-21清水2115150.7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L4MPa2.1MPa,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系统控制能力应与防喷器组及管汇等控制对象相匹配(留有至少一个备 用控制头
23、)。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。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。侧钻及油气层钻井过程中，入井钻具中必须在近 钻头位置安装钻具止回阀，钻台上配备与钻具尺寸相符的钻具止回阀，并配有抢装工具； 在大门坡道上准备相应的防喷单根，其上端接常开状态的旋塞阀。应安装方钻杆旋塞阀， 旋塞阀应通过配合接头或保护接头与下部钻具连接。钻具止回阀每次入井前，必须认真检查有无堵塞、刺漏及密封
24、面情况；备用钻具止 回阀及抢接工具每次起钻前检查一次，并做好记录。现场至少配备两套液面报警器。送井井控设备必须符合其检验、检测时间间隔要求，且必须在有资质单位按额定工 作压力试压，出具试压合格证，随设备送井。井控装置检测试压日期与送井使用日期超过 半年应重新检测试压合格后送井。各作业工况，防喷器闸板芯子应与钻杆尺寸相符。(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(冬季用防冻液体)。试压应由专业16曲103-52 （大修换井底）钻井工程设计设计单位：胜利石油工程钻井工艺研究院工程设计：壬陶画钻井液设计：/例牛固井设计：叩一 定额设计：中国石化曲103-52 （大修换井底）井侧
25、钻井钻井工程设计试压队伍进行。在不超过所下套管抗内压强度80%的情况下，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；否那么，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10Mpa,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（1.42.1） MPa,稳压时间不 少于lOmin,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、换装套管闸板后均应进行密封试 压。防喷器控制系统、各防喷器液缸和液动闸
26、阀应用液压油做21Mpa控制元件、油路和 液缸可靠性试压，试压稳压时间应不少于lOmin,密封部位无渗漏，其压降应不大于0.7MPa。 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，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
27、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。安装35Mpa及以下压力级别井控装置的井，放喷管线接 出井场，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051mm母扣由壬接出，以备与水泥车等压井设备管线相连接。（6
28、）闸板防喷器应配备手动或液压锁紧装置。具有手动锁紧机构的防喷器应装齐手 动操作杆，靠手轮端应支撑牢固，手轮应接出井架底座，可搭台便于操作。手动操作杆与 防喷器手动锁紧轴中心线的偏斜应不大于30。手动操作手轮上应挂牌说明开关圈数及开17中国石化曲103-52 （大修换井底）井侧钻井钻井工程设计关方向。管汇各阀门手轮完好、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。（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
29、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，油箱内液压油量 符合规定，储能器瓶的压力要始终保持在工作压力范围内。自开钻之日起控制台“主令” 开关应始终处于“自动”状态。控制全封闸板的三位四通阀应安装防误操作的防护罩。液控 管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）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/T 6160-2019防喷器检验、修理和再制造。（10）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）保证井眼规那么稳定，按设计深度下套管。（2
30、）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 Xo（3）开窗前必须作好以下准备工作：按钻井液设计要求储藏重钻井液和钻井材料。”钻开油气层”的有关规定a.钻井液密度没有到达设计要求、性能不好，不能钻开油气层。b.钻井液和加重剂未储藏或储藏缺乏、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.未进行防喷发动和防喷演习，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
31、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。18中国石化曲103-52 （大修换井底）井侧钻井钻井工程设计（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，假设连续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
32、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，到达进出口钻井液密度平衡，密度差不 超过0.02g/cm3,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。钻开油气层后, 必须控制起钻速度。钻头在井底至油气层顶部以上300m井段内起钻速度不得超过0.5m/s。 起钻杆时每起3柱钻杆向环空灌满一次钻井液，起钻铤时每起1柱钻铤向环空灌满一次钻井 液。起完钻应及时下钻，严禁在空井情况下检修设备。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，假设起钻过程中因故不得不检修设备时，
33、检修中应采取相应的防 喷措施，检修完后立即下钻到井底循环一周半，正常后再起钻，严禁在空井情况下进行设 备检修。（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。假设电测时间过长，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已开
34、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。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。翻开闸板前，应先手动19中国石化曲103-52 （大修换井底）井侧钻井钻井工程设计解锁，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
35、装置。当井内有钻具时，严禁关闭全封闸板。严禁用翻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（1/4 1/2）圈，严禁开关扳死。液动放喷阀，只用在井喷开始时作翻开放喷，因此在13s内即可开关。严禁井内 高压关闭的情况下用来泄压和节流，泄压可用节流阀进行。进入目的层，每起下钻一次， 应开关活动液动放喷阀12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置附近，便于
36、司钻操作。远控台电源线专线供电，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油化工集团公司井控培训管理规定（2020年7月3日）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检和检查验收，验收 合格后方可开钻。（2）
37、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。20中国石化曲103-52 (大修换井底)井侧钻井钻井工程设计(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藏压井液、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
38、采取泄压 措施。钻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 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)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)重钻井液储藏和加重材料要求：按钻井液设计局部要求执行。13.3.2 井控制度要求(1)严格执行防喷演习制度。安装好防喷器后，各作业班按钻进、起下钻杆、起下 钻铤和空井发生溢流的四种工况分别进行一次防喷演习；其后每月不
39、少于一次不同工况的 防喷演习，钻进作业和空井状态应在3min内控制住井口，起下钻作业状态应在5min内控制 住井口，记录演习情况；演习不合格不得钻开油气层。(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
40、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(35)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21中国石化曲103-52 （大修换井底）井侧钻井钻井工程设计钻。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）
41、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，有关井能力的情况下，按正确 的关井程序关井，关井能力缺乏时，应关井导流并及时采取循环压井措施。报警溢流量不 超过InP,关井溢流量不超过2m3。（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。假设满足下一步施工需要的时间并有安全余量，可下钻循环后
42、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控措施， 防止发生井下复杂情况和井喷事故。（9）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，应确保井筒液柱 压力不小于裸眼段地层最高压力。;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）起下钻发生溢流时，应尽快抢接钻具旋塞阀和止回阀，条件允许时应抢下钻具， 然后关井。关井后应及时求取立压和溢流量。
43、（3）发现溢流关井时，最大关井套压不得超过井口装置额定工作压力、套管抗内压 强度的80%和薄弱地层破裂压力所允许关井套压三者中的最小值。在允许关井套压值内严 禁放喷。（4）发现钻井液气侵后应停止钻进，坚持边循环排气边加重，严禁边钻进边加重。22中国石化曲103-52 （大修换井底）井.侧钻井钻井工程设计假设发生循环罐液面上涨应关井节流循环排气，未经除气不得重新入井。（5）溢流不允许长时间关井而不作处理。在等候加重材料或在加重过程中，应及时实施司钻法第一步循环排除溢流，防止井口压力过高。（6）空井关井后，应根据溢流严重程度采取强行下钻、置换法或硬顶（平推）法等进行处理。（7）压井施工应有详细设计
44、，施工前应进行技术交底、设备检查，落实岗位人员,对照压井施工单进行压井。（8）钻进时严禁大幅度调整钻井液性能；钻进中如发生井漏，可将方钻杆提出转盘 观察井内液面，根据漏失情况采取静止堵漏或其他堵漏措施。应密切注意液面变化情况， 严防井漏后发生溢流井喷。下套管固井基本要求（1）下套管前提前准备一根防喷钻杆单根，装有钻杆变套管扣和钻具止回阀。（2）下套管前油气上窜速度不大于10m/h,循环钻井液时钻井液出入口密度差不超过 0.02g/cm3,固井前应确定井眼承压能力。（3）侧钻及以后各开次的固井施工方案应有压稳计算。（4）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，不得进行下 一步工
45、序作业。（5）固井和候凝期间，应专人坐岗观察。录井井控要求（1）综合录井队负有井控监控职责。发现起下钻过程中灌浆、出口流量、液面等参 数发生变化，钻井时发现硫化氢显示或气测明显异常等情况，录井值班人员应立即提醒施 工并提交书面异常报告。（2）现场录井人员施工前须编写施工方案，施工中应加强地质分析，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。（3）结合钻井设计与钻井队应急预案，录井队应编制防井喷、防硫化氢应急预案， 参加井控演习与应急演练。（4）配备综合录井仪的井应能为现场监督、井队值班房和司钻提供终端显示及井场 通讯。（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，并录取井控相关资料、溢流取样分析及异常通知单。23中国石化曲103-52 (大修换井底)井侧钻井钻井工程设计(6)假设发生井喷或硫化氢浓度超标，按井队应急预案统一行动。井喷失控