构 造：XX盆地XX隆起 井 别：开发井 井 型：直井
xx‐xx‐x钻井设计
中国石油天然气集团公司
XX钻探工程公司
Xx钻探工程有限公司 2010年11月
构 造：XX盆地XX隆起 井 别：开发井 井 型：直井
xx‐xx‐x钻井工程设计
中国石油天然气集团公司
XX钻探工程公司
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井 号：xx‐xx‐xx
设计单位：XX钻探钻井工艺研究院 设 计 人：XX XX
日 期： 年 月 日
设计单位审核人： （签字）
日 期： 年 月 日
设计单位技术负责人： （签字）
日 期： 年 月 日
设计单位盖章
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XX项目经理部工程技术办审核人： (签字)
日 期： 年 月 日
XX项目经理部审批人： (签字)
日 期： 年 月 日
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目 录
1.设计依据 ………………………………………………………………1
1.1构造位置及名称…………………………………………………1 1.2地理及环境资料…………………………………………………1 1.3地址要求…………………………………………………………2 1.4地层压力及地层破裂压力………………………………………3 2.技术指标及质量要求 …………………………………………………4
2.1井身质量要求……………………………………………………4 2.2固井质量要求……………………………………………………4 2.3录井、测井资料要求……………………………………………4 3.工程设计 ………………………………………………………………5
3.1井身结构…………………………………………………………5 3.2钻机选型及钻井主要设备………………………………………7 3.3钻具组合…………………………………………………………8 3.4钻井液设计………………………………………………………8 3.5钻头及钻井参数设计……………………………………………10 3.6油气井压力控制…………………………………………………11 3.7油气层保护设计…………………………………………………19 3.8地层孔隙压力监测………………………………………………20 3.9固井设计…………………………………………………………20 3.10各次开钻或是分井段施工重点要求 …………………………24 3.11完井 ……………………………………………………………25 4.其它……………………………………………………………………26
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1.设计依据 钻井工程设计依据
z 《XX气田XX区块XX‐XX‐XX井钻井地质设计》； z 《XX‐XX‐XX井钻井标准设计》； z 邻区、邻井实钻资料；
z 有关石油天然气行业规范和技术法规 1.1构造位置及名称 XX盆地XX隆起 1.2地理及环境资料
1.2.1构造位置：XX盆地XX隆起
1.2.2地理位置：位于XX省XX境内，距XX井南东XXKm。 1.2.3井口坐标：纵(X):4,545,450.28m 横(Y):19,500,800.29m(初测) 1.2.4地面海拔：1329.71m, 补心海拔：1334.71m 1.2.5气象资料：
该区为温带大陆性季风干旱气候，春季干旱多大风，夏季高温多雷雨，秋季凉爽而短促，冬季少雪却漫长，日照充足，雨热同季。年平均气温8℃，年平均降水量小于450mm，无霜期大约为150天。 1.2.6地形地貌：
工区位于XX沙漠区，属半沙漠半草地地貌，经常周围地势平坦，地表起伏较小，地表系第四系未固结的松散黄砂土，承压强度小，经常周围便道较多，路面松软，不能行使大型车辆，交通不太便利。距乡镇较远，通讯也不方便。
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1.3地质要求
1.3.1钻井目的：完成产能建设要求 1.3.2设计井深：3046.00m
1.3.3井别：开发井 井型：直井
1.3.4目的层位：二叠系石盒子组盒8段，山西组山1段，山2段 1.3.5完钻层位及完钻原则： 完钻层位：石炭系本溪组
完钻原则：钻穿山西组留50m口袋完钻；若在钻口袋过程中，发现良好的含气显示，则请项目部地质研究中心确定完钻井深。 1.3.6完井方法：射孔完井
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1.3.7地质分层及油水层
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1.3.4地层压力预测
2技术指标及质量要求 2.1井身质量要求
2.2固井质量要求
2.3录井、测井资料要求
按照地质设计要求执行
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3工程设计 3.1井身结构 3.1.1井身结构示意图
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3.1.2井身结构设计数据表
3.1.3井身结构设计说明
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3.2钻机选型及钻井主要设备
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3.3钻具组合
3.4钻井液设计
3.4.1钻井液完井液性能要求
3.4.2钻井液完井液配方及护理要求 3.4.2.1一开
（1）类型：坂土+CMC钻井液体系
（2）配方：8‐10%坂土+0.4%Na2CO3+0.3‐0.4%CMC‐MV （3）处理方法与维护
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1）要求配置坂土浆，充分预水化24hrs，按设计配方加入CMC‐MV充分搅拌均匀后开钻。
2）表层钻进中控制钻井液的坂含和粘切，注意防漏、防塌、防窜。
3）正常钻进中，钻井液的维护以水化好的坂土浆和CMC‐MV胶液为主，并以细水长流的方式补充到井浆中。
4）保证固控设备运转良好，合理使用好固控设备。 3.4.2.2二开
（1）501‐2488井段
1）类型：聚合物钻井液体系
PHP、2）配方：清水+2%Na2CO3+0.1‐0.3% NaOH +0.3‐0.5%KPAM(FA367、PAC‐141)+ 1%润滑剂；从石千峰组开始在钻井液中加入0.4‐0.6%左右的MAN101(JT‐888、SP‐8、PAC‐143)
3）处理方法与维护
1按配方要求转化钻井液，要求钻井液性能和各处理剂加量必○
须一次到位并满足设计要求。
2该地区地层压力系数较低，邻井在刘家沟组、和尚沟组等地○
层发生不同程度的漏失。根据已钻邻井钻井液使用情况，二开进入石千峰组50以前，钻井液密度设计1.02‐1.05g/cm3，实钻中要根据dc指数压力监测结果结合钻井实际情况合理调整钻井液密度，保证井下安全。
3采用大分子强抑剂、强包被聚合物钻井液体系，保持钻井液○有足够的抑制和絮凝能力。
4从石千峰组开始，在钻井液中加入0.4‐0.6%左右的○
MAN101(JT‐888、SP‐8、PAC‐143)，抑制API失水在8ml以内，保证泥饼致密光滑，高温流变特性好。
5二开井段注意钻井液的维护工作，钻进过程中应根据井下实○
际情况和钻井液性能，将所需加入的处理剂按比例配置成胶液，以细水长流的办法补充维护钻井液，避免钻井液性能波动过大。根据井上实际需要钻井液粘度可适当上下浮动。
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（2）2488m‐3046m施工井段
1）聚磺钻井完井液体系
2）配方：3‐5%坂土+0.2%Na2CO3+0.1‐0.3%NaOH+ 0.4‐0.6% MAN101(JT‐888,SP‐8,PAC‐143)+ 1.5‐2.0%SMP‐1粉(SHC‐1,SMC)+1‐3%磺化沥青干粉+1%润滑剂
3）处理方法与维护
1进入石千峰组50m左右，○在钻井液中逐渐加入预水化的坂土浆，
转化为具有保护气层特性的低固相，低失水聚磺钻井完井液体系。
2根据地质设计资料，目的层地层压力系数0.89，易漏失。目的○
层段钻井液密度<1.05g/cm3,实钻中要根据dc指数压力监测结果结合钻井实际情况合理调整钻井液密度，保证井下安全。钻井队应该严格按照工程设计的钻井液密度和类型施工，当发现设计与实际不相符合时，应按审批程序及时申报更改设计，经批准以后实施。若遇紧急情况，先处理，后及时汇报。
3钻井液中以MAN101(JT‐888,SP‐8,PAC‐143)降低钻井液滤失量，○
配合SMP‐1粉(SHC‐1,SMC)和磺化沥青干粉改善滤饼质量，增强滤饼的防透性和钻井液的屏蔽造壁能力，防止井壁垮塌，加入润滑剂提高钻井液的润滑性。
4井场按设计储备足够的堵漏材料、加重料，进入目的层要特别○
注意防喷、防漏。施工井队应该根据钻井实际情况制定合理详细的防喷、防漏方案措施。
3.5钻头和钻井参数设计
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3.6油气井压力控制
3.6.1各次开钻井口装置示意图 3.6.1.1一开井口装置示意图
3.6.1.2二开井口装置示意图
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3.6.1.3节流及压井管汇示意图
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3.6.2各次开钻试压要求
3.6.2.1各次开钻进口装置试压要求
试压要求
开钻次数
井口装置名称
型号
介质
压力Mpa
时间min
Mpa
一开
简易井口 双闸板防喷器 压井管汇
二开
节流管汇 防喷管线
JG‐35 2FZ‐28‐35 YG‐35
清水 清水 清水 清水
19.4 19.4 19.4 10
≥10 ≥10 ≥10 ≥10
≤0.7 ≤0.7 ≤0.7 ≤0.7 允许压降
备注：防喷器控制系统用液压油按规定压力试压，其余井控装置试压介质均为清水。
3.6.2.2各次开钻套管试压要求
开钻次数 二次开钻 完井
套管尺寸mm
244.5 139.7
试压介质 钻井液 清水
试压压力Mpa
6 30
试压时间Min
30 30
允许压降Mpa
0.5 0.5
3.6.3井控要求
井控要求要严格遵守《天然气钻井和井下作业井探实施细则的通知》，和《XX油田石油与天然气钻井井控实施细则》的各项规定。 3.6.3.1井控设备安装要求
（1）井控车间试压：闸板防喷器和节流管汇、压井管汇和防喷管线试到防喷器额定工作压力，试压稳定时间不少于10min,允许压降不大于0.7Mpa.
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密封部位无渗漏。闸板防喷器应作1.4‐2.1Mpa低压实验，密封部位无渗漏。井控装置现场使用或存放不超过半年，超过检修周期或预计不能在检修周期内打完一口井的不能发给钻井队使用，否则重新试压。送至井场的防喷器组有井控车间试压清单，钻井队和井控车间各持一份。
（2）全套井控设备安装图如设计，具体高度根据实际情况决定。安装质量必须达到《XX油田石油与天然气钻井井控实施细则》的标准。全套井口装置在现场安装好，在不超过套管抗内压强度80%前提下闸板防喷器、四通、压井管汇、节流管汇试压19.4Mpa，防喷管线试压不低于10Mpa.以上各项试压，稳压时间均≥10分钟，密封部位无渗漏为合格（允许压降参考值≤0.7Mpa）。同时应作1.4‐2.1Mpa低压实验。现场试压有钻井队技术员填写试压记录，安全监理现场确认并签字。
（3）节流管汇、压井管汇、防喷管线和放喷管线必须使用经检测合格的管材。防喷管线的法兰与管体之间不允许现场。
（4）井控车间负责定期对内防喷器工具进行检查、功能试验和试压并编号，填写检查、试验、试压记录，出具合格证。试压后超过检查周期不得使用。
（5）钻井队负责内防喷器工具的现场安装、使用和维护，并保证完好可靠。
（6）钻具内放喷工具包括：方钻杆上、下旋塞，钻具回压阀、防喷钻杆单根及相应配套工具。配套的钻具内防喷工具的最大工作压力应与井口防喷工具的工作压力一致。防喷单根在提下至钻铤前，应置于坡道或便于快速取用的位置。备用的防喷钻杆单根，要带与钻铤（套管）连接螺纹相符
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的配合接头；钻台上备用的回压凡阀必须有顶开装置及与钻铤螺纹相符合的配合接头。
（7）井队技术员负责对所有送井井控装置及附件现场检查验收，不合格产品不得安装、使用。安装防喷器前要认真检查闸板芯子尺寸是否与使用钻杆尺寸相符，液控系统功能是否齐全、可靠，液控管线有无刺漏现象。 （8）除气器排气管线可以使用橡胶管线，出口接至井场以外。
（9）井控装置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。
（10）压井管汇不能用作日常灌注钻井液用，防喷管线、放喷管线、节流管汇和压井管汇等应采取防堵、防冻措施，保证管线畅通。保证任何状态下各闸阀开关灵活；最大允许关井套压值在节流管汇处以明显的标识牌进行标示。放喷管线与压井、节流管汇的连接采用法兰连接。钻井液回收管线Ф≥78mm,回收管线出口接至一号泥浆罐，并用直径20mm的螺栓及压板固定牢靠，拐弯处必须使用角度≥120°的专用铸钢弯头，固定牢靠。 （11）放喷管线安装要求：放喷管线布局要考虑当地风向、居民区、水源、道路及各种设施的影响。放喷管线应有两条，使用Ф127mm钻杆，通径Ф≥78mm，放喷管线不允许现场焊接，钻杆其公扣朝外，末端进行防砂堵处理。管线出口距离井口的距离为75m以远，放喷口前方50m以内不得有任何设施；放喷管线一般情况下要求安装平直，需要转弯时，要采用角度≥120°的专用铸钢弯头或使用90°铸钢专用两通；放喷管线每隔10‐15m、转弯处及管线端口，要用水泥基墩、地脚螺栓及压板固定，压板下面垫胶皮；放喷管线端口使用双卡固定；使用整体铸（锻）钢弯头时，
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其两侧用卡子固定，水泥基墩的预埋地脚螺栓的直径为20mm，长度800mm，水泥基墩大小800mm x 800mm x 800mm。
（12）具备安装手动锁紧机构的闸板防喷器要装齐手动锁紧装置，靠手轮段应支撑牢固，其中心与锁紧轴之间的夹角不大于30°并挂牌标明旋转方向和锁紧、解锁到位的圈数。
（13）远程控制台选用FKQ3204型，安装在面对井架大门的左侧，距井口不少于25m的专用活动房内，周围留有宽度不少于2m的人行通道，周围10m之内不允许堆放易燃、易爆、腐蚀物品；远控台的液控管线与节流压井管汇及防喷管线距离大于1m，液控管线不允许埋在地下，车辆跨越出应装过桥盖板采取保护措施，不得挤压；不允许在液控管线上堆放杂物或在其上进行焊割等其他作业。在液控管线处应设立高压警示标志；井口处使用的液控系统软管线应具有耐火性能。
（14）拆开检修或重新更换零件以后，井控装置必须按要求进行试压检查。 （15）井场距井口30m以内的电气系统的所有电气设备如电机、开关、照明器具、仪器仪表、电器线路以及插接件、各种电动工具等应符合防爆要求，做到整体防爆。钻台、机房、净化系统的电气设备、照明器具应分开控制；井架、钻台、机泵房、野营房的照明线路应各接一组专线；探照灯的电源线路应在配电房内单独控制；远程控制台电源应从发电房内或集中控制房内用专线接出，并单独设置控制开关。防火防爆其他要求执行SY/T5225‐2005《石油与天然气钻井、开发、储运防火、防爆安全技术规范》和SY5974‐2007《钻井井场、设备、作业安全技术规范》等相关标准。 3.6.3.2井控培训要求
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（1）各岗位上岗前必须进行井控培训，规定要持证的岗位必须持证上岗。 （2）现场操作人员掌握的重点内容包括及时发现溢流、正确实施关井操作程序、及时关井的措施方法，井控装置的熟练安装、使用、日常维护和保养等。
（3）专业技术人员掌握的重点内容包括正确判断溢流方法、正确关井步骤、压井设计编制、压井程序、压井作业实施，井控装置故障的正确判断，一般故障的排除，正确处理井喷及井喷失控等。
（4）生产管理人员掌握的重点内容包括井控工作的全面监督管理、复杂情况下的二次井控技术和三次井控技术，井控设计原则等。
（5）现场服务人员掌握的重点内容包括井控装置的结构、工作原理、安装、调试、维修、故障判断和排除。
（6）相关技术人员掌握的重点内容包括井筒内各种压力概念以及相互关系、溢流的主要原因和显示以及发生井控险情时配合要求等。 3.6.3.3井控演习要求
（1）钻井队应该在钻开油气层前，按照钻进、起下钻杆、起下钻铤、空井发生溢流的四种工况分班组、定期进行防喷演习，演习不合格者不得打开油气层。
（2）防喷演习原则上要求班自为战，当班人员按岗位分工和关井程序操作。钻井队也可适当组织全队性防喷演习，以当班人员为主完成关井操作，接班人员按岗位分工到各自岗位协助当班人员操作，第三班人员负责消防（关键是井口和循环系统）和场地警戒。
（3）作业班每月至少进行一次不同工况的防喷演习，夜间也应安排防喷
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演习，此外，在各次开钻前、特殊作业（取芯、测试、完井作业等）前，都应进行防喷演习，达到合格要求。
（4）防喷演习关井速度要快：正常钻进和空井为3min，起下钻5min。每次演习结束以后由当班司钻组织，在紧急集合点进行讲评，并填写防喷演习记录表。
3.6.3.4井控坐岗要求
（1）进入油气层前100m由井控坐岗工和录井工开始坐岗。钻进中每15min监测一次钻井液（罐）池液面和气测值，发现异常情况要加密监测。起钻或下钻过程中核对钻井液灌入或返出量。在测井、空井以及钻井作业中还应坐岗观察钻井液出口管，及时发现溢流显示。坐岗情况应认真填入坐岗观察记录。
（2）井控坐岗工坐岗记录包括时间、工况、井深和钻井液灌入量、钻井液增减量、原因分析、记录人、值班干部验收签字等内容。录井工坐岗记录包括时间、工况、井深、地层和气侧数值等内容。
（3）坚持“发现溢流立即关井，疑似溢流关井检查”的原则，井控坐岗工在发现溢流和疑似溢流、井漏及油气显示异常情况应立即报告司钻，组织关井。录井工在坐岗时发现气测值异常情况，应立即下发异常情况通知单，告知钻井队值班干部。
3.6.3.5加重钻井液储备和加重料要求
按要求储备30t碳酸钙。 3.6.3.6低泵冲实验要求
在进入油气层前50‐100m，以低泵冲（柴油机转速在800转）进行小
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排量循环试验，并做好泵冲数、排量、循环压力记录。以后每加深200m或当钻井液密度调整或钻具组合发生较大变化时应补测一次。 3.6.4井控主要措施
施工作业单位必须制定具体井控措施及防井喷预案。 3.6.4.1二次钻进
（1）生产技术部门向井队进行地质、工程、钻井液、井控装置和井控技术等方面技术措施交底。
（2）钻井液密度及其它性能符合设计要求，按设计储备加重料和处理剂。 （3）钻至石千峰组地层后，入井钻具组合必须安装钻具回压阀和方钻杆上、下旋塞等钻具内防喷工具。旋塞阀每起下钻一趟开关活动即保养一次，钻具回压阀每口井保养1‐2次，以确保灵活好用，并如实填写内防喷工具使用记录。
（4）各岗位必须按照《XX油田石油与天然气钻井井控实施细则》的分工要求，对井控装置进行维护、保养、检查，保证井控装置及工具灵活好用，始终处于待命状态。
（5）落实溢流监测坐岗岗位、关井操作岗位和钻井队干部24小时值班制度，按《XX油田石油与天然气钻井井控实施细则》规定进行防喷演习。 （6）严格执行钻开油气层前的申报、审批制度，钻开油气层之前，钻井队进行自查自改后，确认可以钻开油气层时向上级有关部门申请井控验收。接到钻井队申请以后，井控检查验收小组按检查验收标准严格检查。检查验收情况记录于《钻开油气层检查验收证书》中。检查验收合格以后，验收人在检查验收书上签字、批准以后，方可打开油气层。检查验收不合格，
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发出整改通知书限期整改，待整改合格验收以后方能打开油气层。如存在重大井控安全隐患时，应当场下达“井控停钻通知书”，钻井队按“井控停钻通知书”限期整改。检查验收资料一式两份，钻机队、验收小组各留一份备查。
（7）检查验收组依据《XX油田石油与天然气钻井井控实施细则》规定由相关人员组成。 3.6.4.2钻开油气层后
（1）在油气层钻井过程中要加强坐岗观察，及时发现溢流。坐岗要求为：实行钻井、录井双岗坐岗，坐岗人员每15min按钻井、录井坐岗观察记录要求记录一次坐岗情况。
（2）无论何种情况或遇到何种井下复杂情况，发现溢流征兆或溢流，都要坚持“疑似溢流关井检查，发现溢流立即关井”的原则，立即关井，控制井口。
（3）发现油气侵后应立即停钻，及时循环除气、观察，调整钻井液密度，做好加重压井准备工作。若油气侵现象消除，恢复正常钻进。
（4）下列情况需要进行短程起下钻检查油气侵和溢流，计算油气上窜速度，达不到起钻要求时，要对钻井液密度符合性进行调整，直至满足起钻要求方可起钻作业： 1）溢流压井后起钻前
2）钻开油气层井漏堵漏后或未完全堵住起钻前 3）钻进中曾发生严重油气侵但未溢流起钻前
4）钻头在井底连续长时间工作以后中途需起下钻划眼修正井壁时
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5）目的层及其以上300m井段内起钻遇阻或拔活塞时 （5）短程起下钻的基本做法如下：
试起10柱‐15柱钻具，再下入井底循环观察一个循环周，若钻井液无油气侵，则可正式起钻；否则，应循环排除受侵污钻井液并适当调整钻井液密度后方可起钻。
（6）钻开油气层后起下钻作业时应：
1）起钻前充分循环钻井液，至少测量一个循环周的钻井液密度，进出口密度差不超过0.02g/cm3。起下钻中应注意观察、记录、核对起出（或下入）钻具体积和灌入（或溢出）钻井液体积；要观察悬重变化，防止钻头堵塞的水眼在起钻或下钻中途突然打开，使井内钻井液面降低而引起井喷。
2）每起3‐5个钻杆立柱灌一次钻井液，起钻铤时必须连续灌钻井液。观察出口管和钻井液池，并记录灌入量和起出钻具体积是否相符，如发现井口不断流或灌不进钻井液时，应立即报告四钻。
3）起钻遇阻时严禁拔活塞。特别是造浆性强的地层，遇阻划眼时应保持足够的排量，防止钻头泥包；若起钻发现有钻井液随钻具上行长流返出、灌不进钻井液、上提悬重异常变化等现象时，应立即停止起钻，关井循环，调整钻井液性能，达到正常以后方可继续起钻。钻头在油气层中和油气层顶部以上300m，起钻速度不得超过0.5m/s；
4）下钻要控制速度，防止压力激动造成井漏。若静止时间过长，可分段循环钻井液，防止后效诱喷。下钻到底先小排量循环顶通水眼，再逐渐增大排量，以防憋漏地层失去平衡造成井喷。要认真校核并记录入井钻具
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体积与井口钻井液返出量的变化。
5）起钻完应及时下钻，检修设备时必须保持井内有一定数量的钻具，并观察井口钻井液返出情况。严禁在空井情况下进行设备检修。因故空井时间较长时，井口需经常灌钻井液，并有专人负责观察。
6）发生溢流时，应抢接钻具回压阀或备用旋塞，及时组织关井。 （7）钻开油气层以后，所有车辆应停放在距井口30m以外，进入距离井口30m以内的车辆，必须安装阻火器，车头朝外停放。
（8）钻开油气层后所有要动火的施工必须执行动火有关管理规定。 3.6.4.3溢流处理和压井措施
（1）发现溢流及时关井，疑似溢流关井检查。关井后应及时准确求得关井立管压力、关井套管压力，并观察、记录溢流量。
（2）发生溢流后关井，其最大允许关井套管压力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压力三者中最小值。
（3）在压井作业中，始终控制井底压力略大于地层压力排除溢流，重建井眼‐地层系统的压力平衡。根据计算的压井参数和本井的具体条件，如溢流类型、加重钻井液和加重材料的储备情况、加重能力、井壁稳定性、井口装置的额定工作压力等选择压井方法。
（4）测井、固井、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失控事故。 3.6.5硫化氢的检测要求
井队应配备1套固定式多功能气体检测仪、配备3台便携式复合气体
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检测仪、1台高压呼吸空气压缩机，当班生产人员应该没人配备一套正压式空气呼吸器；并做到人人会使用、会维护、会检查。当检测到硫化氢浓硫化氢浓度大于15mg/m3(10ppm)或CO浓度达到31.25 mg/m3(25ppm)时，度大于30mg/m3(20ppm)或CO浓度达到62.5 mg/m3(50ppm)时，硫化氢浓度大于150mg/m3(100ppm)或CO浓度达到375 mg/m3(300ppm)时，立即启动相应的应急程序和应急预案，并严格执行SY/T5087。
3.6.6其它方面严格按照《XX油田石油与天然气钻井井控实施细则》执行。 3.7油气层保护设计
（1）为保护好油气层，采用聚磺钻井完井液体系，严格控制钻井液密度不大于1.05 g/cm3.
（2）要求目的层段钻井中严格控制钻井完井液API滤失量不大于6ml。 （3）钻井完井液添加剂须有合格检验报告，对质检不合格的钻井完井液处理剂严禁入井。
（4）加强固控设备的使用和维护，严格控制无用固相含量和含砂量，目的层钻进含砂量控制在0.5%以内。
（5）钻开目的层提下钻操作要平稳，减小井底压力激动，避免井漏及井喷事故发生。
（6）严格按固井设计施工，水泥浆API失水量必须达到设计要求，防止发生水泥浆漏失而造成目的层永久性损害。 3.8地层空隙压力监测
监测井段m 2620‐3604
监测方法 dc指数法
监测要求
二开以后用dc指数法进行地层孔隙压力监测，绘出dc‐H曲线，根据
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回归的正常趋势线监测地层孔隙压力。实钻中根据压力监测情况并结合实钻情况随时调整钻井液密度以切实满足安全钻井的实际需要，确保全井安全钻进。
3.9固井设计
3.9.1固井施工主要工艺
（1）Ф244.5mm套管下入深度500m，采用常规固井工艺固井，水泥浆返回至地面。
（2）Ф139.7mm生产套管下入深度3044m，采用常规固井工艺固井，水泥浆返至井深2373m（上部气层顶界300m以上），井口反挤水泥≥500m。 3.9.2二开固井施工的主要要求
（1）为确保完井固井正常施工和固井质量，电测完后在钻井液中加入堵漏材料，配足够的堵漏泥浆注入裸眼段（进入上层套管内50m以上），井口憋压以实际使用钻井液密度、水泥浆密度及水泥浆封固段长度计算承压值为基础，做地层承压试验，对漏层进行堵漏，提高地层的承压能力。 （2）下套管前必须更换Ф139.7mm套管防喷器芯子，试压合格后方可进行下套管作业。
（3）使用Castta101或TOP101密封脂，入井套管丝扣要上紧，严禁错扣入井，和动用电焊焊接后入井。
（4）下套管之前，调整钻井液具有良好的流变性，粘度控制在45-55s之间，以保证注水泥后的界面胶结质量。
（5）下完套管以后调整钻井液性能，循环洗井2周以上，充分清洗井眼，以提高顶替效率。
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（6）为确保封固段的固井质量，现场应控制合理的注水泥顶替流态、合理的流变性和密度级差、使用冲洗、隔离液，以及水泥浆与钻井液良好的相容性来提高顶替效率。
（7）注水泥前，要进行冲洗液、隔离液与钻井液以及水泥浆配伍性与相容性试验，防治水泥浆的提前稠化现象。
（8）固完井侯凝48小时以后测声幅，测完声幅后再进行套管内试压。 3.9.3套管柱设计
3.9.4各层次套管串结构数据表
3.9.5套管扶正器安放要求
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3.9.6水泥浆配方及性能
3.9.7水泥用量
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3.10各次开钻或分井段施工重点要求: 3.10.1开钻前要求
（1）严格按要求安装设备，达到平、稳、正、全、牢。天车、转盘、井口中心在同一铅垂线上。偏差小于10mm。必须进行动负荷试运转90min，并对高压管汇进行30min的22Mpa流动试压且经验收合格后方可开钻。 （2）开钻前要认真贯彻设计，要求进行地质、工程、钻井液、固井技术交底，贯彻重点技术措施和施工要求，并按设计要求做好开钻准备工作，切实做到准备充分，思想明确，措施落实。
（3）振动筛罐区安装位置不得影响节流管汇的安装，罐区与井架大腿之间距离不得小于7m，各次开钻前要进行设备、井控、钻井液净化设备等工作的整改。
（4）导管使用≥Ф444.5mm的钻头钻穿上部流沙层，下入≥Ф339.7mm的导管，用砂子填埋并找中，防止钻机底座下沉或倾斜。 3.10.2一开钻进
（1）为了保证井身质量，刚开钻时大钩处于拉伸状态，以后逐渐增加钻压，其原则是不超过钻铤浮重的80%，每钻完一个单根洗井2-3min，上下划眼2次修好井壁再接单根，提钻时抓好灌泥浆工作，确保井内压力平衡。 （2）导管鞋附近钻进采用低转速、低钻压、小排量，以防导管鞋处发生垮塌、漏失。一开期间，严禁在导管鞋处划眼或洗井。
（3）表层先用单泵钻进50m后再用双泵钻进，下部井段坚持双泵钻进，确保井眼清洁。
（4）做到早开泵、晚停泵，接单根要迅速，防止堵水眼憋泵。钻进中必
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须开振动筛、除砂器，控制固相含量，防止坍塌和沉砂。 3.10.3二开钻进
（1）在延长组等含砾石易憋跳的层位，转速及钻压要减小，为保证PDC钻头平稳钻进，防止钻头先期损坏，应尽量避免憋钻现象发生。若一旦发生憋钻，应立即将钻头提离井底，然后采用小钻压（一般为50KN以下）钻进。如有必要及时更换牙轮钻头钻进易憋跳的层位，以防止井下事故。 （2）延长组存在区域水层，泥岩易垮塌、易缩颈，钻进时应防钻头泥包、缩颈和沉砂卡钻；每钻进一单根划眼一次，并考虑短程起下钻，上提遇阻时不得超过100KN。
（3）刘家沟组地层压力低，可钻性差，为区域性漏层；钻进时注意防漏，禁止钻头在此处长时间循环；严格控制钻井液密度及性能，并且现场准备一定量的堵漏材料和钻井液处理剂，以备临时采取措施用。也可以在钻入该地层前提前加入堵漏材料防漏。
（4）石千峰组至本溪组有大段的泥页岩及煤层，钻进时易垮塌、掉块，要注意防垮、防掉牙轮、防卡钻，要调整使用好防塌钻井液。
（5）钻进中加强防斜措施，钻地层软硬交界面时要注意调整钻井参数，灵活采用吊打、均匀送钻等措施，每钻进150-200m，应用自浮式单点测井斜一次，随时掌握井身质量变化动态。如果井斜变化大，应采取相应的防斜措施，及时调整钻具结构和钻井参数，控制井斜在要求范围之内。 （6）该地区上部地层水力可钻性较好，要求抓好高压喷射 钻井工作，按设计钻头和钻井参数施工，要求采用组合喷嘴。
（7）全井坚持短程起下钻制度，每钻进24h或者钻进150‐200m，必须短
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程起下钻一次，保证起下钻畅通。发现非地层压力原因造成的遇阻现象，应加密短起下钻；每次短起下钻都应起到安全井段或套管内。起钻过程中如有遇阻要反复修井壁或划眼，直到畅通无阻再下钻到底继续钻进，每钻完一根单根，先上提划眼一次再接单根。 3.11完井设计 3.11.1套管头规范
套管头型号：Ф244.5mm x Ф139.7mm x 35Mpa。 3.11.2采气树型号
采气树:KQ65/70，油管头采用坐封式 油管：Ф73.02mm x N80 x 5.51mm。 3.11.3完井要求
（1）用标准的通径规通井至人工井底。
（2）下入油管必须准确丈量，要求丈量两次以上并按下入顺序作好记录。 （3）管内外不冒油、气、水，经声幅检测，目的层段封固良好，层间不窜，管内无多余灰塞，水泥浆上返高度符合设计要求。 （4）采气树安装正直、稳固、部件齐全，手轮朝向北向。
（5）采气树底法兰上端面距离地平面高度控制在25±5cm以内。由试采和其他专业化队进行试气作业时，井队井口处理按气层套管带井口帽或丝堵，大井口帽和环形钢板焊接牢固；环形钢板和大井口帽上均焊井号和施工队号。
（6）井场范围内平整、无油污、无钻井液、无积水。井口大小鼠洞要掩埋夯实、填平。
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（7）完井资料齐全、准确、整洁，按规定日期完成并上交。
（8）生产套管清水试压合格。试压标准：生产套管试压30Mpa，30min内压降不大于0.5Mpa。 4其它
其它执行《Xx井钻井工程标准设计》（xx年xx 月）
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