钻井井控设计1Word文档下载推荐.docx

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1.2.2.3一般井施工设计应由施工单位技术管理部门审核、技术负责人审批后实施；

区域探井、深井、超深井及含硫油气井由施工单位技术负责人审核后，报局技术主管部门审批。

1.2.2.4如遇未预见因素需变更设计时，应由原设计单位按程序进行，并出具设计变更通知施工单位执行。

1.3井位选址要求

1.3.1安全距离

油气井井口距高压线及其它永久性设施不小于75m；

距民宅不小于100m；

距铁路、高速公路不小于200m；

距学校、医院和大型油库等人口密集性、高危性场所应不小于500m。

若安全距离不能满足上述规定时，开发井应由业主方和施工作业方自主进行安全环境评估，并制定相应措施；

区域探井、含硫油气井应由业主方组织具有相应资质专业机构进行安全环境评估，按其评估意见执行。

1.3.2井口间距

油气井井口间距不应小于3m；

高含H2S油气井井口间距应大于所用钻机钻台长度，且最低不少于8m。

1.4地质设计要求

1.1.1应对高压天然气井、新区预探井及含硫化氢气井拟定井位周围3km、其余生产井周围2km范围内的居民住宅、学校、公路、铁路和厂矿等进行勘测，在地质设计中标明其位置，并调查500m以内的人口分布及其它情况。

1.1.2在煤矿、金属和非金属矿等非油气矿藏开采区钻井，还应标明地下矿井、坑道的层位、分布、深度和走向及地面井位与矿井、坑道的关系。

1.1.3在江河、沟谷附近的井位，设计中应标明井场与沟谷、河床的水平距离及相对高差，为合理选择表层套管下深提供依据。

1.1.4根据物探资料以及本构造邻近井和邻构造的钻探情况，提供本井全井段地层孔隙压力和地层破裂压力剖面（新区第一口预探井可以不提供本井地层破裂压力数据，裂缝性碳酸盐岩地层可不作地层破裂压力曲线，但应提供邻近已钻井地层承压试验资料）、浅气层资料、油气水显示和复杂情况。

并特别注明含硫化氢、二氧化碳地层深度和预计含量。

1.5钻井液设计要求

1.5.1密度设计要求

1.5.1.1根据地质设计提供的资料，钻井液密度设计应以各裸眼井段中的最高地层孔隙压力当量钻井液密度值为基准，另加一个安全附加值：

a）油井、水井为0.05g/cm3～0.10g/cm3或控制井底压差1.5MPa～3.5MPa；

b）气井为0.07g/cm3～0.15g/cm3或控制井底压差3.0MPa～5.0MPa。

1.5.1.2具体选择钻井液密度安全附加值时，还应考虑下列影响因素:

a）地层孔隙压力预测精度；

b）油层、气层、水层的埋藏深度；

c）地层油气中含硫化氢等有毒有害气体的含量（钻开高含硫地层的设计钻井液密度，其安全附加值应取上限）;

d）地应力和地层破裂压力；

e）井控装置配套情况。

1.5.1.3考虑水平井井控作业风险，水平井在水平段钻井过程中钻井液安全附加值取0.15g/cm3。

1.5.2加重材料和加重钻井液储备要求

1.5.2.1川西工区：

根据工区各井距离后勤供应距离小于100km、交通方便，且工区建有泥浆转运站、应急处理能力强等特点，各开次加重材料和加重钻井液储备应按表1和表2执行。

1.5.2.2元坝工区：

根据工区山区特点交通不便特点，为加强“三高”油气井安全作业，各开次加重材料和加重钻井液储备应按表1和表2执行；

一开、二开采用泡沫/空气钻井应按本开次井筒容积1.2倍、再附加30m3进行常规钻井液储备。

表1加重材料储备量要求

区块

井别

储备量（t）

川西工区

浅井、中深井

≥50

深井、超深井

开发井

≥100

勘探井

≥200

元坝工区

≥500

表2加重钻井液储备量要求

钻井层位

钻井介质

储备量

目的层

钻井液

开发井（沙溪庙以浅）

按最后一开井筒容积0.5倍

按本开次井筒容积1倍

非目的层

开发井、勘探井

按本开次井筒容积0.5倍

海相

陆相

备注：

加重钻井液密度按本开次设计最高密度值附加0.20g/cm3。

1.5.2.3偏远井按钻井工程设计书要求执行。

1.6井身结构设计要求

1.6.1套管下深要求

1.6.1.1根据地层孔隙压力梯度、地层破裂压力梯度、岩性剖面、复杂情况提示及保护油气层等需要，设计合理的井身结构和套管程序。

1.6.1.2应满足如下要求:

a）探井、超深井、复杂井的井身结构设计应充分估计不可预测因素，留有一层备用套管。

b）在地下矿产采掘区钻井，井筒与采掘坑道、矿井通道之间的距离不少于100m,表层或技术套管下深应封住开采层并超过开采段100m以上。

c）套管下深要考虑下部钻井最高钻井液密度和溢流关井时的井口安全关井余量。

d）含硫化氢天然气井，若下开次钻遇含硫地层，则表层套管下深应不少于700m，若下开次不钻遇含硫地层，则表层套管下深应按地形条件和钻井工程要求来确定；

井口与河流、沟谷水平距离小于1000m的井，表层套管下深应低于河床、沟谷底部不少于300m；

井口与河流、沟谷水平距离大于1000m的井，表层套管下深应低于河床、沟谷底部不少于100m。

1.6.2固井设计要求

1.6.2.1套管柱应符合下列规定：

a）油气井套管柱设计应进行强度、密封和耐腐蚀设计；

b）套管柱强度设计安全系数：

抗挤为1.0-1.125，抗内压为1.05-1.25。

抗拉为1.8以上，含硫天然气井应取高限；

c）高温高压天然气井应使用气密封特殊螺纹套管；

普通天然气井亦可根据实际情况使用气密封螺纹套管；

d）含硫化氢的井在温度低于93℃井段应使用抗硫套管；

含二氧化碳的井应使用抗二氧化碳的套管；

既含硫化氢又含二氧化碳的井应视各自含量情况选用既抗硫又抗二氧化碳的套管。

高压盐岩层和地应力较大的井应使用厚壁套管、外加厚套管等高抗外挤强度套管，与其配套使用的材料及设备应与硫化氢条件相适应；

e）在进行套管柱强度设计时，高温高压天然气井的生产套管抗内压设计除满足井口最大压力外，并应考虑满足进一步采取措施时压力增加值（如压裂等增产措施）及测试要求；

中间技术套管抗内压强度设计应考虑再次开钻后高压水层及最高地层压力；

f）套管柱上串联的各种工具、部件都应满足套管柱设计要求，且螺纹应按同一标准加工；

g）受损和锈蚀的套管不得入井。

1.6.2.2注水泥浆应符合下列规定：

a）各层套管都应进行流变学注水泥设计，高温高压井水泥浆柱压力应至少高于钻井液柱压力1MPa-2MPa；

b）固井施工前应对水泥浆性能进行室内试验，合格后方可使用；

c）有特殊要求的天然气井各层套管水泥浆应返至地面，未返至地面时应采取补救措施；

d）坚持压力平衡原则。

固井前气层应压稳，上窜速度不超过10m/h（特殊井和油气层保护的需要油气上窜速度控制在10-30m/h）;

e）优化水泥浆体系，对天然气井优选防气窜水泥添加剂，防止气窜；

f）针对不同井况（低压漏失、长封固段以及高压等），应采取与之适应的固井方式、注水泥浆设计，保证固井前、注水泥浆过程和侯凝时的平衡压力固井，确保固井质量和固井井控安全；

对于漏失井应在下套管前认真堵漏直至合格。

1.7破裂压力试验要求

1.7.1试验原则及要求

1.7.1.1实测地层破裂（漏失）压力的方法适用于砂泥岩为主的地层，对于脆性地层（如碳酸盐地层等）只做承压试验。

1.7.1.2探井各层套管固井开钻后应做地层破裂压力试验；

对于开发井应根据是否具有邻井地层破裂压力数据来决定，其中丛式井组第一口井要求做地层破裂压力试验。

1.7.1.3根据地质预测或邻井资料，结合钻井液密度，选择合适的泵型和试压流程，一般作法是在钻至套管鞋以下第一个砂岩层3-5m处测定破裂压力，若未钻遇砂岩层应钻至套管鞋以下20-50m内测定破裂压力。

1.7.1.4试验压力应不大于井口设备额定工作压力和套管最小抗内压强度的80%二者中最小值；

或当试验井底压力当量密度达到下部钻井施工钻井液密度要求时，应终止试验。

1.7.2试验程序

1.7.2.1调整钻井液性能，保证均匀稳定，满足试验要求。

1.7.2.2上提钻头到套管鞋以上，井内灌满钻井液，关闭相应尺寸的防喷器。

1.7.2.3缓慢开泵，向井内泵入钻井液。

当裸眼长度在5m以内时宜选用0.7-1L/s排量；

超过5m时宜选用2-4L/s排量。

1.7.2.4当试验压力不再随注入量的增大而增大时，或当试验压力随着注入量的增大而下降时，终止试验。

1.7.3试验数据记录与处理

1.7.3.1应记录井号、试验日期、井深、地层岩性、钻井液密度、套管下深等破裂压力试验基础数据，以及每增加20-50L泵入量应记录一次相应时间、总泵入量、立管压力或套管压力等数据。

1.7.3.2按记录数据绘制泵入量-压力关系图，采用破裂（漏失）压力计算公式计算出地层破裂压力。

（1）

式中：

—地层破裂压力，MPa；

—漏失压力，MPa；

—钻井液密度，g/cm3；

—试验地层深度，m。

1.8井控装置配套

1.8.1防喷器

1.8.1.1防喷器压力等级应与相应裸眼井段中的最高地层压力相匹配，并综合考虑套管最小抗内压强度的80%、套管鞋破裂压力、地层流体性质等因素；

当地层压力大于105MPa时，可根据井口最大关井压力选择105MPa防喷器。

1.8.1.2根据不同的井下情况选用各次开钻防喷器的尺寸系列和组合形式，分为14MPa、21MPa、35MPa、70MPa和105MPa五个压力级别，对应的防喷器组合形式具体参考本细则第5.1.5条相关要求。

1.8.2井控管汇

1.8.2.1节流和压井管汇压力级别应与全井防喷器最高压力等级相匹配，分为14MPa、21MPa、35MPa、70MPa和105MPa五个压力级别，对应的组合形式或连接形式具体参考本细则第5.1.5条相关要求。

1.8.2.2新区第一口深探井和超深含硫气井应安装双节流管汇、双液气分离器。

1.8.3绘制各次开钻井口装置及井控管汇安装示意图，并提出相应的安装、试压要求。

1.8.4有抗硫要求的井口装置及井控管汇，其金属材料应具有抗应力开裂性能、非金属材料应能承受指定压力、温度和硫化氢环境等要求，并应通过相关检验部门检验。

1.9钻具内防喷工具、钻具液池液面检测仪、钻井液自动灌注系统、钻井液液气分离器、钻井液除气器、点火装置等其他井控装置应根据分公司各区块特点进行配备，具体参考本细则5.1.4条相关要求。

1.10根据地层流体中硫化氢和二氧化碳含量及完井后最大关井压力值，并考虑能满足进一步采取增产措施和后期注水、修井作业的需要，按工作压力、温度和材质等要求选用套管头、油管头、采油（气）树等完井井口装置的型号、压力等级和尺寸系列。

1.11在可能含硫化氢地区钻井，应对其层位、埋藏深度及含量进行预测，并在设计中明确应采取的相应安全和技术措施。

1.12欠平衡钻井不应在含硫化氢气体的井段进行，应在地层情况等条件具备的井中进行。

欠平衡钻井施工设计书中应制定保证作业安全、防止井喷、井喷失控或着火等的安全措施。

1.13对探井、预探井、资料井砂泥岩地层应采用地层压力随钻检（监）测技术；

绘制本井预测地层压力梯度曲线、设计钻井液密度曲线、dc指数随钻监测地层压力梯度曲线和实际钻井液密度曲线，根据监测和实钻情况，及时调整钻井液密度。

1.14在已开发调整区钻井，施工方要了解相邻井情况，规避在钻井与生产井、弃置井相互影响造成复杂钻井和井控问题，特别是钻开油气层之前应采取相应的技术措施，确保钻井井控安全。

若牵涉到需要相邻井停产（注）来解决钻井预计的难题，则事先由钻井公司向业主方请示，按业主方审批意见执行。