钻井工程监督手册.docx

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钻井工程监督手册

第一部分钻井工序检查内容

一、一开前检查

（一）钻井资质

1、民营队伍必须持有工程技术部签发的有效资质证，中石油、中石化队伍必须持有中国石油天然气集团公司签发的有效资质证。

2、施工许可证：

民营队伍必须持有生产运行处签发的有效生产许可证。

（二）生产岗位人员

1、人员数量

气田钻井队生产岗位人数不少于34人，油田钻井队生产岗位人数不少于27人。

2、井控持证

应持证人员为井架工以上岗位人员。

中石油钻井队持中石油单位颁发的有效井控培训合格证；中石化及民营钻井队持长庆油田公司颁发的有效井控培训合格证。

（三）钻井主要设备

1、井架及底座有无严重变形和损伤。

2、设备载荷匹配

（1）天车、游车、大钩：

型号、载荷与绞车、井架相匹配（20型钻机井架、游动系统最大钩载1350KN；30型钻机为1700KN，40型钻机为2250KN（含32型钻机）；

15型

钻机

20型

钻机

30型

钻机

40型

钻机

50型

钻机

70型

钻机

绞车

JC15

JC20

JC30

JC40（含大庆130）

JC50

JC70

井架

JJ90/

JJ135/

JJ170/

JJ225/

JJ315/

JJ450/

天车

TC90

TC135

TC170

TC225

TC315

TC450

游车

YC90

YC135

YC170

YC225

YC315

YC450

大钩

DG90

DG135

DG170

DG225

DG315

DG450

水龙头

SL90

SL135

SL170

SL225

SL315

SL450

（2）当游动系统、绞车、井架不匹配时，按照其中的最小载荷进行钻机编号。

3、防护装置完整性

钻台、二层台、天车头、配浆罐护栏齐全，井架扶梯、笼梯齐全并固定牢靠，钻机、泥浆泵、传动链条、柴油机飞轮、万向轴等部位护罩齐全。

（四）钻井井场及钻前道路

按照《钻井井场及钻前道路施工规范》验收。

（五）设备摆放

1、钻井主要设备摆放在实基上，井口处在30×30的实基上，其余设备按现场要求摆放。

2、在沙漠、沼泽地段必须对摆放井架、设备基础处进行“三合土”压实处理或打混凝土地基，以达到施工要求。

（六）工程设计

1、钻井工程设计在开钻前到位。

2、钻井工程设计有审批。

3、变更设计应审批。

二、二开前检查

（一）井控设备

1、井控设备生产厂家

以长庆油田公司工程技术部每年发布的文件为准。

2、检修结果及日期

气井每半年检修一次，油井每一年检修一次，并出具检修报告。

实施压井作业的井，完井后必须进行检修。

3、井控设备安装

封井器、四通、底法兰、节流、压井管汇、内防喷管线、放喷管线、远程液压控制台等按照《长庆油田石油与天然气钻井井控实施细则》要求配置、安装。

4、现场试压结果

（1）钻井队二开前对井控设备按照《井控实施细则》要求进行试压，试压结果由钻井队和监督现场签认；

Φ244.5mm*8.94表套

Φ273mm*8.89表套

14MPa井控设备

14MPa

14MPa

21MPa井控设备

19MPa

17MPa

35MPa井控设备

19MPa

17MPa

注：

其它非API套管试压标准取其抗内压强度的80％和井控设备额定工作压力的最小值。

（2）工程技术管理部和监督单位对施工单位试压结果有异议的井，可采用试压车试压的方式进行复检。

（二）表层井身质量

1、复查表层测斜数据及井身质量（依据《钻井工程质量标准（2011年修订版）》和《钻井工程质量及管理违约处罚细则（2011年修订版）》处理）。

2、防碰图

（1）防碰图采用坐标纸，做图比例为1：

100；

（2）核对大门方向；

（3）本井和邻井测斜数据标注准确。

三、打开油气层验收

（一）井控验收

1、井控预案检查

井控应急预案应包括以下内容：

（1）井控管理组织机构；

（2）机构成员分工及职责；

（3）发生险情的应急响应程序；

（4）内外部应急资源（加重材料储备库、消防、医疗、公安单位通讯联络方式）。

2、井控演习次数

每班组每月各种工况下的井控演习不少于一次，夜间也应安排防喷演习。

此外，各次开钻前、特殊作业（取心、测试、完井作业等）前，都应进行防喷演习。

3、坐岗记录

是否建立坐岗记录并有专人坐岗，坐岗数据是否真实有效。

4、打开油气层申报审批

是否在打开油气层前按要求申报审批。

5、压井材料储备数量

按设计要求配备足够数量的压井材料。

（二）工艺堵漏

气井在以下情况下进行提高地层承压能力的工艺堵漏：

1、在钻开第一个气层前50-100米进行工艺堵漏；

2、堵漏配方及注入量执行设计；

3、堵漏后井口显示压力应大于6MPa以上。

（三）钻井液

1、钻井液体系转换

在进入油气层前100米停止加入大分子聚合物，将钻井液转化为低固相、低滤失量的聚合物完井液。

2、钻井液性能测量

（1）钻井监督亲自测量转换后钻井液性能是否达到设计要求；

（2）油井打开目的层钻井液密度≤1.05g/cm3，其中超前注水区块，三叠系油层钻井液密度≤1.08g/cm3。

气井打开目的层钻井液密度≤1.08g/cm3；

（3）地层压力系数＞1.0、发生井涌的区块，在目前地层压力当量密度的基础上附加0.05～0.10g/cm3；

（4）API失水≤8ml。

四、完井作业监督

（一）井身质量

依据测井连斜图资料，统计直井段最大井斜及对应井深、斜井段最大连续三点全角变化率、中靶半径，按照《钻井工程质量要求及验收标准》进行验收，依据《钻井处罚细则》进行处理。

1、直井段最大井斜

直井及定向井直井段井身质量

井段

井斜角（°）

全角变化率（°/30m）

水平位移（m）

H＜1000

≤2

≤2.1

≤20

1000≤H＜2000

≤3

≤2.7

≤30

2000≤H＜3000

≤5

≤2.7

≤40

3000≤H＜4000

≤7

≤3

≤60

4000≤H＜5000

≤9

≤3

≤70

2、全角变化率（连续三点即90米井段）

造斜段和扭方位井段不大于5°/30m，其它斜井段的全角变化率不大于2°/30m。

3、油气层中靶情况

（1）油井常规井中靶半径≤30m，气井常规井中靶半径≤60m，特殊井按设计执行；

（2）单点（无线随钻）测斜数据中靶，连斜数据脱靶，经测多点中靶，则视为合格；单点（无线随钻）测斜数据中靶，连斜数据脱靶，经测多点脱靶，视该井为不合格井，施工单位必须填井侧钻。

（二）取心质量

取心收获率≥95%。

（三）下套管

1、套管丈量、清洗、通内径

套管按照入井顺序排放整齐，清点套管数量，丈量长度，丝扣清洗干净，垛高不超过三层，层间有垫杠。

防腐套管有保护措施。

套管用油漆进行编号，标识套管附件及扶正器的安放位置，通内径有记录，通径规直径等于套管内径值减3.18mm，φ139.7mm和φ114.3mm套管通径规长度不小于150mm，φ177.8mm套管通径规长度不小于200mm的。

2、套管串及附件

（1）套管串结构

①浮箍位置执行地质要求；

②浮箍、浮鞋之间距离：

油井10米左右，气井20米左右；

③短套管安放位置与地质要求误差小于9米；

④扶正器加放位置执行钻井工程设计，扶正器安装在套管接箍部位，穿销钉并折弯90度。

扶正器加放位置是否符合设计要求。

（2）扶正器

①检查出厂合格证；

②检查套管扶正器规格及数量达到设计要求；

③检查套管扶正器扶正条厚度不小于4mm；

④扶正条三边焊接牢靠；

⑤扶正器无变形；

⑥扶正器弹性好；

⑦扶正器销钉采用5寸钢钉。

（3）浮箍、浮鞋

①检查出厂合格证；

②浮箍必须采用弹簧复位式，能正常复位，密封牢靠。

（4）短套管、联顶节、循环接头

①短套管钢级壁厚等同于安放井段套管钢级壁厚，长度2～5米；

②联顶节丝扣完好，接箍无变形及松扣，用套管内径规通内径；

③循环接头丝扣完好，无变形。

3、更换防喷器闸板芯

下套管前更换与套管尺寸相符的封井器闸板芯子。

4、下套管操作

（1）密封脂涂抹

套管专用密封脂涂抹均匀，气井必须使用Castta101或TOP101密封脂。

（2）套管上扣

①下套管必须使用双吊卡；

②油井套管必须双钳紧扣，气井必须用带扭矩仪套管钳。

套管余扣不得多于2扣；

③防腐套管上扣后，对损伤部位必须进行补漆；

④平稳操作，控制下放速度。

5、灌泥浆及中途循环

（1）灌钻井液装置应结构合理，管线连接安全可靠；

（2）正常情况下油井每下50根套管灌满钻井液一次，气井每下30根套管灌满钻井液一次；特殊情况要加密灌浆次数；

（3）下套管至1000米左右必须循环一周（避开易垮塌层位）；特殊情况要加密循环次数；

（4）下套管有遇阻时，必须上提套管并接方钻杆循环。

（四）固井

1、检查固井设备身份证及人员持证

查验每台水泥车和灰罐车的固井设备身份证，水泥车数量不少于2台。

井口工和技术员必须持有井控培训合格证。

2、查看固井施工设计

（1）必须有经过项目组审批的固井施工设计；

（2）查看设计水泥浆密度及预计施工压力；

（3）核实是否按照实测井径计算灰量；

（4）固井方式分为一次上返、分级固井、正注反挤。

3、施工连续性

（1）从停止循环钻井液到注前置液中停时间不超过30分钟，否则继续进行循环；

（2）注前置液、水泥浆、压胶塞、替水、碰压连续。

4、水泥浆平均密度

（1）执行固井设计要求，水泥浆密度应保持均匀，平均密度与设计密度误差不超过0.025g/cm3；

（2）收集水泥浆密度原始记录。

5、井口返出情况

查看井口返出有无明显变化，若有漏失，记录漏失时间，顶替结束后，核实漏失量。

6、碰压及候凝

（1）碰压

①计量顶替；

②油井φ139.7mm和φ114.3mm套管固井碰压不超过20MPa（含分级固井）；

③气井φ139.7mm产层套管固井碰压不超过25MPa，φ177.8mm产层套管固井碰压不超过30MPa；

④气井φ244.5mm技术套管固井碰压不超过25MPa；

⑤气井分级固井碰压不超过25MPa。

（2）候凝

①若碰压结束后井口断流，采用开井候凝；

②若井口不断流，采用套管内蹩压超过管外静压力2～3MPa关井候凝，井队有专人观察井口压力；

③关井候凝期间要及时放压，关井压力保持在关井候凝压力范围内。

候凝4小时后，放压断流，则开井候凝；

④候凝时间至少48小时。

7、固井质量及水泥返高

（1）实际人工井底是否满足设计要求；

（2）固井质量合格率100%。

声幅相对值≤15%为优等，≤30%为合格；低密度水泥≤40%为合格；

（3）查看填充段固井质量及水泥返高是否达到设计要求。

8、钻井液浸泡时间

（1）油井不超过72小时，气井不超过168小时；

（2）核实钻开油气层至固井结束间的钻井液浸泡时间。

除甲方原因和自然原因外，打开油气层钻井液浸泡时间超标，应在工序签认表中注明原因，并按照《固井处罚细则》进行处罚。

（五）试压

1、油井固井正常情况下，碰压后继续打压至20MPa，稳压10分钟，压降小于0.5MPa，视为试压合格。

2、油井若不能实现碰压、稳压一次成功，则需候凝48小时后测完三样进行试压，试压压力20MPa，稳压30分钟，压降小于0.5MPa。

3、气井装好井口，候凝48小时后，测完三样进行试压。

除φ177.8mm产层套管未使用分级箍固井试压至30MPa，其余套管串试压到25MPa，稳压30分钟，压降小于0.5MPa。

（六）完井井口

1、油井完井井口

（1）完井井口平正，封固可靠，套管接箍上端面高出井场平面0.3±0.1m，使用厚度≥40mm的环形钢板，环形钢板外圆周与表层套管焊牢在一起，油层套管必须坐在环形钢板上，按规定戴好护帽。

护帽、环型钢板上必须焊上井号字样，字迹整齐清楚、大小为40×40mm的方块字体，保证不脱落；

环形钢板

（2）完井井口管外不气窜、水窜；井口四周水泥砂

浆打平、打实，井口无晃动；大小盖帽戴好并且焊接牢固，丛式井各井口平齐，高低一致；

（3）井场做到工完料净，大小鼠洞填平，井场平整；

（4）弃井要求：

将地下1m以上的套管头切除，同时做好地下隐蔽。

弃井时全井段用水泥封固，必须把油气层、水层封死。

2、气井完井井口

（1）水泥凝固12小时以后安装卡瓦式简易套管头；

（2）卡瓦所承受吨位在30～50吨；

（3）卸去联顶节后清洗套管及底法兰母扣，并均匀涂抹Castta101或TOP101密封脂；

（4）安装支撑套，将丝扣调整到最低位置；

（5）将双公短节及底法兰手工引扣，再用上扣法兰接钻杆引至转盘面后，用带扭矩仪的套管钳上扣至规定扭矩；

（6）上紧支撑套丝杆，顶紧底法兰；

（7）回填井口。

（七）现场资料

1、钻井工程班报表

（1）采用油田公司统一格式；

（2）书写工整；

（3）各工序记录时间连续；

（4）直井段3个单根测斜一次，斜井段5个单根测斜一次，不能漏测；

（5）钻井参数、泥浆参数齐全。

2、自动记录仪卡片

（1）自动记录仪运转正常；

（2）每日必须跟换记录卡片；

（3）填写日期。

3、钻井液班报表

（1）检查每班泥浆性能是否记录齐全；

（2）泥浆性能是否达到设计要求；

（3）进入油气层前泥浆转换记录。

（八）钻井监督工序表中填写要求

1、直井段最大井斜

以连斜测井结果为准，应填写最大井斜及对应井深，如：

1.5°/475m。

2、斜井段最大连续三点全角变化率

以连斜测井结果为准，应填写最大的连续三点狗腿度，如1.2°/1625m、1.3°/1650m、1.4°/1675m。

3、目的层中靶半径

测井连斜中靶的情况下，以连斜测井结果为准，填写油层中部中靶半径；如果连斜脱靶，复测多点，必须填写多点中靶半径。

4、油层浸泡时间

油层浸泡时间超标的，需注明原因。

5、井筒复杂情况说明

该项必须如实填写，有井漏的，要填写井漏深度、层位、漏失量、堵漏天数、打水泥次数等；

有地质侧钻的，必须填写原井眼井深、侧钻点、钻塞、最终完钻井深等；

有溢流压井的，必须填写溢流时间、溢流量、打开油气层密度、压井液密度、压井结果等。

第二部分钻井安全生产检查内容

一、岗位人员HSE持证

钻井队副司钻以上岗位人员应持长庆油田公司有效HSE证。

二、设备摆放安全距离

1、防喷器控制系统安装在面对井架大门左侧、距井口不少于25m的专用活动房内，并在周围留有宽度不少于2m的人行通道，周围10m内不得堆放易燃、易爆、腐蚀物品。

2、锅炉房与井口相距≥50m；发电房、储油罐与井口相距≥30m；储油罐与发电房相距≥20m。

三、仪器仪表

1、指重表

（1）液压传感器液压油充足；

（2）指针灵敏。

2、压力表

（1）量程达到要求；

（2）压力表必须进行效验；

（3）无破损，表面干净。

四、死绳固定器及活绳头

1、死绳固定器

（1）型号与钻机相匹配；

（2）外观不能有明显损伤；

（3）挡绳杆齐全；

（4）固定螺栓齐全，双螺母防松，加平垫圈，连接件不能有明显损伤与锈蚀；

（5）死绳固定器底面与安装底板贴合良好；

（6）绳头卡板固定牢靠，螺栓齐全，并有备帽防松；

（7）安装位置不能随意更改；

（8）钢丝绳缠绕满圈。

2、活绳头固定

（1）使用专用绳卡，螺栓齐全，双螺母防松；

（2）绳头适当留有余量，不能散股；

（3）当吊卡坐在转盘面时，绞车滚筒上的钢丝绳不少于12圈。

五、防碰天车

配备重锤式或过圈阀式防碰天车装置，灵敏可靠，能有效刹车并切断总离合器。

六、配备、安装二层台逃生装置

七、人员劳保护具穿戴齐全、着装统一

八、消防器材

1、规格及数量：

井场消防器材应配备推车式MFT35型干粉灭火器4具、MFZ型8kg干粉灭火器10具、5kgCO2灭火器7具、消防斧2把、消防钩2把、消防锹6把、消防桶8只、消防毡10条、消防砂不少于4m3、消防专用泵1台、Φ19mm直流水枪2只、水罐与消防泵连接管线及快速接头1个、消防水龙带100m。

2、消防器材要定人定岗管理，定期检查保养，严禁挪作它用。

3、井场集中放置的消防器材，摆放在指定地点或消防器材房内。

九、电路及电器安装

1、电路电器安装

（1）井场供电线路跨度大时必须架设在专用电线杆上，架设高度不低于3m，线路易磨损处、供电线路进入各种活动房时，入户处要加绝缘护套；

（2）钻台、井架、循环系统、机泵房、油罐区等必须使用防爆电器，井场电力线路要分路控制；

（3）远程控制台，探照灯电源线路应在配电房内单独控制；

（4）电力线路宜采用防油橡胶电缆，不得裸露，不得搭铁，不得松弛，不得交叉和捆绑在一起，不能接触和跨越油罐和主要动力设备；

（5）使用通用电器集中控制房或MCC（电机控制）房，地面使用电缆槽集中排放。

2、防火防爆

（1）井场严禁吸烟，需要使用明火及动用电气焊前，办理动火手续、落实防火防爆安全措施，方可实施；

（2）柴油机排气管不面向油罐、不破漏、无积炭，安装冷却灭火装置；

（3）钻台上下、机泵房周围禁止堆放杂物及易燃易爆物，钻台、机泵房下无积油；

（4）井口有天然气时，禁止铁器敲击。

井场工作人员穿戴“防静电”劳保护具；

（5）放喷管线出口不应正对电力线、油罐区、宿舍、值班室、工作间及其它障碍物等。

十、有毒有害气体检测仪

1、配备便携式有毒有害气体监测仪3套以上。

2、每年进行一次标定与检验。

十一、正压呼吸器

1、油井不少于2套，天然气井不少于6套。

2、气瓶压力不足时应及时补充。

十二、安全标志、警示牌、安全警戒线

1、含有毒有害气体油气井在井场入口、钻台、振动筛、远控房等处设置风向标，其中一个风向标应挂在被正在场地上的人员以及任何临时安全区的人员都能容易看到的地方。

2、在井场入口处设置“必须穿工衣”、“禁止非工作人员入内”、“进入井场禁带手机、火种”、“必须穿工鞋”、“严禁吸烟”标志。

3、在井场设置“停车场”、“紧急集合地点”标志。

4、在上钻台处设置“注意安全”、“必须戴安全帽”、“必须系安全带”、“必须穿工衣”、“当心机械伤人”、“当心地滑”、“当心触电”、“必须戴安全眼镜”、“必须戴手套”、“严禁吸烟”等标志。

5、在钻台逃生滑道处设置“紧急逃生装置”标志。

6、在振动筛处设置“严禁吸烟”、“当心触电”标志。

7、在油罐区设置“严禁烟火”标志。

8、在泵房处设置“高压危险”标志。

9、在配电房处设置“高压危险，不得靠近”、“当心触电”标志。

10、在发电房处设置“当心触电”标志。

11、在远控房处设置“危险，该机械能自动起动”、“注意，只允许指定人员操作”标志。

12、在自动压风机处设置“危险，该机械能自动起动”标志。

13、在有毒有害场所设置“当心有毒有害气体中毒”标志。

14、在管具区域、泥浆坑设置安全警戒线。

15、井场前后区域各设立一个紧急集合点。

在井场布局图中标注“逃生路线”。

十三、井场环保

1、泥浆坑、池用防渗布双层铺设，接口用万能胶或塑胶相接，不能有窜口、开口或开裂，坑底压实、平展。

四周打防溢坝，边缘拉隔离彩带。

2、井口周围，泥浆槽，排液槽

井口用水泥回填实，不晃动，井口距井架底座、水柜四周，用防渗布单层铺设或打水泥面，井口排水沟畅通，不积水。

泥浆槽、排液槽前高后低，液体不外溢，用防渗布单层铺设或打水泥面。

3、发电机、油罐底座

发电机、油罐底座用防渗布单层铺设，防渗布不能有接口，不能渗漏油水，油罐四周打防溢坝体。

4、垃圾坑

垃圾坑挖于井场外缘，垃圾坑内四周用防渗布单层铺设，压实。

便于填埋。

5、化工、药品

化工、药品要下铺、上盖，分类堆放，堆放整齐，四周有排水沟槽，并挂牌。

压井材料要堆放在距配浆罐较近的地方，便于快速加重。

6、泥浆泵泵房、井场

泥浆泵泵房用防渗布单层铺设或打水泥面，有排水排污沟槽，夏季井场合理挖设防洪渠。

第三部分钻井工程质量标准

1、井身质量：

井身质量合格率100%。

（1）直井：

表1

井段

井斜角（°）

全角变化率（°/30m）

水平位移（m）

H＜1000

≤2

≤2.1

≤20

1000≤H＜2000

≤3

≤2.7

≤30

2000≤H＜3000

≤5

≤2.7

≤40

3000≤H＜4000

≤7

≤3

≤60

4000≤H＜5000

≤9

≤3

≤70

①采用单点照相或电子单多点测斜方式；井身质量指标执行表1。

②测斜间距：

油田：

1000米以前，每50米测斜一次，1000米以后，100米测斜一次；丛式井组中直井测斜间距：

1000米以前，每30米测斜一次，1000米以后，50米测斜一次。

完井后测连斜。

气田：

2000米前，每100米测斜一次；井深超过2000米后，每300米测斜一次；若井斜有超标趋势，应加密测斜。

（2）定向井：

①直井段井斜角要求同直井规定（表1）；

②斜井段全角变化率（连续三点即90米井段）：

造斜井段和扭方位井段不大于5°/30m，其它斜井段的全角变化率不大于2°/30m；

③中靶半径：

油田：

≤30m，特殊井执行方案设计要求。

气田：

≤60m。

④测斜方式：

采用磁性单点、电子单多点或随钻测斜方式；

⑤测斜间距：

测斜间距按表2执行；

表2

井段

最大间距（m）

丛式井直井段

＜30

造斜段、防碰井段

＜20

其它井段

＜50

多点测斜

＜30

【注】防碰井段指在该井段钻进时可能钻碰邻井或以后井钻进时可能在该井段相碰的井段。

⑥井口距：

类别

井口间距（m）

常规区块

5～5.5

高气油比区块

≥6

注水井与相邻井

≥6

天然气井

≥10

（3）井径扩大率：

平均井径扩大率＜15%，最大井径扩大率≤20%，油层井径扩大率＜10%。

2、取心质量：

单井平均取心收获率≥95%，特殊情况执行地质设计。

3、油层保护：

（1）API失水量达到地质设计和/或油气层保护技术要求（特殊情况另行说明）。

（2）从钻穿最后一个油气层起，油井浸泡时间不得超过72小时，气井浸泡时间不得超过168小时（自然灾害或甲方原因除外）。

4、下套管作业：

（1）完钻井深、表层套管下深、油层套管下深、套管串结构、短套管位置、人工井底等执行地质设计和工程设计。

（2）乙方负责从甲方指定地点拉运套管至作业现场，对常规套管乙方必须按照SY/T5396-2000《石油套管现场检验方法》进行现场质量检验，对新型套管乙方必须按照SY/T6474-2000《新套管、油管和平端钻杆现场检验方法》进行现场质量检验，资料记录齐全、准确、有效；入井时还须进行外观检查后，方可下井。

特殊螺纹套管按《特殊扣套管的检验、拉运和管理使用办法》执行。

（3）施工单位提供的套管附件必须经油田公司工程技术管理部检验认可“备案”后，方可使用。

（4）套管作业严格按照SY/T5412-2005《油气井套管作业规程》执行。

气井使用带扭矩记录仪的套管钳按标准扭矩上扣至规定扭矩，扭矩记录齐全有效，现场提供资料，监督验收；必须使用符合标准的套管螺纹脂，特别是气井产层套管所用螺纹脂必须是经油田公司工程技术管理部检验认可“备案”后的产品。

5、固井作业：

（1）为了确保地层的承压能力能够满足固井时防漏及打开气层时安全钻井的需要，在进入石盒子组气层前必须按工程设计要求进行转化