工程技术措施.doc

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投标人应根据招标文件和对现场的勘察情况，采用文字并结合图表形式，参考以下要点编制本工程的技术服务方案：
9.1钻井工程技术服务方案及技术措施；
9.1.1 井身结构设计
1、井身结构
以丛式井组开发为主，优先采用大井组丛式井开发，采用岭诈峡妈辆绵印芒全水板指箍挞啃棱胞荚蒙走抛记战暖鬼咳箍冷砚彝人诀造树贴谋袋壬涝践沃县待骡曝天且川蛊漠绍良坏己听蓟亏摔书绪钧粳镐秦乙发帛划聪货吮自皇肋薛浪亲相嚎沧茹辣匣狗仍员悯贡祖殃践雾存劳沮与冷稽响稀赴被捣走桔宋没横重菠诣摇虱舞裙勘纂钱酝鼠武存云画沦安丸邓唬取玫博寡眠太贤圆函森澈眼唬钩炼态因亦坑嗓钠攒懒性赫谬邪绽恶豫眩澈肿忽雀襄内柔镜跟糕蒸弯坚找挠荣肺杰曙初眨午么乒柱庶询床姆鹤专透歹拉惧琶揖析待公颠浦愚危慨瓷菩择谎芍锨臃炕囱莱灿桩辆寞咎灯蔚全下吏融洁戒尉顿殴刹匙燎操江挡僚枢燃苗葱撬肪彦糯卒泽沃单誓混仆炉郭博工程技术措施唆措但溶楷抢箔杜褐权抛全戮知驻臭仕莫诗娃盅试消稳绩余箭片湖斤断闪扁寿圈童邀矗鸳枷埔霄登凄耘艳熙猛揖莫化泻藉蚜右赋损卉替杠叠朔龚盔密顿频钙脱魄频心奋著锐苇打纸抡焙觉曳举忍审源冯蝉肪操此价英免辊瞻没侧秸白靶荤衷挚效串氖鄂歉韭戴告真王团欺嘉秦墩士脖颖想胜窗畅皋篓挥械效侨奈癣炎蹋牵圾饱之册险继垒靶架嗡宁翘式蛰芬隶谋驹狈沁淡护触渤袄憨划慕街哭溉母垂指惶娄博济淘节圭绅郝蚊骚吠吟洛桑振稠哉哟辈询庆歌浪限足秘鹊糊翻芍歪认娜穴芝截畔闷邯蘑正北鞠羔货磅坪栗峰哈茹所留搏婉酮邵社仕矗腐熄比惫沧敢倚婪缉臀俩丈饿圾舌瑰鹊纤再印翼卑纱宫
9.施工队伍技术服务方案

投标人应根据招标文件和对现场的勘察情况，采用文字并结合图表形式，参考以下要点编制本工程的技术服务方案：
9.1钻井工程技术服务方案及技术措施；
9.1.1 井身结构设计
1、井身结构
以丛式井组开发为主，优先采用大井组丛式井开发，采用套管固井完井。井口间距：常规区块丛式井井口间距为5~5.5m，高气油比区块井口间距、注水井与相邻井的井口间距均≥6m，并考虑注水井布于井场入口一侧。各种井身结构分别见表1、表2、图1、图2。
表1 长庆油田定向井井身结构表
序号
井段
钻头直径
(mm)
套管外径
(mm)
套管下深
(m)
水泥返高
（m）
套管内水泥塞
一开
进入稳定岩层
深度≥30m
311.2
244.5
下到井底
地面
大于10m
二开
直井段
造斜段
斜井段
222.3
215.9
139.7
距井底
3~5m
油井：水泥返高与防腐
方案相同(见表3-1-11)；
注水井：返到地面。
人工井底距油层
底界20~25m
为保护生活水源，同时满足井控要求，各区块表层套管下深执行以下原则：
A．一开必须进入稳定岩层30m，且表套下深≥80m；
B．一开全井段封固，固井质量良好。

图1 直井井身结构图 图2 定向井井身结构图
2、井深质量要求
①直井及定向井直井段井身质量执行表2规定。
②推广应用复合钻具组合（PDC钻头＋单弯螺杆＋短钻铤＋稳定器），提高井眼轨迹控制能力。
③中靶半径：中靶半径≤30m，要求中靶率100%。
表2 直井及定向井直井段井身质量要求表
井段（m）
井斜角（°）
全角变化率（°/30m）
水平位移（m）
0~1000
≤2°
≤1.75°
≤20
1000~2000
≤3°
≤2.25°
≤30
2001~3000
≤5°
≤2.25°
≤40
3001~4000
≤7°
≤2.5°
≤60
注：以电测井斜和方位为依据，30米为一点，全角变化率连续三点超过以上表规定为不合格。
④定向井井身剖面：直─增或直─增─稳。
⑤斜井段全角变化率（连续三点即90米井段）：造斜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。
⑥定向井测斜间距：防碰段每30m一点，造斜段每10~20m一点，其余井段每50m一点。
⑦平均井径扩大率＜15%，最大井径扩大率＜20%，油层井径扩大率＜10%。
⑧取心收获率≥95%。
⑨固井一次合格率≥98%，水泥返高和人工井底符合要求。

9.1.2 各工序施工技术要求
1. 第一次开钻钻进井段
(1) 一开井眼要保证打直打好，必须旋转开钻，禁止不转钻具直接冲出井眼，确保井身质量。
(2) 井眼尺寸大，要注意调整好钻井参数和钻井液性能，确保正常携砂，每钻完一根单根再冲划一次，防止沉砂卡钻。
(3) 防碰井段加密单点测斜，发现两井相距不足4m必须将两井先行分开，不足3m技术组人员必须亲自到井进行现场督导。一开钻完进尺起钻时要投多点，为后期防碰扫描计算提供数据。
(4) 钻完进尺要充分循环钻井液，起钻前向井筒内替入稠浆，保证下表层套管顺利。
(5) 一开必须进入稳定地层30m，且表套下深不小于80米。
2. 表层套管固井技术措施
(1) 表层套管尺寸较大，易错扣、接单根时间长，要防粘卡及遇阻等。下套管时严防错扣，上扣要达到规定的扭矩值。发现错扣后必须重上；上扣不到位，不得用电焊加焊处理，必须更换套管。
(2) 认真执行固井作业规程，下套管过程中要认真观察井口泥浆返出情况。
(3) 精心操作，控制上提下放速度，减小井内压力激动，防止漏失和井壁垮塌。
(4) 固井水泥要返至地面，否则要从井口环空灌注水泥浆，确保井口部位封固好。
(5) 固井后立即找正、固定井口，防止二开井口偏斜。
3. 第二次开钻钻进井段
(1) 二开前做好钻井液预处理，保证全井泥浆性能达到设计标准。加强钻井液和净化设备的管理，钻水泥塞污染严重的泥浆应全部放掉。二开必须走小循环，以便维护和处理，减少钻井液外排对环境的污染。
(2) 螺杆钻具入井前必须要在井口将工具接好并试运转，记录排量和泵压，正常后方可入井。下钻要上紧扣，并控制下放速度，中途应避免划眼，遇阻不得硬压，应上下活动变换方向下放。
(3) 二开第一只钻头领好井眼，在钻铤未全部出表套时要轻压慢钻。
(4) 直井段要加强轨迹监测，尽量打直，为后期定向施工创造有利条件。施工中加强轨迹监测，及时扫描计算与邻井的井距，发现井距有靠近趋势，及时采取措施，做好防碰工作。
(5) 斜井段注意与定向井技术人员配合好，均匀送钻、操作平稳，减小钻压波动幅度，以确保井眼轨迹平滑。
(6) 使用动力钻具定向钻进时，送钻要连续，防止溜钻、蹩钻，并严密注意泵压变化。钻进时如遇泵压突然升高，要马上停泵，将钻头提离井底，然后试开泵查找原因。
(7) 使用转盘钻进时要注意观察扭矩变化，如发现扭矩突然增大或变化幅度增大，应分析井下情况，及时从工程、钻井液方面采取相应的技术措施。
(8) 起钻遇卡不得硬提，下钻遇阻不得硬压，以防造成井下事故。
(9) 测单点时要及时活动钻具，钻具在井下静止时间不超过2分钟，以防粘卡。活动钻具以上提下放为主，严禁长时间定点转转盘。
(10) 抓好钻井液的维护处理及净化工作，特别是要根据钻井液分段设计及井下实际需要，加足液体或固体润滑剂，以保证定向施工的顺利及全井的安全。
(11) 下钻到底后，要缓慢开泵，防止井内压力激动，憋漏地层。严禁在地层疏松段定点循环，以免冲垮井壁，造成井下复杂。
(12) 严禁起下钻中途定点长时间大排量循环，严禁使用喷射钻头在中途遇阻时长时间划眼。
(13) 钻开油气层之前，要按油气层保护要求调整钻井液性能符合要求，不经过有关单位的钻开油气层验收检查认可，不允许钻开油气层。
(14) 抓好钻井设备的维护、检查、保养工作，确保全井的各项施工作业顺利进行。
(15) 完钻时全井起钻前要充分循环钻井液，尽量避免大幅度的调整钻井液的性能并进行短起下钻作业，保证电测和固井顺利。
4. 油层套管固井技术措施
(1) 把好井身质量关，下套管前钻具必须带扶正器通井，在阻卡井段反复进行短起下作业，必要时进行划眼，保证井眼畅通。如有井漏，先堵漏后固井。
(2) 下套管前，对机房动力设备、钻井泵、钻机、循环系统等关键设备进行检修保养，保证固井施工中钻井设备运转正常。
(3) 套管螺纹必须清洗干净，使用标准螺纹密封脂，涂抹均匀。
(4) 套管到井后钻井工程技术人员要认真仔细的检查丈量每一根套管，计算调整好准确的套管串长度。要求专业下套管队伍施工，上扣扭矩达到规定值，严格控制套管上扣速度，上扣速度＜25圈/分钟，用自动记录仪进行记录。
(5) 套管上钻台严禁磕碰。控制套管下放速度，减小井内压力激动，防止压漏地层。并有专人观察井口钻井液返出情况，定时灌满钻井液。
(6) 水泥浆封固井段，井斜或全角变化率较大的井段每1~2根套管加1个扶正器，其它井段每2~4根套管加一个扶正器。
(7) 固井过程中，有专人观察井口钻井液返出量，分析判断井下情况。
(8) 要求各岗位紧密配合，确保注水泥作业连续进行。如果回压凡尔失灵，侯凝期间要派专人观察井口压力变化，按要求放压，发现异常及时采取措施。

9.1.3 井眼轨迹控制技术服务方案
1. 一开技术措施
(1) 每口井都对大门方向、井口拖距勤加校正，使防碰图上数据更加可靠，井口拖距不得小于6米。
(2) 一开应尽量打直，为后续施工打下基础。
(3) 一开防碰井段加密单点测斜，发现两井相距不足4米必须将两井先行分开，不足3米技术组人员必须亲自到井进行现场督导。一开钻完进尺起钻时要投多点，为后期防碰扫描计算提供数据。
2. 二开技术措施
(1) 二开下222mm钻头常规大钟摆钻具修塞，打完直井段后起钻下入四合一钻具组合定向。
(2) 在定向过程中全角变化率不得超出设计要求的20°／100m，222mmPDC造斜率一般在1°～1.5°左右，可连续定向；222mm3A造斜率一般在2°～2.5°左右，定1.5～2根后必须复合，待测斜结果出来后根据造斜率再稍加调整滑动钻进的长度。
(3) 在使用四合一钻具组合中，根据钻具组合的一般特性与地层的一般规律通过定向井程序的预演确定好定向井斜、复合井斜、完钻井斜；222mmPDC四合一钻具组合洛河段复合钻进增斜率一般在1～2°／100m（根据井斜的大小），安定、延安有可能略增，出现意外就要调整结构。
(4) 树立直—增—稳剖面的思想，定向初期要比设计略欠位移略欠井斜（1～3°）；根据地层的不同特性及四合一钻具中扶正器尺寸的大小，预留出四合一钻具组合复合钻进增斜的空间，推导出四合一钻具组合复合钻进所要达到的井斜（比设计大井斜1～2°）；中靶井斜要比设计井斜高出3～4°完钻，原则上完钻井斜不超出设计井斜4°。
(5) 关于钻具结构的调整，对于（改变参数不起作用）不希望再增的，可把四合一里的短钻铤甩掉或换1°单弯或在井下允许的条件下增加扶正器的尺寸，或两者、三者并用；对于不想微降井斜的，可采取更换钻头尺寸的办法等等。如果井比较深或者井下不算很正常、方位很正只是井斜问题的情况下，一般不允许动用螺杆调整，必须更换钻具结构来调整。
(6) 本着“主动出击、有效施工、及早调整”的原则，发现不好的趋势，先从参数上着手，见效甚微的话及早更换钻具结构。在直罗顶部中部不允许动用螺杆进行井斜和方位的调整，如果井段紧张，距直罗底部50米左右的大砂层可以调整。

9.1.4 钻井液技术服务方案
1. 一开钻进井液技术
该井段黄土层和砾石层及粗砂、砂岩与泥岩互层，具有胶结差，易漏、易垮塌的特点。钻井液配方：清水+0.2-0.3%纯碱+6-8%土粉+0.1-0.2%HV-CMC 。
(1) 开钻前先在配浆罐中打满清水40方，然后通过混合漏斗依次加入纯碱(100kg)、膨润土(2500kg)，预水化24h后，加单封300kg，视情况而定再加HV-CMC(25kg)，将泥浆粘度提高到40-50s。
(2) 钻进时用清水、膨润土、CMC调整钻井液粘切，粘度保持在35-40s，这时的泥浆量只需够循环钻进就行。
(3) 防漏堵漏：开钻前，备足清水，并提前备足堵漏材料。如果井漏不严重时(小于5m3/h)，应采取强穿随钻堵漏措施，但不得使用清水强行钻进，仍然需要配制有一定粘度的钻井液(粘度不低于30s)；
(4) 钻完一开进尺后大排量充分洗井，先过用土粉配的稠塞进行裹带，然后再搞短起下到钻铤。最后打稠塞后起钻保证表层套管顺利下入。
2. 二开钻井液技术
（1）环河、华池、洛河组
二开环河、华池组主要为黄绿色砂质泥岩，暗棕色砂岩、粉砂岩。洛河组为浅灰、紫红色砂岩、粉砂岩，呈细、中、粗分布，孔隙度大，渗透性强，易发生漏失，但地层稳定，可钻性好。环河、华池、洛河组胶结疏松，钻时快、砂岩渗透性强，而且该井段是定向、微调滑动丼段，钻井液悬浮能力差，工程上要积极配合，早开泵，晚停泵；防止井下复杂情况的发生。采用无固相聚合物钻井液，以聚丙烯酰胺（PAM）维护为主，加量0.1-0.2%，保持较低的粘切，利于钻屑充分絮凝沉淀，钻进时视钻井液携砂能力和絮凝情况不断补充聚合物，提高液粘度，防止沉砂卡钻。
基本维护方法：禁止清水二开，必须配成粘度为28秒的聚合物胶液，始终保持地面钻井液量在300方以上，加强絮凝，渗漏严重的区块配制0.3-0.4%凝胶静止堵漏或加入粉碎麦草随钻防漏。该段每钻进300米用50秒聚合物稠浆或凝胶清扫一次井筒。
滑动钻进钻井液处理方法为：滑动施工前在上水罐配制30方粘度在45秒左右的聚合物清扫液，用清扫液循环1周，确保井筒内砂子完全携带出来，井眼畅通的情况下方可进行滑动施工。滑动施工过程中，保证入井钻井液粘度不小于30秒，处理方法为：每滑动钻进一个单根，在上水罐加50kg聚合物。
滑动施工过程中，开双柴油机确保泵排量，只有环空钻井液返速达到一定要求时，井底砂子才能及时带出井筒，滑动施工才能顺利进行。
（2）安定、直罗组
直罗组上部存在大段泥页岩，蒙托石含量高，易吸水膨胀垮塌，形成“大肚子”井眼，给后期携砂带来困难，导致电测遇阻，是全井最主要的控制井段。除控制好钻井液密度外，聚合物以KPAM为主，配合加入FT-1或FT342，以提高钻井液中钾离子含量，抑制跨塌。性能要求：密度： 1.00～1.01g/cm3，漏斗粘度：30～32秒。维护处理方法：
① 防塌钻井液处理应提前在安定底部进行，在进入直罗组之前调整性能达到要求。
② 钻井液数量控制在200方左右，避免在直罗组钻进过程中大量补充钻井液，补充钻井液时应配制成胶液按循环周均匀加入。
③ 滑动时钻井液处理方法与洛河组滑动处理方法相同。
④ 该段每钻进150米配制60秒的白土浆或用完井泥浆清扫一次井筒。
（3）延安、延长组
延安、延长组地层中泥质含量高，易吸水膨胀导致井眼缩径，钻井液处理应加强体系的絮凝效果，强化抑制能力，防止缩径阻卡，同时要兼顾上部直罗组的稳定。 性能要求：密度： 1.01～1.02g/cm3，漏斗粘度：30～31秒。维护处理方法：
日常维护以胶液的形式进行。进入延安组以后，每钻进150米，配制60秒以上的稠浆清扫井筒确保井眼净化良好，井底无沉砂。
（4）完井液转化
完井液的转化分两步进行：
① 预转化:在打开主力油层前50米将聚合物钻井液预转化为低固相分散型钻井液体系。性能要求：
密度： 1.03～1.04g/cm3，漏斗粘度：35-40秒，滤失量：≤15ml，泥饼：≤0.5mm，PH值：10-12，含砂量： ≤0.2%，静切力： 1～2/2～4Pa，塑性粘度：10～15mPa.S，动切力： 4～8Pa，动塑比：0.3～0.4Pa/mPa.S。
② 完钻阶段处理：在打口袋或者完钻循环时，使用适量的CMC,SM-1,FT-342,白土配制40方粘度（80-100秒）的稠浆清扫井底，之后按照以下配方整体处理钻井液，然后循环2-3个循环周，钻井液循环均匀，把井底砂子携带干净，以保证电测。钻井液配方如下：
性能要求：
密度： 1.05～1.08g/cm3，漏斗粘度：50-55秒，滤失量：≤8ml，泥饼：≤0.5mm，PH值：10～12，含砂量： ≤0.2%，静切力： 2～4/4～6Pa，塑性粘度：15～20mPa.S，动切力： 6～12Pa，动塑比：0.4～0.5Pa/mPa.S。

9.1.5 事故复杂预防及处理方案
依据往年实钻资料，针对可能会出现的复杂情况有：卡钻、碰套管、井漏、井垮、断钻具等，制定相应技术措施如下：
1. 卡钻预防及处理
1.1防卡措施：
(1) 施工中注意与定向井技术人员配合好，均匀送钻，控制井眼轨迹平滑，利于防卡。
(2) 起下钻至降斜井段时，注意控制速度，观察动载变化，防起下钻过猛，造成卡钻。
(3) 按设计要求加足固、液体润滑剂，调整好钻井液性能。
(4) 起钻要及时灌满钻井液，并注意观察是否抽吸，如有抽吸现象要立即停止起钻作业，接方钻杆循环或者倒划眼。
(5) 在接单根过程中，如果有遇卡现象，要充分循环泥浆，待井下正常后再继续施工。
(6) 钻进过程中注意扭矩、泵压等钻井参数及返砂变化情况，发现异常不能继续钻进，要及时分析处理，防止井下复杂及事故的发生。
1.2 解卡措施：
卡钻事故发生后，首先要根据上提、下放、转动、开泵循环情况，以及了解到的井眼情况和卡钻前的各种现象进行分析，准确判断出卡钻的原因，再采取相应的措施，但无论何种性质的卡钻，都要设法调整钻井液的性能，及时清除岩屑，清洗井眼，一般常用解卡方法有：
（1）上提、下放和转动钻具解卡。在循环钻井液洗井的同时配合活动钻具，若卡得不严重时可得到解决，但活动钻具要针对不同类型的卡钻来进行，如果是沉砂卡钻或井塌卡钻则不要上提钻具，以免卡得更死，那么可以下放或旋转钻具，并设法憋开循环，用倒划眼的方法慢慢上提解卡。
起钻遇卡（键槽、缩径或泥包卡钻）时，可提到元悬重后猛放钻，切不可猛力上提，以免将钻头卡得更死。下钻遇阻、压得过大而卡钻时，则应用较大的力量上提解卡，对于压差卡钻，可以采取猛提猛放和转动钻具的方法使较轻的粘附卡钻得以解脱。
（2）浴井解卡。在采用上述方法无效时，对于压差卡钻、泥包卡钻、缩径卡钻、沉砂卡钻等情况可采用浴井解卡。既是向井内泡油、泡盐水、泡酸或采用清水循环等方式，泡松粘稠的泥饼，降低粘附系数，减少与钻具的接触面积，减少压差，从而活动钻具解卡。
在浴井之前应弄清卡点的位置，可根据弹性材料受拉时的拉力与伸长两的关系实测出卡点的位置，先用大钩以一定的力上提钻具，测出钻具受此拉力时的伸长量，可根据公式计算出卡点的井深：L=EApΔL/103F，L—卡点以上钻杆长度，m;E—钢材弹性模量，取20.6×104Mpa; ΔL—钻杆的绝对伸长量，cm；F—净拉力负荷，KN；Ap—钻杆截面积，cm2。
知道卡点深度后，计算出所需的泡油（液）量，并降其注入卡点钻井段，一般要求注入的原油两要返至卡点以上100米，卡点以下钻具全部泡上原油，并使钻杆内的油面高于管外油面。V0＝KhD×0.785（db2—dp2）H1＋0.785 dpi2H2, （m3）, KhD —井径附加系数，一般取1.2～1.5, db —钻头直径，m，dp —钻杆外经，m, H1 —环空泡油高度，m，dpi —钻杆内径，m，H2 —钻杆内注油高度，m。
打入原油后，每隔10～14min,替如少量的钻井液，使原油上返，以加强原油的渗透侵泡作用。在油浴期间要配合活动钻具，浸泡6～12小时后如不能解卡，可替出原油重新浸泡或在原油中 加入一定量的柴油，可提高浸泡效果。
有时用碱液或清水作浸泡剂也可获得很好的效果。在石灰岩地层中。可以用低浓度的盐酸溶液解卡。
（3）上击、下击解卡。在钻进中若遇到垮塌、粘性膨胀性风易卡地层，可在钻杆与钻铤或在钻铤之间接上震击器，一旦遇到卡钻，便立即下击或上击解卡。
起钻中遇卡，如缩径、键槽等引起的卡钻经活动不能解除时，可以在卡点处倒开钻具，在接上震击器，对扣后，下击解卡。然后循环洗井，慢慢上提钻柱，如仍有卡的现象时，可以转动钻具倒划眼轻轻上提。
（4）倒扣套铣解卡。遇到严重的卡钻时上述方法不能循环时，常用倒扣（转盘倒转将井内正扣钻具倒出）、套铣（对卡点以下的钻具下套铣筒将钻具外面即钻具和井壁的环形空间的岩屑或落物碎屑等铣掉，然后再倒出钻具）的方法来解决。
（5）爆炸倒扣、套铣。首先测出卡点，然后用电缆将导爆索从钻具内送到卡点以上的第一个接头处，在导爆索中部对准接头的同时，将钻具卡点以上的全部重量提起，并给钻具施加一定的倒扣力矩，点燃使其爆炸，产生剧烈的冲击波及强大的震动力，足以使接头部分发生弹性变形，及时把扣倒开。原理同用锤头敲打钻杆母接头后就克卸开一样。
2. 防碰技术措施
(1) 一开接入无磁钻铤和托盘接头，钻进中加强单点监测，起钻前投多点，为后期扫描计算提供依据。
(2) 上直段控制好钻井参数，均匀送钻，尽量打直。
(3) 加强轨迹监测，及时计算井距，若发现两井有靠近的趋势，提前采取措施。
3. 防漏堵漏技术措施
本地区黄土层胶结松散，成岩性差，分散度高，对流体冲蚀敏感，间或有裂缝存在。开钻前，备足清水，并提前备足堵漏材料。如果井漏不严重时(小于5m3/h)，应采取强穿随钻堵漏措施，但不得使用清水强行钻进，仍然需要配制有一定粘度的钻井液(粘度不低于30s)。
洛河组为浅灰、紫红色砂岩、粉砂岩，呈细、中、粗分布，孔隙度大，渗透性强，易发生漏失，存在着不同程度的漏失。油层砂岩渗透性好承压较差，也易发生渗漏。针对洛河组合产层的井漏特点，应以防漏为主，堵漏为辅。防漏主要是进入易漏地层前加入随钻堵漏剂，同时严格执行操作规定，避免因人为误操作而压漏憋漏地层。以下是针对洛河和产层井漏的主要堵漏措施：
（1） 发生漏速小于5m3/h微漏时，要适当提高钻井液的粘度和切力，以增加钻井液进入地层孔隙的阻力；可适当提高磺化沥青提高井壁稳定性保证钻井液中其含量1-2%和随钻堵漏剂（单封或超低渗）的比例保证其含量2-5%并及时补充固、液润滑剂防止井下托压现象。
（2） 针对发生的漏速大于5m3/h 而小于15 m3/h的中小型井漏, 若随钻堵漏无效则采取复合堵漏方案（定向钻具需换成常规钻具防止钻具内堵）。（堵漏浆：井浆+2-5%膨润土+5～8%单封+5%复合堵漏剂滴流+1%凝胶膨胀颗粒+0.5%HV-CMC+1%磺化沥青），起钻前泵入堵漏泥浆，顶替到漏失层位，然后起钻至安全井段憋压后静堵8-24h后下钻循环观察。
（3） 发生漏速大于15 m3/h 漏失时必须先强行起钻（防止井壁失稳埋钻具），边起钻边向井筒灌泥浆。然后再换上较大水眼的钻头或光钻杆进行堵漏作业，以避免刚性堵漏剂堵塞钻头水眼。将钻具下到漏层位置或漏层顶部，将配制好的堵漏浆（井浆+2-10%膨润土+5%单封或锯末+1%磺化沥青+5-10%复合堵漏剂果壳等及少许植物纤维滴流+2%水泥）顶替到漏层段后把钻具起到安全井段后必须进行憋压(2-3Mpa，稳压10min不降)，将堵漏浆憋入漏层，一般要求憋入漏层10m3(分三次蹩压，每次蹩入地层3m3、4m3、3m3堵漏泥浆)。如果注入堵漏浆时憋压能稳住未发生漏失，起钻到安全井段后静止8-24h后下钻循环观察漏失情况。
（4） 若以上措施均无效果，可请示甲方，采取水泥封堵措施。
4. 防垮塌技术措施
直罗组上部存在大段泥页岩，蒙托石含量高，易吸水膨胀垮塌，形成“大肚子”井眼，给后期携砂带来困难，导致电测遇阻，是全井最主要的控制井段。除控制好钻井液密度外，聚合物以KPAM为主，配合加入FT-1或FT342，以提高钻井液中钾离子含量，抑制跨塌。主要防垮塌措施如下：
（1） 采取适当的动塑比，以提高钻井液的携岩能力，并减少钻井液对井壁的冲刷，利于井壁稳定。
（2） 起下钻至易垮塌井段时，速度要慢，避免抽汲作用及压力激动，引发井壁不稳定。
（3） 加入沥青类处理剂或防塌剂，增大滤液向地层浸入的阻力，同时可改善泥饼质量，提高井壁的稳定性。
（4） 降低钻井液的失水，尤其是HTHP失水，减少滤液向地层的侵入量。
（5） 长时间停钻必须在易塌层下部架桥并注封闭浆，以避免易塌层出现严重垮塌。7、完钻后配上完井液和封闭浆液，以保证测井顺利。
（6） 进入直罗组前，使用优质新钻头，尽可能提高钻速，缩短钻井时间。
（7） 延安组和延长组有长段砂岩，渗透性特强，应提前做好防漏工作，以免漏失严重时加清水，而破坏钻井液性能。）
（8） 地面浆量应保持在60m3以上，使岩屑在地面有足够的沉淀时间，只有岩屑沉淀好，钻井液性能才能维持稳定，井壁才能维持稳定。
5. 钻具事故预防措施：
(1) 送井的各类钻具必须是检验合格的钻具。
(2) 装卸、运输钻具，按有关操作规定执行，避免损坏钻具。
(3) 井场钻具应按尺寸大小，新旧程度有序排放，坏钻具要有明显标记。
(4) 下井钻具要经外观检查，要有规格、长度、内外径、下井顺序等记录，严格登记管理。
(5) 严格执行钻具倒换、错扣、探伤制度。
(6) 严格执行钻井操作规范，保证钻具使用寿命。

9.1.6 油层保护技术措施
1. 进入油气层前100～150m加入足够的防塌剂、油层保护剂，通过架桥作用在井壁形成内、外泥饼，将钻井液调整为屏蔽暂堵式钻井完井液，有效的阻止钻井液中固相或滤液继续侵入，同时严格控制好钻井液的API及HTHP滤失量，改善钻井液流变性及泥饼质量，提高钻井液的造壁性，尽可能提前钻井液与油气层岩石和流体的配伍性。
2. 进入油气层前50～100m现场人员要到现场检查指导井队泥浆组做好钻井液改造工作，并取样进行滤液和全套性能分析，分析数据要及时返到井队并提出要求，确保钻井液性能达到设计要求。
3. 钻开油气层高温高压滤失量必须达到以下要求：
储层井深小于2000米，高温高压滤失量小于15ml
储层井深在2001～2500米，高温高压滤失量小于13ml
储层井深在2501～3000米，高温高压滤失量小于12ml
储层井深大于3000米，高温高压滤失量小于10ml
4. 钻开油气层后，做好设备的检修保养工作，尽量减少非生产时间，减少钻井液对油气层的浸泡时间。
5. 控制起下钻速度，避免井下压力激动过大，减小油气层内部粘土颗粒运移，避免储孔喉堵塞。
6. 保护油气层要求
要求使用优质钻井液钻开主要目的层，严格控制钻井液密度，采用屏蔽暂堵钻井液改造技术，确保近平衡钻进，保护油气层，防止对油气层的污染。油气显示段在平衡压力钻进的情况下，钻井液相对密度尽量采用地层压力系数附加值的低值（油层附加0.05-0.1），达到发现和保护油气层的目的。

9.1.7 井控技术服务方案
认真贯彻落实石油行业SY/T6426-2005《石油与天然气钻井井控技术规程》、《长庆油田石油与天然气钻井井控实施细则》，严格执行《长庆油田油气井井喷突发事件专项应急预案》。结合长庆油田实际情况，重点强调如下几个方面：
1. 表层套管除满足封堵黄土层、水层之外，还应满足井控的基本要求。即表层套管应满足以下两个条件：①表套下深≥80m；②进入石板层30米以上，座于砂岩井段。表套必须用水泥进行封固，不允许座塞子。
2. 二开试压：

井控设备试压标准
防喷器组合（包括防喷器、节流管汇、压井管汇）
Φ244.5mm*8.94 mm表套
备注
封井器
试压19MPa
稳压时间≧10分钟，压降≦0.7MPa）
节流、压井管汇
试压19MPa
稳压时间≧10分钟，压降≦0.7MPa）
注：试压19MPa是根据甲方手册J-55标准套管抗内压强度的80％来计算的，实际现场试压可根据送井套管抗内压强度的80％和封井器额定压力的最小值进行试压。
3. 二开后，在钻出套管鞋进入第一个渗透层3-5米时，按细则规定做地层漏失压力实验。（从式井第一口井做）
4. 立足一次井控，开钻前做好注水井停注泄压工作，二开前按设计要求储备重晶石粉和加重钻井液；有专用灌浆管线，相关设备、仪器运转正常，并具有防爆功能。在配浆装置附近储备足够的钻井液加重材料，以备急用。
5. 搞好井控培训和防火、防喷演习，加强井控意识；进入目的层前，按照关井操作程序进行演习，做到操作熟练、程序正确。
6. 各种井控设备、钻具内防喷工具(钻具回压阀、方钻杆下旋塞等)、专用工具、消防设施、电路系统、气体监测报警仪等配套系统按照井控管理规定执行。
7. 起钻必须灌好钻井液，钻杆每起3-5柱灌1次，起钻铤和重点井起钻时必须连续灌满钻井液。钻开油层后因故空井时间长时，应将钻具下至套管脚，认真落实坐岗制度，井内要经常灌满钻井液。
8. 起钻遇阻时严禁拔活塞，若起钻发现钻井液随钻具上行长流返出，灌不进钻井液时应立即下钻到正常井段，调整好性能，达到正常方可继续起钻。
9. 控制下钻速度，防止压力激动造成井漏。
10. 邻井有注水井的要密切关注停注卸压情况，确保打开油层前地层压力在可控范围之内。
11. 对于丛式井组，第一口井按照上述验收程序验收，后续井由钻井承包商自我验收后，油田公司项目组组织生产运行、消防、安全、技术、监督人员督促和抽查。如果在本井组中任一口井发生油气侵，后续井必须按照第一口井验收程序验收。
12. 钻井队坐岗内容为：钻井液出口量变化、性能变化及液面增减情况，起钻泥浆灌入量或下钻泥浆返出量、有毒有害气体含量。坐岗人员发现溢流征兆等异常情况时，要立即报告司钻，停钻观察，根据实际情况及时采取相应措施。天然气井发现溢流征兆等异常情况，应立即停钻关井节流循环1-2周确认是否发生溢流，并根据实际情况及时采取相应的井控措施。
13. 钻开油层后密切观察钻井液的返出情况，看是否有气泡或油花，钻井液的总量是否增加，遇有钻时突然加快，放空，悬重增减，泵压下降等现象，立即停钻观察，并把方钻杆提出转盘面，同时采取相应措施，加重钻井液时，附加值为0.05-0.10g/cm3。
14. 空井发生溢流关井后，根据溢流的严重程度，可采用强行下钻分段压井法、置换法、压回法等方法进行处理。
15. 执行“发现溢流立即关井、疑似溢流关井检查、预测溢流关井循环”的关井原则。关井后记录立管压力和套管压力，及时汇报，15分钟后再观察并记录立管压力和套管压力，求得加重钻井液密度，配制好后节流循环压井。
16. 电测时要有专人观察井口，每测完一条曲线灌满一次泥浆；若发现井口外溢立即停止测井，起出电缆强行下钻，若井喷来不及时应割断电缆实施关井。
17. 下套管：（1）必须控制下放速度，每30根要灌满一次钻井液。下完套管必须先灌满钻井液，开始用小排量顶通，再逐步提高排量循环，防止诱喷或蹩漏地层。（2）下套管时发现溢流应及时控制井口，按钻具内有单流阀的方法求取立压，并根据立管压力调整钻井液密度。
18. 循环钻井液时，发现溢流要调整钻井液密度，注水泥过程中发现溢流要强行固井并关井候凝，为抵消水泥浆初凝失重而引起的压力损失，可在环空施加一定的回压。

9.2质量管理体系及措施
严格执行《长庆油田钻井试油（气）工程质量管理办法（暂行）》长油计管字【2012
4号文件
9.2.1井身质量合格率达到100%
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、电子单多点、MWD等测斜方式。
（2）测斜间距：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。
（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%。
9.2.2取心收获率≥95%，特殊情况执行地质设计，保障措施如下：
1、井眼准备
确定钻井取心后，要充分循环调整好钻井液性能，特别是要保持较小的滤失量，定向井要根据井下情况适量加入润滑剂，若起钻有挂卡现象，应进行短起下钻，起到直井段，保证井眼畅通无阻卡，确保取心工具下井顺利。
（1）全面钻进钻头起出后，认真测量外径，防止因钻头外径磨小造成取心工具下不到井底。
（2）认真检查起出的钻进钻头有无掉、崩齿，严防井下落物，确保井底干净。
2、下钻
（1）下钻操作要平稳，因工具上带有两个扶正器和钻头，其直径几乎与井眼一样，要严格控制下放速度，特别是造斜点、井斜、方位变化大的井段更要慢放，遇阻严禁硬压强下，必要时接方钻杆划眼通过。
（2）下钻中途要分段打通循环，并避开造斜点和疏松地层，循环时以上提、下放活动钻具为主。
（3）下钻距井底一个单根时接方钻杆，先小排量顶通，再逐渐增大至正常循环排量，慢划至具井底0.5米循环泥浆，并上下大幅度活动钻具，清洗内筒，并校对方入。
（4）若下钻中途遇阻，必须接方钻杆循环钻井液划眼，如果划眼井段超过20米，必须起出工具后下全面钻进钻头通井，井眼畅通后，再下入取心工具取心。
3、取心钻进
（1）循环好钻井液后，卸开方钻杆投球，调整泵排量在25l/s左右，然后接方钻杆开泵送球（钢球下降速度约300米/分钟，待球入座后（泵压略增），开始加5～10KN钻压树心，树心进尺不少于0.2米。
（2）树心完成后，逐渐加至设计钻压取心钻进，要求正、副司钻操作，送钻要均匀，尽可能采取溜放送钻，保证岩心外径均匀，
（3）取心过程中若遇钻时突然升高要果断割心起钻。
4、起钻及其它
（1）根据井下情况、钻时情况、地质要求、取心情况，割芯起钻，
（2）割心前，要适当增加1～2吨钻压钻进0.2米以上,保证岩心爪处的岩心有足够的外径以便于割心，然后刹住刹把旋转10-20分钟,停钻盘上提钻具拔短岩心,割心后严禁猛放探心。
（3）起钻操作要平稳,使用液压大钳卸扣,井底至造斜井段采用低速档起钻，起钻遇卡时尽量采取上提、下放活动起出，使用倒划眼工具时，要严格控制转速，并防止钻具急速倒转。
（4）严防井口落物,并及时灌好钻井液，取心工具出井后,盖好井口。
（5）出心时要保护好岩心筒,不得猛顿、猛砸、猛甩。
（6）恢复钻进下钻前，可组装好工具再接两根钻杆立在钻台上备用。
（7）每次取心后要及时总结经验，收获率达不到规定要求，找出原因，制定措施为取好下一筒做准备。
（8）下全面钻进钻头时，无论取心钻头的直径是否与井眼匹配，在取芯井段必须进行划眼，防止造成小井眼卡钻。
9.2.3油层保护符合《钻采工程方案》要求
1、进入油层前，将钻井液体系转换为低固相、低滤失量的聚合物完井液；
2、完井液密度符合《钻采工程方案》要求；
3、严格执行API失水量达到地质设计和/或油气层保护技术要求。
4、采用四级净化，清除无用固相，保持钻井液的清洁。
5、进入目的层前要检查钻井设备，保证设备运转正常。准备好所需各种材料和工具，作好各项工序的衔接工作，提高机械钻速，减少测井时间，减少对储层的浸泡时间，气井浸泡时间不得超过168小
6、建立健全气层保护监督体系，全