排平井钻井综合项目工程设计.doc

春风油田

井别：生产井（热采井） 井号：排6-平50井

钻井工程设计

中石化胜利油田分公司新疆勘探开发中心
二○一一年十一月二十三日

春风油田

排6-平50井

钻井工程设计

编写单位：中石化胜利石油管理局钻井工艺研究院

编 写 人：王珍 杨锐锋 张春涛
审 核 人：
主管领导：

中石化胜利油田分公司新疆勘探开发中心
二○一一年十一月二十三日
排6-平50井钻井工程设计审批表
新疆勘探开发中心工程技术部审核意见：

签字：

日期： 年 月 日
新疆勘探开发中心技术负责人审查意见：

签字：

日期： 年 月 日
新疆勘探开发中心批准意见:

签字：

日期： 年 月 日
目 录

1 钻井重要设备 1
2 井身构造 2
3 轨道设计 3
4 送井钻具 5
5 钻具组合、钻进参数及重要办法 5
6 重点施工办法 9
7 取心设计 12
8 油气井压力控制 12
9 钻井液设计 19
10 固井设计 25
11完井井口装置规定 30
12健康、安全与环境管理 30
13 钻井资料上报规定 36
附件1 水平井完井方案 38
附录2 钻井重要材料 43
附录3 固井重要材料筹划 43
附件4 邻区、邻井钻井技术资料 44
附件5排6-平50井区井位图 46

1 钻井重要设备
钻机选型及钻井重要设备(ZJ205)

型号
ZJ205

可钻井深,m

钻具尺寸,mm
127

天车
型号
TC135

最大负荷,kN
1350

游车
型号

最大负荷,kN

大钩
型号
YG-135

最大负荷,kN
1350

水龙头
型号
SL-135

最大负荷,kN
1350

转盘
型号
ZP-175

开孔直径,mm
444.5

绞车
型号
JC-20

功率,kW
510

钻井泵
型号
3NB-500C

最大工作泵压,MPa
29

井架
型号
JJ-135/31.5

高度,m
31.5

底座
型号
DZ-135

高度,m
4

驱动方式
柴油机

2 井身构造
开数
井 眼 尺 寸×井 深
套 管 尺 寸×下 深
水泥返高
一开
Φ346.1mm×111m
Φ273.1mm×110m
地面
二开
Φ241.3mm×983.15m
Φ177.8mm×968m(其中770～968m为割缝筛管)
地面
注：甲方规定目层水平段采用割缝筛管，按热采水平井工艺完井。
井身构造示意图

二开：
钻头尺寸（mm）:Φ241.3
所钻井深（m）：983.15
套管尺寸（mm）：Φ177.8
套管下深（m）：0～968
(其中770m～968m为割缝筛管)
水泥封固段（m）：0～770
一开：
钻头尺寸（mm）:Φ346.1
所钻井深（m）：111
套管尺寸（mm）：Φ273.1
套管下深（m）：0～110
水泥封固段（m）：0～111

本井为丛式井，与排6-平49井同台。
钻井顺序
井号
井深
m
造斜点m
初始定向方位°
井斜角°
水平位移m
表层下深m
备注

排6-平49
923.24
318.41
290.0
90.18
436.55
100

排6-平50
983.15
350.71
234.0
90.58
484.73
110

3 轨道设计
3.1轨道设计表

井号：排6-平50
轨道类型：直-增-稳-增-平
井深：983.15m

井底垂深 m
井底闭合距 m
井底闭合方位 °
造斜点 m
最大井斜角 °
599.85
484.73
246.79
350.71
90.58
磁倾角 °
磁场强度 μT
磁偏角 °
收敛角 °
方位修正角 °
65.35
56.83
3.87
-1.67
5.54
初测井口：X=4995028.15 Y=15314260.14
靶A X=4994893.9 Y=15314019.8垂深:602m闭合距:275.29m闭合方位:240.81°靶半高:1m靶半宽:2.5m
靶B X=4994841.1 Y=15313829.1垂深:600m闭合距:469.88m闭合方位:246.54°靶半高:1m靶半宽:2.5m
轨 道 参 数
井深
m
井斜角
°
方位角
°
垂深
m
水平位移
m
南北
m
东西
m
狗腿度
°/100m
工具面
°
靶点
0.00
0.00
0
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00

350.71
0.00
234.00
350.71
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00

573.25
51.18
234.00
544.81
92.96
-54.64
-75.21
23.00
0.00

720.28
85.00
248.96
598.88
226.55
-118.65
-193.00
25.50
25.64

744.90
85.00
251.69
601.02
250.61
-126.90
-216.10
11.05
90.00

770.26
90.58
254.52
602.00
275.29
-134.25
-240.34
24.65
26.85
A
968.15
90.58
254.52
600.00
469.88
-187.05
-431.04
0.00
0.00
B
983.15
90.58
254.52
599.85
484.73
-191.05
-445.50
0.00
0.00

轨道各点数据
井深
m
井斜角
°
方位角
°
闭合方位
°
垂深
m
闭合距
m
南北
m
东西
m
造斜率
°/100m
方位变化率
°/100m
狗腿度
°/100m
工具面
°
0.00
0.00
234.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
350.71
0.00
234.00
0.00
350.71
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
390.71
9.20
234.00
234.00
390.54
3.20
-1.88
-2.59
23.00
0.00
23.00
0.00
430.71
18.40
234.00
234.00
429.34
12.74
-7.49
-10.30
23.00
0.00
23.00
0.00
470.71
27.60
234.00
234.00
466.12
28.35
-16.66
-22.93
23.00
0.00
23.00
0.00
510.71
36.80
234.00
234.00
499.94
49.64
-29.18
-40.16
23.00
0.00
23.00
0.00
550.71
46.00
234.00
234.00
529.91
76.06
-44.71
-61.54
23.00
0.00
23.00
0.00
573.25
51.18
234.00
234.00
544.81
92.96
-54.64
-75.21
23.00
0.00
23.00
0.00
613.25
60.38
237.68
234.48
567.28
125.99
-73.19
-102.55
23.00
9.62
25.50
19.88
653.25
69.58
241.71
235.64
584.18
162.07
-91.46
-133.80
23.00
10.39
25.50
22.87
693.25
78.78
245.99
237.21
595.07
200.19
-108.40
-168.30
23.00
10.89
25.50
24.88
720.28
85.00
248.96
238.42
598.88
226.55
-118.65
-193.00
23.00
11.08
25.50
25.64
744.90
85.00
251.69
239.58
601.02
250.61
-126.90
-216.10
0.00
11.08
11.05
90.00
770.26
90.58
254.52
240.81
602.00
275.29
-134.25
-240.34
22.00
11.13
24.65
26.85
870.26
90.58
254.52
244.45
600.99
373.19
-160.93
-336.71
0.00
0.00
0.00
0.00
968.15
90.58
254.52
246.54
600.00
469.88
-187.05
-431.04
0.00
0.00
0.00
0.00
983.15
90.58
254.52
246.79
599.85
484.73
-191.05
-445.50
0.00
0.00
0.00
0.00
注：1. 设计深度不涉及补心高，未校海拔，实钻中依照实测数据加以修正。
2. 钻遇B靶点后，留15m口袋完钻。
3．设计井口为初测坐标，施工前依照复测坐标现场校正井眼轨迹。

3.2井眼轨道垂直投影示意图

3.3井眼轨道水平投影示意图

4 送井钻具
序号
名 称
规 格
数 量
数 量
1
钻铤
Φ177.8mm
8 根
井队准备
2
加重钻杆
Φ127.0mm
30 根
3
钻杆
Φ127.0mm
80根
4
键槽破坏器
Φ241mm
1 只
5
扶正器
Φ238mm
3只
6
随钻震击器
Φ177.8mm
1 套
7
钻杆
Φ88.9mm
1000米
8
无磁钻铤
Φ177.8mm
1 根
服务方提供
9
无磁承压钻杆
Φ127.0mm
2 根
10
1.75°单弯钻具
Φ197mm
1 根
11
1.25°单弯钻具
Φ197mm
1 根
5 钻具组合、钻进参数及重要办法
5.1一开直井段
井 段：0.00～111.00m
地 层：塔西河组
井斜角：＜15′
钻具组合：Φ346.1mm钻头＋177.8mm 无磁钻铤×1 根＋Φ177.8钻铤×5根＋Φ127.0mm 钻杆
重要办法：(1)必要采用钻井液开钻；
(2)吊打钻进，控制井斜角＜15′；
(3)口袋长度≤ 1 m；
(4)起钻测电子多点。
5.2二开直井段
井 段：111.00～350.71m
地 层：塔西河组
井斜角：＜ 45′
钻具组合：Φ241.30钻头＋Φ177.80mm无磁×1 根+Φ177.80mm钻铤×5根＋Φ127.0mm 钻杆
重要办法：(1)电子单、多点监控井斜＜45′，否则吊打钻进；
(2)优选参数，提高机械钻速；
(3)起钻充分循环好钻井液；
(4)直井段钻完测电子单、多点。
5.3二开造斜段
井 段：350.71～770.26m
地 层：塔西河组～白垩系
井斜角：0～90.58°
钻具组合：Φ241.3mm钻头＋Φ197mm1.75°单弯动力钻具×1根＋Φ177.8mm无磁×1根＋MWD(LWD)＋Φ177.8mm无磁×1根＋Φ127mm 斜坡钻杆×27根＋Φ127.0mm 加重钻杆×9 根+Φ177.8mm随钻震击器×1 套＋Φ127mm加重钻杆×21根＋Φ127.0mm钻杆
重要办法：(1)本井造斜段先用MWD仪器测监控井眼轨迹，钻至垂深500m开始，采用LWD随钻地质导向系统，随钻测量自然伽马、电阻率曲线。依照随钻测井，拟定目层顶界深度，跟踪调节井眼轨迹；采用LWD随钻随测监控井眼轨迹；依照实际状况采用滑动钻进和复合钻进两种方式施工，随时调节井斜方位；
(2)下钻前认真检测动力钻具，检查LWD仪器组装；
(3)下钻前钻井液性能稳定，达到设计规定，净化设备正常进行；
(4)动力钻具钻进完，短起下钻10 个立柱；
(5)采用柔性钻具组合通井。
5.4二开水平段
井 段：770.26～983.15m
地 层：白垩系
井斜角：90.58°
钻具组合：Φ241.3mm钻头＋Φ197mm 1.25°单弯动力钻具×1根＋Φ127mm无磁承压钻杆×1根＋LWD＋Φ127mm无磁承压钻杆×1根＋Φ127mm 斜坡钻杆×50根＋Φ127.0mm 加重钻杆×9根+Φ177.8mm随钻震击器×1 套＋Φ127mm加重钻杆×21根＋Φ127.0mm钻杆
重要办法：(1)采用LWD仪器随钻测量自然伽玛、电阻率曲线、测监控井眼轨迹、跟踪油层；
(2)解决钻井液，使性能达到设计规定，净化设备正常进行；
(3)及时活动钻具防粘卡、防止岩屑沉积,严格执行“钻进目层技术办法；
(4)下钻遇阻及时开泵顶通，避免猛提猛放，严防砸出新眼；
(5)依照井下状况短起下钻，起钻前充分洗井；
(6)电测、下套管前通井。
(7) 在直井段增长钻具重量来施加足够钻压，提高机械钻速。
5.5 打捞免钻塞分级注水泥装置及通井（办法见附件完井设计）

5.6钻头及水力参数设计

序

号

层

位

井 深

(m)
钻 头
钻 井 参 数
水 力 参 数

直径
mm

型号
数
量
只
钻 压
kN
排量
L/s

泵压
MPa

转速
r/min
钻头
压降
MPa
循环
压耗
MPa
冲
击力
kN
比水
功率
W/mm2
1
塔西河组
0～111.00
346.1
MP2
1
30～50
45

2
塔西河组
111.00～350.71
241.3
HAT127
1
80～140
33
7.97
80～120
6.67
1.30
3.65
4.67
3
塔西河组
～
白垩系
350.71～770.26
241.3
HAT127
60～100
33
11.86
螺杆
7.1
4.76
3.89
4.97
4
白垩系
770.26～983.15
241.3
HAT127
1
60～100
33
12.04
60+螺杆
7.29
4.75
3.99
5.1
5.7 钻柱强度校核表
中和点深度m
中和点位置
292.83
新G-105外径127mm内径108.6mm钻杆
钻柱名称
外径
mm
内径
mm
钢
级
重量N/m
长度
m
屈服强度MPa
抗拉
系数
抗挤系数
抗内压系数
抗扭
系数
MISES
系数
加重钻杆
127
76.2

709.23
270

10

5.47
38.56
16.95
钻杆
127
108.6
G-105
341.53
713.15
724
5.78

5.40
16.64
6.14
5.8 钻柱强度校核图

6 重点施工办法
6.1 测量方案设计
6.1.1 直井段
(1)采用单点监控直井段井斜，直井段钻完后，测电子多点。
(2)单点监控每100m测量一次。
(3)多点测量时，持续多点数据间距不超过30m。
(4)监测控制时，如发现井斜或水平位移有超标趋势，采用吊打或动力钻具调节。
6.1.2 斜井段
(1)钻至垂深500m开始，采用LWD仪器随钻测量自然伽玛、电阻率曲线、自然电位、测监控井眼轨迹、跟踪油层，接近油层界面时应加密测量。
(2)钻至A靶点附近，精确记录钻井参数，仔细观测岩屑录井，依照随钻地质导向系统、地质录井草图和井身轨迹数据，拟定目层油层顶界垂直深度及B靶点垂深。
6.1.3 水平段
使用LWD随钻地质导向系统控制井眼轨迹。
6.2 定向段施工办法
6.2.1造斜段
(1)依照直井段电子多点测斜数据及时修正设计剖面，拟定造斜点位置及下部实行技术方案。
(2)根据设计造斜率，在计算分析钻具性能基本上，优选造斜钻具。同步MWD、LWD跟踪监测，及时掌握井眼井斜、方位及造斜率，保证明钻与设计轨迹吻合性。
(3)井队配合好定向井工程师、仪器工程师做好井口螺杆试运转及仪器地面测试工作，保证工具、仪器等在正常状态下入井。
(4)下钻时，应将钻具丝扣刷洗干净，按规定扭矩上紧扣，以防定向失误；控制下放速度，禁止猛刹猛放，损坏井下工具及仪器。
(5)下钻遇阻不超过100kN，上提遇卡不超过200kN，起下钻时专人记录摩阻及阻卡状况。
(6)在斜井段内钻具因故停止转动（洗井、测斜、机修、保养等）时，钻具需3～5min上提下放活动一次，活动距离不不大于6m，接单根或起钻时，所卸接头需高于转盘面1～2m，悬重无异常后方可座吊卡。
(7)动力钻具入井，禁止划眼和悬空解决泥浆，遇阻时，活动钻具下放，若无效，起钻通井，以防划出新眼。
(8)接单根和提钻时不得转盘卸扣，以免弯接头破坏井壁。
(9) MWD、LWD技术办法：
a.严格控制泥浆含砂量，保证其不大于设计最大值 。
b.泥浆泵工作稳定，上水良好，防止泵工作不稳影响MWD、LWD工作。
c.井队进行开泵、倒泵及发电机停车、倒车等作业时应事先告知MWD、LWD工程师。
d.为保证泥浆清洁无杂物，井队泥浆泵、地面立管滤清器应在每趟起下钻前清洗一次，保证MWD、LWD仪器正常工作。
(10)钻达靶区A点后，精确记录钻井参数，仔细观测岩屑录井，若钻遇不不大于10m以上泥岩或与本设计有较大误差时应及时停钻，告知胜利油田分公司开发管理部和新疆勘探开发中心，组织讨论下步办法。
6.2.2水平段
(1)加强水平段钻具组合造斜性能分析，及时跟踪监测，因测斜数据滞后，必要依照测斜数据随时预测井底井斜、方位值及钻具造斜率。必要时，应5m测取数据一点，以便及时调节钻井参数和钻具组合，严格控制井眼轨迹在靶体内运营。
(2)采用LWD随钻地质导向系统钻水平段，依照测斜数据解决计算成果，随时调节钻井方式，控制井斜、方位变化，保证水平段平稳钻进。
(3)入井钻具应考虑与井眼相容性，同步及时进行轨迹预测，防止井身轨迹脱靶。
(4)该井段钻进，扭矩、摩阻较大，应做好每套入井钻具摩阻、扭矩分析，简化钻具构造，减少摩阻、扭矩。
(5)严格控制井眼轨迹变化范畴，加快钻井速度，尽量减少钻井液对井壁侵泡时间，按照设计规定做好油气层保护工作。
(6)固控系统四级净化装备开动率达到设计规定。
(7)每钻进50～80m短提一次，保证井眼畅通。
(8)泥浆规定具备良好悬浮稳定性、流动特性、润滑性，防止粘附、沉砂、压差卡钻。
(9)钻具因故在井下静止时，要循环、活动钻具或将钻具提至套管内，防止滞留时间长而导致井下复杂状况。
6.3 其他施工办法
6.3.1使用随钻震击器：下井钻具带随钻震击器，遇卡震击。
6.3.2接单根：每打完一种单根划眼，停泵无阻卡接单根，遇阻、遇卡不能硬压硬拔，要开泵循环活动钻具冲通。
6.3.3钻头使用，钻进目层，钻头水眼恰当加大。
6.3.4钻进办法：控制机械钻速，均匀送钻，蹩钻即停，活动钻具划眼；早开泵，晚停泵，减少岩屑下沉。
6.3.5恰当通井，解决钻井液。
6.3.6尽量提高排量，保持适当上返速度，清洗井眼，防止大斜度井眼底边存在岩屑床。
6.3.7采用短起下钻或分段循环办法变化岩屑沉积状态和位置，同步提高钻井液屈服值，增强钻井液携岩能力，达到减少岩屑床厚度，清洗井眼之目。
6.3.8直井段采用轻压吊打方式保证打直井眼。
6.3.9在斜井段起钻一律用Ⅰ档，当下部钻具组合起到造斜点如下100m时，特别注意指重表显示。禁止拔死。
6.3.10对造斜段钻杆要定期检查，倒换。
6.3.11接单根要抓紧时间，做到早开泵、晚停泵，排量由小到大，到正常排量后方能钻进。
6.3.12钻进中发现漏失，应及时起钻至正常井段或所有将钻具起出，再行解决。
6.3.13控制下钻速度，井深500m 后来应挂辅助刹车，以防下钻速度过快，产生压力激动导致漏失。
6.3.14调节好钻井液性能，在井下条件容许状况下，钻井液密度尽量使用设计下限值，保持近平衡压力钻井。
6.3.15认真执行坐岗制度，专人观测钻井液液面变化状况，无论钻进还是下钻时，发现井漏,如果漏失达5m3,应及时起钻，并持续向井内灌入钻井液，同步做好堵漏准备。
6.3.16注意与否有浅气层，钻至相称于邻井含油气层段及注气层段，防止井喷。
6.3.17新近系地层成岩性差，松散，砂砾岩发育，防井斜，防蹩跳钻，防坍塌卡钻。
6.3.18钻穿相称于邻井含油气井段，防油气侵。
6.3.19防碰技术办法
（1）对于丛式井组，应提前做好整体施工方案，并依照位移大小、难易限度、错开造斜点等对施工方案进行优化，严格按方案组织实行。
（2）坚持配浆（或用回收泥浆）开钻，保证开眼及上部井眼规则。
（3）一次开钻开眼时不得直接用方钻杆下冲，应启动转盘，控制匀速下放，保证开眼不偏斜，要充分考虑水龙带等侧向力影响。
（4）一开进尺打完必要测斜，测斜不成功钻水泥塞时必要投测。
（5）二次开钻前，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，弄清晰已施工老井轨迹走向，制定好本井防碰办法。
（6）二次开钻出套管必要吊打。
（7）清水钻进阶段不得定点大排量循环，以免对后续施工留下隐患。
（8）对于在直井段中作业就也许发生碰撞或是绕障作业时，则应直接下入牙轮钻头，以保作业安全，必要时可提前定向。
（9）严格按规定测斜：
A:直井段单点测斜间距不不不大于100m；直井段超过300m测多点，点距不不不大于30m。有磁干扰井段用陀螺测斜仪测斜。
B:造斜和降斜井段测斜间距不不不大于10m；稳斜井段测斜间距不不不大于50m；防碰、绕障井段测斜间距不不不大于10m，必要时加密测点。
（10）控制直井段与邻井距离不不大于3m，直井段井斜不大于1°，保证施工安全。
（11）直井段宜选取用小钻压、合理转速、大钟摆钻具组合方式钻进。保证精心操作，严格办法，及时发现并分析施工中浮现蹩跳、泥浆性能变化及岩屑返出状况。
（12）依照测斜数据及时计算，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垂直井深差不不大于30m。
（13）每测一点都要扫描、搜索出正钻井与邻井近来空间距离，预测出井眼轨迹发展趋势以及与邻井与否有相碰危险。
（14）施工中若浮现相碰也许，应加测多点，相距较近，易发生相碰时可用仪器跟踪并用动力钻具微调合理避让，保证施工顺利进行。
（15）钻进中若浮现钻遇套管征兆，则及时停止钻进。将钻具提离井底5m以上，小排量低转速循环，上下活动观测。进一步分析磁场强度与否正常、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，确认与否与邻井套管相撞。复核轨迹数据，确认对其他井作业影响不大状况下，可继续监测再钻进1～3个单根，拟定井眼进入安全区域后，可继续定向钻进。
（16）两井近来距离在安全区域内，可采用常规增斜、稳斜和降斜钻具组合，进行轨迹控制。
（17）防碰井段按小半径柱状靶施工，控制轨迹在靶内穿行。
（18）如果判断碰上邻井套管，则及时起钻，注水泥塞封固井底以上150～200m。重新定向绕障钻进。
（19） 施工井完钻后，要依照该井多点及其他数据绘制实钻轨迹图并上交关于部门，以便于后续井施工。
（20）注意与同台井排6-平47、排6-平48、排6-平49、井防碰。
防碰扫描成果简表
序号
参照井
比较井
井号
数据
来源
井深
m
垂深
m
井号
数据
来源
井深
m
垂深
m
近来距离
m
扫描角
(°)
仰角
(°)
1
排6-平50
设计
570.00
542.75
排6-平47
设计
971.50
596.63
143.38
164.25
-22.07
2
排6-平50
设计
640.00
579.21
排6-平48
设计
1010.06
606.08
30.24
283.99
-62.67
7 取心设计
本井不取心。
8 油气井压力控制
8.1各次开钻井口装置及试压规定(如表8-1，图8-1、图8-2所示)

表8-1 各次开钻井口装置及试压规定
开钻次数
名 称
型 号
试 压 要 求
井口
试压
(MPa)
试压
时间
(min)
容许
压降
(MPa)
二开及打捞免钻塞分级注水泥装置
双闸板防喷器
2FZ28-21
12
≥15
≤0.7
压井放喷节流管汇
YG-21.JG/S2-21
与防喷器联试
注：注：1.打捞免钻塞装置时防喷器应更换与钻具相符闸板芯子。
2.可采用相应级别其他型号防喷器及压井放喷节流管汇。

图8-1 二开及打捞免钻塞分级注水泥装置井口装置示意图

1J4—手动节流阀；1～4，J2，J3，J5～J9，Y1，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8-2 21MPa井控管汇示意图
8.2井控重要办法
8.2.1一级井控办法
（1）一开用钻井液钻进，保证井眼规则稳定，按设计深度下套管，采用插入法固井，水泥浆返到地面，否则要补打水泥帽。
（2）钻井施工过程中严格执行设计，遇有特殊状况可调节钻井液密度，保证安全施工。
（3）在油气层100m前必要作好如下准备工作：
A.储备相称于井眼容积（1~2）倍、高于井内钻井液密度0.20g/cm3 重钻井液。
B.“钻开油气层”关于规定
①钻井液密度没有达到设计规定、性能不好，不能钻开油气层。
②钻井液和加重剂未储备或储备局限性、加重设备有问题，不准钻开油气层。
③井控系统未按原则配套、安装、试压或试压不合格，不准钻开油气层。
④防喷办法不贯彻，不准钻开油气层。
⑤未进行防喷动员和防喷演习，不准钻开油气层。
⑥现场没有值班干部，不准钻开油气层。
⑦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。
⑧未经验收、无钻开油气层申请书、未经主管技术人员签字批准，不准钻开油气层。
（4）钻进中应有专人观测记录钻井液出口管，发现钻井液面升高，油气侵严重，钻井液密度减少，粘度升高等状况应停止钻进，及时报告，采用相应办法。
（5）下钻要控制速度，防止压力激动导致井漏。必要分段循环，防止后效诱喷；下钻究竟先顶通水眼，形成循环再提高排量，以防憋漏地层中断循环，失去平衡导致井喷。
（6）下钻要注意悬重变化和钻井液返出量与否正常，若持续3柱悬重增长不明显和钻井液返出量过大，也许钻头水眼被堵，应停止下钻灌满钻井液，接方钻杆小排量顶通，如开泵不通，必要灌好钻井液，再低速档起出钻具。
（7）钻至油气层，按地质规定循环观测，不得一次钻穿。
（8）钻开油气层后起钻，应循环两周以上，达到进出口钻井液密度平衡，并进行短程起下钻测试油气上窜速度。起钻要持续灌满钻井液并核对灌入量，发现拔活塞时要及时下入正常井段，开泵循环，正常后方可继续起钻。要控制起钻速度，防止抽吸诱喷。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，尽量缩短空井时间。
（9）完井电测时要专人观测井口，每测一次灌满一次钻井液。测井过程中发生溢流，应一方面考虑切断电缆按空井溢流解决。若电测时间过长，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规定，钻台与机泵房下面应无积油。
（11）闸板防喷器芯子必要与钻杆尺寸相符。
（12）固井中发生井漏要往环空灌钻井液，强行固井。固井完两小时内装好井口，防止水泥失重导致井喷。若钻井过程中存在易漏层或浅气层，应先备有环空灌钻井液装置后，再固井。
8.2.2二级井控办法
（1）防喷器安装及使用要点
A. 安装四通时，其两侧孔对着井架大门两侧。防喷器主体安装时应使安装液控管线一面向后用四个反正螺丝与井架底座固定。
B. 试用手动锁紧装置关闭及锁紧闸板，检查与否灵活好用。
C.发生溢流关井时用闸板防喷器全封闸板封闭空井，用半封闸板封闭与闸板尺寸相似钻具。需较长时间关闭时，应手动（或液动）锁紧闸板并挂牌标明开关和锁紧状况，以免误操作。锁紧或解锁后，手轮均不得强行扳紧，扳到位后回转（0.5～0.25）圈。全封和剪切闸板防喷器控制手柄要设有防误操作保护装置。
D. 当井内有钻具时，禁止关闭全封闸板。
E. 进入目层，每天应开关半封闸板一次，检查开关与否灵活；每次起钻完，还须检查全封闸板开关及手动锁紧装置开关与否灵活。
F. 手动放喷阀、闸板处在浮动状态才干密封，因而，开关究竟后必要再回转（0.25～0.5）圈，禁止开关扳死。
G. 液动放喷阀，只用在井喷开始时作打开放喷，因而在（1～3）s内即可开关。禁止井内高压关闭状况下用来泄压和节流，泄压可用针形阀进行。进入目层，每起下钻一次，应开关活动液动防喷阀（1～2）次。
（2）控制系统安装及使用要点
A. 远程控制台摆放在钻台侧前方，距井口25m以远。
B. 司钻控制台安装在钻台上司钻工作位置附近，便于司钻操作。
C. 专线供电，线路安顿在专用电缆盒或高架空中3.5m以上，保持持续供电。
D. 不容许在储能器旁堆放氧气瓶，储能器只容许充氮气。
E. 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）纯熟“四．七”动作，钻开油气层迈进行一次“四．七”动作演习。纯熟掌握司钻法、工程师法压井办法。
（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。
8.3井控规定
8.3.1井控设备规定
8.3.1.1井控设备配套规定
（1）防喷器控制系统控制能力应与防喷器组合相匹配。
（2）井队应配备齐全钻具内防喷工具。钻台上配备与钻具尺寸相符配有迅速开关装置钻具止回阀和旋塞阀，放在钻台上以便取用处，涂红漆标示。准备1根防喷钻杆单根，接有与钻挺连接螺纹相符配合接头和钻具止回阀。
（3）节流、压井管汇所装压力表量程应不不大于井控装置压力级别，压力表下应有阀门控制。
8.3.1.2井控设备安装规定
（1）安装防喷器前要认真检查闸板芯子尺寸与否与使用钻杆相符，规定液控系统功能齐全，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，用4个直径16mm以上钢丝绳或丝杠与井架底座固定。双公短节材质强度（钢级、壁厚）不低于所下套管强度，按原则力矩上紧。各次开钻井口设备要按原则规定安装，要尽量保证四通出口高度不变。
（4）节流管汇、压井管汇及其所有管线、闸阀、法兰等配件额定工作压力必要与防喷器额定工作压力相匹配。内防喷管线用通径不不大于78mm无缝钢管，长度要保证使1#、4#闸阀接在钻台底座之外，用细螺纹扣与法兰盘连接，中间不容许有焊缝。
（5）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设备和障碍物。普通状况下放喷管线平直安装，特殊状况下采用井控专用弯接头。放喷管线选用通径不不大于78mm钻杆或专用放喷管线，每隔10m处、转弯处及放喷口必要用水泥基墩固定牢固。安装35MPa及如下压力级别井控装置井，与压井管汇放喷出口相连铸钢弯管要接好并按规定固定，前方不应有障碍物，以备需要时加长放喷管线。采用钻杆作为放喷管线时，最外端应为钻杆公扣。
（6）泥浆回收管线流程合理、固定牢固，通径尺寸不不大于78毫米，管材符合井控规定。
（7）压井阀门端应以Φ51mm母扣由壬接出，以备与水泥车管线相连接。
（8）按闸板防喷器数量配齐手动锁紧杆，锁紧杆手轮接出钻台底座外，手轮上要标明开关方向、开关圈数及锁紧和解锁状态。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。
（9）液控管线使用高压耐火隔热软管并架离地面，排列整洁并采用保护办法。控制系统压力保持在工作压力范畴，自开钻之日起控制台主令开关应始终处在“自动”状态。
8.3.1.3井控装置试压、检查规定
（1）全套井控装置在井控车间用清水进行试压，按额定工作压力进行实验。稳压时间不少于15分钟，闸板防喷器不超过0.7MPa。
（2）全套井控设备在井上安装好后，进行清水试压。
（3）井口设施、井控装置在现场安装完毕或更换部件后均应进行密封试压。
（4）钻开油气层前及更换井控设备部件后，要采用堵塞器或试压塞重新试压。
（5）节流、压井管汇试压压力，节流阀前各阀应与闸板防喷器一致，节流阀后各阀应比闸板防喷器低一种压力级别。并从外往内逐个试压。
（6）各种内放喷工具试压到额定工作压力。
（7）打开油气层后，闸板防喷器每起下钻一次开关活动一次，各阀门每天开关一次，保证灵活好用。
（8）钻井防喷器除寻常保养外，应定期进行检查，检查方式和检查部位应执行SY/T6160《防喷器检查和维修》。
8.3.2井控培训规定
人员培训规定按胜油局发[]247号《胜利石油管理局 胜利油田分公司钻井（陆上）井控工作细则》规定执行。所有井场作