第一篇：陈35井钻井施工技术

陈35井钻井施工技术交底

一、安装：

1.设备安装要按资质认证要求，标准化安装。

2.按设计要求配齐固控设备及储备罐，振动筛80目以上。

3.进出井场道路畅通。

二、一开：

1.配浆开钻，保证井眼稳定和固井质量。

2.钻具结构：Φ444.5mm3A+Φ177.8mmDC*4柱+Φ127mmDP。钻压30-80KN 转速120r/min 排量55L/S 泵压7Mpa。完钻后必须测斜，井斜应控制在0.5°以内。

3.按设计深度下好套管，必须采用插入法固井，管串结构：浮鞋+套管*1根+浮箍+套管串，口袋小于1m。

4.打好水泥浆密度，确保水泥浆返至地面，否则补打水泥帽。

三、二开：

1.检查好所有送井管具，丈量清楚、准确，记录详细。

2.井控设施严格按标准要求安装，并达到试压合格。两翼放喷管线必须接出井场，各闸门灵活好用。

3.钻具结构：Φ241.3mmHJ517+Φ177.8mmDC*4柱+Φ127mmDP。钻压

140-160KN 转速80-120r/min 排量30L/S ,装三等径喷嘴，泵压控制在15Mpa以内。

4.上部软地层适当控制造浆，改小循环后，必须保证固控设备运转良好。在保证井下安全情况下，可适当降低钻进排量减少井径扩大率，避免停停打打或定点循环造成井眼不规则。

5.钻进过程中，确保送钻均匀，打吊结合（软硬界面及工程循环或地质循环后必需吊打穿过），从1000米开始按设计测斜点测斜，控制好井身质量。

6.钻浅气层和油层前，落实好一次井控工作，储备足加重材料以及密度1.05和1.25g/cm3的重泥浆各80m3，配齐防喷工具，搞好井控演习，加足保护油气层的材料。

7.吸取郑372井的教训，防止井径扩大，首先确定好泥浆体系，再者做好设备工作，防止油层段打打停停，减少油层位置的循环和划眼。

8.在油气层井段钻进时，加强坐岗观察和性能测量，坚持干部值班把关制度。遇有快钻时、放空等异常现象时，应立即停钻，循环观察，正常后方可恢复钻进。

9.钻开油气层后，起钻前，搞短起下测后效，起钻灌好泥浆。严格控制起下钻速度，减少压力激动，严防拔活塞诱发井喷及井漏的发生。

10.配合地质搞好录井，卡准潜山界面（3-5m），防止严重井漏的发生。

11.施工中按设计要求，严禁向井内混入成品油类或使用具有荧光的泥浆材料，如确有需要，必须申报。

12.检查好送井的取芯工具，做好取芯前的井眼准备工作，在碎砾石层取芯，每次最多取3m，确保取芯收获率合格。

四、取芯措施

1.取芯工具准备，Y-8120、R8120各2套。取芯钻具结构：215.9mm取芯钻头＋Y/R8120取芯工具＋177.8mmDC*3柱＋127mmDP

2.下井取芯工具必须在地面进行严格的丈量、计算和选配，内外筒进行外观检查，无弯曲、咬扁现象，丝扣完好，轴承转动灵活，间隙合适。

3.取芯前井眼必须畅通，泥浆性能稳定，符合要求。井底干净无落物，下钻操作要平稳，严禁猛放猛刹，防掉井下落物，不得长井段划眼，所有机械设备运转良好，仪表灵活好用。

4.取芯前拟定好取芯参数及措施，一般转速Ⅰ档，排量18-20l/s，钻压50-80KN，取芯过程尽量做好穿鞋戴帽。及时分析判断各种变化，防止堵芯，磨芯，取芯钻进过程中禁止停泵、停钻，更不许将钻头提离井底，应根据设备情况及井下情况，适时进行割芯。

5.割芯操作按各种工具的操作规程进行，起钻要求平稳，液压大钳卸扣。

6.起钻完工程班组应积极配合工程地质人员进行出芯，确保取芯收获率和出芯质量。

五、完井

1.完钻后大排量循环洗井，确保井眼清洁。

2.电测前短起测后效，确认井下安全时，方可电测。

3.电测完必须认真通井，调整好泥浆性能，方可下套管。

4.油层套管符合设计要求，提前准备好配合短节。认真通洗丈量，工程，地质两对口。固井工具及附件，必须严格检查，确保其质量。

5.开好完井协作会，按要求下好套管串，检修好设备，准备好固井水及压塞药品，配合好固井施工，确保固井质量。

6.完井后保护好井口，焊好井口帽及井号交井。

第二篇：元陆8井空气锤钻井施工技术交底书

元陆8井空气锤钻井施工

技术交底书

成都诺尔石油科技有限公司

二〇一一年三月

一、空气锤基本情况

型号：RKQC275-II；

外径：φ275mm；

锤身最大外径：φ295mm；

锤身长度：1758mm；

连接螺纹：75/8 REG PIN；

钻头外径：φ311.2mm；

安装长度（空气锤+钻头）：2025mm。

四）推荐空气锤钻井参数：

钻压：15～40kN；

转盘转速：20～30rpm；

空气排量：110～150 m3/min；

二、施工基本措施

一）空气锤的使用

使用原则：

井底清洁无异物或上趟钻钻进正常，检查出井钻头外径磨损小于2mm；实施雾化时，通过调配雾化剂井眼状况可控制；井下返砂正常，无严重蹩钻现象，钻时正常，起下钻（活动钻具）顺畅。

停止使用原则：

钻进到目的层位；钻时突然变慢直至1min以上无进尺；井下出现其它异常情况导致排砂口返砂不正常、立压异常升高大于0.5MPa、连续憋停转盘、活动钻具摩阻增加50kN以上，经持续循环仍未改善；出现不满足相关安全技术操作规程的情况。

二）井眼准备

1、空气锤入井前应保证井眼干燥，具体表现：取样口砂样干燥，砂样

放到手心有温热而无明显冰凉感觉，排砂口扬尘丰富。起钻后测量牙轮钻头（或冲击钻头）外径和检查磨损情况，判断井眼是否需要重新修整，确保冲击钻头顺利入井到底。

2、如开钻即使用空气锤，井队应使用新牙轮钻头钻套管附件和导眼，导眼应钻入新地层3～10m。在岩屑干燥、无金属屑和憋钻现象时，井眼循环干净后，方可起钻下空气锤。

3、如在使用牙轮钻头钻导眼时地层出水，如决定转为雾化空气钻进，应继续使用牙轮钻井方式钻进至井下携岩、返屑正常，方可起钻换空气锤钻进。

三）工具调试、下钻、钻进、起钻

1、空气锤的钻台安装、调试

⑴按说明书要求将空气锤与冲击气钻头正确安装，使用手动工具拧紧空气锤上下接头，起吊空气锤检查冲击钻头上下活动行程尺寸合格后，向空气锤上接头内注入200ml润滑油；

⑵接方钻杆前在鼠洞内吹气1～2min，清洁方钻杆内污水；

⑶按规定扭矩和钳口位置，使用钻头盒和大钳拧紧空气锤上下接头；⑷启动1～2台空压机，钻头下方垫方木钻台试锤；

⑸按空气钻井设计组合钻具下钻，丝扣油应涂在钻杆公扣上；

⑹安全卡瓦不得安装在空气锤缸体上，应安装在上接头处。

2、下钻

⑴钻杆在地面应进行内壁污垢堆积程度检视，如内壁污垢严重应进行地面除垢，防止污物造成空气锤工作不正常影响钻进，必要时应使用带钢丝的专用工具清洁。单根钻杆入鼠洞前，必须在大门坡道上采用锤击震荡除渣，接到方钻杆上后，应短促开气进一步吹洗内壁；

⑵空气锤入井进入裸眼后，下钻速度要均匀。遇阻不得强行划眼，可

轻压下放（不可开转盘），如仍无法解决，应起钻下牙轮钻头划眼；

⑶在距井底5～8m时，接方钻杆开气循环，观察出砂口排砂情况。如排砂顺利，立压变化不大，则缓慢下放钻具边循环边探底（不可开动转盘）。然后提升钻具，在距井底0.5米左右时，循环观察排砂和立压情况，如排砂口无大量岩屑排出时，启动转盘，缓慢下放钻具，加钻压到0.5～1t试钻，有明显进尺后调整到正常参数钻进。

3、钻进

⑴采用干空气钻进，钻井队必须派专人专岗、定时（2分钟一次）观察取样口砂样，发现砂样潮湿、湿润或地层出水应立即通知司钻，先循环观察判断地层出水量，视情况转化成雾化钻井；

⑵钻进时，要求平稳均匀送钻（溜钻），钻压应控制在5kN范围内波动，遇到立压和扭矩突然变化、憋跳严重、上提遇卡、排砂管线出口降尘水增大等井下异常现象时，应立即停钻，活动钻具，循环观察，分析原因，及时处理，采取措施后，方可继续钻进；

⑶每钻完一单根，上提钻具至少一个单根高度后，在下放钻头至井底0.5～1m进行井眼循环清洁后，方可接换单根。为防止沉砂卡钻，循环时间以立压明显下降或排砂口岩屑明显减少为原则（可根据排砂管岩屑冲刷声或者井下钻进正常、地层岩性均匀时的循环经验时间决定，雾化和井下异常时以观察排砂口出砂量为准）；

⑷新单根入鼠洞前，钻杆应使用通径规清洁内壁，然后在大门坡道上采用锤击震荡除渣，并使用空气吹洗内壁，接单根动作要迅速，防止井下静止时间过长，造成井下事故。倒换51/2＂钻具时，要在地面将51/2＂钻具反复锤击震荡清洁内壁；

⑸停气要缓慢操作，所用时间要不能低于半分钟，以免岩屑倒灌锤内； ⑹在钻遇水层循环观察期间，应增开1台空压机，提高空气排量，保

持井眼清洁，避免因钻屑或掉块下沉并堆积在环空间隙小的地方导致卡钻；

⑺在正常情况下，应遵循：空气锤钻进为主、牙轮钻头钻井为辅的原则，即：牙轮钻头只作为两只冲击钻头之间的井眼修整工具；

⑻不提倡在长井段牙轮钻头钻进后，不进行井眼充分准备，而盲目使用空气锤钻进；

⑼冲击钻头的使用时间和进尺，应根据地层岩性和空气锤性能及钻头质量来综合考虑，避免盲目追求钻进高指标，造成复杂；

⑽井队应设专人巡视排砂口、取样口，观察并记录返砂情况，每2分钟观察一次，10分钟记录一次，若有异常情况应立即汇报；

⑾缩短工艺操作措施时间，降低复杂事故概率。

4、起钻

⑴准备起钻前，要对井底进行彻底清理，待排砂管没有明显岩屑排出时方可起钻；

⑵起钻时司钻操作要平稳，遇阻要谨慎操作，必要时接方钻杆开气带压循环起钻，直至开增压机。注意观察立压变化，不可倒划眼起钻；

⑶起出空气锤时，及时松开上下接头，以便钻台保养。

三、其它

按相关安全技术操作规程、《元陆8井钻井设计》和《空气钻井施工设计》执行。

第三篇：PDC钻头钻井岩屑录井技术探讨

PDC钻头钻井岩屑录井技术探讨

沈晓燕 凡 刚 张 胜

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1、前言

随着PDC钻头技术创新所带来的高钻速、高时效，进而有利于降低钻井总成本、增加经济效益的同时，却由于钻屑细小、砂岩和泥岩之间钻时变化不明显，而给岩屑录井带来诸多问题。PDC钻头不仅使录井油气发现率、剖面符合率下降，同时还造成地层对比、岩性归位、油气层解释困难。面对上述挑战，开展PDC钻屑录井随钻岩性识别技术的研究，使随钻录井岩性识别和油气显示快速评价解释技术进一步提高，从而提升油田的整体勘探开发效益。

2、PDC钻头钻井特点及对地质录井影响

PDC钻头是聚晶金刚石切削钻头(Polycrystalline Diamond Compact Bit)的简称，是70年代末80年代初美国石油钻井技术的一项重大成就。我国从80年代中后期开始引进、生产PDC钻头，90年代得到推广应用，它给钻井技术带来划时代的进步。与牙轮钻头相比，PDC钻头具有机械钻速高、寿命长、成本低、防斜、纠斜以及岩屑便于泥浆携带而保持井底清洁等特点，因而倍受青睐，近年来在国内钻井中得到广泛的推广应用。江苏油田自九十年代引进该技术以来，得到了广泛的推广和使用，钻井时效提高了 30%～50%，无论给钻井公司还是给油田都带来了显著的经济效益和社会效益。

但是，PDC钻头钻井却给地质录井带来了较大的影响：

a.PDC钻头钻进时岩屑特别细小，一部分融入泥浆内造成岩屑捞取量很少。同时，过细的岩屑给清洗工作带来较大的困难，较难获得可靠的、能真观反映地层情况的岩屑。

b.捞取岩屑量少，再加上砂岩岩屑颗粒与泥浆接触充分和岩屑清洗时油气逸失严重，造成常规地质录井油气显示普遍降低。c.岩屑细小，现场挑样极为困难，有时挑样任务无法完成，影响地化分析和地质油气取样。

d.由于钻时较快，传统的色谱分析周期长，常常漏失薄层油气层，给薄层油气层的发现和解释带来困难。e.由于岩屑样细小，特别用小复合片钻头时岩屑几乎呈粉沫状，给岩屑描述增加了困难。f.砂泥岩钻时差别不大，造成现场录井划分岩性界面及岩性归位困难。

3、PDC钻头岩屑录井技术探讨

3.1应准确记录钻时，及时测定迟到时间

钻时是地层可钻性的最直接的反映。传统概念上，正常的砂泥岩剖面使用牙轮钻头应该是砂岩可钻性好，泥岩可钻性差，但使用PDC钻头则不尽然。不同的坳陷或不同的油田、区块及地层的砂泥岩钻时各具特征。总体上讲，西部新疆、陕北地区使用PDC钻头时，钻时基本上能够正确反映地层的砂泥岩变化。例如，在准噶尔盆地腹部的中央坳陷带、鄯善油田等地区，侏罗纪地层是主要目的层，无论使用牙轮钻头或PDC钻头，砂泥岩钻时变化均较明显。分析原因可能是因为该区内目的地层沉积较古老，泥岩埋藏深，压实性较好；砂岩大部分成分为石英、长石，呈次圆状—圆状，分选好，泥质胶结，疏松—较疏松。而江苏油田由于主要目的层段为下第三系沉积，时代较新，泥岩压实不够。相对而言泥岩可钻性较好，造成使用PDC钻头的钻时与砂岩没有明显差异，甚至像联盟庄地区戴南组地层因为砂岩是灰质胶结，造成钻时反而比泥岩可钻性差的现象。

所以，钻时只能在区分地层岩性时作为重要参考，而不能绝对依靠钻时区分地层岩性。而至于采用30～50cm微钻时区分岩性的观点，笔者觉得不太实用。

岩屑迟到时间的准确性直接影响到岩屑剖面与测井深度的系统误差，决定着岩屑剖面的合理归位。因此，在使用PDC钻头钻进过程中，要经常实测迟到时间（50m/1次），采用接近钻屑密度、颜色与钻屑反差较大的实物进行迟到时间的测定，以保证捞样时间的准确性。

3.2改进岩屑捞取和清洗方法，确保细小岩屑的捞取质量

采取正确的捞岩屑方式相当重要。传统的二分法和四分法仍在起着作用。虽然采用的PDC钻头牙齿较短，岩屑破碎程度较高，但仍有大小之分。经过振动筛之后较大颗粒的岩屑动能较大，飞跃较远，靠近接样盆的外侧；颗粒小的岩屑动能较小，靠近接样盆的内侧，有时紧贴振动筛布流下。众所周知，较大的岩屑内存在着一定的假岩屑，较小的岩屑真实性较高，这就要求我们采用二分法或四分法捞取岩屑时首先要选取靠近振动筛一侧的岩屑，并且每捞取一次岩屑要清理接样盆，以防混样。这样有助于辨别每包岩屑砂泥岩百分比变化情况，以便我们更好的区分岩性分界面，必要的时候可以借助放大镜。至于钻井液性能特别是粘度和切力对正确取样的影响还有待进一步研究。

自动捞取岩屑在理论上具有一定的可行性。其中一种方法就是在大振动筛下接一小振动筛，其宽度为大振动筛布的三分之一，然后下接接样盆，定时冲洗即可。存在问题一是需要经济投入和场地的制约，二是具体实施过程中受上返岩屑量和均匀程度的影响。

另一个值得注意的问题是岩屑冲洗，前提是合理利用捞取工具，在这方面岩屑盆比岩屑筐更具优势。过度地冲洗岩屑对油气显示和显示级别影响较大，相反地对地层岩性确定却有好处。

3.3结合一些工具和手段对细小岩屑进行正确的描述

岩屑在刚清洗干净后，就可以先简单粗描一下，等晒干后再整体细描，远观颜色、近查岩性、参考钻时、分层定名，观察岩性百分比的变化。PDC钻头的特殊破碎机理导致钻井岩屑非常细小，用肉眼观察有一定的困难，可以借助于放大镜。一般现场要挑有显示的岩样做荧光滴照、浸泡照等，而对于细小岩屑的含油气实验，要及时在岩屑还未晒干的情况下进行，油气级别相应提高一个档次。在很难挑取的情况下，可以采取混合样的方法代替，把盘中的砂样多次晃动，去掉上面的大块，直至下面基本为碎颗粒为止。同时，要注意如果钻井液中混过原油，那么细小岩屑混样滴照可能都会有一点点淡黄色或浅黄色光圈，要区分排除这方面的影响。再捞取岩屑的时候，结合观察槽面是否有油气显示，钻井液性能是否有变化等，这些也是综合判断是否进入油气层的辅助手段。

3.4加强荧光录井、气测录井技术，及时判断油气显示

常规录井过程中荧光发现和荧光级别的确定是采用PDC钻头钻进时最困难的问题之一。首先要明白我们所称的荧光显示应该是指岩屑被钻头破碎并被携带至井口，储集层孔隙内残余油气经过处理后或未经处理时在荧光灯下的具体表现。砂岩破碎的程度越低，对应的岩屑含油级别越高；反之含油级别越低，甚至无显示。被PDC钻头破碎的岩屑明显偏小、偏细，相对而言发现油气显示的难度会增大。比如，中砂岩或粗砂岩以上的松散储集层在井下表现为含油层系，经过PDC钻头破碎，中途再经过高温钻井液浸泡冲洗，其中的胶结物和所含油气已经完全溶解于钻井液之内，返回至地面会变成单个石英或长石小颗粒，不存在所谓的孔隙。此种情况下，即使采用有机溶液浸泡对比也不会有明显的油气显示特征。只有那些组成颗粒较小，分选好，胶结较致密—致密或者灰质胶结的储集层在返回至地面仍然保持着片状、块状或团块状，换句话说仍然保持有一定的孔隙，经过压碎滴照、浸泡，则可轻易地发现油气显示。

跟随综合录井仪的井要判断油气显示则容易得多。如果排除地层向井筒内气体流动的影响，单就井筒内被破碎的储集层而言，岩屑被破碎的程度越高，原储藏在孔隙中的油气进入钻井液内的量就越大，反映到气测录井上就表现为全烃升高，各组分的绝对含量值随着升高。但是，无论是使用牙轮钻头还是PDC钻头，各组分的相对含量不会有明显的差异。

采用综合录井的气测值一般可以区分岩性界面。泥岩的气测值曲线往往是一条平直的基线，而在即将钻穿下伏储集层时（特别是有油气显示的储集层）时，上覆泥岩段的气测值曲线会有一个缓慢推高的过程。一旦储集层被打开，这种平缓的推升趋势会被打破，出现突然升高的现象，这时我们可以认为钻入储集层。同一个储集层内如果是上油下水，在钻遇下部水层时，气测值曲线会有下降的趋势，这时我们不应该轻易地认为已经进入泥岩地层。参考非烃组分氢气和二氧化碳含量的变化，同样可以确定下部的储集层是水层，因为水层最明显的特征就是氢气和二氧化碳值明显升高。

3.5充分利用地化录井评价技术

地化录井是分析泥岩有机质丰度及生油成熟度、生油岩类型、临界温度的有力武器，同样可用来分析储集层内的气态烃、液态烃、及残余重烃含量。同一油田或同一区块如果确定了油、气、水层的评价基值区间，地化录井对于地区的单井油、气、水层评价会有重要的参考作用。采用PDC钻头钻井的岩屑时，由于泥岩相对好挑样，生油指标分析较可靠，但利用混样来进行储集层分析，无疑会给这种精密的仪器造成判断失误，从而引起错觉，其结果往往不能令人信服。笔者认为，只要严格按操作规程，及时取细小混合样仔细分析，分析结果可能有一定偏差，但再结合其它资料综合分析，寻找出这一偏差系数进行系数校正，能将因岩屑细小对录井资料的影响程度降低到最低限度，确保岩屑细小的录井资料质量。

3.6加强钻井与地质录井的横向协作

由于钻头、钻井工艺、钻具组合与地层的配置等因素影响，当振动筛后难以采集岩样时，现场地质师要认真分析原因。若是钻具结构、钻头选型不合理、泥浆携砂能力差或振动筛网孔径过疏等工程因素，则应建议钻井调整钻头类型、泥浆性能、更换筛布。

在PDC钻头条件下，岩屑的含油气性判定还应结合槽面油气显示进行。比如，洗样时水面是否有油花、油膜，钻井液槽面蒸汽和岩屑是否有油气味（这就严格要求采集工取样时要随时观察），震动筛上有无油花、气泡，钻井液蒸汽气味是否有异常，有无油气味，这些也是综合判定是否进入油气层的依据。

4、结束语

在了解认识PDC钻头钻进条件基础上，岩屑录井关键是强化地层对比、录井资料的综合分析及岩屑的细致观察、描述，应采用干样、湿样、筛析观察相结合，逐包进行荧光试验的常规录井方法。总之，扎实、认真、仔细的基础工作和严格执行各项录井操作规程是我们作好各项录井工作的基础和前提，这一点对于PDC钻头条件下岩屑录井工作显得更加重要。只有提高地质采集员和技术员的综合素质，加强其责任心，在岩屑录井的每道工序、每个工作环节做到扎实、认真、细致，才能将因PDC钻头影响岩屑对录井资料质量的影响程度降低到最小限度，才能确保在现代钻井技术条件下的地质录井资料质量，确保石油钻井地质录井工作不因钻井技术的发展而被淘汰掉

第四篇：钻井技术

钻头

钻头主要分为：刮刀钻头；牙轮钻头；金刚石钻头；硬质合金钻头；特种钻头等。衡量钻头的主要指标是：钻头进尺和机械钻速。

钻机八大件

钻机八大件是指：井架、天车、游动滑车、大钩、水龙头、绞车、转盘、泥浆泵。

钻柱组成及其作用

钻柱通常的组成部分有：钻头、钻铤、钻杆、稳定器、专用接头及方钻杆。钻柱的基本作用是：(1)起下钻头；(2)施加钻压；(3)传递动力；(4)输送钻井液；(5)进行特殊作业：挤水泥、处理井下事故等。

钻井液的性能及作用

钻井液的性能主要有：(1)密度；(2)粘度；(3)屈服值；(4)静切力；(5)失水量；(6)泥饼厚度；(7)含砂量；(8)酸碱度；(9)固相、油水含量。钻井液是钻井的血液，其主作用是：1)携带、悬浮岩屑；2)冷却、润滑钻头和钻具；3)清洗、冲刷井底，利于钻井；4)利用钻井液液柱压力，防止井喷；5)保护井壁，防止井壁垮塌；6)为井下动力钻具传递动力。

常用的钻井液净化设备

常用的钻井液净化设备：(1)振动筛，作用是清除大于筛孔尺寸的砂粒；(2)旋流分离器，作用是清除小于振动筛筛孔尺寸的颗粒；(3)螺杆式离心分离机，作用是回收重晶石，分离粘土颗粒；(4)筛筒式离心分离机，作用是回收重晶石。

钻井中钻井液的循环程序

钻井 液罐 经泵→地面 管汇→立管→水龙带、水龙头→钻柱内→钻头→钻柱外环形空间→井口、泥浆(钻井液)槽→钻井液净化设备→钻井液罐。

钻开油气层过程中，钻井液对油气层的损害

主要有以下几种损害：(1)固相颗粒及泥饼堵塞油气通道；(2)滤失液使地层中粘土膨胀而堵塞地层孔隙；(3)钻井液滤液中离子与地层离子作用产生沉淀堵塞通道；(4)产生水锁效应，增加油气流动阻力。

预测和监测地层压力的方法

(1)钻井前，采用地震法；(2)钻井中，采用机械钻速法，d、dc指数法，页岩密度法；(3)完井后，采用密度测井，声波时差测井，试油测试等方法。

钻井液静液压力和钻井中变化

静液压力，是由钻井液本身重量引起的压力。钻井中变化，岩屑的进入会增加液柱压力，油、气水侵会降低静液压力，井内钻井液液面下降会降低静液压力。防止钻井液静液压力变化的方法有：有效地净化钻井液；起钻及时灌满钻井液。

喷射钻井

喷射钻井是利用钻井液通过喷射式钻头喷嘴时，所产生的高速射流的水力作用，提高机械钻速的一种钻井方法。

影响机械钻速的因素(1)钻压、转速和钻井液排量；(2)钻井液性质；(3)钻头水力功率的大小；(4)岩石可钻性与钻头类型。

钻井取心工具组成

(1)取心钻头：用于钻取岩心；(2)外岩心筒：承受钻压、传递扭矩；(3)内岩心筒：储存、保护岩心；(4)岩心爪：割断、承托、取出岩心；(5)还有悬挂轴承、分水流头、回压凡尔、扶正器等。

取岩心

取岩心是在钻井过程中使用特殊的取心工具把地下岩石成块地取到地面上来，这种成块的岩石叫做岩心，通过它可以测定岩石的各种性质，直观地研究地下构造和岩石沉积环境，了解其中的流体性质等。

平衡压力钻井

在钻井过程中，始终保护井眼压力等于地层压力的一种钻井方法叫平衡压力钻井。

井喷

是地层中流体喷出地面或流入井内其他地层的现象。引起井喷的原因有：(1)地层压力掌握不准；(2)泥浆密度偏低；(3)井内泥浆液柱高度降低；(4)起钻抽吸；(5)其他措施不当等。

软关井

就是在发现溢流关井时，先打开节流阀，后关防喷器，再试关紧节流阀的一种关井方法。因为这样可以保证关井井口套压值不超过允许的井口套压值，保证井控安全，一旦井内压力过大，可节流放喷。

钻井过程中溢流

(1)钻井液储存罐液面升高；(2)钻井液出口流速加快；(3)钻速加快或放空；(4)钻井液循环压力下降；(5)井下油、气、水显示；(6)钻井液在出口性能发生变化。

溢流关井程序

(1)停泵；(2)上提方钻杆；(3)适当打开节流阀；(4)关防喷器；(5)试关紧节流阀；(6)发出信号，迅速报告队长、技术员；(7)准确记录立柱和套管压力及泥浆增量。

钻井中井下复杂情况

钻进中由钻井液的类型与性能选择不当、井身质量较差等原因，造成井下遇阻、遇卡、以及钻进时严重蹩跳、井漏、井喷等，不能维持正常钻井和其他作业的正常进行的现象。

钻井事故

是指由于检查不周、违章操作、处理井下复杂情况的措施不当或疏忽大意，而造成的钻具折断、顿钻、卡钻及井喷失火等恶果。

井漏

井漏主要由下列现象发现，(1)泵入井内钻井液量＞返出量，严重时有进无出；(2)钻井液罐液面下降，钻井液量减少；(3)泵压明显下降。漏失越严重，泵压下降越明显。

卡钻及造成原因

卡钻就是在钻井过程中因地质因素、钻井液性能不好、技术措施不当等原因，使钻具在井内长时间不能自由活动，这种现象叫卡钻。主要有黏附卡钻、沉砂卡钻、砂桥卡钻、井塌卡钻、缩径卡钻、泥包卡钻、落物卡钻及钻具脱落下顿卡钻等。

处理卡钻事故的方法

(1)泡油解卡；(2)使用震击器震击解卡；(3)倒扣套铣；(4)爆炸松扣；(5)爆炸钻具侧钻新眼等。

固井

固井就是向井内下入一定尺寸的套管串，并在其周围注入水泥浆，把套管固定的井壁上，避免井壁坍塌。其目的是：封隔疏松、易塌、易漏等复杂地层；封隔油、气、水层，防止互相窜漏；安装井口，控制油气流，以利钻进或生产油气。

井身结构

包括：(1)一口井的套管层次；(2)各层套管的直径和下入深度；(3)各层套管相应的钻头直径和钻进深度；(4)各层套管外的水泥上返高度等等。

套管柱下部结构

(1)引鞋：引导套管入井，避免套管插入或刮挤井壁；(2)套管鞋：引导在其内部起钻的钻具进入套管；(3)旋流短节：使水泥浆旋流上返，利于替泥浆，提高注水泥质量；(4)套管回压凡尔：防止水泥浆回流，下套管时间阻止泥浆进入套管；(5)承托环：承托胶塞、控制水泥塞高度；(6)套管扶正器：使套管在钻井中居中，提高固井质量。

注水泥施工工序

下套管至预定深度→装水泥头、循环泥浆、接地面管线→打隔离液→注水泥→顶胶塞→替泥浆→碰压→注水泥结束、候凝。

完井井口装置

(1)套管头--密封两层套管环空，悬挂第二部分套管柱和承受一部分重量；(2)油管头--承座锥管挂，连接油层套管和采油树、放喷闸门、管线；(3)采油树--控制油气流动，安全而有计划地进行生产，进行完井测试、注液、压井、油井清蜡等作业。

尾管固井法

尾管固井是在上部已下有套管的井内，只对下部新钻出的裸眼井段下套管注水泥进行封固的固井方法。尾管有三种固定方法：尾管座于井底法；水泥环悬挂法；尾管悬挂器悬挂法。

试油

在钻井发现油、气层后，还需要使油、气层中的油、气流从井底流到地面，并经过测试而取得油、气层产量、压力等动态资料，以及油、气、水性质等工作，称做试油(气)。

射孔

钻井完成时，需下套管注水泥将井壁固定住，然后下入射孔器，将套管、水泥环直至油(气)层射开，为油、气流入井筒内打开通道，称做射孔。目前国内外广泛使用的射孔器有枪弹式射孔器和聚能喷流式射孔器两大类。

井底污染

井底污染又称井底损害，是指油井在钻井或修井过程中，由于钻井液漏失或水基钻井液的滤液漏入地层中，使井筒附近地层渗透率降低的现象。诱喷

射孔之前，为了防止井喷事故，油、气井内一般灌满压井液。射孔后，为了将地层中液体导出地面，就必需降低压井液的液柱，减少对地层中流体的压力。这一过程是试油工作中的一道工序，称为诱喷。诱喷方法有替喷法、抽吸法、提捞法、气举法等。

钻杆地层测试

钻杆地层测试是使用钻杆或油管把带封隔器的地层测试器下入井中进行试油的一种先进技术。它既可以在已下入套管的井中进行测试，也可在未下入套管的裸眼井中进行测试；既可在钻井完成后进行测试，又可在钻井中途进行测试。

电缆地层测试

在钻井过程中发现油气显示后，用电缆下入地层测试器可以取得地层中流体的样品和测量地层压力，称做电缆地层测试。这种测试方法比较简单，可以多次地、重复地进行。

油管传输射孔

油管传输射孔是由油管将射孔器带入井下，射孔后可以直接使地层的流体经油管导致地面，不必在射孔时向井内灌入大量压井液，避免井底污染的一种先进技术。

岩石孔隙度

岩石的孔隙度是指岩石中未被固体物质充填的空间体积Vp与岩石总体积Vb的比值。用希腊字母Φ表示，其表达式为：Φ=V孔隙 / V岩石×100%=Vp / Vb×100%。

地层原油体积系数

地层原油体积系数βo，又称原油地下体积系数，或简称原油体积系数。它是原油在地下的体积(即地层油体积)与其在地面脱气后的体积之比。原油的地下体积系数βo总是大于1。

流体饱和度学习

某种流体的饱和度是指：储层岩石孔隙中某种流体所占的体积百分数。它表示了孔隙空间为某种流体所占据的程度。岩石中由几相流体充满其孔隙，则这几相流体饱和度之和就为1(100%)。

1、井： 以勘探开发石油和天然气为目的的，在地层中钻出的具有一定深度的圆柱形孔眼。

2、井口：井的开口端。

3、井底：井的底端。

4、裸眼：未下套管部分的井段。

5、井深：从转盘补心面至井底的深度。

6、井壁：井眼的圆柱形表面。

7、环空：井中下有管柱时，井壁与管柱或管柱与管柱之间的圆环形截面的柱状空间。

8、井眼轴线： 井眼的中心线。

9、井身结构： 指的是钻头钻深、相应井段的钻头直径、下入的套管层数、直径及深度、各层套管外的水泥返高以及人工井底等。

10、人工井底：设计的最下部油层下的阻流环或水泥塞面。(注：该定义不全面，人工井底是可变的)

11、井的类别：按一定依据划分的井的总类。按钻井的目的可分为探井和开发井等；按完钻后的井深可分为浅井(<1200m)、中深井(1200～3000m)、深井(3000～5000m)和超深井(>5000m)；按井眼轴线形状可分为直井和定向井。

12、探井：指以了解地层的时代、岩性、厚度、生储盖的组合和区域地质构造，地质剖面局部构造为目的，或在确定的有利圈闭上和已发现油气的圈闭上，以发现油气藏、进一步探明含油气边界和储量以及了解油气层结构为目的所钻的各种井，包括地层探井、预探井、详探井和地质浅井。

13、开发井：指为开发油气田所钻的各种采油采气井、注水注气井，或在已开发油气田内，为保持一定的产量并研究开发过程中地下情况的变化所钻的调整井、补充井、扩边井、检查资料井等。

14、直井：井眼轴线大体沿铅垂方向，其井斜角、井底水平位移和全角变化率均在限定范围内的井。

15、定向井：沿着预先设计的井眼轨道，按既定的方向偏离井口垂线一定距离，钻达目标的井。

16、丛式井：在一个井场上或一个钻井平台上，有计划地钻出两口或两口以上的定向井(可含一口直井)。

17、救援井：为抢救某一口井喷、着火的井而设计、施工的定向井。

18、多底井：一个井口下面有两个或两个以上井底的定向井。

19、大斜度井：最大井斜角在60°～86°的定向井。

20、水平井：井斜角大于或等于86°，并保持这种角度钻完一定长度的水平段的定向井。

21、钻井工序：指钻井工艺过程的各个组成部分。一般包括钻前准备、钻进、取心、中途测试、测井、固井和完井等。

22、套补距：套管头上端面与转盘补心面之间的距离。

23、油补距：油管头上端面与转盘补心面之间的距离。

24、井场：钻井施工必需的作业场地。

25、圆井：为便于安装井控装置开挖的圆或方形井。

26、小鼠洞：位于井口的正前方，用于预先放置钻杆单根的洞，以加快接单根操作。

27、(大)鼠洞：当不使用方钻杆而从大钩上卸下时，用于放置方钻杆和水龙头的洞，位于钻台左前方井架大腿与井口的连线上。

28、钻台：装于井架底座上，作为钻工作业的场所。

29、钻具：井下钻井工具的简称。一般来说，它是指方钻杆、钻杆、钻铤、接头、稳定器、井眼扩大器、减振器、钻头以及其它井下工具等。30、方钻杆：用高级合金钢制成的，截面外形呈四方形或六方形而内为圆孔的厚壁管子。两端有连接螺纹。主要用于传递扭矩和承受钻柱的重量。

31、钻杆：用高级合金钢制成的无缝钢管。两端有接头。用于加深井眼，传递扭矩，并形成钻井液循环的通道。可分为内平钻杆、管眼钻杆和正规钻杆。

32、钻铤：用高级合金钢制成的厚壁无缝钢管。两端有连接螺纹，其壁厚一般为钻杆的4～6倍。主要用作给钻头施加钻压，传递扭矩，并形成钻井液循环的通道。

33、接头：用以连接、保护钻具的短节。

34、钻具组合(钻具配合)：指组成一口井钻柱的各钻井工具的选择和连接。

35、下部钻具组合：指最下部一段钻柱的组成。

36、钻柱：是指自水龙头以下钻头以上钻具管串的总称。由方钻杆、钻杆、钻铤、接头、稳定器等钻具所组成。

37、(刚性)满眼钻具：由外径接近于钻头直径的多个稳定器和大尺寸钻铤组成的下部钻具组合。用于防斜稳斜。

38、塔式钻具：由直径不同的几种钻铤组成的上小下大的下部钻具组合。用于防止井斜。

39、钟摆钻具：在已斜井眼中，钻头以上，切点以下的一段钻铤犹如一个“钟摆”，钻头在这段钻铤的重力的横向分力——即钟摆力作用下，靠向并切削下侧井壁，从而起到减小井斜角的作用。运用这个原理组合的下部钻具组合称钟摆钻具。40、井下三器：指稳定器、减振器和震击器。

41、稳定器：一种中间局部外径加大、具有控制稳定钻具轴线作用的下部钻具组合的工具。结构上分为直、螺旋和辊子三种形式。

42、减振器：一种安装在钻柱上的，能吸收来自井底产生的垂直和旋转振动的工具。

43、震击器：能产生向上或向下冲击震动的工具。

44、井口工具：钻台上用于井口操作的工具。包括大钳(吊钳)、吊卡、卡瓦、安全卡瓦、提升短节、钻头装卸器、旋接器等。

45、指重表：反映大钩上载荷变化情况的仪表，它可显示悬重、钻重和钻压。

46、钻进：使用一定的破岩工具，不断地破碎井底岩石，加深井眼的过程。

47、钻进参数：是指钻进过程中可控制的参数，主要包括钻压、转速、钻井液性能、流量、泵压及其他水力参数。

48、钻压：钻进时施加于钻头上的沿井眼前进方向上的力。

49、悬重和钻重：在充满钻井液的井内，钻柱在悬吊状态下指重表所指轴向载荷称为悬重(即钻柱重力减去浮力)；钻柱在钻进状态下指重表所指的轴向载荷称为钻重。悬重与钻重的差值即钻压。50、转速：指钻头的旋转速度，通常以转每分钟为单位。

51、流量(排量)：单位时间内通过泵的排出口的液体量。通常以升每秒为单位。

52、开钻：指下入导管或各层套管后第一只钻头开始钻进的统称，并依次称为第一次开钻，第二次开钻……。

53、完钻：指全井钻进阶段的结束。

54、送钻：钻进时，随着井眼不断加深，钻柱不断下放，始终保持给钻头施加一定的钻压的过程。

55、方入和方余：在钻进过程中，方钻杆在转盘补心面以下的长度称为方入；在补心面以上的方钻杆有效长度称为方余。

56、进尺：钻头钻进的累计长度。

57、机械钻速：钻头在单位时间内钻进的长度。通常以米每小时为单位。

58、钻时：钻进单位进尺所用的时间。通常以分钟每米为单位。

59、划眼：在已钻井眼内为了修整井壁，清除附在井壁上的杂物，使井眼畅通无阻，边循环边旋转下放或上提钻柱的过程。分正划眼和倒划眼。60、扩眼：用扩眼钻头扩大井眼直径的过程。

61、蹩钻：在钻进中钻头所受力矩不均，转盘转动异常的现象。62、跳钻：钻进中钻头在井底工作不平稳使钻柱产生明显纵向振动的现象。

63、停钻：停止钻进。

64、顿钻：钻柱失控顿到井底或其它受阻位置的现象。

65、溜钻：钻进中送钻不均或失控而使钻柱下滑，出现瞬时过大钻压的现象。

66、打倒车：蹩钻严重时转盘发生倒转的现象。

67、通井：向井内下入带有通井接头或钻头的钻柱，使井眼保持畅通的作业。68、放空：钻进中钻柱能无阻地送入一定长度的现象。69、吊打：在钻头上施加很小的钻压钻进的过程。

70、纠斜：当井斜超过规定的限度时，采取措施使井斜角纠正到规定限度内的过程。

71、钻水泥塞：将注水泥或打水泥塞后留在套管或井眼内的凝固水泥钻掉的过程。

72、缩径：井眼因井壁岩石膨胀等而使井径变小的现象。73、井径扩大：井眼因井壁岩石坍塌等而使井径变大的现象。74、单根：指一根钻杆。

75、双根：指连成一体的两根钻杆。

76、立根(立柱)：起钻时卸成一定长度，能立在钻台的钻杆盒上的一柱钻柱。一般为三根钻杆。

77、吊单根：将钻杆单根吊起放入小鼠洞内的操作。

78、接单根：当钻完方钻杆的有效长度时，将一根钻杆接到井内钻柱上使之加长的操作。

79、起下钻：将井下的钻柱从井眼内起出来，称为起钻。将钻具下到井眼内称为下钻。整个过程称为起下钻。

80、短起下钻：在钻进过程中，起出若干立柱钻杆，再将它们下入井内的作业。

81、活动钻具：在钻井作业中，有时上提、下放或旋转钻柱的过程。82、甩钻具：将钻柱卸开成单根拉下钻台。83、换钻头：通过起下钻更换钻头的作业。84、灌钻井液：在起钻、下套管或井漏时向井内或套管内泵入钻井液，以保持井内充满。

85、钻头行程：一只钻头从下入井内到起出为一行程。86、循环钻井液：开泵将钻井液通过循环系统进行循环。87、循环周：钻井液从井口泵入至井口返出所需的时间。88、靶心：由地质设计确定的定向井地下坐标点。

89、靶区：允许实钻井眼轴线进入目的层时偏离设计靶心的规定范围。90、靶区半径：靶区圆的半径。91、造斜点：定向造斜起始的井深处。

92、造斜：利用造斜工具钻出一定方位的斜井段的工艺过程。93、增斜：使井斜角不断增加的工艺过程。94、降斜：使井斜角不断减小的工艺过程。95、稳斜：使井斜角保持不变的工艺过程。

96、造斜工具：用于改变和控制井斜和方位的井下工具。

97、弯接头：一种与井底动力钻具配合，用于定向造斜的井下工具。外形为一个轴线弯曲的厚壁接头，其公螺纹轴线与母螺纹轴线有一夹角，该角一般为1°～3°。

98、井底动力钻具(井底马达)：装在井下钻具底部驱动钻头转动的动力机。

99、涡轮钻具：把钻井液的水力能经过叶轮转换成机械能的动力钻具。100、螺杆钻具：把钻井液的水力能经过螺杆机构转换成机械能的动力钻具 101、定向接头：一种用于标记造斜工具面的接头。

102、无磁钻铤：由导磁率近似于1的合金材料制成的钻铤。103、定向要素：定向井基本要素，包括井斜角、方位角和井深。104、井斜角：井眼轴线上某一点的切线(钻进方向)与该点铅垂线之间的夹角。

105、最大井斜角：在设计或实钻的井眼轴线上，全井井斜角的最大值。106、方位角：井眼轴线上某一点的切线(钻进方向)在水平面上的投影线，与真北方向线之间的夹角(沿顺时针方向)。

107、测深(斜深)：自钻机转盘面(参照点)至井内某测点间的井眼轴线的实测长度。

108、垂深：井眼轴线上某测点至井口转盘面所在水平面的垂直距离。109、水平位移(闭合距)：井眼轨迹上某测点至井口垂线的距离。

110、闭合方位角：真北方位线与水平位移方向之间的夹角。111、取心：利用机械设备和取心工具钻取地层中岩石的作业。112、岩心：取心作业时，从井下取出的岩石。113、岩心收获率：岩心长与取心进尺之比的百分数。114、岩心长：取出地面岩心的实际长度。115、取心进尺：钻取岩心时，钻进的实际长度。

116、钻井液(钻井流体、泥浆)：用于钻井作业的循环流体。

117、滤饼(泥饼)：钻井液在过滤过程中沉积在过滤介质上的固相沉积物。118、钻井液滤液：钻井液通过过滤介质流出的液体。

119、钻井液柱压力：由钻井液柱的重力引起的压力，其大小与钻井液密度和液柱垂直高度有关。

120、地层破裂压力：指某一深度的地层受液压而发生破裂时的压力值。121、压力当量密度：给定深度处的压力除以深度与重力加速度的乘积。122、溢流：井口返出的钻井液量比泵入量大，或停泵后井口钻井液自动外溢的现象。

123、井涌：溢流的进一步发展，钻井液涌出井口的现象。

124、井喷：地层流体(油、气或水)无控制地流入井内并喷出地面的现象。

125、压井：向失去压力平衡的井内泵入高密度钻井液，以重建和恢复压力平衡的作业。

126、卡钻：钻柱在井内不能上提、下放或转动的现象。(卡钻包括泥包卡钻、砂桥卡钻、沉砂卡钻、键槽卡钻、垮塌卡钻、压差卡钻、小井眼卡钻、缩径卡钻、顿钻卡钻、落物卡钻、水泥卡钻等)127、卡点：被卡钻柱最上点。128、落鱼：因事故留在井内的钻具。129、鱼顶：落鱼的顶端。130、鱼尾：落鱼的底端。

131、鱼顶井深：鱼顶距转盘面的距离。132、鱼尾井深：鱼尾距转盘面的距离。133、鱼长：落鱼的长度。

134、油井水泥：适用于油气井或水井固井的水泥或水泥与其它材料的任何混合物。135、初凝：当水泥凝结时间测定仪(维卡仪)的试针沉入水泥浆中距底板0.5～1.0mm时，则认为水泥浆达到初凝。

136、初凝时间：水泥从加水开始，直至水泥初凝的时间。

137、终凝：当水泥凝结时间测定仪(维卡仪)的试针沉入水泥浆中不超过1mm时，则认为水泥浆达到终凝。138、终凝时间：水泥浆从初凝至终凝的时间。139、凝结时间：初凝和终凝的总时间。

140、固井：对所钻成的裸眼井，通过下套管注水泥以封隔油气水层，加固井壁的工艺。

141、水泥返深(高)：指环空水泥面在井下的深度。

142、注水泥塞：在井内适当位置注入水泥浆形成水泥塞的作业。143、挤水泥：将水泥浆挤入环空，在套管和地层之间形成密封的补救性注水泥作业。

144、套管附件：联接于套管柱上的有关附件。(如：浮鞋、浮箍、承托环、泥饼刷、水泥伞、扶正器、分级箍、悬挂器、封隔器等。)145、套管柱下部结构：套管柱下部装置的附件总称。

146、引鞋：用来引导套管柱顺利入井，接在套管柱最下端的一个锥状体。

147、套管鞋：上端与套管相接，下端具有内倒角并以螺纹或其它方式与引鞋相接的特殊短节。

148、浮鞋：将引鞋、套管鞋和阀体制成一体的装置。149、浮箍：装在套管鞋上部接箍内的可钻式止回阀。150、承托环(阻流环)：是指注水泥时用来控制胶塞的下行位置，以确保管内水泥塞长度的套管附件。

151、胶塞：具有多级盘状翼的橡胶塞，用于固井作业过程中隔离和刮出套管内壁上粘附的钻井液与水泥浆。有上胶塞、下胶塞和尾管胶塞之分。

152、泥饼刷：安装在注水泥井段套管上的钢丝刷子，来清除井壁泥饼。153、水泥伞：装在套管下部防止水泥浆下沉的伞装物。154、扶正器：装在套管柱上使井内套管柱居中的装置。

155、刚性扶正器：指带有螺旋槽或直条的不具有弹性的扶正器。一般用于定向井。

156、分级箍：在分级注水泥时，装在套管预定位置具有开启和关闭性能的特殊接箍。

157、尾管悬挂器：是用来将尾管悬挂在上一层套管底部并进行注水泥的特殊工具，分机械式和压力式两种。它们都是借助卡瓦把尾管悬挂在上层套管上。

158、套管外封隔器：安装在套管柱上的一种可膨胀的胶囊，用来封隔开该胶囊上下部的井眼环形空间。

159、联顶节：下套管时接在最后一根套管上用来调节套管柱顶面位置，并与水泥头连接的短套管。

160、水泥头：在固井作业中内装胶塞的高压井口装置，并具有与循环管线连接的闸门。

161、通径规：是检查套管可通内径的工具。162、碰压：在顶替水泥浆结束时，胶塞与阻流环相撞而泵压突增的现象。

163、侯凝期：指水泥石强度满足后续施工所要求的时间。164、水泥环：水泥浆在环形空间形成的水泥石。165、套管：封隔地层，加固井壁所用的特殊钢管。

166、套管程序：是指一口井下入的套管层数、类型、直径及深度等。167、表层套管：为防止井眼上部疏松地层的坍塌和污染饮用水源及上部流体的侵入，并为安装井口防喷装置等而下的套管。

168、技术套管：是在表层套管和生产套管之间，由于地层复杂或完井所使用的泥浆密度不致压漏地层等钻井技术的限制而下入的套管。169、生产套管(油层套管)：为生产层建立一条牢固通道、保护井壁、满足分层开采、测试及改造作业而下入的最后一层套管。

170、套管柱：依强度设计的顺序，由不同钢级、壁厚、材质和螺纹的多根套管所连接起来下入井中的管柱。

171、尾管：下到裸眼井段，并悬挂在上层套管上，而又不延伸到井口的套管。

172、筛管：位于油层部位具有筛孔的套管。

173、磁性定位短节：在套管柱上，接在靠近生产层附近的短套管(用来校准射孔深度)。

174、套管短节：小于标准长度套管的短套管。

175、套管头：由重型钢制法兰、卡瓦及密封元件构成，专门用来悬挂套管及密封环空的井口装置。176、套管公称外径：套管本体横截面的外径。

177、套管强度：指套管承受外载能力的总和(包括抗挤强度、抗内压强度和抗拉强度)。

178、钻井周期：一开到完钻的全部时间。

179、建井周期：从钻机搬迁安装到完井为止的全部时间，包括搬迁安装时间、钻进时间和完井时间三部分。

180、井史：是指一口井的档案资料，包括钻井、地质、完井等施工作业数据和资料。

第五篇：钻井井控实施细则

钻井井控实施细则

辽河油田钻井井控实施细则

第一章 总 则

第一条 为了深入贯彻中国石油天然气集团公司《石油与天然气钻井井控规定》，进一步推进辽河油田井控管理科学化、规范化、制度化，有效地预防井喷、杜绝井喷失控事故的发生，特制定本细则。

第二条 井控工作是一项系统工程。涉及到地质、钻井、录井、测井和试油等专业，以及勘探开发、钻井工程、地质设计、工程设计、工程监督、质量安全环保、物质装备和教育培训等部门。各专业和部门必须各司其职、齐抓共管。

第三条 井控工作要树立“以人为本”的理念，坚持“安全第一、预防为主、综合治理”和“井控、环保、联防联治”的原则，严细认真、常抓不懈地做好井控工作，实现钻井作业本质安全。

第四条 辽河油田井控工作的指导方针是“立足做好一次井控，快速准确实施二次井控，杜绝发生井喷失控”。

第五条 本细则适用于辽河油田范围内的石油与天然气钻井（含侧钻井，下同）工程，浅海钻井参照本细则。油田公司有关部门和进入辽河油田作业的工程技术服务企业及所属单位必须认真执行。

第六条 欠平衡钻井作业执行中国石油天然气集团公司《关于加强欠平衡钻井井控技术管理的意见》、《欠平衡钻井技术规范》和本细则。

第二章 井控风险识别

第七条 辽河油田地处渤海湾辽河平原，钻井施工地区多为农田、河流水网、苇塘、浅海及自然保护区，征地有一定难度。

油区内地质条件十分复杂，具有多断块、多套含油层系、多储层岩性、多油藏类型、多油品性质等特点。其中稠油、超稠油所占较大比例，部分区块分布浅气层，属中低压油气田。

每年的11月至来年3月气温基本在零度以下，气候较寒冷。

第八条 根据集团公司有关文件要求，结合辽河油田钻井井场环境、油藏类型、油品性质、压力资料和工艺技术，按照不同的井型、井别、施工区域，对钻井工程进行井控风险级别划分。

第九条 按照分级管理的原则，辽河油区井控风险划分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ级：

（一）Ⅰ级风险井：预探井、“三高”油气井、滩海人工端岛钻井。

（二）Ⅱ级风险井：详探井、评价井、气井、含浅气层开发井、注水区块调整井、稠油蒸汽驱块调整井。

（三）Ⅲ级风险井：稠油开发井、低压低渗开发井。

第十条 钻井队资质要求：

（一）Ⅰ级风险井由具备集团公司甲级资质的钻井队负责实施。

（二）Ⅱ级风险井由具备集团公司乙级以上（含乙级）资质的钻井队负责实施。

（三）Ⅲ级风

险井由具备集团公司丙级以上（含丙级）资质的钻井队负责实施。

第十一条 油田公司应提供满足安全要求的井场：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、油库、河流、水库、人口密集及高危场所不小于500ｍ。高含硫油气井井位应选择在以井口为圆心、500ｍ为半径范围内无常住人口和工农业设施的地方。

若安全距离不能满足上述规定，由建设方（油田公司所属钻井建设单位，下同）牵头，组织工程技术服务企业及油田公司的技术、管理和安全环保等相关部门进行安全、环境风险评估，按其评估意见处置。

第十二条 井场布置必须满足以下要求：

（一）井场布局、进出井场的道路要满足井控装置的安装和井控作业的需要。

（二）井队生活区距井口100ｍ以上，高含硫地区500ｍ以上。处于井场当地季风的上风或侧上风方向。

（三）在草原、林区、苇场和自然保护区进行钻井施工作业时，井场周围应筑防火墙或隔离带。

（四）发电房距井口20ｍ以上；锅炉房处于当地季风的上风方向，距井口30ｍ以上；储油罐必须摆放在距井口20ｍ以上、距发电房10ｍ以上的安全位置。

若不能满足上述要求，由工程技术服务企业安全环保和技术管理等部门制定相应防护措施。

第三章 井控设计

第十三条 井控设计是钻井工程设计书的重要组成部分。钻井地质设计书和本细则是井控设计的前提和重要依据。

第十四条 地质设计书应包含以下内容：

（一）对井场周围500m（高含硫油气井３km）范围内的居民住宅、学校、厂矿（如煤矿等采掘矿井坑道的分布、走向、长度和离地表深度等情况）、河流和自然保护区的位置进行细致描述，并明确标注。

（二）全井段预测地层孔隙压力梯度、地层破裂压力梯度，浅气层分布和邻井注采资料（注采井分布、注采层位、分层动态压力等），并提出钻开油气层前应采取相应的停注、泄压或停抽等措施。

（三）本区块地质构造图、断层描述、岩性剖面、矿物（气体）组分、油藏物性等资料。

（四）在可能含硫化氢等有毒有害气体的地区钻井，地质设计应对其层位、埋藏深度及含量进行预测。

第十五条 钻井必须装防喷器，工程设计书应包含以下内容：

（一）井控风险级别划分及钻机型号。

（二）满足井控需要的井身结构。

（三）各次开钻防喷器组合、井控装置的配备和试压要求。

（四）钻井液体系、密度和其它性能，加重材料和其它处理剂储备。

（五）钻具内防喷工具和井控检测仪器仪表的配备。

（六）单井有针对性的井控措施。

（七）完井井口装置和交井技术要求。

第十六条 工程设计应根据地质设计所提供的地层压力梯度、地层破裂压力梯度、岩性剖面、油气层保护和环境保护的需要，设计合理的井身结构，并满足如下井控要求：

（一）同一裸眼井段原则上不应有两个压力梯度差值超过0.3MPa/100m的油气水层。

（二）Ⅰ级风险井井身结构应充分考虑不可预见因素，宜留有一层备用套管。

（三）表层套管应满足封堵浅层流砂、保护浅层水资源、防漏和承受关井时破裂压力的需要。技术套管要考虑下部钻井最高钻井液密度和溢流关井时井口安全关井余量。

（四）“三高”油气井、含有毒有害气体井的油层套管和技术套管，其材质和螺纹应符合相应的技术要求，固井水泥必须返至油气层或含有毒有害气体的地层顶部以上300m。

（五）在地下矿产采掘区钻井，井筒与采掘坑道、矿井坑道之间的距离不少于100m，套管下深应封住开采层并超过开采段100m。

第十七条 工程设计应根据地质设计所提供的地层压力梯度、油藏物性和矿物组份等资料确定合理的钻井液体系和性能，应遵循有利于井下安全、发现和保护油气层、提高机械钻速和经济的原则。

钻井液密度的确定在考虑地应力和地层破裂压力的情况下，应以裸眼井段预测最高地层压力当量钻井液密度为基准，再增加一个附加值：

（一）油井、水井0.05～0.10g／cm或增加井底压差1.5～3.5MPa。

（二）气井0.07～0.15 g／cm或增加井底压差3.0～5.0MPa。

井深≤3000m按当量钻井液密度附加值进行选择；井深＞3000m宜按井底压差附加值进行选择。

第十八条 钻井液密度确定还应结合地层坍塌压力以保持井壁稳定，综合考虑地层孔隙压力预测精度、油气水层的埋藏深度、井控装置配套情况以及硫化氢等有毒有害气体的含量。

探井应采用地层压力监（检）测技术为钻井液密度的调整提供指导。

第十九条 工程设计应明确探井在钻开套管鞋以下第一个砂层3～5m进行破裂压力试验；对于套管鞋以下钻进50m未遇砂层或潜山地层应进行地层承压试验。

承压值相当于本次开钻裸眼井段设计最高钻井液密度值附加0.15g/cm在套管鞋处所产生的压力。破裂压力试验和承压试验压力值均不应超过套管最小抗内压强度的80%和防喷器额定工作压力两者的最小值。

第二十条 防喷器压力等级的选用原则上应与裸眼井段中的最高地层压力相匹配。同时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，并根据不同的井下情况确定各次开钻防喷器的尺寸系列和组合型式。辽河油区井控装置组合型式选择如下：

（一）防喷器组合 1.防喷器压力等级为14 MPa组合见图1～图5。

2.防喷器压力等级为21MPa、35MPa组合见图4～图9。

3.防喷器压力等级为70MPa、105MPa组合见图10～图13。

环形防喷器可比照闸板防喷器低一个压力等级；双闸板防喷器上为全封、下为半封。

（二）节流管汇和压井管汇：

1.节流管汇压力等级为14 MPa见图14。

2.节流管汇压力等级为21 MPa见图15。

3.节流管汇压力等级为35 MPa见图

15、图16。

4.节流管汇压力等级为70 MPa见图

16、图17。

5.节流管汇压力等级为105MPa见图17。

6.压井管汇压力等级为14 MPa、21MPa见图18。

7.压井管汇压力等级为35 MPa见图

18、图19。

8.压井管汇压力等级为70 MPa、105MPa见图19。

第二十一条 套管头、节流管汇和压井管汇压力等级应与防喷器最高压力等级相匹配。Ⅰ级风险井应安装液气分离器，气油比≥2000的井应配置除气器。预探井、“三高井”应配备剪切闸板防喷器。

现场施工中，在满足工程设计防喷器组合及压力等级要求的前提下，可选用通径不小于本次开钻套管尺寸的防喷器型号。

第二十二条 钻井工程设计书应明确钻开油气层前加重材料储备量：Ⅰ级风险井能将1.5倍井筒容积钻井液密度提高0.2g/cm（不少于30t）；Ⅱ级风险井能将1.5倍井筒容积钻井液密度提高0.10g/cm（不少于20t）；Ⅲ级风险能将1.0倍井筒容积钻井液密度提高0.10g/cm（不少于10t）。高密度钻井液的储备由钻开油气层检查验收会确定。

第二十三条 工程设计依据地质设计提供的压力、地层流体性质和注采参数等资料，结合建设方要求，按照SY/T5127《井口装置和采油树规范》标准明确选择完井井口装置的型号、压力等级、尺寸系列和交井技术要求。

第四章 井控装置安装、试压和管理

第二十四条 井控装置包括套管头、采油树、钻井四通（特殊四通）、防喷器及控制系统、内防喷工具、井控管汇、液气分离器、除气器和监测设备等。

第二十五条 含硫地区井控装置材质应符合行业标准SY/T 5087《含硫化氢油气井安全钻井推荐作法》的规定。

第二十六条 井口装置的配置和安装执行以下规定：

（一）井控装置的配备必须符合设计要求；用于“三高”井的防喷器累计上井时间应不超过7年。

（二）防喷器安装：

1.防溢管内径不小于井口内层套管通径，管内不应有直台肩。

2.现场安装完毕后，天车、转盘、井口三者的中心应在同

一铅垂线上，偏差不大于10mm。要用4根直径不小于 Ф16mm钢丝绳对角绷紧固定牢靠。

（三）具有手动锁紧机构的闸板防喷器（剪切闸板除外）应装齐手动操作杆，靠手轮端应支撑牢固牢靠。手动操作杆与锁紧轴之间的夹角不大于30°，并在醒目位置标明开、关方向和到底的圈数。手动操作杆距地面高度若超过2m，应安装高度适合的操作台。

第二十七条 防喷器控制系统的控制能力应与所控制的防喷器组合及管汇等控制对象相匹配。其安装要求：

（一）远程控制台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，距放喷管线或压井管线应有2m以上距离，并在周围留有宽度不小于2m的人行通道，周围10m内不得堆放易燃、易爆或腐蚀物品。

（二）液控管线要通过高压弯头与防喷器及液动阀连接。液控管线与放喷管线的距离应在0.5m以上，车辆跨越处应装过桥盖板。不允许液控管线接触地面或在其上堆放杂物。

（三）全封、半封、剪切闸板和液动阀控制手柄应与控制对象工作状态一致，环形防喷器在完全打开状态下将手柄处于中位。

（四）全封闸板控制手柄应装罩保护，剪切闸板控制手柄应安装防止误操作的限位装置。

（五）远程控制台应与司钻控制台气源分开连接，严禁强行弯曲和压折气管束。气源压力保持在0.65～0.8MPa。

（六）电源应从配电箱总开关处直接引出，并用单独的开关控制。

（七）待命状态下液压油油面距油箱顶面不大于200mm。气囊充氮压力7±0.7MPa。储能器压力保持在18.5～21MPa。环形、管汇压力10.5MPa。

（八）Ⅰ级风险井应同时配备电动泵和气动泵，配备防喷器司钻控制台和节流管汇控制箱。在便于操作的安全地方可设置辅助控制台。

（九）司钻控制台上不安装剪切闸板控制阀。

第二十八条 井控管汇包括节流管汇、压井管汇、防喷管线和放喷管线。其安装要求：

（一）节流管汇、压井管汇水平安装在坚实、平整的地面上，高度适宜。

（二）在未配备节流管汇控制箱情况下，必须安装便于节流阀操作人员观察的立管压力表。

（三）防喷管线、放喷管线和钻井液回收管线应使用经探伤合格的管材。防喷管线应采用专用标准管线，不允许现场焊接。

（四）放喷管线安装标准：

1.放喷管线的布局应考虑当地季风方向、居民区、道路、油罐区、电力线及各种设施等情况。

2.放喷管线应接至井场边缘，正面不能有障碍物。Ⅰ级风险井备用接足75m长度的管线和固定地锚，Ⅱ级、Ⅲ级风险井主放喷管线接至排污池。

3.放喷管线通径不小于78mm（井眼尺寸小于177.8mm的钻井、侧钻井井控管线通径不小于52mm，下同），出口处必须是钻杆接头，并有螺纹保护措施。

4.管线应平直引出。若需转弯应使用角度不小于120°的铸（锻）钢弯头。确因地面条件限制，可使用同压力级别的高压隔热耐火软管或具有缓冲垫的90°弯头。

5.放喷管线每隔10～15m、转弯处及出口处用水泥基墩加地脚螺栓或地锚固定牢靠；放喷管线出口悬空长度不大于1.0m；若跨越10m宽以上的河沟、水塘等障碍，应架设金属过桥支撑。

6.水泥基墩长×宽×深为0.8m×0.8m×1m。水泥基墩的地脚螺栓直径不小于20mm，预埋长度不小于0.5m。

（五）防喷管线拐弯处可使用与防喷器压力级别（70Mpa以上级别防喷器除外）一致、通径不小于78mm的高压隔热耐火软管；节流管汇与钻井液回收管线、液气分离器连接处可使用不低于节流管汇低压区压力等级的高压隔热耐火软管。软管中部应固定牢靠，两端须加装安全链。

（六）防喷器四通两侧应各装两个闸阀，紧靠四通的闸阀应处于常闭状态（备用闸阀常开），外侧闸阀应处于常开状态，其中应至少在节流管汇一侧配备一个液动阀。安装示意图见图20、图21。

（七）井控管汇所配置的平板阀应符合SY/T5127《井口装置和采油树规范》中的相应规定。

（八）井控管汇应采取防堵、防冻措施，保证畅通和功能正常。

第二十九条 钻具内防喷工具包括方钻杆上、下旋塞、顶驱液控旋塞、浮阀、钻具止回阀和防喷单根。其安装要求：

（一）钻具内防喷工具的额定工作压力应不小于防喷器额定工作压力。

（二）方钻杆应安装下旋塞阀。钻台上配备与钻具尺寸相符的备用旋塞阀（处于开位）。Ⅰ级风险井、气油比≥2000的井应安装上旋塞阀，并配备浮阀或钻具止回阀。

（三）准备一根能与在用钻铤螺纹相连的防喷单根（母接头处配有处于开位的旋塞阀），在起下钻铤作业时置于坡道或便于快速取用处。

第三十条 循环系统及液面监测仪器应符合如下要求：

（一）应配备钻井液循环罐直读标尺与液面报警装置。

（二）Ⅰ级风险井必须配备灌泥浆计量装置，并执行起下钻工作单制度。

（三）按照设计要求配备液气分离器和除气器。液气分离器进出口管线采用法兰连接，排气管线（管径不小于排气口直径）接出距井口50m以远，出口处于当地季风下风方向，并配备点火装置和防回火装置。除气器安装在钻井液回收管线出口下方的循环罐上，排气管线接出井场边缘。

第三十一条 井控装置的试压：

（一）井控车间用清水试压：环形防喷器（封钻

杆）、闸板防喷器、压井管汇试压、防喷管线和内防喷工具试压到额定工作压力；节流管汇高低压区按额定工作压力分别试压。稳压时间不少于10min，允许压降≤0.7 MPa，密封部位无可见渗漏。

闸板防喷器、节流管汇、压井管汇、钻具内防喷工具应做低压试验，其试压值1.4～2.1 MPa，稳压时间不少于3min，允许压降≤0.07 MPa，密封部位无可见渗漏。

上井井控装置应具有试压曲线及试压合格证。

（二）现场安装好试压：在不超过套管抗内压强度80%的前提下，环形防喷器（封钻杆）试压到额定工作压力的70%；闸板防喷器（剪切闸板除外）、防喷管线、节流管汇和压井管汇应试压到额定工作压力；放喷管线试压值不低于10MPa。液控管线试压21MPa。

按以上原则确定的试压值大于30 MPa时，井控装置的试压值取预计裸眼最高地层压力值（不小于30MPa）。

上述压力试验稳压时间均不少于10min，允许压降≤0.7 MPa，密封部位无可见渗漏。

（三）后续井控装置检查试压值应大于地面预计最大关井压力（不小于14 MPa）。

（四）每间隔60天对井控装置试压检查一次。

（五）更换井控装备承压部件后，井控装置应进行试压检查。

第三十二条 井控装置的使用按以下规定执行：

（一）发现溢流后立即关井。应先关环形防喷器，后关闸板防喷器，在确认闸板防喷器正确关闭后，再打开环形防喷器。环形防喷器不得长时间关井，除非特殊情况，一般不用来封闭空井。

（二）一般情况不允许关井状态下活动或起下钻具。在必须活动钻具的特殊情况下，关闭环形防喷器或闸板防喷器时，在关井套压不超过14MPa情况下，允许钻具以不大于0.2m/s的速度上下活动，但不准转动钻具或钻具接头通过胶芯。套压不超过7MPa情况下，用环形防喷器进行不压井起下钻作业时，应使用18°斜坡接头的钻具，起下钻速度不得大于0.2m/s。

（三）具有手动锁紧机构的闸板防喷器，预计关井30min以上，应手动锁紧闸板。打开闸板前，应先手动解锁，锁紧和解锁都应一次性到位，然后回转1/4～1/2圈。

（四）当井内有钻具时，严禁关闭全封闸板防喷器。

（五）严禁用打开防喷器的方式来泄井内压力。

（六）检修装有绞链侧门的闸板防喷器或更换其闸板时，两侧门不能同时打开。

（七）有二次密封的闸板防喷器和平行闸板阀，只能在其密封失效至严重漏失的紧急情况下才能使用其二次密封功能，且止漏即可，待紧急情况解除后，立即清洗更换二次密封件。

（八）平行闸板阀开、关到底后，都应回转1/4～1/2圈。其开、关应一次完成，不允许半开半闭和作节流阀用。

（九）压井管汇不能用作日常灌注钻井液用；防喷管线、节流管汇和压井管汇应采取防堵、防漏、防冻措施；最大允许关井套压值在节流管汇处以明显的标示牌进行标示。

（十）井控管汇上所有闸阀都应编号并标明其开、关状态。

（十一）钻具组合中装有钻具止回阀下钻时，每下20～30柱钻杆向钻具内灌满一次钻井液。下钻至主要油气层顶部应灌满钻井液，排出钻具内的空气后方可继续下钻。下钻到井底也应灌满钻井液后再循环。

（十二）采油（气）井口装置等井控装置应经检验、试压合格后方能上井安装；采油（气）井口装置在井上组装后还应整体试压，合格后方可投入使用。

（十三）防喷器及其控制系统的维护保养按SY/T 5964《钻井井控装置组合配套、安装调试与维护》中的相应规定执行。

第三十三条 井控装置的管理执行以下规定：

（一）工程技术服务企业应有专门机构负责井控装置的管理、维修和定期现场检查工作，并规定其具体的职责范围和管理制度。

（二）钻井队在用井控装置的管理、操作应落实专人负责，并明确岗位责任。

（三）必须建立井控设备、零部件的出入库检测制度，应设置专用配件库房和橡胶件空调库房，库房温度应满足配件及橡胶件储藏要求。

（四）防喷器组、远程控制台、节流管汇、压井管汇必须口井回厂检测。钻具内防喷工具每3个月回厂检测，压井作业后立即回厂检测。

第三十四条 所有井控装备及配件必须是经集团公司有关部门认可的生产厂家生产的合格产品。防喷器的检查与修理执行SY/T6160《液压防喷器的检查与修理》标准，并严格执行集团公司《井控装备判废管理规定》。

第五章 钻开油气层前的准备工作

第三十五条 钻开油气层的申报审批制度：

（一）钻进到油气层（主力油气层、未开采油气层或异常高压地层，下同）前50～100m，钻井队按钻开油气层准备工作内容自查自检之后，向建设方和钻井公司主管部门申请验收。

（二）建设方和钻井公司主管部门负责组织钻开油气层验收。Ⅰ级风险井油田公司和工程技术服务企业管理部门参加。

（三）验收组按油气田规定及行业标准要求进行检查，检查情况记录于钻开油气层检查验收证书中，如存在井控隐患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。

（四）未执行钻开油气层申报审批或验收不合格不准钻开油气层。

第三十六条 钻开油气层前，由钻井队负责召集有关技术服务单位，就其施工措施，进行明确的 分工，各负其责，并建立各专业的联动机制。发现异常，统一指挥和协调。

第三十七条 钻开油气层前的准备按以下规定执行：

（一）地质录井人员根据地质设计和录井资料，加强随钻地层对比，及时提出可靠的地质预报。钻井队在进入油气层前50～100m，将钻井液密度调整至设计或钻开油气层检查验收时要求的密度，并确保井眼畅通。

（二）钻开油气层前如发生井漏，应先行堵漏，并用钻开油气层规定的钻井液密度对漏失层位进行验证，对难以处理的漏失层应下套管封隔。

（三）调整井施工时，建设方组织和协调停注、泄压等事宜，钻井监督与地质、钻井技术员检查落实邻近注水（汽）井停注、泄压情况。

（四）按照设计和钻开油层检查验收要求，储备加重材料、高密度钻井液、防漏堵漏材料和其它处理剂等。

对于供应半径小于50km的区块钻井，可采取加重材料或高密度钻井液集中储备的方式。

（五）钻井队应按规定要求组织全队职工进行防喷演习，预探井、含硫井应进行防硫化氢演习，并对有毒有害气体进行重点监测。

（六）落实井控岗位责任制、钻井队干部24小时值班制度和“坐岗”制度。

（七）各种钻井设备、仪器仪表、井控装置、防护设备及专用工具、消防器材、防爆电路系统符合规定、功能正常。

第三十八条 钻开油气层前按第三十一条规定对井控装置进行试压检查（距前一次试压不超过14天可不进行试压检查，但应关井检查）。钻开油气层后应每天对闸板防喷器及手动锁紧装置开关活动一次。

第三十九条 从进入预计油气层前100m开始，每100m井段或在更换钻头、钻具后，以及钻井液性能发生变化后，应进行低泵冲试验。以正常钻进排量的1/3～2/3实测立管压力，并做好井深、泵冲、排量、循环压力等记录，以指导井控工作。

第六章 井控作业

第四十条 发现溢流立即关井、疑似溢流关井检查。钻开预计异常高压或异常低压油、气、水层1～2m，遇到钻速突然加快、放空、井漏或气测异常应停止钻进，并循环观察，经判明无油气水侵和异常情况后再继续钻进。

第四十一条 油气层钻进过程中发现实际钻井液密度不能平衡正钻地层压力时，应按照审批程序及时申报调整钻井液密度，经批准后再实施；若遇紧急情况，现场可按井控压井程序进行处理，并及时上报。

第四十二条 下列情况应短程起下钻进行后效观察：

（一）钻开油气层后第一次起钻前。

（二）溢流压井后起钻前。

（三）钻开油气层井漏堵漏后或尚未完全堵住起钻前。

（四）钻

进中曾发生严重油气侵但未溢流起钻前。

（五）需长时间停止循环进行其它作业（电测、下套管、下油管、中途测试等）起钻前。

第四十三条 短程起下钻的基本作法如下：

一般情况下试起10～15柱钻具，再下入井底循环观察一个循环周测后效，在能满足起下钻作业安全的前提下方可进行起钻作业；否则，应循环排除受侵污钻井液并适当调整钻井液密度，再次短起下钻循环观察，待井下正常后再起钻。

第四十四条 钻开油气层后应防止浅气层、稠油注汽、老井侧钻、抽吸、潜山井漏引发井喷，发现异常均应进行观察。如有溢流，应立即关井求压；如有抽吸，应下钻排除油气水侵；如有井漏，应及时采取相应堵漏措施。

（一）起钻前应充分循环钻井液，并调整好其性能，确保井眼清洁和进出口密度差不超过0.02g/cm，循环时间不少于1.5个循环周。钻头在油气层中和油气层顶部以上300m井段内，起钻速度不应超过0.5m/s。

（二）起钻必须灌好钻井液。每起下3～5柱钻杆、1柱钻铤记录一次灌入或返出钻井液体积，及时校核单次和累计灌入或返出量与起出或下入钻具体积是否一致，发现异常情况及时报告司钻。

第四十五条 录井人员和“坐岗”人员及时发现溢流、井漏、油气显示、有毒有害气体等异常情况，应立即报告司钻。

第四十六条 起钻完应及时下钻，严禁在空井情况下进行设备检修。如果必须进行设备检修或因其它原因停工时，应将钻具下至套管鞋处，保证井内灌满钻井液，并指定专人观察井口。

第四十七条 发现气侵应及时排除，气侵钻井液未经排气不得重新注入井内；若需对气侵钻井液加重，应在对气侵钻井液排完气后停止钻进的情况下进行，严禁边钻进边加重。

第四十八条 高凝油油井在关井后实施压井作业前要定时观察立管和套管压力变化，发现压力下降时，允许打开节流阀放喷0.5m，防止高凝油凝固卡钻和堵死环空。

第四十九条 处理井下事故和复杂情况时应做好以下防喷工作：

（一）钻进中发生井漏应将钻具提离井底、方钻杆提出转盘，以便观察。同时采取反灌钻井液措施，保持井内液柱压力与地层压力平衡，防止发生溢流，其后采取相应措施处理井漏。

（二）在注解卡剂等事故处理作业中，必须计算因密度变化而引起的液柱压力变化值，保证井筒压力稳定。

第五十条 电测、固井应作好如下防喷工作：

（一）测井队应配备剪切电缆工具。测井作业时钻井队应指定专人观察钻井液出口，并定时向井内灌钻井液，有异常情况立即报告司钻，发现溢流立即告知测井

队。紧急情况下应立即切断电缆，关闭全封闸板。在条件允许的情况下，可起出仪器抢下适量钻杆关井。

（二）下套管前，Ⅰ级风险井和未装环形防喷器的Ⅱ级风险井应更换与套管尺寸相同的防喷器闸板并试压检查；固井过程中保证井内压力平衡，尤其防止水泥浆候凝期间失重造成井内压力平衡的破坏，甚至井喷。

第五十一条 关井后应根据关井立管压力和套压的不同情况，分别采取相应的处理措施：

（一）关井立管压力为零时，溢流发生是因抽吸、井壁扩散气、钻屑气等使钻井液静液柱压力降低所致，其处理方法如下：

1、当关井套压为零时，保持原钻进时的流量、泵压，以原钻井液敞开井口循环，排除被侵污的钻井液即可。

2、当关井套压不为零时，应在控制回压维持原钻进流量和泵压条件下排除溢流，恢复井内压力平衡；再用短程起下钻检验，决定是否调整钻井液密度，然后恢复正常作业。

（二）关井立管压力不为零，可采用工程师法、司钻法、边循环边加重法等常规压井方法压井：

1、所有常规压井方法应遵循在压井作业中始终控制井底压力略大于地层压力的原则。

2、根据计算的压井参数和本井的具体条件（溢流类型、钻井液和加重剂的储备情况、井壁稳定性、井口装置的额定工作压力等），结合常规压井方法的优缺点选择其压井方法。

第五十二条 天然气溢流不允许长时间关井而不作处理。视情况间隔一段时间向井内注入加重钻井液，同时用节流管汇控制回压，保持井底压力略大于地层压力排放井口附近含气钻井液。必要时即使加重材料不足也应实施司钻法第一步排除溢流，防止井口压力过高。

第五十三条 空井溢流关井后，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。

第五十四条 压井作业应有详细的计算和设计，压井施工前应进行技术交底、设备安全检查、人员操作岗位落实等工作。施工中安排专人详细记录立管压力、套压、钻井液泵入量、钻井液性能等压井参数，对照“压井作业单”进行压井。

第五十五条 压井作业程序：

（一）求关井立管压力值、套管压力值。

（二）判断溢流种类。

（三）计算压井液密度。

（四）确定压井方法。

（五）准备井筒容积1.5～2倍的压井液。

（六）计算并填写压井施工作业单。

（七）实施压井。

任何情况下关井，其最大允许关井套压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套压三者中的最小值。在允许关

井套压内严禁放喷。

第七章 防火、防爆、防硫化氢等措施和井喷失控的处理

第五十六条 防火、防爆措施：

（一）井场钻井设备的布局要考虑防火的安全要求。在苇场、森林或草场等地进行钻井，应有隔离带或防火墙，隔离带宽度不小于20m。井场储水罐配有消防水龙带接口。

（二）井场消防器材的配备，井场电器设备、照明器具及输电线路的安装执行SY/T 5974《钻井井场、设备、作业安全规程》中的规定。

消防器材不少于以下配置： 100L泡沫灭火器（或干粉灭火器）2个，8kg干粉灭火器10个，5kg二氧化碳灭火器2个；发电机房配备5kg二氧化碳灭火器2个，机房应配备5kg二氧化碳灭火器3个，消防锹6把，消防斧2把，消防桶8只，消防水带80m，Ø19mm直流水枪2支，消防砂4m。

距井口30m以内所有电气设备（如电机、开关、照明灯具、仪器仪表、电器线路以及接插件、各种电动工具等）应符合防爆要求。

（三）钻台上下、井口、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。

（四）井场内严禁烟火,需要动火，严格执行动火审批制度，对于一级、二级、三级动火，应执行SY/T 5858《石油工业动火作业安全规程》中的安全规定；对于四级动火，动火地点周围10米内无易燃易爆物品，可由动火单位的上级安全部门授权井队干部或安全监督审批。

（五）柴油机排气管无破漏和积炭，有防火装置，方向不得对着钻台。

（六）放喷天然气应烧掉，防止与空气混合，引起爆燃或爆炸。

（七）冬季施工处理油气侵时，必须把机泵房、井架底座和节流管汇围布打开，防止天然气积聚引起爆炸。

第五十七条 防硫化氢等措施

含硫油气井应严格执行SY/T 5087《含硫油气井安全钻井推荐作法》标准，防止H2S、CO2等有毒有害气体进入井筒、溢出地面，避免人身伤亡和环境污染，最大限度地减少井内管材、工具和地面设备的损坏。

（一）在井架上、井场盛行风入口处等地应设置风向标，一旦发生紧急情况，作业人员可向上风方向疏散。

（二）含硫地区的钻井队应按SY/T 5087《含硫化氢油气井安全钻井推荐作法》的规定配备硫化氢监测仪器和防护器具，并做到人人会使用、会维护、会检查。

（三）含硫油气井作业相关人员上岗前应接受硫化氢防护知识培训，经考核合格后持证上岗。

（四）含硫油气井钻开油气层前，钻井队应向施工现场所有人员进行井控及防硫化氢安全技术交底。对可能存在硫化氢的层位和井段，地质人员要及时做出地质预报，钻井队值班干部及时传达，建立预警

预报制度。

（五）含硫地区钻井液的pH值要求控制在9.5以上。加强对钻井液中硫化氢浓度的测量，充分发挥除硫剂和除气器的功能，保持钻井液中硫化氢浓度含量在30mg/m（20ppm）以下。除气器排出的有毒有害气体应引出井场在安全的地点点燃。

（六）当在空气中硫化氢含量超过安全临界浓度的污染区进行必要的作业,应按SY/T 5087《含硫化氢油气井安全钻井推荐作法》中的相应要求做好人员安全防护工作。

（七）钻井队在现场条件不能实施井控作业而决定放喷点火时，应按SY/T 5087《含硫化氢油气井安全钻井推荐作法》中的相应要求进行。

（八）钻井队及钻井相关协作单位应制定防喷、防硫化氢的应急预案，并组织演练。一旦硫化氢溢出地面，浓度达到预案规定的启动值时，应立即启动应急预案，做出相应的应急响应。

（九）一旦发生井喷事故，井场应有消防车、救护车、医护人员和技术安全人员值班。

（十）控制住井喷后，应对井场各岗位和可能积聚硫化氢的地方进行浓度检测。待硫化氢浓度降至安全临界浓度时，人员方能进入。

第五十八条 井喷失控后的紧急处理

（一）井喷失控后应采取的措施：

1、立即停车、停炉，关闭井架、钻台、机泵房等处全部照明灯和电器设备，必要时打开专业防爆探照灯；并设置警戒线，在警戒线以内，严禁一切火源。

2、测定井口周围及附近天然气、H2S和CO2的含量，划分安全范围。

3、迅速做好储水、供水工作，尽快由四通向井口连续注水，用消防水枪向油气喷流和井口周围大量喷水，防止着火和保护井口。在确保人员安全的前提下，将氧气瓶、油罐等易燃易爆物品撤离危险区。

4、应协助当地政府作好井口500m范围内居民的疏散工作。

5、应立即启动辽河油区井喷事故应急预案，根据失控状况制定抢险方案，统一指挥、组织和协调抢险工作。根据监测情况决定是否扩大撤离范围。

6、发生井喷事故，尤其井喷失控事故处理中的抢险方案制订及实施，要把环境保护同时考虑，同时实施，防止出现次生环境事故。

7、抢险中每个步骤实施前，均应按SY/T6203《油气井井喷着火抢险作法》中的要求进行技术交底和模拟演习。

第八章 井控技术培训

第五十九条 持证上岗制度：

（一）从事钻井生产的现场操作人员（井架工以上岗位）、录井工、专业技术人员、生产管理人员、现场服务人员和相关技术人员必须持有效的钻井井控培训合格证上岗。没有取得钻井井控培训合格证的领导干部、技术人员无权指挥生产。

（二）钻井井控操

作合格证有效期为两年，有效期满前必须进行换证培训，重新取证，原证无效。

（三）持假证及无证上岗的施工队伍、施工人员，油田公司有关部门有权停止其施工作业，并追究有关部门责任。

第六十条 三级培训制度：

（一）钻井分公司或钻井队技术人员，负责定期组织本单位职工的井控技术岗位培训，并演练本单位井控应急预案。

（二）钻井公司负责对井队一般岗位工人进行岗前井控知识的培训。

（三）辽河油田井控培训中心负责对应持证人员进行取证、换证培训。

第六十一条 培训对象分类

（一）现场操作人员：钻井队大班司钻、正副司钻、井架工、钻井技师、大班司机、钻井液大班、坐岗工、内外钳工和录井工等。

（二）专业技术人员：钻井工程技术人员、设计人员、工程技术管理人员和欠平衡钻井技术人员等。

（三）生产管理人员：主管钻井工作的各级领导、钻井监督、钻井队正副队长、指导员、安全员和安全监督等。

（四）现场服务人员：井控车间的技术人员和设备维修人员等。

（五）相关技术人员：地质设计、地质监督、测井监督以及测井、固井、录井、钻井液、取芯、打捞、定向井、中途测试等专业服务队伍的相关技术人员。

第六十二条 井控技术培训内容

（一）井控工艺：

1.地层压力的检测和预报。

2.溢流、井喷发生的原因和溢流的及时发现。

3.关井程序和常用压井方法的原理及参数计算。

4.压井施工和复杂井控问题的处理。

5.硫化氢的防护和欠平衡钻井知识。

（二）井控装置：

1.结构及工作原理。

2.安装及调试要求。

3.维护保养和故障排除。

（三）本细则和集团公司、辽河油田有关井控技术规定及相关标准。

（四）辽河油田井控工作特点、重点、问题和典型井控案例分析等。

第六十三条 井控培训应根据不同培训对象和辽河油田井控工作的特点，突出针对性，分类进行培训：

（一）现场操作人员的培训重点内容包括及时发现溢流和及时关井的措施方法；正确实施关井操作程序；井控装备的安装、使用、维护和保养等。

（二）专业技术人员的培训重点内容包括正确判断溢流的方法；正确关井程序；编制压井设计、压井程序、实施压井作业；正确判断井控

装置故障及一般故障的排除；正确处理井喷及井喷失控等。

（三）生产管理人员的培训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。

（四）现场服务人员的培

训重点内容包括井控装置的结构、工作原理，井控装置的安装、调试、维修、故障判断和排除等。

（五）相关技术人员的培训重点内容包括井筒内各种压力的概念及其相互之间的关系；溢流的主要原因、显示及发生险情时的配合要求等。

（六）换证培训的内容应根据行业标准及集团公司井控规定的修订情况，结合辽河油田井控细则进行重点选择。

第六十四条 井控培训中心必须达到《中国石油天然气集团公司井控培训管理办法》有关教师、教学设备、教材、教具和办学条件等规定要求，并取得集团公司井控培训资质。

第六十五条 取证与换证培训学时及考核方式应符合《中国石油天然气集团公司井控培训管理办法》和SY5742《石油天然气钻井井控安全技术考核管理规则》的要求，理论考试和实际操作考核均合格后，由井控培训机构颁发集团公司统一的钻井井控培训合格证。辽河油田公司和工程技术服务企业井控管理部门负责监督、检查和管理。

第九章 井控管理制度

第六十六条 井控分级责任制：

（一）油田公司是井控工作的责任主体，必须提供符合健康、安全、环保要求的作业条件，并对工程技术服务企业的井控工作统一协调管理。

（二）工程技术服务企业对其生产作业过程中的安全、环保、井控工作负责，必须提供符合油田公司要求的人力资源、装备设施和作业方案，承担合同规定的责任和义务。

（三）油田公司和工程技术服务企业总经理是井控工作的第一责任人，总工程师或主管副总经理是井控工作的主要责任人。

（四）油田公司和工程技术服务企业分别成立井控领导小组，组长由井控工作第一责任人担任。建设方及工程技术服务企业所属各公司应成立相应的井控管理小组，组长由行政正职担任。

第六十七条 钻井监督制度：

钻井监督对油田公司负责，代表油田公司行使监督权力、履行监督义务，并承担监督责任。及时纠正、制止和报告不符合设计、不符合安全环保要求的行为。

钻井监督依据：国家方针政策、法律法规；集团公司、股份公司和油田公司管理规定、技术标准和操作规定；钻井设计、作业方案和合同等。

Ⅰ级风险井钻井监督必须驻井，工程技术服务企业应同时派驻安全监督。

第六十八条 防喷演习制度：

（一）钻进、起下钻杆、起下钻铤和空井四种工况，钻井队每班每月至少各演习一次。

（二）钻进和空井工况应在3分钟内控制住井口，起下钻杆工况应在5分钟内控制住井口，起下钻铤应在7分钟内控制住井口。

（三）钻井现场人

员均应参与防喷演习。演习后由值班干部进行讲评，提出存在问题和改进意见。

（四）防喷演习记录由班组人员按要求填写，由司钻和值班干部签字确认。

第六十九条“坐岗”责任制：

（一）钻进至油气层之前100m开始“坐岗”。

（二）“坐岗”人员上岗前必须经钻井队技术人员对其进行技术培训。

（三）“坐岗”记录包括时间、工况、井深、起下立柱数、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。

（四）发现溢流、井漏及油气显示等异常情况，应立即报告司钻。

第七十条 钻井队干部24小时值班制度：

（一）钻井队干部在钻井现场必须坚持24小时值班，值班干部要挂牌或有明显标志。井控装备试压、防喷演习、处理溢流、井喷及井下复杂等情况，值班干部应在场组织指挥。

（二）值班干部应检查各井控岗位职责、制度落实情况，发现问题立即督促整改，并认真填写值班记录。

（三）值班干部和司钻应在班前、班后会上布置、检查和讲评井控工作。

第七十一条 井喷事故逐级汇报制度：

（一）井喷事故分级：

1、一级井喷事故

发生井喷失控，造成超标有毒有害气体逸散，或窜入地下矿产采掘坑道；发生井喷并伴有油气爆炸、着火，严重危及现场作业人员和作业现场周边居民的生命财产安全。

2、二级井喷事故

油气井发生井喷失控；含超标有毒有害气体的油气井发生井喷；井内大量喷出流体对江河、湖泊、海洋和环境造成灾难性污染。

3、三级井喷事故

油气井发生井喷，经过积极采取压井措施，在24小时内仍未建立井筒压力平衡，并难以在短时间内完成事故处理的井喷事故。

4、四级井喷事故

发生一般性井喷，并能在24小时内建立井筒压力平衡的事故。

（二）汇报程序：

1．发生溢流立即采取有效措施控制井口。准确收集各项数据，同时钻井队值班干部、钻井监督及时向上级部门汇报。

2.接到井喷事故报警后，建设方和钻井公司核实情况，初步评估确定事故级别，同时向上级部门汇报。

3．油田公司和工程技术服务企业接到汇报后，依据事故情况决定是否启动辽河油区井喷事故应急预案。应急预案启动后应根据法规和当地政府规定，油田公司应在第一时间及时向属地政府部门报告。

4．发生Ⅰ级、Ⅱ级井喷事故在2小时内，按照《集团公司钻井井喷失控事故报告信息收集表》格式，以快报形式上报集团公司。发生Ⅲ级井喷事故时在 24小时内上报集团公司。

（三）井喷事故发生后，对汇报不及时或隐瞒井喷事故的，将追究隐瞒者及其领导者责任。

第七十二条 井控例会制度：

（一）钻井队每周召开一次以井控安全为主的安全例会。

（二）钻井公司及各技术服务公司每季度召开一次井控例会。

（三）建设方每季度召开一次井控例会。

（四）油田公司和工程技术服务企业每半年召开一次井控例会，总结、协调、解决井控工作中存在的问题，布置井控工作。

第七十三条 井控检查制度：

（一）油田公司和工程技术服务企业每半年组织一次井控工作检查。

（二）建设方和钻井公司每季度进行一次井控工作检查。

第十章 附 则

第七十四条 本细则自下发之日起执行。原辽河石油勘探局和辽河油田公司二00七年一月下发的《辽河油田钻井井控工作细则》（辽油发[2007]5号、中油辽字[2007]3号）同时废止。

第七十五条 本细则由辽河油田公司钻井工程部负责解释。本细则未涉及到的内容，参照中国石油集团公司有关规定和相关行业标准。