《油气田井钻完井作业技术实施细则》由会员分享，可在线阅读，更多相关《油气田井钻完井作业技术实施细则（150页珍藏版）》请在金锄头文库上搜索。
1、油气田井钻完井作业技术实施细则1 范围1.1 本细则规定了西南石油局、西南油气分公司（以下简称局分公司）石油与天然气钻井工程中的井控设计、井控装置的安装试压使用和管理、钻开油气层前的准备和检查验收、钻井及完井过程中的井控作业、溢流的处理和压井作业、防火防爆防硫化氢安全措施、井喷失控的处理等七个方面技术内容。1.2 本细则适用于西南油气分公司所属油气井的钻井工程作业井控技术管理。西南石油局所属钻井工程作业队伍在分公司市场以外承担的钻井施工，应遵守业主方相关井控管理规定。2 规范性引用文件下列文件中的条款通过本细则的引用而成为本细则的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容
2、）或修订版均不适用于本细则，然而，鼓励根据本细则达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件中，其最新版本适用于本细则。AQ 2012-2007 石油天然气安全规程AQ 2016-2008 含硫化氢天然气井失控井口点火时间规定AQ 2017-2008 含硫化氢天然气井公众危害程度分级方法AQ 2018-2008 含硫化氢天然气井公众安全防护距离SY/T 5087-2005 含硫化氢油气井安全钻井推荐作法SY/T 5127-2002 井口装置和采油树规范SY/T 5225-2005 石油天然气钻井、开发、储运防火防爆安全生产技术规程SY/T 5466-2004 钻前工程
3、及井场布置技术要求SY/T 5467-2007 套管柱试压规范SY/T 5623-2009 地层压力预（监）测方法SY/T 5724-2008 套管柱结构与强度设计SY 5742-2007 石油与天然气井井控安全技术考核管理规则SY/T 5964-2006 钻井井控装置组合配套安装调试与维护SY 5974-2007 钻井井场、设备、作业安全技术规程SY/T 6160-2008 防喷器的检查和维修SY/T 6203-2007 油气井井喷着火抢险作法SY/T 6426-2005 钻井井控技术规程SY/T 6616-2005 含硫油气井钻井井控装置配套、安装和使用规范SY/T 6789-2010 套
4、管头使用规范Q/SH 0012-2007 川东北井身结构设计技术规范Q/SH 0013-2007 川东北复杂压力条件下钻井技术规范Q/SH 0017-2007 川东北深井超深井套管保护技术规范Q/SH 0020-2009 川东北钻前施工作业技术规范Q/SH 0033-2009 川东北含硫化氢天然气井钻井与试气作业工程安全技术规范Q/SH 0205-2009 川东北天然气井钻井井控技术规范Q/SH 0206-2008 川东北天然气井钻井井控装置配套、安装和使用规范Q/SHS 0003.1-2004 天然气井工程安全技术规范 第1部分：钻井与井下作业中国石化安2011907号 中国石化石油与天然气
5、井井控管理规定西南油气200873号中石化股份公司西南油气分公司钻井设计管理办法2011年1月20日下发生产运行处关于执行钻前工程标准方案设计的通知文件3 术语及定义3.1 井型：按井深划分为四类井：浅井（井深2000m）、中深井（2000m井深4500m）、深井（4500m6000m）。3.2 “三高”油气井：是指具有高产、高压、高含H2S特征的井。其中，“高产”是指天然气无阻流量达100104m3/d及以上；“高压”是指地层压力达70MPa及以上；“高含H2S”是指地层气体介质H2S含量达1000ppm及以上。3.3 高温高压气井：是指井底温度等于或高于150、地层压力达70MPa及以上的
6、井。3.4 含硫化氢气井：指地层天然气的总压等于或大于0.4MPa，而且该气体中硫化氢分压等于或高于0.0003MPa；或H2S含量大于75mg/m3（50ppm）且硫化氢释放速率不小于0.01m3/s的天然气井。3.5 硫化氢释放速率：事故状态下含硫化氢天然气井单位时间内向大气中释放的硫化氢的量，在标准状况（温度为0，压力为1标准大气压）下，用单位m3/s表示。4 井控设计4.1 总体要求井控设计应遵循“安全第一，预防为主”思想，符合安全、环境和健康体系要求，在钻井工程设计中要单独成篇。4.2 设计管理要求4.2.1 资质人员从事钻井工程设计单位应持有相应级别设计资质；从事“三高”井工程设计
7、应持有乙级以上设计资质。设计人员应具有相应资格，承担“三高”井工程设计人员应拥有相关专业3年以上现场工作经验和高级工程师以上任职资格。4.2.2 设计审批管理4.2.2.1油气井钻井工程设计和施工设计均应有井控专篇。井控专篇应以井控安全和防H2S等有毒有害气体伤害为主要内容。包含井控装置的设计、井控工艺、应急预案等内容，并按标准要求提供相关资料，重点是硫化氢的储藏层位、含量、防护措施等。4.2.2.2 钻井工程设计应按局、分公司对应程序进行审批、签字等，未经审批不准施工。组织工程与地质设计审查时，应有安全部门人员参与审查井控专篇。“三高”油气井应由企业分管领导审批。4.2.2.3一般井施工设计
8、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。4.2.2.4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。4.3 井位选址要求4.3.1 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
9、环境评估，按其评估意见执行。4.3.2 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。4.4 地质设计要求4.4.1 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。4.4.2 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。4.4.3 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
10、择表层套管下深提供依据。4.4.4 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。4.5 钻井液设计要求4.5.1 密度设计要求4.5.1.1 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/cm30.10g/cm3或控制井底压差1.5MPa3.
11、5MPa；b）气井为0.07g/cm30.15g/cm3或控制井底压差3.0MPa5.0MPa。4.5.1.2 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。4.5.1.3 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。4.5.2 加重材料和加重钻井液储备要求4.5.2.1 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
12、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。4.5.2.2 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元坝工区开发井500表2 加重钻井液储备量要求区 块钻井层位钻井介质井 别储备量川西工区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倍勘探井按本开次井筒容积1倍非目的
13、层开发井、勘探井按本开次井筒容积0.5倍元坝工区目的层海相钻井液开发井按本开次井筒容积1倍陆相开发井按本开次井筒容积1倍非目的层钻井液开发井按本开次井筒容积1倍备注：加重钻井液密度按本开次设计最高密度值附加0.20g/cm3。4.5.2.3 偏远井按钻井工程设计书要求执行。4.6 井身结构设计要求4.6.1 套管下深要求4.6.1.1 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。4.6.1.2 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
14、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。4.6.2 固井设计要求4.6.2.1 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
15、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。4.6.2.2 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
