石油与天然气钻井井控设计.doc

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1、石油与天然气钻井井控设计第六条 油气井井位设计应符合以下条件：（一）距高压线及其它永久性设施不小于75m。（二）距民宅不小于100m。（三）距铁路、高速公路不小于200m。（四）距学校、医院、油库、河流、水库、人口密集及高危场所等不小于500m。（五）油气井井口之间距离不小于7m。（六）若安全距离不能满足上述规定，由建设方与施工作业方组织相关单位进行安全、环境评估，按评估意见执行。第七条 地质设计中应包括：（一）对井场周围（类井1000m，类、类井500m）范围内的居民住宅、学校、厂矿、国防设施、高压电线、水资源情况和风向变化等进行勘察，并标注说明。（二）提供预测地层孔隙压力、地层破裂压力、地

2、层坍塌压力、地层岩性剖面数据，浅气层资料、邻井资料、油气水显示及井涌、井喷、井漏等复杂情况。（三）在已注采开发区钻井，应提供邻近注采井分层动态压力数据、注采关系、套损等情况。开钻前应采取相应的停注、泄压和停抽等措施。（四）在可能含硫化氢、二氧化碳等有毒有害气体的地区钻井，应对其层位、埋藏深度及含量进行预测。（五）依据本细则第一章第五条，并结合设计井具体情况进行井控安全风险评估，确定风险类别并在地质设计中注明。第八条 工程设计中的井身结构和套管程序，应遵循以下原则：（一）类、类井必须下表层。（二）同一裸眼井段中有两个压力梯度差超过0.3MPa/100m的油气水层，应设计技术套管或采取其它有效措施

3、。（三）在地下矿产采掘区钻井，套管下深应超过开采段100m。（四）表层下入深度应封固浅水层、疏松地层，套管鞋位于泥岩段。第九条 钻井液密度设计以各裸眼井段最高地层孔隙压力当量钻井液密度值为基准，并考虑地层孔隙压力预测精度、地层坍塌压力、地层破裂压力和井控设备配套情况等附加安全余量。安全余量值确定应遵循以下原则：（一）油、水井为0.05g/cm30.10g/cm3或增加井底压差1.5 MPa3.5MPa。（二）气井为0.07g/cm30.15g/cm3或增加井底压差3.0 MPa5.0MPa。第十条 加重材料和钻井液储备要求：（一）类井：设计井深小于1500m储备加重材料30t，1500m200

4、0m储备加重材料40t，大于2000m储备加重材料50t；现场储备高于设计最大钻井液密度0.2g/cm3以上的钻井液60m3。（二）类井：设计井深小于1500m储备加重材料20t，其它储备加重材料30t。（三）类井：在施工区块集中储备加重材料不少于50t。（四）各应急抢险钻井液储备库集中储备密度1.80g/cm3以上钻井液不少于300m3。第十一条 防喷器压力等级选择和组合形式：（一）防喷器压力等级应与相应裸眼井段最高地层孔隙压力或套管鞋处地层破裂压力匹配，同时综合考虑套管最小抗内压强度、地层流体性质、井控风险程度等因素。（二）含硫化氢30mg/m3（20ppm）油气井，应安装剪切闸板防喷器。

5、（三）类井可选用防喷导流器。（四）防喷器组合形式见井口装置组合图（附件2图1图8）。压力等级21MPa的防喷器和35MPa防喷器（油井使用）可选用底法兰连接，其额定工作压力应与防喷器匹配；选用压力等级35MPa的套管头应修建圆井，圆井钢板壁厚不小于5mm。（五）通常情况下，双闸板防喷器采用上全封闸板、下半封闸板。第十二条 节流、压井管汇组合形式：（一）节流管汇见井口装置组合图（附件2图9图12）。其中类井：平板阀+放喷管线。（二）压井管汇见井口装置组合图（附件2图13和图14）。其中类井：平板阀防喷管线单流阀。第十三条 钻井四通两翼闸阀、节流管汇、压井管汇的组合方式和开关状态见井口装置组合图（

6、附件2图15-1、图15-2、图15-3、图15-4和图15-5，其中，类井为钻井四通两翼各接一个平板阀，均处于关位）。第十四条 风险探井、区域探井、气井，安装除气器和液气分离器。第十五条 钻具内防喷工具包括旋塞、钻具止回阀和防喷钻杆，其额定工作压力不小于防喷器额定工作压力，并按以下要求配备：（一）类井：方钻杆上、下旋塞，备用下旋塞，钻具止回阀，防喷钻杆。（二）类井：方钻杆下旋塞，备用下旋塞，钻具止回阀，防喷钻杆。（三）类井：备用下旋塞，钻具止回阀，防喷钻杆。 第十六条 含有毒有害气体的井，应配备相关监测仪器。第十七条 工程设计的井控技术要求应包含地层孔隙压力监测、破裂压力试验、低泵速试验及本细则中未涵盖的特殊技术要求等内容。