FHW10XI-FHW10XP水平井钻井工程标准设计

'中国石油构造：风城油田重32井区SAGD先导试验区井别：注采井井型：水平井SAGD水平井钻井标准设计中国石油天然气股份有限公司 新疆油田分公司中国石油构造：风城油田重32井区SAGD先导试验区井别：注采井井型：水平井SAGP水平井钻井工程标准设计中国石油天然气股份有限公司新疆油田分公司井号SAGD水平井 设计单位：新疆油田分公司勘探开发研究院设计协作单位：长江大学设计人：王朝飞、舒振辉、于永生、程波日期：2008年9月8日设计编制单位审核人：（签字）日期：设计编制单位技术负责人：（签字）日期：设计单位盖章 开发公司项目经理部审核：（签字）日期：开发公司安全环保部门审核：（签字）日期：开发公司主管领导审核：（签字）日期：工程技术处审核：（签字）日期： 油田公司主管领导审批：（签字）日期： 设计依据1地区1地理及环境资料.….…地质要求技术指标及质量要求井身质量要求工程设计井下复杂情况提示•…井身结构钻具组合•••••••111钻井液15钻头及钻井参数设计20油气井压力控制22取心设计29地层孔隙压力监测29地层漏失试验29中途测试安全措施30测井安全措施及技术要求30油气层保护设计31••••••••3固井设计各次开钻或分井段施工重点要求44SAGD水平井定向技术作业程序47完井设计51钻井工程材料消耗及钻井进度计划52健康、安全与环境管理基本要求55健康、安全与环境管理体系要求55关键岗位配置要求55健康管理要求55 4.5安全管理要求564.6环境管理要求585.生产信息及完井提交资料605.1生产信息类605.2完井提交资料606-附贝!J616.1钻井施工设计要求617.邻区邻井资料627.1邻区邻井资料分析627.2邻区邻井已钻井情况62 1.设计依据钻井工程设计依据：准鹰尔盆地风城油出重32井区SAGD先导试验区钻井标准地质设计；邻井实钻资料；有关技术规范及技术法规；木标准设计以FHW106LFHW106P-对SAGD水平井为例，其它井参见单井轨迹设计。1.1地区准喝尔盆地风城油田重32井区SAGD先导试验区1.2地理及环境资料1.2.1平均地面海拔：365m1.2.2构造位置：准卩葛尔盆地西北缘夏红北断裂上盘中牛界超覆尖灭带。1.2.3地理位置：距克拉玛依市以东约120mo1.2.4地形地貌及交通情况：该区西邻乌尔禾乡，东为重1井断块，南与重33井区接壤。地面白垩系风蚀雅丹地貌发育，地面海拔为296〜376m,平均365m。217国道从油田东部通过，交通运输较为方便，地面开发条件较好。电力条件便利，通讯网络覆盖该区域。1.3地质要求1.3.1钻井目的：风城超稠油SAGD开发试验。1.3.2目的层位：侏罗系齐古组（丿3孑3+丿3旷2・1层）。1.3.3井别：注采井井型：水平井1.3.4完钻层位及完钻原则：完钻层位:侏罗系齐古组J3严+J3严1层。完钻原则：钻揭齐古组J3『・2・】+册23层油层水平段长度400m完钻。完井方法：水平段筛管完井。2.技术指标及质量要求2.1井身质量要求2.1.1重32井区SAGD水平井水平段A、B点海拔及油层数据重32井区SAGD水平井水平段A、B点海拔及油层数据表（单位：m） 井号A点B点海拔油顶海拔油底海拔油层跨度H标点距油层顶面H标点距油层底面海拔油顶海拔油底海拔油层跨度目标点距油层顶面11标点距油层底面FHW1O3P1571811503124715719115041347FHW103I162181150311912162191150412912FHW104P1491761433327614918414737352FHW104I15417614333221115418414737307FHW105P1401681383028214017413836342FHW105I1451681383023714517413836297FHW106P1321601303028213216612838344FHW106I13716013030237137166128382992.1.2SAGD双水平井井口及水平段间距生产井和注汽井井口中心距离18〜20m,水平段之间垂向距离5m。2.1.3直井段井身质量要求井斜角W2。；水平位移井径扩大率W15%。2.1.4SAGD双水平井工程质量要求（1）水平井段轨迹必须保证水平，轨迹距靶心垂向误差不超过±0.75m,平面上水平井段轨迹距靶心误差不超过±2.0m；即靶窗区间土0.75x±2.0x400m。（2）为满足SAGD工艺配套要求，水平段垂深以上20〜30m要求井斜小于60°；生产井斜井段要留有约20m的稳斜段或微增斜段（曲率不人于3。/30m）；两井着陆点水平误 差5m以内;（3）注、采水平井完井时，表层套管、技术套管固井水泥必须返至地面，并确保大斜度段固井质量合格。2.1.5固井质量要求开钻次数钻头尺寸mm井段m套管尺寸mm套管下深m水泥封固井段m人工井底深度m测井项目固井质量要求FHW106I一开444.50〜20339.7200〜2010合格二开311.2〜290.51244.50〜290.510〜290.51280.51声幅合格三开215.9〜690.1177.8260〜690」筛管FHW106P一开444.50〜20339.7200〜2010合格二开311.2〜306.72244.50〜306.720〜306.72296.72声幅合格三开215.9〜706.31177.8276〜706.31筛管注：木标准设计中以FHW106I.FHW106P-对水平井为例，并作为参考井设计轨迹，具体数据以单井轨迹设计为准，现场实施过程中由水平井轨迹工程师与地质人员进行指导调整，以满足地质目标要求为原则；其中生产井稳斜段加密测量，要求每5m测量一次井斜。 1.工程设计3.1井下复杂情况提示界系统组底界深度(m)斜深(m)井斜角(°)故障提中白垩系K下统K1吐谷鲁组K|/g151164.4546.02①K]tg、底砾岩地层防生掉牙轮；②目的层防漏，防喷，界Mz侏罗上统山齐古组J3<7kqA点:191・7275.8790并做好油气层保护。③斜井段和水平段防系JB点:191.7675.46漏防卡。hq 3.2井身结构3.2.1生产井和注汽井井身结构示意图①444.5mm钻头x20m•—ABO244.5mmxO177.8mm悬挂器与技套重壳30m①339.7mm表套x20m水泥浆返至地血①311.2mm钻头x水平段靶窗口（A点）（D244.5mm技套x水平段靶窗口（A点）水泥浆返至地面①215.9mm钻头x完钻井深0>177.8nim尾套（筛管）xA〜B点3.2.2井身结构设计数据表开钻次序套管尺寸mm设计说明一开339.7一开采用444.5mm钻头钻至井深20m,下入（D339.7mm表层套管’水泥浆返至地面。封隔地表松散易塌地层，并为井口控制和后续安全钻井创造条件。二开244.5二开采用①311.2mm钻头钻至靶窗入口A点，下入0244.5mm技术套管，固井水泥浆返至地面，以利于三开下部地层安全钻进和完井作业。三开177.8（尾管）三开使用①215.9mm钻头钻至设计水平段靶窗终点（B点）完钻，完井悬挂6177.8mm尾管（筛管）。备注：根据单井具体油层情况和轨迹设计确定表层套管的下深。 3.2.3水平井轨迹设计FHW106I水平井井身剖面设计表井段斜深(m)段长(m)垂深(m)水平位移(m)造斜率(°/30m)井斜角(°)方位角(°)直井段4040400000增斜段157.64117.6415035.879.21236.12244.96290.51132.8720815012.16590244.95水平段690」399.59208549.59090244.95FHW106I水平井井身剖面设计明细数据表井深(m)井斜角(°)垂深(m)水平位移(m)造斜率(730m)方位角(°)40040000451.54450.079.212244.96606.1459.961.079.212244.967510.7574.83.279.212244.969015.3589.46.669.212244.9610519.96103.6911.219.212244.9612024.56117.5716.899.212244.9613529.17130.9523.679.212244.9615033.78143.7431.499.212244.96157.6436.1215035.879.212244.9616037.08151.8937.2812.165244.9617041.13159.6543.5812.165244.9618045.19166.9550.4212.165244.9619049.24173.7457.7612.165244.9620053.3179.9965.5612.165244.9621057.35185.6873.7812.165244.9522061.41190.7782.3912.165244.9523065.46195.2491.3312.165244.9524069.52199.07100.5712.165244.9525073.57202.23110.0512.165244.9526077.63204.72119.7312.165244.9527081.68206.51129.5712.165244.9528085.74207.61139.5112.165244.95290.519020815012.166244.9530090208159.50244.95690」90208549.590244.95注：本标准设计中以FHW106KFI1W106P-对水平井为例，并以实测海拔345m为依据设计，现场实施过程屮按照地质要求的水平段目标点(A、B)重新校正井眼轨迹。 FHW106P水平井井身剖面设计表井段斜深(m)段长(m)垂深(m)水平位移(m)造斜率(730m)井斜角(。)方位角(°)直井段3535350000增斜段205.44170.4417977.69.9756.64244.97稳斜段225.442019094.31056.64244.97增斜段306.7281.28213171.0812.31390244.95水平段706.31399.59213570.67090244.95FHW106P水平井井身剖面设计明细数据表井深(m)井斜角(°)垂深(m)水平位移(m)造斜率(730m)方位角(°)35035000453.3244.990.299.97244.97608.3159.911.819.97244.977513.2974.644.629.97244.97901&2889.078.79.97244.9710523.26103.0914.029.97244.971202&25116.620.539.97244.9713533.23129.492&29.97244.9715038.22141.6636.959.97244.9716543.2153.0346.739.97244.9718048.19163.557.479.97244.9719553.1717369.079.97244.97205.4456.6417977.69.97244.97225.4456.6419094.310244.972305&51192.4498.1612.313244.9724062.62197.36106.8712.313244.9625066.72201.64115.912.313244.9626070.83205.26125.2212.313244.9627074.93208.2134.7812.313244.9628079.03210.45144.5212.313244.9629083.14212154.412.313244.9630087.24212.84164.3612.313244.96306.7290213171.0812.313244.9633090213194.360244.96706.3190213570.670244.96注：本标准设计中以FHW106I、FHW106P-对水平井为例，并以实测海拔345m为依据设计，现场实施过程中按照地质要求的水平段目标点(A、B)重新校正井眼轨迹。 3.2.4SAGD水平井轨迹垂直投影图3.2.5水平井轨迹水平投影图VerticalSectionat244.95°[m]West(-)/East(+)[m]-500-450-400-350-300-250-200-150-100・50050.丄亠亠1.「「|「I亠亠丄「q「I」「「I「「|II十71」(+)qtON/(l)"pnos 3.2.6钻机选型及钻井主要设备序号名称型号载荷(kN)功率(kW)备注一钻机ZJ20B1000大钩最大起重量二井架JJ100/39-K11000底座高度3.2m三提升系统绞车JC-15250最大输入功率天车TC1-90900最大负荷游动滑车MC-1251250最大负荷大钩MC-1251250最大负荷水龙头CH-1251250最大负荷四顶部驱动装置五转盘MR-17.5六循环系统配置钻井泵1#F-800588钻井泵2#F-800588钻井液罐30m3>2个钻井液罐搅拌器NJ-7.54个七钻机动力系统柴油机1#PZ12V190B-1735柴油机2#PZ12V190B-1735柴油机3#八发电机组发电机1#PZ8V190B588发电机2#PZ12V190B-1735MCC房九钻机控制系统自动压风机2V-6.5/12电动压风机2V-6.5/12 气源净化装置 序号名称型号载荷(kN)功率(kW)备注十固控系统振动筛1#2YZS-13振动筛2#2YZS-13除砂器ZQJ-254X255除泥器ZQJ-125x83离心机LW450X842N十一加重装置加重漏斗1套电动加重泵气动下灰装置十二井控系统双闸板防喷器2FZ35-21控制装置FKQ3204节流管汇JG-21(14)压井管汇YG-21(14)气体分离器除气器十三仪器仪表钻井参数仪表含死绳固定器测斜仪MWD1套测斜绞车硫化氢便携式硫化氢监测仪1套十四液压大钳1套 3.3钻具组合3.3.1钻具组合（1）注汽井：井眼尺寸mm钻具组合一开0444.5①444.5mm钻头十①203.2钻铤（2・3根）+方钻杆二开0311.2造斜钻具311.2mm钻头+①197mm螺杆钻具+4）127mm无磁钻杆（1根）+MWD短节+0127mm无磁钻杆（1根）+①127mm加重钻杆（22〜26根）+①177.8mm钻铤（2〜4根）+0127mm斜坡钻杆①311.2通井钻具①311.2mm钻头+①295mm稳定器+①127mm加重钻杆（22〜26根）+①177.8mm钻铤（2〜4根）+127mm斜坡钻杆注：①斜井段和水平段使用MWD系统和磁性导航系统监测井眼轨迹，根据井下实际情况及时调整钻具组合，确保井身质量合格和准确中靶。②要求另外准备0177.8mm钻铤16〜18根以及必要的地面辅助加压装置，为下套管作业提供足够的下压力。③以上钻具组合可供参考，实钻过程中可根据井眼轨迹控制实际需要具体调整。 （2）生产井:开钻次序井眼尺寸mm钻具组合一开d>444.5①444.5mm钻头+①203.2钻铤（2・3根）+方钻杆二开0311.2造斜钻具^>311.2mm钻头gl97mm螺杆钻具+295mm稳定器+127mm加重钻杆（22〜26根）+4）177.8mm钻铤（2〜4根）+127mni斜坡钻杆三开O215.9水平段①215.9mm钻头+©165mm螺杆钻具+0127mm无磁钻杆（1根）+MWD短节4-4>127mm无磁钻杆（1根）+<>127mm斜坡钻杆（40根）+0127mm加重钻杆（4根）+O158.8mm随钻震击器+158.8mm随钻震击器+177.8mm钻铤16〜18根以及必要的地而辅助加压装置，为下套管作业提供足够的下压力。③以上钻具组合可供参考，实钻过程中可根据井眼轨迹控制实际需要具体调整。 3.3.2水平井特殊钻井工具及仪器(1)SAGD水平井定向作业特殊工具序号材料名称规格型号单位数量提供方备注1螺杆钻具P5LZ197-7.0LL根2奥润恩特1根可调1根单弯2螺杆钻具P5LZ165-7.0LL根2奥润恩特1根可调1根单弯3正脉冲MWD系统ZT-MWD套2奥润恩特4无磁承压钻杆OD127mmxID71.4mm根2奥润恩特5MWD短节OD172mmx1.95m根2奥润恩特6磁短节OD172mmx71.4mm只1奥润恩特7MWD操作间2.25m><7.5m间1奥润恩特8欠尺寸稳定器0295mm根1井队9欠尺寸稳定器(D300mm根1井队10欠尺寸稳定器210mm根1井队11随钻震击器0158.8mm根1井队12加重钻杆127mm根30井队1318度斜坡钻杆①127mm根55井队14无磁钻铤O>177.8mm根1井队扣型4.5inIF交叉作业时补充注：工具准备按表格中的提供方执行。 （2）SAGD水平井磁导向修井机钻杆传输作业配套工具序号材料名称规格型号单位数量提供方备注1MGRS磁导向系统shareware套1奥润恩特钻杆传输入井2双层加厚电缆6mm电缆米800奥润恩特含配套工具3450修井机/套1井队220V电源上钻台4钻杆①8&9mm米600井队5钻杆0127mm米150井队6接头311x410根1井队7短钻杆088.9mm长度2-3m根2井队120度等分铳槽3条，槽宽10・12mm,长度各lm°8变扣接头330x310根2井队9牙轮钻头（旧）①152.4mm只2井队a：工具准备按表格中的提供方执行。 3.4钻井液 3.5钻头及钻井参数设计3.5.1钻头设计注汽井：序号钻头尺寸mm型号数量钻进井段m进尺m纯钻时间h机械钻速m/h1①444.5ST115G0.50~202012020311.2HJT437GL1〜入靶点（A）270.51281030215.9HJ437G2水平段400805生产井:序号钻头尺寸mm型号数量钻进井段m进尺m纯钻时间h机械钻速m/h10444.5ST115G0.50~202012020311.2HJT437GL2〜入靶点（A）286.7229103①215.9HJ437G2水平段400508 3.5.2钻井参数设计开钻次序井段m喷嘴组合mm钻井液性能钻进参数水力参数密度g/cm3PVmpa.sYPPa钻压kN转速r/min排皐1/S立管压力MPa钻头压降MPa循环压耗MPa冲击力kN喷射速度m/s钻头水功率kw比水功率w/mm2功率利用率％上返速度m/s一开0〜2014+16+181.1017950〜10090〜110434.32.20.0"3.5711360.9470.30二开〜306.7214+14+121.252813/螺杆3513.73.90.23.7751361.8350.55三开-706.3114+12+121.25281380〜16090〜1102612.32.91.32.762691.9271.02说明：钻头喷嘴尺寸应根据实际钻井液性能及井眼状况进行具体调整，保证达到设计排量和立管压力，尽可能提高钻头压降,以提高水力破岩和携岩效果。 3.6油气井压力控制3.6.1各次开钻井口装置示意图3.6.1.1.-开井口装置示意图3612二开井口装置示意图 防c溢、管]=（全封）]=（半封）33#（當开）液动阀（常关） 361.3.节流管汇及压井管汇示意图ffixi....1J 3.6.2各次开钻试压要求3.6.2.1.各次开钻井口装置试压要求:开钻次数井控装置名称型号试压要求介质压力(MPa)时间(min)允许压降（MPa）二开三开闸板防喷器2FZ35-21清水8^10W0.7节流管汇JG-21(14)清水8W0.7压井管汇YG-21(14)清水8>10W0.7防喷管线清水8210W0.7注：防喷器试压为堵塞器整体试压。3.6.2.2.各次开钻套管试压要求：开钻次数套管尺寸mm试压介质试圧压力MPa试压时间min允许压降MPa二开339.7泥浆630W0.5三开244.5泥浆1430W0.5完井177.8尾管+筛管3.6.3钻井井控要求3.6.3.1.井控设备安装、试压要求（1）现场试压：在井上安装好后，使用堵塞器或试压塞试压，浅层稠油井防喷器、放喷管线现场试压值为8MPa。（2）送至井场的防喷器有试压曲线和试压合格证。井队技术员负责对所有送井井控装置及附件现场检查验收，不合格产品不得安装、使用。安装防喷器前要认真检查闸板心子尺寸是否与使用钻杆尺寸相符，液控系统功能是否齐全、可靠，液控管线有无刺漏现彖。（3）井控装置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的设备和障碍物。防喷器安装完毕后，防喷器控制系统按其额定工作压力做一次可靠性试压。应校止井口、转盘、天车中心，其偏差不大于10mm。用①16mm钢丝绳和反止螺丝在井架底座的对角线上将防喷器绷紧固定。防喷器顶部安装防溢管时、用螺栓连接，不用的螺孔用丝堵堵住。防溢管与防喷器的联结密封可用金属密封垫环或专用橡胶圈。防溢管处应装挡泥伞，保证防喷器组及四通各闸阀清洁、无泥浆。（4）内控管线和放喷管线及节流、压井管汇需采取相应的防堵、防冻措施，保证各 闸阀开关灵活、管线畅通，并挂牌标示开关状态。（5）钻井液冋收管线出口应接至钻井液罐并固定牢靠，转弯处使用角度大于120°的铸（锻）钢弯头或具有缓冲垫的标准两通，其通径不小于78mmo（6）远程控制台选用FKQ3204型，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有2m以上距离，周围留有宽度不少于2m的人行通道，周围10m内不得堆放易燃、易爆、腐蚀物品。使用电动钻机时，摆在钻台后方或井场左后方，距井口25m以远。（7）具有手动锁紧机构的闸板防喷器应装齐手动操作杆，防喷器手动锁紧杆手轮应接出井架底座，靠手轮端应支撑牢固，其中心与锁紧轴之间的夹角不大于30。，手动锁紧杆离地面高度超过1.6m应安装手轮操作台。挂牌标明开、关方向和到位圈数。（8）放喷管线接出井口30m以远，一般情况下管线应平直并向井场两侧或后场引出；如因地形限制需要转弯，转弯处应使用角度大于120。的铸（锻）钢弯头或具有缓冲垫的标准两通；若用钻杆，其公扌II朝外；管线每隔9〜11m、转弯处、出口处用基墩或地锚固定牢靠，悬空处要支撑牢固；若跨越10m宽以上的河沟、水塘等障碍，应架设金属过桥支撑；放喷管线出口处使用双基墩固定，距岀口端不超过1.5】m基墩地脚螺栓直径不小于30mm,水泥基墩的预埋长度大丁•0.5m；固定压板（不允许焊接）宽100mm、厚10mm；基墩重量不少于600kgo（9）钻台、机房、净化系统的电气设备、照明器具应分闸控制，做到一机一闸一保护；分闸距井口距离不小于30m。3.6.3.1.防喷演习要求（1）进行四种工况下的防喷演习，并做好防喷演习讲评和记录工作。演习记录包括:班组、时间、工况、讲评、组织演习人等。（2）钻进作业和空井状态应在2min、提下钻杆应在4min、提下钻铤应在7min内控制住井口。3.6.3.2.井控坐岗要求（1）全井坐岗。非油（气）层每小时测量一次钻井液增、减量。进入油（气）层前50m开始每15min测量一次钻井液增、减量。（2）“坐岗”人员上岗前由钻井队技术人员对其进行技术培训。（3）“坐岗％己录包括时间、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（安全监督）验收签字等内容。 （4）坐岗人员必须按《坐岗记录表》如实、认真的填写坐岗记录。（5）发现溢流、井漏及油气显示等异常情况，应立即报告司钻。3.6.3.1.力口重钻井液储备和加重料要求二开前井场储备钻井液加重材料重品石20t,堵漏剂5t。并随时补足已用量。3.6.4井控主要措施3.6.4.1.开钻前（1）开钻前严格落实正钻井500m内注汽停注配钻。（2）牛产技术部门做《施工设计》时，必须制定具体井控措施及防止井喷预案。（3）钻井技术人员应向井队进行地质、工程、钻井液、井控装置和井控技术等方面的技术措施交底。3.6.4.2.一开、二开后（1）钻井液密度及其它性能符合设计要求。（2）准备一根带明显标志防喷钻杆单根或防喷立柱（带与钻铤连接螺纹相符合的配合接头和旋塞），防喷单根（防喷立柱）在提下至钻铤前，应置于坡道或便丁-快速取用的位置。（3）各岗位必须按《细则》的分工要求，对井控装置进行维护、保养、检查，保证井控装置及工具灵活好用，始终处于待命状态。（4）落实溢流监测岗位、关井操作岗位和钻井队干部24小时值班制度，按规定进行防喷演习。（5）严格执行钻开油气层前的申报、审批制度。申报、审批程序：钻开油气层前，钻井队自检合格后，向钻井公司及油田公司二级单位相关部门申请检查验收。接到钻井队申请后，由钻井公司和油［□公司开发公司项目经理部相关人员组成的检查验收组，按《钻开油气层检查验收证书》的检查项冃进行检查验收。检查验收情况记录于《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”，限期整改。检查合格检查人员在检查验收书上签字，双方签发“钻开油气层批准书""后，方可钻开油气层。（6）检查验收组依据《新疆油田钻井井控实施细则》规定由相关人员组成。3.6.4.3.钻开油、气层后 （1）落实专人坐岗观察井口和循环池液面变化。推行“积极井控"理念，坚持“发现溢流立即关井、疑似溢流关井检查”的关井原则，及吋主动关井。进入目的层和钻开浅气层后，在起钻前、下钻中途、下钻到底、短起下钻以及气测异常时，提前关封井器、通过节流管汇和泥浆回收管线循环。积极利用录井资料，尽早发现井筒流体性质变化和压力异常,减少井控遭遇战。（2）钻进中遇到钻速突然加快、放空、蹩钻、跳钻、气测异常及油、气水显示异常等情况，应立即停钻观察。（3）钻开油、气层后，每次起下钻（活动时间间隔超过5天）对闸板防喷器及手动锁紧装置开关活动一次。定期对井控装置进行试压。（4）起钻前要进行短程起下钻，并循环观察。如有异常情况，应采取措施及时处理,循环正常后再提钻。（5）起钻杆时每3〜5柱向环空灌满泥浆，起钻铤要连续灌浆。若灌入泥浆量大于或小于应灌入量，均应停止起钻作业，进行观察。如有溢流，应及时关井求压。如有井漏,应及时采取相应措施。起完钻要及时下钻，检修设备时应保持井内有一定数量的钻具，并安排专人观察井口。（6）钻开油气层后，所有车辆应停放在距井口30m以外，必须进入距井口30m以内的车俩，应安装阻火器。3.6.4.1.下筛管完井时考虑到完井作业中换装采油井口时的作业安全，完井下筛管前最后一次通井时必须测油气上窜速度，在保证提钻至换装采油井口作业时间内油气上窜不到井口前提下，方可作业，否则，应循环排除受侵污钻井液并适当调整钻井液密度；同时要求生产组织和施工技术的各个环节协同配合，设法缩短该项作业吋间，避免作业风险。3.6.5溢流处理和压井措施（1）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。对于技术套管下到油气层顶部的井（不包括浅气井），最大关井压力不考虑套管鞋处的地层破裂压力。对只下表层套管的井，应根据套管鞋处地层破裂压力限定关井压力，这类井发牛溢流时不应关井求压。(2)溢流发生后应立即根据关井立压计算压井泥浆密度，并立即组织加重，尽快进行压井作业。压井时应制订预案，并进行风险评估，禁止盲目压井。 (2)测井、固井、完井等作业时，要严格执行安全操作规程和井控措施，避免发生井下复杂情况和井喷失控事故。电测时发生溢流应立即停止电测，尽快起出井内电缆，当不具备起出电缆条件，泥浆涌出转盘面时，可以实施剪断电缆，由钻井队队长(钻井公司实行单井项目管理的井，由项目管理组长决定；实行H费制的井，由钻井监督决定)决定何时切断电缆并进行关井作业，测井队应配备电缆切断工具并负责实施剪断电缆工作。3.6.6硫化氢的监测要求地质设计提示该井区未发现H?S气体，要求井队按非含硫井配备至少配一套便携式硫化氢监测仪(司钻或坐岗人员随身携带)，当监测到硫化氢浓度大于15mg/m3(lOppm)时，立即按照含硫油气井作业规定配置硫化氢监测仪、正压式呼吸器等设施，各项工作严格执行SY/T5087标准。3.6.7其它严格执行《新疆油Hl钻井井控实施细则》。 3.7取心设计3.8地层孔隙压力监测3.9地层漏失试验3.9.1试漏程序1）选取周围1口观察井二开进行地层漏失试验。2）对表层套管鞋下第一个砂层做地破压力试验,如果套管鞋以下未钻遇砂层，则钻进50m后测定套管鞋处地层破裂压力。3）用泵车或专用试压泵（电动钻机用泥浆泵）测定地层破裂压力。4）试验前保证钻井液性能均匀，上提钻头至套管鞋内，井内灌满钻井液，关井。5）釆用从钻具水眼或环空两种方式中的一种向井内泵入钻井液。裸眼长度在5m以内选用0.7〜l.OL/s的泵入排量，裸眼长度超过5m选用2〜4L/s的泵入排量。6）当压力达到井口承压设备中的最小额定工作压力或达到套管最小抗内压强度的80%仍未被压裂时，应停止试验。3.9.2试漏数据采集1）釆集以下数据：日期、时间、井号、井深、套管尺寸及下深、地层及岩性、钻井液密度、注入泵型号、缸套直径及冲数。2）每间隔20〜50L泵入量或每间隔10s（泵速恒定）应记录一次和应泵压和注入量或时间。开始时记录点间隔可大些，后期应加密记录点。正循环泵入时，泵压由立管或井口压力表读数。环空泵入时井口压力由环空压力表读数。3）地层压裂后继续泵入直到记录岀压力平稳段后停泵，停泵每间隔10s记录一次泵压，直至记录岀泵压平稳段。4）待泵压相对稳定后，重新开泵压开地层，继续泵入钻井液直至出现压力平稳段后停泵,每间隔10s记录一次重张压力。5）详细记录试验过程中的压力与排量变化情况，特别要读出破裂压力、裂缝延伸压力、瞬时停泵开始压力、停泵后压力下降的拐点、重新开泵后的裂缝重张压力、裂缝延伸压力数据。3.9.3试漏结果根据采集的数据做出如标准试漏曲线。 3.10中途测试安全措施3.11测井安全措施及技术要求3.11.1测井前钻井队准备工作（1）清理井场，确保井场上测井车停车位置与井口之间最少有30m安全距离和清洁、平整的场地供测井施工使用。（2）夜间作业应有灯光照明设施。（3）井场电源电压耍平稳，电压波动应小于±5%,频率为50Hz。（4）测井之前必须充分循环钻井液，对钻井液进行调整处理，使井内钻井液均匀，性能稳定，并达到设计要求。（5）遇阻遇卡井段耍进行处理，确保测井施工安全顺利进行。（6）如果起钻过程中发生井下落物或落鱼事故，禁止先电测后处理事故。3.11.2要求施工井队向测井技术人员介绍井下有关情况（1）井身结构以及地层情况；（2）油气显示段以及有关情况；（3）井下落物位置、套管或套管鞋破损情况；（4）遇阻、遇卡情况；（5）钻井液体系及性能情况。3.11.3测井作业中钻井队工作（1）根据测井队预计到井时间确定起钻时机，尽可能避免空井等待。（2）测井作业期间锁住转盘使其不能转动。（3）整理钻台，做好安全与卫生工作，配合测井安装好单滑轮或双滑轮。（4）测井施工过程中禁止电焊和启动大功率电器设备等妨碍测井工作的作业。（5）要有专人坐岗观察井口钻井液情况，以及时发现溢流。（6）电测始末井队要协助测井队搞好仪器入井和回收工作，吊放测井仪要平稳。（7）井队耍有专人与测井人员保持联系，做好相互配合工作。（8）24h内未电测完或有其它异常情况，应根据实际情况确定是否需要通井，如需要通井，井队要立即下钻通井，以防空井时间过长等原因发生油气浸。（9）电测完毕后，井队要立即下钻通井。 3.12油气层保护设计 3.13井设计 3.14各次开钻或分井段施工重点要求3.14.1开钻前要求（1）严格按要求安装设备，达到平、稳、正、全、牢。天车、转盘、井口中心在同一铅垂线上，偏差小于10mm。必须进行经动负荷试运转2h,并对高压管汇进行l.Oh的17MPa流动试压且经验收合格后方可开钻。（2）开钻前要认真贯彻设计，要求进行地质、工程、钻井液、固井技术交底，贯彻重点技术措施和施工要求，并按设计要求做好开钻准备工作，切实做到准备充分、思想明确、措施落实。（3）罐区安装位置不得影响节流管汇的安装，循环罐屮心距井口11〜18m,对于浅井，其钻井循环罐安装距离，可以根据现场实际情况适当调整，但不能影响井控操作。各次开钻前要进行设备、井控、钻井液净化设备等工作的整改。（4）导管自地面算起埋深5〜6m,导管外用鹅卵石填埋，用水泥浆灌缝，要求导管必须找中。3.14.2-开钻进（1）为保证井身质量，刚开钻时钻压10〜20kN,以后逐渐增加钻压，其原则为不超过钻铤浮重的80%。每钻完一根单根洗井2〜3min,上下划眼2次修好井壁再接单根,提钻时抓好灌泥浆工作，确保井内压力平衡。（2）导管鞋附近钻进时采用低转速、低钻压、小排量，以防导管鞋处发生垮塌、漏失。一开期间严禁在导管鞋处划眼或洗井。（3）表层地表疏松，钻井时容易漏失，开双泵钻井时注意柔和开泵，钻井液性能要达到设计的坂含、粘切性能指标。（4）做到早开泵、晚停泵，接单根要迅速，防止堵水眼蹩泵。钻进中必须开动振动筛、除砂器，控制固相含量，防止坍塌和沉砂。3.14.3二开钻进（1）钻套管附件时，钻压20〜40kN,转速60r/min,以防下部套管脱落；用好振动筛，防止钻套管附件产生的碎屑堵塞钻头水眼。（2）二开第一只钻头开始50m要求用小于50〜100kN钻压钻进，待新井眼形成后再加至设计钻压钻进，以防套管鞋处井眼曲率过大。 (3)施工中须严格控制钻井液密度使用范围，尽可能使用较低的钻井液密度，以防止过高的液柱压力造成井漏，并造成对油气层的污染。(4)严格控制提下钻速度，防止抽汲压力过大造成井涌、井喷，激动压力过大造成井漏。提钻按规定灌好钻井液，下钻过程屮安排中间洗井。(5)二开后上部井段环空尺寸较大，钻进时接单根前应留有一定的返屑时间，避免井下岩屑沉积过多，接好单根后应以小排量柔和开泵，待正常后再使用正常钻进排量，以求从多方面尽量减小激动压力，降低井漏风险。(6)钻具在井内的静止时间不得超过3mim钻具活动范围3m以上。如遇特殊情况钻具必须静止或停泵、停钻时间较长时，应将钻具提到安全井段，防止井下事故或复杂情况发牛。(7)每钻进20m应测斜一次，随时掌握井眼轨迹的变化状况，并将监测数据及时传送给轨迹控制施工单位。轨迹控制施工单位须了解监测数据，对比分析可能钻达的井眼轨迹与设计井眼轨迹的差异。当差异较大，需要做方位和井斜调整时，上报开发公司项冃经理部批准后及时调整，以避免后续的造斜段轨迹调整困难或因局部井眼曲率过大而增大套管下入风险。(8)做好螺杆钻具的井口测试工作，螺杆钻具入井前不接钻头，井口接方钻杆开泵先试运转，正常后再接钻头下钻。(9)增斜段钻进时优选钻具组合和钻井参数，选用工具的造斜率应满足设计要求,控制井斜、方位变化，防止井眼曲率发牛突变，保证井眼平滑。(10)造斜段下入钻柱应充分考虑与上部弯曲井眼的相容性，当下入的钻具刚度发生变化时，要认真划眼，每次划眼要认真分析、制定措施。(11)使用井下动力钻具钻进时，要适时下入旋转钻具通井。遇阻划眼吋必须严格按照定向井工程师的措施执行，以免划出歧眼造成卡钻等井下事故。(12)使用MWD和磁性导航系统及时跟踪监测井眼轨迹，做好仪器的地面检测，保证仪器的正常运转。依据井眼测量数据，做好数据的计算分析和待钻轨迹的预测。并将数据报告给甲方，以便正确判断实际地层变化情况并及时调整井眼轨迹，施工中要经常进行井眼轨迹修止设计，准确钻到目标靶窗。（13）在大斜度井段容易形成岩屑床，钻井施工中在井壁稳定、井下正常的的前提下，适当增大排量和增加短提次数，泥浆要保持良好的流变性和悬浮性，以及时携带出钻屑。（14）屮完固井前要求做好通井、循环钻井液和调整钻井液性能等工作。 （15）屮完采用带稳定器的转盘钻钻具通井，保证井眼畅通后再下入套管。（16）中完固井后凝后对0244.5mm技套进行清水试压。试压标准：试压压力14MPa,30min压降不大于0.5MPa。3.14.4三开钻进（1）水平段钻进时，要优选钻头和钻井参数，尽可能以最少的行程安全钻进，尽量避免多行程钻进和提下钻对油层产牛污染。（2）以测斜数据为轨迹计算和校核依据，中完井深至完钻井深。测量间距为20m一点。（3）三开水平段为快速钻达目的层，要求生产组织和施工技术的各个环节协同配合，精心施工，科学组织，技术上设法提高钻井速度和单只钻头进尺，三开前对施工装备进行全面整改维护，努力减小非生产时间。（4）目的层钻进重点抓好油气层保护和防漏、防喷工作。（5）完井下筛管前在地面对悬挂器、完井附件等下部结构进行认真检查和必要的性能试验。（6）下套管前用带稳定器的钻具通井，以保证井眼无阻卡。通井时准确记录钻具上提、下放时的悬重及变化，以确定下套管的摩阻。通井到底后，边循环边调整钻井液性能,加降阻剂，降低摩阻。大排量洗井两周以上，井下正常后，按固井设计中尾管（筛管）要求施工。3.15SAGD水平井定向技术作业程序传统的油气水平井井眼轨迹控制不能有效的消除误差，随着井眼的加深，误差放大,根本原因在于轨迹是实行开环控制，误差累计放大所致。井眼轨迹的误差源主要在以下儿个方面：传感器系统误差，测量深度误差，磁偏角误差，磁干扰，磁化纠正，钻具状态,偏心，及测量状态等。测量仪器的精度，是影响误差的主要因素。因此，对不同的井眼轨迹精度要求，使用不同精度的测量仪器。平行水平井轨迹控制不同于常规水平井的井眼轨迹的技术要求。上下两口水平井的轨迹走向要控制在一定的相对误差Z内。在完成上或下水平井施工后，不考虑完成井的轨迹绝对误差，利用完成井的轨迹走向，以及其产生的磁场，或利用添加的人工磁干扰，控制待钻井的轨迹沿完成井的轨迹趋势钻进，使两井眼轨迹的相对误差控制在一定的范围内。意即根据完成井的轨迹，对待钻井的轨迹实行闭环控制，以有效的减小轨迹误差。SAGD平行水平井实行对井钻探模式，位于下部的为生产井，位于上部的为注气井。通过“上注下采”的方式，提高稠油油藏的采油效率。为了有效的控制两井水平井段的相 对位置，提出以人工磁导向复合传统随钻测量系统联合监控的方式，实时的控制/保持两井水平段的相对误差在设计范围之内。对SAGD水平井的地质、工程要求如下：（1）风城SAGD井地质工程设计主要参数①水平井距油层底部：2m；②水平井相对垂距：5m；③水平井段长度：400ni；（2）SAGD井工程质量耍求①水平井段轨迹必须保证水平，轨迹距靶心垂向误差不超过±0.75m,平面上水平井段轨迹距靶心误差不超过±2.0m；即靶窗区间±0.75x±2.0x400mo②为满足SAGD配套工艺，水平段垂深以上20-30m要求井斜小于60°；生产井斜井段要留有约20m的稳斜段或微增斜段（曲率不大于3°/30m）；两井着陆点水平误差5m以内；③注、采水平井完井时，表层套管、技术套管固井水泥必须返至地面，并确保大斜度段固井质量合格；④为了加强各施工单位的协作配合，编写两井联合作业的作业程序，以有助于施工作 业的顺利实施。步骤1钻前准备①井场人小80mx60m；两井口连线与井场方向垂向或斜向布置;②两井口屮心距离约20m,地面标定井口坐标；及水平段的靶点坐标;③泥浆池，泵组，罐组等布置在合适的位置，屮途不搬迁;④中途搬迁钻机及钻具。修井工賜爬犁工賜发电駅发电＜11#龍定向井辂录井S-u:丸R00SAGD双水平井井场布置图步骤2生产井全井作业①钻机安装，开工准备； ②①444.5mm表层钻进，下①339.7mm套管2・3根，固井候凝；③二开0>311.2mm井眼“五段制略lj面造斜钻进；④油层底界上2m左右安全着陆；⑤通井，下①244.5mm技术套管；⑥固井候凝，三开准备；⑦三开水平井段水平钻进；⑧生产井完钻，起钻，通井电测；⑨下筛管完井作业；⑩放钻机，搬迁准备。步骤3注气井水平段之前钻进①移动钻机至注气井井口，起钻机，开工准备；②0444.5mm表层钻进，下①339.7mm套管2・3根，固井候凝；③二开①311.2mm井眼“单圆弧"剖面造斜钻进；④生产井着陆点之上5m左右安全着陆；⑤通井，下①244.5mm技术套管；⑥固井候凝，三开准备。步骤4两井联合准备注气井：①钻灰塞及套管附件；②组合导向钻具下钻；③钻出套管鞋3〜5m。生产井：①动迁小修钻机及088.9mm钻杆至生产井；②优化水平段实钻轨迹，每隔30-50m设置靶点一个（靶点01#、02#、03#、…），输入多靶点数据至软件中；③下入通井钻具带MGRS探测器，湿接头连接电缆至井口；④边下钻边下电缆至套管鞋外30m的位置。 步骤5注气井磁导向钻进以01#靶点为目标点，从生产井获取数据引导注气井的钻进。轨迹需要调整时，利用MWD的工具面参数，实现滑动作业，以调整生产井的井斜角及方位角，控制其井眼轨迹位于生产井的正上方5m；①注气井钻进时，磁导向信号逐渐增强，距离探管3m左右时，仪器信号饱和；②信号饱和时，注气井停止钻进；③同时在生产井中再下入仪器30m左右；④以02#靶点为目标点，引导注气井眼的钻进；⑤重复上述的过程，直至完成注气井水平段的钻进；⑥磁导向钻进时，同时记录两套仪器的轨迹参数，以及磁性参数。在保持井眼轨迹沿生产井的轨迹趋势钻进的同时，注气井的井眼轨迹尽可能的保持平直；步骤6注气井完井作业①通井电测，下筛管完井；②安装井口采油装置；3.16完井设计3.16.1套管头规范： 套管头型号：RTO340mmx0）245mmx21MPa热采套管头3.16.2采油树型号：（以采油工艺方案设计为准）采油树型号：注汽井：KSR21-370SAGD双管注汽井口生产井：SKR21-370SAGD生产井口油管规范：注汽井：＜D114mmx（D76mm隔热注汽油管，①48.3mm测试管生产井：①114mm生产油管，①48.3mm测试管3.16.3完井要求：（1）用标准通径规通井至人工井底。（2）下入油管必须准确丈量，要求丈量两次以上并按下入顺序做好记录。（3）管内外不冒油、气、水，经声幅检查，目的层段封固良好，层间不窜，管内无多余灰塞，水泥浆上返高度符合设计要求。（4）钻井套管头法兰上端面不高于地面20±5cmo采油树安装正直、稳固、部件齐全，根据油区要求手轮方向一致（一般要求手轮方向朝北），井号用油漆书写。（5）井场范围内平整、无油污、无钻井液、无积水。井口大小鼠洞要掩埋夯实、填平。（6）完井资料齐全、准确、整洁，按规定日期完成并上交。（7）完井时套管头两个旁通孔一侧安装一个2〃x25MPa高压闸门，另一侧安装堵头，完井后必须抹黄油，做防腐处理并包好后埋地。 3.17钻井工程材料消耗及钻井进度计划3.17.1钻井工程材料消耗表序号材料名称规格型号单位数量1钻头0444.5mm,ST115G只1Ml1.2mm,HJT437GL只3①215.9mm,HJ437G只42套管头注汽井：RT034OmmxO)245mmx21MPa热采套管头套13采油树注汽井：KSR21-370SAGD双管注汽井口套1生产井：SKR21-370SAGD生产井口套14油管注汽井:①114mmx076mm隔热注汽油管，①4&3mm测试管生产井：0114mm生产油管，①48.3mm测试管备注：材料消耗表中数量为一对水平井数量合计，包括生产井和注汽井。 3.17.2钻井工期预测SAGD双水平井钻井工期预测表工况进尺总进尺设计天数总天数动迁，钻前准备生产井0.00.01.00一开，钻进(0・20m)20.020.00.50.5候凝二开准备0.020.00.51.0二开直井段(20-307m)287.0307.04.05.0通井下套管，固井0.0307.02.07.0水平段钻进(307-707m)400.0707.04.011.0通井0.0707.01.012.0电测(2躺)0.0707.01.013.0通井0.0707.00.513.5挂筛管0.0707.01.014.5完井作业0.0707.00.515.0移钻机至注气井，钻前准备0.0707.00.515.5—开,钻进(0・20m)20.0727.00.516.0候凝二开准备0.0727.00.516.5二开直井段(20-290m)270.0997.03.019.5通井下套管，固井0.0997.02.021.5水平段钻进(690-290)400.01397.05.026.5通井0.01397.00.527.0电测(2趟)0.01397.01.02&0通井0.01397.00.52&5挂筛管0.01397.01.029.5完井作业0.01397.00.530.0 3.17.3SAGD双水平井钻井进度计划图 4.健康、安全与环境管理4.1基本要求该井周围是风蚀雅丹地貌，为保护环境和自然地貌特征，施工单位必须严格遵守国家、当地政府、石油行业等有关健康、安全与环境保护法律、法规、标准等相关文件的规定，应掌握木设计中所涉及到的有关管理及技术标准。4.2健康、安全与环境管理体系要求施工单位应建立HSE管理体系，并达到SY/T6283、SY/T6276标准要求。施工单位应根据区块特点，进行区域安全、环保风险分析，编制HSE例卷。制定预防井喷、硫化氢泄漏的措施以及井喷失控、硫化氢泄漏、发牛火灾等事故的应急救援预案。按照“两书一表""等具体要求进行HSE的例行检查和演练。4.3关键岗位配置要求LXJ/JU岗位文化程度工作年限持证资质备注平台经理（队长）屮专以上5上岗证、井控证、HSE证有效期内证件钻井工程师（技术员）屮专以上3上岗证、井控证、HSE证司钻技校以上5上岗证、井控证、HSE证4.4健康管理要求4.4.1劳动保护用品按照SY6524.SY/T6228和钻井队所在区域特点需求配备所需劳保用品。进入钻井作业区人身安全保护规定进入井场，要戴安全帽、戴防护手套、穿工作服和防砸工鞋，酒后严禁进入井场，井场严禁烟火。禁止在井场和营区随便乱扔废弃物。4.4.2钻井队医疗器械和药品配置要求钻井队应至少配备2个急救箱，并及时补充药物。根据季节与气候变化配备感冒药、消炎药和治疗肠胃以及防暑降温、冻伤处理等药品。4.4.3饮食管理要求 1）有食品卫生监督机构颁发的《食品卫生许可证》。建立饮食卫生管理制度2）炊管人员应持“健康合格证,，上岗，并定期体检。炊管人员工作期间工作服和帽子应穿戴整洁。3）餐厅应保持卫生。厨房不准堆放杂物，不准存放腐烂变质食品。烹调用具、餐具应清洗干净，并进行消毒。4.4.4营地卫生要求1）营地食堂、澡堂各设一个密封有围栏的污水坑。2）营地外设一个密封有围栏的生活垃圾坑。3）配置一定数量的密封式垃圾桶，每天清理，保持营地干净清洁。4.4.5员工的身体健康检查要求员工健康体检四年进行一次，从事有毒有害作业的员工每年体检一次。炊管人员应一年体检一次。4.4.6有毒药品及化学处理剂的管理要求依据GB6944、GB190、GB191等标准执行。4.5安全管理要求4.5.1安全标志牌的要求（位置、标识等）（1）安全标志依据GB2893《安全色》和GB2894《安全标志》、SY6355《石油天然气生产专用安全标志》设置。（2）分别在钻台、机泵房、发电房、油罐等区域内分挂不同警示标志的安全标志牌。对于井队没有进行全封闭的，钻井液池、排污池等危险区域应用围绳圈闭，防止人员掉入井内。（3）钻井废液池应用围绳圈闭，并设置安全警示牌。（4）在井场不同方向上各设一块《紧急集合点》标志牌，在废料场处设置《废料场》标志牌。4.5.2设备的安全检查与维护设备的安装、检查、维护与验收执行SY/T5954、SY/T5526、SY/T6228等标准。4.5.3易燃易爆物品的管理要求执行国家颁发的《易燃易爆化学物品消防安全监督管理办法》法规中有关规定。 4.5.4井场灭火器材和防火安全要求消防器材的配备执行SY/T5974-2007《钻井井场、设备、作业安全技术规程》，有专人负责定期检查，灭火器应定期换药，挂、贴启用日期和检查人签字的标志牌。井场消防器材的配置不少于以下标准配置：消防器材的配置不少于以下标准配置：35kg推车式干粉灭火器4具，8kg手提式干粉灭火器25具，发电机房、配屯房应配备二氧化碳灭火器，消防铳5把，消防斧2把，消防钩2把，十字镐5把，消防桶5只，消防毛毡5条，消防水带75m,消防砂4n?。所有井队的供水管线上应装消防管线接口。4.5.5井场动火安全要求井场内严禁烟火。若需动火，应执行SY/T5858《石油企业工业动火安全规程》屮的安全规定，其中工业动火等级划分和工业动火审批程序及权限也可执行SY/T6283《石油天然气钻井健康、安全环境管理体系指南》。4.5.6井喷预防和应急措施：（1）井控预防措施执行本设计“井控要求”、“井控主要措施”和《新疆油田石油与天然气钻井井控实施细则》的相关条款。（2）应急措施执行SY/T6426标准和《新疆油田石油与天然气钻井井控实施细则》。4.5.7营地安全要求：4.5.7.1烟火报警器的设置:执行SY5576《钻井队野营房》标准中有关烟火报警器设置的规定。4.5.7.2按规定配套一定数量的灭火器：营地集中配备8kg干粉灭火器5个，每栋列车房应配备8kg干粉灭火器1个，各种库房每栋配备8kg干粉灭火器2个，食堂和餐厅各配备8kg干粉灭火器3个，并存放在干燥合适的显眼处。457.3用电设备的安全装置耍求（1）所有电路安装必须具备防风、防雨水保护，采用正规的绝缘胶皮软线。（2）用电设施必须有良好的接地。（3）列车房电线要穿阻燃管，并有漏电保护器。4.5.7.4防火安全管理制度：执行SY0025《石油设施电气装置场所分类》和SY5225《石油与天然气钻井、开 发、储运防火防爆安全牛产管理规定》。建立防火安全管理制度、制定防火措施和消防应急预案。4.5.8防硫要求要求配置便携式硫化氢监测仪1套。当监测到硫化氢浓度大于15mg/m3(1Oppm)时,立即按照含硫油气井配置硫化氢监测仪、正压式呼吸器等，严格执行SY/T5O87。4.6环境管理要求该区展于风城旅游区，屈于环境敏感地区，钻井过程中要加强对风景区的环境保护要求。执行SY/T5466《钻前工程技术条件》、SY/T5954《开钻前验收项FI及要求》和SY/T5974《钻机基础选型》等标准的有关规定。(1)要求所有的钻井队伍备好塑料薄膜。在设备安装时均必须在设备下面铺上塑料薄膜。(2)泥浆池、泥浆槽、油罐、污水池及厕所等卫生场所也均必须铺上塑料薄膜，防止污物渗入地表。(3)严禁油罐、泥浆罐泄漏。(4)所有的钻井材料特别是钻井液外加剂必须密闭保存，禁止裸露以造成污染。(5)对于钻台下面及机泵房的污水、废油，必须及时清除。(6)完井搬家时必须将所有的废料(特别是泥浆池、污水池中的污物)全部拉送到指定场所。4.6.1钻前环境管理要求(1)井场修建单位要在油田公司征地范围内，经地方政府同意的黄土场和砂石料场取料，严禁在料场以外的区域取料。(2)修井场时，施工单位应进行现场勘察，熟悉施工现场周围的环境状况、地下油气集输管线、供水暗渠、光缆等设施分布情况，防止造成地下设施的损坏。(3)确定合理的车辆、施工机具行车路线，避免堵塞和填充任何自然排水通道，施工作业机具不得在道路、井场以外的地方行驶和作业，禁止碾压和破坏地表植被。(4)修井场产牛的废料要及时清理回收，严禁施工车辆在井场或公路两侧排放污水或冲洗罐车，倾倒废料、砂石料等。(5)井场施工单位要设置I古I定的生活区和料场，生活区设置耍经开发公司项目部同意，采用可移动式列车房或帐篷，严禁挖地窝子或乱设料场。 （6）井场临时用地面积按SAGD井场面积要求执行，污水池面积不得大于4500?。（7）修建钻机基础时，必须设有排水沟、导流槽，并保证流入废液池。4.6.2钻井作业期间环境管理要求4.6.2.1.废水、废泥浆的处理要求：废水、废泥浆应通过排水沟排入废液池，严禁向废液池外排放废水、废泥浆。4.6.2.2.钻屑处理要求钻屑堆入废液池或专用钻屑坑内。4.6.2.3.钻井材料和油料的管理耍求：执行SY/T5548.1>SY/T554&2、SY/T554&4、SY/T5548.5标准。4.6.24•保护地下水源的技术措施：表层钻进时应使用无毒无害，适当粘切的钻井液，以防止泥浆漏失。4.6.2.5.发生井喷后地面处理措施及要求：调查因井喷事故造成的地面污染情况：如农田、房屋、树木等的污染面积及数量,设备工具损失情况以及经济损失等；积极组织清除地面环境污染，恢复地貌。4.6.3钻井作业完成后环境管理要求：（1）废浆池内泥浆做固化或拉倒指定场所处理，恢复原地貌。（2）推平柴油、机油及水罐坡道，填埋鼠洞和圆井，井场应平整。（3）井场、基地不得有垃圾，废料应集中处理。（4）完井后钻井液要及时回收利用。4.6.4营地环境保护要求：（1）营地设置要充分利用自然的或原有的开辟地以尽可能减少对环境的不利影响。（2）应尽可能使用集中式野营房，以减少占地面积。单体野营房占地面积不大于1600m2,每栋房前设一垃圾桶。（3）有规范的排水沟和污水池，严禁乱扔废弃物，生活垃圾要集中处理。4.生产信息及完井提交资料4.1生产信息类（1）钻井工程口、月报表；（2）钻井液口、月报表； （3）钻井参数仪记录卡；（4）指重表卡；（5）井控记录；（6）钻具记录；（7）钻头使用记录；（8）钻井液处理记录；（9）测斜记录;（10）固井施工现场记录；（11）固井参数仪记录卡；（12）取心记录；（13）录井工程参数记录。以上资料按甲方要求按时提交。4.1完井提交资料（1）钻井井史（纸介质和磁介质）；（2）钻井施工设计（纸介质和磁介质）；（3）各次固井施工设计及总结（纸介质和磁介质）；（4）全井钻井技术总结（纸介质和磁介质）；（5）复杂情况处理记录及总结（纸介质和磁介质）；（6）事故处理记录及总结（纸介质和磁介质）；（7）钻井液技术总结（纸介质和磁介质）；（8）综合录井记录（纸介质和磁介质）；（9）特殊施工作业设计及总结（纸介质和磁介质）；（10）完井交井验收报告。以上资料一式五份，三份交勘探开发研究院，二份交地物所。另需向开发公司提交完井井史卡一份。6.附则6.1钻井施工设计要求施工作业单位对每一口水平井单井的特殊施工作业（井眼轨迹控制、固井注水泥施 工等）要根据钻井工程标准设计要求，做出单项施工设计，并报请施工作业单位总工程师审批和新疆油田公司开发公司备案。 7.邻区邻井资料7.1邻区邻井资料分析本设计主要参考重32井、DF3001井、DF3002井、DF3019井、DF3069井等。7.2邻区邻井已钻井情况7.2.1邻井钻井液使用情况井号层位井段m钻井液主要性能密度g/cm3粘度S泥浆类型重32Kitg0〜86.11.1226清水〜P〜17641.0590轻浆加淸水稀释DF3001Kitg0〜661.07〜1.2538-42〜P2X〜2721.10〜1.2645-50DF3002Kitg0〜661.30〜1.3430-38〜P2X〜2721.33〜1.4446-487.2.2井身结构及分析井号完钻年代及井型套管层次钻头直径X井深套管外径X下深X水泥浆返高重321984年评价井表套①444.5mmx86」mO339.7mmx79.72x水泥浆返至地面油套<36・5m①339.7mmx24.2mx水泥浆返至地面油套①244.5mmx258.95mO177.8mmx256.85mx地面Z0071989年探井（热采试验井）表套①444.5mmx36.25mO339.7mmx35.31mx地面油套①244.5mmx260.46m ①177.8mmx255.34mx地面 7.2.3邻井钻头使用情况井号钻头直径(mm)钻头型号所钻地层进尺(m)纯钻时间(h)平均机械钻速(m/h)DF3019393.7MP2K/g65.5513.1241.3SHT11RGP2X190.5631.8DF3069393.7ST115GK]fg66.53.8417.3241.3SHT11GRP2X193.59.520.4DF3073393.7ST115GK]『g652.526241.3SHT11RGP2兀20310.6619DF3077393.7ST115GK冈67322.3241.3SHT11RGP2x202728.9DF3059393.7ST115G654.514.4241.3SHT11RGP2X215923.9DF3064393.7ST115GK/g653.51&6241.3SHT11RGP2x1687.522.4DF3065393.7ST115GK代67322.3241.3SHT11RG卩2兀1686.3426.5DF3066393.7ST115GKifg652.526241.3SHT11RGP2X185630.8DF3067393.7ST115GK/g65321.7241.3SHT11RGP2X189727DF3068393.7ST115GKMg64.5321.5241.3SHT11RGP2x189.5823.7DF3070393.7ST115GK/g64321.3241.3SHT11RGP2X2006.8429.2DF3046393.7ST115GK冈66416.5241.3SHT11RGP2x21113.515.6DF3042393.7P2K/g57.815.410.7241.3SHT11RGP2x218.198.326.3 7.2.4钻井时效分析井号完钻井深m钻井周期d钻机台月钻机月速机械钻速时效分析纯钻h时效％生产时间h时效%DF30512732.690.09304718.01P2X15.1623.564.5100DF3152462.290.083220.3614.47P2X1730.9155100DF3182242.270.082959.2713.83P2X16.229.8354.3100DF3142258.380.28805.974.53P2X49.6624.7119798.01DF30352802.630.093191.8926.67P2X10.516.663.1610()DF30492711.880.064361.7121.92P2x12.527.645.23100DF3042632.040.073864.4930.94P2X8.517.349100DF3052251.750.063857.1422.5P2X1023.842100DF3032622.190.073593.1420.15P2x1324.852.5100DF3072962.150.074125.4421.93P2X13.526.149.6696.1DF3102772.420.083438.6221.31P2x1322.458100DF30442722.210.073695.0924.73P2X1120.853100DF30372728.230.27991.595.33P2X5125.8197.5100DF30362741.830.064483.6426.1P2兀10.523.944100DF30022711.630.055003.0827.57P2%9.8325.53910()'