青衫儰鉨ミ守葔第一部分 钻井工序检查内容
一、一开前检查 （一）钻井资质
1、民营队伍必须持有工程技术部签发的有效资质证，中石油、中石化队伍必须持有中国石油天然气集团公司签发的有效资质证。
2、施工许可证：民营队伍必须持有生产运行处签发的有效生产许可证。 （二）生产岗位人员 1、人员数量
气田钻井队生产岗位人数不少于34人，油田钻井队生产岗位人数不少于27人。 2、井控持证
应持证人员为井架工以上岗位人员。中石油钻井队持中石油单位颁发的有效井控培训合格证；中石化及民营钻井队持长庆油田公司颁发的有效井控培训合格证。
（三）钻井主要设备
1、井架及底座有无严重变形和损伤。 2、设备载荷匹配
（1）天车、游车、大钩：型号、载荷与绞车、井架相匹配（20型钻机井架、游动系统最大钩载1350KN；30型钻机为1700KN，40型钻机为2250KN（含32型钻机）；
15型 钻机 JC15 JJ90/ TC90 YC90 DG90 SL90 20型 钻机 JC20 JJ135/ TC135 YC135 DG135 SL135 30型 钻机 JC30 JJ170/ TC170 YC170 DG170 SL170 40型 钻机 JC40（含大庆130） JJ225/ TC225 YC225 DG225 SL225 50型 钻机 JC50 JJ315/ TC315 YC315 DG315 SL315 70型 钻机 JC70 JJ450/ TC450 YC450 DG450 SL450 绞车 井架 天车 游车 大钩 水龙头 （2）当游动系统、绞车、井架不匹配时，按照其中的最小载荷进行钻机编号。
3、防护装置完整性
钻台、二层台、天车头、配浆罐护栏齐全，井架扶梯、笼梯齐全并固定牢靠，钻机、泥浆泵、传动链条、柴油机飞轮、万向轴等部位护罩齐全。
（四）钻井井场及钻前道路
按照《钻井井场及钻前道路施工规范》验收。
（五）设备摆放
1、钻井主要设备摆放在实基上，井口处在30×30的实基上，其余设备按现场要求摆放。 2、在沙漠、沼泽地段必须对摆放井架、设备基础处进行“三合土”压实处理或打混凝土地基，以达到施工要求。
（六）工程设计
1、钻井工程设计在开钻前到位。 2、钻井工程设计有审批。 3、变更设计应审批。 二、二开前检查 （一）井控设备 1、井控设备生产厂家
以长庆油田公司工程技术部每年发布的文件为准。 2、检修结果及日期
气井每半年检修一次，油井每一年检修一次，并出具检修报告。实施压井作业的井，完井后必须进行检修。
3、井控设备安装
封井器、四通、底法兰、节流、压井管汇、内防喷管线、放喷管线、远程液压控制台等按照《长庆油田石油与天然气钻井井控实施细则》要求配置、安装。
4、现场试压结果
（1）钻井队二开前对井控设备按照《井控实施细则》要求进行试压，试压结果由钻井队和监督现场签认；
14MPa井控设备 21MPa井控设备 35MPa井控设备 Φ244.5mm*8.94表套 14MPa 19MPa 19MPa Φ273mm*8.89表套 14MPa 17MPa 17MPa 注：其它非API套管试压标准取其抗内压强度的80％和井控设备额定工作压力的最小值。
（2）工程技术管理部和监督单位对施工单位试压结果有异议的井，可采用试压车试压的方式进行复检。
（二）表层井身质量
1、复查表层测斜数据及井身质量（依据《钻井工程质量标准（2011年修订版）》和《钻井工程质量及管理违约处罚细则（2011年修订版）》处理）。
2、防碰图
（1）防碰图采用坐标纸，做图比例为1：100；
（2）核对大门方向；
（3）本井和邻井测斜数据标注准确。 三、打开油气层验收 （一）井控验收 1、井控预案检查
井控应急预案应包括以下内容： （1）井控管理组织机构； （2）机构成员分工及职责； （3）发生险情的应急响应程序；
（4）内外部应急资源（加重材料储备库、消防、医疗、公安单位通讯联络方式）。 2、井控演习次数
每班组每月各种工况下的井控演习不少于一次，夜间也应安排防喷演习。此外，各次开钻前、特殊作业（取心、测试、完井作业等）前，都应进行防喷演习。
3、坐岗记录
是否建立坐岗记录并有专人坐岗，坐岗数据是否真实有效。 4、打开油气层申报审批
是否在打开油气层前按要求申报审批。 5、压井材料储备数量
按设计要求配备足够数量的压井材料。 （二）工艺堵漏
气井在以下情况下进行提高地层承压能力的工艺堵漏： 1、在钻开第一个气层前50-100米进行工艺堵漏； 2、堵漏配方及注入量执行设计；
3、堵漏后井口显示压力应大于6MPa以上。 （三）钻井液 1、钻井液体系转换
在进入油气层前100米停止加入大分子聚合物，将钻井液转化为低固相、低滤失量的聚合物完井液。
2、钻井液性能测量
（1）钻井监督亲自测量转换后钻井液性能是否达到设计要求；
（2）油井打开目的层钻井液密度≤1.05g/cm3，其中超前注水区块，三叠系油层钻井液密度≤1.08g/cm3。气井打开目的层钻井液密度≤1.08g/cm3；
（3）地层压力系数＞1.0、发生井涌的区块，在目前地层压力当量密度的基础上附加0.05～0.10g/cm3；
（4）API失水≤8ml。 四、完井作业监督 （一）井身质量
依据测井连斜图资料，统计直井段最大井斜及对应井深、斜井段最大连续三点全角变化率、中靶半径，按照《钻井工程质量要求及验收标准》进行验收，依据《钻井处罚细则》进行处理。
1、直井段最大井斜
直井及定向井直井段井身质量
井段 H＜1000 1000≤H＜2000 2000≤H＜3000 3000≤H＜4000 4000≤H＜5000 井斜角(°) ≤2 ≤3 ≤5 ≤7 ≤9 全角变化率(° /30m) 水平位移(m) ≤2.1 ≤2.7 ≤2.7 ≤3 ≤3 ≤20 ≤30 ≤40 ≤60 ≤70 2、全角变化率（连续三点即90米井段）
造斜段和扭方位井段不大于5°/30m，其它斜井段的全角变化率不大于2°/30m。 3、油气层中靶情况
（1）油井常规井中靶半径≤30m，气井常规井中靶半径≤60m，特殊井按设计执行； （2）单点（无线随钻）测斜数据中靶，连斜数据脱靶，经测多点中靶，则视为合格；单点（无线随钻）测斜数据中靶，连斜数据脱靶，经测多点脱靶，视该井为不合格井，施工单位必须填井侧钻。
（二）取心质量 取心收获率≥95%。 （三）下套管
1、套管丈量、清洗、通内径
套管按照入井顺序排放整齐，清点套管数量，丈量长度，丝扣清洗干净，垛高不超过三层，层间有垫杠。防腐套管有保护措施。套管用油漆进行编号，标识套管附件及扶正器的安放位置，通内径有记录，通径规直径等于套管内径值减3.18mm，φ139.7mm和φ114.3mm套管通径规长度不小于150mm，φ177.8mm套管通径规长度不小于200mm的。
2、套管串及附件 （1）套管串结构
①浮箍位置执行地质要求；
②浮箍、浮鞋之间距离：油井10米左右，气井20米左右； ③短套管安放位置与地质要求误差小于9米；
④扶正器加放位置执行钻井工程设计，扶正器安装在套管接箍部位，穿销钉并折弯90度。 扶正器加放位置是否符合设计要求。 （2）扶正器 ①检查出厂合格证；
②检查套管扶正器规格及数量达到设计要求； ③检查套管扶正器扶正条厚度不小于4mm； ④扶正条三边焊接牢靠； ⑤扶正器无变形； ⑥扶正器弹性好；
⑦扶正器销钉采用5寸钢钉。 （3）浮箍、浮鞋 ①检查出厂合格证；
②浮箍必须采用弹簧复位式，能正常复位，密封牢靠。 （4）短套管、联顶节、循环接头
①短套管钢级壁厚等同于安放井段套管钢级壁厚，长度2～5米； ②联顶节丝扣完好，接箍无变形及松扣，用套管内径规通内径； ③循环接头丝扣完好，无变形。 3、更换防喷器闸板芯
下套管前更换与套管尺寸相符的封井器闸板芯子。 4、下套管操作 （1）密封脂涂抹
套管专用密封脂涂抹均匀，气井必须使用Castta101或TOP101密封脂。 （2）套管上扣
①下套管必须使用双吊卡；
②油井套管必须双钳紧扣，气井必须用带扭矩仪套管钳。套管余扣不得多于2扣； ③防腐套管上扣后，对损伤部位必须进行补漆； ④平稳操作，控制下放速度。 5、灌泥浆及中途循环
（1）灌钻井液装置应结构合理，管线连接安全可靠；
（2）正常情况下油井每下50根套管灌满钻井液一次，气井每下30根套管灌满钻井液一次；特殊情况要加密灌浆次数；
（3）下套管至1000米左右必须循环一周（避开易垮塌层位）；特殊情况要加密循环次数； （4）下套管有遇阻时，必须上提套管并接方钻杆循环。 （四）固井
