5.2.2 钻井地质设计
5.2.2.1 应提供区域地质资料、本井地层压力、漏失压力、破裂压力、坍塌压力，地层应力、地层流体性质等的预测及岩性剖面资料。
5.2.2.2 应提供邻井的油、气、水显示和复杂情况资料，并特别注明含硫化氢、二氧化碳地层深度和预计含量，已钻井的电测解释成果、地层测试及试油、气资料。探井应提供相应的预测资料(含硫化氢和二氧化碳预测资料)。
5.2.2.3 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5000m、探井周围3000m、生产井周围2000m范围内的居民住宅、学校、公路、铁路和厂矿等进行勘测，在设计书中标明其位置，并调查500m以内的人口分布及其他情况。
5.2.2.4 应根据产层压力和预期产量，提出各层套管的合理尺寸和安全的完井方式。
5.2.2.5 含硫化氢地层、严重坍塌地层、塑性泥岩层、严重漏失层、盐膏层和暂不能建立压力曲线围的裂缝性地层、受老区注水井影响的调整井均应根据实际情况确定各层套管的必封点深度。 5.2.3 钻井工程设计
5.2.3.1 井身结构设计应符合下列规定：
——钻下部地层采用的钻井液，产生的井内压力应不致压破套管鞋处地层以及裸跟钻的破裂压力系数最低的地层；
——下套管过程中，井内钻井液柱压力与地层压力之差值，不致产生压差卡套管事故；
——应考虑地层压力设计误差，限定一定的误差增值，井涌压井时在套管鞋处所产生的压力不大于该处地层破裂压力；
——对探井，考虑到地层资料的不确定性，设计时参考本地区钻井所采用的井身结构并留有余地。根据井深的实际情况具体确定各层套管的下入深度；
——含硫化氢地层等特殊井套管设计，应符合5.2.3.5的规定。 5.2.3.2 随钻地层压力预测与监测
应利用地震、地质、钻井、录井和测井等资料进行预测地层压力和随钻监测；并根据岩性特点选用不同的随钻监测地层压力方法。
5.2.3.3 钻井液设计应符合下列规定： ——应根据平衡地层压力设计钻井液密度； ——应根据地质资料和钻井要求设计钻井液类型；
——含硫化氢气层应添加相应的除硫剂、缓蚀剂并控制钻井液pH值，硫化氢含量高的井一般应使用油基钻井液，并符合4.5.7的规定；
——探井、气井和高压及高产油气井，现场应储备一定数量的高密度钻井液和加重材料。储备的钻井液应经常循环、维护；
——施工前应根据本井预测地层压力梯度当量密度曲线绘制设计钻井液密度曲线、施工中绘制随钻监测地层压力梯度当量密度曲线和实际钻井液密度曲线，并依据监测结果和井下实际情况及时调整钻井液密度。
5.2.3.4 井控装置应符合下列规定：
——油气井应装套管头(稠油热采井用环形铁板完成)，含硫化氢的油气井应使用抗硫套管头，其压力等级要不小于最高地层压力。选择时应以地层流体中硫化氢含量为依据，并符合4.5.5的规定；
——根据所钻地层最高地层压力，选用高于该压力等级的液压防喷器和相匹配的防喷装置及控制管汇。含硫化氢的井要选相应压力级别的抗硫井口装置及控制管汇；
——井控装置配套应符合国家现行标准关于钻井井控技术的要求；高压天然气井、新区预探井、含硫化氢天然气井应安装剪切闸板防喷器；
——防喷器组合应根据压力及地层特点进行选择，节流管汇及压井管汇的压力等级和组合形式要与全井防喷器相匹配；
——应制定和落实井口装置、井控管汇、钻具内防喷工具、监测仪器、净化设备、井控装置的安装、试压、使用和管理的规定。井底静止温度为120℃以上，地层压力为45MPa以上的高温高压含硫化氢天然气井应使用双四通。高压天然气井的放喷管线应不少于两条，夹角不小于120°，出口距井口应大于75m；含硫化氢天然气井放喷管线出口应接至距井口100m以外的安全地带，放喷管线应固定牢靠，排放口处应安装自动点火装置。对高压含硫化氢天然气井井口装置应进行等压气密检验，合格后方可使用； ——放喷管线应使用专用标准管线，高产高压天然气井采用标准法兰连接，不应使用软管线，且不应现场焊接；
——井控状态下应至少保证两种有效点火方式。应有专人维护、管理点火装置和实施点火操作； ——寒冷季节应对井控装备、防喷管线、节流管汇及压力表采取防冻保温加热措施。放喷时放喷管及节流管汇应进行保温。 5.2.3.5 固井设计
5.2.3.5.1 套管柱应符合下列规定：
——油气井套管柱设计应进行强度、密封和耐腐蚀设计；
——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；
——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；
——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古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并符合4.5.5的规定；
——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；
——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； ——固井套管和接箍不应损伤和锈蚀。 5.2.3.5.2 注水泥浆应符合下列规定：
——各层套管都应进行流变学注水泥浆设计，高温高压井水泥浆柱压力应至少高于钻井液柱压力1MPa～2MPa；
——固井施工前应对水泥浆性能进行室内试验，合格后方可使用；
——有特殊要求的天然气井各层套管水泥浆应返至地面，未返至地面时应采取补救措施；
——针对低压漏失层、深井高温高压气层或长封固段固井应采取尾管悬挂、悬挂回接、双级注水泥、管外封隔器以及多凝水泥浆和井口蹩回压等措施，确保固井质量；
——对于长封段的天然气井，应采用套管回接方式，如采用分级固井，分级箍应使用连续打开式产品，固井设计和施工中一级水泥返高应超过分级箍位置；
——对有高压油气层或需要高压压裂等增产措施井，应回接油层套管至井口，固井水泥返至地面，然后进行下步作业；
——坚持压力平衡原则。固井前气层应压稳，上窜速度不超过10m/h(特殊井和油气层保护的需要油气上窜速度控制在10m/h～30m/h)；
——套管扶正器安放位置合理，保证套管居中，采用有效措施，提高水泥浆顶替效率； ——优化水泥浆体系，对天然气井优选防气窜水泥添加剂，防止气窜； ——对漏失井，应在下套管前认真堵漏，直至合格。 5.2.4 井场布置及设备安装 5.2.4.1 井场布置
5.2.4.1.1 井场布置应遵循下列原则：
——根据自然环境、钻机类型及钻井工艺要求确定钻井设备安放位置； ——充分利用地形，节约用地，方便施工；
——满足防喷、防爆、防火、防毒、防冻等安全要求； ——在环境有特殊要求的井场布置时，应有防护措施； ——有废弃物回收、利用、处理设施或措施。
5.2.4.1.2 井场方向、井位、大门方向、井场面积确定和井场设备布置及安全标志的设置应符合国家现行标准关于钻前工程及井场布置的技术要求。 5.2.4.2 钻井设备安装应符合下列要求：
——所有设备应按规定的位置摆放，并按程序安装；
——设备部件、附件、安全装置设施应齐全、完好，且固定牢靠；
——设备运转部位转动灵活，各种阀门灵活可靠，油气水路畅通，不渗不漏； ——所有紧固件、连接件应牢固可靠，紧固件螺纹外露部分应有防锈措施；
——绞车游动系统能迅速有效地进行制动与解除，防碰天车及保险阀灵活可靠，离合器能快速离合； ——进行高压试运转时，所有管线不刺不漏，油气水路畅通； ——设备安装完后，整机试运转符合要求； ——电气设备、线路的安装规范、合理。 5.2.5 井控装置的安装、试压、使用和管理 5.2.5.1 井控装置的安装
5.2.5.1.1 钻井井口装置应符合下列规定：
a)防喷器、套管头、四通的配置安装、校正和固定应符合国家现行标准关于钻井井控装置组合配套、安装调试与维护的规定；
b)防喷器四通两翼应各装两个闸阀，紧靠四通的闸阀应处于常开状态；
c)具有手动锁紧机构的闸板防喷器应装齐手动操作杆，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°。挂牌标明开、关方向和到底的圈数； d)防喷器远程控制台安装要求：
1)应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1m以上距离，并在周围留有宽度不少于2m的人行通道、周围10m内不应堆放易燃、易爆、易腐蚀物品； 2)管排架与防喷管线及放喷管线的距离应不少于1m，车辆跨越处应装过桥盖板；不允许在管排架上堆放杂物和以其作为电焊接地线或在其上进行焊割作业；
3)总气源应与司钻控制台气源分开连接，井配置气源排水分离器，严禁强行弯曲和压折气管束； 4)电源应从配电板总开关处直接引出，并用单独的开关控制； 5)蓄能器完好，压力达到规定值，并始终处于工作压力状态。 5.2.5.1.2 井控管汇应符合下列要求：
——钻井液回收管线、防喷管线和放喷管线应使用经探伤合格的管材。防喷管线应采用螺纹与标准法兰连接，不允许现场焊接；
——钻井液回收管线出口应接至钻井液罐并固定牢靠，转弯处应使用角度大于120°的铸(锻)钢弯头，其通径不小于78mm。
5.2.5.1.3 放喷管线安装要求：
——放喷管线至少应有两条，其通径不小于78mm； ——放唼管线不允许在现场焊接；
——布局要考虑当地季节风向、居民区、道路、油罐区、电力线及各种设施等情况； ——两条管线走向一致时，应保持大于0.3m的距离，并分别固定；
——管线尽量平直引出，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； ——管线出口应接至距井口75m以上的安全地带，距各种设施不小于50m；
——管线每隔10m～15m、转弯处、出口处用水泥基墩加地脚螺栓或地锚、预制基墩固定牢靠，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； ——水泥基墩的预埋地脚螺栓直径不小于20mm，长度大于0.5m。 5.2.5.1.4 钻具内防喷工具应符合下列要求：
——钻具内防喷工具的额定工作压力应不小于井口防喷器额定工作压力；
——应使用方钻杆旋塞阀，并定期活动；钻台上配备与钻具尺寸相符的钻具止回阀或旋塞阀； ——钻台上准备一根防喷钻杆单根(带与钻铤连接螺纹相符合的配合接头和钻具止回阀)； ——应配备钻井液循环池液面监测与报警装置；
——按设计要求配齐钻井液净化装置，探井、气井及气比油高的油井还应配备钻井液气体分离器和除气器，并将液气分离器排气管线(按设计通径)接出井口50m以上。 5.2.5.2 井控装置的试压
5.2.5.2.1 试压值应符合下列要求：
——防喷器组应在井控车间按井场连接形式组装试压、环形防喷器(封闭钻秆-不试空井)、闸板防喷器和节流管汇、压井管汇、防喷管线试额定工作压力；
——在井上安装好后，试验压力在不超过套管抗内压强度80%的前提下，环形防喷器封闭钻杆试验压力为额定工作压力的70%；闸板防喷器、方钻杆旋塞阀和压井管汇、防喷管线试验压力为额定工作压力；节流管汇按零部件额定工作压力分别试压；放喷管线试验压力不低于10MPa；
——钻开油气层前及更换井控装置部件后，应采用堵塞器或试压塞按照本条第二项规定的有关条件及要求试压；
——防喷器控制系统用21MPa的油压作一次可靠性试压。 5.2.5.2.2 试压规则应符合下列要求：
——除防喷器控制系统采用规定压力油试压外，其余井控装置试压介质均为清水： ——试压稳压时间不步于10min，允许压降不大于0.7MPa，密封部位无渗漏为合格。 5.2.5.3 井控装置的使用应符合下列要求：
——环形防喷器不应长时间关井，非特殊情况不允许用来封闭空井；
——在套压不超过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，起下钻速度不应大于0.2m/s；
——具有手动锁紧机构的闸板防喷器关井后，应手动锁紧闸板。打开闸板前，应先手动解锁，锁紧和解锁都应先到底，然后回转1/4圈～1/2圈；
——环形防喷器或闸板防喷器关闭后，在关井套压不超过14MPa情况下，允许以不大于0.2m/s的速度上下活动钻具，但不准转动钻具或过钻具接头； ——当井内有钻具时，不应关闭全封闸板防喷器； ——严禁用打开防喷器的方式来泄井内压力；
——检修装有铰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；
——钻开油气层后，定期对闸板防喷器开、关恬动及环形防喷器试关井(在有钻具条件下)； ——井场应备有一套与在用闸板同规格的闸板和相应的密封件及其拆装工具和试压工具；
——对防喷器及其控制系统及时按国家现行标准关于钻井井控装置组合配套安装调试维修的规定进行维护保养；
——有二次密封的闸板防喷器和平行闸板阀，只能在密封失效至严重漏失的紧急情况下才能使用，且止漏即可，待紧急情况解除后，立即清洗更换二次密封件；
——平行闸板阀开、关到底后，应回转1/4圈～1/2圈。其开、关应一次完成，不应半开半闭和作节流阀用；
——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标示；
——井控管汇上所有闸阀都应挂牌编号并标明其开、关状态；
——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。 5.2.5.4 井控装置的管理应符合下列要求：
——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，并规定其职责范围和管理制度；
——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；
——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； ——企业应制定欠平衡钻井特殊井控作业设备的管理、使用和维修制度。 5.2.6 开钻前验收
5.2.6.1 钻井监督或开钻前应由甲方或甲方委托的施工监督单位组织，对道路、井场、设备及电气安装质量、通信、井场安全设施、物资储备、应急预案等进行全面检查验收，经验收合格后方可开钻。 5.2.6.2 钻开油气层前验收
5.2.6.2.1 应加强地层对比，及时提出可靠的地质预报。
5.2.6.2.2 在进入油气层前50m～100m，应按照下步钻井的设计最高钻井液密度值，对裸眼地层进行承压能力检验。调整井应指定专人检查邻近洼水、注气(汽)井停注、泄压情况。
5.2.6.2.3 钻进监督或钻井队技术人员向钻井现场所有工作人员进行工程、地质、钻井液、井控装置和井控措施等方面的技术交底，提出具体要求，并应组织进行防喷、防火演习，含硫化氢地区钻井还应进行防硫化氢演习，直至合格为止。
5.2.6.2.4 落实24h轮流值班制度和“坐岗”制度，指定专人、定点观察溢流显示和循环池液面变化，检查所有井控装置、电路和气路的安装及功能是否正常，并按设计要求储备足够的加重钻井液和加重材料，并对储备加重钻井液定期循环处理。
5.2.6.2.5 钻井队应通过全面自检，确认准备工作就绪后，由上级主管部门组织，按标准检查验收合格并批准后，方可钻开油气层。 5.2.7 钻进 5.2.7.1 常规钻进
5.2.7.1.1 钻进时应严格按规定程序和操作规程进行操作，选择合理的钻具组合和适当的钻井液，钻进时应根据井内、地面设备运转、仪表信息变化情况，判断分析异常情况，及时采取相应措施。
5.2.7.1.2 及时观察钻头运行情况，发现异常及时更换钻头；钻具在井内不应长时间静止，钻达下技术(油层)套管深度后，应根据设计及时测井、固井等作业。
5.2.7.1.3 开钻前检查、第一次钻井，再次钻进，接单根、起下钻、换钻头、钻水泥塞、油气层钻进等应符合国家现行标准关于常规钻进的安全技术要求。
5.2.7.1.4 欠平衡钻井应符合国家现行标准关于欠平衡钻井的安全技术要求。 5.2.8 井口与套管保护
5.2.8.1 各层次套管要居中，保持天车、井口与转盘在一条垂直线上，其偏差应控制在规定范围内。 5.2.8.2 对于钻井周期较长的井、大位移井、水平井，在表层套管、技术套管内的钻井作业应采取有效措施减少磨损套管。
5.2.8.3 高温、高压、高含硫化氢井及套管长期受磨损井在打开目的层前应对上层套管进行磨损检查，并根据磨损情况决定打开目的层前是否采取补救措施，并符合5.2.3.5的规定。
5.2.8.4 对于下完尾管继续钻进的井，若决定测试时，应先回接套管至井口，并常规固井。
5.2.8.5 大直径表层套管应保证圆井周围不窜漏。复杂地区坚硬地层的表层套管下套管时应采取防倒扣的措施。
5.2.8.6 防喷器应在井架底座上绷紧固定。
5.2.8.7 钻水泥塞钻头出套管，应采取有效措施保证形成的新井眼与套管同心，防止下部套管倒扣及磨