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