标准规范下载简介
SYT 7451-2019 枯竭型气藏储气库钻井技术规范.pdf民共和国石油天然气行业标准
SY/T 74512019
2020一05一01实施
JG／T 143-2018 铝制柱翼型散热器SY/T7451—2019目次前言·1范围规范性引用文件3术语和定义4设计与施工总体要求钻井工程设计5.1井场布局5.2轨道设计5.3井身结构设计5.4钻井液及储层保护设计5.5套管柱设计5.6固井设计钻井施工技术要求6.1钻井施工6.2固井施工质量要求7.1并身质量7.2固井质量7.3套管柱试压
SY/T 74512019
本标准按照GB/T1.1一2009《标准化工作导则第1部分：标准的结构和编写》给出的规则起草。 本标准由石油钻井工程专业标准化委员会提出并归口。 本标准主要起草单位：中国石油集团工程技术研究院有限公司、中石化中原右油工程有限公司、 中国石油天然气股份有限公司西南油气田分公司、中国石油大港油田分公司、中国石油天然气股份有 限公司新疆油田分公司。 本标准主要起草人：夏焱、金根泰、路立君、齐奉忠、李景翠、班凡生、庄晓谦、孙建华、毛川 勤、薛承文、刘存林、魏风勇、杨小珊。
枯竭型气藏储气库钻井技术规范
本标准规定了枯竭型气藏储气库注采井钻井的设计和施工总体要求，以及工程设计、钻井施工 质量的技术要求。 本标准适用于枯竭型气藏储气库注采井钻井的设计与施工。排水井、储层监测井参照执行
下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本文 件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。 GB/T31033石油天然气钻井井控技术规范 SY/T5088钻井井身质量控制规范 SY/T5412下套管作业规程 SY/T5435 定向井轨道设计与轨迹计算 SY/T5467 套管柱试压规范 SY/T6276石油天然气工业健康、安全与环境管理体系 3术语和定义 下列术语和定义适用于本文件。 3.1 枯竭型气藏储气库gasstorageindepletedgasreservoir 利用已枯竭气藏构造，进行天然气回注、存储、采出的储采系统。 3.2 注采井injection&productionwell 用于注气和采气的井。 3.3 排水井drainagewell 用于排出地下储气库地层水的井。 3.4 监测井monitorwell 用于监测储气库井下状况的井。 4 设计与施工总体要求
安全、环保要求确定设计方案。 4.2钻井设计应满足30～50年注采井寿命、周期性高强度注采运行、井筒承受周期性压力与温度 变化的工况要求。 4.3钻井液设计应有效保护储层，确保低压储层钻井时无漏失或低漏失、储层污染小。 4.4固井设计与施工应满足水泥环长期密封性能要求，确保注采井运行过程中的井筒完整性。 4.5钻井设计和钻井施工中的井控要求按照GB/T31033的规定执行。 4.6健康、安全与环境管理按照SY/T6276的规定执行。
5.1.1储气库注采井宜采用丛式井布局。 5.1.2丛式井组中两个相邻井口之间的距离宜不小于10m
5.1.1储气库注采井宜采用丛式井布局。
5.2.1钻井平台布置应考虑防碰问题 新钻井眼应进行与相邻新井、老井之间井眼防碰扫描设 5.2.2井间距设计分离系数应大于1.5，或井眼轨迹距离大于5m。 5.2.3盖层厚度小于100m的井，盖层段井眼轨道宜采用稳斜或不大于3°/30m造斜率剖面。 5.2.4并眼轨道设计和轨迹计算宜按照SY/T5435的规定执行。
5.2.1钻井平台布置应考虑防碰 以进行与相新开、开之旧并眼防业扫描设 5.2.2井间距设计分离系数应大于1.5，或井眼轨迹距离大于5m。 5.2.3盖层厚度小于100m的井，盖层段井眼轨道宜采用稳斜或不大于3°/30m造斜率面。 5.2.4并眼轨道设计和轨迹计算宜按照SY/T5435的规定执行。
5.3.1井身结构采用自下而上设计方法，依据注采量、注采压力、油管柱结构设计生产套管尺寸。 5.3.2 应根据当前实际（测）地层孔隙压力、塌压力、破裂压力、必封点等资料设计套管下深。 5.3.3 采用套管射孔完井方式的井，宜将最后一层技术套管下至储层顶部或盖层底部的稳定性地层 5.3.4 采用裸眼或筛管完井方式的井，宜将生产套管下至储层顶部或盖层底部的稳定性地层。 5.3.5盖层段套管与井眼设计间隙不宜低于25mm
5.4钻井液及储层保护
5.5.1套管柱强度设计应考虑储气库长期交变应力的影响，采用等安全系数法进行设计和三轴应力校 核，抗内压载荷按照储气库最高运行压力取值，抗外挤载荷取原始地层压力与最高钻井液密度当量压 力的高值，按照全掏空进行抗外挤设计。
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荷采用上覆岩层压力，安全系数取值1.125。 5.5.3生产套管材质应结合气藏流体性质和注人气体组分进行选择。 5.5.4生产套管及上一层技术套管应选用气密封螺纹，套管附件机械参数、螺纹密封等性能应与套管 相匹配。 5.5.5生产套管需分段固井时，应先用尾管悬挂再回接的方式水利工程建设项目档案管理规定(水办[2005]480号)，悬挂尾管应与上一层套管重合不小于 200m。 5.5.6各层套管均应安放扶正器，套管柱居中度不低于67%，盖层段套管居中度宜不低于75%
5.6.1如无特殊设计考虑，各层套管固井水泥浆均应设计返至地面。 5.6.2生产套管及盖层段固井应采用韧性水泥浆体系。对于地层承压能力低.且封固段长的井，宜采用 低密度高强度水泥浆体系。 5.6.3根据地层的承压能力、地层孔隙压力、水泥浆封固段长度等确定水泥浆密度，一般情况下水泥 浆密度应至少比同井使用的钻井液密度高0.1g/cm²~0.2g/cm²。 5.6.4水泥石力学性能指标要求见表1。 5.6.5使用注水泥流变学专用软件，根据平衡压力固井和大排量顶替要求进行辅助设计，为注替参数 的确定提供依据。 5.6.6固井施工设计应制订应急预案，内容包括发生固井工具失效、憨泵、井漏、并涌，或注替设 备、工具、管线不能正常工作等复杂情况的处理措施，
表1水泥石力学性能指标
6.1.1钻井施工时应定期采集井斜、方位数据，采集间隔为直井段不大于100m，造斜段、降斜段和 扭方位井段不大于30m，稳斜井段不大于100m，水平井从造斜点开始采用随钻测斜工具实时跟踪测 量，造斜、增斜井段每个单根记录一次，其余井段间距不大于30m。 6.1.2盖层以上井段钻进时应考虑浅层气、异常压力地层等风险。 6.1.3储层段钻进时，应配备钻井液罐液面自动监测装置，储备防漏和加重材料。 6.1.4套管头和技术套管应采取防磨措施。 6.1.5加强钻井液性能维护，提高固控设备的利用率，确保钻井安全和井身质量，
6.1.6盖层段地层识别应采用综合录并， 层底界。 6.1.7盖层段不宜大幅度调整井眼轨迹。 6.1.8完钻后应通井，确保测井、下套管作业安全
6.1.6盖层段地层识别应采用综合录并， 层底界。 6.1.7盖层段不宜大幅度调整井眼轨迹。 6.1.8完钻后应通井，确保测井、下套管作业安全
6.2.1.1下套管前，应根据固井设计要求做地层承压试验。 6.2.1.2气密封套管应在地面用高效能清洗剂清洗螺纹，并采用尼龙通径规进行全长通径。 6.2.1.3应采用对扣器进行气密封套管内外螺纹对接，使用带有扭矩控制仪的套管液压钳进行上扣， 扭矩值参考制造商推荐值。 6.2.1.4盖层段技术套管及生产套管应逐根进行螺纹气密性现场检测，检测压力不应低于储气库最大 运行压力的1.1倍JC／T 499-2013 钢纤维增强耐火浇注料，但不应超过套管抗内压强度的80%。 6.2.1.5下套管作业程序宜按照SY/T5412的规定执行。
6.2.2.1储气库现场施工以保证施工安全和固井质量为中心，并况、并井眼、钻井液性能调整等施工环 境和施工设备未达到要求的不能进行固井施工。 6.2.2.2尾管固并时，尾管悬挂、倒扣成功后应按固井设计要求的排量循环一周以上，达到进出口钻 并液密度一致，返出正常、无气侵的情况下方可进行注水泥作业。 6.2.2.3注替水泥过程应连续监控施工情况（排量、压力、水泥浆密度、工序连续时间、设备工况及 井口返浆等），宜采用固井压力、排量、密度实时采集系统连续监控施工过程。 6.2.2.4注水泥应按设计连续施工。水泥浆密度应保持均匀，人井水泥浆密度差小于0.02g/cm。生产 套管或生产尾管固井应采用批混批注方式施工。 6.2.2.5替浆时应采用流量计、泥浆罐人工测量、泵冲计数三种方式同时计量。注替期间应核对和复 算各种作业流体的注人量，根据具体情况进行调整，避免替空等现象发生。碰压前应降低替浆排量， 避免大排量碰压。 6.2.2.6应密切观察注替过程中返出情况，一旦发生漏失或环空压力突然升高的现象，应根据应急预 案及时调整施工参数，采取措施改善施工状况。 6.2.2.7尾管固井结束，送入钻具起至设计水泥塞顶部位置，按设计排量循环一周以上，起钻。循环 过程中应低速转动钻柱，派专人观察出口返出情况，及时排掉返出的前置液、水泥浆和混浆；起钻过 程中应连续灌浆。 6.2.2.8替浆结束后如需对环空水泥浆进行加压，应根据水泥浆失重、气层压力、地层承压能力和环 空液柱压力计算加压值，加压时间按设计执行。 6.2.2.9一般采用井口澈压方式候凝。当浮箍（浮鞋）失效时，应采用憨压方式候凝。控制套管内压 力高于管外静压力2.0MPa～3.0MPa，并有专人观察井口压力，按要求及时放压。如果水泥浆倒返， 应根据不同的固井方式、固井工具采取相应措施。