1、选择适宜的井型
水源井的井型分为：深井、大口井、对口抽式井(洋井)及小口径管井等。在深层地下水比较丰富的地区，适宜打深井；打井浅层地下水比较丰富的地区，适宜打大口井、对口抽式或小口径管井。
2、合理的井孔布局
井孔的位置布局要根据当地实际水文地质情况进行合理的布局，没有水文地质资料的可参考附近已有水源井作为井的布置依据。在浅层地下水不丰富的地区，绝不能盲目地打浅井在浅层地下水比较丰富的地区，适宜农民自建的浅井，但井孔布置也不能过密，以免造成相邻水源井之间的相互影响。
3、配置适宜的水泵
成井后要根据打井时施工排水情况，实测出水井的动静水位和相应的出水量，然后根据地面到动水位的高差以及你所采用的灌溉方式，所需要水泵工作扬程确定水泵的总扬程，水泵的流量不准超过井的出水流量，打井由以上两项条件，购买相应的水泵。
4、采用正确的施工方法
大口井的施工方法有两种：一是大开槽法，人工开挖或爆破施工；二是沉井法，排水施工或不排水施工。适宜采取哪种方法要根据当地的地质条件确定。对口抽式的施工，一般采用机械吊锤和人工吊锤两种方法，利用吊锤的重力作用将吸水管直接打人地下。对口抽式井占现有井的比重较大，该井即经济又实用，农民朋友选择的比较多。
5、施工材料的要求
打井一般采用小50的钢管(也可用塑料管)作为井管的井壁管，钢管长8一12m，在管的最下端一般加工成锥形，便于施工，在锥形以上1一Zm 之间加工滤水孔，孔径中2一4间距6一12mm的花管。在打井前将大粒食盐加人花管内，使滤水孔不堵塞，成井后食盐慢慢的溶化，清水由滤水孔进人井管。该井不宜打太深，一般8-12m比较适宜。当动水位距地面sm以上，不要选用该井型，因为此时对口抽式井(洋井)抽不上水，农民朋友要特别注意。小口径管井的施工，一般采用小型钻机打孔至一定深度后，将加工好的井壁管下至井内。
20世纪70年代之前近百年的现代石油工业发展中，人们虽经多次革新工艺，但一直沿用每次在原地打一口钻井的传统方式钻探各种探井、油井、注水井等，到了70年代中期，一项新型钻井工艺终于崭露头角——丛式钻井。这种钻井工艺是在海上一个钻井平台或者陆地上一个井场打多口井，井口距离仅有2～5米，打下去的钻井如同丛林一般。
丛式钻井一般仅打少量直井，多为定向斜井（图36）。开始钻井时，先打一段垂直井段，钻到一定深度时，按照工程设计，井段开始倾斜，利用特制的斜向器或其他造斜工具产生斜向力，使钻井斜向下钻，钻到一定深度后井底就可以与原来的垂直井段成较大距离的位移了。丛式钻井使沿用几十年的转盘旋转钻井工艺发展到一个新的水平。
图36 定向钻井的作用
丛式钻井一出现就具备了明显的优点：第一，它使得油田钻井工艺更加完善。在油田勘探中，一旦发生重大的井下落钻具等重大事故或者井喷起火事故，就会延误工期甚至造成钻进中的井报废，导致极大的浪费。丛式钻井就可以充当处理事故的救援井和补充井的角色。大庆油田勘探中曾有一口油井发生井喷，多次处理仍无法制服。工程技术人员就以这口井为中心，在相距几十米远的两条对角线顶点上又打了四口定向斜井，使其钻穿的地层与井喷的地层连通，然后在这四口井中同时用高压打入水泥浆，最后终于压住了井喷。
在钻井勘探中，往往会遇到地下有良好的储油构造的地表是河流、湖泊或良田的情况，或者在老油田钻加密井遇到地面有建筑物时都可以采用打丛式井的办法来节省资金、提高效率。
第二，可以有效地节省钻井成本、加快油田勘探开发速度。在打丛式钻井时，原来的井场布置并不需要做大的改动，只需移动钻台底座，调整部分传动设备，就可以快速安装，迅速开钻。这样就可极大地提高钻机的利用率，尤其是在海上油气勘探开发的钻井中，这种节约效果更加明显。而且，老井的钻井液可以重复使用，又可节约钻井液材料的成本。第三，丛式钻井便于完井后油井的集中管理，减少集输流程，大大节省人力、物力和财力的投入。所以丛式钻井所产生的经济效益是十分可视的。
丛式钻井工艺对钻井设备的要求，除了普通钻井工艺所具有的提升、旋转、钻井液循环三大功能之外，还特别要求钻机的传动设备布局灵活、安装标准化、零配件具互换性，机房和泵房动力设备各自独立，井架与钻台能够快速组装，高效能的井底动力钻具、造斜工具和特殊钻钻头，精确而可靠的井底定向测斜仪器，配备大于常规钻机20%功率的动力设备。所以丛式钻井工艺也是一项十分复杂的系统工程，对钻机设备与 *** 作人员的素质都有很高的要求。
目前，世界上钻丛式井技术较高的是美国，美国工程技术人员曾在加利福尼亚州圣巴巴拉海峡的一艘钻井船式平台上向四周打了96口井（图37），原苏联在陆地油田一个井场上也曾创下向四周打出30口丛式井的记录。
图37 钻井船
我国从20世纪50年代末期开始了定向斜井的研究，四川、中原、大港、胜利等油田都先后打成过最大井斜达90°、水平位移达1914.52米的定向斜井，为丛式钻井工艺积累了丰富的经验。从20世纪80年代中后期开始，我国大多数油田都能开展丛式钻井工艺。在海上油气勘探开发中，应用得更多。渤海石油钻井平台在渤中13井井位创下了向四周钻出12口丛式井的国内海上丛式钻井记录（图38）。胜利油田在河50断块设计了一组43口井的丛式钻井组，创下了我国丛式井数之最。
图38 海洋钻井
属于我国辽河油田的沈阳油田含油面积达92.5平方千米，地质储量1.9亿吨，油质极好，是我国最大的高凝油田，也是第一个全部采用丛式钻井开发的油田。该油田共建了105个丛式钻井平台，其中“七五”国家重点科技攻关项目——安12块10号平台创下了向四周钻出17口井的记录。由于投资大大减少，该油田当年建设、当年投产，1987年底日产即达到了6800多吨。
在沈阳油田的开发中，工程技术人员经过精密计算，采用优选完井方法、优选参数钻井技术，结果发现，钻一口2300米深的斜井要比钻一口同样深度的直井平均每米成本增加13.7元（20世纪80年代中期的费用），但一个同时钻6口井的丛式钻井平台建设总费用可以减少151万元，即平均每口井的费用可减少22万元。而且，油井投产后，对丛式油田更易于集中供热、供电，大量减少了地面管线的铺设，相应的也就减少了热能损失且便于管理，经济效益是相当可观的。据初步测算，沈阳油田仅采用丛式井整体开发一项就减少1632亩土地的占用，节省油田建设总投资3753.2万元。所以说，丛式钻井这项新工艺具有极大的社会经济效益。
钻井井控规定实施细则 2 井控装置的安装、试压、使用和管理 井控装置的安装、试压、使用和管理应按SY/T5964执行。 2.1 井控装置的安装 2.1.1 钻井井口装置 钻井井口装置包括各次开钻所配置的防喷器、防喷器控制系统、四通及套管头等。 2.1.1.1 防溢管一律采用两半式法兰密封连接。其直径应比所用套管加大一级，管内不得有台肩。 2.1.1.2 防喷器安装完毕后，应校正井口、转盘、天车中心，其同轴度误差不大于20mm，防喷器用16mm钢丝绳和反正螺丝在井架底座的对角线上绷紧。 2.1.1.3 具有手动锁紧机构的闸板防喷器应装齐手动 *** 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30o。挂牌标明开、关方向和圈数。 2.1.1.4 防喷器远程控制台安装要求： a）安装在井场左前方距井口不小于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，周围10m内不得堆放易燃、易爆、腐蚀物品； b）控制管汇整齐安放并固定在管排架内，管排架与防喷管线及放喷管线的距离不少于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； c）总气源应与司钻控制台气源分开连接，并配置气源排水分离器；严禁强行弯曲和压折气管束； d）电源应从配电板总开关处直接引出，并用单独的开关控制； e）蓄能器完好，压力达到规定值，并始终处于工作压力状态。 2.1.1.5 井口下四通旁侧出口应位于地面之上，并保证各次开钻四通旁侧口高度不变。 2.1.1.6 套管头的安装应符合SY/T5964中的相应规定。 2.1.2 井控管汇 井控管汇包括节流管汇、压井管汇、防喷管线和放喷管线。 2.1.2.1 防喷管线和放喷管线使用经探伤合格的管材，防喷管线采用螺纹与标准法兰连接，不得焊接。 2.1.2.2 防喷管线长度若超过6m的应打基墩固定。 2.1.2.3 节流管汇控制台的调试值见表1。 表1 节流管汇控制台部件调压值 MPa 部 件 35调压值 70调压值 阀位变送器 0.35 0.35 压力变送器 0.35 0.35 气泵停泵的工作压力 1.05～1.10 3 蓄能器氮气压力 0.35±0.05 1.00±0.05 溢流阀 1.2 3.5 2.1.2.4 放喷管线安装要求： a）放喷管线至少应接两条，高压、高含硫地区应接四条，其内径不小于78mm； b）管线连接不允许有任何焊接； c）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； d）两条管线走向一致时，应保持大于0.3m的距离，并分别固定； e）管线尽量平直引出，如因地形限制需转弯时，转弯处使用铸（锻）钢弯头，其转弯夹角不应小于120°； f）管线出口应接至距井口75m以上的安全地带，相距各种设施不小于50m； g）管线每隔10m～15m、转弯处、出口处用水泥基墩加地脚螺栓固定，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； h）水泥墩基坑长×宽×深为0.8m×0.8m×1.0m，遇地表松软时，基坑体积应大于1.2m3； i）预埋地脚螺栓直径不小于20mm，长度大于0.5m； j）放喷管线在车辆跨越处装过桥盖板。 2.1.2.5 钻井液回收管线出口应接至大土池或储备罐并固定牢靠，转弯处应使用角度大于120°的铸（锻）钢弯头，其内径不小于78mm。 2.1.2.6 节流管汇和压井管汇闸阀挂牌编号，并标明其开、关状态（见附录A中图A11、图A12、图A13、图A14、图A15）。最大允许关井套压值在节流管汇处以明显的标示牌标示。 2.1.2.7 井控管汇所配置的闸阀应为平板阀。 2.1.2.8 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。防喷管线控制闸阀（单四通：1＃手动平板阀及4＃液动平板阀；双四通：1＃、4＃、5＃手动平板阀及8＃液动平板阀）应接出井架底座以外。 2.1.3 钻具内防喷工具 钻具内防喷工具包括方钻杆上部和下部旋塞阀、钻具回压阀和防喷钻杆单根。 2.1.3.1 钻具内防喷器工具的最大工作压力应与井口防喷器工作压力一致。 2.1.3.2 应使用方钻杆上部和下部旋塞阀，并定期活动。 2.1.3.3 钻台上配备与钻具尺寸相符的钻具回压阀，并配有抢装回压阀专用工具。 2.1.3.4 在大门坡道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回压阀）。 2.1.4 井控监测仪器仪表 钻井队应配备钻井液循环池液面监测报警仪，在含硫化氢等有毒气体的地区钻井应配备相应的有毒气体检测仪。 2.1.5 钻井液净化、加重和灌注装置 除应配齐振动筛、钻井液罐、搅拌器、除砂器、除泥器、离心机、加重泵、自动灌注装置外，探井、气井及气油比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接出井口50m以上。 2.2 井控装置的试压 2.2.1 试压介质：清水。 2.2.2 试压值： a）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（封闭钻杆，不封闭空井）、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； b）在井上安装好后，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、防喷管线试额定工作压力；节流管汇按零部件工作压力分别试压； c）放喷管线试10MPa； d）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，参照上述有关条件及要求试压。 2.2.3 试压要求：上述井控装置在井控车间和上井安装后试压时稳压时间均不得少于30min , 压降不得超过0.7MPa , 密封部位无渗漏为合格；采油（气）井口装置压降不超过0.5MPa为合格。 2.3 井控装置的使用 2.3.1 环形防喷器不得长时间关井，非特殊情况不用来封闭空井。 2.3.2 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°斜坡接头钻具，起下钻速度不得大于0.2m/s 。 2.3.3 用具有手动锁紧机构的闸板防喷器长时间关井时，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。 2.3.4 环形防喷器或闸板防喷器关闭后，当关井套压不超过14MPa时，特殊情况下经上级批准可上下活动钻具，单向行程控制在1.5m范围内，但不准转动钻具或过钻具接头。 2.3.5 当井内有钻具时，严禁关闭全闭闸板防喷器。 2.3.6 严禁用打开防喷器的方式来泄井内压力。 2.3.7 检修装有绞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。 2.3.8 正常钻井中每周，油气层钻进中每3天应关、开半闭闸板和闸阀一次。油气层中每次起钻完关、开全闭闸板一次，环形防喷器每10天试关井（在有钻具的条件下）一次。 2.3.9 井场应备有一副与在用闸板同规格的闸板和相应的密封件及其拆装和试压工具。 2.3.10 有二次密封的闸板防喷器和平板阀，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。 2.3.11 平板阀开、关到底后，应回转1/4圈～1/2圈。其开、关应一次完成，不允许半开半闭和作节流阀用。 2.3.12 压井管汇不能用作日常灌注钻井液用；井控管汇安装好后，定期用钻井泵注清水冲洗，保持管线畅通。 2.3.13 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。 2.4 井控装置的管理 2.4.1 对各种井控装置应分类、编号、建档（检查、维修、试压等情况），并绘制井控装置运行图表。 2.4.2 设置专用配件库房和橡胶件库房，库房温度应满足配件及橡胶件储藏要求。所有橡胶密封件应入库分类、上架和避光保存，并注明厂家、出厂日期和库存数量。 2.4.3 所有井控装置及配件应是经集团公司和股份公司有关部门共同认可的厂家生产的合格产品，否则不允许采购和使用。欢迎分享，转载请注明来源：内存溢出
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