油气藏型储气库钻完井技术要求正式版
油气藏型储气库钻完井技术要求范文
油气藏型储气库钻完井技术要求范文1. 引言储气库是一种重要的天然气储存设施，它们通常建设在油气田中的天然气储藏层中。
为了确保储气库能够安全高效地运行，钻完井技术是非常关键的。
本文将介绍油气藏型储气库钻完井技术的要求。
2. 储气库的钻井工艺在钻井过程中，储气库的钻井工艺应该考虑以下几个方面的要求。
2.1 钻井液的选择与控制钻井液的选择应根据储藏层的特性来确定。
要求钻井液具有良好的封隔性能，能够有效地控制井底压力，降低井壁稳定性的风险。
此外，还要考虑到钻井液对地层环境的影响，选择对环境影响较小的钻井液。
2.2 钻井井眼质量控制钻井井眼质量控制是确保钻井安全和储气库运行稳定的关键。
在钻探过程中，要严格控制井壁稳定性，防止井壁塌陷和裸眼裂缝的发生。
同时，要定期检测井眼质量，及时处理井眼质量不合格的情况。
2.3 井筒贮存层的完整性为了确保储气库的密封性和稳定性，井筒贮存层的完整性非常重要。
在钻井过程中，要确保井筒壁的完整性，避免井眼形成裸眼裂缝或渗漏通道。
此外，要加强井筒贮存层的固井，确保固井质量达到设计要求。
3. 钻井设备和工具的要求为了满足油气藏型储气库钻井的要求，应选用适用于储藏层特性和工程设计要求的钻井设备和工具。
3.1 钻井平台钻井平台应具有足够的强度和稳定性，能够承载钻井设备和材料的重量。
同时，应考虑到施工现场的地质条件，选择适宜的钻井平台类型。
3.2 钻井钻具钻井钻具的选择应根据储藏层的特性和钻井设计的要求。
钻井钻具应具有较好的耐磨性和抗腐蚀性，能够满足复杂地层条件下的钻井要求。
3.3 测井装备测井装备应能够准确高效地获取井下地质信息，为储气库的运行提供可靠的依据。
测井装备要求能够适应不同地层环境，能够在井筒贮存层中进行测井操作。
4. 安全措施在油气藏型储气库钻井过程中，应采取一系列安全措施，确保工作人员的人身安全和设备的安全运行。
4.1 安全培训在施工前，对工作人员进行相关安全培训，使其了解施工现场的可能危险和应急处理措施。
油气藏型储气库钻完井技术要求
油气藏型储气库钻完井技术要求油气藏型储气库是将原油或天然气储存在地下储层中的一种储气方式。
钻井技术在油气藏型储气库的建设中具有重要作用，下面将对油气藏型储气库钻完井技术要求进行详细阐述。
首先，在进行储气库钻井前，需进行详细的地质勘探工作，确定储气层的地质特征和储层性质。
通过测井、地震勘探、岩心分析等手段，获得储层的孔隙度、渗透率、含油饱和度等重要参数，为后续钻井设计提供基础数据。
其次，在确定储气层位置和厚度后，需要进行井位选址。
井位选址应考虑到储气层的埋藏深度、地下水位、压力体系等因素，避免与其他井眼交叉或多井组合共用同一储气层。
钻井施工过程中，首先是进行井眼设计。
井眼设计应合理选择钻井方法、井眼直径和钻井液类型，以确保井眼稳定和有效地穿越储层。
同时还需要考虑到井口附近地质情况和井下结构的合理安排。
钻井液的选择与配制是油气藏型储气库钻完井的重要环节。
钻井液不仅要具备良好的泥浆循环性能，还需要满足储层保护和井壁稳定的要求。
根据储层的温度、压力、孔隙度等条件，选择合适的钻井液体系，并根据实际需要进行相应的配制。
钻完井技术还需要合理选择钻井工艺，根据井深和地层特征，确定合适的钻井方案。
常用的钻井工艺包括旋回钻井、液压钻井、气体驱动钻井等，不同的钻井工艺适用于不同的地质条件和钻井目标。
在钻井施工过程中，需要掌握井控技术，预防井涌、喷流等事故的发生。
通过控制钻井液循环、调整泥浆的密度和流变性能，以及运用防喷器等装置，确保井口和井筒的安全。
钻完井后，还需要进行井眼完整性评价，确保井眼的完整性和封堵效果。
通过进行井斜测量、测井检查等手段，对井眼进行全面的评价和分析。
最后，钻完井后需要进行完井测试，以评估储气层的产能和储层性质。
通过进行产能测试、压力测试和采气测试等手段，获取储气层的物理参数和动态特性。
综上所述，油气藏型储气库钻完井技术要求涉及地质勘探、井位选址、井眼设计、钻井液选择与配制、钻井工艺选择、泥浆控制、井眼完整性评价和完井测试等多个方面。
油气藏型储气库钻完井技术要求范文
油气藏型储气库钻完井技术要求范文，____字的文章，以下是一份简化版本的技术要求范文：一、概述油气藏型储气库是将油气藏作为天然储气库，将其井网用于储气和释气的工程技术。
钻完井是储气库建设的重要环节，技术要求高，需要保证井身及井壁的稳固性、井筒封闭性以及储气和释气的操作性。
二、储气库钻井技术要点1. 井眼设计：井眼设计应根据储气库的地质条件、储层厚度、压力和温度等因素进行合理设计。
井眼直径要满足安全钻井和井筒封闭的要求。
2. 井壁稳固性：井壁稳固是钻完井过程中的重要技术要求。
在钻井过程中，应采取有效的井壁稳固措施，防止井壁塌陷、漏失井液等问题的发生。
3. 井筒封闭：井筒封闭是钻完井过程中的关键技术要求。
应采用适当的cementing工艺，确保井眼的完全封闭，避免漏失井液和气体泄漏。
4. 安全钻井：在钻完井过程中，应严格遵守安全操作规程，做好各项安全措施。
包括对钻井工具的检查与维护、井下作业人员的培训与指导、井下环境的监测与保护等。
5. 储气和释气操作：钻完井后，必须进行储气和释气的操作。
应根据储气库的需要，合理选择储气和释气的时机、方法和压力等参数。
三、技术要求与细节1. 钻完井前，应进行充分的地质勘探和地质分析，确定储气库的地质特征和储层的物性参数，以制定合理的钻井计划。
2. 钻井液应根据井壁稳固性和井眼直径等要求进行配方，确保钻井液的性能满足井壁稳固和井筒封闭的要求。
3. 钻井液应定期监测井液的性能指标，包括密度、黏度、过滤失水和PH值等，及时调整和补充钻井液。
4. 钻井液在循环过程中，应注意井液的保护和过滤系统的维护，尽量减少固相颗粒、可溶性固体和沉积物的产生和堆积。
5. 钻井过程中，应采取适当的技术手段，保证井壁的稳固性和井筒的封闭性。
包括设置钻井套管，注水泥，进行水泥固井等操作。
6. 钻井过程中，应采取有效的井下控制措施，保证井筒的稳定和井眼的完整。
包括井底阀门的检查和维护、钻杆和钻具的检查和维护等。
油气井完井方法
一、完井工程内容1.钻开储集层（生产层）；2.下套管、注水泥、射孔、下生产管柱、排液；3.确定完井井底结构，使井眼与产层连通；4.安装井底和井口等环节，直至投产。
二、本章内容¾直井完井方法¾特殊工艺井完井方法¾完井方法优选第一节完井方法一、钻开储集层储集层两突出特点：•储集有一定压力的油气水；•地层孔隙和裂缝较发育，较好的原始渗透率。
钻开储集层技术要求：•保护油气层，防止钻井液污染•控制油气层，防止不必要井喷，安全钻开。
第一节完井方法1、钻开后储集层储油性质变化一般，井内液柱压力大于地层压力。
毛细管力和正压差作用下，钻井液液相和固相进入储层岩石孔隙和裂缝之中，造成孔道堵塞，使储集层受到污染。
水侵：钻井液中自由水侵入储层的现象。
泥侵：钻井液中固相物质侵入储层的现象。
第一节完井方法（1）水侵对油气层损害1储层粘土膨胀，油流通道缩小2破坏油流连续性，单相变多相，增加油流阻力3水锁效应，增加油流阻力4地层孔隙中生成沉淀物（2）泥侵对油气层损害1钻井液直接进入较大的地层孔隙，形成堵塞2形成内泥饼，造成永久性损害第一节完井方法2、钻开后储集层岩石力学性质变化储集层钻开后，打破原力学平衡，岩石发生侧向变形，从而对储集层结构造成影响。
•对孔隙较多、较大的砂岩储集层，影响不明显。
•裂缝性储层，影响明显，侧向变形后，有些微小裂缝张开程度明显减小，使储集层的渗透率降低。
•长期采油生产，使储层压力降低，砂岩骨架受力增加，砂岩会被压碎而造成出砂。
第一节完井方法3、钻开储集层方法1合理钻井液体系，避免水侵和泥侵损害2合理钻井液密度，采用平衡或欠平衡钻井3良好的井身结构，减小储集层浸泡时间在其他生产环节中也尽量防止污染—使用低失水、低密度水泥奖—减小试油或其它作业中关井、压井次数。
第一节完井方法二、完井井底结构类型1、对完井的要求（1）最大限度保护储集层，防止对储层伤害（2）减小油气流入井筒内的流动阻力（3）有效封隔油气水层，防止各层间干扰（4）克服井塌或出砂，保障长期稳产，延长寿命（5）可以实施注水、压裂、酸化等增产措施（6）工艺简单、成本低第一节完井方法2、完井井底结构根据储层条件，完井的井底结构可分为四类：1）封闭式井底—钻开后下油套或尾管固井，射孔；2）敞开式井底—钻开后产层裸露，或下筛管不固井；3）混合式井底—产层下部裸露，上部套管固井射孔；4）防砂完井——砾石充填，筛管完井。
油气藏型储气库钻完井技术要求范本
油气藏型储气库钻完井技术要求范本储气库是指用于储存天然气的地下储存设施，是油气储藏库的一种。
油气藏型储气库钻完井技术是指在地下储存设施中进行钻井作业的技术要求。
下面是一个关于油气藏型储气库钻完井技术要求的范本，供参考。
一、概述1. 钻井地点：（具体地点）2. 井型：（立井、斜井或水平井）3. 目标层：（储藏层、封盖层等）4. 钻井目标：（明确钻井目标）5. 钻井规模：（钻井孔径、井深等）二、钻井设备要求1. 钻机：（钻机类型、额定功率、额定扭矩）2. 钻杆：（钻杆类型、长度、直径、规格）3. 钻头：（钻头类型、直径、结构）4. 钻井液：（钻井液类型、密度、粘度、PH值）5. 工具配套：（必要的配套工具，如测井工具、钻井工具等）6. 井口设备：（井口头、井口套管等设备）三、钻井流程1. 钻进井口操作：（包括井口套管的安装、井口头安装等）2. 钻井前准备：（准备钻具、钻井液、测井工具等）3. 钻具下井：（下放钻杆、下放钻头等）4. 钻进操作：（控制钻井液循环、控制钻进速度等）5. 钻井液管理：（监测和调整钻井液的密度、粘度、PH值等）6. 钻井过程控制：（即时监测井下参数、合理调整钻进参数）7. 钻头取心：（在需要的位置进行取心操作）8. 井下固井：（根据需要进行固井操作）9. 钻井过程中应注意的事项：（保持井洞稳定、防止井漏等）四、安全措施1. 钻井作业安全要求：（包括井口安全、防止井漏、钻井环境安全等）2. 炸药物质管理：（如有需要使用炸药进行钻井作业，要求合理管理炸药物质，确保安全）3. 废弃物处理：（要求对产生的废弃物进行合理处理，防止对环境造成污染）4. 灭井操作：（如有需要对已完成的井进行灭井操作，要求进行安全的操作，防止井口喷射、井壁塌陷等）五、质量控制1. 钻井作业质量要求：（包括井孔质量、取心质量等）2. 强度和稳定性要求：（确保井洞强度和稳定性，防止井壁塌陷等）3. 钻头取心质量控制：（确保取心样品的质量和完整性）4. 钻井液性能控制：（确保钻井液的性能满足要求）六、环境保护1. 钻井作业对环境的影响：（包括对地下水、土壤、空气等的影响）2. 环境保护要求：（要求采取措施减少对环境的影响，防止污染）七、其他要求1. 钻井作业工艺参数：（如循环参数、钻井液流量等）2. 钻进速度要求：（钻进速度控制要求）3. 完井工序：（如需要进行完井作业，要求详细说明）以上是关于油气藏型储气库钻完井技术要求的一个范本，具体的要求应根据实际情况进行调整和补充。
油气藏型储气库钻完井技术要求
油气藏型储气库钻完井技术要求一、钻井设计钻井设计是储气库钻完井技术的基础，应根据储气库的地质特征、储层性质和储气库的使用要求进行合理设计。
具体要求如下：1.设计合理的井斜角度和井深，保证井眼的完整和稳定。
2.合理选择钻头，根据地质情况和储层性质选用适当的钻头类型和规格，进一步改善井眼质量。
3.设计合理的钻井液体系，包括钻井液的性质、排井方法和井眼清洗等方面，保证井壁稳定和井眼质量。
二、井眼质量控制井眼质量控制是储气库钻完井技术的关键，直接影响井眼完整性和储气库的安全运营。
具体要求如下：1.加强井壁稳定性控制，优化钢管套管的设计和布置，以提高井眼稳定性。
2.加强井眼质量监测，采用现代化的井下测井工具，实时监测井眼质量，及时发现井眼问题并采取相应措施加以解决。
3.实施合理的井眼质量评价标准，通过对井眼质量参数的评价，及时判别井眼质量是否满足要求，从而采取相应的加固措施。
三、井眼完整性保障确保井眼的完整性是储气库钻完井技术的基本要求，应采取有效措施保障井眼完整性。
具体要求如下：1.防止井眼塌陷，采取适当的钻井液分子结构控制措施，提高井壁稳定性。
2.防止井眼漏失，在完钻前进行井筒质量评价，确保井眼质量满足要求。
3.采取适当的井眼补孔措施，修复因钻井过程中产生的井眼裂缝，提高井眼的完整性。
四、水泥固井水泥固井是储气库钻完井技术中的重要环节，对于保证井眼完整性和储气库的安全运行至关重要。
具体要求如下：1.选择合适的水泥料，根据地层特点和钻完井要求选择适当的水泥料，确保固井质量。
2.设计合理的水泥浆配方，根据井眼形状和地层条件，制定合理的水泥浆配比，确保固井工艺的可行性和固井效果。
3.加强固井过程监测，通过实时监测固井参数，确保固井质量满足要求。
五、完井液体系设计完井液体系设计是储气库钻完井技术中的关键环节，它应根据地质特征、井眼完整性要求和储气库使用要求进行科学设计。
具体要求如下：1.设计合理的完井液配方，结合地层特点和井眼完整性要求，选择适合的完井液成分和浓度。
油气藏型储气库钻完井技术要求
油气藏型储气库钻完井技术要求卓越的钻完井技术对于油气藏型储气库的建设和运营至关重要。
确保钻井过程的高效性和安全性，是保证储气库的顺利建设和长期稳定运行的关键环节。
下面将介绍油气藏型储气库钻完井技术的要求。
1. 地质勘探与储层分析在进行油气藏型储气库钻井之前，必须进行充分的地质勘探和储层分析工作。
这包括地震勘探、测井、岩心分析等等。
通过这些工作，可以全面了解地层的性质和储层的特征，进一步确定钻探目标和设计钻井方案。
2. 钻井液的选取和管理钻井液对于钻井过程中的井壁稳定和渗透控制至关重要。
因此，选择合适的钻井液是一项关键的技术要求。
一般选择高密度、高黏度和低滤失性的钻井液，以提高井壁稳定性和控制井眼周围的渗透。
此外，还需要进行钻井液的管理，包括循环、净化和检测等工作，以确保钻井液的性能和质量。
3. 钻井工具与装备的选择和使用正确选择和使用钻井工具与装备，是保证钻井过程的高效性和安全性的重要技术要求。
钻井工具包括钻头、钻杆、钻柱等。
合理的工具组合和使用方法能够提高钻井速度和降低钻井风险。
同时，还需要定期进行维护和检修，确保钻井工具的正常运行。
4. 钻井作业的安全管理钻井作业是一项高风险的工作，因此，安全管理是钻井过程中的重要技术要求。
包括安全教育培训、岗位责任划分、作业规程制定、安全检查等工作。
同时，要加强对各类危险因素的预防和控制，确保钻井作业的安全性。
5. 钻井工程的监测与控制在进行油气藏型储气库的钻井过程中，需要进行实时的监测与控制。
主要包括井眼地层的测量、钻井参数的监测、井下作业的控制等。
通过这些工作，可以及时发现和解决钻井过程中的问题，提高钻井的质量和效率。
6. 气体防控技术要求由于油气藏型储气库是存储和输送天然气的设施，因此，气体防控技术是钻完井过程的重要技术要求。
主要包括气体监测、火警探测、排风通风等工作。
同时，还需要制定相应的安全操作规程，加强对气体泄漏和爆炸的防范。
7. 钻井过程的节能环保在进行油气藏型储气库的钻井过程中，需要积极采取节能环保措施。
《油气藏型地下储气库钻采工艺技术》
油气藏型地下储气库钻采工艺技术在能源领域，油气是不可或缺的资源，而油气的储存和开采对于能源供应和经济发展至关重要。
油气藏型地下储气库钻采工艺技术是指将油气储藏于地下的储气库中，并通过钻采工艺进行开采。
这一技术以其广泛的应用和重要的价值受到广泛关注。
本文将深入探讨油气藏型地下储气库钻采工艺技术的相关内容，帮助读者更全面地了解这一领域。
1. 何为油气藏型地下储气库钻采工艺技术油气藏型地下储气库钻采工艺技术是指利用地下储气库储存油气，并通过钻采的方式进行开采的一种技术。
地下储气库是一种将天然气储存于地下的储气设施，通常是利用地下天然气储藏层进行储存。
而钻采工艺则是利用钻井设备和相关工艺，将油气从地下开采出来的过程。
通过油气藏型地下储气库钻采工艺技术，可以更有效地储存和开采油气资源，满足能源需求。
2. 油气藏型地下储气库钻采工艺技术的重要意义油气资源是国家能源战略的重要组成部分，而油气储存和开采对于国家经济和能源安全至关重要。
油气藏型地下储气库钻采工艺技术可以大幅提高油气开采的效率和产量，延长油气资源的使用寿命，减少能源供应的不稳定因素，保障国家能源供给的安全稳定。
深入研究和应用油气藏型地下储气库钻采工艺技术具有重要的战略意义和经济价值。
3. 油气藏型地下储气库钻采工艺技术的关键技术油气藏型地下储气库钻采工艺技术涉及众多关键技术，包括地质勘探技术、储气库建设技术、钻井工艺技术、油气开采技术等。
其中，地质勘探技术是寻找天然气地质构造和油气资源分布的关键技术，储气库建设技术则是保障地下储气库安全和高效运行的核心技术，而钻井工艺技术和油气开采技术则直接关系到油气的开采效率和产量。
这些关键技术的研究和应用对于提升油气藏型地下储气库钻采工艺技术具有重要意义。
4. 油气藏型地下储气库钻采工艺技术的发展趋势随着能源需求的持续增长和油气资源的日益枯竭，油气藏型地下储气库钻采工艺技术也面临着新的挑战和机遇。
在未来，油气藏型地下储气库钻采工艺技术将向着智能化、节能环保、高效开采等方向发展。
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第一章总则第一条储气库注采强度高，压力变化大，为达到储气库注采系统的完整性、可靠性，储气库建设应采用先进、适用、成熟可靠的技术和装备，确保储气库安全、高效运行，同时建设方应加强对现场各施工环节的监督。
第二条在已部分开采或接近枯竭的油气藏建设储气库，地层压力低，新井建设应采取针对性的钻完井工艺，宜采用水平井、定向井提高单井注采量，减少总井数。
老井封堵或再利用应采取可靠的技术措施，确保储气库的完整性。
第三条为有效保护低压油气藏，减少储层漏失伤害，降低储层污染，尽可能采用储层专打，储层段钻井采用相应介质，实现欠平衡或近平衡钻井。
第四条本技术要求包括储气库新井钻井工程、完井工程和老井利用、老井封堵以及井的安全评价五部分。
第二章钻井工程第五条油气藏型储气库钻井工程设计应根据储层特征，做出针对性设计，设计应突出有效保护储层、提高注采量、降低事故复杂、保证固井质量等目的。
第六条为了便于储气库集中管理，减少土地占用和建库综合成本，储气库建设宜采用丛式井组设计，新钻注采井井间距应根据井场面积、布井数量、安全生产以及后期作业等因素统筹考虑，原则上不小于10m。
第七条储气库丛式井组设计应充分考虑安全生产、老井防碰和后期作业要求。
老井若没有MWD或多点测斜仪测量数据，应采用陀螺仪进行轨迹复测，新井设计必须考虑老井井眼轨迹的测量误差。
第八条注采井井身结构应满足储气库长期周期性高强度注采及安全生产的需要，各层套管下深应结合当前实际地层孔隙压力、坍塌压力、破裂压力资料进行设计。
第九条为了提高储气库单井注采能力，宜采用较大尺寸的井身结构，同时应根据储层特征，优先采用水平井。
第十条应结合储层特征具体分析储层段完井方式，宜采用裸眼或筛管完井方式，可采用遇油、遇水膨胀封隔器提高完井管串的稳定性。
第十一条为了满足储气库长期交变应力条件下对生产套管强度的要求，应根据储气库运行压力按不同工况采用等安全系数法进行设计和三轴应力校核。
生产套管材质应结合油气藏流体性质和外来气质进行选择。
第十二条原则上技术套管不做生产套官。
技术套管作为生产套管时，套管壁厚的设计应考虑钻井过程中的套管磨损因素，施工过程中应采取防磨措施，完井后应做套管磨损分析，评价套管可靠性。
第十三条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。
为保证气密螺纹的气密性能，下套管作业应由专业队伍采用专用工具完成，生产套管应逐根进行螺纹气密性检测，螺纹密封检测压力为储气库井口运行上限压力的1.1倍。
第十四条生产套管固井不使用分级箍，若封固段长应采用尾管悬挂再回接方式固井。
生产套管固井推荐使用套管管外封隔器，配合固井措施提高防气窜能力。
第十五条钻井施工中应加强井眼质量控制，平均井径扩大率不超过10-15%。
第十六条应根据井眼轨迹参数、井径数据，应用专业软件进行套管扶正器设计，确保套管柱居中度不小于67%。
第十七条下套管前应做地层承压试验，确保地层承压能力满足固井施工要求，达不到承压条件，不进行固井施工。
第十八条注水泥施工前，应以不小于钻进时的最大环空返速，充分循环钻井液，清洁井眼，振动筛无明显岩屑返出。
第十九条生产尾管及盖层段固井应使用具有柔韧性的微膨胀水泥体系。
水泥浆游离液控制为0，滤失量控制在50ml以内，沉降稳定性试验的水泥石柱上下密度差应小于0.02g/cm3，水泥石气体渗透率应小于0.05×10-3μm2，膨胀率0.03-1.5%。
1. 常规密度水泥石24-48小时抗压强度应不小于14MPa， 7天抗压强度应不小于储气库井口运行上限压力的1.1倍，但原则上不小于30MPa。
2. 低密度水泥石24-48小时抗压强度应不小于12MPa，7天抗压强度应不小于储气库井口运行上限压力的1.1倍，但原则上不小于25MPa。
第二十条各层套管固井水泥浆均应返至地面，应在施工前对现场样品进行复核实验。
固井过程中应取水泥和水样品评价其性能。
生产套管固井应采用批混批注方式施工，水泥浆密度差小于0.02g/cm3。
第二十一条水泥胶结质量检测应选择声幅/变密度测井，生产套管及盖层段应增加超声波成像测井，测井资料按照相应技术要求进行处理，处理结果包括第一、二界面胶结程度和水泥充填率等内容，并对水泥环封固质量及层间封隔情况等进行综合评价。
第二十二条生产套管固井质量胶结合格段长度不小于70%；对于封固盖层的技术套管，盖层段固井质量连续优质水泥段不小于25m，且胶结合格段长度不小于70%。
第二十三条生产套管应采用清水介质进行试压，试压至井口运行上限压力的1.1倍，但不能超出生产套管任一点的最小屈服压力值，30min压降不大于0.5MPa为合格。
第二十四条套管头应根据井口最高运行压力、注采流体性质进行压力级别和材质选择，应采用金属与金属密封。
第三章完井工程第二十五条注采井完井管柱必须满足周期性交变应力条件下长期安全运行需要。
根据储气库注采压力、温度变化以及极端工况情况，进行管串力学分析和强度校核，并根据储层流体性质、外来气质确定防腐材质，以确保完井管柱的可靠性和完整性。
第二十六条注采管柱应选择气密封螺纹，下入过程中应由专业队伍采用专用工具完成，注采管柱应逐根进行螺纹气密性检测，螺纹密封检测压力为储气库井口运行上限压力的1.1倍。
第二十七条注采井完井管柱应配套井下安全阀。
完井管串结构力求简单、工具可靠，原则上不采用伸缩接头，完井管柱上应增加座落接头，并保证适当通径，以满足下入监测仪器或带压作业要求。
第二十八条完井液、酸化液、压井液应与储层配伍，应选用无固相体系，减少完井过程中对储层伤害。
第二十九条油套管防腐应考虑长期防腐要求，不仅要考虑注采初期的腐蚀环境，也要考虑腐蚀环境的变化，综合确定合理的防腐措施。
第三十条注采井口装置应根据储气库运行压力上限、地层流体、外来气质确定相应压力等级和材质的防腐级别。
采气树采用金属与金属密封方式，送井前应进行整体气密封检验。
第三十一条完井后应保留方井，各层套管头不允许掩埋，安装压力表监测，并应配备泄压装置。
方井应设有统一排水系统，便于排除积水。
第四章老井利用第三十二条储气库建设前，应收集分析库区全部老井地质、钻井和生产信息，并对所有老井进行检测、评价，按照可再利用和必须封堵两类分别编制实施方案。
第三十三条老井检测项目应包括固井质量、套管壁厚、套管试压、井眼轨迹等内容，根据检测结果提供单井评价报告。
第三十四条再利用的老井原则上不作为注气井，可作为监测井、采气井和排液井，再利用的老井应更换采气树和井下管柱等，满足储气库运行工况要求。
第三十五条再利用的老井做为监测井和采气井使用时应满足以下三个条件：1．储气层及顶部以上盖层段水泥环连续优质胶结段长度不少于25m，且以上固井段合格胶结段长度不小于70%。
2. 按实测套管壁厚进行套管柱强度校核，校核结果应满足实际运行工况要求。
3. 生产套管应采用清水介质进行试压，试压至储气库井口运行上限压力的1.1倍，30min压降不大于0.5MPa为合格。
第三十六条老井再利用为排液井后，井口应更换为满足储气库运行工况要求的采气树，当注采气过程中该井气/液比值达到300m3/m3或达到气井判别指标时，应按照第五章老井封堵技术要求实施封堵。
第三十七条作为排液井的老井，当气/液比值达到300m3/m3或达到气井判别指标时，应按照第五章老井封堵要求实施封堵。
第三十八条老井再利用的采气井完井管柱、井口采气树及安全控制的设计应用注采井用相同的标准。
第五章老井封堵第三十九条经过检测、评价需要实施封堵的老井，应根据检测和评价的井筒状况及储气层岩性特征，选择相应的封堵工艺。
老井封堵后应满足储气库应力交变条件下的永久密封要求。
第四十条水泥塞应封隔储库层和井眼，防止储气层内天然气进入井筒或渗入其它渗透性地层，储气层段应采用相应封堵材料进行挤封，挤封压力应不超过地层破裂压力。
第四十一条储气层顶界以上水泥封堵方式应根据本井检测、评价结果而定，要求储气层顶界以上管内连续水泥塞长度应不小于300m。
1. 若本井储气层顶界以上环空水泥返高大于200m，且储气层顶界盖层段以上连续优质水泥胶结段大于25m，可直接下入桥塞封堵并注入连续灰塞；2. 若储气层顶界以上环空水泥返高小于200m或连续优质水泥胶结段小于25m，应对储气层顶界以上盖层段进行套管锻铣，锻铣长度不小于40m，锻铣后推荐对相应井段扩眼，注入连续灰塞。
第四十二条若老井钻穿了储气层以下渗透地层，应对以下渗透地层及隔层采取封堵措施，防止天然气下窜或下部地层流体上窜。
第四十三条对于井内存在井下落鱼的事故井或井下有斜向器的侧钻井，必须采取相应措施实施封堵。
第四十四条封堵水泥应满足如下性能指标要求：水泥浆游离液控制为0，滤失量控制在50ml以内，沉降稳定性试验的水泥石柱上下密度差应小于0.02g/cm3，水泥石气体渗透率应小于0.05×10-3μm2，水泥石24-48小时抗压强度应不小于14MPa。
第四十五条老井封堵完成后，应安装简易井口、压力表，定期检查井口带压情况。
第六章安全评价第四十六条储气库井注采强度高，压力、温度变化幅度大，储气库井关系到储气库的安全运行，应建立储气库井的安全评价长效机制。
第四十七条储气库井安全评价项目包括油套压、油套管密封性、井口密封性、油套管腐蚀、套管壁厚、水泥胶结质量等。
储气库井投产后定期对上述项目进行检测，根据检测情况确定检测频率。
第四十八条储气库井的安全评价包括风险分析、存在问题原因分析及评价在现有条件下是否可以持续安全运行，提出相应整改和安全保障措施。
第四十九条套压管理是储气库井安全管理的重要组成，应基于安全评价，建立储气库井套压管理制度，确定各层套管允许的最高带压值，一旦接近安全上限值应及时采取措施，确保安全风险可控。
第七章附则第五十条本要求自下发之日起执行，由股份公司勘探与生产分公司负责解释，油勘〔2010〕106号《油气藏型储气库钻完井技术要求（试行）》废止。