凹陷西部外斜坡带构造1井钻井工程设计

溱潼凹陷西部外斜坡带XX构造井号XX1井井别评价井钻井工程设计XXXX股份有限公司XX分公司二一四年五月七日溱潼凹陷西部外斜坡带XX构造井号XX1井井别评价井钻井工程设计编写单位XX分公司石油工程技术研究院编写人审核人技术负责人单位负责人XXXX股份有限公司XX分公司2014年5月7日目录1设计依据及井位地质概况111设计依据112井位及地质概况113地层压力预测32钻井设计421井眼轨道设计422井身结构设计823主要钻井设备性能924井身质量要求1025钻具组合设计1026钻头选型及钻井参数1227测量工具及测量要求1328取心设计1429各井段施工要点及技术措施153钻井液设计1731邻井施工情况1732钻井液设计重点提示1733钻井液体系和配方设计1834钻井液参数设计1935钻井液配制及维护处理1936复杂情况的预防与处理2037固相控制2238钻井液材料预计2339钻井液测试仪器配备要求24310现场钻井液管理要求244固井设计2641固井施工主要技术难点2642主要工艺要求2643套管柱设计2744水泥用量2845固井附件285井控设计2951井控设计依据2952井控设备压力级别选择2953井口装置试压要求3254钻具内防喷工具要求3255钻井液加重剂、储备浆及加重装置要求3256井控要求326完井要求3761套管头要求3762井口保护措施3763弃井要求377油气层保护3871钻进过程中储层保护方案3872钻开油气层的其它要求3873套管固井要求388安全、健康、环境管理3981HSE管理要求3982环境保护防治要求3983HSE重点要求4084风险分析与控制419工程计划及技术指标4291工程施工计划4292工程进度计划图4293经济技术指标4394全井费用预算4310完井验收上交资料及要求44101完井验收上交资料44102上交资料要求4411设计依据及井位地质概况11设计依据A）XX1井地质任务书（XX股份勘2014号）B）中华人民共和国石油天然气行业标准C）相关企业标准、技术规范和法律法规D）邻井实钻资料12井位及地质概况121地理位置XX省XX市华港镇祝家庄村122构造位置溱潼凹陷西部外斜坡带XX构造123井口坐标124靶点坐标靶点一靶点二125磁偏角426126井别评价井127井型定向井128完钻原则钻至设计井深完钻129完井方式套管完井1210完钻垂深182000M21211地质分层预测根据地质预测，钻遇地层情况见表11。设计地层、岩性及油气层预测表地层油气显示系组段代号底界垂深（M）岩性简述邻井资料本井预测第四系东台组QD土黄、浅黄色粘土层，粉砂质粘土层与灰色粉细砂层，粗砂层，组成上细下粗的两个正旋回。二段NY2浅棕黄、土黄色粘土岩与浅绿灰、浅灰白色粉细砂岩，中粗砂岩，含砾砂岩组成上细下粗，底部为砂砾岩的频繁互层。粘土岩易造浆，砂砾岩成岩性较差。上第三系盐城组一段NY1997浅棕、浅红、棕色粘土岩与浅灰白色细砂岩，含砾砂岩，砂砾岩组成两个大旋回，每个旋回内由频繁韵律层组成。下部成岩性较好。二段ES21186浅绿灰、深棕、浅红棕色泥岩与同色泥质粉砂岩，细粉砂岩组成频繁等厚互层，中下部见有安山砾石的泥质粉砂岩。三垛组一段ES11412深棕色泥岩，含膏泥岩，深灰灰色泥岩与浅棕、浅灰白色粉细砂岩含砾砂岩组成略等厚互层。底部砂岩呈块状（预测火成岩井段为12501302M）。二段ED2戴南组一段ED1（缺失）四段EF41439灰黑色泥岩。三段EF31592上部深灰灰黑色泥岩与灰色泥质粉砂岩略等厚互层，中部灰黑色泥岩夹灰色泥质粉砂岩，下部灰黑色泥岩与褐灰、灰色细砂岩略等厚等厚互层。二段EF21750上部灰黑色泥岩，中部褐灰色泥灰岩、灰黑色泥岩，下部灰黑色泥岩与灰色粉砂岩、细砂岩不等厚略等厚互层。下第三系阜宁组一段EF11820（未穿）浅棕色细砂岩与棕色泥岩不等厚互层。华港104曹102华港1043获工业油流见油气显示1212地质任务12121探索XX构造三垛组、阜三段与阜一段的含油气性；12122研究该地区的控藏因素及油气富集规律；12123检验溱潼兴旺三维地震资料的可靠性；12124为储量计算提供参数。13地层压力预测北汉庄油田垛一段油藏北12井测定地层压力为13528MPA，压力系数为099，地层温度为5663/13795M，地温梯度302/100M，属于正常温、压系统；阜三段油藏北13井测定地层压力14623MPA/157606M斜深，压力系数095；地层温度为5913/157556M斜深，地温梯度302/100M，属于正常温、压系统。苏290测定阜一段地层压力15881MPA/170715M斜深，饱和压力0942MPA，地层压力梯度0764MPA/100M,压力系数097；地层温度为6597/1700M斜深，地温梯度314/100M，为常温、常压系统。42钻井设计21井眼轨道设计211井眼轨道设计依据XX1井地质任务书、已有邻井的钻井资料和定向井轨道设计与轨迹计算（SY/T54352012）进行XX1井井眼轨道设计。XX1井设计井眼轨道数据分别见表21、表22。表21井眼轨道设计剖面类型直增稳设计垂直井深（M）182000设计斜井深（M）204228最大井斜角（）3899井底位移（M）65759造斜点井深（M）87243增斜率（/30M）450磁偏角（）426靶心闭合方位（）32122靶点垂深（M）139500靶点斜深（M）149549靶区一数据靶点闭合位移（M）31355靶区半径（M）3000靶点垂深（M）175000靶点斜深（M）195222靶区二数据靶点闭合位移（M）60093靶区半径（M）3000斜深（M）垂深（M）闭合位移（M）井斜角（）方位角（）直井段0008724300087243000000/增斜段87243113236872431112768508000389932122稳斜段11323620422811127618200065759389932122表22井眼轨道设计各点数据测深M井斜方位垂深M狗腿度/30M闭合距M闭合方位段长M00000032122000000000000000870000003212287000000000000870008724300032122872430000000002439000041432122899984500993212227579300086432122929784504333212230005测深M井斜方位垂深M狗腿度/30M闭合距M闭合方位段长M9600013143212295923450999321223000990001764321229881545017953212230001020002214321221016364502815321223000表22井眼轨道设计各点数据续表22测深M井斜网格方位垂深M狗腿度/30M闭合距M闭合方位段长M10500026643212210436745040543212230001080003114321221069934505503321223000111000356432122109498450715332122300011323638993212211127645085083212222361140003899321221118700008989321227641170003899321221142010001087632122300012000038993212211653300012764321223000123000389932122118865000146513212230001260003899321221211970001653932122300012900038993212212352800018427321223000132000389932122125860000203143212230001350003899321221281920002220232122300013800038993212213052400024089321223000141000389932122132856000259773212230001440003899321221351870002786432122300014700038993212213751900029752321223000149549389932122139500000313553212225491500003899321221398510003163932122451153000389932122142183000335273212230001560003899321221445140003541532122300015900038993212214684600037302321223000162000389932122149178000391903212230001650003899321221515100004107732122300016800038993212215384100042965321223000171000389932122156173000448523212230001740003899321221585050004674032122300061770003899321221608370004862732122300018000038993212216316800050515321223000183000389932122165500000524033212230001860003899321221678320005429032122300018900038993212217016400056178321223000表22井眼轨道设计各点数据续表22测深M井斜网格方位垂深M狗腿度/30M闭合距M闭合方位段长M1920003899321221724960005806532122300019500038993212217482700059953321223000195222389932122175000000600933212222219800038993212217715900061840321222778201000389932122179491000637283212230002040003899321221818230006561532122300020422838993212218200000065759321222287212井眼轨道示意图井眼轨道垂直投影及水平投影图分别见图21、图22。图21垂直投影图8图22水平投影图922井身结构设计依据XX1井地质任务书、井身结构设计方法（SY/T54312008）进行井身结构设计。井身结构数据及示意图分别见表23、图23。表23井身结构设计数据序号井径MM井深M套管尺寸MM套管名称套管下深M134600222002731表层套管22000221592042281397生产套管203500说明井口安装TG103/451/235MPA套管头图23井身结构示意图1023主要钻井设备性能钻井设备基本要求如下A）钻井深度127MM钻杆不小于240000M；B）额定提升载荷不小于1700KN；C）提供2台功率不小于956KW的钻井泵；D）转盘面高度满足防喷器组安装要求；E）发电机组输出功率不小于2800KW；F）钻井液循环罐有效容积不小于200M3；G）提供全套钻井工具和仪表；H）钻机的主要部分，如井架，转盘底座、天车、游动滑车、绞车和转盘须符合石油行业标准；I）内燃机必须安装消音器或其它消音装置；J）配备四级固控设备；K）防喷器及地面管汇的压力级别要求不小于35MPA；L）钻机基础采用砂石混凝土或钢撬基础，基础施工必须满足钻井设施基础规范（SY/T61992004）的相关要求。上述未尽要求参照石油行业相关标准执行。1124井身质量要求设计依据定向井井身轨迹质量（SY/T59552004）、钻井井身质量控制规范（SY/T50882008），井身质量要求见表24。表24井身质量要求井段M全角变化率/30M井径扩大率00087200315872001132005151132000020422831525钻具组合设计251钻具组合设计根据钻井地质要求，综合考虑各方面因素，参照定向井下部钻具组合设计方法（SY/T56192009）进行钻具组合设计。本井钻具组合设计及钻柱强度校核分别见表25、26。表25钻具组合序号钻进井段M下部钻具结构1000222003460MM钻头2032无磁钻铤1根2032钻铤2根1778MM钻铤3根165MM钻铤3根127MM钻杆222200872432159MM钻头10172MM单弯螺杆212MM稳定器165MM无磁钻铤1根165MM钻铤8根127MM钻杆3872431132362159MM钻头10172MM单弯螺杆165MM无磁钻铤2根165MM钻铤3根127MM加重钻杆12根127MM钻杆2159MM钻头215MM稳定器165MM短钻铤1根215MM稳定器165MM无磁钻铤1根215MM无磁稳定器165MM无磁钻铤1根165MM钻铤3根127MM加重钻杆12根127MM钻杆41132362042282159MM钻头10172MM单弯螺杆165MM无磁钻铤2根165MM钻铤3根127MM加重钻杆12根127MM钻杆（备用）5取心钻具组合2159MM取心钻头取心筒165MM钻铤3根127MM加重钻杆9根127MM钻杆12备注A）严格按设计要求做好直井段的井身质量监控工作；B）根据测斜结果和轨迹预测情况及时调整钻具组合，确保中靶的精确度。252钻柱强度校核表26钻柱强度校核屈服强度抗扭校核抗拉校核尺寸（MM）长度（M）钻压（KN）转速（R/MIN）拉力余量（KN）抗拉（KN）抗扭（NM）设计实际设计实际12719002006040019406128215511524备注本井按G105一级旧钻杆进行钻柱校核，摩擦系数裸眼025，KB085SF13253钻具使用要求2531依照钻柱强度校核，本井必须采用一级旧钻杆及以上级别钻杆进行施工。2532钻具上下钻台时要戴好螺纹保护器，用小绞车送钻具下坡道，严禁让钻具自由下落，不应硬拖或碰撞钻具，不应损伤钻具内涂层。2533钻杆螺纹紧扣时，按相关标准进行紧扣扭矩控制。大钳不应咬在钻杆管体上，不应用液压大钳高速紧扣。2534紧扣之前应检查密封台肩面和螺纹部位是否完好，如果发生影响螺纹连接的损伤，应及时更换，紧扣前应在内、外螺纹部位均匀涂抹螺纹脂，涂抹量以螺纹旋紧后台肩合缝处有少量螺纹脂均匀溢出为宜。2535上紧钻铤螺纹时宜用链钳对扣，卸扣时不应用转盘卸扣。钻铤新螺纹使用时宜进行4次磨扣，每次磨扣后应清洗螺纹脂，并涂抹新的螺纹脂，磨扣时不应使用液压大钳或旋合器紧扣。2536与钻铤连接的配合接头的水眼直径不应小于钻铤的水眼直径。2537起钻时要检查钻具内、外螺纹及管体有无损伤、刺漏、弯曲等。2538钻具卸扣时应避免损坏螺纹和扭矩台肩面。2539钻具下钻台时应卸成单根，并将提升短节、钻井工具、转换接头等工具卸掉。25310钻具下钻台后应立即清理干净内部的钻井液，才能摆放在台架，严禁钻具水眼内残存钻井液。25311钻具在使用过程中应错扣起钻。并定期倒换，每次倒换数量不应低于全井同规格钻具长度的25。25312井场钻具应按规格分别摆放在距地面03M以上的管架上，均匀排放，每根钻具至少有2个支撑点，钻具内螺纹端朝向钻台方向。钻铤和方钻杆应单独摆放，13方钻杆应至少有3个支撑点。25313钻具上不应摆放重物及酸碱等腐蚀性物质，不应在钻具上进行电气焊作业，不应将钻具作为焊接搭铁线。26钻头选型及钻井参数根据预测地层岩性及邻井钻头使用情况，钻头选型及各开次钻井参数见表27、28。表27钻头选型钻进井段M尺寸MM钻头类型推荐型号数量只000222003460牙轮GA114122200872432159PDCFL19541872431132362159牙轮HJ517G11132362042282159牙轮HJ517G3表28钻井参数设计井段M参数00022200222008724387243113236113236204228井径MM3460215921592159钻压KN80120506040605070转速R/MIN70804050（复合）4050（复合）4050（复合）排量L/S4555283028302830立管压力MPA779918喷嘴组合MM161615131313环空返速M/S074134喷射速度M/S83358040钻头压力降MPA413414冲击力KN407293水马力KW194913249比水马力W/MM2259361功率利用率20按螺杆参数执行按螺杆参数执行28缸套直径MM1701701701701427测量工具及测量要求271测量工具本井测量工具见表29。表29测量工具及仪器要求序号工具、设备、仪器名称规格数量2032MM11无磁钻铤165MM22MWD定向短节1778MM13单弯螺杆172MM/1014电子单多点测斜仪YSS15MWD仪器/1272测量要求2721本井采用MWD无线随钻和YSS电子单多点相结合，进行井眼轨迹测量。2722直井段正常情况下每100M测量一次，遇实钻轨迹有偏离设计轨道趋势时需加密测量。钻完直井段起钻时必须投测多点，并确保成功。2723增斜段滑动钻进时，测量间隔不大于10M。复合钻进时，测量间隔不大于20M。2724稳斜段新钻具入井后先测量出井底井斜方位数据，后在3050M之内测量出新钻具组合的轨迹变化趋势，然后每隔5060M测量一次。2725各开次完钻后采用电子多点测斜仪测量井斜、方位，测斜间距应30M。2726严格控制全角变化率，增斜井段全角变化率不能连续3个测点超过5/30M。稳斜井段全角变化率不能连续3个测点超过3/30M。2727安装测斜仪和随钻测量时，井队应密切配合，听从定向工程师指挥。2728在测量前，根据工程技术人员的安排，进行划眼或上下活动钻具、循环之后再进行测量，防止测斜时卡钻事故。2729井队工程师提供准确的井底深度。27210严格控制钻井液含砂量。27211钻井泵工作性能稳定，防止泵压不稳影响随钻仪器工作。27212在带有MWD仪器的钻具下钻遇阻时，严禁硬砸，防止仪器损坏。1528取心设计依据钻井取心作业规程（SY/T53472005），钻井取心质量指标（SY/T55931993）。281取心要求本井主要目的层为三垛组、阜三段与阜一段。要求加强油气录井工作，本井预计取心34回次，取心原则如下2811三垛组控制取心1回次；2812阜三段控制取心1回次；2813阜一段控制取心1回次；2814若发现油斑及其以上级别的含油层必须取心。原则上单回次取心进尺不得少于4M，取心收获率不得小于90，并按储量计算规范及时采送化验分析样品。282取心工具2821设计采用川83或川84取心工具。2822配备金刚石或PDC取心钻头23只。283取心措施2831每次取心前，应认真检查和组装取心工具，不合格不得下井。2832取心前根据该层地层特点，制定详细的取心措施和技术参数，确保回次取心率。2833取心前一趟钻，要认真循环钻井液，保证井内清洁，井眼畅通和井底干净。2834取心钻进时，应有地质、钻井技术人员值班，割心必须由司钻以上人员操作。2835必须认真细致修划取心井段，保证井眼畅通。284取心参数泵压78MPA钻压5060KN转速4050R/MIN1629各井段施工要点及技术措施291一开井段00022200M2911一开工作的重点是保证井眼打直，钻压由小到大，轻压吊打，每钻完一个单根快速划眼一次。2912地层松软，易垮塌，要求开始时排量要小，随钻头离开井口的距离增大逐步加大排量。不允许定点冲孔。2913表层固井，要求水泥浆返至地面，若没能返出，应及时采取补救措施，井口打好水泥帽。2914一开钻至设计井深循环后投测多点，并保证成功率。292二开直井井段（2220087243M）2921二开钻进510M，进入第一个砂层做地层破裂压力试验。若钻出套管鞋30M仍未见砂层，则做地层承压能力试验。2922盐城组防渗漏，现场备好复合粒径的堵漏材料。2923新钻头下钻到底循环好钻井液，牙轮钻头使用小钻压（20KN）、低转速磨合05H，PDC钻头采用小钻压（510KN）钻进05M进行井底造型，然后按优选钻井参数钻进。2924造斜点前100M必须减压钻进，以确保直井段的井身质量满足下部施工要求；在定向前起钻时必须投测多点，确保成功率。2925钻至造斜点，充分循环钻井液，调整好钻井液性能，防止钻井液中含砂量过高影响螺杆钻具使用，钻井液中严禁含有橡胶、金属等杂物。293二开增斜井段（87243M113236M）2931把好钻具入井关，严格监测泵压变化情况，防止钻具刺坏。2932所有定向仪器、仪表必须在地面或室内进行检查、保养、校验后方可入井。2933井队和定向施工人员必须密切配合，加强技术人员之间的交流和沟通。2934定向施工时严格按参数执行，必须做到送钻均匀，以防螺杆钻具制动。2935按设计要求加入一定量的润滑剂，以减小井内摩阻。2936增斜时，钻具在井内静止时间不能多于3MIN，达到最大井斜后，钻具在井17内静止时间不能超过2MIN。2937严格按规定的增斜率施工，加强对井眼轨迹的监测，确保轨迹圆滑，及时修整造斜井段。294二开稳斜井段（113236M204228M）2941本井在三垛组垂深12501302M处可能钻遇火成岩处可能钻遇火成岩，注意钻头选型及使用并做好防漏、防卡钻工作。2942进入阜宁组地层前，必须按设计加足药剂，防粘卡、防缩径，防缩径后开泵过猛憋漏地层，下部井段重点是提高钻井液的抑制性，预防垮塌。2943进入目的层井段前，认真做好各种工况下的防喷演习工作，每只钻头下井后应做好低泵速试验，并做好记录。2944进入目的层井段施工，强调着重抓好井壁稳定、防喷、防粘卡、防岩屑床、油气层保护等重点工作。2945钻进中应对井下摩阻、扭矩及岩屑上返情况进行及时分析，每钻进150M或钻井24H短起下一次，修拉井壁，确保井眼清洁、光滑。2946钻进过程中加强轨迹监测，防止井斜、方位大幅变化，确保中靶。2947起下钻作业时，应控制好起下钻速度，防止抽吸、顶泵等压力激动造成井壁失稳或裂缝发育地层的漏失。2948钻井时注意调整好钻井液性能，加强坐岗观察，预防可能出现的涌、漏、喷及垮塌等复杂情况的发生。2949充分使用好固控设备，做好四级固控，把固相含量控制在合适范围，严格遵守钻井三大纪律，控制起下钻速度，起钻灌好钻井液，以确保井眼稳定，为提高固井质量创造良好的井眼条件。29410做好地层压力检测工作，依据地层压力监测情况，及时与主管部门沟通、请示调整好钻井液密度，确保井下安全；严格按设计要求取全取准各项技术资料及井眼资料，并及时向主管部门汇报井眼轨迹预测及其他情况。29411备好加重材料，规范执行坐岗值班制度，详细记录好循环罐液面变化、加密监测钻井液性能，同时注意观察返砂情况，防止因油气过度侵入造成的井下复杂情况。29412钻至完钻井深，循环好钻井液，投测多点，要求最后测点到井底距离不大于30M，并保证成功率。29413严格按钻井工程设计精心组织施工，安全、快速、高效地完成该井的施工任务，做好本井的相关环境保护工作。183钻井液设计XX1井钻井液设计严格遵照XX石化XX分公司的有关规定，在总结邻区钻井液工作的基础上，以该井任务书和钻井设计的基本数据为依据，参考了马1井、曹102井、华港104井的钻井液资料和储层资料编写而成。钻井液关键技术有预防漏失、保证井壁稳定、预防粘卡、预防岩屑床、保护油气层等。现场钻井液负责人应认真研究设计内容，准确把握设计要点，提前做好计划，精心组织好现场施工，并根据现场实际情况，以小型试验为依据，优化配方，精心维护处理，以优质的钻井液质量和工作质量，确保施工安全。31邻井施工情况马1井于2010年3月24日一开，4月6日二开完钻，完钻井深2391M，使用金属两性离子聚合物钻井液，目的层阜宁组，实钻钻井液密度盐城组三垛组110113G/CM3；戴南组阜宁组115116G/CM3，全井安全无事故。曹102井于2014年2月16日一开，3月3日二开完钻，完钻井深2050M，本井使用金属两性离子聚合物钻井液，目的层阜宁组，实钻钻井液密度盐城组三垛组113114G/CM3；阜宁组115116G/CM3，全井安全无事故。华港104井采用钾基无渗透聚合物钻井液体系，三垛组、阜宁组实钻钻井液密度114116G/CM3。32钻井液设计重点提示地质预测将钻遇东台组、盐城组、三垛组、阜宁组地层，北汉庄油田北12井垛一段油藏测定地层压力为13528MPA/M，压力系数为099，地层温度为5663/13795M，地温梯度302/100M，属于正常温、压系统；阜三段油藏北13井测定地层压力14623MPA/157606M斜深，压力系数095；地层温度为5913/157556M斜深，地温梯度302/100M，属于正常温、压系统。苏290测定阜一段地层压力15881MPA/170715M斜深，饱和压力0942MPA，地层压力梯度0764MPA/100M,压力系数097；地层温度为6597/1700M斜深，地温梯度314/100M，为常温、常压系统。盐城组地层胶结疏松、渗透性好，要防止缩径和漏失；三垛组地层以泥岩为主，易造浆、吸水膨胀缩径，应采取提高钻井液的抑制能力和包被能力；阜宁组地层硬脆性泥页岩易吸水膨胀，而产生剥落掉块、垮塌，必须提高钻井液的抑制和封堵防塌能力，并根据实钻情况及时调整钻井液密度。预测垛一段12501302M为火成岩，注意防漏和垮塌。本井为定向探井，为保证定向井的正常施工，定向前应加入低荧光润滑剂，增斜和稳斜段低荧光润滑剂含量达到设计要求，保证泥饼摩擦系数在008以下，防止粘卡。三垛组、阜宁组为目的层，必须做好油气层保护工作。1933钻井液体系和配方设计331一开00022200M，井眼3460MM预水化膨润土钻井液基本配方生产水56钠膨润土01NA2CO30102CMC处理添加剂NH4HPAN332二开122200123000M，井眼2159MM钾基聚合物不分散钻井液基本配方生产水45钠膨润土01NA2CO301NAOH0102PMHA0203KPAM0506NH4HPAN处理添加剂CMCLV、低荧光防塌沥青、单向封闭剂、低荧光润滑剂333二开2123000204228M，井眼2159MM无渗透钾基聚合物防塌钻井液基本配方生产水34钠膨润土01NAOH0203KPAM0102PMHA08NH4HPAN12低荧光防塌沥青0102CMCLV13低荧光润滑剂115零滤失井眼稳定剂JYW1处理添加剂稀释剂2034钻井液参数设计钻井液参数设计见表31。表31钻井液参数设计表层位Q、NYNY、ESES、EF井段M0002220022200123000123000204228密度G/CM3108112112113113116马氏漏斗粘度S506540554565塑性粘度MPAS10181424动切力PA610612N值05065045065K值PASN01805502706210S切力PA242510MIN切力PA3649API失水ML0202底流密度KG/L16515除砂器运转率（）9085压力（MPA）0202底流密度KG/L150145除泥器运转率（）8075离心机按需使用2538钻井液材料预计预计钻井液量及钻井液材料见表33、表34。表33预计钻井液量井段（M）地面循环（M3）井眼容积（M3）维护补充（M3）总量（M3）一开（00022200）602244126二开1（22200123000）7051129250二开2（123000204228）7082103255表34钻井液材料预计材料数量（T）名称一开二开1二开2总量（T）钠土64212烧碱NAOH05050515纯碱NA2CO302020206羧甲基纤维素CMCHV020305水解聚丙烯晴铵盐NH4HPAN05141635聚丙烯酰胺钾KPAM060612金属两性离子聚合物PMHA05051羧甲基纤维素CMCLV040408低荧光防塌沥青22545低荧光润滑剂257稀释剂1515单向封闭剂10515零滤失井眼稳定剂JYW133方解石粉2020复合活化重晶石粉20（井控备用）2639钻井液测试仪器配备要求要求钻井队或钻井液服务单位配备现场测试仪器，见表35，以利于及时检测钻井液性能和现场维护处理实验的开展。测试仪器开钻前必须进行标定，所使用仪器要定期校准，以保证测量数据的准确性。表35钻井液测试仪器表名称数量名称数量钻井液密度计2套亚甲基蓝坂含测量装置1套马氏漏斗粘度计1套秒表2个六速旋转粘度计1台调速搅拌机1台API中压失水仪1套电炉1台固相含量测定仪1套1000ML量杯5个含砂量测定仪1套PH试纸2包泥饼摩阻仪1套无渗透钻井液滤失仪1套310现场钻井液管理要求A）钻井队或钻井液服务单位至少要配备1名钻井液负责人专职从事钻井液工作，钻井队每班至少配备1名钻井液小班人员，钻井液小班人员按规定要求测量钻井液的常规性能，并计量好循环罐液面；B）钻井液负责人每班将钻井液配制、维护工作量以书面形式下达给钻井液小班人员，由井队配合完成每班的钻井液工作，钻井液负责人对钻井液工作的实施和完成进行监督和督促；C）井队要按要求配备相应的循环系统、加重系统和固控设备，开钻前要安装好，不允许出现窜、漏、跑、冒现象；D）配膨润土浆后必须充分预水化，膨润土浆罐同循环罐之间的阀门必须关闭严密，进入油气层前应对加重系统进行一次全面检查，发现问题及时解决；E）到井钻井液材料必须分类、堆放整齐，实行上盖下垫，杜绝材料浪费，保持料场整洁；F）为实现优质、快速、高效的钻井目标，现场钻井液负责人要有高度的工作责任心，工作要认真仔细，利用自己的知识和经验，在工作中做到有预见性，有超前意识，掌握好设计中的技术要点，注意参考邻井资料，使钻井液处理工艺简单得当；加强配方优选和室内小型实验，做到心中有数，处理有据，下达指令后必须亲自到现场检查监督执行情况，对于井下出现的复杂情况在自己无法解决时，必须立即向上级部门汇报；随时与工程、地质协调配合好，及时了解井下情况；必须认真填写要求的各种资料，字迹工整，数据真实可靠，决不允许弄虚作假；27G）实验室所有仪器必须完好无损，摆放整齐，清洁卫生，确保数据的准确性，所有化学药品必须确保质量合格、浓度精确、未超过使用期；H）按表36检测并收集钻井液性能。表36钻井液性能检测要求序号检测或收集项目要求1小班常规性能每小时测1次，油气层段半小时测1次2小班全套性能每班测12次3固含、亚甲基兰坂含每天测1次4分井段钻井液材料消耗收集、统计5钻井参数收集6排量、返速、流态收集、计算7井径、井斜收集8泥饼摩阻系数、砂床滤失量斜井段每天测1次284固井设计41固井施工主要技术难点长裸眼、钻井施工时间长、取心井段多等因素可能导致井径不规则，影响套管居中度，从而影响水泥浆顶替效率和固井质量。42主要工艺要求421表层套管固井4211套管串结构由下至上引鞋套管串。4212注水泥方案水泥浆密度188003G/CM3，水泥返出地面。4213水泥附加量充分考虑各地区特点。施工结束后，如果水泥没有返出地面，则必须采取必要的补救措施；替浆时要计量准确，严防替空。422生产套管固井4221套管串结构（由下至上）浮鞋套管2根浮箍套管串。4222为保证套管居中及顺利下入，主封固段每根套管加1只，其它封固段每2根套管加1只。施工程序注前置液注水泥浆压胶塞碰压候凝4223领浆密度145150G/CM3，注量45M3；主体浆密度188003G/CM3,注量必须满足封固到油层以上150M。4224试验要求采用G级水泥；水泥浆自由水控制量为0；失水量50ML；水泥浆作增压稠化试验，稠化时间注水泥总时间1H；水泥石应满足最小支撑抗挤强度24H35MPA，射孔要求抗挤强度48H138MPA。4225前置液优选。其特性必须对钻井液及水泥浆具有良好的相容性，并能控制滤失量，不腐蚀套管，不影响水泥环的胶结强度；使用量在不造成油气侵及垮塌的原则下，占环空高度200300M。423重点技术措施4241对送井套管及其固井工具和附件，必须严格检查，确保其质量；浮箍浮鞋的回压凡尔必须可靠，入井套管必须通径；下套管必须逐根紧扣，控制下放速度，减少压力激动；防止套管内落物，并及时灌好泥浆。4242最后一次通井时，对缩径井段反复划眼后充分循环洗井，保证套管能顺利下入。套管入井前，要求调整好泥浆性能，确保井眼稳定，不漏、不涌、不垮塌；下完套管后，要调整好泥浆的流变性能，满足固井要求。下套管作业时可采取适当掏空的方法减小悬重，但必须保证掏空前套管内灌满泥浆，避免压差过大威胁套管附件、固井作业安全。294243优选水泥浆体系，固井前要按水泥浆试验结果，搞好清水与水泥外加剂混配工作，并做好复检。4244固井前固井设备和配合固井的有关设备必须试运转并运转正常，确保施工的连续性。4245固井前由甲方管理部门主持召开“三方协调会”及“HSE管理”会议，明确施工方案和要求及各方应负责任。注水泥施工前，由施工指挥召集钻井队和固井队人员开碰头会，明确施工程序，贯彻固井措施，进行岗位分工，交待安全事项和异常情况下的应急措施，并明确联系信号，保证施工协调一致。43套管柱设计431套管基础参数套管设计基础依据见表41。表41套管设计依据表规范套管程序钻头尺寸（MM）井深（M）钻井液密度（G/CM）尺寸（MM）扣型下深（M）钢级壁厚（MM）表层套管3460222001122731短圆22000J55889生产套管21592042281161397长圆203500N80772432套管性能参数套管性能参数见表42。表42套管性能参数表套管程序尺寸（MM）钢级壁厚（MM）扣型单位重量（N/M）抗挤强度（MPA）抗内压强度（MPA）抗拉强度（KN）表层套管2731J55889短圆59101092161869生产套管1397N80772长圆24814335341548433套管柱强度校核根据套管柱结构与强度设计（SY/T57242008），套管柱强度校核见表43。表43套管柱强度校核表重量抗外挤抗内压抗拉套管程序下深（M）每米重（N/M）段重（KN）累计重（KN）设计实际设计实际设计实际表层套管220591013001300106511101810生产套管20352481504950491028111518303044水泥用量水泥浆用量数据见表44。表44水泥浆用量套管程序套管尺寸（MM）钻头尺寸（MM）理论环容（L/M）水泥浆返深（M）封固段长（M）水泥量（M）造浆率（M3/T）附加系数注水泥量（T）表层套管27313460355地面220780761021生产套层以上150M800暂定170076053245固井附件固井附件见表45。表45固井附件材料名称表层套管生产套管引鞋1个/浮鞋、浮箍/1套弹性扶正器4个40个刚性扶正器/10个井下振动器/1个315井控设计51井控设计依据A）XX1井地质任务书；B）钻井井控技术规程（SY/T64262005）；C）钻井井控装置组合配套安装调试与维护（SY/T59642006）；D）XX石化石油与天然气井井控管理规定（XX石化安2011907号文件）；E）XX石油局、XX分公司石油与天然气井井控管理实施细则（XX石字2011157号文件）。52井控设备压力级别选择依据本井地质任务书提供的地层压力数据，遵循防喷器的压力等级与裸眼井段最高地层压力相匹配的原则。521井控设备选择依据依据本井地质预测及邻井地层压力资料选择井控装置的压力等级。本井井控设备选择依据见表51。表51井控设备选择依据表开钻次序设计垂深（M）井眼尺寸（MM）地层压力系数井底压力（MPA）二开18200021590971765备注结合邻井钻井实际情况，为保证钻井安全，选用压力级别为35MPA的井控设备。522井控设备压力级别与组合形式井控设备压力级别与组合形式选择见表52。表52井控设备压力级别及组合形式开钻次序压力级别（MPA）套管头规格井控设备组合二35TG103/451/235MPA套管头套管头升高短节钻井四通双闸板BOP环形BOP防溢管；节流管汇、压井管汇32523各开次井口装置二开井口装置示意图见图52图52二开井口装置示意图TG103/451/235MPA套管头2731MM套管阻流管汇压井管汇升高短节液动阀2FZ3535防溢管FH3535钻井四通33524节流及压井管汇推荐节流及压井管汇示意图如图53。井井井液（手）动节流阀液（手）动平板阀J2ABJ6BAJ3BJ4J7J10J9J8J5J1井井井井井井图53节流管汇和压井管汇示意图3453井口装置试压要求井口装置试压要求见表53。表53井口装置试压要求表试压要求开钻次序井口装置名称型号试压介质试压值MPA稳压时间MIN允许压降MPA套管头TG103/451/235MPA清水351007双闸板防喷器2FZ3535清水351007环形防喷器FH3535清水2451007钻井四通FS3535清水351007节流管汇JG35清水351007压井管汇YG35清水351007放喷管线FG35清水101007二开控制系统FKQ规定压力油21100备注A）试验压力在不超过套管抗内压强度80的前提下，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，环形防喷器封闭钻杆试验压力为额定工作压力的70；B）井控装置各组件必须按要求逐个分开试压；C）试压方式试压采用试压堵头、试压泵（压裂车）进行；D）防喷器控制系统包括各防喷器液压缸、液动闸阀等液压油作控制的元件、油路等。54钻具内防喷工具要求按要求安装好钻具内防喷工具（包括方钻杆上、下旋塞，钻具止回阀和防喷单根），其额定工作压力不小于井口防喷器的额定工作压力，钻台上准备一根防喷单根（带与钻铤连接螺纹相符的配合接头和钻具止回阀）。55钻井液加重剂、储备浆及加重装置要求依据相关井控规范和本区实钻情况，本井设计加重材料储备量满足一次压井的需要，要求现场储备20T复合活化重晶石粉。钻井液罐、泥浆枪、搅拌器、加重泵上水良好，加重混合漏斗要安装齐全，确保灵活好用。56井控要求561井控设备检验、安装5611防喷器、控制系统和节流管汇，出厂前进行全面检查，分别清洗检修。防35喷器组在井控车间按井场连接形式组装并用清水整体试压。环形防喷器封钻杆试压到额定工作压力，闸板防喷器和压井管汇试压到额定工作压力，节流管汇按零部件额定工作压力分别试压，压力试验稳压时间不得少于10MIN，允许压降07MPA，密封部位无渗漏，并有试压曲线记录，合格后再运往井场。5612二开前井队技术员负责对所有防喷装置及附件进行现场全面检查，不合格者不得安装。对远程控制台、司钻控制台、节流控制箱应进行检修、保养、调试，保证其能正常工作。5613二开前按要求装好防喷装置，安装前必须校正天车、转盘、井口，三者中心偏差要小于10MM，并接好远程控制台、节流管汇和放喷管线。5614节流压井管汇与防喷器四通、防喷管线，连接一定要平直稳固，内径不得小于78MM（壁厚不得小于9MM），节流压井管汇以外的主放喷管线通径不得小于78MM，管线必须采用标准法兰连接，其布局要考虑当地季节风向，出口不得正对电力线、油罐区、居民区、道路、水源等各种设施，并接出井口75M以远。若受井场条件限制，放喷管线不能接出75M以远，建设方和施工方要共同制定应急措施。5615节流压井管汇安装双压力表，大分度值压力表量程应为防喷器额定工作压力的13倍，小分度值压力表量程10MPA，表盘朝向应与大门同向，以提高设备对压力的测量精度。5616不得在任一管线上开孔焊接压力表和其它管线，所有管线的闸门必须统一编号，并标明开关状态。5617控制室各手柄、压井节流管汇各阀门统一挂牌标识。5618远程控制室安装在大门左侧，距井口25M以远，面向井场方向，距放喷管线、水罐等应有2M以上距离，并在周围留有宽度不少于2M的人行通道，周围10M内不得堆放易燃、易爆、腐蚀物品，电控箱总闸必须是防爆开关，室内照明灯必须防爆。气动泵气源与储气罐接通。电源线、气源线必须是专线。5619远程控制室与防喷器各控制对象采用高压耐火软管或高压硬管线连接，做到密封可靠，液控管线严禁直接埋地，通过井场的管汇必须架好过桥保护。56110本井须安装司钻控制台、液气分离器、节控箱及配套装置。配备四级固控钻井液净化装置，并安装钻井液循环池液面监测与报警装置。56111拆装及更换井控装备部件后，按要求再次进行试压。56112蓄能器完好，压力达到规定值，并始终处于工作压力状态。56113安装好的井控装置必须调试，使其达到“待命”工况。56114所有防喷装置均有专人定岗管理，专人交接检查，维护和保养，并定期试运转，保证灵活可靠。56115井场必须备有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。3656116各开井控装置安装完毕后，须经主管部门验收合格后，方可开钻。562防喷、防火主要技术措施5621钻开油层前，井队认真执行XX石化安2011907号文件和XXXX集团公司石油与天然气井井控管理规定的要求，确实做到思想重视，措施落实。根据本队技术素质和井下实际情况，制定切实可行的防喷、防火措施。5622污水池应挖在泵房的右后方，以免井喷时着火。5623钻开油气层前50M开始，井口50M以内严禁动用明火（含电气焊）。必须动火时，由井队提出申请报告，制定出安全措施报公司安全部门批准，并采取防范监护措施后方可动火。5624各次开钻和打开油层前甲方组织各路人员对一切防喷防火装置和设施及防喷、防火措施进行详细的检查和验收，有问题者必须经整改合格后方可开钻或打开油气层。5625定期按“四七”动作组织防喷、防火演习，模拟正常钻进、起下钻杆、起下钻铤和空井四种情况下发生溢流的实际操作，每次演习各岗位必须熟练、正确、快速。5626起钻要连续灌钻井液，并有专人观察记录，发现灌不进钻井液时应停泵观察，查清原因，钻具起完钻井液灌满。5627进入油气层前50100M，按照设计下部井段最高钻井液密度值，对应裸眼地层进行承压能力检验，确保井筒条件满足井控要求；滚动勘探井安排专人检查领近注水（气、汽）井停注和泄压情况。发现设计地层压力与实钻不符及时报告，变更钻井液设计须经批准，紧急情况可先修改，后补报。5628进入目的层前100M，按要求做好低泵冲试验，起钻前做好短程起下钻，控制油气上窜速度，下钻完毕应测油气后效。5629进油层前100M坚持“坐岗制度”，正常钻进、起下钻、设备修理、测井、中途测试、固井等作业应专人观察记录井口流量变化及钻井液液面变化。56210若在含硫油气层钻进，钻井液中应提前加入足量的除硫剂，保证PH不小于95。56211钻开油气层前，