高石101井钻井工程设计.docVIP

中国石油中国石油 高石高石 101 井钻井工程设计井钻井工程设计 西南油气田分公司西南油气田分公司 2014 年 07 月 01 日 目目 录录 1 工程设计工程设计.1 1.1 工程地质复杂情况及钻井风险1 1.2 钻井液密度设计 .2 1.3 井身结构设计.2 1.4 钻机选型及钻井主要设备.4 1.5 轨迹设计及控制措施 5 1.6 钻具组合设计.10 1.7 钻井液设计.23 1.8 钻头及钻井参数设计 32 1.9 井控设计 33 1.10 取心设计 45 1.11 地层破裂压力和承压能力试验46 1.12 中途测试技术要求47 1.13 测井技术要求.47 1.14 油气层保护设计 .48 1.15 固井设计 48 1.16 各次开钻或分井段施工重点要求 56 1.17 完井设计 59 1.18 钻井进度计划.61 2 健康、安全与环境管理健康、安全与环境管理 .61 2.1 基本要求.61 2.2 健康、安全与环境管理体系要求.62 2.3 硫化氢安全防护应急计划制定要求.62 2.4 培训及应急演练要求.63 2.5 健康管理要求.64 2.6 安全管理要求.64 2.7 环境管理要求.64 中国石油中国石油 高石高石 101 井钻井工程设计井钻井工程设计 西南油气田分公司西南油气田分公司 2014 年 07 月 01 日 3 相关钻井技术标准、规范及法规相关钻井技术标准、规范及法规.66 中国石油中国石油 高石高石 101 井钻井工程设计井钻井工程设计 第 1 页 共 66 页 西南油气田分公司西南油气田分公司 2014 年 07 月 01 日 1 工程设计工程设计 1.1 工程地质复杂情况及钻井风险工程地质复杂情况及钻井风险 高石 101 井位于四川盆地乐山龙女寺古隆起高石梯构造以南高石 19 井区以东， 本井油、气、水显示及复杂主要参考包 12、包 20、岳 133、荷深 1、高石 6、高石 7 井， 预测本井井下风险、复杂及难点如下： 沙一凉高山地层垮塌严重沙一凉高山地层垮塌严重 高石 6 井 1.09g/cm3钻井液钻至沙二底部 1108m 井下掉块，密度提高到 1.28g/cm3，在沙一和凉高山钻进中，井下仍有掉块，为稳定井壁，钻至凉高山密度提高 至 1.53g/cm3。 雷口坡嘉陵江可能钻遇大段石膏层，预防缩径卡钻雷口坡嘉陵江可能钻遇大段石膏层，预防缩径卡钻 高石 1 井雷二段、雷一段石膏层发生两次卡钻，处理两次卡钻事故耗时 7.5d，高石 2 井钻至雷一石膏层也发生卡钻。 栖霞灯影组地层单只钻头进尺少，机械钻速低栖霞灯影组地层单只钻头进尺少，机械钻速低 从高石梯-磨溪实钻资料分析，龙潭、奥陶系上部地层岩性泥质重、塑性强，PDC 钻 头难以吃入，机械钻速低；寒武系和震旦系部分，地层石英含量重、研磨性特别强，钻 头磨损严重，寿命短。 栖霞栖霞-灯影组井漏严重灯影组井漏严重 高石 6 井筇竹寺井漏失返，发生在与灯四交界带；高石 2、6 井灯四由于钻遇裂缝带 上，出现井漏失返，高石 1 井、高石 2 井灯三层均发生放空性井漏。 高温、高压、含硫，钻井作业安全风险大高温、高压、含硫，钻井作业安全风险大 预计高石101井的井底最高温度达162.2左右，嘉二2奥陶系、沧浪铺筇竹寺均 为高压地层，雷口坡震旦系地层含H2S(高石6井龙王庙组硫化氢含量为61.11g/m3，灯 四上段硫化氢含量为14.91g/m3，灯四下段硫化氢含量为13.07g/m3，高石10井灯四段硫 化氢含量为15.9g/m3)。 中国石油中国石油 高石高石 101 井钻井工程设计井钻井工程设计 第 2 页 共 66 页 西南油气田分公司西南油气田分公司 2014 年 07 月 01 日 1.2 钻井液密度设计钻井液密度设计 1.2.1 地层孔隙压力预测 层 位 井深 m 地层孔隙压力 MPa 地层孔隙 压力系数 资料来源 沙溪庙凉高山0159015.581.0 自流井1590187021.991.2包 12、岳 133 须家河嘉二 3 1870298040.891.4岳 140、岳 133、包 12、包 3 嘉二 2奥陶系 2980478093.692.0 高石 2、高石 7、高石 19、荷深 1、 包 30、包 33 洗象池龙王庙4780513080.441.6 高石 6、高石 9、磨溪 8、磨溪 11、 磨溪 9、宝龙 1、荷深 1 沧浪铺筇竹寺51305505107.902.0高石 6、高石 7 灯影组5505580062.521.1高石 6、高石 9、高石 10 1.2.2 钻井液密度设计 层位 井段 m 地层压力当量密度 g/cm3 密度附加值 g/cm3 钻井液密度 g/cm3 沙溪庙遂宁组0301.001.051.1 遂宁组沙溪庙305001.001.051.1 沙溪庙50012501.001.051.1 沙溪庙凉高山125015901.001.271.35 自流井159018201.200.070.151.271.35 自流井嘉二 3 182029701.400.070.151.471.55 嘉二 3桐梓组 297048002.000.070.152.072.15 洗象池龙王庙480051701.602.072.15 沧浪铺灯四顶517056362.000.070.152.072.15 灯四灯三563659961.100.070.151.171.25 1.3 井身结构井身结构设计设计 1.3.1 井身结构设计数据表 开钻 次序 井段 m 钻头尺寸 mm 套管尺寸 mm 套管程序 套管下入 地层层位 套管下入深度 m 水泥返高 m 一开30660.4508导管遂宁组0290 二开500444.5339.7表层套管沙溪庙04980 三开2970311.2244.5技术套管嘉二 3 029680 四开5636215.9177.8油层回接027500 中国石油中国石油 高石高石 101 井钻井工程设计井钻井工程设计 第 3 页 共 66 页 西南油气田分公司西南油气田分公司 2014 年 07 月 01 日 开钻 次序 井段 m 钻头尺寸 mm 套管尺寸 mm 套管程序 套管下入 地层层位 套管下入深度 m 水泥返高 m 177.8油层悬挂灯四顶275056342650 五开5996149.2127尾管悬挂灯三543459945334 1.3.2 井身结构示意图 1.3.3 井身结构设计说明 开钻 次序 套管尺寸 mm 设计说明 一开508.0660.4mm 钻头钻至 30m 下入 508.0mm 导管，封隔地表窜漏层及垮塌层。 二开339.7 444.5mm 钻头钻至 500m 下入 339.7mm 套管，封隔可能存在的浅层地下水 及窜漏层，安装钻井井口。实际下深应根据岩性情况进行合理调整，确保套管鞋坐在 硬地层上，原则上不少于设计深度。 三开244.5 311.2mm 钻头钻至嘉二 3中部见云岩下入 244.5mm 技术套管，封隔上部相 对低压、漏失、垮塌层，为下部高压层安全钻进创造条件。 四开177.8 215.9mm 钻头钻至震旦系顶部垂深 3m 下入 177.8mm 油层套管，封隔上部 高压层，为储层段安全钻进创造条件，设计采用先悬挂，钻完目的层后再回接。 五开127.0149.2mm 钻头钻至完钻井深，下 127mm 尾管，射孔完成目的层。 中国石油中国石油 高石高石 101 井钻井工程设计井钻井工程设计 第 4 页 共 66 页 西南油气田分公司西南油气田分公司 2014 年 07 月 01 日 1.4 钻机选型及钻井主要设备钻机选型及钻井主要设备 序号设备或部件名称规格型号主参数单位数量 一复合钻机复合钻机ZJ707000m1 套 1井架JJ450/45/K64500kN1 套 2底座DZ450/9-KS94500kN1 套 3绞车JC701470kW1 套 4天车 TC-450- 4500kN1 套 5游车/大钩YC-4504500kN1 套 6水龙头SL-4504500kN1 套 7转盘ZP-37.54500kN1 套 8柴油机G12V190PZLG-3810kW4 台 9发电机TAD1631GF400kW2 台 10SCR 或 VFD 控制系统1 套 11机械传动装置BC1600/41 套 12钻井泵F-16001600HP2 台 13循环罐8.5*2.6*2.440m35 台 14振动筛GX-1210m3/h3 台 15除气器ZCQ1.5/5240m3/h1 台 16除砂器ZQJ-2502200m3/h1 台 17除泥器ZQJ-100102854L/s1 台 18离心机LW355-1250N40m3/h1 套 19离心机JL40-DZ40m3/h1 套 20离心机LW355-1250N40m3/h1 套 21加重泵、混合漏斗150NSP55kW2 套 22液气分离器SB1-34-J1Mpa1 套 23电动压风机SPE-306X1MPa2 台 24钻井参数仪1 套 25顶驱1 台 二救生及消防救生及消防 1消防房及消防工具8.0*2.8*2.85按标准配置 2二层台逃生装置 3钻台紧急滑道 4可燃气体监测仪台按标准配置 三硫化氢防护设备硫化氢防护设备 1固定式 H2S 监测仪套按标准配置 2便携式 H2S 监测仪套按标准配置 中国石油中国石油 高石高石 101 井钻井工程设计井钻井工程设计 第 5 页 共 66 页 西南油气田分公司西南油气田分公司 2014 年 07 月 01 日 序号设备或部件名称规格型号主参数单位数量 3空气呼吸器套按标准配置 4空气压缩机台按标准配置 5大功率防爆排风扇台按标准配置 6点火装置台按标准配置 7小型汽油发电机台按标准配置 注：244.5mm 固井后请示甲方安装顶驱。 1.5 轨迹设计及控制措施轨迹设计及控制措施 1.5.1 靶区要求 设计分层靶点设计 靶心坐标，m 层位 设计靶点垂深 m 靶点 测线位置 XY 靶区半径 m 靶心方位 () 靶心距 m 靶心数据 震顶550523520大于 400m 1.5.2 轨迹设计 本井区磁偏角-2.29,子午线收敛角 0.33，施工中应对实测井眼方位进行仔细校正。 轨迹设计中未含补心高度。 1.5.2.1 剖面设计表 测深 m 井斜 () 网格方位 () 垂深 m 北坐标 m 东坐标 m 视平移 m 狗腿度 (/30m) 闭合距 m 闭合方位 () 4790.000.00235.004790.000.000.000.000.000.000.00 5045.5235.77235.005029.24-44.29-63.2577.214.2077.21235.00 5631.9135.77235.005505.00 -240.90 -344.04420.000.00420.00235.00 5995.5135.77235.005800.00 -362.82 -518.16632.550.00632.55235.00 1.5.2.2 轨迹设计明细表 测深 m 井斜 () 网格方位 () 垂深 m 北坐标 m 东坐标 m 视平移 m 狗腿度 (/30m) 闭合距 m 闭合方位 () 0.000.00235.000.000.000.000.000.000.000.00 4790.000.00235.004790.000.000.000.000.000.000.00 4800.001.40235.004800.00-0.07-0.100.124.200.12235.00 4830.005.60235.004829.94-1.12-1.601.954.201.95235.00 4860.009.80235.004859.66-3.43-4.895.974.205.97235.00 4890.0014.00235.004889.01-6.97-9.9612.164.2012.16235.00 4920.0018.20235.004917.82-11.74-16.7720.474.2020.47235.00 中国石油中国石油 高石高石 101 井钻井工程设计井钻井工程设计 第 6 页 共 66 页 西南油气田分公司西南油气田分公司 2014 年 07 月 01 日 测深 m 井斜 () 网格方位 () 垂深 m 北坐标 m 东坐标 m 视平移 m 狗腿度 (/30m) 闭合距 m 闭合方位 () 4950.0022.40235.004945.96-17.71-25.3030.884.2030.88235.00 4980.0026.60235.004973.25-24.85-35.4843.324.2043.32235.00 5010.0030.80235.004999.56-33.11-47.2857.724.2057.72235.00 5040.0035.00235.005024.74-42.45-60.6374.014.2074.01235.00 5045.5235.77235.005029.24-44.29-63.2577.214.2077.21235.00 5070.0035.77235.005049.10-52.49-74.9791.520.0091.52235.00 5100.0035.77235.005073.44-62.55-89.33109.060.00109.06235.00 5130.0035.77235.005097.78-72.61-103.70126.590.00126.59235.00 5160.0035.77235.005122.12-82.67-118.07144.130.00144.13235.00 5190.0035.77235.005146.46-92.73-132.43161.670.00161.67235.00 5220.0035.77235.005170.80-102.79-146.80179.210.00179.21235.00 5250.0035.77235.005195.14-112.85-161.16196.740.00196.74235.00 5280.0035.77235.005219.48-122.91-175.53214.280.00214.28235.00 5310.0035.77235.005243.82-132.97-189.89231.820.00231.82235.00 5340.0035.77235.005268.16-143.02-204.26249.360.00249.36235.00 5370.0035.77235.005292.50-153.08-218.63266.890.00266.89235.00 5400.0035.77235.005316.84-163.14-232.99284.430.00284.43235.00 5430.0035.77235.005341.18-173.20-247.36301.970.00301.97235.00 5460.0035.77235.005365.52-183.26-261.72319.510.00319.51235.00 5490.0035.77235.005389.86-193.32-276.09337.040.00337.04235.00 5520.0035.77235.005414.20-203.38-290.45354.580.00354.58235.00 5550.0035.77235.005438.54-213.44-304.82372.120.00372.12235.00 5580.0035.77235.005462.88-223.50-319.19389.650.00389.65235.00 5610.0035.77235.005487.22-233.56-333.55407.190.00407.19235.00 5631.9135.77235.005505.00-240.90-344.04420.000.00420.00235.00 5640.0035.77235.005511.56-243.61-347.92424.730.00424.73235.00 5670.0035.77235.005535.90-253.67-362.28442.270.00442.27235.00 5700.0035.77235.005560.24-263.73-376.65459.800.00459.80235.00 5730.0035.77235.005584.58-273.79-391.02477.340.00477.34235.00 5760.0035.77235.005608.92-283.85-405.38494.880.00494.88235.00 5790.0035.77235.005633.26-293.91-419.75512.420.00512.42235.00 5820.0035.77235.005657.60-303.97-434.11529.950.00529.95235.00 中国石油中国石油 高石高石 101 井钻井工程设计井钻井工程设计 第 7 页 共 66 页 西南油气田分公司西南油气田分公司 2014 年 07 月 01 日 测深 m 井斜 () 网格方位 () 垂深 m 北坐标 m 东坐标 m 视平移 m 狗腿度 (/30m) 闭合距 m 闭合方位 () 5850.0035.77235.005681.94-314.03-448.48547.490.00547.49235.00 5880.0035.77235.005706.28-324.09-462.84565.030.00565.03235.00 5910.0035.77235.005730.62-334.15-477.21582.570.00582.57235.00 5940.0035.77235.005754.97-344.20-491.58600.100.00600.10235.00 5970.0035.77235.005779.31-354.26-505.94617.640.00617.64235.00 5995.5135.77235.005800.00-362.82-518.16632.550.00632.55235.00 1.5.2.3 垂直剖面图 投影方位：235 1.5.2.4 水平投影图 中国石油中国石油 高石高石 101 井钻井工程设计井钻井工程设计 第 8 页 共 66 页 西南油气田分公司西南油气田分公司 2014 年 07 月 01 日 1.5.3 轨迹控制措施 1.5.3.1 轨迹控制与监测表 段名 斜井段 m 垂深 m 增斜率 (/30m) 井斜 () 视平移 m 钻井 方式 监控 方式 直井段04790047900单点测斜仪/电测 定向增斜段47905045.52479050294.2035.77 77.21 弯螺杆MWD 稳斜段5045.525995.515029580035.77632.55转盘MWD 1.5.3.2 井眼轨迹控制措施 直井段(04790m) 开钻前必须对设备进行全面检查，天车、转盘，井口三者的中心线在一条铅垂线 上，偏差不大于 10mm。 领眼钻进井段每接一根单根都 必须用平衡锤对方钻杆校直，保证方钻杆中心对准转 盘中心。 本井段设计采用钟摆组合钻进，加强井眼轨迹监测，每钻进 100m 左右单点测斜 中国石油中国石油 高石高石 101 井钻井工程设计井钻井工程设计 第 9 页 共 66 页 西南油气田分公司西南油气田分公司 2014 年 07 月 01 日 一次，根据实测数据加强分析，及时调整钻井措施，尽可能减少上部井段井斜和位移。 钻至造斜点井深后大排量循环冲洗井底，起钻前必须投测多点测斜仪，测得相应 井段轨迹数据，为制定下步定向钻井措施提供依据。 定向作业前按设计要求调整钻井液性能、对上部直井段进行通井，确保不喷不漏、 井壁稳定、井眼通畅、井底清洁。 增斜段(47905046) 作业前定向井技术服务方应制定详细的施工设计，现场定向井工程师根据地质靶 区要求和实际钻后坐标、补心高度及上部井段实钻情况对设计轨迹及措施进行合理调整， 并向相关作业方进行现场技术交底。 设计在4790m(洗象池)定向钻进，定向方位235，狗腿度控制在4.2/30m 左右，钻 至 5046m 将井斜增至35.77后，稳斜钻进。 定向组合钻具入井后应控制下放速度，不得猛刹猛放，若遇阻应上提钻具、转动 不同方向下放；严禁划眼和悬空处理钻井液。 定向钻进作业前应活动钻具消除反扭矩，保证工具面准确。 定向造斜钻进期间采用 MWD 无线测斜仪监测轨迹，测量间距不超过 30m；根据 造斜情况及时合理调整定向参数和钻井措施，确保井眼轨迹平滑。 若井下情况复杂，需要通井和划眼时，原则上采用上一趟钻具结构，如因实际情 况必须改变钻具结构时，该钻具的刚性必须小于上趟钻具的刚性。 3、稳斜段(50465636m) 定向作业结束后，必须分别用单、双稳定器组合对造斜段进行通井 、划眼，以保证 井眼通畅；入井稳定器必须选用定向井专用稳定器 。 更换钻具组合后应加密(3050m)轨迹监测，根据测斜结果按轨迹需要及时调整下 部钻具结构和钻井参数；当钻具结构特性符合井眼轨迹要求时可适当放宽监测间距。 50465636m 稳斜井段长，钻进中密切注意轨迹监测，根据上部井段实钻情况， 及时进行轨迹预测，及时调整稳定器位置，或提前进行定向，保证地质目标实现。 钻到筇竹寺页岩段，为防止筇竹寺黑色页岩地层垮塌卡钻，可欠尺寸的稳定器钻进， 钻进中必须搞好钻井液的防塌性能，若发现掉块，应取掉稳定器或采用单稳定器过筇竹 寺黑色页岩。 中国石油中国石油 高石高石 101 井钻井工程设计井钻井工程设计 第 10 页 共 66 页 西南油气田分公司西南油气田分公司 2014 年 07 月 01 日 中国石油中国石油 龙岗龙岗 9 井钻井工程设计井钻井工程设计 第 10 页 共 56 页中国石油中国石油 龙岗龙岗 9 井钻井工程设计井钻井工程设计 第 10 页 共 56 页中国石油中国石油 龙岗龙岗 9 井钻井工程设计井钻井工程设计 第 10 页 共 56 页中国石油中国石油 龙岗龙岗 9 井钻井工程设计井钻井工程设计 第 10 页 共 56 页 斜井段易形成岩屑床，钻进中必须保证安全携砂排量，并根据扭矩、摩阻和返出 砂样的变化及时采取有效措施清除岩屑床，分段循环时坚持连续活动钻具，禁止定点循 环。 产层段(56365996m) 实钻中可根据上部井段实际井斜、方位和地质靶区要求灵活调整。 在 149.2mm 井眼钻进中为减低循环压耗，在本井段施工中尽可能减少加重钻杆， 同时调整好钻井液流变性，以减小钻进泵压，确保顺利定向钻进。 在该段钻进中，防止沉砂卡钻是重点，应坚持使用大排量携砂(排量尽可能大于 10L/s)，一旦发现摩阻扭矩增大，有沉淀床存在，要及时进行短起下钻和进行分段循环， 减少岩屑床，确保安全钻进。 斜井段易形成岩屑床，钻进中必须保证安全携砂排量，并根据扭矩、摩阻和返出 砂样的变化及时采取有效措施清除岩屑床，分段循环时坚持连续活动钻具，禁止定点循 环。 施工中应根据实钻井眼轨迹需要，合理调配钻具组合，确保在目标靶体内钻进。 1.3.4 定向井专用工具表 见相应的施工设计。 1.6 钻具组合钻具组合设计设计 1.6.1 钻具组合设计表 开钻次序一开井段，m030 钻具组合图钻具名称 外径 mm 内径 mm 长度 m 累计 长度 m 累计 重量 kN 抗拉抗挤 抗拉 余量 kN 钻铤228.6 76.21822.7966.03 中国石油中国石油 高石高石 101 井钻井工程设计井钻井工程设计 第 11 页 共 66 页 西南油气田分公司西南油气田分公司 2014 年 07 月 01 日 减震器22944.7913.83 钻头660.40.790.792.41 开钻次序二开井段，m30500 钻具组合图钻具名称 外径 mm 内径 mm 长度 m 累计 长度 m 累计 重量 kN 抗拉 抗挤 抗拉 余量 kN 斜坡钻杆S135127 108.6 331.03500458.09 7.05 30.84 2448.01 钻铤165.1 71.4454168.97 362.05 随钻震击器2034.6114.97 288.61 中国石油中国石油 高石高石 101 井钻井工程设计井钻井工程设计 第 12 页 共 66 页 西南油气田分公司西南油气田分公司 2014 年 07 月 01 日 钻铤203.2 71.4454110.37 278.35 钻铤228.6 76.23656.37 157.93 稳定器4421.820.37 53.53 钻铤228.6 76.2918.57 53.53 无磁钻铤228.6 76.299.5727.43 钻头444.50.570.571.33 开钻次序三开井段，m5002970 钻具组合图钻具名称 外径 mm 内径 mm 长度 m 累计 长度 m 累计 重量 kN 抗拉抗挤 抗拉 余量 kN 斜坡钻杆S135127 108.6 2791.16 2970 1171.482.76 2.6 1734.62 钻铤165.1 71.4454178.84 361.77 随钻震击器2034.6124.84 288.33 钻铤203.2 71.4454120.24 278.06 中国石油中国石油 高石高石 101 井钻井工程设计井钻井工程设计 第 13 页 共 66 页 西南油气田分公司西南油气田分公司 2014 年 07 月 01 日 钻铤228.6 76.22766.24 157.64 旁通阀228.60.539.2479.34 钻铤228.6 76.21838.7479.34 稳定器3101.820.7427.14 无磁钻铤228.6 76.2918.9427.14 止回阀2290.59.941.04 螺杆钻具244.599.440.94 钻头311.20.440.440.94 开钻次序四开井段，m29704010 钻具组合图钻具名称 外径 mm 内径 mm 长度 m 累计 长度 m 累计 重量 kN 抗拉 抗挤 抗拉 余量 kN 斜坡钻杆S135127 108.6 3780.3 4010 1406.6 2.3 1.38 1499.5 钻铤165.1 71.4427229.7 309.93 随钻震击器165.13.7202.7 273.21 中国石油中国石油 高石高石 101 井钻井工程设计井钻井工程设计 第 14 页 共 66 页 西南油气田分公司西南油气田分公司 2014 年 07 月 01 日 钻铤165.1 71.44162199267.77 旁通阀165.10.53747.45 钻铤165.1 71.441836.547.45 稳定器215218.522.97 无磁钻铤165.1 71.44916.520.47 止回阀165.10.57.58.23 螺杆钻具1726.777.63 钻头215.90.30.30.34 开钻次序四开井段，m40104790 钻具组合图钻具名称 外径 mm 内径 mm 长度 m 累计 长度 m 累计 重量 kN 抗拉 抗挤 抗拉 余量 kN 斜坡钻杆S135127 108.6 4540 4790 1656.41 1.95 1.15 1249.69 钻铤165.1 71.4427250339.36 随钻震击器165.13.7223302.64 中国石油中国石油 高石高石 101 井钻井工程设计井钻井工程设计 第 15 页 共 66 页 西南油气田分公司西南油气田分公司 2014 年 07 月 01 日 钻铤165.1 71.44 162 219.3 297.19 旁通阀165.10.557.376.87 钻铤165.1 71.443656.876.87 稳定器215220.827.91 钻铤165.1 71.44918.825.41 无磁钻铤165.1 71.4499.813.17 止回阀165.1 63.50.50.80.93 钻头215.90.30.30.34 开钻次序四开井段，m47905046 钻具组合图钻具名称 外径 mm 内径 mm 长度 m 累计 长度 m 累计 重量 kN 抗拉 抗挤 抗拉 余量 kN 斜坡钻杆S135127 108.6 4817.8 5046 1704.48 1.89 1.08 1201.62 钻铤165.1 71.4427228.2 306.84 随钻震击器165.13.7201.2 270.12 中国石油中国石油 高石高石 101 井钻井工程设计井钻井工程设计 第 16 页 共 66 页 西南油气田分公司西南油气田分公司 2014 年 07 月 01 日 钻铤165.1 71.44162197.5 264.67 旁通阀165.10.535.544.35 钻铤165.1 71.44183544.35 无磁钻铤165.1 71.4491719.87 定向接头165.10.587.63 止回阀165.10.57.57.63 弯螺杆钻具1656.777.63 钻头215.90.30.30.34 开钻次序四开井段，m50465636 钻具组合图钻具名称 外径 mm 内径 mm 长度 m 累计 长度 m 累计 重量 kN 抗拉 抗挤 抗拉 余量 kN 斜坡钻杆S135127 108.6 5411 5636 1874.27 1.72 0.97 1031.83 钻铤165.1 71.4427225304.54 随钻震击器165.13.7198267.82 中国石油中国石油 高石高石 101 井钻井工程设计井钻井工程设计 第 17 页 共 66 页 西南油气田分公司西南油气田分公司 2014 年 07 月 01 日 钻铤165.1 71.44 162 194.3 262.38 旁通阀165.10.532.342.06 钻铤165.1 71.441831.842.06 稳定器215213.817.58 无磁钻铤165.1 71.44911.815.08 稳定器21522.82.84 止回阀165.10.50.80.34 钻头215.90.30.30.34 中国石油中国石油 高石高石 101 井钻井工程设计井钻井工程设计 第 18 页 共 66 页 西南油气田分公司西南油气田分公司 2014 年 07 月 01 日 开钻次序五开井段，m56365996 钻具组合图钻具名称 外径 mm 内径 mm 长度 m 累计 长度 m 累计 重量 kN 抗拉抗挤 抗拉 余量 kN 斜坡钻杆S135127 108.6 2654.7959961560.32.073.38 1345.8 斜坡钻杆S13588.9 70.2130873341.21790.142.812.381205.16 钻铤120.7 57.1554254.21 179.53 随钻震击器1206.5200.21 141.73 钻铤120.7 57.15162193.71 136.71 旁通阀120.70.531.7123.31 钻铤120.7 57.151831.2123.31 稳定器1481.813.2110.71 无磁钻铤120.7 57.15911.418.55 稳定器1481.82.412.25 止回阀120.70.40.610.09 钻头149.20.210.210.09 中国石油中国石油 高石高石 101 井钻井工程设计井钻井工程设计 第 19 页 共 66 页 西南油气田分公司西南油气田分公司 2014 年 07 月 01 日 1.6.2 钻具强度校核图 钻具强度校核井段（030m） 钻具强度校核井段（30500m） 中国石油中国石油 高石高石 101 井钻井工程设计井钻井工程设计 第 20 页 共 66 页 西南油气田分公司西南油气田分公司 2014 年 07 月 01 日 钻具强度校核井段（5002970m） 钻具强度校核井段（29704010m） 中国石油中国石油 高石高石 101 井钻井工程设计井钻井工程设计 第 21 页 共 66 页 西南油气田分公司西南油气田分公司 2014 年 07 月 01 日 钻具强度校核井段（40104790m） 钻具强度校核井段（47905046m） 中国石油中国石油 高石高石 101 井钻井工程设计井钻井工程设计 第 22 页 共 66 页 西南油气田分公司西南油气田分公司 2014 年 07 月 01 日 钻具强度校核井段（50465636m） 钻具强度校核井段（56365996m） 中国石油中国石油 高石高石 101 井钻井工程设计井钻井工程设计 第 23 页 共 66 页 西南油气田分公司西南油气田分公司 2014 年 07 月 01 日 1.6.3 钻具使用要求 所有送往井队的钻杆、钻铤、特殊工具、接头、方钻杆等，必须进行探伤等项目 的检查，钻杆、钻铤的技术参数必须符合API 标准相应等级的要求。 各种入井钻具到井场后，工程技术人员要亲自逐根检查、丈量，特殊工具除了有 各种尺寸记录外，要有草图。 钻具内防喷工具的规格尺寸应与安装位置的钻具直径基本一致，压力级别与同开 井口防喷器压力级别相同。 本井必须加强钻具管理，应坚持每趟钻对钻铤及接头探伤、检查并实行定期更换。 钻具组合中坚持使用随钻震击器，并按使用时间进行更换，防止疲劳损坏，尽量减少钻 具事故的发生，提高钻井生产时效。 与稳定器连接的钻铤必须坚持每只钻头更换一次，预防断钻铤事故发生。 采用带稳定器钻具组合钻进时，若发现井漏、垮塌等复杂情况，应及时倒出稳定 器，待井下恢复正常后再加上。每次起钻必须严格检查稳定器的磨损情况，并按要求进 行更换，更换稳定器或调整下部钻具组合后，下钻要特别注意遇阻卡，遇阻后不得硬压， 要划眼通过。 技术套管固井后的各次钻进中应加强套管保护，在钻柱中加装非金属防磨接头， 原则上在井口 3 立柱每柱加 1 个防磨接头。 施工中应加强钻具对套管磨损的监测，岩屑中若出现铁屑必须查明原因并及时采 取针对性的防范措施。 现场准备不同长度 165mm 短钻铤，以满足井眼轨迹控制要求。 螺杆使用要求 螺杆钻具入井前，应检查旁通阀是否失灵以及各连接丝扣是否完好；应进行试运 转，工作正常后方可入井。 螺杆钻具下入井后应控制下放速度，遇阻不得硬砸硬压，应上提钻具转动不同方 向下放。 螺杆钻进时应保持均匀送钻，防止溜钻、顿钻，密切注意泵压变化，当发现泵压 突然上升时应及时将钻具提离井底并分析原因，决定是否起钻检查。 应加强钻井液的净化工作，严格控制固相含量，钻柱内必须安放钻杆滤清器。 1.7 钻井液钻井液设计设计 1.7.1 钻井液完井液设计 常规性能流变参数 静切力 Pa开钻 次序 井段 m 密度 g/cm3 漏斗 粘度 s API 失水 ml 泥饼 mm pH 值 含砂 HTHP 失水 ml 摩阻 系数初切终切 塑性 粘度 mPa.s 动切力 Pa n 值 K 值 Pa.sn 固含 膨润土 含量 g/l 一开 0 30 1.05 1.10 40 100 10 0.5 1 8 9 0.5/ 1 10 5 18 12 20 6 12 0.40 0.70 0.10 0.60 11 45 65 类型配方处理方法与维护 高粘切 膨润土 钻井液 1.06g/cm3的原浆 0.070.2KPAM 适量 CPF 开钻前配制密度为 1.06g/cm3的预水化膨润土浆 140m3，浓度为 1的 KPAM 溶液 40m3。 用密度为 1.06g/cm3的原浆+KPAM 水溶液；粘切较低时，加入 CMC-HV。 加强固控，钻井中保证振动筛除砂器连续使用。 维持井内钻井液含 0.070.2的 KPAM 和一定量 CPF。 井场应储备足够量的堵漏剂，以便及时堵漏。 下套管前用稠浆循环洗井、垫底，固井时将井浆回收到储备罐备用。 二开 30 500 1.05 1.10 35 50 50.5 8 9 0.5 / 0.18 1 3 2 6 8 18 3 8 0.40 0.70 0.10 0.40 11 35 45 类型配方处理方法与维护 中国石油中国石油 高石高石 101 井钻井工程设计井钻井工程设计 第 23 页 共 66 页 西南油气田分公司西南油气田分公司 2014 年 07 月 01 日 聚合物 钻井液 淡水 50%70%高粘膨润土井浆 0.08%0.15%FA367 0.08%0.15%KPAM 0.5%1%CPF 2%3%FRH 0.3%0.5%CaO 加重剂 (按密度需要) 钻塞后加适量 Na2CO3除钙，清淘罐池中的沉砂，减少钻井液无用固相含量。采用聚合 物钻井液钻进，其推荐配方为：淡水+50%70%高粘膨润土井浆 +0.08%0.15%KPAM+0.08%0.15FA367+0.51CPF (或同类产品) +23FRH+0.3%0.5%CaO+加重剂(按密度需要)。 严格控制膨润土含量。正常情况下维护井浆含 0.080.15KPAM、0.080.15FA-367、0.51CPF(或同类)、 23FRH、0.30.5%CaO 钻进，粘度高可加入适量 XY-27，失水大可增加 CPF 加量。 严格控制井浆固相含量，钻进中 100%地使用振动筛，除砂器、除泥器使用率达 85， 离心机使用率 100，及时淘洗灌池，尽量降低井浆的含砂量和钻屑含量。 若井下出现垮塌现象时，在适当增加大分子聚合物和防塌剂加量的同时，还可以适当提 高钻井液密度，以保证井下安全。 如出现水侵应根据井下实际情况，适当提高井浆密度控制出水，同时调整钻井液性能以 满足顺利钻井的要求。 井场应储备足够量的堵漏剂，以便井漏时使用。井漏漏速小于 10m3/h，向井中加入 2%3SDL；以提高井浆的防漏性能，漏速大于 10m3/h 采用综合堵漏法。 常规性能流变参数 静切力 Pa开钻 次序 井段 m 密度 g/cm3 漏斗 粘度 s API 失水 ml 泥饼 mm pH 值 含砂 HTHP 失水 ml 摩阻 系数初切终切 塑性 粘度 mPa.s 动切力 Pa n 值 K 值 Pa.sn 固含 膨润土 含量 g/L 三开 500 1250 1.05 1.10 35 50 5 0.5 7 9 0.5 / 0.18 1 3 2 8 7 20 3 10 0.40 0.70 0.10 0.40 11 30 45 类型配方处理方法与维护 中国石油中国石油 高石高石 101 井钻井工程设计井钻井工程设计 第 24 页 共 66 页 西南油气田分公司西南油气田分公司 2014 年 07 月 01 日 KCl-聚合物 钻井液 井浆 0.10.3%NaOH 0.10.3KPAM 0.51CPF 0.4%0.8%CMC-LV 23FRH 68KCL 加重剂(按密度需要) 钻塞后加适量 Na2CO3除钙，将井浆转化为 KCl-聚合物钻井液进行钻进，并依据井下情况 适当调整钻井液密度以保证井下安全。 正常情况下维持井浆含 0.10.3%NaOH、0.10.3KPAM、0.51CPF、0.40.8CMC- LV、23FRH、68KCL，粘切较高时，加入 XY-27 的水溶液。钻进中应将聚合物处 理剂配成溶液均匀加入，以维护良好的钻井液性能。 严格控制较低膨润土含量和强化固控是控制好井浆性能的关键。钻进中 100%地使用振 动筛，除砂器、除泥器使用率达 85，离心机使用率 100，但在使用离心机时应随时监测钻 井液性能和密度，发现异常及时处理。及时淘洗灌池，尽量降低井浆的含砂量和钻屑含量。 钻进作业中，若发现携砂不良，可采用适当提高钻井液粘度和排量等措施处理。 钻进作业中若发现井壁失稳(出现泵压升高、扭矩增大、返出岩屑增多等现象)，应立即上 提钻柱，增大排量循环，经请示甲方同意后，及时提高钻井液密度，以保证井下安全。 如果发现井下出水必须提高钻井液密度压住水层、控制出水，同时调整钻井液性能以满 足顺利钻井要求。 井场应储备足够量的堵漏剂，以便井漏时及时堵漏。 按设计储备高密度钻井液和加重材料，并每 7 天循环一次高密度钻井液。 常规性能流变参数 静切力 Pa开钻 次序 井段 m 密度 g/cm3 漏斗 粘度 s API 失水 ml 泥饼 mm pH 值 含砂 HTHP 失水 ml 摩阻 系数初切终切 塑性 粘度 mPa.s 动切力 Pa n 值 K 值 Pa.sn 固含 膨润土 含量